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31 julio, 2020
Finanzas Petróleo y Gas

La estrategia de PAE para Vaca Muerta

La petrolera analiza pasar a desarrollo masivo su área Coirón Amargo Sureste.

Pan American Energy (PAE) se prepara para pasar a desarrollo masivo su área Coirón Amargo Sureste (CASE) cuando las condiciones de mercado y del país vuelvan a hacer viable la producción de petróleo no convencional en Vaca Muerta, señala una fuente cercana a la compañía y otra vinculada a Centaurus Energy, su socia minoritaria en este negocio.
En silencio y mientras gran parte de la industria estuvo paralizada por la caída que sufrió el precio del crudo en los primeros cuatro meses del año, la empresa de la familia Bulgheroni siguió perforando pozos en el bloque en la provincia de Neuquén como parte de la primera etapa piloto. Las tareas las lleva adelante junto a la firma canadiense, que cuenta con una participación del 35%, y a Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), que tiene un 10%.
Durante el primer semestre, el consorcio perforó el quinto pozo correspondiente a esta fase del proyecto y lo puso en operación a principios de junio. Los otros cuatro los había llevado a cabo durante 2019, con una inversión total que rondó los 70 millones de dólares. De estos últimos, tres están en funcionamiento y el restante (CASE 201) debió ser abandonado.
Esta erogación, fue fondeada un 65% por PAE (45,50 millones de dólares), ya que el 10% que debía poner GyP le está siendo reintegrado con la venta del crudo obtenido en el área. En tanto, los 24,50 millones que le correspondía a Centaurus Energy, están siendo financiados con un crédito de 36,50 millones con tasa del 7% y vencimiento en cinco años después de completado el piloto o el desembolso de la totalidad del dinero, que la empresa de la familia Bulgheroni le otorgó para este fin.
Según el acuerdo entre ambos socios, la petrolera argentina ya le depositó 31,50 millones de dólares (18,3 millones en 2019 y 13,20 millones en 2020). En tanto, la compañía canadiense se lo pagará con su porcentaje de lo generado por la comercialización de los hidrocarburos producido en CASE. Al 31 de marzo, ya había abonado 7,90 millones de dólares mediante esta modalidad.
En la actualidad, la UTE está produciendo unos 2.500 barriles de petróleo por día (BOPD), lo que equivale a unos 400 metros cúbicos por jornada (MCD) con sus seis pozos (cuatro de la etapa piloto y dos exploratorios) en Coirón Amargo Sureste.
De esta forma, el consorcio ha cumplido con todos los compromisos asumidos en el contrato de concesión firmado con GyP en septiembre de 2018, que establecía que debía perforar cinco pozos entre 2019 y 2020, en la primera etapa piloto y, para ello, desembolsar unos 70 millones de dólares en ese período.
El acuerdo también incluye que tendrá que realizar otros tres más en la segunda fase durante 2021, que la UTE planea llevarlos a cabo durante los primeros meses del próximo año, señalan ambas fuentes. Para esto, esperan invertir unos 50 millones de dólares, que incluyen las obras de instalación e interconexión, y 4 millones en gastos de infraestructura y responsabilidad social corporativa.
De esto, PAE desembolsará 35 millones de dólares, correspondientes a su parte y a la de GyP, mientras que los 19 millones restantes serán aportados por Centaurus Energy, quien espera utilizar el saldo del crédito que le otorgó la empresa de la familia Bulgheroni y el fondeo que espera conseguir a través de distintas alternativas.
Como adelantó Desarrollo Energético, la compañía canadiense está negociando con su socia cederle entre el 6 y el 8% de su tenencia en el bloque, por la que espera recibir unos 50 millones de dólares.
“En Coirón Amargo Sureste, buscamos venderle a Pan American Energy parte de nuestra participación para capitalizar lo que nos quede. Esperemos cerrarlo pronto. Si no lo logramos con ellos, buscaremos otros interesados en sumarse”, explica la segunda fuente.
La empresa controlada por la familia Bulgheroni (25%), China National Offshore Oil Corporation Limited (CNOOC) (25%) y BP (50%), ya había perforado dos pozos exploratorios en 2017 en el área de 228 kilómetros ubicada al este de la Cuenca Neuquina, que actualmente están en producción.

El futuro cercano
Mientras espera volver a perforar en Coirón Amargo Sureste, el consorcio ya está analizando la posibilidad de pasar el área a desarrollo masivo también durante el próximo año, una vez que concluya con la segunda etapa piloto, si se dan ciertas condiciones en el mercado y en el país, explican ambas fuentes.
Para esto, la UTE precisa que el precio del Brent esté como mínimo a 45 dólares por barril, que se recupere la demanda de combustibles y que el gobierno termine con la restructuración de la deuda externa, resalta la primera fuente.
La cotización del petróleo se negocia en valores cercanos a los 44,29 dólares en la jornada de hoy. En tanto, la segunda fuente estima que podría alcanzar ese valor objetivo para el bloque a fines de julio.
El piso de 45 dólares por barril se debe a que el punto de equilibrio necesario para poder pasar CASE a desarrollo masivo se encuentra en los 30 dólares, ya que el Medanito que produce se paga con un descuento de entre 12 y 15 dólares por calidad, detallan las dos fuentes.
En la actualidad, el consorcio está invirtiendo cerca de 11 millones de dólares por pozo terminado de entre 2.000 y 2.500 metros de largo y 27 etapas de fractura y espera que este monto se reduzca a entre 9,50 y 10 millones de dólares cada uno gracias a la curva de aprendizaje que espera adquirir durante el proceso, estima la segunda fuente.
Si bien aún el proyecto está bajo análisis, el plan de desarrollo masivo de Coirón Amargo Sureste incluye perforar cerca de 400 pozos hasta 2034, cuando concluye la concesión, aunque la gran mayoría de ellos explica la primera fuente. De estos, unos 100 aproximadamente, serían realizados durante los primeros ocho años de trabajo, resalta la segunda fuente.
La velocidad con la que se harán dependerá de cómo están las condiciones de mercado y la cantidad de equipos que puedan utilizar, resalta la primera fuente y agrega que en el mejor de los casos podrían realizarse como máximo 40 por año si se contara con entre 4 y 5 sets en al área, aunque considera que esta cantidad es improbable que se alcance.
De esta forma, el desarrollo masivo de CASE requerirá de una inversión de, al menos, 4.000 millones de dólares, de los cuales cerca de 1.000 millones deberán desembolsarse durante los primeros ocho años de trabajo, calcula la segunda fuente.
A esto, habría que sumarle lo que requiera la construcción de las instalaciones de superficie, que incluyen un oleoducto de salida, las baterías, la planta de tratamiento de crudo, las que podrían elevar ese monto en varios cientos de millones de dólares más, señala la primera fuente, y destaca que estas cifras aún no han sido calculadas ya que los detalles de toda esa infraestructura aún están siendo analizados.
El consorcio espera financiar 650 millones de dólares del total con fondos provenientes de PAE (100 millones corresponden a GyP), mientras que los 350 millones restantes deberán ser aportados por Centaurus Energy. Esto implica que la empresa de la familia Bulgheroni deberá aportar unos 80 millones por año y su socia unos 44 millones, calcula la segunda fuente.
Si bien estos son montos que la compañía argentina pueda afrontar con su propia caja, de ser necesario podría recurrir sin problemas al mercado de capitales y a créditos bancarios, como lo ha hecho durante la semana pasada, señala el portfolio manager de un fondo de inversión local.
PAE emitió tres obligaciones negociables de corto plazo (ON) el 13 de julio. Con la Clase 1, colocó 20,30 millones de dólares (dólar linked) con una tasa del 0% y vencimiento en 24 meses, con la Clase 2, 57,59 millones de dólares (dólar linked) con una tasa del 1% y vencimiento en 36 meses y con la Clase 3, 3.000 millones de pesos con una tasa Badlar + 1,50% y vencimiento en 12 meses.
La empresa de los Bulgheroni, además, deberá afrontar el vencimiento de la última cuota de amortización de 166,50 millones de dólares de su bono Clase 1 2010 con tasa del 7,875% y vencimiento en el 7 de mayo de 2021. “No creo que busquen refinanciarlo, seguramente lo van a pagar como han venido haciendo con las otras dos cuotas en 2018 y 2019”, afirma el portfolio manager.
En cuanto a la parte que deberá aportar Centaurus Energy, los canadienses están buscando socios estratégicos locales o internacionales con presencia en la Argentina que estén interesados en adquirir una porción de la petrolera o fusionarse con ella para cubrir sus necesidades de inversión.
“Estamos buscando socios para hacer negocios estratégicos y trabajando con muchas compañías interesadas e invertir en nuestros activos. Las que ya están pueden incrementar su posición en el país a un buen precio, pero no va a haber nuevas queriendo venir a la Argentina – destaca la segunda fuente -. No buscamos a grandes firmas sino asociarnos o fusionarnos con otras chicas como la nuestra, que no tengan deuda, como nosotros. No es un buen tiempo para tener esos problemas con deuda”.
Coirón Amargo Sureste cuenta con un total de reservas probadas netas de 19,80 millones de barriles de crudo equivalentes, de los cuales 5,20 millones son de petróleo y 5.100 pies cúbicos (bcf) de gas natural, al 31 de diciembre.

Por Hernán Dobry

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