Calgary, Alberta. –Canacol Energy Ltd. (TSX:CNE) (Otcqx:Cnnef) (bvc:cnecC) proporcionó su guía de capital y ventas de gas para 2023 con un presupuesto promedio entre US$$138 millones y US$163 millones.
Según publicó la minera canadiense en un comunicado, se prevé que las ventas contractuales de gas para 2023, que incluyen el tiempo de inactividad, oscilan entre aproximadamente 160 millones y 206 millones de pies cúbicos estándar por día («Mmscfpd»). Solo los contratos en firme de 2023 de la Corporación, netos del tiempo de inactividad contractual, promedian 160 mscfpd. Se espera que el precio promedio de venta en cabeza de pozo, neto de los costos de transporte cuando corresponda, sea de aproximadamente $ 4.95/Mcf a $ 5.09/Mcf.
Para 2023, la Corporación está enfocada en los siguientes objetivos:
La perforación de hasta diez pozos de exploración y evaluación en un programa continuó apuntándole a una tasa de reemplazo de reservas 2P de más del 200%.
2. La adquisición de 282 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en el bloque VIM-5 para ampliar el inventario de prospectos de exploración de la Corporación.
3. Continuar avanzando con el nuevo proyecto gasoducto Jobo a Medellín, que adicionará 100 Mmscfpd de nuevas ventas de gas al interior a fines de 2024, lo que permitirá a Canacol aumentar las ventas de gas a más de 300 MMscfpd.
4. Continuar con el retorno de capital a los accionistas vía dividendos y recompras de acciones.
5. Continuar con nuestro compromiso de fortalecer nuestra estrategia e informes ambientales, sociales y de gobierno con el objetivo de mejorar la clasificación de la Corporación en diversos índices de sostenibilidad.
Pozos y adquisición de sísmica 3D de 2023
La mayor parte del programa de capital base de 2023 se enfoca en el gran portafolio de exploración de la Corporación con la perforación de un total de hasta 10 pozos. Nueve de los pozos de exploración y evaluación objetivo se encuentran en los contratos tradicionales de exploración y producción (“E&P”) de la Corporación ubicados en la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena, mientras que un pozo de exploración objetivo se encuentra en un bloque donde la Corporación aún no ha perforado: el pozo Toraba-1 en el Contrato de E&P VMM-49 ubicado en la Cuenca del Magdalena Medio
El pozo Toraba-1 es el primero de varios pozos de exploración que apuntan a un nuevo play de gas convencional Terciario en el Contrato de E&P VMM-49, 100% operado por la Corporación, ubicado en la Cuenca del Magdalena Medio.
Se prevé que el pozo de exploración Toraba-1 se comience a perforar en el tercer trimestre de 2023, y la Corporación estima que le tomará aproximadamente dos meses en perforar, completar y probar.
El pozo exploratorio Toraba-1 está ubicado cerca al gasoducto operado por TGI, que transporta gas desde los campos de gas maduros en declinación, operados por Ecopetrol, ubicados en la región de la Guajira de la costa caribeña hacia el interior de Colombia.
El gasoducto de TGI actualmente tiene aproximadamente 260 MMscfpd de capacidad ociosa, lo que significa que cualquier descubrimiento realizado en Toraba-1 puede comercializarse rápidamente y venderse en el mercado interior.
El consumo actual dentro del mercado interior de Colombia es de aproximadamente 600 MMscfpd, casi todos los cuales se suministran desde los campos de gas maduros en declinación de Ecopetrol.
El programa de perforación de 2023 enfatiza la exploración a medida que la Corporación continúa construyendo su base de reservas, al tiempo que garantiza la capacidad productiva suficiente para cumplir con nuestras ventas de gas pronosticadas después de la entrada del gasoducto de Medellín.
La mayoría de los pozos de exploración de la corporación se centrarán en prospectos definidos en sísmica 3D, y la mayoría estará respaldada por el análisis AVO. La aplicación de la metodología AVO es el medio técnico por el cual la Corporación mitiga los riesgos asociados con la presencia de areniscas cargadas de gas en sus prospectos de exploración, y en gran parte explica la notable tasa de éxito del 82% de la Corporación con su programa de exploración durante los últimos nueve años
La corporación también planea adquirir 282 kilómetros cuadrados de nueva sísmica 3D en el bloque VIM-5, con el objetivo de identificar prospectos de gas para futuras perforaciones de exploración. Se espera que aproximadamente la mitad de los pozos de exploración planificados para 2023 se perforen en el bloque VIM-5, en áreas en las que la Corporación adquirió nueva sísmica 3D en 2022
Con respecto al nuevo play de gas convencional profundo en la cuenca del Magdalena Medio, la perforación del pozo Pola-1, originalmente presupuestado para el 2022, está incluido en un presupuesto contingente de alto gasto para 2023.
La corporación está priorizando la perforación de prospectos terciarios a corto plazo, y busca asegurar toda la maquinaria y capital humano necesarios para garantizar la perforación segura de un pozo técnicamente desafiante.
El extremo inferior del rango guía asume que no habrá ventas interrumpibles en 2023. La mejor estimación de la Corporación es que habrá demanda de ventas de gas interrumpible en el extremo superior del rango guía de 2023 de 206 MMscfpd, incluyendo el tiempo de inactividad contractual.
El precio de venta interrumpible se modela de manera conservadora, lo que resulta en un precio de venta promedio total de gas natural de $ 4.95/Mcf en boca de pozo para el escenario del extremo superior del rango de 206 MMscfpd. Como tal, se prevé que el netback en cabeza de pozo, después de los costos operativos y las regalías, promedie aproximadamente $ 3.81/Mcf.
El escenario del extremo superior del rango guía asume que aproximadamente el 78% de las ventas totales anticipadas de gas sean en contratos en firme, y el 22% restante (aproximadamente 46 MMscfpd) sean ventas interrumpibles.
Canacol actualmente tiene una abundante capacidad productiva de aproximadamente 230 MMscfpd para cumplir con los niveles de producción esperados para 2023.
En 2023, la Corporación continuará avanzando en su proyecto de gasoducto de Jobo a Medellín, incluyendo las siguientes actividades:
1. Comenzar la construcción del gasoducto a fines del tercer trimestre de 2023; y
2. Contratar 25 MMscfpd adicionales de contratos take-or-pay con el fin de llenar completamente los 100 MMscfpd de capacidad de transporte inicial.
La corporación firmó un acuerdo con Shanghai Engineering and Technology Corp (“Setco”) en octubre de 2022 para construir un gasoducto de 289 kilómetros de longitud y 22 pulgadas de diámetro desde la planta de procesamiento de gas de Jobo hasta la ciudad de Medellín. Según los términos del acuerdo, Setco será responsable de pagar el 100% del costo de construcción del gasoducto y será propietario, operará y mantendrá el gasoducto.
La corporación no será propietaria, ni pagará ninguna parte de los costos asociados con el proyecto del gasoducto, incluida su construcción u operación. El único compromiso de Canacol bajo el contrato se limita a la ejecución de un contrato de transporte por el cual la Corporación pagará una tarifa fija por cierto volumen de gas durante un período de tiempo definido.
Retorno a los accionistas de 2023 – mantener el dividendo y continuar recompra de acciones
Canacol espera mantener su dividendo a lo largo de 2023, así como continuar con su plan de recompra de acciones de oferta de emisor de curso normal («Ncib»).
Sobre Canacol
Canacol Energy Ltd. es una compañía de exploración y producción de gas natural enfocada en Colombia. Las acciones ordinarias de la Compañía cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto, la Otcqx en los Estados Unidos de América y la Bolsa de Valores de Colombia bajo el símbolo CNE, Cnnef y Cnec, respectivamente.
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