Canacol Energy ganó en el trimestre, pero va perdiendo en el año

Según explicó Canacol Energy, la pérdida neta realizada durante los nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2020 se debe únicamente al gasto fiscal diferido no monetario de US$39,3 millones, que se debe principalmente al efecto de la reducción del tipo de cambio del peso colombiano en el valor de las pérdidas y costos fiscales no utilizados.

Durante el tercer trimestre, los volúmenes de ventas contractuales de gas natural realizados aumentaron un 11% y un 33% hasta 163 MMscfpd y 172,2 MMscfpd para los tres y nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2020, respectivamente, en comparación con 146,4 MMscfpd y 129,7 MMscfpd para los mismos períodos de 2019. 

Los volúmenes promedio de producción de gas natural aumentaron 10% y 31% a 162 MMscfpd y 171,5 MMscfpd para los tres y nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2020, respectivamente, en comparación con 147,6 MMscfpd y 130,9 para los mismos períodos de 2019. 

El aumento se debe principalmente a la finalización de la expansión del gasoducto desde sus campos de producción ubicados en Jobo, en el departamento de Córdoba, hasta las ciudades de Cartagena y Barranquilla, con una capacidad de 100 Mpcd, a finales del tercer trimestre, compensado por la disminución de las ventas como resultado de la pandemia de la covid-19. 

De esta forma, los ingresos totales de gas natural, netos de regalías y gastos de transporte, aumentaron 2% y 21% a US$56,3 millones y US$179,5 millones para los tres y nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2020, respectivamente.

Por otra parte, el EbitdaX disminuyó un 8% para los tres meses y aumentó 15% para los nueve terminados el 30 de septiembre, a US$42,3 millones y US$141,6 millones, respectivamente.

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Perspectiva

Para el resto de 2020, la corporación planea comenzar la perforación de dos pozos de exploración de gas adicionales, Flauta-1 y Siku-1. Además, espera agregar dos nuevos contratos de exploración y producción a su portafolio: el bloque VIM-44, que se encuentra en la Cuenca Inferior del Magdalena, adyacente a su área principal de producción de gas, y el bloque VMM-47, ubicado en la Cuenca del Magdalena Medio. 

La Corporación espera que la demanda nacional de gas incremente en 2021 frente a los niveles de 2020, dada la actual propagación de la covid-19 en Colombia. Permanece la incertidumbre con respecto tanto a la demanda futura de gas como a los precios interrumpibles, dependiendo de la trayectoria de la pandemia en Colombia.

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