Callon Petroleum Company anuncia los resultados del segundo trimestre de 2023 :: Callon Petroleum Company (CPE)

Logró un crecimiento de producción secuencial del 7 %

Gastos de capital en el extremo inferior de la orientación

13.º trimestre consecutivo generando flujo de caja libre ajustado

Programa de recompra de acciones comenzará en el tercer trimestre

HOUSTON, 2 de agosto de 2023 /PRNewswire/ -- Callon Petroleum Company (NYSE: CPE) ("Callon" o la "Compañía") informó hoy los resultados financieros y operativos del segundo trimestre de 2023. Está prevista una conferencia telefónica para analizar los resultados para el jueves 3 de agosto a las 8 am CDT. Las diapositivas que acompañan el comunicado de hoy están disponibles en www.callon.com/investors.

Aspectos destacados del segundo trimestre de 2023

"El segundo trimestre destacó las contribuciones de varios proyectos de gran escala en toda la Cuenca Pérmica combinados con mejoras en nuestra estructura operativa de efectivo y eficiencias en nuestro programa de gasto de capital", dijo Joe Gatto, presidente y director ejecutivo. "Entramos en la segunda mitad de 2023 como una empresa centrada en Permian con múltiples iniciativas para impulsar nuevas mejoras en nuestra eficiencia de capital y márgenes operativos que ya están generando resultados a corto plazo. Es importante destacar que ahora avanzamos con otra palanca para aumentar el valor para los accionistas. a través de un programa de recompra de acciones que complementará mayores reducciones en nuestros saldos de deuda".

Resultados financieros

Callon informó una pérdida neta en el segundo trimestre de 2023 de 107,9 millones de dólares, o 1,74 dólares por acción, y un EBITDAX ajustado de 332,3 millones de dólares. Excluyendo un cargo único por deterioro no monetario de 406,9 millones de dólares relacionado con la venta de los activos de Eagle Ford, así como otros elementos, los ingresos ajustados fueron de 123,1 millones de dólares, o 1,99 dólares por acción.

La Compañía generó $279,5 millones de dólares de efectivo neto proveniente de actividades operativas en el segundo trimestre. Los gastos de capital operativo totales para el trimestre fueron de 285,1 millones de dólares. Callon espera que el flujo de caja libre ajustado aumente materialmente en la segunda mitad de 2023 y se asigne entre la reducción de la deuda y el programa de recompra de acciones de dos años y 300 millones de dólares recientemente anunciado.

Resultados operativos

La producción del segundo trimestre promedió 107 MBoe/d (59% petróleo y 80% líquidos), en línea con las previsiones. Durante el trimestre, se pusieron en línea 32 pozos brutos.

Los precios promedio de las materias primas durante el trimestre fueron de $73,52 por Bbl de petróleo (100% de NYMEX WTI), $19,87 por Bbl de líquidos de gas natural y $1,23 por MMBtu de gas natural (53% de NYMEX HH). El precio total promedio realizado para el período fue de $49,00 por Boe sin cobertura.

Los gastos operativos de arrendamiento, que incluyen gastos de reparación, para el trimestre fueron de $76,8 millones o $7,89 por Boe en comparación con $75,1 millones o $8,36 por Boe en el primer trimestre de 2023. La disminución secuencial por unidad se relacionó principalmente con aumentos en los volúmenes totales de producción.

Perspectivas y orientación para el tercer y cuarto trimestre

Callon entró en el tercer trimestre ejecutando siete plataformas de perforación, cinco en la Cuenca de Delaware, una en la Cuenca Midland y una en Eagle Ford. Al cerrar la desinversión de Eagle Ford el 3 de julio, la parte adquirente asumió la plataforma Eagle Ford.

Callon ha finalizado los planes para integrar los activos recién adquiridos de la Cuenca de Delaware en su modelo de codesarrollo a escala y en sus cronogramas de perforación y finalización. La Compañía tiene la intención de lanzar una plataforma de perforación en la Cuenca Pérmica en agosto y mantener un programa de perforación de cinco plataformas hasta fin de año. Está previsto que la actividad de desarrollo de los activos adquiridos se reanude en el segundo semestre después de que el operador anterior abandonara su única plataforma de perforación en el segundo trimestre. Se espera que cinco pozos perforados pero incompletos adquiridos con el paquete de activos se pongan a la venta en el cuarto trimestre.

Durante el segundo trimestre, los activos ahora vendidos de Eagle Ford produjeron 17 MBoe/d y los activos recientemente adquiridos en Delaware produjeron 14 MBoe/d. En la transición al tercer trimestre, la Compañía espera producir entre 100 y 103 MBoe/d, lo que incluye volúmenes de petróleo de 60 a 62 MBbls/d. Estas estimaciones incluyen el impacto de un evento de fuerza mayor en una gran instalación de procesamiento de gas natural de Midland Basin en julio que duró 14 días. Dadas las elevadas incidencias de interrupciones de energía relacionadas con el clima y de mitad de flujo experimentadas durante junio y julio, la Compañía también ha asumido un tiempo de inactividad incremental por encima de los niveles estacionales anteriores utilizados para el pronóstico. Combinados, estos dos factores redujeron las estimaciones de producción del tercer trimestre en aproximadamente 1.500 Bep/d. Se espera que los pozos convertidos en línea sean de 30 a 35 pozos operados brutos (27 a 32 netos). Se espera que los gastos de capital operativos sean de $250 a $275 millones en base devengada.

Para el cuarto trimestre, Callon espera producir 104 – 108 MBoe/d, lo que incluye volúmenes de petróleo de 63 – 65 MBbls/d.

El gasto de capital para el segundo semestre ahora incluye aproximadamente $15 millones en proyectos de capital no operados previamente presupuestados para 2024 debido a un cambio en el cronograma del operador. A pesar de la actividad incremental, la guía de gastos de capital para todo el año 2023 de Callon no cambia debido a los ahorros identificados relacionados con el plan de actividades base que compensaron el gasto del proyecto. La contribución a la producción de estos proyectos de capital no operados se espera para 2024.

La guía de producción y gasto de capital para todo el año 2023 se mantiene sin cambios y está disponible en la presentación adjunta.

Actualización de la estructura de capital

Al 30 de junio de 2023, el saldo dispuesto de la línea de crédito renovable fue de $528,0 millones. Después del final del trimestre, la Compañía aplicó los ingresos netos en efectivo de las transacciones recientes para pagar la línea de crédito renovable y canjeó los $187,2 millones de los bonos sénior al 8,25% en circulación de Callon con vencimiento en 2025 a la par. El efecto pro forma de estos acontecimientos posteriores deja a Callon con aproximadamente 1.100 millones de dólares de liquidez y menos de 2.000 millones de dólares de deuda total.

En el segundo trimestre, Callon recibió mejoras de dos agencias de calificación. Standard & Poor's Global Ratings mejoró la calificación crediticia de emisor de Callon a B+ y su calificación de bonos sénior no garantizados a BB- con perspectiva estable; y Fitch Ratings mejoró la calificación de incumplimiento de emisor a largo plazo de Callon a B+ con perspectiva estable y su calificación de bonos sénior no garantizados a BB-.

Información de llamadas de ganancias

La Compañía planea realizar una conferencia telefónica el jueves 3 de agosto de 2023 para analizar sus resultados financieros y operativos del segundo trimestre de 2023 y las perspectivas para el resto de 2023.

Únase a Callon Petroleum Company a través de Internet para ver una transmisión web de la conferencia telefónica:

Fecha y hora:

Jueves, 3 de agosto de 2023, a las 8:00 a. m., hora de verano central (9:00 a. m., hora de verano del este)

Transmisión web:

Seleccione "Noticias y eventos" en la sección "Inversores" del sitio web de la empresa: www.callon.com.

Un archivo de la transmisión web de la conferencia telefónica estará disponible en www.callon.com en la sección "Inversores" del sitio web.

Acerca de Callon Petroleum

Callon Petroleum Company es una empresa independiente de petróleo y gas natural centrada en la adquisición, exploración y desarrollo sostenible de activos de alta calidad en la Cuenca Pérmica en el oeste de Texas.

Información del contacto

Kevin SmithDirector de Relaciones con InversoresCallon Petroleum [email protected](281) 589-5200

Declaración de precaución con respecto a la información prospectiva Este comunicado de prensa contiene declaraciones prospectivas dentro del significado de la Sección 27A de la Ley de Valores de 1933 y la Sección 21E de la Ley de Bolsa de Valores de 1934. Las declaraciones prospectivas incluyen todas las declaraciones relacionadas con las expectativas y planes de la Compañía con respecto de su programa de recompra de acciones; pozos que se prevé perforar y poner en producción; niveles futuros de actividad de desarrollo y producción asociada, gastos de capital y expectativas de flujo de efectivo y usos esperados de los mismos; la orientación de producción y gastos de la Compañía; cantidades estimadas de reservas y su valor actual; niveles futuros de deuda y apalancamiento; y la implementación de los planes y estrategias comerciales de la Compañía, así como declaraciones que incluyen las palabras "creer", "esperar", "planear", "podrá", "podrá", "debería", "podría" y palabras similares significado. Estas declaraciones reflejan los puntos de vista actuales de la Compañía con respecto a eventos futuros y desempeño financiero basados en la experiencia de la administración y la percepción de las tendencias históricas, las condiciones actuales, los desarrollos futuros anticipados y otros factores que se consideran apropiados. Sin embargo, no se pueden dar garantías de que estos eventos ocurrirán o que estas proyecciones se lograrán, y los resultados reales podrían diferir materialmente de los proyectados como resultado de ciertos factores. Cualquier declaración prospectiva se refiere únicamente a la fecha en la que se realiza dicha declaración y la Compañía no asume ninguna obligación de corregir o actualizar ninguna declaración prospectiva, ya sea como resultado de nueva información, eventos futuros o de otro modo, excepto según lo requiera ley aplicable. Algunos de los factores que podrían afectar nuestros resultados futuros y podrían causar que los resultados difieran materialmente de los expresados en nuestras declaraciones prospectivas incluyen la volatilidad de los precios del petróleo y el gas natural; cambios en la oferta y la demanda de petróleo y gas natural, incluso como resultado de acciones o disputas entre miembros de la OPEP y otros países productores de petróleo y gas natural con respecto a los niveles de producción u otros asuntos relacionados con el precio del petróleo; condiciones económicas generales, incluida la disponibilidad de crédito, la inflación o el aumento de las tasas de interés; nuestra capacidad para perforar y completar pozos; riesgos operativos, regulatorios y ambientales; el costo y la disponibilidad de equipos y mano de obra; nuestra capacidad para financiar nuestras actividades de desarrollo a los costos esperados o en los momentos esperados o en absoluto; aumento de las tasas de interés y la inflación; nuestra incapacidad para aprovechar los beneficios de transacciones recientes; riesgos y pasivos actualmente desconocidos relacionados con los activos y operaciones recién adquiridos; acciones adversas por parte de terceros involucrados en las transacciones; riesgos que aún no conocemos o que no son importantes para nosotros; y otros riesgos discutidos más detalladamente en nuestras presentaciones ante la Comisión de Bolsa y Valores de EE. UU. (la "SEC"), incluidos nuestros informes anuales más recientes en el formulario 10-K y los informes trimestrales posteriores en el formulario 10-Q, disponibles en nuestro sitio web o en el Sitio web de la SEC en www.sec.gov. Cualquier declaración prospectiva se refiere únicamente a la fecha en la que se realiza dicha declaración, y la Compañía no asume ninguna obligación de corregir o actualizar ninguna declaración prospectiva, ya sea como resultado de nueva información, eventos futuros o de otro modo, excepto según sea necesario. por la ley aplicable.

Medidas financieras no GAAP

Este comunicado de prensa se refiere a medidas financieras no GAAP como "flujo de efectivo libre ajustado", "EBITDAX ajustado", "ingreso ajustado" e "ingreso ajustado por acción diluida". Estas medidas, que se detallan a continuación, se proporcionan además, y no como una alternativa, y deben leerse junto con la información contenida en nuestros estados financieros preparados de acuerdo con los GAAP (incluidas las notas), incluidos en nuestras presentaciones ante la SEC y publicado en nuestro sitio web.

Ingreso Ajustado y EBITDAX Ajustado. Las siguientes tablas concilian los ingresos ajustados de la Compañía y el EBITDAX ajustado con la utilidad (pérdida) neta:

Tres meses terminaron

30 de junio de 2023

31 de marzo de 2023

30 de junio de 2022

(En miles excepto datos por acción)

Utilidad (pérdida) neta

($107,896)

$220,638

$303,251

(Ganancia) pérdida en contratos de derivados

(5.941)

(25.645)

81.648

Ganancia (pérdida) en liquidaciones de derivados sobre materias primas, neta

13.663

12.012

(184.558)

Gasto (beneficio) no monetario relacionado con premios basados en acciones

3.688

1.881

(3.357)

Deterioro de propiedades de petróleo y gas.

406.898

—

Fusión, integración y transacción

1.543

—

Otros gastos (ingresos)

(6.414)

1.051

Pérdida por extinción de deuda

—

42,417

Efecto fiscal sobre los ajustes anteriores (a)

(88.180)

3.815

13.188

Cambio en la provisión de evaluación

(100,749)

(86.383)

(61.123)

Ingreso ajustado

$123,080

$119,904

$192,517

Utilidad (pérdida) neta por acción diluida

($1.74)

$3.57

$4.90

Ingresos ajustados por acción diluida

$1.99

$1.94

$3.11

Promedio básico ponderado de acciones ordinarias en circulación

61.856

61.625

61.679

Promedio ponderado diluido de acciones ordinarias en circulación (GAAP)

61.856

61.874

61.909

Efecto de instrumentos potencialmente dilutivos

—

Acciones ordinarias promedio ponderadas diluidas ajustadas en circulación

61,911

61.874

61.909

(a)

Calculado utilizando la tasa legal federal del 21%.

Tres meses terminaron

30 de junio de 2023

31 de marzo de 2023

30 de junio de 2022

(En miles)

Utilidad (pérdida) neta

($107,896)

$220,638

$303,251

(Ganancia) pérdida en contratos de derivados

(5.941)

(25.645)

81.648

Ganancia (pérdida) en liquidaciones de derivados sobre materias primas, neta

13.663

12.012

(184.558)

Gasto (beneficio) no monetario relacionado con premios basados en acciones

3.688

1.881

(3.357)

Deterioro de propiedades de petróleo y gas.

406.898

—

Fusión, integración y transacción

1.543

—

Otros gastos (ingresos)

(6.414)

1.051

Gasto (beneficio) del impuesto sobre la renta

(156,212)

(50.695)

3.240

Gastos por intereses

47.239

46.306

46.995

Depreciación, agotamiento y amortización

127,348

125.965

115.956

Exploración

1.882

2,232

2,410

Pérdida por extinción de deuda

—

42,417

EBITDAX ajustado

$332,266

$326,280

$409,053

Flujo de caja libre ajustado. La siguiente tabla concilia el flujo de efectivo libre ajustado de la Compañía con el efectivo neto proporcionado por las actividades operativas:

Tres meses terminaron

30 de junio de 2023

31 de marzo de 2023

30 de junio de 2022

(En miles)

Efectivo neto provisto por las actividades de explotación

$279,522

$247,913

$336,085

Cambios en el capital de trabajo y otros

11.188

18.869

29.007

Cambios en las liquidaciones de cobertura acumuladas

638

12.791

1.839

Fusión, integración y transacción

1.543

—

Flujo de efectivo de las operaciones antes del cambio neto en el capital de trabajo

292,891

279,573

366,931

Los gastos de capital

293,697

204,900

176.611

Aumento (disminución) de los gastos de capital acumulados

(13.083)

67.460

65.110

Gastos de capital antes de acumulaciones

280,614

272,360

241,721

Flujo de caja libre ajustado

$12,277

$7,213

$125,210

Compañía petrolera Callon

Balances Consolidados

(En miles, excepto valores nominales y de acciones)

30 de junio de 2023

31 de diciembre de 2022*

ACTIVOS

Activos circulantes:

Efectivo y equivalentes de efectivo

$3,650

$3,395

Cuentas por cobrar, netas

164.708

237,128

Valor razonable de derivados

14.960

21.332

Los activos mantenidos para la venta

606,614

—

Otros activos circulantes

37.975

35.783

Total de activos corrientes

827,907

297,638

Propiedades de petróleo y gas natural, método de contabilidad de esfuerzos exitosos:

Propiedades probadas, netas

4.216.641

4.851.529

Propiedades no probadas

1.203.168

1.225.768

Total de propiedades de petróleo y gas natural, neto

5.419.809

6.077.297

Otras propiedades y equipo, neto

26.596

26.152

Impuestos sobre la renta diferido

198,534

—

Costos de financiación diferidos

15.447

18.822

Otros activos, neto

77.265

68.560

Los activos totales

$6,565,558

$6,488,469

PASIVOS Y PATRIMONIO CONTABLE

Pasivo circulante:

Las cuentas por pagar y pasivos acumulados

$507,471

$536,233

Valor razonable de derivados

1.506

16.197

Pasivos asociados con activos mantenidos para la venta

71.114

—

Otros pasivos corrientes

100.701

150.384

Total pasivos corrientes

680.792

702,814

Deuda a largo plazo

2.268.116

2.241.295

Obligaciones de retiro de activos

36.235

53.892

Valor razonable de derivados

1.941

13.415

Otros pasivos a largo plazo

35.802

51.272

Responsabilidad total

3.022.886

3.062.688

compromisos y contingencias

Capital contable:

Acciones ordinarias, valor nominal de 0,01 dólares, 130.000.000 de acciones autorizadas;

61.888.356 y 61.621.518 acciones en circulación, respectivamente

619

616

Capital superior al valor nominal

4.026.340

4.022.194

Déficit acumulado

(484,287)

(597.029)

Equidad del total de accionistas

3.542.672

3.425.781

Pasivos totales y capital contable

$6,565,558

$6,488,469

La información financiera del período anterior ha sido reestructurada para reflejar la aplicación retrospectiva del método de contabilidad de esfuerzos exitosos. Para obtener información adicional, consulte nuestro Formulario 10-Q para el período finalizado el 30 de junio de 2023.

Compañía petrolera Callon

Estados de Operaciones Consolidados

(En miles, excepto cantidades por acción)

Tres meses finalizados el 30 de junio de

Seis meses finalizados el 30 de junio de

2023

2022*

2023

2022*

Ingresos de operaciones:

Aceite

$421,775

$619,812

$831,331

$1,173,061

Gas natural

14.423

64.913

38.009

108.889

Líquidos de gas natural

40.629

75.530

83.999

143,148

Ventas de petróleo y gas comprados.

85.456

153.365

168.990

265.740

Ingresos operativos totales

562,283

913.620

1.122.329

1.690.838

Los gastos de explotación:

Arrendamiento operativo

76.788

72.940

151.890

140.268

Impuestos a la producción y ad valorem

24.706

44.873

57.427

82.551

Recolección, transporte y procesamiento.

27.338

23,267

53.315

44.042

Exploración

1.882

2,410

4,114

4,295

Costo del petróleo y gas comprados.

88.768

155.397

174.829

266,668

Depreciación, agotamiento y amortización

127,348

115.956

253,313

229,599

Deterioro de propiedades de petróleo y gas.

406.898

—

406.898

—

General y administrativo

29.768

20.175

57.566

47.232

Fusión, integración y transacción

1.543

—

1.543

769

Gastos totales de operación

785.039

435.018

1.160.895

815.424

Ingresos (pérdidas) de operaciones

(222,756)

478.602

(38.566)

875.414

Otros gastos (ingresos):

Gastos por intereses

47.239

46.995

93.545

94.091

(Ganancia) pérdida en contratos de derivados

(5.941)

81.648

(31.586)

439,948

Pérdida por extinción de deuda

—

42,417

—

42,417

Otros gastos (ingresos)

1.051

(6.360)

269

Total de otros gastos (ingresos)

41.352

172,111

55.599

576,725

Ingreso (pérdida) antes de impuestos sobre la renta

(264,108)

306,491

(94.165)

298,689

Beneficio (gasto) del impuesto sobre la renta

156,212

(3.240)

206,907

(3.153)

Utilidad (Pérdida) Neta

($107,896)

$303,251

$112,742

$295,536

Utilidad (pérdida) neta por acción ordinaria:

Básico

($1.74)

$4.92

$1.83

$4.80

Diluido

($1.74)

$4.90

$1.82

$4.77

Promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación:

Básico

61.856

61.679

61.741

61.583

Diluido

61.856

61.909

61.939

61.956

Compañía petrolera Callon

Estados Consolidados de Flujos de Efectivo

(En miles)

Tres meses finalizados el 30 de junio de

Seis meses finalizados el 30 de junio de

2023

2022*

2023

2022*

Flujos de efectivo por actividades operacionales:

Utilidad (pérdida) neta

($107,896)

$303,251

$112,742

$295,536

Ajustes para conciliar la utilidad (pérdida) neta con el efectivo neto proporcionado por las actividades operativas:

Depreciación, agotamiento y amortización

127,348

115.956

253,313

229,599

Deterioro de propiedades de petróleo y gas.

406.898

—

406.898

—

Amortización de partidas relacionadas con deuda no monetaria, neta

2,614

3.372

5.245

7.121

Beneficio del impuesto a la renta diferido

(152.864)

—

(204.841)

—

(Ganancia) pérdida en contratos de derivados

(5.941)

81.648

(31.586)

439,948

Efectivo recibido (pagado) por liquidaciones de derivados sobre materias primas, neto

13.025

(186,397)

12,246

(287,922)

Pérdida por extinción de deuda

—

42,417

—

42,417

Gasto (beneficio) no monetario relacionado con premios basados en acciones

3.688

(3.357)

5.569

2.686

Otros, neto

1.776

2,306

592

5.200

Cambios en activos y pasivos corrientes:

Cuentas por cobrar

18.552

(14.072)

42.571

(123,902)

Otros activos circulantes

(4.986)

(3.317)

(6.604)

(7,497)

Las cuentas por pagar y pasivos acumulados

(22,692)

(5.722)

(68.710)

(19.280)

Efectivo neto provisto por las actividades de explotación

279,522

336.085

527,435

583,906

Flujos de efectivo de actividades de inversión:

Los gastos de capital

(293,697)

(176.611)

(498,597)

(344.881)

Adquisición de propiedades de petróleo y gas.

(8.459)

(6.146)

(14.450)

(15.314)

Depósito para adquisición de propiedades de petróleo y gas

(36.000)

—

(36.000)

—

Ingresos por ventas de activos

106

2,113

4.590

Efectivo pagado para la liquidación del acuerdo de contraprestación contingente

—

(19.171)

Otros, neto

(566)

5.074

(1.638)

8.709

El efectivo neto utilizado en actividades de inversión

(338.663)

(177,577)

(548,572)

(366.067)

Flujos de efectivo de actividades de financiación:

Préstamos en línea de crédito

855.000

1.051.000

1.524.500

1.724.000

Pagos de facilidad de crédito

(792.300)

(984.000)

(1.499.500)

(1.730.000)

Emisión de Senior Notes al 7,5% con vencimiento en 2030

—

600.000

—

600.000

Redención de bonos senior al 6,125 % con vencimiento en 2024

—

(467,287)

—

(467,287)

Redención de pagarés senior garantizados con segundo gravamen del 9,0 % con vencimiento en 2025

—

(339.507)

—

(339.507)

Pago de costes de financiación diferidos

(8)

(10,542)

(50)

(10,542)

Otros, neto

(3.271)

(6.222)

(3.558)

1.715

Efectivo neto proporcionado por (utilizado en) actividades de financiación

59.421

(156.558)

21,392

(221,621)

Cambio neto en efectivo y equivalentes de efectivo

280

1.950

255

(3.782)

Saldo al inicio del periodo

3.370

4.150

3,395

9.882

Saldo al final del periodo

$3,650

$6,100

$3,650

$6,100

Ver contenido original: https://www.prnewswire.com/news-releases/callon-petroleum-company-announces-segundo-trimestre-2023-results-301891962.html

FUENTE Callon Petroleum Company

Publicado el 2 de agosto de 2023