Renta Variable 2 de Agosto de 2012

Transcripción

1 Resultados Financieros Petrominerales 2T2012 Los resultados financieros del 2T2012 fueron negativos en línea con nuestras estimaciones. Los ingresos y la producción presentaron fuertes descensos. El ingreso supero nuestra expectativa (+7%), aunque las utilidades fueron inferiores a nuestra estimación (-12%). Este resultado corresponde a mayores gastos de producción (+30% a/a), menores ventas de petróleo (-18% a/a), menores precios del petróleo (-6% a/a) y mayores tasas agotamiento (+57% a/a). La utilidad neta fue US$65.8 millones, inferior a los US$75 millones que esperábamos. Resultados Financieros Durante el trimestre Bromelia-1 alcanzó su profundidad total de pies el 9 de mayo. El pozo muestra una sección de petróleo y otra de gas. El análisis petrofísico de la sección de petróleo indica que hay 142 pies de arenas netas con potencial presencia de hidrocarburos en seis formaciones diferentes; los intervalos más grandes fueron las Formaciones Barco, Mirador y Carbonera. En la Formación Barco, pese a demostrar características positivas, en las pruebas se recuperó agua. La interpretación inicial es que el crudo pesado residual encontrado puede no ser económico para producir. El plan actual es completar la prueba de tres zonas adicionales con potencial presencia de crudo: las Formaciones Mirador Inferior y Superior y Carbonera, para principios del cuarto trimestre. La compañía planea ejecutar pruebas de producción de larga duración para la zona de gas de alta presión y alta temperatura, dependiendo de los resultados de las zonas con potencial de petróleo. Este resultado nubla aún más el rumbo del activo en el mercado, teniendo en cuenta que las expectativas de los agentes han estado a lo largo de los años concentrados en los resultados de Bromelia, formación en dónde la compañía había señalado un potencial significativo. Así mismo, en el bloque Corcel, el pozo Hungaro-1 resulto seco. La producción sigue cayendo, y en julio el promedio se ubicó en 27,453 bpde. Los resultados operacionales siguen siendo desalentadores para el mercado, y han comenzado a ganar peso en los resultados financieros. Consideramos que el potencial de la compañía en el largo plazo se mantiene, aunque el evidente comportamiento de la acción es reflejo del descontento de los inversionistas. Mantenemos nuestra recomendación de VENTA, ante las posibilidades de mayores descensos en línea con los niveles de precio históricos.

2 Destacados La producción del segundo trimestre promedió bppd, bppd ó 9% menos que en el primer trimestre de 2012, resultado de una caída en la producción de crudo en cuatro de las cinco formaciones. En este sentido se destaca la caída de la producción de Llanos Profundos decreciendo en bppd ó 11% resultado principalmente de las declinaciones naturales y la suspensión temporal de Yatay-1 en abril para iniciar la bomba en el pozo, compensado parcialmente por el descubrimiento en Guala-1, que inició producción a mediados de junio. De esta manera, la producción en Llano Profundos acumula una contracción en la producción del 30% respecto a la primera mitad del 2011, disminuyendo 9,019 bppd. La producción en Orito decreció 18% debido principalmente a los 350 bppd de producción suspendidos luego de un deslizamiento de tierras. La producción en Neiva decreció ocho por ciento debido principalmente a las declinaciones naturales. La producción promedió bppd en julio, 12% ó bppd menos que el promedio del segundo trimestre debido principalmente a que el pozo Yatay-1 estuvo suspendido por seis días, una reducción de bppd, y a las declinaciones naturales. En Llanos Central, la producción incrementó en 498 bppd ó 11%, siendo la única formación con resultados positivos, respuesta de una operación continua a lo largo del mes del pozo Tucuso-1 y del inicio de la producción del pozo en desarrollo, Yenac-4. Los ingresos por petróleo en el segundo trimestre decrecieron $88,2 millones ó 23 por ciento y en lo corrido del año se contrajeron $104,9 ó 14%. Por su parte, los costos de producción aumentaron en el 2012 debido principalmente a mayores costos en los combustibles, resultado de el incremento en la demanda de energía, por tener el 100 por ciento de la capacidad de disposición de agua y por manejar un mayor volumen de agua en el 2012; un incremento en los servicios profesionales asociados con más pozos en producción y más trabajos de reacondicionamiento. Igualmente, se ve un incremento importante en los gastos de agotamiento y depreciación, los cuales incrementaron 57% para el trimestre y 41% a lo largo del año. Por otro lado, los costos financieros reportaron un incremento de 293% debido a la recompra de $278,9 millones de los bonos convertibles del 2016 durante el segundo trimestre. El valor en libros de la porción de la deuda convertible fue de $238,1 millones y resultó en una diferencia de $44,8 millones, siendo reconocido como un valor generado acelerado. Finalmente, Los movimientos en el tipo de cambio del Peso colombiano impactan los costos y gastos denominados en Peso colombiano de la Compañía ya que aproximadamente el 65 por ciento de los gastos de la Compañía se realizan en Peso colombiano.

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