Tras adquirir los activos locales del grupo chino, Compañía General de Combustibles (CGC) pasó de perder $1.300 millones en el 2020 a ganar $499 este año

A pesar de operar en un sector golpeado por el coronavirus, tanto en el plano doméstico como a nivel global, donde el valor del crudo sufrió un drástico derrumbe durante los primeros meses de la cuarentena, mientras que a nivel local se fueron frenando muchos proyectos de inversión por las mismas causas, Compañía General de Combustibles (CGC), logró revertir los malos resultados que sufrió el año pasado.

Se trata de una de las principales petroleras del país, controlada por Latin Exploration S.L.U. («LE») una sociedad española de la cual Eduardo Eurnekian es accionista mayoritario con el 70% del capital, mientras que el 30% restante está en manos de Sociedad Comercial del Plata (SCP).

El dueño de Corporación América compró CGC al fondo inversor Southern Cross, de Norberto Morita en el 2013, cuando, por u$s200 millones, se quedó con la mayoría accionaria de la petrolera que participa en el sector energético, específicamente en la exploración y la producción de petróleo y gas (upstream) y en el transporte de gas.

CGC es además una de las dos mayores accionistas de Transportadora de Gas del Norte (TGN), junto a la petrolera Tecpetrol, propiedad del Grupo Techint.

Luego de lograr estirar el pago de una deuda por u$s300 millones que vencían este año con un canje de Obligaciones Negociables (ON) que amplía los pagos para el 2025, CGC logró pasar de pérdidas por $1.307 millones que sufrió durante los primeros nueve meses del 2020, a ganancias por $499 millones para el mismo período de este año.

De esta forma, la petrolera retomó el sendero positivo que ya había evidenciado en el 2019 y el 2018, cuando había alcanzado ganancias por $2.835 millones y $5.136 millones respectivamente.

Mediante un comunicado enviado a la Comisión Nacional de Valores (CNV), desde la compañía advierten que, a pesar de ese nivel de rentabilidad, continuarán operando en un contexto de país con incertidumbre, «influenciado por factores relacionados con la economía y la política, principalmente por las elecciones de medio término y los efectos de la pandemia Covid-19».

Sin embargo, el directorio de CGC espera mantener el ritmo de las inversiones y continuar desarrollando de esta forma sus áreas en la Cuenca Austral. A su vez, intentará continuar con el desarrollo de proyectos exploratorios con el objetivo de lograr nuevos descubrimientos y ampliar las reservas.

En el marco de una visión a largo plazo, en CGC destacan la compra, cerrada el 30 de junio pasado, de los activos locales de la petrolera china Sinopec, lo cual le permitió incrementar «sustantivamente» la producción en forma consolidada a más de 50.000 barriles equivalentes de petróleo diarios (boe/d).

De esta forma, las reservas probadas de CGC aumentaron en aproximadamente un 50% (de 59 a 90 millones de boe) y optimizó el mix de productos, pasando a un 63% en gas y a un 37% en petróleo, en forma consolidada. Ocurre que con la compra, la petrolera incrementa su producción de petróleo a más de 3.200 m3 diarios (m3/d) y su producción de gas a 5.400 Mm3 diarios (Mm3/d).

Los activos de Sinopec en Argentina sumados por la petrolera de Eurnekian cubren más de 4.600 km2, la mayor parte ubicados en la Cuenca del Golfo de San Jorge y en la Cuenca Cuyana. También tiene participación en Termap, la operadora de las terminales portuarias de Caleta Olivia (Santa Cruz) y Caleta Córdova (Chubut).

«La sociedad considera que los activos de Sinopec contienen un potencial significativo en términos de incremento de producción convencional lo cual, sumado al desarrollo y la exploración en las áreas de Cuenca Austral, se traduce en mayores oportunidades de crecimiento para CGC», estiman desde la compañía.

En términos operativos, la compañía explica en su último balance que el mayor resultado bruto que obtuvo en el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre pasado se genera principalmente por la suba en los precios comercializados del petróleo y gas.

En el caso del EBITDA ajustado con dividendos cobrados, ascendió a $10.446 millones, lo que representa un aumento de $3.726 millones respecto al tercer trimestre del 2020, generado principalmente por la suba en los precios comercializados del petróleo y gas y por la adquisición de Sinopec.

La producción de petróleo, gas natural, gas licuado de petróleo y gasolina durante el mismo período fue de 798,63 Mm3 equivalentes, con un aumento de 315,6 Mm3 (65%).

En cuanto a los hidrocarburos líquidos representaron un 38% y 14% y el gas natural el 62% y 86% del total producido.

En el caso del transporte troncal de gas natural, donde opera a través de sus participaciones en TGN (28,23%); Gasoducto GasAndes (40%); Gasoducto GasAndes Chile (40%), y Transportadora de Gas del Mercosur (15,8%), su volumen alcanzó los 8.069 millones de metros cúbicos, un 21% mayor que igual período del 2020.

Financiamiento futuro

En línea con estas acciones, sus ejecutivos adelantan que los esfuerzos en materia de financiamiento continuarán enfocados en la optimización de la estructura de capital, la extensión del perfil de vencimientos de deuda y la búsqueda de fuentes adicionales de financiación, en base a los objetivos de inversión y al crecimiento planteados para los próximos años.

De hecho, en agosto pasado ya cerró un nuevo préstamo sindicado en dólares con Industrial and Commercial Bank of China (Argentina); Banco Santander Río; la sucursal local del Citibank; el Banco de Galicia y Buenos Aires; Banco Itaú Argentina; Banco Macro y Banco de Valores.

Las reservas probadas de CGC aumentaron en aproximadamente un 50% (de 59 a 90 millones de boe) y con la compra de Sinopec, las reservas probadas de CGC aumentaron en aproximadamente un 50% (de 59 a 90 millones de boe).

Se trata de un crédito por u$s115 millones amortizable en dos cuotas iguales, pagaderas a los 12 y a los 18 meses desde el 3 de agosto pasado, con una tasa de interés del 8,50% nominal anual, por el tramo sin cobertura (u$s100 millones), y del 7% nominal anual por el tramo con cobertura (u$s15 millones).

A esto se suma la colocación de dos series de Obligaciones Negociables (ON), en el mercado local. Una en dólares denominada bajo la Clase 22 y pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable, por u$s20 millones con vencimiento de capital a 36 meses y devengando una tasa anual fija de 3%.

La segunda bajo el nombre de Clase 23, también en dólares por u$s100 millones, con vencimiento de capital en 10 cuotas semestrales iguales de u$s10 millones cada una a partir de marzo del 2027 y devengando una tasa anual fija de 6,05%.

Los fondos obtenidos a través de la emisión de dichas ON serán aplicados para financiar las inversiones en explotación y exploración de hidrocarburos en la Cuenca Austral.

Fuente: iprofesional