8 mayo, 2020

Capex, golpeada por incendios y la pandemia

La empresa sufrió incidentes en su planta térmica y de energías renovables.

La pandemia de coronavirus ha impactado de lleno en la actividad y las finanzas de la mayoría de las compañías en la Argentina. Sin embargo, algunas están sufriendo, además, otros factores negativos imprevistos, con los que se les ha desatado una especie de tormenta perfecta, como es el caso de Capex.
Al igual que la ha ocurrido a otras petroleras, la empresa ha venido padeciendo la caída en el precio internacional del Brent (perdió el 57% en lo que va del año), debido al enfrentamiento entre Rusia y Arabia Saudita y, luego al derrumbe de la demanda por la paralización de la economía mundial por los efectos del Covid-19.
A esto, se le suma la decisión que tomó el gobierno nacional el 27 de febrero de pesificar el precio que la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) paga por la energía base.
Como si esto no fuera poco, Capex le agregó un problema particular a todos estos factores coyunturales o externos que están afectando sus finanzas: los incendios que sufrió en su central térmica Aguada del Cajón, en la provincia de Neuquén, y en sus parques eólicos Diadema I y II, en Chubut.
Los efectos de esta tormenta perfecta impactarán de lleno en la generación de EBITDA de la compañía en sus resultados fiscales de 2021, que terminan el 30 de abril del próximo año, en el que caerá a 95-92 millones de dólares, según cálculos del Pablo Cianni, director asociado de FixScr y a 100 millones para Melisa Casim, analista S&P Global Ratings, desde los 125 y 115 millones respectivamente que estimaban un mes antes.
Por esta razón, ambas agencias pusieron en perspectiva su calificación. Esto se debe a “la vulnerabilidad operacional de ambos segmentos de negocios a los efectos derivados del Covid-19 sobre el nivel de demanda y precios, un alza del riesgo de contraparte y la posibilidad de cambios regulatorios que afecten las estimaciones de flujo de caja de la compañía – explica Cianni -. La suspensión temporaria de la mayoría de las actividades y el consecuente menor consumo de combustibles afectaría la mayor fuente de generación de caja de la compañía. Las exportaciones de crudo en este contexto se dificultan, lo cual condiciona el ritmo de inversiones necesarias para aumentar la producción”.
Sin embargo, el analista destaca que, si bien sus “ratios van a estar al límite con el endeudamiento”, la empresa “cuenta con caja y una estructura de capital que le permite manejar la crisis derivada de la pandemia ya que no tiene problemas de vencimientos hasta 2024 y debe abonar 22 millones de dólares de interés por año”.
En su tercer trimestre fiscal de 2020, la compañía reportó 2.221 millones de pesos (36,31 millones de dólares a la cotización del 31 de enero) de EBITDA, 19.397 millones (322,36 millones de dólares) de deuda y 175 millones de dólares en efectivo, al último día del primer mes del año. A su vez, su indicador deuda/EBITDA se situó en 2,20 veces y el de cobertura de intereses/ EBITDA en 5,50x, a la misma fecha.
Los efectos de muchos de los problemas que está enfrentando la empresa en la actualidad ya se verán reflejados en los resultados de su año fiscal 2020, que cerraron el 30 de abril y anunciará el próximo mes.
“Esperamos que la generación de EBITDA se vea afectada por los bajos niveles de demanda de energía evidenciados en el último mes y por la caída del precio de referencia del petróleo – explica Casim -. En primer lugar, por las medidas de cuarentena ordenadas por el Estado Nacional para contener la propagación de la pandemia Coronavirus en el país, han impactado significativamente en los niveles de demanda de energía dada la enorme desaceleración de la actividad económica. En particular, observamos una caída de alrededor del 25% en el mes de marzo, que esperamos que se prolongue por lo menos durante los próximos tres meses, lo cual, debilitará la generación de flujos provenientes del segmento de generación”.
Por eso, estima que su EBITDA alcanzará los 7.000-8.000 millones de pesos (116,34 -132,95 millones de dólares, su ratio deuda/EBITDA de 3x y la relación generación interna de fondos a deuda cercana a 30%. En tanto, Cianni cree que se ubicará en 125 millones de dólares (87 millones en petróleo y gas y 38 millones en electricidad).

Los hidrocarburos
La producción de petróleo y gas es el principal negocio de la compañía, ya que representa un 75% de su generación de EBITDA, pero a la vez, el que más ha sufrido el impacto de la pandemia, tanto por el desplome del precio internacional del crudo como la caída de la demanda local de combustibles provocada por el confinamiento preventivo y obligatorio que decretó el gobierno de Alberto Fernández.
“El segmento petróleo y gas podría sufrir cambios regulatorios en el corto a mediano plazo, si la situación económica continúa deteriorándose en el país. Adicionalmente, consideramos que la industria ya se encuentra sujeta a cierto riesgo regulatorio ya que, la compañía vende parte de su producción de gas a CAMMESA, la cual controla y provee de combustibles a todas las generadoras de energía que operan en Argentina – subraya Casim -. La misma ha registrado durante los últimos meses, considerables retrasos en la cadena de pagos que afectan directamente el capital de trabajo de la compañía. En particular, la persistente depreciación de la moneda local ha estado generando una gran volatilidad en la caja recolectada por Capex provocando cierta pérdida de valor a causa del desfasaje, si bien este efecto ha sido compensado parcialmente por dichos ingresos que mantiene la compañía en dólares, los retrasos en los mismos podrían finalmente perjudicar los niveles de liquidez”.
A su vez, la analista señala que “la fuerte caída de los precios del petróleo y gas en el último mes, las perspectivas de que los precios bajos persistirán en el futuro y la eliminación del ajuste de la inflación en las tasas de energía presionarán las métricas crediticias de Capex”.
A diferencia de lo que ocurrió con otras compañías, como Medanito o Petroquímica Comodoro Rivadavia, que debieron cerrar pozos, la compañía mantuvo en actividad todos sus yacimientos. “En Chubut, han mantenido la actividad sin paralizar ningún área”, explica una fuente cercana al gobierno provincial.
Sin embargo, tuvo que frenar la perforación de nuevos pozos en todos sus bloques en Río Negro, Neuquén y Chubut, primero, por la cuarentena impuesta por el gobierno a partir del 20 de marzo, a lo que se le sumó, luego, la caída del precio del Brent que hizo poco rentable la producción.
“Con precios de 19-20 dólares, no pueden seguir perforando y sólo continúan extrayendo lo que ya tienen para hacerse de caja y reactivando de algunos pozos. Si esto sigue así, en un año su producción declinará un 2-3% – explica Cianni -. Ahora, si la cotización del Brent llega a bajar a menos de 20 dólares directamente tienen que parar la producción y a niveles de 15, su operación no es rentable”.
Si bien el gobierno nacional planea fijar el precio del barril de petróleo local en 45 dólares, tendrá un impacto moderado en la empresa ya que el 66% de su producción la destina a la exportación, sumada que mientras continúe la cuarentena habrá una sobreoferta de crudo dada la baja demanda de combustibles.
Si bien la cotización del Brent se desplomó en los últimos meses (se vende a 30,19 dólares por barril tras haber tocado los 16 el 22 de abril), la compañía pudo continuar vendiendo en el exterior ya que contaba con contratos firmados previamente para entregar durante abril y mayo a un promedio de 26 dólares por barril de Brent.
“Ellos exportan más de lo que venden al mercado local con un precio de Brent menos una diferencia de 4-5 dólares. Pudieron seguir exportando con posiciones hasta mayo con contratos a entre 22 y 28 dólares por barril”, detalla Cianni.
El interrogante se presentará sobre cuáles serán los valores que conseguirá a partir de junio. A fines de abril, los operadores de mercado ofrecían comprarlo y cargarlo en barcos puestos en el Mar Argentino a Brent-12 dólares, a lo que había que sumarle el flete y la boya, con lo que quedaba un valor final de Brent-18 dólares y cada mes había que pagar ese mismo valor de almacenamiento, explica el presidente de Medanito, Alejandro Carosio.
En su tercer trimestre fiscal 2020, Capex produjo 241.858 metros cúbicos de petróleo, 17,80% más que en el mismo período del año anterior, en sus áreas Pampa del Castillo-La Guitarra (189.506), Loma Negra y La Yesera (23.256) y Agua del Cajón (29.096), al 31 de enero.
A su vez, su generación de gas natural cayó un 0,50% frente al idéntico plazo de tiempo de 2019, a 428,78 millones de metros cúbicos en sus bloques Loma Negra y La Yesera (256 metros cúbicos por día), en los que cuenta con una participación del 37,50 y 18,75% respectivamente. De esto, vendió 45,44 millones de metros cúbicos en el mercado local.
A su vez, utilizó el 96% de lo producido en el área Agua del Cajón para la generación de energía eléctrica en la central térmica del mismo nombre y en la operación de su planta de gas licuado de petróleo (GLP), donde elabora propano, butano y gasolina estabilizada.
En tanto, la compañía cuenta con tres áreas para desarrollar en Neuquén, Río Negro y Chubut. En esta última, fue adjudicada con la concesión durante 25 años del bloque Bella Vista Oeste en octubre de 2019, donde se comprometió a invertir 50,10 durante ese lapso.
En julio de ese mismo año, la empresa se quedó con Parva Negra Oeste, en Vaca Muerta, durante la séptima ronda que lanzó Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). Allí, deberá desembolsar 19 millones de dólares en el primer período de exploración.
Finalmente, Capex fue pre adjudicada con el bloque Puesto Zúñiga en noviembre de 2019, en la licitación que realizó la Secretaría de Energía del Gobierno de Rio Negro. Las autoridades aún no han terminado las tramitaciones para su adjudicación definitiva.

Térmica y renovable
El sector energético es la segunda pata del negocio de la compañía, ya que representa un 25-35% de su generación de EBITDA. A diferencia de lo que le ocurrió con el petrolero, no sólo fue golpeado por cuestiones externas sino también por problemas propios en sus diferentes plantas.
El primer golpe lo recibió cuando el gobierno nacional decidió pesificar la tarifa spot para la producción eléctrica el 27 de febrero de 2020. La resolución 31/2020 estableció un congelamiento de los 28 dólares por MW que se le paga por la energía base y se los convirtió a moneda nacional a una cotización de 60 pesos, aunque prevé un ajuste según índices de inflación.
Según calcula Ciani, este cambio, sumado al de la resolución 1/19 de marzo de 2019, provocará una caída en su EBITDA desde los 58 millones de dólares en abril del año pasado hasta los 33 millones en el mismo mes de 2021.
El segundo problema que debió enfrentar este año la compañía fueron los incendios que sufrió en su central térmica Agua del Cajón, de 672 MW, en la localidad de Plotier, y sus parques eólicos Diadema I y II, de 33,90 MW, en las cercanías de Comodoro Rivadavia.
El primero se desató en la noche del 27 de enero, cuando se produjo una falla en la salida de 132 kV del transformador de la turbina de vapor (TV7), que provocó un principio de incendio en su planta neuquina. Si bien fue extinguido en un par de horas, dejó fuera de operación su ciclo combinado de 301 MW desde entonces.
La compañía venía trabajando en su reparación hasta que debió paralizar todos los trabajos cuando el gobierno decretó el confinamiento preventivo y obligatorio, el 20 de marzo. Recién pudo reanudar las obras el 13 de abril cuando el Presidente autorizó a las empresas energéticas a hacerlo.
Las perdidas que esto le está ocasionando son dobles, ya que, por un lado, está produciendo electricidad sólo con sus 6 turbinas de ciclo abierto, de 371 MW, y, por el ha caído en su nivel de eficiencia, por lo cual la seleccionan cada vez menos para comprársela, con lo cual le pagan sólo por disponibilidad de potencia.
Si bien la compañía planea terminar con las reparaciones a fines de este mes, el parate de la planta acabará por provocarle una pérdida de ingresos cercana a los 7 millones de dólares, según calcula Cianni.
A esto hay que sumarle que, dos meses después de ese incidente, se produjo uno similar, aunque de mayor magnitud, cuando se desató un incendio en la Subestación Transformadora Diadema (SET), en Chubut, que la dejó fuera de servició.
“El problema fue similar al que sufrieron en Neuquén y provocó un corte de energía a la mitad de su yacimiento de petróleo Diadema”, afirma la fuente cercana al gobierno provincial, aunque señala que eso fue “pronto resuelto”.
El mayor problema que causó el incendio fue que quedaron imposibilitados de venderle electricidad a CAMMESA los parques eólicos Diadema I, de 6,30 MW, y Diadema II, de 27,60 MW, ya que la SET es el punto de interconexión y entrega al sistema transporte de energía.
La compañía está analizando los daños con sus proveedores e intentando repararlo, pero la cuarentena ha retrasado los trabajos por los problemas de movilidad y de conseguir repuestos, explica Casim.
Por eso, decidió realizar una conexión provisoria de Diadema I y II, que entró en funcionamiento el 1 de mayo, y le permitan volver a facturar la electricidad generada con ambos parques mientras arregla los daños que causó incidente, explica Cianni y una fuente cercana a CAMMESA.
La parálisis de 35 días en la producción de energía de ambos parques le provocó a la compañía una pérdida de ingresos cercana al millón de dólares, calcula el analista de FixScr. De esta forma, la ponderación de este sector dentro de su EBITDA cayó del 25 al 20%.
Capex fue obtuvo un contrato de 115,90 dólares por MW para construir Diadema I, de 6,30 MW. A su vez, fue adjudicada con un PPA a 20 años de 40,27 dólares por MW para levantar Diadema II en la licitación RenovAr 2, realizada en noviembre de 2017.

Por Hernán Dobry

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