El Sector de Hidrocarburos en Argentina: Desafíos en Inversiones y Políticas Regulatorias
Por Ezequiel Casañas Lopez Moreno
Brons & Salas

I. Introducción

 

Indudablemente, el sector hidrocarburífero desempeña un papel crucial y ejerce un gran impacto en la economía de un país. Por tanto, es fundamental contar con proyectos que sean sostenibles y se proyecten a largo plazo. Es importante aclarar que cuando menciono 'a largo plazo', no me refiero a que el proceso deba ser lento. Debemos tener en cuenta que a nivel mundial se busca la transición hacia fuentes de energía más limpias. Por ello, estos recursos fósiles deben ser aprovechados con prontitud, ya que de lo contrario la demanda global podría no ser suficiente para utilizarlos plenamente.

 

Habiendo dicho esto, el sector de hidrocarburos en Argentina ha sido un componente crucial de su economía durante décadas, ejerciendo un impacto significativo en su desarrollo. A lo largo del tiempo, varios factores han moldeado la inversión en este sector, influyendo directamente en su evolución. En este ensayo, se explorará la dinámica de la inversión en la industria de hidrocarburos y como esto impacta en las reservas de dicha industria, comparando el sector hidrocarburífero argentino con el de otros países productores.

 

II.  Factores Determinantes de Inversión y sus Implicancias

 

Si bien Argentina cuenta con abundantes recursos naturales, estos no son exclusivos del país. La oferta de hidrocarburos a nivel global enfrenta una competencia significativa. Esta competencia es un factor clave a considerar al analizar la conveniencia y la rentabilidad de realizar una inversión en este sector.

 

Dicho esto, uno ya logra entender que el mercado de los hidrocarburos se desenvuelve en un mercado internacional y el desarrollo del mercado internacional es fundamental para el desarrollo de Argentina en esta materia, sobre todo cuando el aprovechamiento del mismo es en miras de su exportación ya que nuestro país cuenta con los recursos para abastecer su consumo interno.

 

II.1. Geología en Argentina

 

En ensayos anteriores, como el titulado “Sustentabilidad y la Energía en Argentina: El Rol del Carbón, Petróleo, Gas Natural y Fuentes Renovables ante el Cambio Climático”, he mencionado la abundancia de recursos hidrocarburíferos de nuestro país. Sin embargo, esta abundancia no implica directamente que su producción sea eficiente.

 

La eficiencia en materia hidrocarburífera es medida por la producción por pozo a escala internacional, lo cual debe ser analizada conjuntamente con las características y los costos de los pozos de los distintos países. En base a estos parámetros, estadísticamente Argentina (aproximadamente 52 MMboe/d/pozo) se posiciona en el medio de Estados Unidos (aproximadamente 30 MMboe/d/pozo) y Brasil (aproximadamente 457 MMboe/d/pozo), y bien por debajo de los países que son potencia en esta materia como Arabia Saudita (aproximadamente 2.900 MMboe/d/pozo); cabe remarcar que pese a que la Argentina tiene una productividad promedio por pozo mayor que la de Estados Unidos, este último tiene casi 1 millón de pozos operativos, mientras que Argentina tiene 27 mil, motivo por el cual Estados Unidos es uno de los principales productores de hidrocarburos.

 

En base a estas estadísticas, y pese a su abundancia en recursos hidrocarburíferos, Argentina es productor hidrocarburífero ineficiente y esto se acredita principalmente a sus características geológicas, siendo esta una de las razones por las cuales no apropia rentas extraordinarias en materia de hidrocarburos.

 

II.2. Imposiciones al sector hidrocarburífero

 

Si analizamos el régimen fiscal de Argentina en cuanto a las imposiciones al sector hidrocarburífero, principalmente podemos encontrar el Decreto Ley 17.319 en su art. 59 (sustituido por la Ley 27.007) y la Ley 27.541 – Decreto 488/20 en su art. 7 establecen, respectivamente: (i) las alícuotas para las regalías en 12% que puede ser reducida en 5 puntos por las autoridades provinciales, e incrementadas en 3 adicional en caso de prórroga de concesión, teniendo un máximo de 18%: y (ii) los derechos de exportación los cuales son centrales para fijar el mercado interno, para los ingresos de la nación que luego se coparticipan y para los ingresos que tienen las provincias por las regalías.

 

En este sentido, Argentina no tiene un nivel de imposición fiscal desmesurado con los otros países, es decir en términos de regalías es similar al de Brasil y un nivel de exportación no tan alto. Entonces, ¿cuál es la desventaja con la que se encuentran los inversionistas en nuestro país respecto a las imposiciones al sector? La respuesta es de público conocimiento y no requiere un análisis profundo en la materia, los precios excesivamente bajos en comparación al resto de países. En este sentido, el verdadero eje del problema se encuentra en las políticas de intervención de nuestro estado a los fines de garantizar el abastecimiento del mercado local.

 

A su vez, en el sector hidrocarburífero argentino, es frecuente observar una notable inestabilidad en el marco regulatorio, caracterizada por ciclos recurrentes en los que reformas importantes son implementadas durante un gobierno y posteriormente revertidas tras un cambio en la administración. Este sector no ha sido completamente liberalizado para la actividad privada, ni ha experimentado un impulso sostenido en la explotación estatal, a pesar de ser un recurso estratégico de alto potencial para la economía del país. En resumen, Argentina ha permanecido en una situación constante y poco clara, marcada por una especie de 'zona gris' incierta, cuyo sustento legal es en gran parte el Decreto Ley 17.319 siendo así que el mismo permite un sistema ‘dual’ que le permite al Estado Nacional, según su esquema ideológico, espíritu de época o momento histórico, dar preponderancia a la explotación de hidrocarburos a las empresas públicas o a las privadas.

 

Por lo tanto, es claro que la geología y el marco regulatorio de Argentina no da lugar al desacople de precios local de los hidrocarburos respectos los valores vigentes en el mercado internacional, lo cual tiene una incidencia directa con falta de inversión en el sector durante las últimas décadas. Esta conexión en el sector hidrocarburífero es directa: una disminución en la competitividad conlleva a una menor inversión, y a su vez, la disminución en la inversión tiene un impacto inmediato en la producción, ya que no se realizan las exploraciones necesarias para aumentar las reservas de los pozos, activo más que importante en el sector que nos compete.

 

Recordemos que las reservas son cantidades de petróleo y gas comercialmente recuperables, mediante la aplicación de proyectos de desarrollo, en acumulaciones conocidas, a partir de esa fecha dada. Es decir, que las reservas son lo vale una compañía, es básicamente el stock  de lo que hay para vender. Ahora bien, un tema no menor a considerar de nuestro marco regulatorio, regido por la Resolución 324/2006 y la Resolución E 69/2016, por el cual se establece los mecanismos por los cuales las empresas permisionarias de exploración y concesionarias de explotación deberán presentar la información sobre las Reservas Comprobadas, No Comprobadas y Recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos correspondientes a las áreas a las cuales sean titulares por medio de declaraciones juradas.

 

Si bien dichas declaraciones juradas deberán estar certificadas por auditores externos a dichas empresas, y seguir los lineamientos y allí descriptos los cuales son resultados de criterios aprobados por organismos mundiales como la Society of Petroleum Engineers, no deja de ser un tema que, a mi entender, da un margen de informalidad e imprecisión en la materia bastante amplio. Me explico, una auditoría por parte del Estado sobre la información brindada puede llegar a demorar los procesos en curso, y como ya mencionamos, dado a la etapa de transición energética en la que se direcciona el mundo, la ventana para hacer uso y aprovechar los recursos fósiles en la demanda global es acotada, por lo que correspondería que mismo el Estado Nacional tenga la estructura necesaria para hacer estos estudios y de esta manera evitar cualquier tipo de error, involuntario o no, en la información que se brinde.

 

II.3. Determinación de Comercialidad

 

Ahora bien, corresponde ahondar en la cuestión de las reservas, por la importancia que las mismas tienen. Pero, ¿cómo se llega a tener reservas? Previo a tener reservas, se tiene lo que se llama recursos contingentes o cantidades recuperables descubiertas, que son aquellas partes de la roca que podemos estimar, son las que pueden ser recuperadas pero que aún no son consideradas comercialmente recuperables porque nos falta ya sea tecnología, mercado, información geológica, ingeniería, perforar el pozo, entre otras. En resumen, aún resta reducir el grado de incertidumbre por medio de información, todo esto a los fines de que las posibilidades de la inversión sea redituable sean mayores.

 

Para que los recursos contingentes sean transformados en reservas, es necesario seguir unos criterios básicos: (i) trazar un plan de desarrollo, viable y técnicamente maduro; (ii) tener los recursos financieros para implementar el proyecto; (iii) los datos deben estar soportados en el tiempo a fin de que la vida del proyecto sea perdurable; (iv) una evaluación económica con certeza; (v) que la demanda en el mercado justifique la inversión;  (vi) contar con las herramientas y procesos a disposición para para procesar y transportar los hidrocarburos producidos para que puedan ser ofertados en el mercado; y (vi) cumplimiento del marco legal, acuerdos y normativas aplicables. 

 

Claro está que la determinación de comercialidad es una etapa no menor en un proyecto hidrocarburífero, en el cual ya se han realizado inversiones iniciales pero aún no nos encontramos frente a reservas. Esto implica un análisis exhaustivo de las cualidades del pozo junto con las cuestiones político y económicas en cuestión. En resumen, se determinará la comercialidad de un pozo cuando el costo de sacar un barril sea por debajo del precio del mismo, es decir que debe ser económicamente explotable.         

 

Tal es la importancia y relevancia que, habiendo sido permisionarios y hecho el descubrimiento, a través de la declaración de comercialidad se transforma a una concesión de explotación. Además, la declaración de comercialidad certifica que los recursos descubiertos son suficientes para justificar la inversión en la explotación del yacimiento. Esto indica que el proyecto puede generar ingresos que superen los costos de producción, lo que lo hace económicamente factible. A su vez, a declaración de comercialidad suele atraer inversores y empresas interesadas en participar en la explotación del yacimiento, lo que puede impulsar el desarrollo económico en la región y el sector en general.

 

III. El Sector Energético Argentino: Impacto Económico y Evaluación de la Producción Futura

 

Previo al desarrollo del presente punto, considero oportuno la transcripción de la cita que copio debajo, a los fines de que cada lector la interprete y la compare en su justa medida con la situación actual que acontece a nuestro país:

 

"Como se sabe, el acceso a la energía y la accesibilidad de la misma a precios razonables constituye uno de los objetivos clave para el desarrollo humano. De hecho los vínculos entre el acceso a la energía y la reducción de la pobreza han sido claramente establecidos en diversos documento.”[1]

 

III.1. Impacto Económico

 

Dado principalmente por las implicancias y dificultades que nuestro país presenta a los inversionistas, la primera década del presente siglo estuvo marcada por la contracción de la producción hidrocarburífera. Tal fue el impacto del desacople de los precios locales que, en el caso del crudo respecto los precios internacionales, resulto en una transferencia de más de 76.000 MUSD a los consumidores locales desde comienzos del siglo. Es claro que este proceso permitió abaratar los combustibles en el mercado local, pero a qué costo. Esta “bocanada de aire” desencadeno en consecuencias prolongadas que hoy en día siguen estando latentes: el abaratamiento de combustibles localmente resulto en una significativa disminución en los niveles de inversión y, como mencionamos anteriormente, esto implica una decadencia de la producción.

 

III.1.a  Balanza Comercial Energética y el Impacto Fiscal

 

La caída de los niveles de producción tuvo dos contracaras predominantes: la balanza comercial energética y el impacto fiscal.

 

(i) Balanza Comercial Energética

 

Siendo que la demanda energética es cada vez mayor, no solo a nivel local, sino mundial, y esto sumado a la contradicción de la producción hidrocarburífera, se condujo a una conformación inevitable de un persistente déficit comercial en el sector. Dicho déficit, explica parcialmente la falta de divisas que enfrentó le economía argentina durante la última década.

 

En este sentido, la disminución en la producción de gas natural tuvo repercusiones significativas, tales como la reducción en las exportaciones y un aumento en la importación de Gas Natural Licuado (GNL) a partir de 2007 y 2008. Esto implicó una mayor dependencia en la importación de gas natural desde Bolivia, así como la necesidad de importar gasoil y fueloil. Esta situación generó un déficit estructural en la balanza comercial del sector, contribuyendo al agravamiento de la restricción externa que ya se estaba manifestando en la economía argentina desde el inicio de la década pasada. En gran medida, esta situación explica la escasez de divisas, siendo evidente cuando entre 2013 y 2014 se registró un déficit comercial que superó los 11.000 MUSD.

 

Debido a que el costo de abastecimiento fue mucho más alto, por la falta de producción local y necesidad de importación, la canasta de gas natural se fue encareciendo sin que la clase política se animara a trasladar esos costos a la demanda final. Si bien se fue trasladando en partes, nunca llego a llegar suplir el costo de abastecimiento el aumento al consumidor final.

 

(ii) Impacto Fiscal

 

En relación con las medidas mencionadas en el punto anterior por el cual se tomó la decisión de que, pese a la disminución de la producción hidrocarburífera lo cual resulto en un aumento del abastecimiento, no se trasladaría a dicho incremento en su totalidad a las tarifas finales abonadas por los usuarios, se generó una persistente carga fiscal.         

 

Como todos sabemos, durante las últimas décadas las tarifas en materia energética estuvieron congeladas en pesos o con aumentos muy por debajo de la inflación lo que llevo a sensibles reducciones de las tarifas en términos reales. En este sentido, los subsidios a la energía representaron en promedio 1.9 puntos porcentuales del PIB a lo largo de la última década, esto implico un devengamiento de subsidios al sector energético por más de 126.000 MUSD desde el 2011 al 2022.

 

En resumen, el impacto del desacople de precios tuvo en primer término un impacto sobre los niveles de producción, los niveles de producción se contrajeron, y como respuesta a esto se generan dos efectos: (i) deterioro de la balanza comercial, producto de las mayores importaciones y menores exportaciones; y (ii) deterioro de la balanza fiscal, por la imposibilidad de trasladar a la demanda doméstica los costos de abastecimiento incrementales.  

 

III.1.b Políticas Públicas

 

La Ley de Emergencia 25.561, sancionada a comienzos de 2002, marco un punto de inflexión en la dinámica intervencionista del Estado en la economía en general. Como ya mencionamos anteriormente, la industria de los hidrocarburos no logró mantenerse al margen de sus impactos.        

 

Las principales medidas de dicha ley que afectaron de manera directa la industria de los hidrocarburos fueron:

 

(i) El abandono del régimen de “convertibilidad” del peso con el dólar estadounidense, y con ello el fin de la paridad legalmente establecida entre ambas monedas. Este cambio altero de manera inmediata y drástica la totalidad de los precios relativos a la economía nacional, entre ellos el petróleo, el gas y sus derivados.

 

(ii) Respecto los contratos: a) la derogación de las cláusulas de ajuste en dólar u otras divisas extranjeras, y de las indexatorias de cualquier tipo; b) la pesificación de los precios y tarifas resultantes de dichas cláusulas; c) la puesta en marcha de un proceso de renegociación de los contratos alcanzados; y d) la continuidad de las obligaciones a cargo de las empresas privadas sujetas a estos contratos.

 

(iii) La creación de un derecho de exportación, cuya alícuota sería fijada por el Poder Ejecutivo nacional.

 

Como ya mencionamos, la Ley 25.561 significó un punto de inflexión, el punto de partida de una “bola de nieve” que cae cuesta abajo, haciéndose cada vez más y más grande fruto de la política intervencionista plasmada y nutrida de un caudal incontable de normas y actos de distinta fuente y variado rango.

 

Claro está que el resultado de esta ‘remarcable’ labor intervencionista fue un escenario repleto de imprecisiones (o más bien contradicciones) jurídicas, producto de planes a corto plazo y sin un objetivo claro, lo cual concluyó en el declino en la producción de hidrocarburos desde el colapso de la convertibilidad, como se explicó previamente.

 

De todas formas, pese a que el sector de los hidrocarburos no fue ni un sector liberado a la actividad privada ni tampoco un sector en el que se impulsó de manera consistente y sostenida la explotación estatal, a los fines de revertir estas situaciones la labor intervencionista por parte del Estado no ceso y trato de enmendar el declino de la producción local.

 

Es así como en un marco de incertidumbre y un contexto macroeconómico que poco incentiva a las inversiones en el sector, comienzan las exploraciones de Vaca Muerta y se da a conocer el potencial que este tiene en materia de los no convencionales. Es por esto, que, a los fines de incentivar las inversiones y con ello la exploración con el fin de incrementar las reservas, Argentina se encuentra frente la oportunidad de revertir el declino del sector por medio de la producción de hidrocarburos no convencionales.

 

De manera breve y concisa, las políticas que principales que buscaron revertir el declino en el panorama de la necesidad de inversión y por ende producción de los no convencionales fueron, entre otras: (i) el Decreto 929/13 por el cual se buscó establecer un Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos en Argentina, estableciendo condiciones y beneficios para los proyectos de inversión que impliquen inversiones directas considerables en la explotación de hidrocarburos, ofreciendo ventajas fiscales y de comercialización de hidrocarburos; (ii) el Plan Gas.AR, aprobado por medio del DNU 892/2020, tuvo como objetivo “generar un nuevo marco de fijación de precios de largo plazo para el sector gasífero que se tradujera en compromisos ciertos de inversión para abastecer la demanda interna de hogares y usinas -y también industrias y GNC- prevista para los próximos cuatro años, considerando la infraestructura existente”[2]; y (iii) el Decreto 277/22 que teóricamente incentivo la exportación dando libre disponibilidad por los volúmenes incrementales de exportación.

 

Es así como respecto el petróleo desde ya 2017 se revirtió el declino que había experimentado desde finales del siglo pasado, producto del mencionado desacople del precio local y el progresivo agotamiento de los yacimientos convencionales. Esta reversión se debió principalmente al avance en la curva de aprendizaje de la producción no convencional lo cual permitió una expansión en la producción. En este sentido, la producción de crudo creció al 4% anual acumulativo desde 2017, traccionada por la expansión del shale oil que se incrementó en un 46% anual.

 

Por otro lado, respecto el gas natural, se puede evidenciar que la instrumentación del Plan Gas en 2013 y las medidas de incentivos que se implementaron posteriormente y el desarrollo de los yacimientos no convencionales en Vaca Muerta permitieron una expansión progresiva de la producción de gas natural. Estas medidas permitieron recomponer el precio del gas natural percibido por los productores, y así recuperar la inversión en los yacimientos de gas natural no asociado. Es así como la producción de gas natural se expandió al 2% anual acumulativo entre 2013 y 2022, producto del crecimiento de la producción no convencional.

 

Claro está que los cambios de los últimos años se deben principalmente al desarrollo del avance en la curva de aprendizaje de la producción no convencional, conduciendo a la expansión de su producción. Por eso la importancia de mantener las inversiones en este sector y así ampliar las exploraciones y aumento de reservas.

 

III.2. Evaluación de la Producción Futura

 

Observamos la relevancia y el impacto significativo que conlleva la inversión en el sector hidrocarburífero, así como las consecuencias inmediatas cuando estas inversiones no se realizan y se suma la falta de exploración.

 

Además, como mencioné al inicio, el sector hidrocarburífero opera en un mercado global, lo que implica que las empresas deben llevar a cabo una evaluación minuciosa al planificar sus proyectos. En última instancia, toda inversión debe justificarse con una rentabilidad, esa es la meta principal o, al menos, ese es el objetivo.

 

Dicho esto, parte de la debida diligencia de una empresa que opera en el sector es hacer una correcta evaluación económica de las reservas, por la relevancia que las mismas representan. Dentro de la evaluación económica de las reservas, podemos remarcar un concepto sumamente importante: el pronóstico de producción, por el cual se tiene un descubrimiento, se hace una medición de los ensayos de producción, se ve cual es la posible producción y en base a eso se analiza cuál es el mejor pronóstico que se adapta a cada proyecto.

 

El pronóstico de producción se usa para hacer una estimación, se utiliza para hacer una curva de producción proyectada en el tiempo y donde se usará un rango de probabilidades que nos dirá que posibilidad tengo de que la estimación primaria de esta recuperación sea factible de producirse. Lo importante para una empresa en este escenario es tener un robusto pronóstico de producción que permita extrapolar esa producción con un factor de recuperación y obtener una rentabilidad.

 

Como mencionamos previamente cada país tiene sus aristas e implicancias particulares y, a su vez, dentro de cada país no todos los pozos presentan los mismas estadísticas o valores a ser analizados. En este sentido, dentro de los conceptos principales a tener en cuenta para la evaluación económica de las reservas debe evaluarse: (i) los impactos que afectarían la comercialidad; (ii) la economía, como podría ser la tasa internas de retorno mínima; (iii) los costos operativos y de capital; (iv) factores técnicos; (v) precios de mercado; (vi) cuestiones legales, ambientales, sociales y gubernamentales. Pero dentro de este abanico de cuestiones hay una que lógicamente debe pasar el primer filtro para luego si tener en cuenta el resto, la viabilidad económica del proyecto la cual toma para su análisis el escenario de incertidumbre bajo (reservas probadas o P1).

 

Cuando tanto la evaluación económica como la evaluación de incertidumbre de comercialidad muestran resultados positivos, es momento de llevar a cabo lo que hemos detallado previamente en cuanto a su importancia para la producción: la decisión final de inversión, o FID (por sus siglas en inglés, Final Investment Decision). Dada la enorme importancia que el FID tiene en la industria, este paso no debería tomarse a la ligera; se debería proceder únicamente cuando no solo la madurez del proyecto esté justificada para su desarrollo, sino también cuando se cuente con todas las aprobaciones y autorizaciones necesarias, tanto gubernamentales como corporativas.

 

IV. Conclusiones  

 

En el contexto macroeconómico de los últimos 6 o 7 años, el sector hidrocarburífero ha experimentado un crecimiento significativo, pasando de una producción diaria de 490.000 barriles a casi 600.000 barriles. Si se logró este avance en un entorno adverso, es razonable esperar que, con estabilidad económica y jurídica hacia el futuro, los niveles de producción y crecimiento de la industria de hidrocarburos en Argentina sean aún más notables. Esto requiere políticas públicas sólidas, un nuevo marco regulatorio y consensos a nivel nacional sobre lo que el sector necesita para convertir a Vaca Muerta en un polo exportador importante, similar al complejo agropecuario pampeano. Los recursos y la competitividad han demostrado estar presentes.

 

La necesidad de un cambio en el marco normativo se debe a que, como mencioné previamente de forma muy escueta, no considero oportuno la dualidad a la que el Decreto Ley 17.319 hace lugar, siendo en mi opinión una norma no adecuada para regular el sector hidrocarburífero. Más aún el art. 6 del Decreto Ley 17.319 permite arbitrar entre producción y exportaciones, dando la capacidad de desacoplar precios. La flexibilidad de la norma es evidenciada al tener en cuenta que dicho decreto convivio con realidades muy distintas: rigió la producción hidrocarburos durante la última etapa del modelo sustitutivo de importaciones donde YFP y gran parte de la producción eran estatales; regulo el proceso de privatización de YPF; regulo el proceso brutal del desacople a partir del 2002,  regulo la expropiación de YPF en 2012. Es decir dependiendo la interpretación que se le da su contenido, la aplicación de la misma es de extrema variedad.

 

El Decreto Ley 17.319 permite una dualidad, una libertad de interpretación y alternativas de escape que son propias de una constitución nacional. Una constitución nacional es un texto que debe perdurar en el tiempo, por lo que cuenta con una técnica legislativa que así lo permite, con un lenguaje laxo y vago, pudiendo adaptarse a distintas situaciones, épocas y escenarios por los que puede atravesar una sociedad. Ahora, una ley que rige una materia como el sector hidrocarburífero no debiera ser así. Es necesario que el marco regulatorio sea claro y de certezas a los fines de brindar seguridad jurídica para propulsar las inversiones.

 

Como se evidenció a lo largo del presente ensayo, el sector de hidrocarburos es vital para la economía de un país, pero es crucial que los proyectos sean sostenibles y se proyecten a largo plazo. Esta visión no implica lentitud en el proceso, sino más bien una adaptación acelerada hacia fuentes de energía más limpias, considerando la transición global hacia estas fuentes. Argentina no está sola en la oferta de hidrocarburos, compite en un mercado global, por lo que si no adopta medidas que incentiven las inversiones, la riqueza en recursos que nuestro país tiene seguirán bajo tierra.

 

En resumen, Argentina enfrenta desafíos significativos en su sector de hidrocarburos, desde la eficiencia productiva hasta las políticas intervencionistas y la competencia global. Sin embargo, existe un potencial considerable en los recursos no convencionales que podrían revertir la tendencia declinante si se gestionan adecuadamente mediante políticas de incentivo, acompañadas de un marco regulatorio claro y acorde a las realidades que hoy en día nuestro país y la industria atraviesan.

 

 

Brons & Salas
Ver Perfil
Citas

[1] Kozulj, 2009, en CEPAL, -PNUD-GTZ «Contribución de los Servicios Energéticos a los Objetivos de Desarrollo del Milenio y a la Mitigación de la Pobreza en América Latina y el Caribe», Santiago de Chile, Chile, 2009; Naciones Unidas, 2011. «La Sostenibilidad del Desarrollo a 20 Años de la Cumbre para la Tierra: Avances, brechas y lineamientos estratégicos para América Latina y el Caribe». Documento Preparatorio Rio + 20. Corporación Andina de Fomento, «Energía: una visión sobre los retos y oportunida- des en américa latina y el caribe», marzo 2013.

[2] https://misionproductiva.com.ar/energia/2021/10/22/el-plan-gas-ar-explicado-en-10-puntos/

Opinión

Modelos industriales: El "Caso Rihanna" y los riesgos de una divulgación extemporánea
Por Raquel Irene Flanzbaum
Ojam Bullrich Flanzbaum
empleos
detrás del traje
Alberto R. Berton Moreno Jr.
De BERTON MORENO IP LAW
Nos apoyan