Pese a la volatilidad económica, la petrolera de Eduardo Eurnekian consolida sus inversiones
El 2023 no fue un buen año para Compañía General de Combustibles (CGC) desde el punto de vista del cierre de su balance, afectado por las condiciones de la economía del país y de las medidas que terminó adoptado el anterior gobierno de Alberto Fernández.
La petrolera controlada mayoritariamente por el grupo que preside Eduardo Eurnekian, cerró el año con un resultado negativo por $156.188 millones contra una ganancia de $24.522 millones de igual período del 2022.
El rojo tiene que ver más que nada con un tema contable vinculado con la devaluación de fin de año. De hecho, su EBITDA ajustado con dividendos cobrados ascendió a $160.249 millones, lo que representa un aumento de $25.527 millones respecto al ejercicio del 2022, mientras que sus ingresos aumentaron en $62.936 millones, representando un 14%, pasando a $521.612 millones de los $458.676 millones del 2022, principalmente como consecuencia del incremento de ventas de gas.
En cuanto a los ingresos por este insumo, ascendieron a $191.441 millones y $135.283 millones al 31 de diciembre de 2023 y 2022 respectivamente, lo que representa una suba del 42%, debido principalmente a un aumento de los precios medidos a valor real y a un aumento de producción en la cuenca del Golfo.
Con relación a los ingresos por venta de crudo ascendieron a $311.483 y $302.428 respectivamente, marcando un incremento de $9.055 millones (3%), originado principalmente por un aumento de precios.
Mayores gastos en la petrolera
Si bien los números de CGC son relativamente positivos, la petrolera debió gastar más si se tiene en cuenta que el costo de ingresos totalizó $433.852 millones, representando una suba del 17% comparado con los $369.491 millones registrados en el 2022 que se explica principalmente por la variación del rubro "Regalías, canon y servidumbre" que se incrementó en $4.551 millones respecto al ejercicio anterior y al incremento de $38.276 millones en el rubro "Depreciación propiedad, planta y equipos" por las significativas inversiones en activo fijo realizadas durante el ejercicio.
En el caso de los gastos de comercialización totalizaron $23.562 millones en el ejercicio 2023, representando un aumento en $1.455 millones es decir un 7% respecto al ejercicio anterior, por un mayor cargo por impuesto a los ingresos brutos por $1.762 millones debido al aumento de la facturación en el mercado interno, neto de un menor cargo de despacho y transporte por $1.093 millones.
Los gastos de administración, en tanto, llegaron a $40.281 millones, un aumento en $11.703 millones, es decir de un 41% respecto del 2022.
Esta suba se vincula con mayores pagos de sueldos y cargas sociales por $8.812 millones y una disminución del monto de recupero de la provisión para juicios y otros reclamos por $1.058 millones.
En cuanto a los costos de exploración, ascendieron a $ 8.051 millones y corresponden al efecto de la reversión del permiso de exploración del Área Piedrabuena.
En el caso de los resultados financieros netos, presentaron una pérdida por $279.941 millones, lo que representó un aumento de $248.784 millones a la pérdida del ejercicio 2022, que ascendió a $31.157 millones. La variación se debe principalmente al efecto neto de $263.878 millones generado por la pérdida de diferencia de cambio, netas.
Quebranto por diferencia de cambio
Según un documento enviado por la petrolera a la Comisión Nacional de Valores (CNV), "la devaluación del dólar con el peso superó a la inflación en 145% en 2023 y fue inferior a la inflación en 22% en 2022. El impuesto a las ganancias ascendió a $91.919 millones de ganancia en el 2023 y de $1.982 millones de pérdida en el 2022".
De hecho, en el ejercicio del 2023 la empresa registra un significativo quebranto generado principalmente por la pérdida de diferencia de cambio deducible para el impuesto a las Ganancias, neto del efecto del ajuste por inflación impositivo.
De todos modos, CGC incrementó el valor de sus activos en $526.603 millones respecto al ejercicio anterior, variación originada principalmente por un aumento de $223.073 millones en el rubro Propiedad, Planta y Equipo, principalmente por efecto de la inversión en actividades de exploración y desarrollo en las áreas de la Cuenca Austral y del Golfo San Jorge.
También por un aumento de $66.617 millones en el rubro de inversiones a valor razonable y un aumento de $97.329 millones en el rubro de activo por impuesto diferido generado principalmente por el reconocimiento del quebranto impositivo generado en el ejercicio 2023.
En este contexto, el total del pasivo aumentó $648.544 millones respecto al ejercicio anterior con variaciones originadas por un aumento neto de las deudas financieras por $561.115 millones, principalmente por la colocación de nuevas Obligaciones Negociables (ON) para financiar la inversión en actividades de exploración y desarrollo en las áreas de la Cuenca Austral y del Golfo San Jorge y el incremento de las deudas en dólares por el efecto devaluación en el ejercicio del 2023.
Del mismo modo, logró un aumento de las Provisiones para abandonos de pozos y remediación ambiental por $24.256 millones generado por incremento en los costos de abandono y una mayor deuda con proveedores por $39.877 millones por la más actividad.
Durante el 2023, la generación de caja operativa alcanzó los $49.803 millones comparado con los $59.075 millones del 2022, disminución que se generó principalmente por un aumento del capital de trabajo.
El flujo de efectivo utilizado en las actividades de inversión, alcanzó un total de $302.884 millones durante el 2023, aumentando un 110% respecto al ejercicio del 2022.
Mirada futura
El 2023 fue el segundo año de operación completa de los activos de las Cuencas de Golfo de San Jorge y Cuyana, adquiridos en 2021 a través de la compra de Sinopec Argentina Exploration and Production Inc. (ahora CGC Energía S.A.U.).
Durante dicho período, la sociedad ha incrementado considerablemente su actividad en dichas áreas, operando por primera vez en su historia con cuatro equipos de perforación (dos en la Cuenca del Golfo de San Jorge y dos en la Cuenca Austral), perforando 79 nuevos pozos, cifra que sus ejecutivos consideran récord para la compañía.
De acuerdo al trabajo, "el año pasado fue de fuerte inversión y crecimiento ya que adicionalmente a los planes de desarrollo en la Cuenca del Golfo de San Jorge, incrementó la actividad en las áreas de Cuenca Austral, a partir de la adjudicación de volúmenes de producción incrementales de gas en las rondas 5.1 y 5.2 correspondientes al plan de reaseguro y potenciación de la producción federal de hidrocarburos, el autoabastecimiento interno, las exportaciones, la sustitución de importaciones y la expansión del sistema de transporte para todas las "Cuencas hidrocarburíferas del país 2023-2028" (Decreto N° 770/2022).
Este programa le permite a CGC aumentar su producción de gas natural en la Cuenca Austral, desarrollando proyectos de ciclo corto en forma más rentable aprovechando la oportunidad de mercado dada por la necesidad de mayor producción local y los altos precios de GNL.
Adicionalmente, la petrolera perforó 13 pozos exploratorios destinados a analizar el potencial estimado de la Cuenca y su desarrollo en forma sustentable.
Invertir cuidando las finanzas
Para este año, los ejecutivos de CGC proyectan un período de consolidación y crecimiento, manteniendo importantes niveles de inversión principalmente en las Cuencas del Golfo San Jorge y Austral, consistentes con sus niveles de producción y ventas.
Con respecto al contexto macroeconómico y político, CGC espera desarrollar sus actividades bajo condiciones de incertidumbre y posible volatilidad en las principales variables económicas.
Para intentar blindarse frente a dicho escenario, pondrá atención a la evolución de las variables relacionadas con la estabilidad del mercado de cambios, la inflación y el acceso a fuentes de financiamiento.
"Cambios abruptos en las mismas pueden afectar la ejecución del plan de inversiones proyectado para el 2024", argumenta la petrolera en el documento que envió hace unos días a la CNV.
En línea con estas acciones, los esfuerzos en materia de financiamiento continuarán enfocados en la optimización de la estructura de capital, como así también en la búsqueda de fuentes adicionales de financiación, en base a los objetivos de inversión y al crecimiento en un país donde la actividad económica sigue estando condicionada por los efectos remanentes de la sequía de fines de 2022 y principios de 2023 (con impacto directo entre sectores vinculados al agro) y la incertidumbre.
CGC es controlada por Latin Exploration S.L.U., una sociedad española de la cual el también dueño de la Corporación América es accionista mayoritario con el 70% del capital, mientras que el 30% restante está en manos de Sociedad Comercial del Plata (SCP).
Eurnekian compró la petrolera al fondo inversor Southern Cross, de Norberto Morita en el 2013, cuando, por u$s200 millones, se quedó con la mayoría accionaria de la sociedad que participa en el sector energético, específicamente en la exploración y la producción de petróleo y gas (upstream) y en el transporte de gas.
Es además una de las dos mayores accionistas de Transportadora de Gas del Norte (TGN), junto a la petrolera Tecpetrol, propiedad del Grupo Techint.
Participa en un negocio que desde inicios del 2023, puso en vigencia el Decreto N° 770/2022 "Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos, el Autoabastecimiento interno, las Exportaciones, la Sustitución de Importaciones y la Expansión del Sistema de Transporte para todas las Cuencas hidrocarburíferas del país 2023-2028".
Este decreto tuvo como fin otorgar previsibilidad al llenado del gasoducto Nestor Kirchner desde Cuenca Neuquina el cual en su primera etapa debía estar operativo en junio de 2023, extender en el tiempo y de manera anticipada hasta el 2028 la contratación de aquellos volúmenes asignados en el Decreto 892/2020 y sus modificatorias; promover la producción de todas aquellas Cuencas que cuentan con capacidad de transporte ociosa y que pueda de manera inmediata cooperar a la sustitución de combustibles alternativos más onerosos para el sistema ("Plan de Actividad Incremental").
En el marco de esta convocatoria, CGC y CGC Energía participaron extendiendo hasta el 31 de diciembre de 2028 los compromisos de inyección y entrega de gas natural asumidos a través del "Plan de Promoción de la Producción de Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024", con una declinación permitida máxima del 15% anual vs. 2021-2024 (curva Base).
Adicionalmente, el Grupo CGC participó y se adjudicó parte del Plan de Actividad Incremental, asumiendo compromisos de inversión para perforación y reparación de pozos tendientes a lograr una curva de inyección Incremental por sobre la curva Base, desde el 1 de enero 2023 hasta el 31 de diciembre de 2028.
Logró también, dentro del Plan Gas Incremental, volúmenes de gas natural por sobre una línea base correspondientes al 5% de participación de la compañía dentro de la UTE Aguaragüe en la Cuenca Noroeste, lo cual derivó en una oferta de compraventa con ENARSA para destino residencial de la zona, con vigencia hasta diciembre de 2028.
Nuevo endeudamiento y reservas
Durante el 2023, la sociedad emitió, Obligaciones Negociables por u$s257,6 millones extendiendo los plazos y bajando los costos de endeudamiento, lo que permitió solventar el nivel de inversiones en las operaciones.
También lanzó títulos con subsidiarias argentinas de The Dow Chemical Company por u$s200 millones; cerró un préstamo sindicado por u$s96 millones; otro con Eurobanco Bank Ltd por u$s45 millones.
Asimismo, se cancelaron en su totalidad las ONs Clase 19 y 21 por u$s50 millones y la segunda (y última cuota) del préstamo indicado emitido en el 2021 por u$s57,5 millones.
En cuanto a las reservas probadas totales, CGC posee 25.110 Mm3 de petróleo equivalente, aumentando respecto al 31 de diciembre de 2022 en un 8,5%.
Esta cifra se encuentra compuesta en un 47% por petróleo y líquidos y en un 53% por gas natural, además de haber invertido $273.844 millones, un 24% superior que el año anterior, monto que se concentró en actividades de desarrollo, en un 87%, y de exploración, en un 13%.
Su producción de petróleo, gas natural, gas licuado de petróleo y gasolina fue de 3.128,4 millones de m3 de petróleo equivalente, lo que representa un incremento del 8,7% con respecto a la producción del año anterior. Los hidrocarburos líquidos representaron un 42,4% y el gas natural, el 57,6%.