Toronto.- La petrolera canadiense NG Energy International Corp. (TSX Venture: Gasx) (Otcqx: Gasxf) solicitó el cambio de la cotización de sus valores el mercado venture al mercado principal de la Bolsa de Valores de Toronto (TSX).
La solicitud de la compañía se encuentra en revisión por la TSX y está sujeta al cumplimiento de todos los requisitos de la misma. No existe garantía de que la solicitud sea aprobada, especialmente por los antecedentes de los negocios fallidos del Blue Pacific Group, aunque la Bolsa de Toronto es como el “Viejo Oeste”.
Precisamente hoy NG Energy International Corp., detrás de la cual se encuentra Serafino Iacono y Federico Restrepo, ex Pacific Rubiales, y otros allegados al billonario canadiense Frank Giustra, reveló que el año pasado perdió más de 24 millones de dólares, frente a los 53,6 millone sde dólares perdidos un año antes.
Ventas de gas natural y líquidos de gas natural (LGN) en el año fiscal 2025: US$44,6 millones.
La compañía logró la producción en dos yacimientos a finales de marzo de 2025, cuando el Bloque Sinú-9 inició su producción comercial.
Alcanzó una producción bruta combinada en el cuarto trimestre de 2025 de los Bloques Sinú-9 y Maria Conchita de aproximadamente 20.934 Mcf/d, la tasa trimestral más alta en la historia de la compañía.
Desde que comenzó la producción en marzo de 2025, el Bloque Sinú-9 ha producido a una tasa promedio de 12.377,2 Mcf/d. En el año fiscal 2025, el Bloque Maria Conchita produjo a una tasa promedio de 6783,0 Mcf/d, debido a una obstrucción mecánica en el pozo Aruchara-3, la cual se resolvió en diciembre de 2025.
Los precios de venta del gas natural del Bloque Maria Conchita fueron de US$8,38/Mcf en el año fiscal 2025, lo que refleja los contratos de compra a largo plazo con cláusula de «tomar o pagar» que la Compañía tiene asegurados; se espera que los nuevos volúmenes producidos en el Bloque Maria Conchita se vendan a precios superiores a US$11,00/Mcf.
Los precios de venta del gas natural del Bloque Sinú-9 fueron de US$6,87/Mcf en el año fiscal 2025, ya que el gas natural se vendió bajo contratos de comercialización de gas interrumpibles, estructurados para ofrecer precios más altos a medida que aumentan los volúmenes diarios; se espera que los precios promedio de venta mejoren significativamente en el año fiscal 2026 a medida que el programa de perforación de 2026 incremente la producción.
La Compañía registró un margen operativo neto de aproximadamente US$2,07/Mcf en el año fiscal 2025, afectado por tres partidas no recurrentes: (i) costos únicos de manejo del punto de rocío y reingeniería de condensado en Sinú-9; (ii) mayores costos de servicio de pozos en Maria Conchita; y (iii) ajustes correctivos acumulativos de regalías en Maria Conchita correspondientes a períodos anteriores. Las tres partidas se han resuelto por completo: los costos operativos unitarios de Sinú-9 disminuyeron a US$1,49/Mcf en el tercer trimestre de 2025 y a US$1,15/Mcf en el cuarto trimestre de 2025, una vez absorbidos los costos de puesta en marcha.
El flujo de caja de las actividades operativas del año fiscal 2025 fue de US$3,5 millones. El tercer trimestre de 2025, el primer trimestre completo con operaciones normalizadas en ambos yacimientos, generó US$7,9 millones en flujo de caja operativo, el mejor trimestre en la historia de la compañía.
El capital de la deuda de Macquarie se redujo un 34% durante el año fiscal 2025, de 35 millones de dólares a 23 millones de dólares, mediante reembolsos programados por valor de 12 millones de dólares; el tipo de interés efectivo disminuyó a medida que la matriz de márgenes recompensó el rendimiento operativo; el crédito vence en diciembre de 2028 con un calendario de reembolsos decreciente, y se espera que los costes del servicio de la deuda sigan disminuyendo a medida que se reduzca el saldo pendiente.
TRAS EL CIERRE DEL EJERCICIO 2025
Se cerraron las transacciones de Sinú-9, que consisten en:
- la venta de una participación operativa del 40% en el Bloque Sinú-9 a Etablissements Maurel & Prom S.A. («M&P») por un importe total en efectivo de 150 millones de dólares estadounidenses; y
(ii) la adquisición, junto con M&P, de la participación operativa del 28% de los socios minoritarios en el Bloque Sinú-9. Tras el cierre de las transacciones de Sinú-9, la Compañía posee una participación operativa no operativa del 39% y M&P una participación operativa del 61%.
La Compañía ha recibido hasta la fecha 87,5 millones de dólares estadounidenses de los 150 millones de dólares estadounidenses, y se espera recibir el resto en julio de 2026, sujeto a los términos de ajuste establecidos en el APA:
- 20 millones de dólares pagados como pago inicial en febrero de 2025;
– 20 millones de dólares pagados a la Compañía en julio de 2025;
– 25 millones de dólares pagados a la Compañía al cierre en enero de 2026;
– 7,5 millones de dólares pagados a la Compañía en febrero de 2026;
– Se pagarán 15 millones de dólares a la empresa en marzo de 2026;
– Se pagarán 20 millones de dólares a la empresa en abril de 2026;
– Se pagarán 12,5 millones de dólares a la empresa en mayo de 2026; y
– Se pagarán 15 millones de dólares a la empresa en junio de 2026 y en julio de 2026.
Programa de perforación de seis pozos en Sinú-9 para 2026 en marcha: El pozo Hechicero-1X se inició en Sinú-9 en febrero de 2026 (el primero de los seis pozos previstos en Sinú-9), y la perforación avanza según lo previsto; Se prevé que la capacidad del oleoducto Sinú-9 se expanda a 40 millones de pies cúbicos diarios (MMcf/d) en el segundo trimestre de 2026. La Compañía anticipa iniciar la perforación del pozo Aruchara-5 en Maria Conchita la próxima semana; el pozo apunta a la formación Jimol, en consonancia con el éxito de la serie de pozos Aruchara hasta la fecha; una vez conectado, se espera que el pozo Aruchara-5 contribuya significativamente al crecimiento de la producción del yacimiento, que actualmente se beneficia de una infraestructura de procesamiento y transporte capaz de manejar hasta 30 MMcf/d.
Crecimiento interanual sustancial en el valor actual neto (VAN) evaluado de forma independiente: el informe de reservas de fin de año de 2025 de Sproule International Limited (con vigencia a partir del 31 de diciembre de 2025) arrojó incrementos del VAN10 antes de impuestos del 67 % (1P), 50 % (2P) y 42 % (3P) con respecto al año anterior, con un VAN10 de recursos contingentes que aumentó un 73 % y un VAN10 de recursos prospectivos que aumentó un 50 %. El crecimiento se ve impulsado por los datos de producción de Sinú-9 y la actualización de la lista de precios de Sproule International Limited, que refleja el déficit estructural de suministro de gas natural en Colombia, el cual se prevé que persista durante los próximos años.
En lo que va del año, se han ejercido aproximadamente 6,9 millones de opciones y warrants, lo que ha generado a la Compañía 6,3 millones de dólares canadienses en efectivo.
Jorge Fonseca, CEO de NG Energy, comentó: «El 2025 requirió paciencia y disciplina. Pusimos en producción comercial nuestro segundo yacimiento de gas, superamos importantes desafíos operativos en ambos yacimientos y trabajamos para cerrar la transacción más transformadora en la historia de la Compañía, todo en el mismo año”.
“El problema del punto de rocío en Sinú-9 y la obstrucción en Aruchara-3 en María Conchita son desafíos que enfrentan los productores emergentes al pasar de la exploración a la operación comercial completa. Los identificamos a tiempo, los gestionamos y los resolvimos. Ambos ya son cosa del pasado».
«Comenzamos el 2026 con la financiación completa, con una campaña de perforación prevista de siete pozos, un operador de clase mundial en Sinú-9 en Maurel y Prom, y US$87.5 millones en ingresos de la transacción ya disponibles. Los costos no recurrentes de 2025 quedaron atrás, la trayectoria del margen está mejorando claramente y contamos con la plataforma operativa y financiera para lograr un año significativamente mejor».
Brian Paes-Braga, presidente ejecutivo de NG Energy, comentó: «Estoy orgulloso de cómo nuestro equipo respondió a cada desafío que se les presentó. Tengo más convicción que nunca sobre las capacidades de la gente y los activos de esta compañía”.
“Con la incorporación de Keith Hill como nuestro Presidente No Ejecutivo, quien aporta más de 35 años de experiencia internacional en exploración y producción, más recientemente con el prestigioso Grupo de Empresas Lundin, el operador de clase mundial Maurel & Prom impulsando un ambicioso programa de perforación de seis pozos en Sinú-9, así como el mayor ritmo de desarrollo en María Conchita, 2026 se perfila como el año en que NG Energy alcanzará su máximo potencial como una plataforma energética rentable y en crecimiento, tanto en Colombia como explorando oportunidades en otros yacimientos de petróleo y gas en la región».