La empresa petrolera de capitales nacionales Capex mejoró su rentabilidad en los últimos años

Capex, la 13° mayor productora entre las 59 que operan hoy en el sector hidrocarburífero del país, “presenta ventajas competitivas sobre otros participantes al contar con reservas de gas natural propias que utiliza para abastecer su planta”, indicó la calificadora, afiliada local a FichtRatings, al justificar la continuidad de la calificación “A(arg)”.

El sector de generación eléctrica exhibe en la actualidad una “mayor previsibilidad” a partir del nuevo esquema remunerativo fijado por el gobierno, lo cual “favorece la generación de fondos operativos de la empresa”, según FixScr.

El Ministerio de Energía y Minería dispuso en febrero del año pasado “el aumento y la dolarización de la remuneración que reciben los generadores privados que participan en el mercado de contado y premió los compromisos de disponibilidad de potencia y la mayor eficiencia en el uso de combustibles”, recordó la calificadora.

Además, la nueva remuneración de la energía, al estar denominada en dólares, mitiga el riesgo de descalce monetario por tener la mayor parte de la deuda financiera en moneda dura.

Capex, con ventas anuales por US$ 170 millones, es un productor integrado de energía eléctrica que posee una planta con 672 Mw de capacidad nominal total de generación (Agua del Cajón, en Neuquén) que incluye un ciclo abierto y un ciclo combinado de 55% y 45% de capacidad, respectivamente.

La agencia pondera además el “posicionamiento favorable” de Capex entre los productores locales de gas y GLP (gas licuado de petróleo) “dada su buena capacidad de extracción en el contexto deficitario que atraviesa el sector energético del país”.

La variación positiva de los precios en los segmentos de energía e hidrocarburos redundó en los últimos años en una mejora del margen de Ebitda (resultado operativo antes de amortizaciones y depreciaciones), que se mantuvo por encima del 60% desde 2015.

Los ingresos de Capex se benefician también por los programas de estímulo a la producción de gas no convencional a partir de este año, junto con el mayor precio de venta del gas de la empresa para la central térmica desde abril 2016, consideró Fix.

Ese repunte compensa parcialmente la merma de ingresos por la reducción del orden de 15% sufrida por los precios del crudo local en los últimos dos años.

En cuanto a la necesidad de inversiones, la agencia recordó la adquisición no controlante a Chevron, por US$ 25 millones, de las concesiones en las áreas de Loma Negra (37,5%) y La Yesera (18,75%), en Río Negro, que vencen en diciembre de 2024 y junio de 2027, respectivamente, y cuentan con una producción de 160m3/día de petróleo y 250.000 m3/día de gas.

Aunque en el último año fiscal las reservas desarrolladas de gas natural de la compañía se redujeron levemente, “son suficientes para abastecer las necesidades actuales de la planta de energía durante los próximos 6 años”, concluyó la calificadora.