Empresas|06 de abril de 2021

Análisis del mes: Pampa Energía

Por Research de Bull Market Brokers

Principales resultados del ejercicio 2020

Ventas netas consolidadas de operaciones continuas por US$1.071 millones3, un 20% inferior a los US$1.338 millones registrados en el 2019, debido a menores ventas de gas para la generación eléctrica propia, la caída en los precios y volúmenes vendidos de hidrocarburos, productos petroquímicos y energía base, parcialmente compensados por la entrada de nuevas unidades de generación eléctrica bajo PPA.

 

  • Generación de 16.470 GWh de energía desde 15 centrales.
  • Producción de 45,0 mil boe por día de hidrocarburos.
  • Ventas de 337 mil toneladas de productos petroquímicos.

EBITDA ajustado consolidado de US$750 millones, un 18% inferior a los US$915 millones del 2019, debido a disminuciones del 67% en distribución de energía, 48% en petróleo y gas y 12% en holding y otros, parcialmente compensadas por aumentos de 6% en generación de energía y US$13 millones en petroquímica.

 

Pérdida atribuible a los propietarios de la Compañía de US$367 millones, inferior a la ganancia de US$692 millones en el 2019, principalmente debido a desvalorizaciones de activos en distribución, generación y petroquímica, sumada la reducción en el margen operativo, y un cargo por impuestos a las ganancias. En 2019 se registró un beneficio por impuesto a las ganancias y una ganancia extraordinaria de US$285 millones por la regularización de obligaciones de Edenor.

 

Principales resultados del 4T206

Ventas netas consolidadas de operaciones continuas por US$285 millones, un 10% inferior a los US$318 millones registrados en el 4T19, principalmente explicado por reducciones en la venta de combustible para el despacho térmico propio, menor precio y volumen vendido de hidrocarburos y energía base, parcialmente compensados por la entrada del nuevo ciclo combinado Genelba Plus y en menor medida, por mayor volumen vendido de productos petroquímicos.

 

  • Generación de 4.400 GWh de energía desde 15 centrales.
  • Producción de 43,7 mil boe por día de hidrocarburos.
  • Ventas de 107 mil toneladas de productos petroquímicos.

EBITDA ajustado consolidado de US$168 millones, un 6% inferior a los US$179 millones del 4T19, debido a disminuciones de US$24 millones en distribución de energía, 24% en holding y otros, 7% en petróleo y gas y US$1 millón en eliminaciones intersegmento, parcialmente compensadas por aumentos del 13% en generación de energía y US$12 millones en petroquímica.

 

Pérdida atribuible a los propietarios de la Compañía de US$463 millones, inferior a la ganancia de US$9 millones registrada en el 4T19, principalmente explicado por el deterioro de activos en distribución de energía, parcialmente compensada por un menor cargo por impuestos a las ganancias.

 

Segmento de petróleo y gas, Plan Gas.Ar.

El 16 de noviembre del 2020 se creó el Plan Gas.Ar, con el objetivo de promover la producción del gas natural argentino, reducir y sustituir las importaciones, otorgar previsibilidad en el abastecimiento y administrar el impacto del costo del gas en las tarifas de la demanda prioritaria. El plazo es de 4 años para la producción onshore, con un adicional de 4 años para la producción offshore, a contar desde enero de 2021 (DNU N° 892/20).

 

Se instrumentó una licitación entre productores como vendedores, y CAMMESA, distribuidores de gas e IEASA como compradores, por un volumen base total de 70 millones de m3/día, ampliable para el período invernal (mayo – septiembre), en condición de DoP del 100% diario y ToP del 75% mensual para CAMMESA y trimestral para distribuidores de gas e IEASA. El DoP constituye el 70% del compromiso de producción del oferente adjudicado.

 

El precio base máximo a ofertar se fijó en US$3,7/MBTU para Cuenca Neuquina. Asimismo, al precio de adjudicación se le aplica un factor de ajuste de 0,82 durante el período no invernal, 1,25 durante el período invernal y 1,30 para el volumen adicional en el invierno. Los compradores CAMMESA e IEASA abonarán el precio licitado por cada productor adjudicado, mientras que los distribuidores de gas acreditarán el monto valorizado en el cuadro tarifario vigente en cuentas bancarias especiales para garantizar el cumplimiento de pago, y la diferencia con el precio adjudicado será
compensada por el Estado Nacional.

 

Adicionalmente, de acuerdo lo establece el Plan Gas.Ar, el Estado Nacional creó y reglamentó un sistema de garantía para respaldar el pago de la compensación, sin perjuicio de otros mecanismos, basado en el reconocimiento de créditos fiscales en garantía denominados en moneda extranjera, los cuales podrán ser aplicados a obligaciones tributarias directamente por los productores en caso de falta de pago del Plan Gas.Ar por parte del Estado Nacional.

 

Asimismo, la SE estará facultada en hacer la garantía exigible por parte del adjudicatario ante la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP). La AFIP instrumentó dicho sistema el 4 de marzo de 2021.

 

El 15 y 29 de diciembre de 2020 la SE adjudicó en primera ronda 67,4 millones de m3/día de gas natural (55% destinado a usinas) a un precio base medio anual de US$3,5/MBTU, y un volumen adicional durante el período invernal de 3,6 millones de m3/día a US$4,7/MBTU. Pampa figuró quinto a nivel nacional y tercero en la Cuenca Neuquina, habiéndosele adjudicado por un volumen base de 4,9 millones de m3/día a US$3,6/MBTU y un volumen
adicional de 1,0 millón de m3/día durante el período invernal a US$4,7/MBTU.

 

El 9 de marzo de 2021 se adjudicó la segunda ronda de licitación bajo Plan Gas.Ar, la cual remunera volúmenes de gas natural adicionales durante el invierno en las Cuencas Neuquina y Austral para la demanda prioritaria en condición de DoP diario entre 75% y 100% para el 2021 y 100% para 2022 – 2024, y ToP mensual del 75%. El precio máximo a ofertar era equivalente al precio concedido en la primera ronda. Entotal se adjudicaron 3,3 millones de m3/día promedio entre mayo y septiembre 2021-2024 a US$4,7/MBTU, siendo la primera entrega en junio de 2021. Pampa fue adjudicado por 0,8 millones de m3/día promedio a US$4,7/MBTU. De esta manera, Pampa fue la empresa con mayor crecimiento de producción ofrecida en la licitación, con una inversión superior a los US$250 millones durante los cuatro años del Plan Gas.Ar. Dicho volumen invernal resulta indispensable para acompañar la alta estacionalidad de la demanda de gas, reducir importaciones, uso de combustibles alternativos y huella de carbono, y además morigerar el uso de reservas.