Accionistas salen al rescate de una petrolera con concesión fueguina

La cuarentena por coronavirus, el cierre de las exportaciones en Tierra del Fuego y la rotura de la monoboya de YPF, perjudicaron a Crown Point Energy, una empresa canadiense controlada por capitales locales.

La cuarentena, la caída del precio internacional del petróleo y del gas natural en la Argentina, más el cierre de las exportaciones de crudo en Tierra del Fuego es un combo difícil de asimilar financieramente para cualquier compañía, más aún cuando se trata de una pequeña. Ese es el caso de Crown Point Energy.

Desde septiembre de 2019, se fueron desatando uno a uno esos factores que terminaron por erosionar los números de la empresa canadiense controlada por capitales locales al punto de que sus accionistas tuvieron que lanzar un plan de rescate para poder cubrir su déficit operativo.
“Éramos una compañía con buenos resultados el año pasado, incluso distribuimos dividendos y capital entre los accionistas», afirma su director, Gabriel Obrador; quien para este al tener un resultado negativo, haran «un aporte de capital para reforzar a la empresa”.

En 2019, Crown Point Energy reportó un EBITDA* de 4,93 millones de dólares, ventas por 32,72 millones y efectivo por 2,70 millones, al 31 de diciembre. A su vez, repartió dividendos trimestrales por 729.303 dólares (0,01 por acción) el 7 de junio, y de 1,82 millones (0,01 más uno especial de 0,015 por acción) el 16 de agosto. (* La capacidad de una empresa para generar beneficios)

El impacto ya había comenzado a sentirse en el primer trimestre de 2020, cuando sus ingresos cayeron el 63,21% a 3,46 millones de dólares en comparación con los 9,41 millones registrados en el mismo período del año pasado, mientras que sus beneficios antes de impuestos lo hicieron un 391,33% a una pérdida de 8,68 millones frente a la ganancia de 2,98 millones del mismo lapso de tiempo.

La compañía canadiense repagó el 14 de abril 8,80 millones de pesos de un crédito con el HSBC Bank Argentina de 44 millones de pesos con tasa del 49% que había obtenido el 10 de enero y vencía el 10 abril. Antes de esa fecha, había logrado refinanciar los 35,20 millones remanentes a una tasa del 30% y postergar su fecha de finalización al 12 de agosto.

De continuar los inconvenientes que viene atravesando la compañía en el país, el deterioro en sus finanzas podría continuar al punto de que Obrador calcula que, en ese caso, su EBITDA podría alcanzar un saldo negativo de -2 millones de dólares, debido a la necesidad de cubrir la caja y los compromisos de inversión.

Por esa razón, algunos de sus accionistas han decidido hacer una capitalización de entre 3 y 5 millones de dólares para cubrir el rojo en su balance, explica. A cambio, recibirán derechos de suscripción de acciones, para evitar licuar el porcentaje de los socios minoritarios.

El inicio de los problemas en septiembre del año pasado llevó a la compañía a posponer hasta 2021 su plan de expansión de 150 millones de dólares que pensaba llevar adelante a lo largo de los siguientes tres años, detalla el director.

El programa incluía la adquisición de tres nuevas áreas maduras en la cuenca Neuquina y en el Golfo de San Jorge para hacer recuperación secundaria y terciaria. Uno de los acuerdos que ya tenía casi arreglado debía comenzar en 2019 y los otros dos durante 2020, sin embargo, pusieron todo “en revisión a la espera de un mejor panorama del sector en el país”, destaca.

Crown Point Energy planeaba originalmente financiar los 150 millones de dólares que requería la operación con fondos propios, de inversores y accionistas y la emisión de un bono en los mercados internacionales, resalta Obrador.

Cuesta abajo

Los inconvenientes de la compañía canadiense comenzaron el 23 de septiembre cuando quedó fuera de servicio la monoboya de la Terminal Cruz del Sur de YPF por medio de la cual la compañía cargaba el crudo que producía en sus áreas en Tierra del Fuego en barcos con destino al mercado internacional.

De esta forma, su facturación cayó un 64% a 4,30 millones de dólares por la venta de crudo y gas natural en el primer trimestre frente a los 12 millones recibidos durante el mismo período del año anterior. En tanto, su producción se desplomó un 50,61% a 1.714 barriles de petróleo equivalente por día (BOED) en comparación con los 3.470 registrados en idéntico lapso de 2019.

“El cierre de la boya nos está impactando porque tenemos parada la producción de black oil en San Martín. Si eso no hubiera ocurrido, podríamos seguir extrayendo crudo pero la terminal de YPF está cerrada. Nuestra facturación está en el 10% de nuestra capacidad”, resalta el directivo.

El cierre de la terminal se prolongó más de lo esperado ya que la cuarentena dificultó la obtención de repuestos para su reparación, tarea que se retomó recién a fines de mayo. Obrador y una fuente de Roch señalan que la petrolera controlada por el Estado los notificó que los trabajos y las pruebas estarán concluidos para fines de julio y en agosto llegará el primer barco que cargará parte de lo almacenado.

Crown Point Energy, que cuenta con una participación del 25,78% en las áreas Rio Cullen, La Angostura y Las Violetas, en sociedad con Roch (20,28%), Pluspetrol (25,78%), Phoenix Global Resources (12,62%), Desarrollos Petroleros y Ganaderos (11,54%) y SECRA (4%), recién podrá comenzar a exportar crudo en septiembre cuando llegue el segundo navío a Tierra del Fuego.

Si bien la compañía canadiense espera exportar este petróleo aprovechando que el gobierno nacional eliminó las retenciones mientras el precio del Brent se encuentre por debajo de 45 dólares por barril, Obrador cree que esta medida “no soluciona el problema a largo plazo” del sector.

El consorcio también logró almacenar 53 metros cúbicos de crudo de crudo liviano (60º) en la planta de Total en Tierra del Fuego, que planea colocarlos en el mercado interno, aunque descarta que pueda hacerlo a precios de 45 dólares como establece el barril criollo, según adelantó Desarrollo Energético.

En medio de la crisis que le generó la parálisis de la Terminal Cruz del Sur, se desató la pandemia de coronavirus, por lo que tuvo que paralizar su poca producción de petróleo desde el 24 de marzo debido a que se detectaron dos casos de COVID19 en la Terminal Gregorio de ENAP, en Chile.

De esta forma, se frenaron todas las ventas y entregas que le estaba realizando en camión desde sus áreas en la Argentina. Junto a esto, también se paralizó toda la generación de gas natural asociado en esas áreas en Tierra del Fuego, por lo que el consorcio sólo siguió extrayéndolo en los pozos que se focalizan mayoritariamente en el fluido. Así, está inyectando en los gasoductos cerca de 480.000 millones de metros cúbicos por día (MCD), a precios de entre 1,50 y 1,70 dólares por millón de BTU.

Esto llevó a que Crown Point Energy redujera en 500.000 dólares su presupuesto de inversión de 1,40 millones que tenía destinado para 2020 ya que considera que este panorama torna innecesaria la expansión de la planta San Martín.

“Esto es lo mínimo necesario para mantener la concesión de Tierra del Fuego operando sin problemas dada la incertidumbre del precio de las materias primas, su volatilidad y el impacto que el COVID19 tendrá en la economía argentina y global”, señalan desde la compañía canadiense.

De cara al futuro

Obrador sostiene que el gobierno nacional debería tomar medidas para ayudar a equiparar los costos de transporte del gas natural producido en Tierra del Fuego para que puedan competir en igualdad de condiciones con provincias como Neuquén ya que la distancia de la isla es mucho mayor y eso encarece los precios de venta del fluido puesto en Buenos Aires.
“Tenemos mucho gas para desarrollar en tierra, pero no hay equipos. El 30 y 40% de la movilización (60 centavos por millón de BTU) es en costo de transporte de los equipos de rige insumos, que es la diferencia que tenemos con las otras cuencas”, detalla.

Además de sus operaciones en Tierra del Fuego, Crown Point Energy también está realizando tareas de exploración en el área Cerro los leones, de 408,35 kilómetros cuadrados, en la cuenca Neuquina, en la provincia de Mendoza.

Allí, la compañía canadiense perforó dos locaciones durante el cuarto trimestre de 2019. En uno de los pozos, cuyas pruebas terminaron en enero, descubrieron gas natural, pero actualmente se encuentra suspendido a la espera de las evaluaciones comerciales.

El segundo fue abandonado luego que no se encontraron señales de hidrocarburos durante las pruebas que se hicieron en noviembre. De esta forma, terminaron la segunda etapa del período exploratorio establecido en el contrato de concesión del área.

La compañía planea llevar a cabo una tercera fase apuntando a buscar petróleo, aunque para esto espera ver cómo evoluciona la situación en el país ya que tiene tiempo para hacerlo hasta el 23 de abril de 2021.

Fuente: Desarrolloenergetico