El Cronista Comercial

Vista paga u$s 37,5 millones por la salida de socios en su empresa de transporte

A mediados de 2019, la petrolera de Galuccio había lanzado Aleph Midstream, con Southern Cross y Riverstone. Al 31 de diciembre, no se había cumplido las "condiciones de negocio" previstas originalmente: la inversión de los fondos no llegó a u$s 75 millones y la empresa había conseguido apenas una licencia

Vista paga u$s 37,5 millones por la salida de socios en su empresa de transporte

Vista Oil & Gas, la petrolera que fundó y dirige Miguel Galuccio, compró, en u$s 37,5 millones, las participaciones de sus socios, los fondos Southern Cross y Riverstone, en Aleph Midstream, la empresa de servicios que habían lanzado el año pasado.

En rigor de verdad, se trata de una operación obligada. Aleph, creada a mediados del año pasado, había nacido con la intención de explotar el entonces promisorio negocio de transporte de hidrocarburos de Vaca Muerta. Era una de las prioridades energéticas de la administración Cambiemos. Sin embargo, las licitaciones de nuevos ductos entraron en suspenso desde las PASO, cuando empezó a cambiar el ciclo político. Riverstone y Southern Cross postergaron desembolsos y Aleph sólo obtuvo una licencia de transporte. En consecuencia, como no se cumplieron las condiciones de negocios establecidas en el contrato original, ambos fondos ejecutaron una cláusula de salida, valuada en el precio que pagará Vista.

“Como resultado de dicha operación”, informó la empresa a través de un comunicado, “Aleph Midstream, el primer operador de midstream enfocado en la prestación de servicios de recolección, procesamiento y evacuación para la producción de petróleo y gas en la Cuenca Neuquina, se convertirá en una subsidiaria de propiedad absoluta de Vista”.  

Las acciones adquiridas a Riverstone y Southern Cross representan el total de las participaciones que ambos tenían en Aleph. En forma adicional, informó la empresa, Vista comprará todas las tenencias de capital que están en circulación y suscriptas por sus propios ejecutivos, equivalentes al 1,4% del paquete accionario, en los mismos términos económicos acordados con SC y Riverstone. Entre los ejecutivos con tenencias en Aleph, figura Galuccio, presidente y director general de Vista. “Al cierre de la operación, ningún funcionario de Vista tendrá una participación directa en Aleph Midstream”, aclaró el comunicado de la empresa.

La creación de Aleph Midstream había sido anunciada a mediados del año pasado. En aquel momento, Galuccio explicó que lograr escala en esa cuenca -en la que Vista llevaba invertidos más de u$s 1000 millones- requería un mejor equipamiento, tecnología e infraestructura. “Para eso, la evacuación y el tratamiento de crudo, con compañías independientes, 100% focalizadas a este segmento, son fundamentales. Las empresas especializadas de midstream jugaron un rol preponderante en el boom del no convencional de los Estados Unidos”, señaló.

En ese momento, se informó que Riverstone y Southern Cross se habían comprometido a invertir hasta u$s 160 millones en el proyecto, a cambio de una participación conjunta de hasta 78,4%. Vista contribuyó con una gran parte de sus activos de midstream ubicados en la Cuenca Neuquina y valuados en u$s 45 millones, a cambio de una tenencia del 21,6 por ciento.

Según el balance 2019 de Vista, divulgado este miércoles, Aleph Midstream tenía un activo total de u$s 39,7 millones y un pasivo de u$s 42,6 millones.

Al 31 de diciembre de 2019, la compañía ha obtenido sólo una de las concesiones de transporte y no se han cumplido las condiciones precedentes establecidas en el acuerdo de inversión”, explicó Vista en su balance, acerca de Aleph.

“El mismo determina que, si la compañía no obtiene todos los títulos de concesión antes de que los inversores hayan aportado u$s 75 millones en Aleph o hayan transcurrido 11 meses desde la fecha efectiva del acuerdo de inversión, los mismos tendrán derecho a ejercer la opción de venta (‘put-option’) de su participación en el capital social de Aleph; la cual, al 31 de diciembre de 2019, asciende a u$s 37,5 millones”, puntualizó.

El directorio de Vista aprobó este acuerdo de salida en su reunión del 20 de febrero, difundió ayer.

Resultados

El año pasado, Vista registró ingresos por u$s 415,98 millones, una mejora desde los u$s 331,34 millones de 2018. La utilidad bruta, no obstante, retrocedió de u$s 118,75 millones a u$s 87,85 millones. El ejercicio finalizó con una pérdida integral de u$s 33,9 millones, ligeramente superior a los u$s 32,52 millones que la empresa había registrado en rojo durante 2018.

“En el año 2019, la producción alcanzó un volumen promedio diario de 29.112 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), un 19% por encima del volumen promedio diario de 2018, de 24.470 boe/d”, indicó la empresa en su nota de resultados.

“La producción promedio diaria estuvo compuesta por: 18.224 barriles de petróleo por día (bbl/d), que representan 63% de la producción total; 1,62 millón de metros cúbicos por día (MMm3d) de gas natural, que representa 35% de la producción total; y 700 boe/d de líquidos de gas natural (NGL)”, precisó.

En tanto, informó que las reservas probadas se incrementaron a 101,8 millones de barriles de petróleo equivalente (Mmboe), un 77% por encima de 2018, “y con un índice de reemplazo de reservas probadas del 516%”.

El año pasado, Vista registró ingresos por u$s 415,98 millones, una mejora desde los u$s 331,34 millones de 2018. La utilidad bruta, no obstante, retrocedió de u$s 118,75 millones a u$s 87,85 millones.

El ebitda ajustado para 2019 alcanzó u$s 170,9 millones, “generando un margen de ebitda ajustado de 41%; el ebitda ajustado de 2019 cayó un 12% comparado con el de 2018, principalmente, debido a menores precios realizados, que fueron parcialmente compensados con mayor producción y menores costos operativos”.

“El lifting cost promedio de 2019 fue de u$s 10,8 por barril de petróleo equivalente ($/boe), ubicándose un 22% por debajo del lifting cost promedio de 2018”, reseñó.

“En 2019, el precio promedio realizado del petróleo fue de u$s 53 por barril ($/bbl), 21% menos que en 2018. El precio promedio realizado del gas natural fue de u$s 3,3 por millón de British termal unit ($/MMBTU), 27% menos que 2018”, agregó.

En 2019, las inversiones fueron por u$s 224,1 millones, de las cuales u$s 117,7 millones se destinaron al desarrollo de los proyectos de shale operados por la compañía; u$s 49 millones se invirtieron en proyectos convencionales; y u$s 57,4 millones fueron invertidos en instalaciones y otros proyectos”, informó. “Durante 2019, se perforaron y completaron ocho pozos en el proyecto en el bloque Bajada del Palo Oeste, en Vaca Muerta. Adicionalmente, se perforaron y completaron 19 pozos convencionales”, indicó.

En términos generales, la empresa mostró una marcada reducción de actividad durante el cuarto trimestre del año, cuando impactó de lleno una de las últimas medidas de la administración Cambiemos, que fijó el precio -y el tipo de cambio- al que debían liquidarse las exportaciones de hidrocarburos.

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