YPF

[Darwin]

Pablo González: “Estamos pensando en un plan de inversiones de 3500 millones de dólares para el año que viene”

Por Fernando Krakowiak

(Econo Journal) - El presidente de YPF asistió a la presentación del proyecto de ley de Hidrocarburos y conversó con un grupo de periodistas entre los que estuvo EconoJournal sobre el plan de inversiones de la compañía, los incentivos que otorga el nuevo proyecto de ley, el Plan Gas, las opciones que evalúa el gobierno para incrementar la capacidad de transporte de gas y sobre qué pasará con el precio de los combustibles.

El presidente de YPF, Pablo González, asistió este miércoles por la mañana a la presentación del proyecto de ley de Hidrocarburos en el Museo del Bicentenario y antes de ingresar conversó con un grupo de periodistas entre los que estuvo EconoJournal sobre el plan de inversiones de YPF, los incentivos que otorga el nuevo proyecto de ley para exportar crudo, la posibilidad de ampliar la base contractualizada del Plan Gas, las opciones que evalúa el gobierno para incrementar la capacidad de transporte de gas y sobre qué pasará con el precio de los combustibles.

-¿Tienen previsto incrementar las inversiones?

-En función de esta ley nosotros estamos preparando el plan de inversiones del año que viene. Va a ser fundamental que la ley camine, que nosotros veamos que se puede aprobar antes de fin de año y en función de eso vamos a definir. Este año el plan de inversión fue de 2700 millones de dólares, fue un plan de inversión medio de emergencia, pero ya lo tenemos garantizado en función de herramientas financieras que hemos ido consiguiendo durante el año. Hemos bajado casi 800 millones de dólares de deuda. Ahora tomamos un poco más de deuda para llegar a fin de año, pero a una tasa mucho más baja. Fue una línea de crédito del Fondo de Garantía de Sustentabilidad, que le dio flujo de fondos no solo a YPF sino a varias empresas más, ya que tiene la obligación de invertir en producción.

-¿Cuánto podrían llegar a incrementar las inversiones?

-Nosotros estamos pensando en un plan de inversiones de 3500 millones de dólares para el año que viene. Por lo tanto, estaríamos incrementando la inversión unos 800 millones de dólares. Tengan en cuenta que YPF tiene YPF Luz, YPF Gas. Apostamos mucho a renovables. Ahora vamos a inaugurar un parque eólico en Cañadón León de 123 megas que lo hemos apurado bastante durante este último año. Tenemos un proyecto solar en San Juan de unos 80 millones de dólares. Hay que seguir apoyando la producción convencional, seguir favoreciendo el incremental del no convencional que es la apuesta grande del país y también pensar en invertir en renovables.

-¿Quedaron conformes con el articulado de la ley?

-Sí, ahora hay que generar las condiciones para que se pueda invertir.

-¿Y les parecen bien los incentivos para exportar? Le pregunto porque en algún momento trascendió que beneficiaba a las empresas más chicas. –le preguntó EconoJournal.

-Nosotros prácticamente no exportamos. En los próximos tres o cuatro años no dan los números para exportar. Hay que abastecer al mercado interno. Estamos en 208 mil barriles por día, de esos 41 mil son de no convencional. La producción no convencional creció casi un 100%. El convencional se viene manteniendo, aunque hay declino. Y la ley establece incentivos para evitar el declino y eso nos va a servir a todos. En el caso nuestro menos de las que exportan. Ojalá el día de mañana se pueda exportar, pero antes hay que garantizar el abastecimiento interno porque es lo que dice la ley.

-¿Hay un riesgo de que esta ley termine incentivando la exportación de otras firmas y cada vez más recaiga sobre las espaldas de YPF la responsabilidad de abastecer el mercado interno?

-No, porque es un porcentaje sobre el incremental de petróleo y acceso al mercado de cambios del incremental. Además genera otros incentivos en caso de que se incremente más. En el caso del gas, normativiza la contractualización del Plan Gas y tiene resortes para que no se genere un inconveniente. El problema de Argentina es en invierno. Por eso la ley tiene incentivos para almacenamiento de gas subterráneo.

-Le preguntaba lo del crudo porque no es igual, por ejemplo, el esfuerzo que tiene que hacer Vista para incrementar la producción que el que tiene que hacer YPF.

-Nosotros tenemos que cumplir la ley y vender en el mercado interno. Si la secretaría de energía nos da saldos de exportación en gas en verano lo hacemos, pero en petróleo no lo vamos a poder hacer todavía, salvo que la ley establezca en el corto plazo inversiones por encima de lo que estamos pensando.

-¿En gas se puede ampliar la base contractualizada del Plan Gas para elevarla por encima de los 67,850 MMm3/d?

-Sí, se está pensando en la construcción de un gasoducto que vaya de Tratayén a Salliqueló y a San Jerónimo. Es una necesidad porque los dos gasoductos Neuba están saturados. Se ha incrementado mucho la producción de gas y no hay capacidad de transporte.

-¿En el corto plazo no se puede subir esa base contractualizada mientras no esté ese gasoducto?

-Eso va a depender de la oferta y la demanda cuando se haga el Plan Gas del año que viene. Ustedes saben que el Plan Gas es a cuatro años y todos los años se va revisando. El resultado de este año ha sido bueno, aunque obviamente falta.

-¿Y lanzar una ronda 3 del Plan Gas ahora? –insistió este medio.

-No, eso va a ser a fin de año o en enero. A la Argentina le están faltando más o menos 70 millones de metros cúbicos en invierno y eso de a poco se puede ir logrando.

-¿Se inclinarían por el gasoducto a Salliqueló y no el de centro-oeste?

-Esa es una decisión que va a tomar la secretaría de Energía. Se trabaja todo el día en eso. Nos han consultado y hemos puesto la gente técnica de YPF a colaborar y se está trabajando en eso. Hay dos opciones. La que más capacidad de transporte agregaría es la del gasoducto Tratayén-Salliqueló-San Jerónimo, pero es la más cara.

-Si a YPF le garantizan un precio del gas sustancialmente más alto durante un período de tiempo más largo, ¿puede comprometerse ustedes a buscar el financiamiento para ese gasoducto respaldados por un mayor precio que podría ser 7 u 8 dólares?

-No creo que pase eso porque tiene que haber un principio de equidad en el Plan Gas. Ese precio es un precio parecido al de Bolivia. Bolivia está declinando. Por lo cual, hay que sustituir por lo menos 10 millones de metros cúbicos en el corto plazo.

-¿Se esperan nuevos aumentos de los combustibles porque ha sido un tema que ha preocupado muchísimo por el impacto electoral que ha tenido la economía? –le preguntaron de otro medio.

-No estoy de acuerdo con eso. Nosotros tenemos un precio interno que está muy por abajo del precio internacional. Ustedes saben que el petróleo es un commodity. Estamos haciendo mucho esfuerzo para sostener la venta al mercado interno a 55 dólares. Si nosotros trasladáramos el precio internacional al mercado interno hoy el litro de nafta estaría 1,5 dólares y eso generaría un aumento.

-¿Se va a mantener entonces el compromiso de no aumentar de acá a fin de año?

-Sí, venimos haciéndolo con mucho sacrificio, pero no ha habido desabastecimiento. En esto las compañías, no sin problemas, han colaborado.

[Darwin]

Litio: YPF se reunió con el mayor fabricante chino de baterías para autos eléctricos

El presidente de la petrolera, Pablo González, mantuvo un encuentro con una alta ejecutiva de CATL, que provee a las principales automotrices del mundo. Fue el primer paso para una potencial asociación estratégica.

El presidente de YPF, Pablo González, se reunió este jueves con la vicepresidenta de la empresa Contemporary Amperex Tecnology Co. Limited (CATL), Chen Junwei, representante del fabricante de baterías para vehículos eléctricos más grande de China, con la intención de avanzar en una asociación estratégica con YPF Litio para el desarrollo de proyectos en la Argentina.

NOTA:
https://www.cronista.com/apertura-negocio/empresas/litio-ypf-se-reunio-con-el-mayor-fabricante-chino-de-baterias-para-autos-electricos/

[zonca]

https://www.cronista.com/economia-politica/pablo-gonzalez-presidente-de-ypf-podemos-financiar-el-gasoducto-a-vaca-muerta-con-otras-petroleras/

ENTREVISTA EXCLUSIVA EN EL CRONISTA
Pablo González, presidente de YPF: "Podemos financiar el gasoducto a Vaca Muerta con otras petroleras"
El presidente de YPF visitó la redacción de El Cronista y habló sobre el precio de la nafta, el plan de inversiones de la petrolera y la participación en el gasoducto Néstor Kirchner a Vaca Muerta. Su visión de la industria.
#YPF | Pablo González, presidente de YPF, en El Cronista
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SANTIAGO SPALTRO
Actualizado el 29/11/2021 17:56
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Pablo González es el presidente de YPF desde febrero de este año. Hombre de confianza de la vicepresidenta, Cristina Fernández de Kirchner y de su hijo, el diputado Máximo Kirchner, militó desde joven y se hizo amigo del ex presidente Néstor Kirchner desde que el proyecto político nacía en Santa Cruz.

El titular de la petrolera estatal visitó El Cronista y habló sobre la política de precios de los combustibles, la participación de YPF en la construcción del gasoducto a Vaca Muerta, adelantó el plan de inversiones para 2022 y contó su mirada sobre los resultados de las elecciones legislativas.

• En mayo se aplicó el último aumento de la nafta y se dijo que no habría más hasta fin de año. ¿Se mantiene ese compromiso?

• Los precios no los fija YPF. Los valores locales tampoco tienen que ser iguales a la paridad de exportación, como pide un sector de la industria. El año pasado cuando el petróleo estaba en negativo, no se regaló el combustible.

Cuando sube el Brent, la presión que recibimos nosotros es que el mercado interno tiene que estar igualado al mundo. Ahora cuando cae el precio internacional, no se baja la nafta acá. Hay mucha presión de los exportadores de ir a export parity, pero el mercado se mueve de otra forma.

Nosotros en marzo adelantamos nuestro plan de inversiones, que en ese momento era casi aspiracional porque estuvimos al borde de un default de la deuda, que era igual a 4,5 veces el Ebitda (ahora estamos en 2x, a niveles de 2015). Este año pudimos bajar la deuda en 744 millones de dólares gracias a haber tenido un saldo libre en la caja.

"Llegamos a 255.000 barriles de petróleo por día entre los campos que operamos y los que tenemos en sociedad con otras empresas"
El mercado se está moviendo. Nos está costando mucho la compra y venta de crudo para las refinerías. Todas las productoras, toda la industria y la cadena de comercialización hicieron un gran esfuerzo este año para sostener el precio, que obedece a muchos factores, no solamente de la presión del que quiere sacar barcos para exportar petróleo. Tengo que pensar en lo mejor para YPF y el país.

• Dijo que YPF no fija los precios, pero tiene el 55% de las ventas.

• Legalmente no los fija. Por supuesto que es un actor importante, con una posición muy importante como empresa de bandera. YPF va a todas las ciudades del país, donde los demás no van porque no es rentable, para eso estamos.

Las decisiones se toman en el Directorio, que está formado por integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI), accionistas clase B, C, D, etcétera.

YPF maneja una estrategia como empresa integrada que explora, produce, transporta, refina y vende de tener una política de precios que vaya manejando este delicado equilibrio de precios. Se discute todo el tiempo.

Este año los precios de los combustibles subieron en promedio 28,3%. En el 2018, un 69% y en 2019 un 44%, hasta el Decreto 566. En ese momento, el anterior gobierno, tres días después de perder las elecciones PASO, interviene directamente en el mercado y pone un precio ficticio del petróleo y del dólar y dicta el congelamiento de los combustibles. No fuimos nosotros los que hicimos eso, sino los que algunos medios muestran como más liberales o pro-mercado.

Estamos discutiendo permanentemente con los demás productores cómo hacemos para que el petróleo crudo llegue a las refinerías y su precio, es algo que en algún momento se va a resolver.

Por ahora, está previsto en diciembre un aumento de 8% en los impuestos a los combustibles, pero el presidente tiene listo un decreto para suspender la actualización hasta marzo o hasta cuando se sancione la ley de promoción de inversiones petroleras.

• ¿Lo mejor para YPF y para el país es no subir el precio de la nafta en diciembre?

• No va a pasar. Estamos definiendo nuestro plan de inversión. Establecimos un criterio de incrementos mensuales entre marzo y mayo de este año.

El Estado puso herramientas como la postergación del aumento de impuestos a los combustibles, la posibilidad de financiar una parte de lo que necesitaba YPF para sus inversiones, con 380 millones de dólares del Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la Anses a una tasa del 5,75% anual -frente al 15% que hubiéramos pagado por renovar instrumentos en el mercado-, el Decreto 540 de transporte no físico y la ley que baja el corte de biocombustibles. Eso sopesó la presión sobre los precios.

"Vamos a poner mucha atención a la producción de gas natural, para cumplir los compromisos del Plan Gas"
Este año aumentamos la producción de gas y petróleo, tuvimos dos trimestres consecutivos con un EBITDA de 1000 millones de dólares e informamos una ganancia de $ 23.000 millones. Hemos resuelto la paritaria con los trabajadores hasta junio 2022, con una compensación no remunerativa por lo perdido en la pandemia.

No hemos aplicado ningún plan de ajuste, como se hizo entre 2016 y 2019, donde cayó la producción de gas y nuestra participación, además de que se despidieron trabajadores. En ese momento, crecieron otras empresas gracias al Estado y no fue YPF, por ejemplo con la Resolución 46/2017.

Los $ 100.000 millones que puso el Estado para Vaca Muerta

• Haciendo una comparación con lo que dice el secretario de Comercio Interior, Roberto Feletti, acerca de desacoplar los precios locales de los internacionales, por ejemplo en los alimentos y más que nada en la carne, ¿se puede pensar para el mercado de los combustibles un desenganche con el mundo?

• El precio del combustible es muy volátil y no se compara con el resto de las commodities. Estados Unidos incorporó 50 millones de barriles y nadie dijo que Joe Biden era el Che Guevara, Hugo Chávez o Nicolás Maduro. Se nos cuestiona permanentemente la política de precios en el surtidor.

Hoy el Brent bajó a 75 dólares por las nuevas cepas de coronavirus. Los valores dependen de tantos factores que no creo que sean comparables con otros bienes o los insumos que forman parte de la canasta familiar. Hablo con Feletti, es una persona valiosísima y está haciendo un muy buen trabajo.

Un decreto como el que hubo el año pasado con el barril criollo nos ata regulatoriamente. Lo mejor es lo que está pasando ahora, con discusión permanente sobre volúmenes y precios de petróleo para que haya abastecimiento en las refinerías y se pueda sostener la actividad y los valores en los surtidores.

Seguramente con otra política energética habría paridad de exportación. No está pasando y en el caso de YPF, gracias a nuestros trabajadores, logramos aumentar la producción y tener ganancias. Si a mí me dicen que vamos a tener más ganancias acomodando el precio del combustible interno a la paridad de exportación, no creo en eso.

YPF cumple 100 años: su plan estratégico

La economía está creciendo al 8,5% y estamos cerca de los niveles pre-pandemia, todavía sin recuperar del todo. El año pasado perdimos 1000 millones de dólares y yo veía desde afuera que la empresa venía de cuatro años de achique, sin reponer reservas, que ahora crecieron 26%. Si antes no se certificaban reservas es porque no se perforaba.

• El Gobierno aceleró el proceso para la construcción del gasoducto a Vaca Muerta. ¿YPF va a financiarlo con la ex Enarsa (IEASA) y puede llegar a participar de un consorcio privado con otras petroleras?

• Sí. Lo que dice el artículo 7 de la Ley 27.605 (de "aporte de las grandes fortunas") es que IEASA a través de YPF va a destinar el 25%, que equivale a unos 500 millones de dólares, a "proyectos de desarrollo de gas".

Teníamos posibilidades de inversión en un bloque que se llama Loma de la Lata Oeste en Neuquén, pero nos dimos cuenta de que estaba el gasoducto, la primera etapa que va de Tratayén a Salliqueló (Buenos Aires).

Está por salir una herramienta administrativa, que supongo que va a ser un Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) para modificar una parte de la ley y también crear un sistema nuevo de transporte de gas que lo va a manejar IEASA. Hay que cambiar la Ley 24.076 (que es el marco regulatorio para el gas natural).

La primera parte del Gasoducto Néstor Kirchner se va a financiar con aportes del Tesoro y esa contribución especial. Hoy elevamos una nota a la Secretaría de Energía en acuerdo para poder destinar esos fondos a la obra.

El plazo de ejecución es de entre 14 y 15 meses y el objetivo es transportar 24 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) nuevos para compensar el declino de la producción de Bolivia, que podría entregar entre 5 y 7 MMm3/d menos.

Para la segunda etapa, a mediados de 2023, es muy probable que las productoras le ofrezcan al Estado ingresar a un fideicomiso que se va a constituir con los fondos del Tesoro y del aporte extraordinario. Las productoras de gas estamos hablando de aportar a ese fideicomiso y después se verá si la contraparte sería un espacio de transporte en firme (no interrumpible).

En este tramo, llegaríamos a 40 MMm3/d de nueva capacidad de transporte y queremos completar el anillo del norte y oeste del país. La tercera etapa sería exportar gas natural.

• ¿Con qué empresas están hablando para integrar ese fideicomiso: PAE, Total Energies, Tecpetrol?

• Con todas las productoras de gas en Neuquén, que operan en la formación Vaca Muerta. Nuestra idea es llevarle en pocos días una propuesta al secretario de Energía, Darío Martínez, y después al presidente Alberto Fernández.

• En 2020, con otro escenario de precios internacionales, YPF canceló un contrato de licuefacción de gas con la firma belga Exmar Energy para exportar gas licuado a través del puerto de Bahía Blanca. ¿Ahora con el GNL en 30 dólares por millón de BTU pueden repensar este esquema?

• Hoy no hay nada firme. Estuvimos viendo algunas empresas que ofrecen ese servicio. Los precios internacionales del gas licuado son interesantes pero todavía no hay nada concreto.

• Recientemente el CEO de YPF, Sergio Affronti, comentó que hay negociaciones con India para asociarse en la producción de gas natural. ¿Se puede adelantar algo sobre los avances?

• Ellos están permanentemente en contacto con nosotros a través de la embajada y este año tuvimos una visita oficial del ministro de Energía de India. Están focalizándose en dos unidades de negocios. Una es el litio y otra en gas natural. Hicieron algunas ofertas en áreas de Vaca Muerta y todavía no pudimos llegar a un acuerdo. No hay nada cerrado, aunque es una buena posibilidad.

• Al principio de esta gestión de gobierno se planteó una dicotomía entre la ganancia que podría dar el fomento a la actividad no convencional Vaca Muerta frente a la recuperación terciaria convencional. ¿Está resuelto eso?

• No creo que exista eso, para mí son compatibles. El convencional va a declinar y lo que hay que hacer es que no sea tan profundo. Eso lo hemos logrado este año en la Cuenca del Golfo San Jorge, donde veníamos cayendo al 5-6% y ahora estamos en 2,5%. Mucho de eso se logró con recuperación secundaria y terciaria a través de la inyección de polímeros.

El no convencional viene aumentando. En Vaca Muerta tenemos unos 57.000 barriles por día de petróleo y a principios de año estábamos en 38.000, sobre un total de 213.000 barriles. El resto es convencional y tenemos que seguir invirtiendo ahí. En esos lugares como en la Cuenca del Golfo San Jorge también analizamos ver la roca madre con perforaciones horizontales.

En 2021 hemos podido ejecutar el presupuesto de inversión de 2700 millones de dólares y para el año que viene estamos pensando en que sea muy superior. La aspiración es que sea el más alto desde 2016. De eso va a depender que se mantenga o aumente nuestra producción.

• ¿El Frente de Todos tiene un consenso exportador? ¿O tienen la visión de la sustitución de importaciones, también para el área energética?

• En materia de gas natural, el principal desafío es sustituir importaciones en el invierno. En el pico de la demanda se necesitan unos 178 MMm3/d. Estamos con exportaciones de gas en verano con autorizaciones de Energía, principalmente a Chile.

YPF, por la Ley 26.741, tiene como obligación abastecer el mercado interno. Entiendo que el recurso no renovable es un bien estratégico nacional. Fue un gran acierto de Cristina Kirchner -en ese momento presidenta- haber propiciado la recuperación de YPF. Si no, hoy la segunda reserva de gas no convencional en el mundo y la cuarta de shale oil sería una riqueza que estaría en manos de empresas privadas, que obviamente tienen que privilegiar su renta.

Nuestro objetivo es el autoabastecimiento primero y después dar ganancia, con la complejidad jurídica que tiene la sociedad (YPF es un 51% del Estado -26,01% de Nación y 24,99% de las provincias productoras; y un 49% de privados).

En crudo nos está faltando un 20% para las refinerías. Dentro de un par de años, las plantas de YPF se van a abastecer en un 100% con petróleo propio para sus 1620 estaciones de servicio y el 55% de la demanda nacional.

Para el resto de las compañías, a este precio internacional del crudo Brent (en torno a los 75-80 dólares por barril), obviamente la meta sería exportar, sobre todo en las que no están integradas.

• Después de casi tres meses la Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas está frenada. ¿Va a tener algún impulso en los próximos meses?

• Eso hay que preguntárselo a los senadores nacionales. Es una ley que pone en discusión quiénes son los que quieren exportar y a qué costo, además de la línea base de producción que se toma en cuenta para los incentivos. No es el debate de YPF, que sí necesita incentivos fiscales para acompañar este crecimiento de la producción.

Las provincias necesitan un régimen de proveedores locales, como hace años venimos reclamando. Históricamente se contratan empresas de Buenos Aires, que subcontratan firmas en el resto de las provincias.

Hay que incentivar el convencional y buscar alternativas. También hay que promover el almacenamiento subterráneo de gas natural y el off shore (actividad costa afuera, en el Mar Argentino). Queremos que se resuelva una ley de promoción petrolera para estos temas.

• ¿Los gobernadores apoyan la ley? Por ejemplo Omar Gutiérrez, de Neuquén, planteó alguna diferencia.

• Él tiene divergencias en algunos artículos sobre la competencia de las provincias. Creo que se va a resolver. Tanto el gobernador de Neuquén como los sindicatos apoyan. La semana pasada estuve con Guillermo Pereyra y Marcelo Rucci, que va a asumir como secretario general, y ambos me dijeron que están de acuerdo porque va a generar más trabajo y un horizonte de inversiones.

• ¿Hay una disociación entre la economía financiera de la Argentina y la real?

• La clave tiene que ser el crecimiento. Este año pudimos acceder a financiamiento por fuera del sistema tradicional, que nos ha servido para sostener el segundo semestre. Otras compañías también, como CGC, PAE, Vista Oil & Gas y Albanesi, que colocaron Obligaciones Negociables y consiguieron fondos de la Anses a tasas menores a las del mercado.

YPF Luz tiene financiamiento más barato y cuando sale al mercado tiene más oferta de crédito de lo que necesita. Agregamos un proyecto de energía renovable en San Juan (parque solar Zonda I), que se lo presentó Affronti al gobernador Sergio Uñac, con tasas mucho más bajas incluso que las que paga YPF al propio FGS. La perspectiva que tiene cada empresa determinan sus expectativas de financiamiento. Lo ideal sería que baje el riesgo país.

En nuestro balance podríamos haber mostrado mejores resultados con el flujo de efectivo positivo que teníamos, pero preferimos cancelar deuda.

Este miércoles estamos inaugurando el parque eólico Los Teros en Azul, Buenos Aires. También está pronto Cañadón León, en Santa Cruz. Con eso, vamos a tener 400 megavatios nuevos de generación de energía renovable. La planta de Toyota en Zárate se abastece en un 100% con YPF Luz.

• Respecto a lo financiero, ¿qué piensa sobre el valor de la acción de YPF, que está por debajo de los u$s 3,50 en Nueva York? ¿Qué le provoca la reacción de los inversores, con un desplome de valor de las empresas argentinas cuando un gobierno peronista consigue mejorar su resultado en las elecciones?

• El valor de la acción de YPF no tiene nada que ver con su valor real. Las acciones las podríamos pagar con 2 Ebitda. Para el mercado la empresa vale menos que las inversiones que vamos a hacer el año que viene. El valor de YPF es su estructura y el potencial de crecimiento, además de sus activos físicos. Tenemos la segunda reserva de shale gas y la cuarta de shale oil.

La reacción del mercado sobre cómo leen las elecciones no la entiendo. Tal vez esa lectura implica una cierta filosofía que tienen sobre la vida y lo que ellos quisieran que fuesen los países. No me preocupa mucho el análisis que hagan, sí lo que pueda leer la gente, o lo que pase en mi provincia.

• ¿Cómo analiza el resultado de las elecciones legislativas en Santa Cruz?

• En el plano político, la gente le está pidiendo a los dirigentes del Frente de Todos una autocrítica, empezar a revisar lo que pasó en estos dos años y replantear algunas cosas.

En Santa Cruz fui candidato en el 2019 y veo que perdimos mucha cantidad de votantes para el proyecto. Ese año tuvimos el 60% y ahora nos caímos al 27%.

En 2017, 2013 y 2009 perdimos las elecciones de medio término. La excepción fue en 2005, cuando Néstor Kirchner era presidente. Esto es un llamado de atención, no es bueno.

• ¿Qué tan importante cree que es acordar rápido con el Fondo Monetario Internacional (FMI)?

• Es fundamental con este nivel de vencimientos. Si no, es inviable todo. Argentina está avanzando en eso.

• ¿No le preocupa que esto implique un ajuste fiscal?

• No sé que ajuste puede haber. Eso pasó durante los otros cuatro años, cuando se perdieron miles de puestos de trabajo, cerraron 500.000 pymes. Pensamos que la salida en la pos-pandemia es el crecimiento, no el ajuste. Tengo mucha confianza en la capacidad de negociación del presidente y los que están trabajando.

[zonca]

Muy lindos y esperanzadores números tira Affronti, ojala logre cumplirlos, de lograrlo otra sería la historia.
Para eso será fundamental mantener los mismos lineamientos políticos en el tiempo. Y no confundan el sentido de mis palabras, hablo de lineamientos políticos y no de gobiernos. O sea, el crecimiento y desarrollo de nuestra mayor empresa nacional como política de estado.

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Cómo es el plan de YPF para exportar el petróleo de Vaca Muerta por Chile

El CEO de YPF, Sergio Affronti, anunció en diálogo con Energía On que construirán una línea para llevar el crudo desde Loma Campana al Oleoducto Trasandino, que planean reactivar en un año. El año que viene elevarán un 40% las inversiones y esperan duplicar la producción en 5 años. Paso a paso, la hoja de ruta para que YPF sea una exportadora neta.

Victoria Terzaghi
POR VICTORIA TERZAGHI

El CEO de YPF, Sergio Affronti, detalló cómo es el plan de la compañía para convertirse en una exportadora de petróleo de peso.
El CEO de YPF, Sergio Affronti, detalló cómo es el plan de la compañía para convertirse en una exportadora de petróleo de peso.
El gran desafío es transformar Vaca Muerta de una promesa a una realidad concreta, un game changer para el país y para YPF, convirtiéndonos en un exportador a nivel mundial”. La frase corresponde al CEO de YPF, Sergio Affronti, quien en una entrevista con Energía On explicó el plan de la firma para llegar a ser un exportador neto de petróleo, que comienza con un incremento del 40% en las inversiones para el año que viene, postula duplicar la producción en cinco años, e incluye una fuerte apuesta a la salida hacia Chile, con la reactivación del Oleoducto Trasandino el año que viene y la construcción de un nuevo oleoducto para llevar al Pacífico el shale oil de Vaca Muerta.

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Affronti aseguró que este 2021 fue “un punto de inflexión para YPF, porque logramos estabilizar la producción tras cinco años de caída, y retomamos el crecimiento”.

Los números del segundo semestre que está por cerrar son elocuentes: “aumentamos un 13% la producción de gas y un 6% la de petróleo en comparación con el segundo semestre del año pasado”.

Este salto en la producción tuvo su fuerte en Vaca Muerta, que en el caso del gas casi duplica su producción en el año, pasando de 11 a 20 millones de metros cúbicos sobre los 38 millones de metros cúbicos día que genera la firma.

Mientras que en el petróleo el salto fue del 73%, y la firma perfila cerrar este mes con una producción propia de shale oil de 68.000 barriles por día, muy por encima de la meta fijada hace un año.

En la entrevista con Energía On Affronti anunció que la firma busca duplicar su producción en 5 años.
Este ramp up en la producción tras un 2020 que el mismo Affronti catalogó como “el peor año en la historia de YPF”, llevó a la firma a delinear un ambicioso plan para convertirse en 2023 en un exportador regular de petróleo y en un exportador neto en poco tiempo más.

Para esto la firma trabajó este año en dos focos o ejes centrales: “El primer foco es el financiero. Tuvimos una fuerte reducción de la deuda y de los costos financieros que nos llevaron a una deuda neta de 6100 millones de dólares al cierre de este año y un ratio de endeudamiento, que mide la salud de una compañía, de 1,6, menos de dos veces el Ebitda”, detalló Affronti.

El segundo foco de trabajo es el de la eficiencia y la productividad que explica buena parte del salto productivo que alcanzó la firma. “Para el año que viene el objetivo es incrementar un 6% la producción neta de YPF, y para el 2023 ser exportadores regulares de petróleo. Y por eso el foco es ser muy eficientes, con más producción y que además sea más competitiva”, explicó.

Paso a paso
El CEO de YPF trazó la hoja de ruta de la firma: “en cinco años queremos producir el doble que hoy, pasar de 215.000 barriles de petróleo por día a 400.000 y en el caso del gas, si bien dependemos del gasoducto (Néstor Kirchner), queremos pasar de los 38 millones de metros cúbicos actuales a 55 ó 65 millones para 2026”.

El primer paso de este proceso es incrementar las inversiones. “Este año la inversión va a cerrar en 2620 millones de dólares, y para el año que viene, estamos proponiendo para el presupuesto que se aprueba la semana que viene que sea un 40% más, de casi 3.700 millones de dólares”, anunció.

En función de ese nivel de inversión, Affronti adelantó que “para el año que viene esperamos incrementar un 30% la producción no convencional”. Y destacó que este crecimiento del shale hará que casi la mitad de la producción de YPF provenga de Vaca Muerta para el año que viene.

En números
3.700
millones de dólares espera invertir YPF en 2022. Un 40% más que este año.
“Para YPF, hoy Vaca Muerta representa el 35% de la producción total de la compañía, y para el año que viene va a pasar a representar el 45%, es decir que casi la mitad de nuestra producción va a venir de Vaca Muerta”, destacó.

El plan de actividad en las áreas orientadas al petróleo continuará centrado en el gran core business de la firma que se ubica en la zona de Añelo conformado por los bloques Loma Campana (en sociedad con Chevron), La Amarga Chica (con Petronas) y Bandurria Sur (con Shell y Equinor), a los que se adiciona el desarrollo en el norte de la formación del bloque Bajo del Toro (con Equinor) por el que recientemente las firmas consiguieron la concesión.

Pero Affronti sumó a estos bloques una nueva apuesta fuerte. “Vamos a comenzar a desarrollar nosotros el área Aguada del Chañar, porque es un área 100% de YPF. Pero no será un desarrollo muy masivo por el topeo que hay en la capacidad de evacuación”, aseguró el CEO de YPF.

Aguada del Chañar es un bloque que YPF compró en Vaca Muerta en 2019, a la estatal Integración Energética Argentina (Ieasa), la exEnarsa. Se trata de un área que rodea a La Amarga Chica y que la petrolera de bandera apunta a desarrollar casi como una extensión, con la particularidad de que, a diferencia de los realizado por la exEnarsa, se apuntará a la búsqueda de petróleo y no de gas.

Más oleoductos
El CEO de YPF reiteró que “como industria tenemos que trabajar porque hoy el cuello de botella en el transporte de crudo está y vamos a verlo cada vez más cerca”. En ese sentido destacó que en el sistema troncal que administra Oleoductos del Valle (Oldelval) “el cuello de botella pasa por acelerar las ampliaciones que se están haciendo”.

Pero para esto YPF tiene su propio plan: la reactivación de la línea de exportación a Chile y la construcción de un oleoducto que le permita a la petrolera llevar hacia el Pacífico parte de la producción de Vaca Muerta.

“Vamos a realizar un oleoducto desde Loma Campana hasta Puesto Hernández, de 140 kilómetros de extensión, que se trabajará el año que viene para que su puesta en marcha sea en 2023”, anunció Affronti a Energía On.

La línea se conectará en Puesto Hernández, casi en el límite de Neuquén con Mendoza, con el Oleoducto Trasandino (OTASA), un ramal de exportación que se utilizó por última vez en febrero de 2006, pero que anunció que será reactivado.

El dato clave
50.000
barriles por día es el volumen con el que el Oleoducto Trasandino comenzaría a operar en un año.
“Con el oleoducto a Chile estamos trabajando con los socios Chevron y Enap para reactivarlo para fines del año que viene o principios de 2023”, detalló Affronti.

El objetivo de YPF es que entre fines del año que viene y principios de 2023 sean unos 50.000 barriles por día los que fluyan hacia Chile, hasta tanto se conecte el nuevo ramal desde Vaca Muerta que, una vez empalmado, permitiría llevar las exportaciones al máximo de la capacidad de OTASA que es de 107.000 barriles por día.

Pero eso no es todo. Affronti anticipó que en el mediano plazo será necesario avanzar en la construcción de un segundo oleoducto que llegue hasta Buenos Aires, una línea paralela a la única traza que existe hoy, de Oldelval.

“A futuro va a ser necesario otro oleoducto al Atlántico, paralelo a Oldelval para el 2025 ó 2026”, indicó el CEO de YPF y detalló que “si no trabajamos en esto en el corto y mediano plazo no se va a lograr el desarrollo que estamos planificando de Vaca Muerta”.

Es que Affronti fue claro: “desde el 2010 se llevan invertidos 24.000 millones de dólares en Vaca Muerta, y hoy solo el 3% del acreage está puesto en valor. El desafío es por esto, pasar a un nivel que cambie la historia”.

Convencional, exploración y reducción de emisiones
El plan de YPF para los próximos años se centra en el desarrollo de Vaca Muerta pero no deja de lado a los hidrocaburos convencionales, ni tampoco el objetivo de ir hacia una generación más limpia.

Es por esto que Affronti destacó que en el caso de los convencionales se continuará con los pilotos de recuperación terciaria en Los Perales y Cañadón León, en el desarrollo que ya da excelentes resultados en Manantiales Behr y también en El Trébol y el sur de Mendoza.

Además anunció que para el año que viene se abrirá una campaña de exploración en Santa Cruz, Tierra del Fuego y el sur de Mendoza, enfocada en el convencional.

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Las metas de reducción de emisiones contaminantes se redoblarán ya que no solo la firma definirá un nuevo objetivo, dado que ya se alcanzó la meta del 10% de reducción de emisiones que se había fijado para el 2023, sino que además se avanzará en las refinerías.

“Vamos a invertir 1.000 millones de dólares en los próximos tres años en nuestro complejo refinador para reducir el contenido de azufre en los combustibles que producimos”, detalló Affronti, en un plan que destacó como la meta de “low carbon” de la compañía.

Pero a su vez, la firma también se consolida de la mano de YPF Luz como la segunda productora de energías limpias del país, ya que con la inauguración del parque eólico Cañadón León llegó a una capacidad instalada de 400 MW.

https://www.rionegro.com.ar/como-es-el-plan-de-ypf-para-exportar-el-petroleo-de-vaca-muerta-por-chile-2082537/

[Darwin]

Santa Cruz: Entra en operaciones Cañadón León, de 123 MW, el tercer parque eólico de YPF Luz

YPF Luz puso en marcha el parque eólico Cañadón León, ubicado al Noreste de la Provincia de Santa Cruz, en la localidad de Cañadón Seco, que alcanza una capacidad instalada de 123 MW de energía renovable, eficiente y sustentable, equivalente a la energía que utilizan más de 150 mil hogares.

Cañadón León se suma hoy a los parques eólicos de Manantiales Behr, ubicado en Chubut, y Los Teros, en Azul, Provincia de Buenos Aires, a través de los cuales YPF Luz provee de energía renovable para las principales empresas del país, que incluyen a YPF, Toyota, Profertil, Coca Cola FEMSA, y Holcim, entre otros.

Con la puesta en marcha de Cañadón León, YPF Luz, se afianza como el principal generador del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) y se posiciona como segundo el generador de energías renovables del país, con una capacidad instalada renovable de 397MW.

Parque Eólico Cañadón León en números

• Inversión: más 180 millones de dólares (150 millones aportados por entidades financieras del exterior).
• Ahorro de 312.000 ton de CO2
• 29 aerogeneradores 4,2 MW cada uno (General Electric)
• Factor de capacidad estimado: 53%.
• Capacidad instalada: 123 MW.

• 99 MW para el Mercado Eléctrico Mayorista adjudicado a través del programa RenovAR 2
• 21 MW para grandes usuarios contribuyendo de esta forma con el desarrollo industrial y sustentable del país (programa MATER)

• Superficie: 1870 hectáreas.
• Energía equivalente a las necesidades de más de 150.000 hogares.
• 400 empleos generados en la etapa de construcción.

[Darwin]

La argentina YPF espera que su nuevo proyecto en alta mar produzca hasta 200.000 b/d de petróleo

La compañía energética estatal argentina YPF espera que su primer proyecto offshore en años produzca hasta 200.000 b/d, ayudando a aumentar las exportaciones, dijo el presidente Pablo González.

"Argentina tiene un enorme potencial en su cuenca marina", dijo en comentarios compartidos por una fuente de la compañía el 10 de enero.

González dijo que CAN 100, el primer proyecto que la compañía está desarrollando en alta mar en años, "tiene el potencial de generar 200.000 barriles de petróleo por día, una producción similar a la que actualmente produce toda YPF".

YPF produce unos 253.000 barriles diarios de crudo, según datos del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, una organización del sector.

González dijo que los recursos en alta mar "podrían igualar a los de Vaca Muerta", refiriéndose al enorme yacimiento de shale del país en el norte de la Patagonia, que está impulsando la recuperación de la producción general de petróleo de Argentina e impulsando las exportaciones. La producción de petróleo de Argentina aumentó un 15,3% hasta 546.672 b/d en noviembre, frente a los 473.946 b/d del mes anterior, según los últimos datos de la Secretaría de Energía.

YPF, la mayor productora de petróleo y gas natural del país, está comenzando a explorar CAN 100 tras la explotación de la noruega Equinor en 2019 y posteriormente de Shell. Las empresas, que también exploran otros bloques en la Cuenca Norte Argentina frente a la costa de la provincia de Buenos Aires en la frontera marítima con Uruguay, obtuvieron la aprobación ambiental para CAN 100 y otros bloques a finales de diciembre de 2021.

Las empresas planean invertir un total de 6.000 millones de dólares en el desarrollo de CAN 100, dijo González.

Dijo que esto podría poner a Argentina en la liga offshore junto a Brasil, que ha estado desarrollando sus áreas offshore durante años y se está convirtiendo en un proveedor global líder.

"Los países que apostaron al desarrollo offshore lograron un impacto muy positivo en la economía de sus países, sin afectar el medio ambiente", dijo González. "El caso de Brasil es un ejemplo de cómo se logró este camino de conciliación entre el desarrollo económico y la sostenibilidad ambiental".

La petrolera estatal brasileña Petrobras pretende aumentar su producción de petróleo en unos 100.000 b/d cada año para alcanzar los 2,6 millones de b/d en 2026, y los campos subsalinos del país representarán el 79% de su producción, de acuerdo con los datos de la empresa.

"Tenemos la oportunidad de hacerlo ahora", dijo. "En el marco de las transiciones energéticas, podemos colocar a Argentina en el centro de las estrategias de los países para descarbonizar sus economías con una producción de petróleo y gas mucho más eficiente desde el punto de vista ambiental".

Cualquier producción en alta mar probablemente se destinará a la exportación, dado que Argentina ya tiene un superávit en su producción, mayoritariamente en tierra, junto con cierta producción de crudo en alta mar en el extremo sur. Esta producción combinada es superior al consumo interno medio, que oscila entre 450.000 y 510.000 barriles diarios.

El desarrollo de la superficie marina de Argentina "podría generar un cambio profundo en el país, transformándolo en un país exportador de energía al mundo", dijo González.

CAN 100 es uno de los primeros proyectos en ponerse en marcha desde que una ronda de licencias offshore de 2019 atrajo un total de 720 millones de dólares en inversiones de exploración por parte de una serie de empresas como YPF, Equinor y Shell, así como ExxonMobil, la francesa TotalEnergies y la británica BP.

https://www.worldenergytrade.com/oil-gas/produccion/la-argentina-ypf-espera-que-su-nuevo-proyecto-en-alta-mar-produzca-hasta-200-000-b-d-de-petroleo

[A Former User]

Cuando Brasil descubrió el Pre-sal, inició una fuerte política de inversión pública en el desarrollo de tecnologías de extracción a grandes profundidades y la construcción de plataformas marítimas (hoy es líder mundial) principalmente a través de Petrobrás, una empresita por aquel entonces que comenzó a contratar a todos los técnicos e ingenieros que iba despidiendo la recientemente privatizada YPF.
Además el Presidente Luiz Inácio Lula da Silva, tomó la decisión estratégica de rearmar el país para defender el recurso natural y entre otras cosas se decidió iniciar la construcción de una moderna flota de submarinos.

[MarcoAurelio]

Offshore, un debate con mar de fondo

Las protestas contra la exploración de petróleo frente a las costas de Mar del Plata abrieron la polémica. En ese marco, el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) elaboró un informe en el que explica el potencial que tiene la actividad y fija postura sobre mitos y verdades en torno a ella

Niños en la playa, saliendo del mar empetrolados. A la viralización del impactante afiche, siguió un hashtag, #Salvemoselmar. Greenpeace encendió la chispa con su campaña y el reguero siguió con marchas y protestas que dieron un paisaje inusual para una Mar del Plata en los primeros días del año. La polémica escaló, a punto tal que el intendente de MdQ, Guillermo Montenegro, presentó un amparo en contra de los proyectos. Incluso, a pesar de que los puso en marcha la presidencia de Mauricio Macri, de quien el jefe comunal marplatense fue ministro en el Gobierno porteño y diputado nacional.

La polémica en torno a la exploración petrolera en las costas frente a Mar del Plata promete ser uno de esos culebrones del verano a los que la política argentina está habituada. El 30 de diciembre, el Estado Nacional otorgó la Declaración de Impacto Ambiental para el proyecto de adquisición sísmica en las áreas offshore CAN 100, CAN 108 y CAN 114, ubicadas en la Cuenca Argentina Norte, y presentado por la noruega Equinor en sociedad con YPF y con Shell. CAN 100 y 108 están a 307 kilómetros frente a Mar del Plata, y CAN 114, a 443 kilómetros.

La producción offshore se desarrolla en la Argentina desde los '70, con 280 pozos entre exploración y explotación; hoy hay 36 en producción frente a Santa Cruz y Tierra del Fuego, destacó la Secretaría de Energía. "No se ha registrado ningún incidente de tipo ambiental ni accidentes con daños a la integridad física de los trabajadores en más de 50 años", subrayó.

Energía aclaró que el procedimiento frente a Mar del Plata implica la instalación de 10 cables submarinos, de 8000 a 10.000 metros, que se conectan a tres fuentes de energía desde las que se emiten sonidos. "La refracción de esos sonidos es captada por micrófonos submarinos, conocidos como hidrófonos, que permiten la interpretación de esas refracciones en las imágenes 2, 3 y 4D", explicó. Con este proyecto, agregó, será la primera vez que esas acciones se hagan en aguas profundas y ultraprofundas.

"La plataforma continental argentina es una de las menos exploradas del mundo", consigna un informe que elaboró el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), a raíz de la controversia. "Hoy, prácticamente, no existen estudios sobre la plataforma y es necesario evaluar la potencial existencia de hidrocarburos", resalta. Reseña que, en 2018, se ofrecieron 38 bloques para la exploración de nuevas cuencas off-shore y se adjudicaron 18. Enfatiza el "gran potencial" de los recursos marítimos: la Argentina tiene una producción anual de 180 millones de barriles de petróleo y el potencial de Vaca Muerta es de 11.000 millones; los cálculos para el offshore argentino basculan entre un mínimo de 4000 millones y un máximo de 32.000 millones.

El IAPG explica que el 20% del gas natural que se extrae del país ya proviene del subsuelo marino. Los trabajos que se iniciarán frente a Mar del Plata son de exploración sísmica. Al respecto, el paper explica que, en ese proceso, no se utilizan explosivos. "Se trata de generar sonido con aire comprimido. La potencia del sonido se reduce drásticamente con la distancia de la fuente", amplía.

En tal sentido, indica que el punto más cercano estaría a 307 kilómetros de Mar del Plata, lo que equivale a más del 75% de la distancia entre esa ciudad y Buenos Aires. "Desde la costa de Mar del Plata será imposible ver o escuchar cualquier tipo de operación", consigna. Recuerda que, en las distintas cuencas de la Argentina, se realizan trabajos de sísmica desde 1951. Sólo entre 2017 y 2020, se registraron más de 100.000 kilómetros de sísmica 2D y 3D. Desde los años '60, agrega, hubo en las costas bonaerenses alrededor de 50.000 kilómetros de sísmica y, entre 1969 y 1997, se perforaron 18 pozos en esas aguas. Menciona también al pozo Malvinas 1, el primero y único en el país de aguas profundas. Está a 320 kilómetros de Río Grande, Tierra del Fuego. Operado por una UTE entre YPF, PAE y Petrobras, se perforó en 2011 y su perfil de agua es de 500 metros, sin incidentes ni daños ambientales.

El documento del IAPG no ignora los cuestionamientos sobre la actividad. "Las operaciones off-shore destruyen el mar y lo dejan devastado", el primer guante que levanta. "Falso", responde. "Existen desde hace décadas centenares de miles de pozos operativos en todos los mares del mundo, sin que se registre una hecatombe ecológica, incluso, en países reconocidos por su responsabilidad ambiental, como Noruega, Canadá, Nueva Zelanda, Australia y Brasil. La clave está en regular, no en prohibir", alega.

Segundo cuestionamiento: "Las operaciones off-shore destruirán el Mar Argentino". También falso, dice el IAPG. "Cientos de miles de kilómetros de registros sísmicos desde fines de los '50, 190 pozos perforados y 36 en producción, más la extensa experiencia a nivel mundial desmienten esta afirmación", la réplica.

Tercero: "Las energías renovables son la solución al abastecimiento energético, sin impactar en el medio ambiente". Respuesta: "Falso". "Si bien el viento y el Sol son fuentes renovables, los aerogeneradores y los paneles fotovoltaicos no, ya que dependen fuertemente de la minería y generan huella de carbono", explica el IAPG. "También es necesario tener en cuenta el costo de la energía de respaldo, de electrificar el transporte y los servicios, y su menor cadena de valor", agrega.

En cambio, admite como verdadero el cuarto cuestionamiento: "Es urgente descabornizar la matriz energética para detener el cambio climático". "Es un hecho la necesidad de alcanzar la neutralidad de carbono en la matriz y el compromiso de hacerlo a 2050. Pero no todos los países tienen igual responsabilidad ni la misma urgencia. Según los compromisos firmados en la COP XXI de París, cada uno debe hacer su propia transición energética. Además, los recursos off-shore constituyen también un recurso económico", explica. Cerca del 55% de la matriz local depende del gas natural y más del 29%, del petróleo, precisa. Por no consumir carbón (1,22%), es una de las de menores emisiones del mundo, subraya.

Quinto cuestionamiento: "Estamos frente a una nueva embestida de las corporaciones multinacionales, que se llevarán las riquezas y dejarán devastación". Su razón para asignarle falsedad: "Es una iniciativa del Estado Nacional, que convocó a las empresas interesadas. Algunas son de capitales nacionales (privados y estatales); otras, de capitales extranjeros; y otras, mixtos. Todas trabajan bajo las mismas condiciones y bajo su propio riesgo. El principal beneficiario es el Estado".

Por último, el sexto: "Explorar los recursos off-shore es ir contra la tendencia mundial a abandonar estas formas de energía". Falso, dice la entidad. "Debido a la necesidad de mitigar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), se apuesta por desarrollar nuevas alternativas más amigables en términos de emisiones. Pero aún consiguiendo el objetivo de la neutralidad de carbono para 2050, los hidrocarburos serán absolutamente necesarios para abastecer a la humanidad de energía por muchas décadas".

FUENTE: https://www.cronista.com/apertura/empresas/offshore-un-debate-con-mar-de-fondo/

[A Former User]

La mayor fuente mundial de emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI), es la actividad ganadera (ganado vacuno), produce miles de toneladas de metano al año, yo no podía creerlo hasta que me lo expicó un físico amigo que trabaja en el tema y pude corroborarlo buscando en Internet.
Curioso que Greenpeace no se la agarre con la Sociedad Rural

[MarcoAurelio]

No se metan con la carne...

Veganos Go Home!!