#offshore, producción y ambiente.
El PEN prorrogó hoy por 10 años, hasta 2041, la concesión sobre 8 áreas de jurisdicción del Estado Nacional en Cuenca Marina Austral.
¿Es una política de Estado sobre explotación de hidrocarburos costa afuera? Oui, oui, mon ami ! 👇
La provincia de TdFAeIAS ya había prorrogado su parte.
Y el Plan Gas.Ar Dto 892-20 otorga un estímulo por 8 años a esa producción, que alcanza el 16,7% del total nacional, con el objetivo de desarrollar el Proyecto Fénix y morigerar el declino de esa cuenca.
La concesión original, de 1994, vence en 2031.
Fundamentos del decreto: la prórroga anticipada obedece a la necesidad de minimizar los efectos del declino en los yacimientos maduros a través nuevas inversiones de capital y tech que permitan extender el horizonte de reservas.
El titular de la concesión es un consorcio y la operadora es la francesa Total Austral.
El Decreto afirma que esta empresa viene realizando una correcta gestión de los sistemas ambientales.
¿Contraprestación? No solo en especie: más producción desde una cuenca sin restricciones de transporte (13,8 Mm3 de gas).
Sino también en el “Goverment take”: el EN recibirá un bono de más de 15 millones de dólares y las regalías provinciales se incrementan en un 3% (total 15%).
▶ Conclusión I: es otra señal concreta sobre una decisión sostenida del PEN y la Secretaría de @Energia_Ar acerca del desarrollo de recursos y explotación de reservas provenientes del sistema off shore. Una realidad innegable para el sector energético de nuestro país.
➡️ Conclusión II: también es un dato ineludible en un contexto donde están por vencer innumerables concesiones otorgadas en los ’90, desde oleoductos y represas hasta puertos y otras redes de infraestructura.
¿Bahía Blanca o Punta Colorada? ¿Kicillof o Weretilneck? ¿Viejo conocido o nuevo por conocer?
¿Cuáles son los pros y contras de cada locación para la terminal de licuefacción que pretende construir YPF? ¿Cuán relevante es la adhesión al RIGI o la sanción de una versión provincial? ¿Cómo juega la política y, en particular, el Estado Nacional?
Acá vamos, a -160 grados y bien comprimidos… 👇
Primero algunas aclaraciones:
✅ El RIGI ya está vigente y aplica a todo el territorio nacional, solo falta la reglamentación de la ley 27.274.
✅ Si el PEN-Mecon-Secretaría de Energía aceptan un proyecto (vehículo puntual de la inversión), la empresa ya se hace beneficiaria de los incentivos del régimen.
✅ Se requiere la adhesión provincial al RIGI al solo efecto de que las provincias no puedan obstaculizar su aplicación durante los 30 años (lo que podría suceder, eventualmente, a través de medidas fiscales, tributarias o ambientales -como tasas, compre local, etc.).
✅ Pero, más allá de eso, lo único (o al menos lo que en realidad mueve el amperímetro) que pueden decidir las provincias son las exenciones en IIBB y Sellos -lo cual podría hacerse, ciertamente, por fuera del RIGI.
✅ Por su parte, los beneficios fiscales/tributarios/aduaneros (estabilidad) y los permisos de exportación (todo por 30 años), solamente los puede otorgar y garantizar la Nación; jamás podrían ser replicados por una provincia (sea BA o RN).
Ahora sí, vamos a las particularidades de cada locación:
Pros de BA:
1. La infraestructura disponible: principalmente, su puerto multipropósito, que incluye relevantes actividades hidrocarburíferas para el mercado interno y de exportación, operativo desde décadas, con conexión a oleoductos y gasoductos que vienen del Sur y de Neuquén y parten para BA y el Norte.
2. También un polo petroquímico robusto.
3. Acceso a redes eléctricas, rutas y otras facilidades de superficie.
4. La experiencia industrial: allí se realizó la operatoria de regasificación de GNL entre 2008 y 2022.
5. La capacidad de articulación público-privada, con el consorcio de gestión del puerto como líder.
6. Un entramado productivo-tecnológico consolidado, con red de proveedores locales, con empresas de servicio dedicadas y capital humano especializado.
< La NO privatización de YPF >
Que se la elimine del Anexo I del Proy. Ley de ‘Bases’ es tan inocuo como el truco del mago que tras bambalinas mete el conejo en la galera para sacarlo en pleno acto y sorprender al público.
¿Por qué?
Veamos (1/10)👇
Primero, recordemos dos premisas históricas s/YPF, una relativa al Estado empresario y otra a la política pública y su alcance federal:
1⃣ YPF fue, es y será el mascarón de proa de las Empresas Públicas. Todo lo que le pase a la petrolera, tarde o temprano ocurrirá con el resto.
2⃣ Cada transformación de YPF (privatiz' en los ‘90, estatiz' en 2012) requirió una ley q/contenga reglas generales s/el sector y algún incentivo a provincias: federalización de recursos nat. ('92) o soberanía energética y participac' en Directorio + promesa de inversiones ('12).
<PL y energía>
El cambio + radical es q/se elimina obligac' de satisfacer las necesidades del mercado interno: una ruptura histórica c/nuestra tradición centenaria.
Simple: exportaciones e impos se harán "libremente".
Ya no se busca el autoabastecim' sino "maximizar la renta". 👇
YPF venderá crudo a paridad de exportación (+20 USD de dif. c/barril "criollo") y naftas a paridad de importación (+0.50/1.00 USD/litro de aumento).
[Ergo: el nivel general de precios se acoplará c/valores internac', como si no tuviéramos recursos primarios (ej. 🇨🇱 y 🇺🇾)].
Una salvedad a la libre exportación: la del gas natural no se libera y queda sujeta a la reglamentación. [Se ve que hay temor por el invierno -hoy se conoció que la Reversión del Gto. Norte se hará por ENARSA].
Caputo y #ObraPública: “Se cancelarán licitaciones cuyo desarrollo aún no haya comenzado/No hay plata ni financ'/Serán realizadas x sector privado”.
▶️Obra clave: Reversión Gto. Norte: ¿qué necesita la industria p/financiarla?
Aquí las condic. econ-regulatorias q/podrían pedir 👇
1⃣ Justificación: la licitación lanzada por ENARSA recibió ofertas, pero no está adjudicada –su desarrollo no comenzó.
Pero el NOA requerirá ese gas de Vaca Muerta en el invierno 2024 (o soluciones alternativas como importación de gas de Bolivia o electricidad de Brasil o Chile).
2⃣ Iniciativa privada: conformación de un consorcio entre los principales productores de gas de Vaca Muerta (YPF, PAE, Total, Pampa, Tecpetrol, Pluspetrol, etc.).
#YPF Veamos 3 niveles de racionalidad en la expropiación: constitucional (el qué), procedimental (el cómo) y la finalidad (el telos).
Mi conclusión: el proceso fue legal, se plasmó una opción entre varias disponibles, y el fin estratégico justificó la decisión política.
Hilo👇
1⃣ El art. 17 CN impone 3 requisitos p/expropiar: que tenga por causa la utilidad pública, esté calificada por ley y sea previa// indemnizada. ¿Se cumplieron? En principio sí: el Congreso declaró utilidad pública y se indemnizó el accionista expropiado (Repsol) 2 años después.
Cierto: el pago no fue “previo”, pero p/una cía. q/cotiza en bolsa el proceso de negociación no lucía factible antes de la aprobación parlamentaria. Además, Repsol no litigó y el juicio actual en NY tiene como base el reclamo de discriminación titulado "expropiame a mí también".
En estos días resonó el avance de 2 juicios en EEUU q/atañen a #YPF: expropiación 51% y Maxus-ambiente.
Es oportuno recordar la relevancia de esta empresa HOY: la + grande de 🇦🇷, centenaria, líder en hidrocarburos, pionera en Vaca Muerta👇
➡️Dimensión:
• Es la N° 1 en todos los segmentos en los que opera.
• Compañía listada en mercados de valores de Bs. As. (BCBA) y Nueva York (NYSE) desde 1993 (acaba de festejar los 30 años ininterrumpidos).
➡️Balance
• Ingresos x ventas: 18.800 MUSD.
• EBITDA ajustado: 4.947 MUSD (+27%).
• Ratio de endeudamiento neto: 1,2 veces.
• Inversión total CAPEX: 4.192 MUSD.
- Estimada p/2023: aprox. 5.000 MUSD.
• Ganancia neta: 2.234 MUSD.
Fuente 2023: ypf.com/inversoresacci…