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Vaca Muerta

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La publicación y el sostenimiento del Decreto de Necesidad y Urgencia 566/19 que instauró un barril congelado para el petróleo argentino sumió a las operadoras de Vaca Muerta en una incertidumbre que se extiende mucho más allá de los 90 días de vida de la medida.

Desde el mismo gobierno nacional se pregonó la idea de que Vaca Muerta es la segunda Pampa Húmeda del país, por el potencial que posee para generar el ingreso de divisas contantes y sonantes. Siguiendo esa imagen, el congelamiento del barril lo que está generando una sequía en esta segunda Pampa Húmeda.

Para las primeras operadoras en apostar al shale neuquino la crisis que se vive primero con la corrida cambiaria y luego con el cepo al precio del crudo, es en realidad la segunda sequía que experimenta Vaca Muerta, así lo informó Río Negro.

La primera temporada de malas cosechas ocurrió desde fines de 2015 y se extendió durante casi todo el 2016. En esa oportunidad la causa fue la estrepitosa caída del precio del Brent, el crudo de referencia para el mercado argentino que pasó en pocos meses de cotizar a 80 dólares para caer hasta los 30 dólares.

En números

42
dólares es el valor que con el congelamiento fijado por Nación deberá pagarse por cada barril de petróleo.
43.000
millones de pesos es el impacto que el congelamiento tendría en el sector petrolero.

Esa primera sequía dejó un tendal de efectos colaterales y sus consecuencias negativas se extendieron por más de un año y llevaron a que el entonces secretario de Comercio Interior, Guillermo Moreno, instaurara el Barril Criollo,que creaba un precio interno superior al que cotizaba cruzando la frontera.

Esta primera sequía llevó a que YPF resolviera la baja de 33 equipos petroleros, entre torres de perforación, pulling y workover en todo el país, y unos 11 en Vaca Muerta. En las filas de los afiliados al sindicato petrolero se contabilizaron 1.700 suspensiones, la mayoría de las cuales con el paso de los meses terminaron convirtiéndose en despidos.

La actividad en Vaca Muerta se frenó abruptamente y la fiebre que se vivía desde 2014 se borró dando lugar a una batería de medidas para achicar los costos, entre ellas la adenda laboral de los no convencionales.

En la reunión con Frigerio, Lopetegui y Lacunza pocos fueron los que sonrieron.

La segunda sequía sobre Vaca Muerta acaba de comenzar y si bien lleva la cotización del barril nuevamente al rango de los 40 dólares, sus efectos aún son inciertos pues los costos actuales no son los mismos que en 2015.

Algunas operadoras como Vista Oil&Gas y Tecpetrol ya bajaron equipos que no estaban en actividad, mientras que desde otras firmas se postergó el cierre de licitaciones para nuevas obras a la espera de un panorama un poco más certero.

La fotografía de Vaca Muerta entre esa primera sequía y la actual es muy distinta. La nueva crisis encuentra a un mayor números de operadoras en actividad, con desarrollos mucho más avanzados y con la ventaja que da haber avanzado rápidamente en la curva de aprendizaje.

Son muchas las firmas que ya hicieron inversiones fuertes en el shale y que cuentan además con compromisos de desarrollo firmados. Es por esto que desde las operadoras se asegura que se sostendrán todos los trabajos en marcha, aunque siempre con la aclaración de que ese análisis es “por ahora”.

El día 91

Esto se debe a que el congelamiento del precio del barril –en 59 dólares y del tipo de cambio en 45,19 pesos– impactarán mucho más allá de los 90 días que marca el decreto nacional. Las operadoras coinciden en que si no se instrumentan modificaciones en la norma, el día 91, es decir el día siguiente a la finalización del plan, será imposible para el sector actualizar todo el desfase generado.

Es que además de la crisis macroeconómica que llevó al dictado del congelamiento de los combustibles, el escenario político también aporta una incertidumbre adicional pues si el DNU rige hasta el 15 de noviembre, es muy posible que el gobierno de turno se extienda sólo hasta el 10 de diciembre y quede en manos de una nueva gestión la definición de las políticas energéticas.

Para algunas operadoras en esta segunda sequía, “hay que aguantar, achicar gastos y esperar a que pase”, mientras que para otras como Vista Oil&Gas la estrategia ha sido exigir cambios e incluso acudir a la justicia con una medida cautelar para frenar el congelamiento del barril.

En este escenario de incertidumbre las operadoras, los gobernadores de las provincias productoras de hidrocarburos y el gobierno nacional volverán a reunirse la semana que viene para analizar las propuestas presentadas para cambiar el eje del problema que es quién paga el costo del congelamiento de los surtidores.

Las operadoras creen que aún pueden hacerse modificaciones que, sin alterar los surtidores, liberen el precio del barril y mitiguen el impacto de una nueva sequía sobre Vaca Muerta que, a diferencia de la primera, esta vez fue instaurada por un decreto del gobierno nacional.

Vista Oil&Gas, la única petrolera que presentó una demanda contra el decreto de congelamiento

La petrolera que lidera Miguel Galuccio, Vista Oil&Gas, fue la única operadora en adoptar una estrategia beligerante en contra del DNU que congeló sus ingresos.

La firma se sentó el martes en la mesa convocada por Nación luego de haber presentado una demanda federal que incluye una cautelar para frenar lo que denominaron “una pesificación del barril”.

Remy fue uno de los moderadores de Macri en IDEA.

A diferencia de las demás operadoras que optaron por no pronunciarse públicamente, el CEO de Vista, Gastón Remy, fue el único referente de una petrolera que expuso públicamente los perjuicios que el congelamiento del barril implican en especial para una firma que cotiza en las bolsas de México y Nueva York y que está formada por fondos de inversiones.

Remy es también el titular de IDEA, el Instituto para el Desarrollo Empresarial de la Argentina, un organismo formado por más de 500 empresas que también se pronunció en contra de la forma en la que se congelaron los precios de los surtidores.

Es que fue desde el escenario del precoloquio IDEA Vaca Muerta, hace apenas dos meses, donde Mauricio Macri hizo su primera aparición junto a su compañero de fórmula, Miguel Ángel Pichetto.

Advierten que podría caer la producción de petróleo no convencional

A diferencia del escenario que había hace pocas semanas, de un salto en la producción de cara al mercado exportador, desde la mayoría de las operadoras consultadas se advirtió que es posible que la producción de petróleo de Vaca Muerta caiga a raíz del congelamiento del barril.

Desde algunas firmas se indicó que continuarán perforando y fracturando pozos pero que es muy posible que no los conecten mientras el precio no sea bueno. En tanto que otras compañías también confiaron que es posible que regulen la producción (choke) a la baja dado que no es clara la obligatoriedad de aprovisionamiento que incluye el decreto.

En ambos casos la consecuencia sería una caída en la producción del shale oil, dado que aún sin una regulación de los pozos en marcha, la declinación de los existentes es más rápida que en los convencionales y podría afectar la producción final.

El impacto

60,24
es la cotización que ayer alcanzó el Brent en los mercados, un dólar más que el precio congelado.
15 dólares
es lo que las operadoras dejan de percibir por cada barril que comercialicen.

Este escenario fue el que se buscó evitar con las propuestas alternativas que presentaron tanto la provincia de Neuquén como el presidente de YPF, Miguel Gutiérrez en el encuentro que el martes mantuvieron con el gobierno nacional.

Todas las propuestas buscaron conducir a una liberación gradual del precio del crudo a sus valores internacionales. En el caso de Neuquén se propuso compensar buena parte de ese incremento con impuestos nacionales como el ICL entendiendo que en el congelamiento de los surtidores Nación no aporta ni un peso.

Desde YPF en tanto se presentaron varias propuestas por escrito entre ellas una que consiste en que las petroleras adquieran bonos argentinos, hoy devaluados por la corrida cambiaria, y que desde el gobierno nacional se reconozca por ellos el valor nominal. De esta forma ingresaría dinero al Estado y las firmas tendrían una diferencia para cubrir parte del congelamiento.

A través de un DNU anticipó la licitación del denominado gasoducto Del Centro. La adjudicataria no podrá trasladar el costo a tarifa, pero tiene 17 años de concesión desregulada. Paolo Rocca, Marcelo Mindlin y Eduardo Eurnekian, entre los interesados.

El presidente Mauricio Macri habilitó, vía Decreto de Necesidad de Urgencia (DNU), la licitación de una millonaria obra para Vaca Muerta. Se trata del tercer gasoducto troncal que tendrá la Cuenca Neuquina y con el que se busca ampliar la capacidad de transporte del gas local con una expectativa multipropósito: reducir importaciones, potenciar los no convencionales, abaratar la generación eléctrica, ampliar la oferta domiciliaria e industrial y apuntalar las exportaciones del fluido.

La obra tiene un costo aproximado de 2.000 millones de dólares y el Estado Nacional no pondrá un solo peso. Para su concreción habilitó una arquitectura legal extraordinaria que denominó Régimen Especial Temporario (REM) con el que el adjudicatario tendrá 17 años para pactar “libremente” el valor de transporte con las operadoras.

La concesión es de 35 años más de 10 de prórroga y comienza a regir desde la puesta en funciones del gasoducto. A partir del año 18 quedará alcanzado por la normativa vigente y las tarifas ajustadas para el transporte del gas.

El decreto del presidente Macri aclara que, mientras dure el REM, estará vedado el traslado de los costos del transporte a las facturas de la demanda primaria, como se denomina a los usuarios domiciliarios. No así para los destinos de generación y los industriales.

El proyecto, que estará dividido en dos etapas, surgió de la pasada convocatoria que Nación hizo para destrabar el cuello de botella que la Cuenca Neuquina arrastra desde 2015 en la evacuación de gas. Entre los interesados que acercaron sus iniciativas se anotaron YPF, Transportadora Gas del Sur (TGS) y Transportadora gas del Norte (TGN), entre otras. En las últimas dos tienen participación los empresarios Marcelo Mindlin (TGS) y Paolo Rocca y Eduardo Eurnekian (TGN).

Dos tramos

La primera de las etapas, de 570 kilómetros, conectará la planta separadora de Tratayen, a la vera de la Ruta 7, con la localidad de Saliqueló en la provincia de Buenos Aires. Este tramo está cotizado en unos 800 millones de dólares y es clave porque la cabecera quedaría cerca de la conexión con el puerto de Bahía Blanca donde YPF ya licuefacciona gas para su exportación como GNL.

Es el primer gasoducto troncal que se construirá después de 30 años. También servirá para ampliar los tramos finales del caño que opera TGS.

Para el segundo tramo se busca conectar Saliqueló con el norte bonaerense, San Nicolas, separados por 440 kilómetros. Esta obra se llevará el resto del presupuesto estimado para todo el proyecto. Además se incluye la ampliación de los tramos finales del gasoducto operado por TGS que permitiría cubrir la demanda insatisfecha en los grandes centros de consumo durante los picos invernales sin necesidad de importar.

Plazos y una nueva empresa

Desde el viernes, fecha de publicación del DNU 465, corre el plazo de 10 días que tiene la comisión Bicameral del Congreso para revisar la norma presidencial. El objetivo del gobierno nacional es apurar los plazos de construcción del gasoducto.

Vencido el plazo de observación legislativo, Nación convocará a la licitación pública internacional. Buscan que la megaobra, sería el primer gasoducto que se construye después de 30 años, se adjudique en octubre, antes de las elecciones. De acuerdo a las proyecciones privadas los trabajos estarían finalizados en el invierno de 2021.

Para el desarrollo se creará una nueva compañía que, como ya publicó este medio, fue bautizada por el secretario de Energía, Gustavo Lopeegui, como Transportadora Gas del Centro en referencia a sus antecesoras TGS y TGN. La compañía puede surgir de las alianzas empresariales presentadas en abril cuando Nación convocó a la presentación de proyectos.

En números
60% de la demanda total del gas del país se concentra en la región del AMBA y el Litoral.
40 millones de m3/diarios es lo que podrá transportar el nuevo caño. En mayo la producción de la Cuenca Neuquina fue de 84,5 millones de metros cúbicos diarios.

El nuevo caño permitirá transportar 40 millones de metros cúbicos diarios. Según los considerandos del DNU, en mayo la producción de gas de la Cuenca Neuquina, que en más de un 90% corresponde a campos neuquinos, alcanzó 84,5 millones de metros cúbicos diarios.

Además de los objetivos de generación (para sustituir combustibles líquidos que son más caros), exportación (a través del GNL) e industria (enfocando el caño hacia el cordón industrial rosarino), el diseño del gasoducto busca conectar con el grueso de los consumidores que, en un 60%, están asentados sobre el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y el Litoral.

El gobierno busca, además, obligar a la adjudicataria a reservar un porcentaje del transporte para el gas que necesita Cammesa, la administradora del mercado eléctrico, para la generación en centrales térmicas.

En Neuquén la firma TGS inauguró el mes pasado el primer tramo de un gasoducto de captación en Vaca Muerta.

¿Por qué Nación utilizó un DNU para avanzar con la licitación?

El gobierno nacional, según explicó en los considerandos del DNU, busca acortar todo lo que pueda los tiempos de desarrollo para Vaca Muerta. En el texto explican que de seguirse el “trámite legislativo ordinario” los plazos se extenderían de modo que la obra tardaría, al menos, un año más en finalizarse. Este plazo tendría, según cálculos oficiales, un impacto negativo en la balanza comercial energética por 240 millones de dólares entre gas no exportado y el importado.

De todos modos el DNU debe ser analizado por la Comisión Bicameral del Congreso que cuenta con 10 días hábiles para su impugnación o promulgación.

Más de allá de la cobertura legal, el gobierno apuesta a que Vaca Muerta continúe reeditando los buenos resultados conseguidos hasta ahora. Es el único negocio que le reportó a la gestión del presidente Mauricio Macri buenas noticias por inversiones, exportaciones y sustitución de importaciones.

El impulso que tomaron los no convencionales son una marca registrada que Macri comparte con su antecesora, Cristina Fernández de Kirchner. Así surge de un informe de la subsecretaría de Hidrocarburos y Combustible, citado en el DNU, que fecha la recuperación en la producción de gas desde 2015, pero agrega que se acentuó en 2018.

Eliminar las trabas para un desarrollo que puede tener un impacto significativo en las cuentas nacionales es, a todas luces, una buena apuesta del Ejecutivo nacional antes de las elecciones generales.

Río Negro

Paolo Rocca encabeza el ranking elaborado por Forbes. Dos empresarios de la industria completan el podio.

De acuerdo al tradicional ranking de las personas más ricas del país que elabora la revista Forbes, el impacto de la formación no convencional ya se evidencia y un hecho destacado de ello es que las tres personas más ricas de Argentina tienen operaciones en la Cuenca Neuquina.

El ranking 2019 incorpora en sus 50 puestos a figuras como Leonel Messi o incluso a la familia del presidente de la Nación, Mauricio Macri, pero relegados a los últimos escalones.

El hombre más rico del país es según Forbes Paolo Rocca, el CEO del Grupo Techint del cual se desprenden no sólo la fabricante de los caños que utilizan los pozos, Tenaris, sino también de la petrolera estrella en el shale gas, Tecpetrol.

El empresario italo-argentino y su familia concentran una fortuna valuada en 8.000 millones de dólares y adelantan por un par de cuerpos a Marcos Bulgheroni y su familia, los propietarios de la petrolera Pan American Energy (PAE). La petrolera que tiene varias áreas en operación en la formación no convencional también llega a las estaciones de servicio bajo la marca Axion, abarcando toda la cadena. La familia Bulgheroni concentra un capital de 6.200 millones de dólares.

El tercer puesto del ranking también corresponde a un empresario con fuerte presencia en Vaca Muerta, aunque en este caso en el rubro de los servicios petroleros. Se trata de Gregorio Pérez Companc, el propietario de Pecom, la firma de servicios para la industria más grande del país y que le permitió al empresario acumular en su cuenta bancaria 3.000 millones de dólares.

La mitad de los primeros diez puestos están vinculados a la industria petrolera. En octavo lugar la revista especializada en negocios ubicó a Edith Rodríguez, una mujer que cultiva un perfil bajo pero que posee el 70% de las acciones de otra petrolera, Pluspetrol. La viuda de Luis Rey alcanzó en este año una fortuna de 2.000 millones de dólares.

Apenas un puesto más abajo se ubica Eduardo Eurnekian, el titular de la Compañía General de Combustibles (CGC) la única petrolera de peso que aún no tiene activos propios en Vaca Muerta, pero que ha sabido sacarle el jugo a los no convencionales del sur del país. El empresario que también tiene activos de peso como Cablevisión y Helport, acumula ingresos por 1.500 millones de dólares, casi la mitad de lo que tenía hace apenas un año.

En el ranking también se destacan Héctor Poli en el puesto 14 con el 30% de los activos de Pluspetrol. Messi recién aparece en el puesto 39 con US$ 420 millones.

En números

8.000 millones
de dólares es la fortuna que cosechó el CEO del Grupo Techint. El tercer lugar lo ocupa Gregorio Pérez Companc con 3 mil millones de dólares.
6.200 millones
de dólares es el capital de la familia Bulgheroni, en el segundo puesto de la lista que armó la revista especializada en negocios.

Fuente: Río Negro

El gobernador de Neuquén tomó la posta y reabrió el relevamiento territorial de comunidades mapuche en Vaca Muerta para terminar de cumplir con la ley 21.160. Sin embargo, dentro de la propuesta de convenio de co-ejecución que envió al INAI para completar el mismo, dejó afuera a las comunidades más polémicas, que sin dudas, se ubican en el centro de las preocupaciones de los empresas petroleras en la formación que representa millones de dólares por largos años.

Según publica urgente24.com, “Los mapuches molestan en Vaca Muerta”, dijo hace unos días Jorge Nahuel, el principal vocero de la organización política que pretende representar a todas las comunidades mapuches al diario ‘La Mañana de Neuquén’.

Remarcaba entonces que al no hacerse el relevamiento territorial que comenzara con el kirchnerismo (y que lo tuviera a él como un protagonista principal a nivel nacional), y que ahora volvería pero reformado en sus modalidades iniciales a requerimiento, principalmente, del gobierno neuquino de Omar Gutiérrez, no se podrá arreglar el desquicio que supuestamente sucede en la superficie de esa formación geológica que representa miles de millones de dólares por largos años.

Según publica el sitio ‘EconoJournal’, el gobernador Omar Gutiérrez ya envió al Instituto Nacional de Asuntos Indígenas (INAI) la propuesta de convenio de co-ejecución para completar el relevamiento territorial para terminar de cumplir con la Ley 21.160. Si el organismo lo aprueba, el operativo se extenderá por los próximos 12 meses.

Mas ambiciosas, las comunidades mapuche de Neuquén buscan no sólo el reconocimiento de la jurisdicción mapuche para resolver conflictos internos sino también la oficialización del mapuzugun (el idioma mapuche) en la provincia. Pero el gobierno neuquino apenas se está poniendo al día con la finalización del relevamiento territorial para las comunidades reconocidas.

Así y todo, con su primer paso ya abrió la polémica. El 31 de mayo envió la propuesta de convenio de co-ejecución al INAI y lo anunció en los días previos al precoloquio de IDEA que reunió en la capital neuquina al grueso empresarial de la industria petrolera. Fue una señal para calmar reclamos de las operadoras cuyos representantes venían arrimando el tema para buscar una definición política que clarifique los tantos.

Si el INAI lo aprueba, se pondrá en marcha un operativo que se extenderá por 12 meses, pero que podrá prorrogarse con acuerdo de las partes.

Ocurre que en la zona hay todavía disputas territoriales que chocan con los objetivos millonarios de las petroleras. Se trata de tensiones que están en el centro de la agenda de estas empresas.

Según publica el sitio mencionado, desde que se sancionó en 2006 la ley 26.160 que declaró la emergencia en materia de posesión y propiedad de las tierras tradicionalmente ocupadas por comunidades indígenas, Neuquén relevó 15 comunidades. En el país, el número alcanzó las 650 y, según armó el jefe de Gabinete, Marcos Peña, en su último informe al Senado, el objetivo para el 2019 es incorporar 185 más.

El Comodorense

Se trata de una modificación para transparentar los procedimientos en las operaciones.

El gobierno nacional impulsó una modificación al capítulo IV de la Ley de Hidrocarburos para transparentar la actividad de las empresas que operan en Vaca Muerta. Según información que trascendió en los últimos minutos, se trata de una adenda que obligará a las empresas a informar como hacen los pozos, los terminan y los conectan.

La adenda impulsada por el Secretario de Energía de la Nación, Gustavo Lopetegui, implica que las operadoras va a tener que informar sobre la cantidad de etapas de fractura en cada pozo, cantidad de agua y arena bombeada y otras cuestiones técnicas como si el pozo se aísla con tapón o camisa.

La adenda al Capítulo IV va a tener un profundo impacto en la manera en que se está desarrollando vaca muerta porque implica que habrá una radiografía pública de las operaciones de cada empresa.

Esta iniciativa ya fue debatida (hubo una reunión de partes en YPF) y aceptada por los principales operadores, que ya habrían empezado a cargar la información.

Concretamente, lo que a partir de ahora pedirá el capítulo IV es: Id pozo, Longitud de la rama horizontal, la cantidad de etapas de fractura, terminación, arena bombeada y rigen de la misma, agua y CO2 inyectados, presión máxima de bombeo y HP de los equipos utilizados y tiempos utilizados para completar las fracturas.

Ahora no solo las empresas van a poder ver con visión de rayos X lo que están haciendo otras empresas, sino que la apuesta es a dinamizar el desembarco de nuevas empresas y que al hacerlo puedan contar con información clave para ellas y para las empresas de servicios especiales.

De alguna manera, la adenda implica que la transparencia se sume al desarrollo de la actividad. “Sería una manera de fiscalizar la correcta utilización de la roca que le “presta” la provincia a las empresas. Es como si el Gobierno distribuyera harina y quisiera saber cuanto pan se hace con esa materia prima”, explicó un experto consultado al respecto. En definitiva, no se trata de analizar las inversiones de cada player, sino de saber que se hace con el recurso.

El Comodorense

Con el apoyo financiero de los fondos Riverstone y Southern Cross Group, Vista Oil & Gas anunció la fundación de Aleph, firma que se dedicará al transporte de crudo y gas.

Vista Oil & Gas, la petrolera de Miguel Galuccio, anunció la creación de Aleph Midstream, firma que de transporte de petróleo y gas que enfocará sus operaciones en Vaca Muerta, según un comunicado de la compañía y de los fondos Riverstone y Southern Cross Group, socios del nuevo negocio.

Vista Oil & Gas fue creada en 2017 por su presidente y CEO, Miguel Galuccio. Hoy ejecuta un ambicioso proyecto de desarrollo de shale oil en Vaca Muerta. Por su parte, Riverstone y Southern Cross Group son firmas de private equity con un largo historial en la creación de empresas independientes.

“Me llena de orgullo seguir contribuyendo al desarrollo de Vaca Muerta en esta nueva etapa que se abre en la Cuenca Neuquina. Así como en 2012 dimos los primeros pasos con los acuerdos de Chevron, Petronas y Dow, y en 2018 desembarcamos con Vista, trayendo la primera compañía pública independiente que ya invirtió más de 1000 millones de dólares en el país; hoy apostamos nuevamente con la creación de Aleph, que marcará un antes y un después en el segmento del midstream”, señaló Galuccio.

Y agregó: “Lograr escala en la cuenca requiere de mejor equipamiento, tecnología e infraestructura. Y 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 en Estados Unidos, acompañando el desarrollo masivo de los shale plays”.

Aleph se suma al porfolio de compañías de midstream de Riverstone, quien invertirá junto a Southern Cross Group hasta 160 millones de dólares, a cambio de una participación conjunta de hasta 78,4%. Vista contribuirá con gran parte de sus activos de midstream ubicados en la Cuenca Neuquina, y valuados en 45 millones de dólares, a cambio de una participación del 21,6%.

El Comodorense

La provincia vecina planea la creación de un megapolo de servicios o parque industrial para brindar atención permanente a las empresas petroleras y mineras. “Buscamos capitalizar en la provincia la actividad generada por la explotación de los hidrocarburos”, aseguró Emilio Guiñazú, subsecretario de Energía y Minería de Mendoza.

Desde la provincia vecina a Neuquén llega información respecto de la estrategia para lograr una mayor participación en la explotación del yacimiento Vaca Muerta, que hoy es monopolizado por el territorio que conduce el gobernador Omar Gutiérrez.

Para ello, Mendoza planea la creación de un megapolo de servicios o parque industrial para brindar atención permanente a las empresas petroleras y mineras. “Buscamos capitalizar en la provincia la actividad generada por la explotación de los hidrocarburos”, aseguró a La Nación Emilio Guiñazú, subsecretario de Energía y Minería de Mendoza.

Quien se refirió también al tema fue el gobernador medocino Alfredo Cornejo, al afirmar que “si hubiésemos tenido el polo de servicios que se proyectó en los últimos 30 años, hoy estaríamos explotando Vaca Muerta desde Mendoza y no desde Neuquén”.

Por el momento, la infraestructura brindada por Neuquén logra atraer las mayores inversiones, algo que desde Mendoza están dispuestos a subsanar, con obras capaces de captar a las empresas hacia el sur de la provincia.

La intención de los mendocinos es disputarle a los neuquinos la administración de los recursos. Los funcionarios explican que se debe preparar el terreno para que los privados puedan apostar y crecer en esta zona, donde existe una formación rica en petróleo, que ascendería a los 8.000 millones de metros cúbicos.

 

El Comodorense

La diferencia la hicieron entre Vaca Muerta y el ‘roll over’ de dividendos de las compañías multinacionales aunque por la depreciación de la moneda, en algunos casos como el energético: terminó siendo preferible para algunos arbitrar tasas del 70% anual antes que remitirlos convertidos en divisas a las casas matrices. (Urgente 24).

La lluvia de inversiones, al igual que los ‘brotes verdes’, se convirtieron en frases que podrían funcionar como arengas de campañas electorales, pero fueron desafortunadas cuando las utilizó el gobierno de Mauricio Macri en plena gestión.

En la práctica, terminaron cayendo un 36% en 2016; un 32% en 2017 y un 18% en 2018, mientras en el mismo período la actividad económica bajó 2,1% en 2016, subió 2,7% en 2017 y volvió a declinar 2,5% en 2018.

Cepal (Comisión Económica para América Latina y el Caribe) prevé otro retroceso de 1,8% para 2019 y nadie proyecta signos positivos para 2020.

Sin embargo, el director de la consultora DNI, Marcelo Elizondo, un conspicuo miembro de la Fundación Pensar (el think tank de los intelectuales del macrismo de la primera hora), fue indulgente al encontrar en cifras del INdEC que en 2018 Argentina volvió a ser el 2do principal receptor de IED en Sudamérica y el 3ro en Latinoamérica, al recibir US$12.162 millones, lo que implica un alza de 5,5%.

Pero contextualiza la noticia en que ocurrió en medio de una caída de casi 6% en inversión externa en Latinoamérica toda, con descensos en Brasil, Colombia y Perú, y subas leves en Chile y Ecuador.

El marco mundial fue un desmoronamiento aún mayor, del 13%, según UNCTAD, y habría que preguntarle las causas en primer término a Japón, el mayor inversor en el planeta, y luego a China, Francia, Hong Kong y Alemania, que son los que le siguen.

“La principal razón del descenso (dado que el resultado de la IED en el mundo siempre es un saldo) fueron las repatriaciones de capitales por parte de las empresas estadounidenses (las más internacionalizadas del mundo) como consecuencia de las reformas implementadas por el gobierno del presidente Donald J. Trump, con incentivos para la repatriación de inversiones en el exterior para empresas norteamericanas”, señala Elizondo en su informe.

La principal razón del descenso (dado que el resultado de la IED en el mundo siempre es un saldo) fueron las repatriaciones de capitales por parte de las empresas estadounidenses (las más internacionalizadas del mundo) como consecuencia de los incentivos implementados por el gobierno del presidente Donald J. Trump.

Contra lo que sugiere el lobby estadounidense en Argentina, no hay que ver a USA como la principal fuente de inversiones del mundo, sino el que más inversiones recibe.

En todo caso, en los magros resultados que denota la cuenta capital de nuestro balance de pagos, el stock de capitales que históricamente llegaron del otro lado del continente es el más relevante.

De ahí que, al revés de la justificación que suele dar la Administración Macri a la volatilidad cambiaria, a Argentina le terminó yendo bien en materia de capitales que le fueron inyectados desde el exterior, si bien la inversión en general, que incluye a las domésticas, arrojó signo negativo en un año de plena debacle cambiaria, con recesión e inflación.

Sólo el imán de un megaproyecto como Vaca Muerta pudo atraer un tercio de las divisas que transitaron por las arcas del Banco Central, como sucedió, mientras los dos tercios restantes ingresados constituyeron un asiento contable de reinversión de utilidades por parte de las multinacionales, inclusive de las vinculadas con la energía.

 

 

Los flujos anuales de inversión extranjera directa (IED) hacia Argentina se elevaron, en consecuencia, al 8% del total de América Latina, porcentaje que coincide justo con su participación en la torta regional.

Contó para que se concretara ese avance relativo el comportamiento inverso en los principales países receptores, como México y Brasil, determinó que los fondos destinados a esta parte del planeta resultaran en total 5,6% inferiores a los de 2017, al alcanzar US$146.700 millones, de los que nada más que Brasil y México sumadas ocupan el 64%.

El socio mayor del Mercosur, pese al traspié último, sigue siendo, según UNCTAD, el mayor receptor regional de inversiones extranjeras.

Esta vez, nuestro país absorbió más flujos foráneos, a contramano de las bajas de Brasil (-9,4%), Colombia (-20,4%) y también (fuertemente) de Bolivia. México repitió la magra performance del año precedente, con una leve -1.5%.

Hacia arriba tiraron, asimismo, Chile (4,4% llegando a US$7.200 millones), Ecuador (50% gracias a la minería) y Panamá (21%), en tanto para abajo lo hicieron Perú (-9%) Costa Rica (-22%).

Aun con todos estos movimientos, la recuperación comparativa argentina no es suficiente para superar una vieja deficiencia: en el stock (acumulado) de IED recibida aún está debajo de Brasil, México, Chile, Colombia y hasta de Perú, puntualiza el presidente del capítulo Argentino de ISPI (International Society for Performance Improvement), investigador y profesor del Instituto tecnológico de Buenos Aires (ITBA), miembro consultor del CARI y director de la consultora DNI.

La pérdida de posiciones del país respecto de los vecinos continentales viene de largo, más atrás de la grieta electoral abierta entre Cambiemos y el kirchnerismo.

Reinversiones petroleras

Antes del cepo cambiario que empezó a regir el 1 de noviembre de 2011, en plena reelección de CFK, eran los aportes de dólares frescos de las casas matrices de las multinacionales los que nutrían la inversión extranjera directa, y fundamentalmente provenían de pedidos de préstamos de ese origen.

Otra fuente de ingresos de fondos eran los excepcionales pasamanos de paquetes accionarios, pero durante los últimos 4 años de regulaciones cambiarias se produjo una sobreinversión de ganancias de las empresas de capital extranjero radicadas en el país de US$ 29.343 millones, y fue precisamente en 2015 cuando se batió la marca histórica en más de 20 años, con US$8.058 millones.

Los números indican que, una vez levantada la barrera en 2016, no más de US$7.000 millones de los dividendos que las empresas y bancos de capitales extranjeros habían dejado de remitir a las casas matrices, aun con la vinculación bursátil con Nueva York, se volcaron a mejorar la capacidad productiva local.

Sí, en cambio, las modificaciones en las regulaciones cambiarias mostraron un pico de salida de divisas de US$16.111 millones en 2016, de manera tal que, entre diciembre de 2015 y la actualidad, los egresos netos se situaron un poco por encima de los contabilizados entre diciembre de 2011 y noviembre de 2015: US$3.627 millones contra US$3.186 millones, según datos de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL).

Ya sin revisionismos, queda por delante un país con baja tasa de inversión y deudas a afrontar hasta 2023 de US$148.000 millones para pagar la financiación de la fuga de capitales, con auditoría contingente del Fondo Monetario Internacional.

La IED de 2018 demostró que el principal atractivo por ahora para el capital extranjero orientado a la producción es el que despierta Vaca Muerta, pero espera reformas legislativas y que baje el riesgo país para subir la postura. En esa expectativa se anotan también YPF y las empresas privadas Tecpetrol, de Techint, y las del Grupo Bulgheroni.

El plan de inversiones petroleras en ejecución este año suma compromisos por US$ 5.343 millones, en gran parte originados por la nacional YPF en Loma Campana y en Amarga Chica, según lo acordado con Petronas.

El otro interés enfoca a las reservas naturales de litio y de agua y, en el caso de las reinversiones de utilidades, a las acciones del Fondo de Garantía de Sustentabilidad de ANSeS.

 

El Comodorense

Es el segundo envío de crudo liviano al exterior en lo que va del año. La maniobra se realizó en el puerto de Coronel Rosales.

Los referentes de las principales petroleras con actividad en Vaca Muerta ya habían anticipado que era cuestión de meses para que el país concrete una nueva exportación del crudo liviano de Vaca Muerta y eso fue lo que sucedió esta semana cuando desde el puerto de Coronel Rosales partió el segundo envío de petróleo al exterior.

La maniobra se realizó este martes pero recién hoy se dio a conocer. El carguero Hellespont Promise fue el encargado de recibir el petróleo proveniente de Vaca Muerta en donde desde la petrolera de Miguel Galuccio, Vista Oil&Gas se colocaron cerca de 94.000 barriles de crudo.

Para la firma del exCEO de YPF esta es la primera exportación y si bien se reconoció que se trata de un volumen reducido, se destacó que “es importante pues representa el primer paso de testeo del mercado de exportación porque Vaca Muerta debe ir hacia un esquema de exportaciones regulares”.

En detalle el carguero de bandera del Reino Unido cargó 15.000 metros cúbicos de shale oil de Vista Oil&Gas y otra cantidad no revelada de otras firmas con operación en Vaca Muerta.

En números

489.000 barriles
sumó la primera exportación de crudo liviano que realizó YPF en febrero pasado.
94.000 barriles
fueron los que sumó Vista Oil&Gas en este segundo envío al exterior. Pese a las versiones que circularon es la primera exportación de la petrolera de Miguel Galuccio.

La exportación se realizó a raíz de que la oferta de petróleo excedió la demanda de las refinerías argentinas y por ello fue autorizada. De hecho se supo que desde las compañías se aguardaba el momento en el que se registraran excedentes de producción para poder concretar un envío que les permita comenzar a conocer el mercado exportador.

Es que hasta la fecha sólo YPF había logrado concretar una exportación de crudo liviano en febrero marcando el primer envío al exterior de ese tipo de petróleo en una década, en la que sólo el crudo pesado Escalante de la Cuenca del Golfo San Jorge mantuvo exportaciones regulares por la incapacidad de las refinerías locales para refinar toda su producción.

Las operadoras reclaman cambios en la reglamentación de exportación que sólo es posible cuando no hay demanda de las refinerías.

Esta segunda exportación tiene la particularidad de ser la primera que no se realiza por una situación coyuntural, pues el envío realizado por YPF se debió a una parada de la planta refinadora de La Plata. En esta ocasión se conjugaron por un lado la caída en las ventas de combustibles dentro del país que llevaron también a una menor actividad de refinación, y por el otro a un incremento en la producción de petróleo en Vaca Muerta.

Desde la operadoras se viene solicitando al gobierno nacional una modificación en las normativas para exportar crudo pues en la actualidad sólo es posible cuando no hay demanda de las refinerías nacionales.

Fuentes de la Secretaría de Energía de la Nación confiaron que es posible que se avance en ese sentido a través de una nueva resolución que agilice lo que se define como “cruce de barcos”, pero destacaron que estiman que a medida que la producción no convencional crezca la oferta superará la demanda de las refinerías y serán más las ocasiones en las que se autoricen exportaciones.

 

Diario Río Negro

“El país necesita que aceleremos el desarrollo de Vaca Muerta”. Esta proclama fue expuesta por el gobernador Omar Gutiérrez durante su intervención en la sexta mesa ejecutiva de Vaca Muerta. “Tenemos un plan y lo estamos llevando adelante. El camino no está exento de dificultades, pero las resolvemos a través del diálogo y el trabajo en equipo”, dijo el gobernador en el Espacio Duam.

La actividad reunió a funcionarios del gobierno nacional, autoridades de la provincia y otras jurisdicciones invitadas, además de referentes de empresas petroleras, de servicios y de gremios en un espacio de debate y análisis sobre el desarrollo de la formación geológica neuquina.

La reunión se estructuró en diversas mesas de trabajo a las que se les asignaron temas específicos, entre los que se enmarcan los desafíos que representa Vaca Muerta. En estas discusiones tienen interés todos los actores del mercado de los hidrocarburos.

Gutiérrez sostuvo: “El compromiso que asumimos es de tener para fin de año 40 concesiones hidrocarburíferas no convencionales y que 10 u 11 áreas ya estén en etapa de desarrollo masivo”. Esos objetivos se plantean con un tercio de Vaca Muerta concesionada y apenas un 5,6 por ciento en desarrollo masivo.

El mandatario consideró que la actividad hidrocarburífera “es uno de los cuatro factores decisivos para sacar el país adelante junto con la minería, el turismo y el campo”, e invitó a los presentes a “renovar el compromiso y redoblar los esfuerzos para que el desarrollo de Vaca Muerta continúe siendo una política pública”.