Noticia: "La deuda de YPF ahora le impide pagar dividendos a los accionistas"

"YPF informó este lunes que ayer domingo sus autoridades resolvieron que no harían efectivo el pago de dividendos decidido en la asamblea del 8 de junio pasado y que debían abonarse este viernes 7 de julio. Se debe a que las cláusulas covenant de la deuda en bonos que contrajo la petrolera le impiden hacer pagos de dividendos sobre un ejercicio con resultados negativos.

El resultado del tercer trimestre de 2016 tuvo un rojo contable por la revaluación de activos luego de la baja de los precios internacionales. Por este deterioro de activos, la petrolera de bandera YPF tuvo en 2016 una utilidad neta negativo de por 45.600 millones de dólares.

"Para dar cumplimiento a las normativas asumidas en las emisiones de bonos de YPF, nos hemos visto en la obligación de tomar la medida temporaria de diferir el pago de dividendos", comunicaron desde la empresa.

"Esta decisión se debe única y exclusivamente a esas disposiciones y tienen relación a la valuación de activos a la luz de los precios internacionales que hizo la compañía en el tercer trimestre del año que pasado (impartment)", agregaron desde YPF y previnieron que "Este acontecimiento puntual no guarda relación alguna con la liquidez de la compañía ni con su performance".

En efecto, YPF tiene "una posición de caja y equivalentes de aproximadamente $23.400 millones, contando con una amplia liquidez y solidez para afrontar el pago del dividendo de $716 millones en cualquier momento sin ninguna dificultad financiera", aclararó Diego Celaá, responsable de Relaciones con el Mercado de YPF en su carta a la Comisión Nacional de Valores.

De todos modos, en el mercado esta novedad prácticamente no tuvo repercusión. Con una caída de 1,26% ($5), las acciones de YPF del panel Merval casi no dieron cuenta de esta suspensión ya que, al fin y al cabo, el dividendo estipulado era de $1,82 por acción de $370.

"El dividendo de YPF es mínimo o más bien simbólico. Es una decisión de la empresa para recapitalizarse", dijo a LPO una fuente allegada a la petrolera de bandera.

"En este momento, el tema está bajo análisis y esperamos poder hacer efectivo el pago antes de que finalice este ejercicio", ratificaron fuentes oficiales a LPO.

Como advirtió LPO, YPF enfrenta hace tiempo una delicada situación financiera y viene desplegando diferentes estrategias como la reducción de inversiones, la venta de activos y las asociaciones estratégicas, como la que adelantó LPO en exclusiva con General Electric para YPF Energía Eléctrica."

LPO

Resolución MINEN 46/2017 Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales”

Mediante Resolución del 2 de marzo 2017 se estableció un precio sostén para el Gas No Convencional

Precio sostén del Gas No Convencional hasta 2022

Noticia: "La producción de petróleo y gas cayó a niveles de hace 36 años pese al subsidio millonario que paga el Estado"

La producción de gas y petróleo volvió a retroceder y llegó a niveles de hace 36 años. De acuerdo a las últimas estadísticas oficiales, en mayo se produjeron 2.311.736 metros cúbicos (m3) de petróleo y 3784,9 millones de m3 de gas, lo que representa caídas interanuales de 6% y 1,8%, respectivamente.

Si se recorta el análisis sólo a 2017, en cinco meses se acumularon 1.478.057 m3 de petróleo y 18.361,7 millones de m3, con bajas de 8,1% y 0,8% en relación al mismo período de 2016, que fue el peor año del sector en 25 años.

Con estos registros, la producción se encamina hacia los niveles de 1981 y confirma una tendencia declinante que comenzó en 1998, cuando se alcanzó un récord histórico.

En 2016 se contrajo la perforación de pozos

Hay varias causas que explican el fenómeno, señalan fuentes del sector petrolero. En 2016 se registró una fuerte contracción en la perforación de pozos y la industria se encuentra en un proceso de ajuste importante para adecuarse a la política del Gobierno de convergencia hacia los precios internacionales.

Esa ecuación de precios internacionales que no logran remontar por encima de los USD 50 el barril y la presión a la baja de la cotización interna –con costos locales en alza- motiva a las compañías a ajustar las cifras para mantener rentabilidad sobre la base de reducir la cantidad de equipos perforando en el terreno, en particular en sus pozos más maduros y desafectando personal y servicios.

El Gobierno busca liberar los precios en 2018

El barril criollo llegó este mes a USD 55 por barril para el Medanito -crudo que se extrae en la cuenca neququina- y USD 47 para el Escalante (Golfo de San Jorge). Es un precio sostén que subsidia el Estado con miles de millones de dólares y tiene un impacto en el bolsillo de los argentinos. El barril criollo es en gran parte responsable de que en la Argentina suban los precios de la nafta incluso si baja el del petróleo.

La idea es que el mercado quede totalmente liberado en 2018. Esto implicaría que cada empresa luego decidirá por su cuenta cuándo y en qué proporción se aumentarán los combustibles al público.

A la compleja maraña de precios y subsidios hay que sumarle que Vaca Muerta sigue sin despegar. Hay estudios que indican que la producción se duplicará en 2018 y se triplicará en 2019. Sin embargo, los valores internacionales del petróleo -por abajo de los 50 dólares- ponen en duda cualquier proyección.

El caso del gas es más difícil de explicar. El Estado destinó sólo este año casi $15 mil millones a las petroleras para fortalecer su desarrollo.

Precio sostén Gas No Convencional

Infobae

Noticia: "Cayó un 21% la producción de petróleo en Chubut "

La producción de petróleo del Chubut cayó en abril un 21% y se estiman pérdidas cercanas a los $ 100 millones. La cifra fue ratificada por el titular de la cartera de Hidrocarburos, Sergio Bohe. La caída corresponde al cuarto mes de este año en comparación con abril de 2016.

El ministro de Hidrocarburos atribuyó que la merma está directamente relacionada con el temporal que azotó a Comodoro Rivadavia en el mes de abril. Estos factores climáticos generaron paralización de la actividad, imposibilitando la salida y entrada de los camiones a los yacimientos.

Desde la cartera de Hidrocarburos ya se habla de pérdidas que superan los 100 millones de pesos.

Trazando un paralelismo entre abril de 2017 y el mismo mes del año pasado, la caída en la producción es abrupta. Mientras en el cuarto mes de este año se extrajeron 577.561 metros cúbicos, en 2016 la cifra trepó a los 695.000 metros cúbicos, representando una desaceleración del 21 por ciento.
Bohe ejemplificó que la Provincia «firmó un contrato de reparación y puesta en valor para la recuperación de los niveles de producción en el yacimiento Bella Vista Oeste, porque fue arrasado por el temporal». El convenio le otorga a Capsa las zonas productivas que dejó Sinopec.

Esta caída golpeó fuertemente al sector que no logra repuntar debido al estancamiento del precio del barril de petróleo.

Invesor energetico

Noticica "Se proyecta sumar 20.000MW al parque generador hacia 2025 con una inversión de U$S 42.000 millones"

Los proyectos de generación eléctrica que hoy tienen posibilidad cierta de concreción podrán sumar hacia 2025 unos 20.000 MW de potencia, lo que se sumará a los 34.000 MW disponibles en la actualidad, con una necesidad de inversiones por US$ 42.000 millones.

Así lo relevó un informe de la consultora internacional KPMG sobre "Inversiones en fuentes de generación en el sector eléctrico nacional", que abarca a todos los proyectos previstos provenientes de fuentes termoeléctricas, hidroeléctricas, nucleares y de energías renovables que hoy se conocen en el país.

El trabajo analiza que la demanda de energía crecerá a una tasa del 3,2% anual promedio entre 2017 y 2025, hasta llegar a unos 183.700 GWh, es decir un incremento del 33% respecto a la demanda de 2016 que se estima alcanzó 138.100 GWh.

"El crecimiento observado en la demanda en la última década (fomentada por el congelamiento tarifario y una estructura de subsidios al consumo) en conjunto al estancamiento de la oferta, ha sido la razón principal de los problemas de abastecimiento eléctrico sufridos por el país en los últimos años", planteó el documento.

En cuanto a las fuentes de generación térmica, es decir las centrales térmicas que operan a partir de ciclos combinados, turbinas a vapor, turbinas a gas y los equipos diésel del programa de energía distribuida, son las de mayor participación en el total de potencia instalada.

En la última década estas fuentes incrementaron su contribución en alrededor de 7 puntos, pasando del 54% alcanzado en 2006 al 61% en 2016. 

Para el período 2017-2025, las inversiones acumuladas en generación estimadas para los próximos años, sin tener en cuenta las fuentes renovables, superarían los US$ 35.000 millones o los US$ 42.000 millones si se incorporan los proyectos de energías sustentables.

El informe precisa que esta cifra representa aproximadamente unos 16.000 MW adicionales a la potencia actual (o alrededor de 20.000 MW, si se incluyen los proyectos renovables), dentro de las cuales las fuentes térmicas e hidroeléctricas aparecen como las de mayor peso con participaciones del 60% y 30% respectivamente.

Para hacer una estimación de las inversiones requeridas, la consultora aplicó la estimación de la Administración de Información Energética de los Estados Unidos, por el cual una planta de generación térmica cuesta US$ 1.040 por KW instalado, para hidroeléctrica US$ 3.000, para la nuclear US$ 5.900 y para energía renovable (eólica) US$ 1.800.

De esta manera, el total de inversión en generación en fuentes térmicas se acercaría a los US$ 9.900 millones, en fuentes hídricas superaría los US$ 14.000 millones, nuclear los US$ 10.900 millones, y se estima que en renovables entre las versiones 1; 1.5 y la futura Ronda 2 del programa RenovAR y los proyectos pre-existentes sumarían otros US$ 7.000 millones.

Los principales proyectos hoy en carpeta y relevados por el informe son en generación térmica las centrales Vuelta de Obligado (ampliación de 270 MW); Guillermo Brown (ampliación de 280 MW); Manuel Belgrano II (800 MW); generación distribuída (ampliación de 300 MW).

En cuanto a las hidroeléctrticas, se mencionan los proyectos de las represas Néstor Kirchner (884 MW); Jorge Cepernic (466 MW); Los Blancos (320 MW); Los Tordillos (162 MW); Chihuidos (637 MW); Portezuelo del Viento (210 MW); el Tambolar (70 MW); Potrero del Clavillo (340Mw) y el emprendimiento binacional Garabí (1459 MW).

Telam

Noticia: "General Electric cerca de quedarse con el 49% de YPF Energía Eléctrica"

La petrolera de bandera YPF otorgó 30 días de exclusividad a la empresa General Electric por la sociedad subsidiaria YPF Energía Eléctrica (YPF-EE), la prestadora de energía termoeléctrica con sede en El Bracho, San Miguel de Tucumán. Y, aunque el acuerdo no está cerrado, en el mercado dan por hecho que la empresa estadounidense no se va a perder la oportunidad de hacerse con la mitad de la empresa.

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Es que de ser así, pasaría a ser el tercer operador eléctrico del país. Esta empresa, que nació en 2013 para abastecer el noroeste argentino mediante dos ciclos combinados en El Bracho, con el correr del tiempo sumó inversiones en más centrales térmicas en Neuquén y en un parque eólico en Chubut.

Pero la falta de capitales afecta sus planes de inversión. Por eso desde el año pasado buscaba un socio que se quedara con el 49% del paquete societario, y General Electric -empresa con la que ya compartía inversiones- era una de las ocho empresas interesadas en quedarse con esta mitad.

YPF primero excluyó a cuatro de las candidatas y ahora ofreció a General Electric un plazo de un mes de exclusividad para cerrar la negociación. LPO pudo saber que uno de los puntos a negociar es la posibilidad de decidir quién será el nuevo CFO. Con YPF como espaldas, la división argentina de General Electric podría financiarse en el mercado internacional.

Pese al buen desempeño de YPF-EE, la delicada situación financiera de YPF obligó a sus nuevos directivos a desprenderse de activos no estratégicos con la finalidad de recapitalizarse. Así lo anunció en agosto pasado el CEO de YPF, Ricardo Darré: la petrolera de bandera pasaría a centrarse en su actividad núcleo y dejaría de operar en segmentos que no fueran de su negocio principal o que no dieran ganancias.

De todos modos, la palabra final será del vicejefe de Gabinete, Mario Quintana, quien ya había intimado a YPF a desprenderse de sus sociedades vinculadas.  De momento, la oferta es por 1.000 millones de dólares.

En el primer trimestre de 2017 "se registraron mejores resultados operativos provenientes de nuestra compañía controlada YPF Energía Eléctrica S.A. atribuibles a este segmento en Ps 53 millones, o 46,4% (más que en igual periodo de 2016)", detalló la petrolera en su informe de resultados.

En ese mismo período, YPF también continuó con las inversiones en Tucumán, Neuquén y Chubut: "En el trimestre, se destacó el avance en las obra de construcción de las nuevas plantas termoeléctricas Loma Campana I y Este ubicadas en el yacimiento del mismo nombre, las nuevas centrales termoeléctrica Y-GEN e Y-GEN II en Loma Campana Pcia de Neuquen y El Bracho, provincia de Tucumán. En el mismo sentido se destaca el avance del parque eólico Manantiales Behr en Comodoro Rivadavia. Los proyectos de YGEN e YGEN II son el resultado de una asociación con General Electric", detalló el informe de YPF.

"Se estima que Loma Campana I, Loma Campana Este e YGEN entraran en producción en la segunda mitad de 2017, YGEN II en la primera mitad del 2018. En lo referente al parque eólico entrará en servicio a fines de 2017 y mediados del 2018 en forma gradual", agregó el reporte.

LPO

Noticia: "Tras el aumento de 7,2%, el precio de los combustibles se volverá a "revisar" en octubre"

El secretario de la Cámara de Empresarios de Combustible, Raúl Castellanos, justificó el aumento de los precios de la nafta y el gasoil, que se incrementaron 7,2% y 6%, respectivamente, y aseguró que para una fecha cercana a las elecciones habrá una nueva revisión de los valores. "Va a haber una revisión de precios en octubre, se convino hacer una por trimestre con las petroleras", recordó Castellanos en declaraciones a las radios Continental y La Red. Esa revisión cada tres meses es la que inició el ministro de Energía, Juan José Aranguren, para determinar el precio de los combustibles en función de diversos factores, como los costos y sobre todo el valor del dólar. Castellano afirmó que el incremento fue más de lo previsto porque se aplicó una cláusula para "recuperar" el desfasaje con respecto a la inflación de 2016."Esperábamos menos del 3%, en función del acuerdo al que habían arribado los petroleros con el Gobierno a principio de año. Pero se agregó un plus para recuperar parte del desfasaje que tuvo el precio del combustible con respecto a la inflación el año pasado. Los combustibles subieron el 31% y la inflación estuvo en orden al 40%", aseguró.El empresario estimó que esa cláusula se aplicaría también en la próxima revisión de precios, prevista para octubre, ya que en el reciente aumento recién se aplicó la mitad de ese 9%.Desde el primer minuto del domingo, los precios de los combustibles aumentaron entre 6 y 7,2% en las estaciones de servicio de la Capital Federal y el Conurbano, lo que llevó el litro de la nafta de mayor calidad hasta los 22,47.Según Castellano, en lo que va del año "aumentó aproximadamente el 16 por ciento las naftas y el gasoil un poco menos", y dijo que "por ahora le va ganando a la inflación, esperemos a ver qué pasa en el próximo aumento, que va a ser en octubre". 

Ambito