Compañía General de Combustibles (CGC) analiza reducir su plan de inversión de 150 a 200 millones para 2019 si el Gobierno establece el precio de los nuevos pozos de gas natural por debajo de 5 dólares por millón de BTU (MBTU), advierte una fuente.
Por encima de este valor les permitirá a las petroleras (O&G) aumentar sus desembolsos en comparación con 2018. Si se ubica entre 4-5 dólares por mmBtu, podrán realizar un pequeño aumento en el gasto de capex y si se ubica por debajo de este nivel lo paralizará, revela la fuente.
La Secretaría de Energía de la Nación planea modificar la Resolución 46 para reducir los subsidios a 700 millones de dólares desde los 1.250 millones originales para la nueva producción de gas no convencional. Como parte de esto, el Gobierno recortará los precios a 2,50 dólares por MBTU por encima de los valores de la cuenca para generación de este año. Estos serán rebajados a una tasa de 0,25 dólares por cada año, alcanzando los 2 dólares en 2021. La Resolución 46 les había asegurado a las empresas que la producción de nuevos pozos de gas no convencional durante 2018 se pagaría a 7,50 dólares por MBTU, sin límite, y se iría reduciendo a una tasa de 0,50 dólares cada año, hasta alcanzar los 6 dólares en 2021.
Actualmente, el precio de la Cuenca Austral es de 2,50-3 dólares, donde CGC tiene toda su generación. Según la modificación, la empresa podría recibir 5-5,50 para este año, es decir, por debajo de los 7 originales.
Los cambios también incluyen un límite a los subsidios en verano cuando la demanda de gas natural cae en la Argentina, y la deja ilimitada durante el invierno cuando aumenta el consumo. Esto también podría reducir la cantidad de las empresas que esperan recibir estos beneficios en 2019.
El año pasado, la compañía aumentó su producción de gas a 4,5 millones de metros cúbicos por día (MCD) desde los 2,2 millones en 2017 en la Cuenca Austral. Su objetivo es alcanzar los 8 millones.
Cuando el Gobierno decida implementar cambios, el directorio de CGC se reunirá para resolver si continuará con su programa original de perforar, al menos, 46 pozos o reducir esa cantidad, señala la fuente. La decisión estará vinculada con el precio del gas natural, añade.
En 2018, la empresa realizó 1.500 kilómetros cuadrados de sísmico 3D y perforó 10 pozos horizontales y 36 direccionales o verticales (10 para la exploración y 26 para desarrollo). El costo total de inversión fue de 140 millones de dólares.
La reducción de los precios también afectará sus fundamentos, ya que impactará directamente en su EBITDA y en su flujo de caja, así como en su capacidad para financiar su gasto de capital, advierten Juan Manuel Vázquez, analista jefe de Puente Hermanos, y Florencia Mayorga, analista de TPCG Group.
“Si el gobierno decidiera pagar 5 dólares por MBTU en 2019 y CGC decidiera invertir 85 millones para el mantenimiento de la producción, su EBITDA sería de 139 millones y tendría un flujo de caja libre antes del pago de su deuda que alcanzaría los 50 millones”, señala Mayorga. Por su parte, Vázquez espera un EBITDA de alrededor de 150 millones.
El analista de TPCG calcula que su EBITDA sería de 226 millones de dólares y un flujo de caja de 60 millones si el el precio fuera de 7 dólares y aumentara su generación un 10%, como lo hizo en 2018. Según Vázquez, su EBITDA en circunstancias similares podría acercarse a los 250 millones.
Por otro lado, “si el Gobierno decidiera pagar menos de 4 dólares en 2019 y CGC invirtiera 85 millones para el mantenimiento de su producción, su EBITDA sería de 101 millones y tendría un flujo de caja negativo”, indica Mayorga.
Si esto ocurriera, tendrá que buscar financiamiento para mantener la producción de gas natural al mismo nivel que el año pasado o reducir sus planes de inversión. Esta última acción lo obligaría a recortar la generación, ya que se trata de una empresa pequeña y no cuenta con los recursos financieros como otras petroleras más grandes, destaca Vázquez. Frente a este escenario, podría continuar con un equipo en lugar de hacerlo con dos como en 2018, explica la fuente.
La compañía debe pagar 43 millones de dólares de deudas en 2019, pero el analista cree que se refinanciará la cuarta cuota de un crédito bancario de 14 millones de dólares para aliviar la presión sobre su posición de liquidez.
Antes de la decisión del gobierno de modificar la Resolución 46, CGC había apostado a la posibilidad de acelerar sus planes de exploración y producción (E&P) de gas natural para este año en la Cuenca Austral, en la provincia de Santa Cruz, y aprovechar los precios especiales, sostienen la primera y una segunda fuente.
Ahora, está analizando si emitir un bono de 150 millones de dólares para fondear el proceso, si existe la oportunidad y las condiciones del mercado son favorables, explican la segunda y una tercera fuente, y añaden que no pagará tasas altas, ya que no está desesperada por los fondos. Si no hay oportunidad en 2019, volverá a los mercados internacionales en 2020.
En los primeros días de noviembre de 2018, CGC se reunió con inversores con el propósito de mostrar la mejora de su apalancamiento y probar el mercado para una posible colocación de deuda, comenta la segunda fuente.
La empresa planeaba emitir un bono en el segundo semestre de 2018, ya que había reducido su apalancamiento a medida que aumentó su producción de gas natural, pero tuvo que posponer sus planes debido a la crisis cambiaria que afectó al país, revela Fernando Solanet, gerente de perforación de la compañía.
En este caso, o si consiguiera asociarse con una compañía internacional como lo hizo con Echo Investment, podría agregar un tercer equipo de exploración y reducir su proceso de exploración de cinco a tres años, indica su director, Daniel Kokogian.
En noviembre de 2017, la compañía vendió el 50% de los derechos y obligaciones en sus bloques Santa Cruz 1C y D y el área de la Laguna de los Capones en Cuenca Austral a Echo Energy Plc en 10 millones de dólares. La firma inglesa acordó invertir hasta 145 millones de dólares para explorar y producir gas natural en una UTE con CGC en los tres campos de 11.200 kilómetros cuadrados. El plan incluye la perforación de 17 pozos y 3.000 kilómetros cuadrados de estudios de sísmica 3D para procesos convencionales y no convencionales.
Para evitar riesgos y diversificar su cartera, la compañía argentina también está buscando enfocar parte de su plan en la E&P de petróleo convencional en algunas áreas maduras en Santa Cruz, dice la segunda fuente. Para esto, requerirá de un financiamiento extra, agrega.
Debido a la inestabilidad en el mercado local de gas natural y al aumento de los precios del crudo, algunas empersas locales e internacionales de petróleo y gas también están trasladando su proceso de exploración al petróleo desde abril de 2018, concluye la primera fuente.