Hernán Dobry

Historias y noticias

Desarrollo Energético

26 febrero, 2018

CGC invertirá USD 200 millones para explorar tight gas en dos áreas en la Patagonia

Compañía General de Combustibles SA (CGC) planea invertir 200 millones de dólares en la exploración de gas natural no convencional en dos áreas en la Cuenca Austral como parte de su plan 2.000 millones de dólares para producir 8 millones de metros cúbicos por día (CMD) de tight gas en dos o tres años en la provincia de Santa Cruz, afirman tres fuentes.
La empresa financiará el desembolso con parte de lo recaudado en su emisión de su bono local Clase 10 por 120 millones de dólares con tasa del 9,70% y vencimiento en 2021 y su propio flujo de caja, señala una de las fuentes. La transacción fue manejada por Banco Hipotecario y Banco de Crédito y Securitización (BACS), con Allaria Ledesma, y Puente Hermanos como colocadores secundarios.
CGC espera usar 123 millones de dólares de esos fondos para financiar la adquisición de equipos adicionales de perforación, que comenzarán a operar en el primer trimestre de 2018 y 34 pozos de arenas tight en el área Campo Indio Este – El Cerrito en 2018, señalan dos fuentes. Actualmente, está trabajando con dos equipos, explica una de las fuentes.
La decisión de inversión fue tomada luego de que la compañía firmara un acuerdo con el Ministerio de Energía y Minería de la Nación el 28 de enero para recibir los beneficios del plan de estímulo para incrementar la producción de gas natural, afirma una segunda fuente.
Como parte del trato, el gobierno fijó el precio del gas shale y tight en 7,50 dólares por millón de BTU en 2018 para los nuevos proyectos de exploración y lo irá reduciendo de a 0,50 dólares por millón de BTU cada año hasta alcanzar los 6 dólares en 2021.
Previamente, CGC llegó a un acuerdo con Santa Cruz y el sindicato local de petróleo y gas el 27 de octubre para bajar los costos de laborales para los empleados contratados en los nuevos procesos de exploración y producción en la provincia.
A su vez, el Instituto de Energía de Santa Cruz (IESC) pospuso la concesión del área por 35 años luego de la unidad petrolera de Corporación América mejorara su oferta para producir gas no convencional en la zona el 23 de febrero, afirma una tercera fuente.
La empresa planea usar los restantes 77 millones de los 200 millones de dólares que planea invertir para financiar 2.000 kilómetros de estudios de prospección sísmica 3D y perforar 10 pozos adicionales en el área Tapi Aiké, en la Cuenca Austral, sostiene.
El 7 de septiembre, CGC fue adjudicada con una concesión para explorar ese bloque en la licitación de petróleo y gas no convencional que realizó el IESC. En esa oportunidad, ofreció pagar 680.800 dólares y desembolsar 76,55 millones (76,40 millones en horas exploración y 150.000 en entrenamientos) durante la primera fase de trabajos y un 5,54% extra de los hidrocarburos hallados en el futuro.
La empresa carece de información sobre el potencial de esas áreas ya que Santa Cruz nunca realizó estudios sísmicos y geológicos, lo que podría incrementar los tiempos de exploración a entre siete y diez años hasta que puedan comenzar con la extracción de hidrocarburos.
Actualmente, CGC produce 5.479 bopd, 2.606 CMD de gas natural y 333 bopd de GLP, al 30 de septiembre de 2017. Cuenta con 5,50 años de reservas probadas de petróleo y 6,80 de gas natural mientras que el total de sus reservas probadas y probadas tienen un promedio de 7,80 años para el primero y 10,10 años para el segundo, a la misma fecha.
La compañía es la novena petrolera Argentina con pozos en Salta, Neuquén, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego y un área en la Cuenta Oriente en Venezuela y en Guatemala. Su controlante es Corporación América, el holding de la familia Eurnekian.
www.iiicorp.com

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