YPF quiere invertir US$ 37.200 millones y pretende financiar casi todo con su propia caja
PLAN QUINQUENAL
Galuccio dijo que el 70% será con fondos propios. Hoy la compañía factura unos 60.000 millones de pesos anuales. También confirmó que, de apoco, aumentará el precio de la nafta y el gasoil.

Martín Bidegaray

En la presentación del Plan Quinquenal con el que apunta a darle continuidad a su plan para los primeros cien días en YPF, el presidente de le reestatizada petrolera argentina, Miguel Galuccio, confirmó que pretende que la compañía realice inversiones por 37.200 millones en los próximos cinco años. Y que pretende hacerlo casi sin salir al mercado, financiando la mayor parte con la caja de la propia YPF.

En su exposición, Galuccio reconoció que el conflicto con Repsol va a seguir influyendo en los inversores y que puede incluso repercutir en los análisis de otros socios. También admitió que va a pasar un tiempo hasta que se vea cómo es el modelo. Y se preocupó por enfatizar que no se trata de una tendencia de nacionalizaciones en la Argentina, sino que la expropiación obedeció a la situación de la empresa y del país.

La admisión sobre el impacto de la expropiación implica también la de que YPF tiene dificultades adicionales para convencer a inversores. De todos modos, el presidente de la compañía resaltó que fueron firmados memorandos de entendimiento con la Corporación América (de Eduardo Eurnekian), por US$ 500 millones; el Grupo Bridas (de la familia Bulgheroni y la china CNOOC) y otros, aunque todavía no hay nada firme con Chevron.

En ese marco, la decisión de financiar las inversiones con caja propia, recurriendo apenas a socios financieros o estratégicos, parece una consecuencia lógica. Lo que no quedó del todo claro en la exposición ni en las respuestas de Galuccio es cómo va a lograrlo.

Según sus cálculos, YPF puede financiar hasta 32.600 de los 37.200 millones de dólares que debería invertir en los próximos cinco años. El 70% de todo lo que invertirán saldrá de su caja: esto es más de US$ 26.040 millones, dos años de su facturación (hoy la empresa factura unos $ 60.000 millones anuales, 13.000 millones de dólares al cambio oficial). Otro 18% lo pedirá prestado en el mercado, lo que equivale a que cree que conseguirá emitir deuda por US$ 6.700 millones. El último 12% vendría de nuevos socios, que aportarían US$ 4.460 millones en el próximo quinquenio. Cuando Clarín le pidió más aclaraciones sobre el plan para incrementar la facturación, Galuccio no las dio y adelantó que tampoco se las daría a Wall Street.

Lo que sí quedo claro fue que las inversiones en exploración y explotación también incluirían el megayacimiento no convencional de Vaca Muerta. Allí, dijo que piensan incorporar en un cluster un socio –que aún no está definido- al que le van a darían el 50% de la producción y que quedan abiertos a otros socios para otros cluster.

Más allá de las inversiones, Galuccio ratificó que YPF irá disminuyendo "paulatinamente la brecha de precios" con las otras petroleras, que calculó en "un 15% en gasoil y un 14% en naftas". Así confirmó que, aunque "paulatinamente", los usuarios deberían prepararse para que los precios en las estaciones de YPF suban a un ritmo ligeramente más alto que los de las otras estaciones.

Clarín 120830

BP pagará US$ 700 millones a los Bulgheroni

Parte de la nueva inversión que anunció Bridas quizá salga de los US$ 700 millones que BP acordó pagarle en compensación por el fracaso de la venta de su 60% en Pan American Energy (PAE). Según se supo ayer, con ese pago, la petrolera inglesa concluyó el acuerdo que tenía con la empresa que conforman los Bulgheroni y la china CNOOC para hacer negocios en conjunto en Sudamérica.

“El acuerdo con Bridas confirma la liberación mutua de reclamos históricos entre BP y Bridas y el fin del acuerdo sobre un área de mutuo interés (para hacer negocios)”, indicó Toby Odone, vocero de BP a Bloomberg. El pacto, que se conoció ayer pero fue alcanzado en mayo, le permite a BP desarrollar proyectos de manera independiente al sur del paralelo 17, que incluye el área presal de Brasil y la formación Vaca Muerta, en la Argentina. De todos modos, ambas empresas seguirán trabajando juntas en PAE, que está haciendo perforaciones en Vaca Muerta.

BP tiene 60% de PAE y Bridas, el 40% restante. Hace dos años, BP (que necesitaba deshacerse de activos) acordó venderle a Bridas su parte en US$ 7.000 millones. Como la venta se cayó, BP estaba obligada a pagarle US$ 700 millones, pero Bridas se los devolvió y dijo que el acuerdo entre ellas seguía en pie. Finalmente, las negociaciones terminaron con el arreglo conocido ayer.

Clarín 120831

Bridas recibe el visto bueno del Gobierno para quedarse con Esso
NACE LA SEGUNDA MAYOR PETROLERA INTEGRADA DEL PAÍS
La firma de Bulgheroni y la china CNOOC anunció una inversión de US$ 800 millones para ampliar la refinería.

Un año y medio después de cerrada la operación, ayer el Gobierno le dio luz verde a la compra de la refinería de Campana y las estaciones de servicio de Esso por parte de Bridas, empresa que comparten en porciones iguales la familia Bulgheroni y el grupo chino CNOOC. De esta manera, la compañía se consolida como la segunda petrolera integrada del país, detrás de YPF. A través de Pan American Energy, donde tiene 40%, Bridas ya controla el 19% de la producción de crudo y 12% de gas. Ahora, le suma el 13% del mercado de combustibles que posee Esso.

La Secretaría de Comercio Interior que comanda Guillermo Moreno fue la encargada de aprobar la operación de compra de la filial local, la de Paraguay y Uruguay a la estadounidense ExxonMobil, que se había concretado el 1 de marzo de 2011, por un monto que osciló entre US$ 600 millones y US$ 700 millones .

En un contexto en el cual se están ajustando las reglas del negocio petrolero, tras la expropiación de YPF y el decreto 1277, que establece mayores controles sobre la industria, Bridas se apuró en anunciar inversiones.

“A partir de la toma de control, Bridas desarrollará un proyecto de ampliación de la refinería de Campana. Esta ampliación aumentará en un 60% la capacidad de producción de gasoil y en un 50% la producción de naftas. Permitirá asimismo una mejora significativa en los estándares ambientales de operación de la refinería”, informó la empresa en un comunicado. Las obras de expansión demandarán una inversión mínima de US$ 800 millones, agregó.

Bridas, que sumará 720 puntos de venta, de los cuales 500 están en el país y el resto se divide entre los mercados vecinos, seguirá usando la marca Esso “durante los próximos años” (serían tres según habían anunciado anteriormente). También se quedará con el personal de la ex Esso, unos 2.200.

En otro gesto hacia el Gobierno , Bridas aclaró que incorporará “el desarrollo local de procesos que hasta el presente se realizan en el exterior”, lo que supone la incorporación de más empleados. “Esta aprobación permitirá a Bridas contribuir al crecimiento de la producción de combustibles en la Argentina”, completó la firma, en línea con las aspiraciones oficiales que ayer mismo anunció Miguel Galuccio, CEO de YPF. Es más, Bridas fue mencionada por el ejecutivo como una de las empresas con las que se asociará (ver pág. 18).

La aprobación de la compra por parte del Gobierno trae alivio a la petrolera de los Bulgheroni, que solía tener un trato cercano con el Gobierno. Sin embargo, la toma del yacimiento Cerro Dragón, de Pan American Energy, en Chubut, que generó un fuerte enfrentamiento entre el gobernador Martín Buzzi y la empresa, había sembrado dudas sobre la relación. PAE está controlada en un 60% por la inglesa BP y en un 40% por Bridas y es la segunda productora de hidrocarburos del país.

Estamos ante la era del petróleo y el gas no convencionales
El 27 de agosto de 1859, hace 153 años, empieza a brotar petróleo del primer pozo perforado en el mundo, en la pequeña ciudad de Titusville, Pensilvania. Ese día comenzaba para la humanidad la era del petróleo.

Víctor Bronstein.

El petróleo, y también el gas, han modelado nuestra civilización, creando nuevas condiciones de vida, estableciendo nuevos escenarios geopolíticos y transformando las ideas sobre economía, desarrollo social e innovación tecnológica. Hoy, el petróleo proporciona el 35% de la energía total consumida y el gas alrededor del 23 por ciento.

Hasta principios de este siglo, el petróleo y gas convencional es alcanzaban para satisfacer la demanda y era un recurso barato, pero el aumento del consumo energético mundial y la declinación de los yacimientos convencionales abrieron las puertas para el desarrollo y la producción de lo que se conoce como recursos no convencionales.

Según el Departamento de Energía de EE UU, “el petróleo y gas convencional es son recursos obtenidos a través de pozos perforados en una formación geológica donde las características del reservorio y del fluido permiten que el petróleo y el gas natural fluyan fácilmente hacia la superficie”. Es decir, son de fácil extracción y tienen bajo costo de producción. Estas características, junto con sus propiedades químicas únicas, han convertido al petróleo y gas en fuentes energéticas todavía insustituibles.

Hoy el mundo ha alcanzado su máxima capacidad de producción de petróleo convencional, alrededor de los 75 millones de barriles diarios (mbd). El problema es que el consumo actual es de 87 mbd y se prevé que para 2030 alcanzará los 105 mbd. Esta brecha entre la producción y el consumo será satisfecha cada vez más por el llamado petróleo no convencional. Una situación similar ocurre con el gas, donde EE UU está alcanzando su autoabastecimiento a partir de utilizar más de un 40% de gas no convencional.
Desde el punto de vista químico y de sus propiedades energéticas, los recursos no convencionales son similares a los convencionales. El petróleo es petróleo y el gas es gas. Por lo tanto, estos recursos se distinguen por algunas propiedades físicas y porque se encuentran en formaciones geológicas que hacen mucho más difícil su extracción, requieren la utilización de tecnología más sofisticada y sus costos de producción son significativamente más elevados. Dentro de este tipo de recursos se encuentran, por ejemplo, el petróleo ultra pesado de la Cuenca del Orinoco en Venezuela, el petróleo que se extrae en aguas muy profundas, el “presalt” descubierto hace pocos años en Brasil y el “shale” que tenemos en nuestro país.

Las estimaciones sobre el potencial del shale gas y shale oil en Argentina abren un nuevo panorama energético para nuestro país. Según los estudios del Servicio Geológico de los EE UU, los recursos de gas no convencional de China suman 36 billones de metros cúbicos (m3); los de EE UU suman 26, y los de Argentina 23,5 billones de m³. Es decir, somos la tercera potencia en shale gas a nivel mundial. Para tener una idea de lo que significa esta cantidad, tengamos en cuenta que las reservas actuales de gas convencional de Argentina son apenas de 0,5 billones de m³. Es decir, si se confirma este potencial, estaríamos multiplicando nuestras reservas por 40. Lo mismo ocurre con los recursos del petróleo. Las reservas actuales de petróleo de nuestro país son de 2500 millones de barriles, pero se estima que en Vaca Muerta puede haber recursos por 25 mil millones de barriles, lo que multiplicaría nuestras reservas de petróleo por diez.

Después de un poco más de un siglo y medio del primer pozo de petróleo, estamos entrando en una nueva era en la producción petrolera mundial, caracterizada por la utilización cada vez mayor de los recursos no convencionales y, consecuentemente, el fin del petróleo barato. La buena noticia es que, esta vez, nuestro país puede ser uno de los grandes protagonistas.

YPF anunció inversiones por U$S 37.200 millones y futuros aumentos de sus combustibles
La petrolera presentó el Plan Estratégico 2013-2017
El objetivo será producir más crudo y bajar las importaciones de gas; habrá subas paulatinas en los precios; Eurnekian ingresaría con U$S 500 millones

Juan Pablo De Santis
 
YPF anunció este jueves un plan de negocios totalmente en línea con los objetivos energéticos del Gobierno nacional, orientado a aumentar la producción y disminuir la importación de combustible. La petrolera invertirá U$S 37.200 millones a inversiones durante el quinquenio 2013-2017, que se destinarán casi en su totalidad a explotación (73%) y refinación (22%).

Otro de los ejes anunciados para aumentar la rentabilidad de la compañía será "achicar gradualmente" la brecha entre los precios de YPF y los de la competencia, que es de un 15% promedio. Es decir, la petrolera de gestión estatal irá subiendo sus precios paulatinamente para achicar la distancia con otras empresas. Sin embargo, no se anunciaron plazos concretos para esta acción.

Así lo comunicó el CEO y Presidente de YPF, Miguel Galuccio, durante una presentación en la torre corporativa en el barrio porteño de Puerto Madero. El detalle de las inversiones fue precedido por el anuncio de cinco nuevos descubrimientos de gas y petróleo no convencional : dos en el yacimiento de Vaca Muerta y tres en el área exploratoria D-129 (cuenca del Golfo San Jorge), que recorre el subsuelo de Santa Cruz y Chubut.

INVERSIONES

Galuccio recalcó que las fichas de su gestión estarán puestas en desarrollar en pleno ingreso de YPF al mercado de los no convencionales (shale gas y shale oil). Del total de fondos requeridos, el ejecutivo explicó que el 70% del financiamiento para el plan quinquenal de inversiones surgirá de recursos propios de la compañía, el 20% a través de toma de deuda y el 10% vía socios.

La empresa planteó tres grandes objetivos hasta 2017:

Aumentar 29% la producción de crudo: se prevé perforar un promedio de 50 pozos exploratorios nuevos por año. En tanto a los negocios potenciales, YPF se puso como meta llegar a producir 100.000 barriles diarios de petróleo no convencional.
Aumentar 37% la producción de combustibles vía la plena utilización de la capacidad de refinamiento. En el desagregado, se estipuló un 24% más de naftas y 44% más de gasoil.
Aumentar 23% la producción de gas natural para alcanzar la meta de eliminar totalmente las importaciones de fuel oil y gas licuado de petróleo, que hoy alcanzaron unos 10.000 millones de dólares.
Para las actividades exploratorias, YPF prevé captar nuevos socios, tanto financieros como asociados a la producción, para el desarrollo de no-convencionales. Galuccio anticipó que ya se firmaron dos memorandos que servirán como puntapié para comenzar a trabajar con Corporación América , de Eduardo Eurnekian; y la petrolera Bridas , participada por la familia Bulgheroni y China National Offshore Oil Corporation.

Aunque no se brindaron mayores precisiones, Eurnekian ingresaría como socio local aportando U$S 500 millones para trabajar en shale-oil. Por otra parte, también hay " conversaciones avanzadas " con la estadounidense Chevron .

EL DATO. El portafolio de activos de YPF está compuesto por 2400 millones de barriles de petróleo, de los cuales la mitad es shale-oil. Sobre el total, el 20% son reservas probadas el 80% potenciales.

"La idea es crecer en volumen para ser más competitivos en los costos. La empresa está totalmente en línea con el Gobierno nacional", afirmó Galuccio mientras que en la primera fila del auditorio observaban el ministro de Planificación, Julio De Vido, y el secretario de política económica y director de firma, Axel Kicillof.

Después de los anuncios, el ejecutivo brindó una conferencia de prensa en la cual destacó en más de una oportunidad que "la empresa es rentable y no necesitará ningún tipo de subsidios" y las buenas perspectivas de mínima del plan quinquenal.

Incluso se permitió hasta bromear: "El plan estratégico será un éxito, estoy convencido. Es más, el 20% de financiamiento externo que necesitamos se va a conseguir sin problemas porque el negocio es rentable. Y si no lo consigo, me vuelvo a Inglaterra", ironizó.

Desmentida de YPF
    
La empresa YPF envió ayer a la redacción de LA NACION un comunicado para aclarar que "el presidente y CEO de YPF, Miguel Galuccio, no se mudará al edificio Estrugamou, no pagará 70.000 pesos mensuales de alquiler y no lo custodia un batallón".

La información fue publicada ayer en la nota "Hombres de negocios con la cabeza gacha", publicada en la página de Opinión.

En el comunicado, la petrolera consideró como un dato irrelevante el lugar donde pueda vivir el presidente de la compañía.

"Más allá de lo inexacto de la información, llama la atención que se considere como dato relevante para el diario un aspecto de la vida personal de un ejecutivo que realiza su trabajo, en este caso, la del presidente de la compañía más grande de la Argentina", considera YPF en el comunicado.

La Nación 120902

¿Es viable la Enap?

El Mercurio Martes 28 de Agosto de 2012

Acostumbrada la opinión pública a las frecuentes pérdidas de Enap, no parecen haberle llamado la atención los resultados que la refinadora estatal ha dado a conocer. Pero los 170 millones de dólares de pérdida en el primer semestre justifican un examen a fondo sobre la viabilidad de la empresa y claman por una efectiva acción rectificadora de parte de sus responsables. Para la gestión de un gobierno que prometió una nueva forma de gobernar -con altos estándares de eficiencia, comparables a los que se estilan en el sector privado-, es un lunar demasiado vistoso como para ser ignorado el que una empresa pública esté perdiendo el equivalente anual a casi 50 por ciento de lo que se pretende recaudar en la reforma tributaria en debate.
Como suele ocurrir, las explicaciones no faltan: que el crudo que Enap importa, atado al indicador de precios internacionales conocido como WTI, experimentó una inusual alza en relación con los precios de venta de los refinados, ligados a los respectivos costos de importación, lo que le significó un menor margen de refinación por 190 millones de dólares. Que Argentina suspendió un incentivo, ocasionándole a su filial Sipetrol una pérdida de 42 millones de dólares. (Nótese que la refinadora chilena, además de mantener intereses en Argentina y Perú, se da el lujo de aventurarse en Egipto e Irán.) Que Enap sigue cargando con el subsidio a las ventas de gas en Magallanes -que el Gobierno intentó infructuosamente reducir en 2011-, lo que le representa un costo de 23 millones. Que pierde otros 50 millones porque, mientras el petróleo importado paga el seis por ciento de arancel (sólo de América Latina compramos sin arancel, pero los proveedores, sabedores de esa ventaja, elevan sus precios), sus gasolinas y otros productos finales se rigen por el precio de paridad de importación, los que por los acuerdos de libre comercio ya no consideran recargo arancelario alguno.
Toda empresa debe estar preparada para enfrentar contingencias adversas. El problema de Enap es que ya se ha consumido buena parte de su capital y mantiene una deuda que, simplemente, es demasiado abultada. Según la información de su "análisis razonado" -pintoresco nombre con el que se conoce la información pública que al respecto entregan las compañías al mercado-, su pasivo exigible alcanza ya a seis mil 400 millones de dólares, y representa el escalofriante múltiplo de 30,9 veces su patrimonio (seis meses atrás era de 15 veces). De acuerdo con los expertos, incluso descontando del pasivo ciertos activos prescindibles, el endeudamiento neto sería aún intolerablemente alto, equivalente a alrededor de 10 veces el flujo operacional normal de la compañía. Naturalmente, tal situación ha sido posible porque sus acreedores operan bajo la cómoda creencia de que los bonos y préstamos de Enap -aunque no cuenten con aval estatal explícito- serán siempre respaldados por el Estado, con el dinero de los contribuyentes.

Sin energía no habrá desarrollo

La sorpresiva sentencia de la 3ª Sala de la Corte Suprema, que por unanimidad acogió los recursos de protección contra la Central y el Puerto Castilla, trae como consecuencia que, muy probablemente, en la práctica se haga inviable la implementación de este proyecto, que estaba llamado a representar alrededor del 25 por ciento de la energía prevista para abastecer las necesidades energéticas del país en los próximos 10 años. Al validar el máximo tribunal que el proyecto Castilla tiene una calificación de "contaminante" en vez de "molesto", se obligaría a los titulares del mismo a buscar una nueva ubicación para las centrales, fuera de la zona de Punta Cachos, por las restricciones que establece el plano regulador intercomunal.

Como es evidente, la construcción de estas centrales en otro lugar, para evaluar el proyecto en su conjunto, plantea graves obstáculos para la ejecución del mismo. Y el que no se lleve a cabo un emprendimiento de esta envergadura o, en el mejor de los casos, que él se retrase por tiempo indefinido, lejos de constituir un éxito ciudadano, significa un perjuicio para todos los sectores del país, en especial para los más pobres, por el aumento de los costos de la energía y el previsible impacto no sólo en estas, sino en numerosas otras inversiones, todo lo cual, en conjunto, constituye un golpe para el desarrollo de Chile.

Más allá de las consideraciones socioeconómicas obvias, las argumentaciones de la Corte Suprema para acoger los recursos de protección han despertado gran polémica entre los especialistas -se habla incluso de un verdadero "supremazo"-, a cuyo respecto muchos prevén la incertidumbre y las dificultades que este precedente sentará para desarrollar otros proyectos energéticos.

Parte de la sorpresa se produce porque la Corte Suprema consideró que el puerto, la central y la conexión entre ambos deberían ser evaluados en forma conjunta, en circunstancias de que la ley permitiría el tratamiento separado de los proyectos. Como sostuvo ayer el profesor de derecho administrativo de la U. de Chile Luis Cordero, "la consecuencia de razonar de ese modo es que los jueces terminan realizando la calificación técnica de la evaluación ambiental", y con ello "no sólo deja sin efecto su jurisprudencia previa en materia de proyectos de distintas fuentes", sino que "impacta en la manera como opera la práctica administrativa" en esta materia. Así, la Corte Suprema, que no es un organismo técnico, conociendo de un recurso de protección -que es una acción cautelar- podría establecer medidas y criterios ambientales en sus sentencias, con las graves consecuencias para todo el sistema de evaluación ambiental que eso implica.
Otro aspecto controvertido es la utilidad y conveniencia de los llamados a conciliación en estos casos. El resultado de esta sentencia plantea dudas sobre si tiene o no sentido que la Corte Suprema llame a buscar acuerdos cuando conoce en última instancia un recurso de protección, dadas las implicancias prácticas que de ello se derivan en la tramitación de los juicios. En este caso, además, declaraciones formuladas por una de las partes en esta audiencia de conciliación fueron utilizadas por el máximo tribunal precisamente para argumentar en contra de sus pretensiones.

La paralización de esta central es una nueva señal de que falta una política de Estado eficaz, que permita el desarrollo de los proyectos energéticos que el país requiere para su crecimiento. Esto demanda redobladamente un enfoque que vaya más allá de la coyuntura judicial de este caso y que concierne a la forma como se toman las decisiones en el ámbito administrativo: es indispensable profundizar su carácter técnico por sobre el político, y la autoridad tiene el deber de explicar a la población en términos sencillamente accesibles el significado concreto de sus decisiones para el bienestar y el progreso de todos. Y, naturalmente, el interés nacional exige del Congreso apertura a acuerdos transversales en busca de una estrategia energética nacional, adoptados por legisladores de estatura capaz de asumir los costos políticos de la coyuntura, en aras del bien común superior.