Gran Tierra Energy reporta utilidad neta de US$36mn en 2T24 y éxitos sostenidos en exploración

*Este comunicado fue traducido por un sistema automático.

Por Gran Tierra Energy

CALGARY, Alberta, 31 de julio de 2024 (GLOBE NEWSWIRE) – Gran Tierra Energy Inc. (“Gran Tierra” o la “Compañía”) (NYSE American:GTE)(TSX:GTE)(LSE:GTE) anunció los resultados financieros y operativos de la Compañía para el trimestre finalizado el 30 de junio de 2024 (“ el Trimestre ”). Todos los montos en dólares están expresados en dólares estadounidenses y los montos de producción se basan en un interés de trabajo promedio (“ WI ”) antes de regalías, a menos que se indique lo contrario. Las cantidades por barril (“ bbl ”) y bbl por día (“ BOPD ”) se basan en las ventas WI antes de regalías. Para conocer los montos por barril basados en la producción neta después de regalías (“ NAR ”), consulte el Informe trimestral de Gran Tierra en el Formulario 10-Q presentado el 31 de julio de 2024.

Mensaje a los accionistas

Gary Guidry, presidente y director ejecutivo de Gran Tierra, comentó: “Durante el segundo trimestre de 2024, Gran Tierra estimuló y agregó sistemáticamente bombas eléctricas sumergibles en cada uno de nuestros pozos Costayaco 56, 57, 58 y 59, que fueron perforados como parte de la campaña de desarrollo 2024. Si bien el estado temporal fuera de línea de estos pozos para las terminaciones planificadas afectó la producción del segundo trimestre, las mejoras han resultado en una mayor producción y todos los pozos están nuevamente en línea. Seguimos entusiasmados con estos pozos de desarrollo que demuestran un mayor potencial para mejorar la recuperación y optimizar el valor a partir de una mayor perforación de desarrollo y optimización de la inyección de agua.

En Ecuador, hemos perforado con éxito un segundo pozo en el campo Bocachico, al oeste del reciente descubrimiento de Arawana, que hemos completado y las pruebas están en marcha. Más recientemente, estamos viendo resultados muy alentadores en el pozo Charapa-B6, al que se le ha extraído muestras de petróleo con excelentes muestras de petróleo en la formación objetivo Hollin y que ahora se está completando para realizar pruebas. Es importante destacar que estamos construyendo dos nuevas plataformas de perforación en el apasionante área del campo Arawana y se espera que la primera esté terminada a principios de septiembre.

Nos sentimos alentados por los resultados preliminares de Bocachico Norte-J1 que confirmaron nuestra interpretación geológica del descubrimiento de Bocachico con potencial de producción en T-Sand, B-Limestone y Basal Tena y esperamos probar cada zona en el tercer trimestre. Esperamos con ansias la segunda mitad del año, donde planeamos perforar el resto de nuestros pozos de exploración de campo cercano de alto impacto en Ecuador, incluida la perforación de dos pozos para evaluar más a fondo el descubrimiento de Arawana. Desde una perspectiva de desarrollo, estamos culminando las obras civiles asociadas a la construcción de infraestructura y plataformas en el Bloque Suroriente en el sur del Putumayo. Esperamos comenzar a perforar pozos en el cuarto trimestre de 2024. Estamos muy satisfechos con los resultados del primer semestre y todavía hay muchos más catalizadores que esperamos en el segundo semestre de 2024”.

Actualización de Exploración en Ecuador:

• Bloque Chanangué
  • Durante el trimestre se perforó y perforó el pozo Bocachico Norte-J1. Los datos de registro y los datos centrales son positivos y se planean pruebas en múltiples zonas, incluida la arena Basal Tena, la arena T y la piedra caliza B, durante el tercer trimestre de 2024. Según los registros, hay yacimientos y zonas productivas netas en Basal Tena, T. -arena y la B-Caliza. B-Limestone no era un objetivo principal, pero tuvo resultados positivos durante la perforación, lo que indica que puede estar conectado a una red de fracturas. La finalización permitirá la combinación de varias zonas cuando esté terminada. Los datos preliminares confirman el conocimiento geológico de Gran Tierra sobre el campo Bocachico y proporcionan más datos sobre el mecanismo de falla entre los campos Bocachico y Arawana.
  • Los pozos Arawana-J1 y Bocachico-J1 continúan arrojando sólidos resultados de producción con una producción combinada de 1.600 a 1.800 BOPD. Gran Tierra planea convertir ambos pozos de bomba de chorro a sistemas de bombeo eléctrico sumergible en la segunda mitad de 2024.
• Bloque Charapa
  • Una vez finalizado el pozo Bocachico Norte-J1, la plataforma se trasladó del Bloque Chanangue al Bloque Charapa. El 14 de julio de 2024, se perforó el pozo Charapa B6 con el objetivo principal en la formación Hollín. Se recuperaron y analizaron 60 pies de núcleo de la estructura Hollin y el núcleo se saturó con petróleo desde la parte superior hasta la base, corroborando aún más la columna de hidrocarburos esperada en nuestro modelo geológico del campo Charapa. Se espera que la perforación concluya esta semana, seguida del revestimiento y las pruebas. Luego de la perforación del pozo Charapa B6, la plataforma comenzará a perforar el pozo Charapa B7 desde la misma plataforma y luego procederá a evaluar el descubrimiento de Arawana.
  • El programa de sísmica 3D del Bloque Charapa ha sido completado y los datos se encuentran actualmente en procesamiento. Las interpretaciones preliminares de los datos 3D de alta calidad confirman la prospectividad potencial y áreas de interés adicionales identificadas en materia sísmica, incluida una mejor definición de la estructura Charapa. Los datos 3D delinearán aún más las reservas, respaldarán las futuras ubicaciones de perforación programadas para 2025 y respaldarán la planificación de desarrollo futuro.

Aspectos destacados clave del trimestre:

• Producción: La producción WI promedio total de Gran Tierra fue de 32,776 BOPD, un aumento del 2% en comparación con el primer trimestre de 2024 ( “el trimestre anterior” ) y un aumento del 4% por acción desde el segundo trimestre de 2023. Durante el trimestre, la Compañía Estimuló e instaló sistemáticamente bombas eléctricas sumergibles en cuatro de los pozos de alta producción de Costayaco que fueron perforados como parte de la campaña de desarrollo 2024. El proceso requirió que cada pozo fuera desconectado por un período de tiempo, lo que afectó negativamente la producción del segundo trimestre de 2024 en aproximadamente 700 BOPD. Los cuatro pozos ahora están nuevamente en funcionamiento con resultados de producción positivos y Gran Tierra anticipa que estas tendencias positivas continuarán durante el resto del año.
• Ingresos netos: Gran Tierra obtuvo ingresos netos de $36 millones, en comparación con una pérdida neta de $0,1 millones en el trimestre anterior y una pérdida neta de $11 millones en el segundo trimestre de 2023.
• EBITDA ajustado ⁽¹⁾ : El EBITDA ajustado ⁽¹⁾ fue de $103 millones en comparación con $95 millones en el trimestre anterior y $97 millones en el segundo trimestre de 2023. La deuda neta ⁽¹⁾ de los doce meses posteriores al EBITDA ajustado ⁽¹⁾ fue 1,3 veces y Se espera que sea inferior a 1,0 veces para finales de 2024, lo que es coherente con la orientación anterior de la Compañía.
• Flujo de fondos de operaciones ⁽¹⁾ : El flujo de fondos de operaciones ⁽¹⁾ fue de $46 millones ($1,48 por acción), un 38 % menos que el trimestre anterior y un 13 % menos que el segundo trimestre de 2023. El principal impulsor de la disminución de los fondos El flujo es el resultado de una planificación fiscal que resultó en el aumento inmediato de los impuestos actuales en $28 millones. La compañía revisó estratégicamente su declaración de impuestos de 2022 para utilizar el saldo de sus cuentas por cobrar de impuestos a largo plazo para compensar las obligaciones tributarias corrientes, en lugar de aplicar pérdidas operativas netas pendientes de amortizar. Esta decisión fue impulsada por mayores tasas impositivas actuales y futuras y una mayor rentabilidad en Colombia. Como resultado, el gasto por impuestos corrientes aumentó en aproximadamente $28 millones, pero esto fue compensado por cuentas por cobrar por impuestos a largo plazo, lo que no generó ninguna salida de efectivo. Sin embargo, el aumento de los gastos tributarios afectó negativamente nuestro flujo de fondos provenientes de las operaciones ⁽¹⁾ . No obstante, este enfoque preservó nuestras pérdidas operativas netas pendientes de amortizar de aproximadamente $85 millones para períodos futuros, proporcionando un mayor beneficio fiscal en 2024 y en el futuro. Esta iniciativa fiscal también nos permitió recuperar $18 millones de impuestos por cobrar en 2024 y acelerar la recuperación de un estimado de $65 millones de impuestos por cobrar durante los próximos tres años.
• Efectivo y Deuda: Al 30 de junio de 2024, la Compañía tenía un saldo de caja de $115 millones, una deuda total de $637 millones y una deuda neta ⁽¹⁾ de $521 millones.
• Recompra de acciones: Gran Tierra compró aproximadamente 0,4 millones de acciones durante el trimestre. Desde el 1 de enero de 2023 hasta el 29 de julio de 2024, la Compañía recompró aproximadamente 3,9 millones de acciones, o el 11% de las acciones emitidas y en circulación al 1 de enero de 2023, del flujo de caja libre ⁽¹⁾ .
• Retorno sobre el capital promedio empleado ⁽¹⁾ : Se logró un retorno sobre el capital promedio empleado ⁽¹⁾ del 18 % durante el trimestre y del 17 % durante los últimos 12 meses.

Métricas financieras clave adicionales:

• Gastos de capital: Los gastos de capital de $61 millones fueron superiores a los $55 millones del trimestre anterior debido al lanzamiento de una campaña de perforación y sísmica 3D de exploración en 2024, además de las terminaciones de los pozos de desarrollo de Costayaco durante el trimestre y por debajo de los $66 millones en comparación. al segundo trimestre de 2023.
• Ventas de petróleo: Gran Tierra generó ventas de petróleo por $166 millones de dólares, un 5% más que en el segundo trimestre de 2023 como resultado de un precio más fuerte del Brent y menores diferenciales de petróleo de Vasconia, Castilla y Oriente, compensados por un 5% menos de volúmenes de ventas como resultado de un mayor acumular inventario debido al momento de las ventas. Las ventas de petróleo aumentaron un 5% con respecto al trimestre anterior, principalmente debido a un aumento del 4% en el precio del Brent y diferenciales de petróleo de Castilla y Vasconia más estrechos, compensados por un diferencial de petróleo de Oriente ligeramente mayor y un volumen de ventas un 2% menor.
• Descuentos en calidad y transporte: Los descuentos en calidad y transporte por barril de la Compañía disminuyeron durante el trimestre a $12,79, en comparación con $15,36 en el trimestre anterior y $14,10 en el segundo trimestre de 2023. El diferencial de petróleo de Castilla por barril se redujo a $8,21 desde $8,82 en el Trimestre anterior y de $9.41 en el segundo trimestre de 2023 (Castilla es el punto de referencia para la producción de petróleo de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena de la Compañía). El diferencial de Vasconia por barril se redujo a $4,00 desde $5,05 en el trimestre anterior y desde $5,53 en el segundo trimestre de 2023. Finalmente, el punto de referencia ecuatoriano, Oriente, por barril fue de $8,38, frente a $8,02 en el trimestre anterior y por debajo de $11,43. hace un año. El diferencial actual ⁽²⁾ de Castilla es de aproximadamente $9.40 por bbl, el diferencial de Vasconia es de aproximadamente $4.60 por bbl y el diferencial de Oriente es de aproximadamente $9.00 por bbl.
• Gastos operativos: Los gastos operativos de Gran Tierra disminuyeron un 3% a $47 millones, en comparación con el trimestre anterior, principalmente debido a menores actividades de reparación. En comparación con el segundo trimestre de 2023, los gastos operativos disminuyeron un 3 % desde $48,5 millones, principalmente debido a menores costos de elevación, parcialmente compensados por mayores actividades de reparación. Por barril, los gastos operativos aumentaron un 2 % en comparación con el segundo trimestre de 2023 y disminuyeron un 1 % en comparación con el trimestre anterior.
• Gastos de transporte: Los gastos de transporte de la Compañía aumentaron un 24 % a $6 millones, en comparación con el trimestre anterior de $5 millones y aumentaron un 54 % desde $4 millones en el segundo trimestre de 2023. Los gastos de transporte en el trimestre fueron mayores como resultado de Gran Tierra utiliza puntos de entrega a mayor distancia debido a los bajos niveles de agua en el río Magdalena.
• Netback operativo ⁽¹⁾⁽³⁾ : El netback operativo ⁽¹⁾⁽³⁾ de la Compañía fue de $38,80 por barril, un 10 % más que el trimestre anterior y un 12 % más que el segundo trimestre de 2023.
• Gastos generales y administrativos (“G&A”): En proporción al aumento de la actividad, los gastos generales y administrativos antes de la compensación basada en acciones fueron de $3,69 por barril, frente a $3,22 por barril en el trimestre anterior debido al aumento de la actividad, gastos de consultoría y tecnología de la información y frente a $3,12. por bbl, en comparación con el segundo trimestre de 2023 debido al aumento de la actividad y los gastos en tecnología de la información, los gastos generales de oficina y las comisiones bancarias.
• Netback en efectivo ⁽¹⁾ : El netback en efectivo ⁽¹⁾ por bbl fue de $15,85, en comparación con $25,13 en el trimestre anterior, principalmente como resultado de mayores gastos por impuestos corrientes de $14,54 por bbl en comparación con un gasto por impuestos corrientes de $1,33 por bbl en el trimestre anterior. (ver explicación arriba en la sección flujo de fondos de operaciones). En comparación con hace un año, el retorno neto en efectivo ⁽¹⁾ por barril disminuyó $1,52 desde $17,37 por barril como resultado de mayores impuestos corrientes en el trimestre mencionado anteriormente y compensado por precios realizados más fuertes.

El comunicado completo está disponible aquí .