Source: https://desarrolloenergetico.com.ar/el-plan-de-cgc-para-volver-a-perforar-en-la-cuenca-austral/
Timestamp: 2020-08-04 17:36:35+00:00

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El plan de CGC para volver a perforar en la Cuenca Austral - Desarrollo Energético
La petrolera de Corporación América volverá a las actividades este fin de semana.
18 junio, 2020 22 junio, 2020 81
El gobierno nacional ha comenzado a dar señales claras al mercado para tratar de implementar un nuevo Plan Gas para incentivar la actividad del sector. Por eso, la semana pasada empezó a saldar las cuentas pendientes que tenía con alguna de las productoras correspondientes a la Resolución 46.
La respuesta no se hizo esperar y vino de la mano de Compañía General de Combustibles (CGC) que reanudará la perforación de pozos de tight gas en la Cuenca Austral el 20 de junio, luego de que la administración de Alberto Fernández pagara la primera parte de la deuda que acarreaba desde octubre, afirma una fuente cercana a la empresa.
Su nuevo plan incluye el reinicio de las actividades, tras tres meses de parate, con la realización de un nuevo pozo vertical en el área Campo Indio Este, en la provincia de Santa Cruz. Allí, es donde la compañía comandada por Hugo Eurnekian piensa poner todos sus esfuerzos hasta fin de año, si el gobierno continúa cumpliendo con los pagos, explica.
Si esto se da, espera perforar un total de 12 (3-4 horizontales de 1.200 metros de largo cada uno y 8-9 verticales de 1.500 metros de profundidad) hasta fines de diciembre, con los que podrían llegar a cumplir con sus metas para la Resolución 46, ya que venían adelantados en los trabajos con las tareas que habían realizado el año pasado, destaca.
CGC produjo el año pasado un 14% más de lo que le establecía la normativa en 2019, que le fijaba un techo de 2,90 millones de metros cúbicos de por día (MCD) de gas natural. La petrolera generó un promedio de 3,30 millones de MCD, y pudo facturar en promedio 2,79 millones de MCD (diciembre lo cerró con 3,80 MCD y el tope era de 2,90 MCD, un 31% más).
Esta es la segunda vez que la compañía tiene que recalcular su plan para 2020 y que decide retomar las actividades. Como adelantó Desarrollo Energético, la petrolera había reiniciado la perforación el 2 de marzo con un equipo luego de un parate de dos meses por la falta de certezas sobre cuál sería el marco regulatorio que pensaba implementar el gobierno nacional para el sector.
En esa oportunidad, su programa incluía llevar a cabo cuatro pozos en una primera etapa de cincuenta días, hasta fines de mayo: tres de tight gas (uno horizontal y dos verticales) en el área Campo Indio Este y uno exploratorio de petróleo en el bloque Piedrabuena, en el que pensaba invertir unos 13,50 millones de dólares.
En una segunda, pensaba sumar un segundo equipo y perforar 9 horizontales y 27 verticales en el segundo semestre para cumplir con los objetivos que se había planteado originalmente para 2020, para lo que tendría que invertir cerca de 170 millones de dólares, incluyendo las obras de infraestructura en superficie.
Todo esto se frustró con el inicio del aislamiento social, preventivo y obligatorio decretado por el gobierno ya que paralizó todos los trabajos el 20 de marzo, cuando CGC ya había realizado un pozo horizontal a comienzos de ese mes, aunque nunca llegó a fracturarlo, y desde entonces, no llevó a cabo ninguna otra tarea en la zona. Sólo mantuvo guardias mínimas operativas en todas sus áreas, con campamentos rotativos durante 16 días y un control sanitario estricto con todo el personal de relevo.
El programa de inversión original de la compañía para 2020 incluía el desembolso de cerca 190 millones dólares para perforar 50 pozos (7-8 horizontales y 42-43 verticales) con dos equipos en la Cuenca Austral. Sin embargo, en noviembre, lo redujo a 27, debido a la incertidumbre que reinaba en el sector por el cambio de gobierno.
“Esta meta la podemos alcanzar si perforamos 8 horizontales en lo que queda del año ya que uno de ellos equivale a 4 de los verticales”, detalla la misma fuente y agrega que para esto tienen pensado subir un segundo equipo a partir de septiembre, lo que les daría tiempo de realizar todos los trabajos necesarios hasta diciembre.
Sin embargo, la compañía deberá sortear otros obstáculos externos, además de los pagos, para cumplir con estos objetivos: conseguir le llegada de los equipos y materiales a sus áreas para llevar adelante los trabajos.
En esta primera etapa, la compañía planea invertir cerca de 50 millones de dólares y trabajar con un equipo de perforación. En caso de que pueda implementar la segunda fase, sumaría otro set más, lo que requeriría un desembolso extra de unos 30 millones, calcula. Para esto, es necesario que el gobierno le abone las deudas que aún tiene pendientes.
“En 2020, CGC planea ajustar las inversiones al flujo de fondos. En un escenario de estrés, reducirlas a 50/60 millones de dólares, priorizando la reparación de pozos – explica la directora asociada de la calificadora de riesgo FixScr, Gabriela Curutchet -. Las inversiones ya realizadas en un sistema de almacenamiento subterráneo de gas natural en la provincia de Santa Cruz permitirán conservar el gas en época de baja demanda y extraerlo en el invierno, mitigando parcialmente el riesgo de estacionalidad”.
El plan de cobro
La administración de Alberto Fernández finalmente cumplió la semana pasada con la promesa que les había hecho a los directivos de la petrolera a principio de marzo de abonar las seis facturas que tenía vencidas y realizó el desembolso de la primera de ellas por cerca de 10 millones de dólares, explica.
El Tesoro aún le adeuda a la compañía los pagos correspondientes a noviembre y diciembre de 2019 y enero, febrero y marzo de 2020 de la Resolución 46, por un monto cercano a los 3.000 millones de pesos, el equivalente a unos 50 millones de dólares.
La decisión de CGC de reanudar sus actividades no sólo se basó en el desembolso de octubre sino también a que el gobierno ya emitió la resolución de pago de otros cuatro meses más por aproximadamente 40 millones de dólares más, detalla. “Esto no implica que lo vayan a abonar pronto, pero al menos, es una señal de que tiene predisposición de hacerlo”, resalta la misma fuente.
En el caso de la petrolera de Corporación América se contabiliza lo generado con los pozos de tight gas que lleva adelante en el área Campo Indio Este – El Cerrito, en la Cuenca Austral, en la provincia de Santa Cruz.
En marzo, la empresa esperaba poder producir entre 4 y 4,50 millones de MCD (por debajo de lo alcanzado en 2019), cifra que ahora dependerá de la cantidad de pozos que pueda perforar en lo que queda del año.
Estos pronósticos serán inferiores a los 4,79 millones de MCD (para diciembre) que tiene autorizada la empresa para facturar a 6,50 dólares por millón de BTU durante 2020 por la Resolución 46. En enero, CGC alcanzó niveles de 3,80 millones de MCD.
CGC necesitaba retornar a la actividad tanto para fortalecer sus finanzas como para evitar el declive de las reservas de la compañía en cinco años y alcanzar una producción de entre 5 y 5,50 millones de MCD de gas natural. En abril, estuvo dentro de este rango ya que se ubicó en los 5,19 millones de MCD.
“En 2020, se prevé una menor generación de caja operativa como consecuencia de la baja en el consumo y la demora en los pagos de los subsidios. Sin embargo, el flujo de fondos libre continuará positivo principalmente a través del manejo de las inversiones”, destaca Curuchet.
La importancia del pago de las deudas de la resolución 46 es indispensable para su operatoria ya “las demoras en el cobro de incentivos podrían impactar en el capital de trabajo y la generación de fondos de la compañía” debido a que estos “incentivos al gas no convencional representaron el 25% de los ingresos de CGC el año pasado”, señala la analista.
Pese a esta situación, la calificadora de riesgo estima que la compañía podría alcanzar niveles de EBITDA cercanos a 250 millones de dólares, con márgenes cercanos al 50%, considerando las actuales perspectivas de precios (3 dólares por millón de BTU promedio anual sin considerar subsidios y un petróleo a 45 dólares por barril) y volúmenes de producción de gas a 36.500 barriles de petróleo equivalente por día.
CGC debe afrontar este año pagos de deuda por un total de 77 millones de dólares que los está cubriendo tanto con su efectivo en caja como con las emisiones de dos obligaciones negociables de corto plazo, una de 35 millones de dólares que emitió en marzo y otro de 19,90 millones que colocó el 26 de mayo.
El mayor desafío para la compañía se presentará el año que viene cuando deberá abonar o refinanciar su bono de 300 millones de dólares con tasa del 9,50% y vencimiento el 7 de noviembre de 2021, un crédito sindicado de 75 millones y un remanente de 28,80 millones de su ON clase 10.
“La concentración de vencimientos de deuda en 2021 implica un elevado riesgo de refinanciación. Esto continúa siendo un desafío clave para la compañía – destaca Curuchet -. CGC, al igual que otros miembros del grupo Corporación América, ha demostrado poseer buen acceso a los mercados de capitales en el mercado local e internacional además del financiamiento bancario. Ante la falta de acceso al financiamiento internacional provocado por un contexto macroeconómico adverso, la compañía ha logrado realizar emisiones de obligaciones negociables en el mercado local refinanciando los vencimientos de 2020”.
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