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Foto: @FronteraEnergy

Frontera Energy anunció los resultados operacionales y financieros del tercer trimestre de 2019, destacando que mantiene una producción estable de 70.213 barriles de petróleo equivalente (bpe/d), un incremento del 6% con respecto al mismo periodo del año pasado.

Richard Herbert, CEO de Frontera, comentó: “La unidad de crudos pesados, que es la piedra angular de la estabilidad de nuestra producción a largo plazo, ha tenido gran éxito en 2019. Campo Quifa, en el Meta, logró alcanzar una producción de 50.000 barriles diarios en los meses pasados, el nivel más alto
desde 2015”.

En total se perforaron 31 pozos de exploración y desarrollo en el tercer trimestre de 2019. El bloque CPE-6, en el Meta, ha mostrado buenos resultados tanto en la perforación de desarrollo, que ha arrojado tasas de producción superiores a las esperadas, como en los pozos de exploración en el campo Hamaca.

Por su parte, el EBITDA operativo fue de US$ 126 millones, un 35% mayor al del tercer trimestre de 2018, y la utilidad por barril (netback) fue de US$29.61, representando un 15% más que en el mismo periodo del año pasado, esto gracias a la disminución de los costos de producción del 18% y de los costos de transporte del 13%.

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Campo Quifa logró alcanzar producción de 50.000 barriles diarios, su nivel más alto desde 2015: Frontera 

Frontera Energy anunció sus resultados financieros y operacionales en el primer trimestre de 2019. El ingreso neto fue de US$ 46 millones en el primer trimestre de 2019 comparado con una pérdida neta de US$ 117 millones en el cuarto trimestre de 2018 y una pérdida neta de US$ 3 millones en el primer trimestre de 2018, impulsado por mayores precios del petróleo y menores costos de operación y transporte.

El EBITDA operativo de US$ 145 millones fue un 22% superior al cuarto trimestre de 2018 y un 68% superior al primer trimestre de 2018.

La producción promedio del primer trimestre fue de 67.974 barriles de petróleo equivalente por día (bpe/d). La producción de Colombia aumentó un 4% en comparación con el cuarto trimestre de 2018, impulsada por la producción de petróleo pesado y liviano.

La producción actual supera los 75.000 (bpe/d) por la reanudación de la producción del Bloque 192 en Perú en marzo de 2019.

El netback operativo (ingreso por barril) durante el primer trimestre de 2019 fue de US$ 30.23/bpe, un 28% más que en el cuarto trimestre de 2018, impulsado por mayores precios y menores costos de producción y transporte.

Los costos de producción de US$ 70 millones fueron 17% más bajos que el cuarto trimestre de 2018.

Los costos de transporte de US$ 72 millones fueron un 5% más bajos que el cuarto trimestre de 2018.

Los gastos generales y administrativos de US$ 16 millones en el primer trimestre de 2019 disminuyeron un 24% en comparación con el cuarto trimestre de 2018 debido a la materialización de varias iniciativas de ahorro.

Al respecto, Richard Herbert, CEO de la compañía, afirmó: “Fue un trimestre excepcional para Frontera, tanto operacional como financieramente. Continuamos cumpliendo con nuestro compromiso de mantener la producción mientras desarrollamos activos para crecer a largo plazo”.

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En primer trimestre, Frontera Energy tuvo ingresos por US$46 millones 

 

Foto: Pixabay

El consorcio conformado por Frontera Energy (50%) y GeoPark (50%) informa que le adjudicaron dos contratos de producción compartida en la Ronda Intracampos de Ecuador.
 

Los bloques exploratorios Perico y Espejo son prospectivos y de bajo riesgo, y están ubicados en la provincia de Sucumbíos, al noreste de Ecuador en la cuenca Oriente. Tienen un área de aproximadamente 13.504 hectáreas.
 

Los bloques fueron adquiridos bajo un contrato inicial de exploración por cuatro años, con la opción de extender el periodo de exploración por dos años adicionales. La compañía estima que la inversión bruta total durante la fase de exploración, incluyendo el programa mínimo exploratorio y el programa exploratorio adicional, será de US$64 millones, de los cuales US$32 millones corresponderán a Frontera Energy.
 

Los dos bloques están cubiertos con sísmica 3D y están adyacentes a múltiples descubrimientos y campos productores. La cuenca Oriente es uno de los sistemas más prolíficos en América Latina, con una producción actual de ‪500.000‬ barriles de petróleo diarios (bbl/d) y con excelente acceso a infraestructura con capacidad disponible y una industria de servicios bien desarrollada.
 

Richard Herbert, CEO de la compañía, comentó: “Estamos muy entusiasmados con los resultados de la Ronda Intracampos, ya que estos dos bloques con alto potencial eran nuestra primera opción. Esta adjudicación marca la entrada de Frontera a Ecuador y es otra iniciativa encaminada a mejorar nuestras perspectivas de crecimiento a mediano y largo plazo”.
 

“Esta exitosa oferta de Ecuador consolida la posición de Frontera en la región. Nos complace estar asociados con GeoPark, que tiene experiencia y operaciones significativas de petróleo y gas en Suramérica”, concluyó Herbert.
 

El bloque Perico consta de 7.170 ha. Los compromisos exploratorios incluyen la perforación de cuatro pozos, 72 km2 de reprocesamiento sísmico 3D, 72 km2 de magnetometría y gravimetría, y un programa geoquímico de superficie.
 

Por su parte, el bloque Espejo tiene 6.334 ha. Los trabajos incluyen la perforación de cuatro pozos, más un programa de adquisición sísmica 3D de 55 km2, 74 km2 de reprocesamiento sísmico 3D, 63 km2 de magnetometría y gravimetría, y un programa geoquímico de superficie.

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Frontera y GeoPark adquirieron bloques en Ronda Intracampos de Ecuador

Este martes, Fitch Ratings señaló que la solicitud de consentimiento recientemente anunciada por Frontera Energy (antes Pacific Rubiales) Corporation es un potencial crédito negativo. La propuesta permitiría distribuciones a los accionistas de hasta USD100 millones por año.

No es probable que la estructura de capital de Frontera se vea afectada inmediatamente por la aprobación del consentimiento de los tenedores de bonos. Sin embargo, Fitch cree que la calidad crediticia de la compañía podría comenzar a deteriorarse como resultado de un aumento en las distribuciones a los accionistas. Además, la solicitud solicitará permiso para distribuir los ingresos de las ventas de activos a los accionistas más allá de los límites de distribución propuestos. El contrato existente permite distribuciones anuales equivalentes al mayor de USD40 millones o 50% de la Utilidad Neta, a partir de 2019. Al 30 de septiembre de 2018, la compañía reportó un déficit de ingresos netos de USD151 millones.

Fitch cree que la inversión intensiva sería necesaria para que Frontera mantenga un perfil operacional consistente con su calificación 'B +', a pesar de las sólidas métricas actuales de la compañía para la categoría de calificación. Fitch estima que ha habido mejoras moderadas en la vida de la reserva de 4.5 años al final del año 2017 a alrededor de cinco años durante los primeros nueve meses de 2018. Fitch aún considera que estos niveles de vida de la reserva son bajos en comparación con sus pares en el nivel de calificación de Frontera. Además, en el mismo período, la producción de Frontera se contrajo en un 13% a 63 mil barriles de petróleo equivalente por día (boepd) de 72 mil boepd para el período de 12 meses finalizado el 31 de diciembre de 2017.

También se mantiene la incertidumbre sobre el impacto de la liquidez de las disputas por el contrato de transporte de Frontera con Oleoducto Bicentenario de Colombia SAS (Bicentenario) y Oleoducto Central SA (OCENSA). La finalización exitosa de estos contratos podría reducir significativamente los costos de transporte de Frontera y dar como resultado una generación de flujo de efectivo incremental de más de USD100 millones por año. Una decisión de arbitraje a favor de las compañías de transporte, por otro lado, podría presionar los saldos de efectivo de Frontera precisamente cuando la compañía está transfiriendo fondos a los accionistas. Al 30 de septiembre de 2018, Frontera había pagado USD82 millones en tarifas de capacidad suspendida y había acumulado USD33 millones de tarifas en disputa luego de la terminación de sus contratos de transporte con Bicentenario y OCENSA.

Las calificaciones de Frontera reflejan la relativamente pequeña escala de producción de la compañía, la baja diversificación de activos y la corta vida de reserva. Fitch anticipa que esa compañía adoptará una estrategia de inversión más agresiva a mediano plazo para ayudar a mejorar su perfil de producción y vida de reserva. Esta estrategia podría generar un FCF negativo en gran parte del horizonte de calificación que se vería mitigado por una estructura de capital excepcionalmente sólida entre pares. 

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Se mantiene incertidumbre por impacto de disputas por contrato de Frontera Energy con Bicentenario y OCENSA: Fitch Ratings

S&P Global Ratings confirmó su calificación de riesgo crediticio de largo plazo en escala global de ‘BB-’ de Frontera Energy Corporation. También confirmamos nuestra calificación de emisión de ‘BB-’ de las notas senior no garantizadas por US$350 millones con vencimiento en 2023. La perspectiva se mantiene estable.

Según la calificadora, la confirmación refleja nuestra expectativa de que Frontera seguirá reportando un desempeño operativo y financiero estable durante los próximos 12 meses debido a los precios esperados favorables del petróleo, producción estable de crudo, y ahorros en transporte derivados de la renegociación de los contratos de compra obligatoria (take or pay) de oleoductos. 

Al 30 de junio de 2018, los ingresos de Frontera aumentaron 13% y tuvieron mayor rentabilidad en comparación con el último año, lo que dio como resultado un índice de deuda a EBITDA de 1.4x, FFO a deuda de 63.5%, y FOCF a deuda de 19.1%. 

"Consideramos que la compañía mantendrá márgenes sólidos, en torno a 40%, y una generación interna de flujo de efectivo robusta en los próximos 12 meses. Esto, aunado a un fuerte balance de efectivo en torno a US$550 millones al 30 de junio de 2018, le permitirá a Frontera realizar gastos de inversión (capex) significativos para mantener su producción y reemplazo de reservas a la vez que mantiene su deuda ajustada en torno a US$620 millones" señaló. 

Además, la compañía emitió notas senior no garantizadas por US$350 millones en junio de 2018, por debajo de la cantidad propuesta de US$500 millones, lo que llevó a una deuda menor a la esperada. 

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S&P confirma calificaciones de Frontera Energy 

 

Frontera Energy anunció que obtuvo resultados positivos en la perforación del pozo Acorazado-1, ubicado en el bloque Llanos 25 en el Meta, el cual es 100% propiedad de la compañía. El pozo fue perforado antes del tiempo previsto y por debajo de lo presupuestado.

 

Acorazado-1 alcanzó una profundidad de 15.470 pies en la formación Mirador, y varias evaluaciones han confirmado la presencia de hidrocarburos en diferentes posibles zonas productoras. Como resultado, Acorazado-1 está siendo revestido como potencial pozo productor. Ahora la compañía realizará pruebas más extensas para determinar de manera concluyente los resultados del pozo, lo cual tomará varias semanas.

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Frontera Energy anuncia resultados positivos en perforación de pozo Acorazado-1 en Meta

 

"La empresa utilizará los recursos para el repago de sus notas garantizadas con vencimiento en 2021, así como para gastos de capital e inversiones. Las notas se benefician de las garantías de Frontera Energy Colombia S.A., Pacific Stratus Energy del Peru S.A. y Pacific Midstream Holding Co., las cuales generan más del 90% del EBITDA de la empresa. Las nuevas notas tendrán las siguientes restricciones financieras (covenants): deuda bruta a EBITDA menor a 3.0x e índice de cobertura de intereses mayor a 2.5x" explica la calificadora.

"Aunque las notas duplicarán el apalancamiento de Frontera y debilitarán sus indicadores crediticios, esperamos que presente un índice de deuda a EBITDA en torno a 1.7x y de fondos operativos a deuda en torno a 50% en los siguientes dos años, lo que aún estará en línea con nuestra calificación de riesgo crediticio de la empresa. El mayor EBITDA de Frontera, derivado de los mayores precios del petróleo, y nuestras expectativas de cierto ahorro en los costos de transporte, deberían mitigar las bajas en la producción, en nuestra opinión. Las nuevas notas retirarán el paquete de garantías, extenderán el perfil de vencimientos de deuda de Frontera y disminuirán la tasa de interés. Estos factores generarán algunos ahorros, le permitirán a la empresa mantener su liquidez adecuada, y también le permitirán continuar invirtiendo a fin de estabilizar su producción luego de perder uno de sus campos más grandes" añade.

"Nuestras calificaciones de Frontera reflejan su posición como el operador de petróleo y gas independiente más grande en Colombia, incluso después de regresar el campo de Rubiales después de que su concesión de operación había expirado. Sin embargo, Frontera es considerablemente menor que su par colombiano, Ecopetrol S.A. (BBB-/Estable/--), y que sus pares a nivel mundial en términos de producción y reservas. Frontera ha estado trabajando en reducir sus elevados costos de transporte fijos, al tiempo que trata de eliminar los contratos de compra obligatoria (take-or-pay) futuros para reducir costos" puntualiza.

"Para mayor información sobre la calificación crediticia de emisor de la empresa consulte nuestro comunicado “S&P Global Ratings sube calificaciones de Frontera Energy Corporation a ‘BB-’ de ‘B+’ por mejor desempeño financiero; la perspectiva es estable”, publicado el 29 de noviembre de 2017" finaliza.

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S&P Global asignó calificación BB- a notas senior no garantizadas por US$500 millones de Frontera Energy

Pacific Exploration & Production Corporation anunció que cambió su nombre corporativo a Frontera Energy Corporation para marcar el comienzo de una nueva era para la compañía.   

La visión de Frontera es consolidar como una empresa enfocada en la exploración y producción de bajo costo. Frontera también está comprometida con la seguridad y el éxito de sus empleados y en establecer.

La compañía valora las relaciones que construye con sus proveedores, socios, gobierno y comunidades de las zonas en las que opera.   

Barry Larson, CEO de Frontera Energy, comentó: "Nuestra nueva identidad corporativa refleja la significativa transformación que la compañía ha tenido a raíz de su reestructuración, así como un nuevo enfoque progresista y disciplinado que generará éxito.

Para asegurar que la compañía pueda mantener una producción y crecimiento sostenibles, la junta directiva tomó las medidas necesarias para reducir el enfoque geográfico, la escala organizacional y los costos, al tiempo que se maximiza la eficiencia operativa y de costos”.   

Larson agregó: “La compañía tiene una cultura renovada y unos valores arraigados, con énfasis en la salud, la seguridad y el ambiente, los cuales han sido internalizados por nuestros empleados.

Manteniéndonos fieles a nuestros nuevos valores de integridad, respeto, compromiso y sostenibilidad, Frontera está equipada para avanzar en esta nueva era de prosperidad”.   

Por su parte, Gabriel de Alba, Presidente de la Junta Directiva de Frontera Energy, comentó: "Frontera será un productor competitivo de bajo costo y mantendrá su posición como líder del mercado a largo plazo al mantener la disciplina y enfocarse en los márgenes, y no solo en la producción. La compañía tiene un enfoque estratégico renovado, un flujo de caja positivo, un balance sólido, una reducción significativa de las cuentas por pagar, y cuenta con una junta directiva con las habilidades y experiencia únicas para guiar la gestión e impulsar la creación de valor para todos los grupos de interés".   

La dirección estratégica de la compañía está impulsada por los cuatro pilares de creación de valor de Frontera:   

1.  Reestructuración exitosa ·        

La reestructuración exitosa de la deuda crea un balance sólido y un foco renovado en mejorar constantemente a lo largo de la organización ·        

Una nueva junta y equipo directivo comprometidos con los más altos estándares de gobierno corporativo, enfocado en la creación de valor y crecimiento disciplinado   

2.  Retorno continuo ·        

Continuar optimizando la estructura corporativa para lograr ahorros en gastos administrativos y operativos ·        

Esfuerzo constante para mejorar los márgenes, gestión de gastos generales y creación de eficiencias operativas   3.  Incremento de la producción y potencial exploratorio ·        

Reducción del enfoque geográfico, disminuyendo la escala organizacional, la complejidad y el costo ·        

Actividades enfocadas en el valor y no en los volúmenes ·        

Optimización del plan de crecimiento orgánico de la producción mediante exploración y perforación de desarrollo de áreas altamente prospectivas   

4.  Liberación de valor ·        

Estrategia de desinversión centrada en los activos no esenciales de baja prospectividad para reducir compromisos exploratorios futuros y mejorar la liquidez ·        

Captar el potencial de los activos de infraestructura de alto valor.

La identidad de Frontera se basa en los valores fundamentales de la compañía:       

INTEGRIDAD: Dirigir con el ejemplo, actuar de forma coherente y transparente, y mantener un diálogo abierto y claro en todas las relaciones que sostenemos con nuestros grupos de interés.        

RESPETO: Inclusión y diversidad de valores, aprender de la experiencia y valorar todos los puntos de vista.   

COMPROMISO: Demostrar responsabilidad por las decisiones, trabajar juntos para alcanzar los objetivos y esforzarnos por alcanzar la excelencia a través de la innovación, la adaptación y el aprendizaje.        

SOSTENIBILIDAD: Preservar y cuidar el bienestar de los empleados y contratistas, promover la seguridad en todas las operaciones, promover y proteger la creación de valor social, económico y ambiental, e involucrarse positivamente con todos los grupos de interés.   

El nuevo nombre entrará en vigencia de inmediato y se aplicará en toda la compañía durante el 2017. El nuevo sitio web de la compañía es www.fronteraenergy.ca    

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PacifIc E&P ahora será Frontera Energy Corporation 

Pacific Exploration & Production (Pacific E&P) presentó sus resultados operaciones y financieros del primer trimestre de 2017.
 
Barry Larson, CEO de la compañía, comentó: “Pacific ha tenido un buen comienzo. Nuestros esfuerzos para maximizar el valor de los activos no relacionados con exploración y producción, y reducir los costos totales son evidentes en los resultados. El primer trimestre de 2017 es una clara indicación de que todos en Pacific E&P estamos haciendo los ajustes necesarios para mejorar el desempeño operacional y financiero de la compañía”.
 
La producción neta del primer trimestre, luego de regalías y consumo interno, fue de 72.524 barriles de petróleo equivalente por día (bpe/d), representando un aumento de 4% comparado con el cuatro trimestre de 2016. Esto principalmente por la reactivación de la perforación en los campos de crudo pesado y al aumento en la producción del bloque 192 en Perú.

Durante el primer trimestre de 2017, la producción de crudo pesado aumentó 12% en comparación con el cuarto trimestre de 2016. Durante el primer trimestre de 2017 se perforaron 21 pozos de desarrollo en los campos Quifa SW y CPE-6. Adicionalmente, se perforaron 5 pozos de desarrollo en los campos Cubiro, Guatiquía y Orito.

Los costos operacionales, incluyendo producción, transporte y diluyente, se redujeron de US$27,98/bpe en el trimestre pasado a US$25,91/bpe en el primer trimestre de 2017. 

La disminución se debió principalmente al aumento en los volúmenes producidos y a los menores costos de producción, los cuales pasaron de US$79.0 millones en el cuarto trimestre de 2016 a US$67.4 millones en el primer trimestre de 2017.

En febrero de 2017 el Oleoducto Bicentenario disminuyó sus tarifas de transporte de US$8,54/bbl a $7,56/bbl.
 
Con el aumento en los precios de venta, los mayores volúmenes de producción vendidos y los menores costos operativos se obtuvieron los siguientes resultados financieros:

Los ingresos aumentaron de US$270 millones a US$317 millones en el primer trimestre de 2017. El precio promedio de venta de petróleo y gas fue de US$45,95/bpe, comparado con US$41,92/bpe en el cuarto trimestre de 2016.

El netback operativo para el primer trimestre de 2017 fue de US$20,04/bpe, 44% superior a los US$13,94/bpe del cuarto trimestre de 2016.

El EBITDA operativo aumentó de US$44 millones en el periodo pasado a US$92 millones en el primer trimestre de 2017.

Los costos administrativos (excluyendo reestructuración y gastos por terminación) disminuyó a US$28 millones en el primer trimestre de 2017. En el cuarto trimestre del año pasado fueron de US$40 millones, y en el primer trimestre de 2016 fueron de US$33 millones.

Durante el primer trimestre de 2017, la utilidad neta atribuible a los accionistas de la matriz fue de US$8.5 millones, comparada con la pérdida neta de US$900.9 millones en el mismo período del año anterior, como resultado de una menor ganancia bruta por la expiración del contrato Rubiales-Pirirí, compensada por un menor agotamiento, depreciación y amortización, y a la reversión de deterioro reconocida durante el primer trimestre de 2017.

El total de gastos de capital pasó de US$64 millones en el cuarto trimestre de 2016 a US$38 millones en el primer trimestre de 2017.
 
El CEO agregó: "Pacific está posicionada para desempeñarse bien en 2017, un año crítico, ya que la empresa cambia su enfoque y sus recursos hacia la producción sostenible a través de la perforación de desarrollo y el crecimiento a través de la exploración de bajo riesgo. Con la revisión del amplio portafolio de activos, hemos logrado reducir compromisos por US$67.6 millones. El objetivo de Pacific es mejorar los márgenes y generar mayores ganancias para el capital invertido”.

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En primer trimestre, producción de crudo pesado de Pacific aumentó 12%

Según información revelada por Reuters, la canadiense Pacific Exploration & Production busca asociarse con Petroperú para así extender su operación en el lote de crudo más grande de Perú y ambas buscan negociar un acuerdo antes de que finalice su contrato de explotación.

Pacific ganó en agosto de 2015 un contrato para explotar por dos años el lote 192, ubicado en la Amazonia cerca de la frontera con Ecuador, pero su producción está suspendida desde febrero del año pasado por la paralización del oleoducto estatal norperuano por varias rupturas.

Antes de la suspensión, Pacific producía entre 10.000 y 12.000 barriles por día en el lote.

Al respecto, Luis García Rosell presidente de la estatal peruana señaló que el oleoducto, operado por Petroperú y que transporta crudo desde la selva hacia la costa, estaría operativo en julio y después Pacific tendría 18 meses más para producir antes de finalizar su contrato. Después de este periodo, el lote 192 debería ser regresado a Petroperú. 

"Ellos tienen toda la intención de continuar (...) y lo que están buscando es asociarse con Petroperú" que contaría con un 25% en el lote petrolero. "Estamos iniciando ese proceso de negociaciones con Pacific para ir en conjunto", dijo García Rosell.

Pacific no haría grandes inversiones si no se ve una ampliación del plazo de operación en el lote, pero "si participamos de igual forma en que participamos con Geopark, la situación cambia y ellos empezarían a hacer inversiones", argumentó.

La firma canadiense confirmó en un correo enviado a Reuters su interés en desarrollar el "potencial" del lote de la mano de Petroperú. Pacific dijo que tiene la experiencia técnica y un modelo de sostenibilidad robusto para explotar el lote bajo los "altos estándares de responsabilidad social y ambiental".

El esquema que se busca con Pacific sería similar al que tiene Petroperú con Geopark en el lote 64, en el norte de Perú, donde la estatal es socia minoritaria. La producción estimada en este lote es de 6.000 barriles diarios para la segunda mitad del 2019.

Pacific además debe resolver una disputa en el lote 192 con nativos que tomaron sus instalaciones para reclamar el pago de una compensación por el uso de sus tierras.

En tanto, Petroperú ejecuta un plan de modernización con una inversión estimada de 5.400 millones de dólares, la cual será financiada por préstamos y una emisión de bonos.

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Pacific busca asociarse con Petroperú para extender operación en lote de crudo más grande de Perú