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Reclamos patagonicos

Reclamos patagónicos

Los gobernadores de las provincias patagónicas se reunirán el lunes en Buenos Aires con los ministros del Interior, Rogelio Frigerio, y de Energía, Juan José Aranguren, para plantearle la crisis generada en la región por las nuevas tarifas de gas. Ayer, el gobernador de Chubut, Mario Das Neves, presentó un amparo ante la Justicia Federal de Rawson, en el que se denuncia “el aumento desmedido del gas” que, en algunos casos, supera el 500 %. El mandatario santafesino Miguel Lifschitz, también manifestó la preocupación por la situación en su provincia.
El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, fue quien confirmó el encuentro del lunes próximo en Casa de Gobierno. Varios mandatarios patagónicos habían expresado su preocupación respecto de la incidencia de las tarifas, en particular sobre la actividad turística, con la temporada alta próxima. Gutiérrez le transmitió ayer a sus pares “el convencimiento del gobierno nacional de que es una situación que hay que revisar y modificar”. Señaló que “estos nuevos valores (del gas) no guardan racionalidad y debilitan, entorpecen y quizás no permitan el desarrollo de la actividad hotelera en la provincia”.
El gobierno de Chubut, a través del fiscal de Estado, Diego Martínez Zapata, presentó ayer un recurso de amparo ante el Juzgado Federal de Rawson contra el aumento del gas natural. El fiscal adjuntó documentación que refleja el impacto del aumento sobre hospitales públicos, escuelas, empresas y domicilios particulares. Camuzzi Gas del Sur, la distribuidora del servicio, admitió subas del 400 al 500 %, pero rechazó las denuncias sobre aumentos superiores al 1000 %. La Federación Empresaria Hotelera Gastronómica, filial Comodoro Rivadavia, había advertido que sus representados estaban recibiendo facturas con valores que multiplicaban por 10 o hasta por 20 los de facturas anteriores. El gobernador santafesino, Miguel Lifschitz, también reclamó una reunión con el ministro Aranguren “para poder encontrar una salida, aunque sea transitoria, para morigerar el impacto” y evitar “una situación de quebranto”. (Página 12, Buenos Aires)

Última actualización en Viernes, 20 Mayo 2016 12:27

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Vaca Muerta: la gran promesa que busca sortear la crisis del petroleo

Vaca Muerta: la gran promesa que busca sortear la crisis del petróleo

En el escenario actual de precios bajos del crudo, la explotación de los recursos no convencionales de Neuquén genera incertidumbre en torno a su viabilidad económica, dicen los expertos. Este año, las petroleras recortaron drásticamente su actividad. Bajar los costos y atraer la inversión a largo plazo, los desafíos que enfrenta el gobierno de Mauricio Macri.
El jueves pasado, poco después del mediodía, Ali Moshiri, el poderoso presidente de Chevron para África y América latina, ingresó al lobby del Hotel Double Tree, a pocos kilómetros del downtown de Houston, con un objetivo bien concreto: reunirse con el ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren, a fin de evaluar los próximos pasos de la petrolera norteamericana en Vaca Muerta, el megayacimiento no convencional de hidrocarburos presentado por el kirchnerismo como la llave para recuperar el autoabastecimiento energético.
El ex titular de Shell Argentina viajó la semana pasada a Texas invitado como orador principal de una jornada sobre el futuro de los reservorios no convencionales en la cuenca Neuquina. Su encuentro con el ejecutivo iraní, presenciado por El Cronista, se terminó de definir sobre la marcha ese mismo día y se concretó en el bar de la planta baja. Fue un cónclave breve, de no más de media hora.
La salida de YPF de Miguel Galuccio, con quien había trabado un diálogo fluido, obligó a Moshiri a buscar nuevos interlocutores en la Argentina para despejar dudas en torno al futuro de la explotación no convencional en el país. Su incertidumbre es compartida por muchos ejecutivos en la industria.
El nuevo escenario
¿Qué lugar ocupará Vaca Muerta en la estrategia energética del gobierno de Mauricio Macri? ¿Se mantendrá la política de incentivos al no convencional elaborada por la administración anterior? ¿Seguirá siendo el shale un objetivo prioritario para YPF? ¿O a raíz del desplome de los precios internacionales del petróleo perderá relieve en el porfolio de negocios de la mayor empresa de la Argentina?
La coyuntura ofrece señales que confunden. El 21 de abril, en un evento organizado en el Hilton de Puerto Madero por la Agencia Internacional de Energía (EIA, por sus siglas en inglés), que contó con la presencia de cerca de 200 inversores internacionales, funcionarios nacionales trazaron un crudo análisis sobre Vaca Muerta, dejando entrever que, en el escenario actual de precios bajos del petróleo, la explotación de los recursos no convencionales de Neuquén no era viable en términos económicos. El diagnóstico encendió la alarma en la industria, en especial entre las empresas que tiene en carpeta proyectos no convencionales de la cuenca Neuquina.
Moshiri lidera esa nómina. De ahí su súbito interés en dialogar con Aranguren. Chevron lleva desembolsados u$s 2.700 Men los últimos tres años en Loma Campana, el primer desarrollo masivo de shale oil (petróleo de arcillas) del país, asociado con YPF.
Este año, sin embargo, las petroleras recortaron drásticamente su actividad en Vaca Muerta. Hoy sólo están activas seis unidades de drilling en el campo neuquino, apenas la mitad que en diciembre del año pasado.
La retracción de la actividad es el reflejo de la inversión, que este año se ubicará en torno a los u$s 600 M, la tercera parte que en 2013. La baja obedece, fundamentalmente, a la crisis internacional del petróleo, que provocó el derrumbe del barril por debajo de los u$s 50.
Cuando hace tres años se puso en marcha el proyecto en Loma Campana, el WTI y el Brent superaban los u$s 80 y nadie imaginaba el colapso registrado hacia fines de 2014.
"Las decisiones de inversión en relación al proyecto que YPF desarrolla con Chevron en Loma Campana se toman en forma conjunta. El nivel de actividad actual es el adecuado para el área y se revisa trimestralmente en función de distintos factores, incluyendo demanda, costos, precios y productividad", explicaron desde YPF ante la consulta de este medio.
Desde la sede en Houston de Chevron Corporation, explican que "no realizan comentarios en base a rumores o especulaciones".
Lo concreto es que la actividad en el yacimiento estrella de Vaca Muerta ya no es lo que era: la sociedad YPF-Chevron llegó a perforar el campo con 25 equipos. Hoy sólo trabaja con un cuarto de ellos. A la crisis internacional, que complica la disponibilidad de capital de Chevron y erosionó significativamente la caja de YPF, se le suman algunos elementos de la coyuntura local que complejizan el escenario.
En la petrolera norteamericana preocupa especialmente la sobreoferta de crudo liviano que existe en el mercado interno. Por una serie de factores, entre los que figura la importación de crudo desde Nigeria autorizada por el Gobierno, Chevron -al igual que otros productores como Entre Lomas, Pluspetrol y Medanito- no logra colocar su producción de petróleo neuquino en las refinerías locales.
La situación de exceso de oferta presiona a la baja el precio doméstico del barril. Moshiri conversó del tema con Aranguren. Al igual que otros directivos del sector, Moshiri sabe que la continuidad del desarrollo de Vaca Muerta sólo es factible con un precio cercano a los u$s 70, al menos durante los próximos dos o tres años que dure la curva de aprendizaje en el play.
Expectativas
Desde Houston, Aranguren afirmó que "en los últimos años varias petroleras han invertido para entender el funcionamiento geológico de Vaca Muerta". "Esperamos que lo más rápido posible pasen de esa etapa hacia una de desarrollo del yacimiento", enfatiza. Su presencia en el seminario organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) generó una atmósfera de expectativas positivas en inversores del sector petrolero de Norteamérica.
Teófilo Lacroze, presidente de Shell Argentina, presente en la jornada, reforzó esa línea. "Actualmente, el precio doméstico del crudo liviano es u$s 67,50, más alto que el precio internacional, con el objetivo de mantener el nivel de actividad del 2015. Nuestra expectativa es que esta política se mantendrá hasta que los precios internacionales se acerquen a los locales", añade.
La petrolera anglo-holandesa, que está explorando tres bloques con acceso a Vaca Muerta, integra el lote de players que se dedicaron a explorar el potencial de los recursos no convencionales durante los últimos tres años. En ese grupo también figuran la francesa Total, la norteamericana ExxonMobil y la alemana Wintershall, brazo petrolero del gigante petroquímico BASF.
A diferencia de YPF y Chevron, los únicos que ya están lanzados a una explotación a gran escala de Vaca Muerta, la expectativa de esta segunda camada de empresas está en el mediano plazo. En algún punto son el reaseguro que garantiza la continuidad del shale en épocas de vacas flacas.
Tal vez no corten en lo inmediato los cheques por cifras multimillonarias que prometían hasta hace algún tiempo varias voces de la industria -con el petróleo a u$s 100, algunos analistas pronosticaron inversiones por u$s 10.000 M por año en el play-, pero siguen ponderando el potencial de la geología argentina.
Shell -que en Vaca Muerta opera a través de su subsidiaria O&G Developments- está construyendo una planta EPF (Early Production Facilities) para procesar 10.000 barriles de petróleo no convencional a fines de 2017.
Es apenas una pequeña fracción del crudo que puede procesar en su refinería en Dock Sud, pero deja en evidencia la apuesta a largo plazo de la compañía. Su presupuesto en esta fase asciende a los u$s 250 M. "Estamos explorando cinco áreas en Vaca Muerta. Faltan algunos años todavía para entrar en una etapa de desarrollo pleno (modo factoría), pero estamos enfocados en dar los pasos adecuados para pasar desde la etapa piloto actual a aquella de desarrollo pleno", advierte Lacroze.
Con foco en la extracción de gas no convencional, Total Austral -segundo productor del fluido a nivel nacional- motorizó dos proyectos piloto en Neuquén, donde lleva invertidos más de u$s 400 M. La compañía europea conectó el año pasado 10 pozos de shale gas a la red troncal de gasoductos. "El segundo proyecto piloto, ubicado en Rincón de la Ceniza, sobre la ventana de gas húmeda, comenzará la producir a mediados de 2016", indica Sergio Giorgi, director de No Convencionales de Total.
"Nuestra visión es que la recuperación del autoabastecimiento es técnicamente posible si se generan las condiciones de negocio adecuadas. Vaca Muerta es una oportunidad inmensa para Argentina", se ilusiona.
Para Aranguren, el incremento de la producción local de gas es una prioridad. "Debemos frenar la importación de Gas Natural Licuado (GNL) y de gasoil, que se dispara en invierno por la falta de gas", advierte.
Obstáculos
Los obstáculos que es preciso sortear para materializar ese potencial son significativos. La reducción de los costos de perforación y acabado de los pozos es un denominador común entre todas las petroleras. El precio de un pozo horizontal con más de 15 etapas de fractura hidráulica para estimular la producción oscila entre los u$s 12 y los 25 millones. En los Estados Unidos, el único mercado donde la explotación del shale logró ser rentable, el costo de una perforación de ese tipo ronda los u$s 7 M. "La necesidad de capital intensivo para los desarrollos no convencionales implica que todas las partes involucradas cooperen de manera estrecha para que la actividad sea sostenible. Las compañías operadoras son las que asumen el riesgo invirtiendo en proyectos de largo plazo. El Gobierno a su vez tiene que jugar un papel de catalizador de inversiones en la fase de despegue del desarrollo de Vaca Muerta", alerta Giorgi.
Michael Zechner, gerente de No Convencionales de Wintershall, que es socio de Total en Aguada Pichana, adelantó que la UTE -también integrada por Pan American Energy (PAE)- perforará 20 nuevos pozos de shale gas en el yacimiento neuquino.
En perfecto español, el directivo -nacido en Austria y amante de los idiomas- se mostró optimista de cara al futuro. El escenario actual es el momento para apostar. "La Argentina es un mercado para posicionarse. El país tiene un espíritu emprendedor. Vemos una recuperación de la confianza con estos cambios que van en la dirección correcta. Lo importante es no perder de vista que estos proyectos no convencionales son a largo plazo", concluye. (El Cronista, Buenos Aires)

Última actualización en Viernes, 20 Mayo 2016 12:27

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Distribuidora electrica reestructura deuda y evita default


Distribuidora eléctrica reestructura deuda y evita default

Inversora Eléctrica de Buenos Aires (IEBA), controlante de la Empresa Distribuidora de Energía Atlántica (EDEA), reestructuró su deuda financiera con una adhesión de 91,31% del total de los titulares de sus Obligaciones Negociables.
La operación se instrumentó por un valor nominal de u$s 135 millones, ya fue comunicada a la Comisión Nacional de Valores (CNV) y fue decidida en una Asamblea que en la que se excedió el 67% de adhesión que exige la Ley de Concursos y Quiebras para la homologación del acuerdo propuesto.
La compañía, como otras firmas del sector, atravesó en los últimos años serios problemas financieros vinculados en parte al congelamiento de tarifas.
Con este proceso de reestructuración, que comenzó en 2014, la compañía logra ahora reducir significativamente su nivel de endeudamiento gracias a la propuesta aprobada, que incluye un pago en efectivo aportado por sus accionistas de más de u$s 27.000.000 y la emisión de una nueva serie de ON por un valor de u$s 75 M, que reemplazará a las anteriores.
Así, el titular de la compañía, Alejandro Macfarlane (ex CEO de Edenor) evita el default y estira los plazos de su pasivo por 8 años.
Cuando fue ofrecida, la propuesta implicó la recompra de 60 millones de bonos a u$s 43 centavos, lo que equivale a un total de u$s 25,8 millones, que devengaría un interés anual de 9% desde el 26 de diciembre de 2014. La acción comenzaría a regir una vez que la reestructuración fuera homologada judicialmente.
Por otro lado, incluía la emisión del bono IEBA 22 por u$s 75 M, con amortización a 2019 de u$s 1,5 M, a 2020 de u$s 6 M, 2021 por u$s 7,5 M y de 2022 a u$s 60 M. Los bonos IEBA 22 devengarían interés anual, pagaderos trimestralmente desde 6,5% hasta 11% en 2022.
EDEA es la mayor concesionaria compañía eléctrica de Buenos Aires, con más de 550.000 usuarios y tiene sede central en la ciudad de Mar del Plata. (El Cronista, Buenos Aire)

Última actualización en Viernes, 20 Mayo 2016 12:24

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La petrolera Rockhopper anuncio que duplica sus reservas en Malvinas

La petrolera Rockhopper anunció que duplicó sus reservas en Malvinas

La compañía de petróleo y gas de Malvinas, Rockhopper Exploration Plc, anunció hoy que sus reservas netas de petróleo se han duplicado a más de 300 millones de barriles y expertos independientes están observando ahora a esta cuenca con un potencial de casi 1.000 millones de barriles, según informaron medios internacionales especializados en la industria petrolera.
Rockhopper es propietaria de más del 50% de dos yacimientos petrolíferos, Sea Lions (leones marinos) e Isobel Elaine, que ahora se estima que podrían contener reservas de 747 millones barriles de petróleo y gas, según la auditoría independiente que fue preparada por ERC Equipoise Limited (ERCE).
Rockhopper tiene una participación de 24% en estos yacimientos, pero esto aumentará a 64% una vez que termine su fusión con la compañía Falkland Oil & Gas, según la denominación en inglés de esa empresa isleña.
En noviembre pasado, Rockhopper acordó comprar Falkland Oil & Gas eM millones de libras.
Estos informes fueron emitidos por Off Shore Energy Today y por Oil Price, dos medios especializados en la industria petrolera internacional.
En ambos se recuerda que, desde la política argentina, durante mucho tiempo, han prometido impedir la exploración y producción debido a que las Islas Malvinas, son motivo de controversia internacional por causa de la ocupación británica que, desde 1841, sólo se interrumpió brevemente (entre abril y junio de 1982) durante el intento del último gobierno militar de recuperar ese territorio.
Los mercados petroleros estiman que ahora existen algunos indicios de que Argentina tendrá una postura más suave al respecto, bajo un gobierno con ideas políticas distintas a otros que lo precedieron, según los analistas que informaron de esta duplicación de reservas de Rockhopper.
La adquisición de Falkland Oil & Gas por parte de Rockhopper fue anunciada un día después de la victoria, en segunda vuelta, del actual presidente Mauricio Macri, señalan los analistas petroleros.
También recuerdan que su predecesora, la ex Presidente Cristina Fernández de Kirchner, había utilizado las Islas Malvinas como una herramienta de campaña y amenazó con apoderarse de u$s 156 M en activos de las compañías petroleras que intentaran realizar actividades propias de la extracción de petróleo. Rockhopper y Falkland Oil & Gas son dos de las compañías que estuvieron bajo la mira del anterior gobierno argentino.
Durante el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner, funcionarios del Ministerio de Relaciones Exteriores en Buenos Aires habían dicho que las compañías británicas enfrentarían una persecución jurídica y económica por lo que llamaban operaciones ilegales en territorio argentino.
Un fallo de marzo de 2016, emitido por la Comisión de las Naciones Unidas sobre los límites de la Plataforma Continental podría empeorar el conflicto.
La Comisión amplió el territorio marítimo argentino en el océano Atlántico Sur en un 35%, incluyendo a las disputadas Islas Malvinas y adyacencias.(TELAM)

Última actualización en Viernes, 20 Mayo 2016 12:25

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Eliminan fondo de Santa Cruz de boletas de luz

Eliminan fondo de Santa Cruz de boletas de luz

En medio de un malestar creciente por el aumento en las tarifas eléctricas en todo el país, el Gobierno eliminó el cargo del 6 por mil que se aplica hasta ahora en las facturas de todo el país para constituir un fondo para Santa Cruz. Este cargo equivalente al 0,6% del subtotal por servicio eléctrico en las facturas se dejará de cobrar a partir de las lecturas de medidor que se produzcan desde hoy.
La medida, que se fundamenta en que ya se cumplieron las condiciones fijadas por ley para crear el fondo, fue dispuesta por el Decreto 695 publicado ayer en el Boletín Oficial. En los considerandos se recuerda que el recargo sobre el precio de venta de la electricidad se dispuso por la Ley 23.681 de julio de 1989 según la cual Santa Cruz sería beneficiaria hasta su interconexión con el sistema interconectado nacional.
También se reseña que por el Decreto 1.378 de noviembre de 2001 se estableció que el recargo se mantendría vigente luego de la efectiva interconexión de Santa Cruz durante el plazo necesario para cubrir los costos de esa obra. Asimismo, pocos días después de este decreto, por el convenio complementario al "compromiso federal por el crecimiento y la disciplina fiscal", se estableció que el cargo se seguiría percibiendo hasta que la interconexión incluyera a Río Gallegos.
El decreto revela además que 13 de septiembre de 2013 se procedió a la interconexión de la estación transformadora Río Gallegos con el sistema interconectado, lo que permitió que la capital provincial sea abastecida desde allí, cumpliendo lo establecido por la Ley 23.681 y en el Decreto 1.378.
Según explica el decreto firmado por Mauricio Macri y el ministro de Energía, Juan José Aranguren, el Gobierno anterior, a través de la ley de presupuesto de 2013, limitó hasta la suma de $ 35 M el destino original, y se determinó que el monto que superase dicho importe debía ser transferido al fondo fiduciario para el transporte eléctrico federal. Este último fondo que sumaba alrededor de $ 300 M anuales ya no existirá a partir de ahora. (Ambito Financiero, El Cronista, Buenos Aires)

Última actualización en Viernes, 20 Mayo 2016 12:23

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