Pacific Rubiales mantiene su operación local y no tiene nuevas ofertas de compra

Pacific Rubiales mantiene su operación local y no tiene nuevas ofertas de compra

Ronald Pantin, presidente  elecutivo de Pacific Rubiales
Ronald Pantin, presidente elecutivo de Pacific Rubiales

Aunque la malograda venta de Pacific Rubiales a las firmas Alfa (de México) y Harbour Energy (de Estados Unidos) generó preocupación por la suerte de la petrolera, al punto que el jueves pasado su acción se descolgó un 45 por ciento, sus directivas tienen claro que ahora la prioridad es mejorar los indicadores financieros y su relación de endeudamiento para continuar operando sin sobresaltos. Su presidente ejecutivo es entrevistado por el diario El Tiempo de Colombia

Omar Ahumada Rojas / El Tiempo

El presidente Ejecutivo de la compañía, Ronald Pantin, le explicó a EL TIEMPO los planes para obtener entre 600 y 700 millones de dólares a través de la venta de activos de infraestructura, principalmente participaciones en oleoductos, que sumados a un valor similar en caja se usarán para bajar la deuda total hasta los 4.000 millones de dólares.

El directivo reveló que en el segundo trimestre la producción estuvo en niveles del orden de los 153.000 barriles por día y que las ganancias por barril subieron un 38 por ciento, aproximadamente.

¿En qué quedan las acciones jurídicas contra el Grupo O’Hara?

No tenemos ningún problema con ellos. Son nuestro mayor accionista, con casi el 20 por ciento. Alfa y Harbour Energy retiraron la oferta porque era bastante difícil que tuvieran las dos terceras partes de las acciones requeridas para aprobar la transacción.

¿Cómo va la operación de la empresa?

La empresa está produciendo un flujo de caja muy fuerte. Estamos pagando nuestra deuda, hemos reducido costos significativamente y, por otro lado, hemos aumentado la producción a niveles récord.

¿Cómo se está avanzando en el proceso de venta de activos no medulares?

Estamos vendiendo un 30 por ciento adicional de Pacific Midstream. Esta empresa tiene el 35 por ciento del Oleoducto de los Llanos, el 43 por ciento del Oleoducto Bicentenario y el 100 por ciento de Petroeléctrica de los Llanos. Ya la IFC compró un 36 por ciento, nosotros tenemos el 64 por ciento y de este porcentaje estamos vendiendo ese 30 por ciento. Esta operación debería finiquitarse en los próximos dos meses.

Por el otro lado, estamos vendiendo Puerto Bahía, donde tenemos el 33 por ciento y también estamos viendo un tema de Petroeléctrica de los Llanos, que le debe un dinero a Pacific Rubiales.

Con esto tendríamos entre 600 y 700 millones de dólares adicionales que, más los 600 millones que tenemos en caja, nos permiten tener un poco más de 1.200 millones de dólares, con lo cual bajaríamos la deuda alrededor de 4.000 millones de dólares y dejar un buen índice de endeudamiento.

Todos estos escenarios los hemos hecho con los precios actuales del petróleo, alrededor de los 60 dólares el brent (referencia de Europa).

¿Qué vencimientos van a pagar?

Estaríamos prepagando tanto deuda bancaria como los bonos. Tenemos bonos del 2019, el 2021, el 2023 y el 2025 por 4.000 millones de dólares y una deuda bancaria de unos 1.000 millones de dólares.

¿Prepagarían deuda bancaria más algo de los bonos del 2019?

La idea sería pagar bonos, los que más convengan, pero también vamos a prepagar estos créditos. Lo interesante de esto es que no depende del precio del petróleo, sino que son activos que darán ingresos extraordinarios que estaríamos utilizando para pagar deuda.

¿Venderán campos petroleros o parte de estos?

Se trata de la venta de activos que no son del negocio. Estos activos que vendemos los construimos para sacar nuestros crudos y son de muchísimo menor rendimiento que el normal que se tiene en la actividad de exploración y producción.

Pero el viernes Fitch Ratings bajó la calificación crediticia de la empresa…

Sí, claro. Pero este es un tema que nada tiene que ver con la transacción de Alfa, sino con el mercado petrolero. Hoy en día a todas las petroleras en Estados Unidos les han bajado su calificación. Está pasando en el mercado.

¿Cómo están actualmente los ‘netback’ o ganancias por barril?

Pacific es una de las empresas del sector que tiene mayores netbacks. Tenemos mejores precios porque nuestros crudos están relacionados a la referencia Brent (Europa), que tiene una diferencia de 7 dólares hoy el WTI. Más o menos, en el segundo trimestre, el netback subió un 38 por ciento.

¿Está compleja la venta del crudo por la menor demanda de China y la mayor oferta mundial?

Estos últimos días los precios del crudo cayeron como en cinco dólares, pero recuperaron 3 dólares. Estamos bien, las ventas se están dando sin ningún problema y los precios están entre los 58 y los 60 dólares por barril.

¿Qué resultados ha dado el plan de ahorro de costos?

Ha sido importantísimo. Hemos reducido nuestros costos, con respecto al primer trimestre, como un 15 por ciento adicional.

¿Cómo ve el panorama de perforación de pozos exploratorios y desarrollo?

Tenemos una actividad de perforación muy grande. Hemos estado perforando no solo en los campos de crudo pesado, sino también hemos sido muy exitosos en la perforación de crudos livianos. Hemos encontrado muchísimo petróleo en el pie de la sierra, con pozos de 4.000 y 3.000 barriles, los cual no es muy común en Colombia.

¿Ya están haciendo el empalme con Ecopetrol para el campo Rubiales?

Una cosa es la operación y la otra es entregar el campo, en junio del 2016. Pero podríamos mantenernos como operadores si le conviene a Ecopetrol y le conviene a Pacific Rubiales.

¿Cómo aprovecharán el año que les queda como operadores del campo?

Las cosas siguen normales. Estamos aumentando la perforación significativamente y trabajando con Ecopetrol muy bien, como siempre lo hemos hecho. Hace poco nos dieron una licencia para aguas, pues acá el tema es el manejo del agua. En todos los campos las cosas están normales y estamos produciendo en volúmenes récord. Eso lo veremos en los resultados del segundo trimestre, que se darán en las primeras semanas de agosto. Verán que hemos aumentado la producción, hemos reducido los costos, hemos aumentado las ganancias por barril y estaremos también reduciendo deuda.

¿En qué estado está el campo CPE-06, del que se prevé un potencial como el de Rubiales?

Sigue siendo muy promisorio. Acá nuestro socio era Talisman, que tenía el 50 por ciento. Como Talisman fue comprada por Repsol, en este momento esta empresa está tomando las operaciones. Apenas las tome, seguiremos con los programas de desarrollo del campo.

¿Han reducido personal en la administración central?

En estos procesos ha habido algo de optimización y hemos reducido los costos administrativos de alrededor de 6 dólares a un nivel de 3 dólares por barril.

¿Las metas del año se mantienen?

Claro que sí y si no fuera por el precio del petróleo, sería el mejor año en la historia de la empresa.

ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Subeditor Economía y Negocios diario El Tiempo
Twitter: @omarahu

Exit mobile version