Petróleo y gas: Lanzamiento del Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1 para la adjudicación de permisos de exploración offshore

El 6 de noviembre de 2018, se publicó en el Boletín Oficial de la Nación la Resolución N° 65/2018 (“Resolución N° 65”) de la Secretaría de Gobierno de Energía (“SE”) que (i) convoca al Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1 en las áreas del ámbito Costa Afuera Nacional y (ii) aprueba el Pliego de Bases y Condiciones que regirá dicha convocatoria (el “Pliego”).

La Resolución 65 se emite de acuerdo con lo dispuesto por el Decreto N° 872/2018 del Poder Ejecutivo Nacional (el “Decreto N° 872”), que definió los bloques que serán ofrecidos en la presente ronda, el esquema de regalías aplicable y las condiciones de resolución de conflictos mediante arbitraje (para más información sobre el Decreto N° 872, puede verse Marval News No. 188 del 2 de noviembre de 2018).

Los 38 bloques comprenden:

• 14 áreas de la Cuenca Argentina Norte (7 bloques de aguas profundas –profundidad de 200 a 1.300 metros─ de 6.000 a 9.000 km², y 7 bloques de aguas muy profundas ─profundidad de 1.200 a 4.000 metros─ de 3.000 a 9.000 km²);
• 6 áreas de la Cuenca Austral Marina (en aguas someras ─profundidad de menos de 100 metros─) de 2.000 a 2.700 km²; y
• 18 áreas de la Cuenca Malvinas Oeste (aguas profundas ─profundidad de 100 a 700 metros─) de 3.600 a 6.300 km².

A continuación se detallan las principales características del Pliego.
 

1. Cronograma

Hasta el 14 de febrero de 2019, los interesados pueden (i) presentar los antecedentes requeridos por el Pliego para ser incluidos en el listado de interesados habilitados para participar del concurso; (ii) adquirir las claves de acceso a la Base de Datos Digital; y (iii) realizar consultas y pedidos de aclaraciones al Pliego. Las consultas y aclaraciones se harán públicas mediante la página web de la SE.

El 14 de marzo de 2019, se realizarán la presentación y apertura de las ofertas. El listado de oferentes y sus ofertas respecto de cada bloque serán publicados posteriormente en el sitio web de la SE: https://costaafuera.energia.gob.ar/es.index.html.

El 15 de abril de 2019, se publicará la resolución de adjudicación de los bloques.

El 15 de julio de 2019, se publicarán las resoluciones de otorgamiento de los permisos de exploración.

El 30 de julio de 2019, se otorgarán los títulos de exploración definitivos.
 

2. Precalificación de interesados

Aquellos interesados en presentar ofertas bajo la presente ronda deberán precalificar en alguna de las siguientes categorías: Operador A, B o C, o No Operador A, B o C. Para ser precalificados por la SE, los interesados deberán presentar cierta documentación legal, así como los antecedentes económico-financieros y técnicos requeridos según la categoría en la cual deseen ser incluidos. La SE publicará un listado de interesados habilitados para participar en la ronda. En caso de que el oferente sea un consorcio, cada una de las empresas que lo integran deberá figurar en el listado.

Además, los interesados deben adquirir las claves de acceso a la Base de Datos Digital de las áreas.
 

2.1. Tipos de operadores

• Operador/No operador = A / Para todos los bloques
• Operador/No operador = B / Para aguas profundas y someras
• Operador/No operador = C / Solo para aguas someras

Califican automáticamente como Operador/No Operador “A” aquellas compañías que demuestren estar incluidas en el ranking The Energy Intelligence Top 100: Ranking the World’s Top Oil Companies y/o Top 50: Global NOC & IOC Rankings.
 

2.2. Requisitos económico-financieros

Los parámetros para calificar se refieren a (i) el promedio de inversiones de capital de los últimos tres ejercicios fiscales cerrados; o (ii) el patrimonio neto del último ejercicio fiscal, según se detalla en el cuadro debajo. Para el caso de No Operadores, los requisitos se reducen al 50 %.

 

Tipo de Operador	Inversiones de capital Promedio 2015/16/17 en millones de USD	Patrimonio neto en millones de USD según último balance
A	700	250
B	300	100
C	100	30

2.3. Requisitos técnicos

 

Operador A	Operador B	Operador C
Producción mayor que 20000 bep/d (barriles equivalentes de petróleo por día) promedio en los años 2015/16/17. También se podrán cumplimentar demostrando la operación de al menos 3 pozos de exploración en agua de más de 500 metros de profundidad en los últimos 15 años.	Producción mayor que 10000 bep/d (barriles equivalentes de petróleo por día) promedio en los años 2015/16/17. También se podrán cumplimentar demostrando la operación de al menos 3 pozos de exploración en agua de más de 100 metros de profundidad en los últimos 15 años.	Producción mayor que 5000 bep/d (barriles equivalentes de petróleo por día) promedio en los años 2015/16/17. También se podrán cumplimentar demostrando la operación de al menos 3 pozos de exploración costa afuera en los últimos 15 años.
Debe haber operado al menos un bloque en los últimos 15 años en aguas de profundidad mayor que 500 metros (exploración o explotación).	Debe haber operado al menos un bloque en los últimos 15 años en aguas de profundidad mayor que 100 metros (exploración o explotación).	Debe haber operado al menos un bloque costa afuera en los últimos 15 años (exploración o explotación).

2.4. Garantía de respaldo técnico y/o económico-financiero

Los interesados en ser incluidos en el listado que, por sí mismos, no alcancen a cumplir los requisitos mencionados en los puntos 2.2 y 2.3 deberán presentar una garantía de respaldo técnico y/o económico-financiero, según sea su caso, de sus empresas controlantes que sí cumplan aquellos requisitos. La empresa controlante que brinda la garantía deberá asumir la responsabilidad frente a la SE a todos los efectos derivados de la Ronda, junto con la empresa controlada por la que presta la garantía.

 

2.5. Porcentajes mínimos de participación en el permiso o concesión en caso de consorcios de empresas

La empresa que sea propuesta por el oferente como operador deberá mantener una participación mínima del 30 % en el permiso o concesión, mientras que los socios (no operadores) mantendrán al menos una participación del 5 %.  Las partes deberán comprometerse a celebrar un acuerdo que rija el consorcio y unificar su representación a los fines del concurso.
 

3. Ofertas
 

3.1. Presentación y criterios de adjudicación. Bono de entrada

La presentación y apertura de ofertas están previstas para el 14 de marzo de 2019.

Las ofertas serán realizadas en unidades de trabajo comprometidas (“UTC”) para el primer período de exploración.

Para cada bloque, se establecen (i) Unidades de Trabajo Mínimas (equivalentes a fracciones de 3x3 km de sísmica 2D en el 100 % del bloque) y (ii) Unidades de Trabajo Básicas (equivalentes a 20 % a 40 % de sísmica 3D de la superficie del bloque).

La adjudicación se realizará a la oferta más conveniente. La oferta más conveniente será la que resulte de mayor valor (en dólares estadounidenses) aplicando la siguiente fórmula:

  OFERTA (USD) = UTC x 5000 USD + Bono de entrada (*)

  (*) El bono de entrada solo será considerado en la ecuación cuando la UTC sea superior o igual a las Unidades de Trabajo Básicas del     bloque correspondiente.

La forma de pago del bono de entrada será 50 % dentro de los 10 días hábiles posteriores a la fecha de vigencia del permiso de exploración, y el 50 % restante al cumplirse 3 años de dicha fecha. El 50 % pendiente podrá ser compensado con UTC ejecutadas antes de la fecha de vencimiento, en exceso de aquellas incluidas en la oferta.

En caso de empate de ofertas (es decir, en relación con quienes presentaron ofertas de igual monto), deberán mejorarlas a efectos de desempatar.

 

3.2. Garantía de mantenimiento de la oferta

Junto con la oferta, el oferente deberá presentar una garantía de mantenimiento de la oferta por la suma de USD 100.000 por cada bloque ofertado, con plazo mínimo de mantenimiento de la oferta de 120 días desde la fecha de apertura. Dicha garantía deberá prever que, en caso de ser adjudicada la oferta, su plazo será automáticamente prorrogado hasta el otorgamiento de la garantía de cumplimiento descripta en el punto 4.3 a continuación.

La garantía de cumplimiento de la oferta será otorgada en forma de Stand-by Letter of Credit (carta de crédito stand-by), fianza bancaria o póliza de caución (en forma adicional a la garantía otorgada por la compañía o su controlante, según el caso).

 

3.3. Vehículo

Las empresas extranjeras podrían presentar ofertas asumiendo el compromiso de iniciar la registración de una sucursal o de una sociedad local controlada en caso de que alguno de los bloques les sea preadjudicado. La registración definitiva deberá ser acreditada antes del otorgamiento del título del permiso de exploración definitivo.
 

4. Permisos de exploración

Los períodos de exploración y derechos de superficie son consistentes con el régimen regulatorio existente:

• Dos períodos de 4 años más la posibilidad de prórroga por otros 5 años para todos los bloques, excepto para los de la Cuenca Austral (aguas someras), que serán otorgados por dos períodos, el primero de 4 años y el segundo de 3 años, más la posibilidad de prórroga por 4 años adicionales.
• No se podrán revertir las áreas de exploración luego del primer período, y solo se podrá revertir el 50 % del área luego del segundo período.
• Los permisionarios tendrán la obligación de perforar un pozo en el segundo período y otro en el período de prórroga.
   

4.1. Flexibilidad del plan de trabajo

El permisionario podrá modificar el programa de trabajo presentado según el desarrollo de la exploración y mejor conocimiento del área. En tal caso, podrá reemplazar a su criterio y sin la previa conformidad de la SE, hasta el 40 % de las tareas exploratorias por las siguientes: adquisición y procesamiento de sísmica 2D y 3D; y pozos exploratorios, manteniendo siempre la cantidad total de UTC.

En línea con el artículo 20 de la Ley de Hidrocarburos N° 17.319 (La “Ley de Hidrocarburos”), las UTC cumplidas que superen las sumas comprometidas para un período determinado, podrán ser aplicadas al período siguiente. En ningún caso, se podrá compensar la obligación de perforar un pozo de exploración con otras actividades exploratorias.

Las UTC que no se realicen en un período serán abonadas en efectivo por el permisionario. En caso contrario, la SE tendrá potestad para ejecutar las garantías otorgadas por el permisionario (ver punto 4.3 debajo).
 

4.2. Compromiso de perforación

Se deberá perforar un pozo en el segundo período y un pozo en el período de prórroga.

El pozo obligatorio del segundo período podrá ser pospuesto al período de prórroga si la SE entiende que existe una sólida justificación técnica o económica. En tal caso, el pozo será perforado dentro de los 2 primeros años del período de prórroga y será adicional al compromiso de perforar un pozo durante la prórroga.
 

4.3. Garantía de cumplimiento

Dentro de los 30 días posteriores a la fecha de vigencia del permiso, el permisionario o su operador deberá constituir una garantía de cumplimiento del plan de trabajo por un monto equivalente a la suma de (i) el 100 % del monto de las Unidades de Trabajo Mínimas; (ii) el 25 % de las UTC por encima de las Unidades de Trabajo Mínimas; más (iii) el 50 % del bono de entrada diferido. El monto de la garantía podrá ser ajustado anualmente a medida que se cumplan las UTC.

Para el segundo período y la prórroga, hasta que se complete la perforación del pozo de exploración obligatorio, el permisionario deberá otorgar la siguiente garantía:

• Bloque de aguas someras: USD 10 millones.
• Bloque de aguas profundas: USD 17 millones.
• Bloque de aguas muy profundas: USD 22 millones.

Ninguna de las presentes garantías limitará la responsabilidad del permisionario o de su controlante con respecto a las obligaciones derivadas del concurso, de la oferta, del permiso, del Pliego y del derecho aplicable.
 

5. Concesiones de explotación

Los permisionarios que descubran hidrocarburos en el área respectiva tendrán derecho a obtener una concesión de explotación sobre esa área. Las concesiones de explotación serán otorgadas por 30 años más extensiones sucesivas de 10 años, las cuales deben ser solicitadas con al menos 1 año de anticipación al vencimiento de la concesión.
 

5.1. Regalías y canon

La Ley de Hidrocarburos establece una regalía del 12 % sobre el producido de los hidrocarburos, que podrá reducirse hasta el 5 % para concesiones de explotación costa afuera. El Decreto N° 872 establece la fórmula que debe aplicarse anualmente para determinar el porcentaje de regalías que deberán abonar mensualmente los concesionarios de un permiso de explotación en el marco de la presente ronda.

La Resolución N° 65 define el mecanismo para calcular el porcentaje de regalías entre el mínimo de 5 % y el máximo de 12 %, como se detalla a continuación:

1. El porcentaje de regalías se define por el valor del Factor R, calculado anualmente al 31 de diciembre (según la fórmula que se desarrolla en el párrafo siguiente), donde:

 

1. Para todo Factor R menor o igual que 1,1, la regalía aplicable será del 5% (R <= 1,1 → Regalía = 5 %).
2. Para todo Factor R mayor que 1,1 y menor que 1,8, la regalía aplicable será determinada multiplicando el Factor R por 10 y restando 6 (1,1 < R < 1,8 → Regalía = R x 10 – 6).
3. Para todo Factor R igual o mayor que 1,8, el porcentaje de regalía aplicable será del 12 % (1,8 < R  → Regalía = 12 %.)

 

2. El Factor R será el cociente entre (i) el acumulado de ventas de producción (Ventas) menos el monto de Regalías, y (ii) la suma de Inversiones E&D,  más Inversiones D, más Gastos Operativos (GO).

Factor R =             ∑(Ventas – Regalías)               
                ∑(Inversiones E&A + Inversiones D + GO)
 

3. La Resolución N° 65 define los alcances, inclusiones y exclusiones de elementos en los componentes de la fórmula anterior.

El canon de explotación anual a abonar se calculará multiplicando el monto establecido en la Ley de Hidrocarburos (ARS 4.500 por km² o fracción), por la superficie del área de concesión.
 

5.2. Posibilidad de suspensión del plan de desarrollo

En el momento de solicitar el otorgamiento de la concesión, el permisionario podrá solicitar la suspensión del plan de desarrollo presentando un informe circunstanciado sobre las dificultades de desarrollo –subcomercialidad– y cuáles serían los parámetros que permitirían llevar a cabo un desarrollo rentable. Como requisito, el permisionario deberá haber perforado al menos 2 pozos en el yacimiento respecto del que solicita la suspensión. Dicha suspensión podrá otorgarse por un plazo de hasta 5 años, prorrogables por la SE por hasta 5 años más.

La suspensión del desarrollo no suspende el plazo de concesión ni el pago del canon de explotación.
 

5.3. Régimen Promocional

El Pliego establece que las concesiones de explotación gozarán de los beneficios del Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos previstos por la Ley N° 27.007 y el Decreto N° 929/ 2013 (el “Régimen Promocional”). Los beneficios se aplican a aquellos proyectos que impliquen una inversión directa no inferior a USD 250.000.000, calculada en el momento de la presentación del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” para ser invertidos durante los primeros 3 años del proyecto.

Los beneficios bajo este régimen comenzarán a regir a partir del tercer año de la puesta en ejecución del proyecto de explotación y, según el Pliego, consistirán en la libre disponibilidad del 20 % de la producción, en el caso de proyectos donde la profundidad promedio de las aguas no supere los 90 m, y del 60 % de la producción, en el caso de hidrocarburos producidos desde pozos perforados en la concesión de explotación en locaciones donde la profundidad promedio de las aguas supere los 90 m. La exportación de los mencionados porcentajes de hidrocarburos de libre disponibilidad no estará sujeta a derechos de exportación y los concesionarios tendrán la libre disponibilidad de las divisas generadas.

Asimismo, el Régimen Promocional prevé que, en los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcance a cubrir las necesidades internas de abastecimiento en los términos del artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos, los concesionarios gozarán del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos de libre disponibilidad un precio no inferior al “precio de exportación de referencia”. El Régimen Promocional establece que, en este supuesto, los productores de hidrocarburos tendrán derecho prioritario a obtener divisas de libre disponibilidad a través del Mercado Único de Cambios por hasta un 100 % del precio obtenido por la comercialización interna del porcentaje de hidrocarburos susceptibles de exportación, siempre que la ejecución del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” haya implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos USD 250.000.000.
 

5.4. Acceso abierto a la capacidad remanente de instalaciones

Los concesionarios asumen el compromiso de brindar acceso abierto a la capacidad remanente de sus instalaciones de infraestructura (incluyendo, sin limitarse a las instalaciones de transporte, compresión y tratamiento) a tarifas de mercado y en condiciones de transparencia y no discriminación, a todo concesionario que lo requiera.
 

6. Contratación de personal local

La Ley de Hidrocarburos establece que la proporción de ciudadanos argentinos empleados por cada permisionario o concesionario no podrá ser inferior al 75 %. La Resolución N° 65 prevé que ese porcentaje deberá alcanzarse en los siguientes plazos: (i) en la fase de exploración, las compañías deberán presentar anualmente un programa para capacitar a ciudadanos locales e incrementar el porcentaje de locales; (ii) en la fase de explotación, durante el primer año de explotación deberá alcanzarse el 50 % de ocupación local, incrementándose en un 5 % cada año hasta alcanzar el 75 % en el sexto año.
 

7. Cláusula arbitral

El Decreto N° 872 autoriza a incluir en los permisos de exploración y/o en las concesiones de explotación cláusulas que establezcan la prórroga de jurisdicción a favor de tribunales arbitrales internacionales con sede en un Estado que sea parte en la Convención sobre el Reconocimiento y Ejecución de las Sentencias Arbitrales Extranjeras (Nueva York, 1958) ("Convención de Nueva York").

En caso de no llegar a un acuerdo entre las partes dentro del plazo de 30 días corridos para llevar adelante negociaciones amistosas, toda controversia por un monto inferior a USD 20 millones será dirimida ante los tribunales federales competentes con sede en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. En caso de que la controversia supere los USD 20 millones, la controversia será dirimida ante un tribunal arbitral.

En este último caso, el tribunal arbitral estará compuesto por 3 miembros, elegidos del modo y en los plazos establecidos por las partes de común acuerdo. A falta de acuerdo, cada parte designará a un miembro del tribunal arbitral dentro de los 60 días corridos posteriores a la entrega de una parte a la otra de una comunicación escrita fehaciente donde indique su intención de someter cualquier controversia arbitrable. El tercer miembro del tribunal arbitral será designado por acuerdo de ambos árbitros entre los árbitros que son miembros de la Corte Permanente de Arbitraje de La Haya, Holanda (“CPA”). Si los árbitros designados por las partes no llegan a un acuerdo en la designación del tercer árbitro dentro de los 60 días corridos de designado el segundo de ellos, entonces, cualquiera de las partes podrá solicitar por escrito al presidente de la Corte Suprema de Justicia de la Nación que efectúe dicha designación entre los árbitros que son miembros de la CPA. Si, transcurridos 60 días hábiles desde la solicitud de cualquiera de las partes, el presidente de la Corte Suprema de Justicia de la Nación no hubiera designado el tercer árbitro, entonces, dicho tercer árbitro será designado por el Secretario General de la CPA, a solicitud de cualquiera de las partes.

El arbitraje se regirá por las reglas que sean acordadas o bien por las reglas de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (CNUDMI - UNCITRAL). El arbitraje será de derecho y se resolverá de acuerdo a la legislación vigente de la República Argentina, en particular la Ley de Hidrocarburos y concordantes, el Decreto N° 872, la Resolución N° 65 y el Pliego.

El sometimiento de la controversia a arbitraje por parte del permisionario y/o concesionario impedirá al accionista extranjero con participación accionaria mayoritaria reclamar al amparo de un tratado bilateral de inversión por los mismos hechos o medidas. Por ello, a los fines de poder iniciar una solicitud de arbitraje, el permisionario y/o concesionario deberá presentar, como condición para su validez, (i) la renuncia de los accionistas extranjeros controlantes o mayoritarios a presentar reclamos bajo un tratado bilateral de inversión en relación con los hechos y medidas que se cuestionen en la controversia sometida a arbitraje; y (ii) un compromiso de indemnidad del permisionario y/o concesionario por los reclamos de accionistas extranjeros minoritarios bajo un tratado bilateral de inversión en relación con los hechos y medidas que se cuestionen en la controversia sometida a arbitraje.

La sede del arbitraje será la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, salvo si el permisionario y/o concesionario esté sujeto a control por parte de accionistas extranjeros. En este último caso, en los términos previstos en el Decreto N° 872, la sede del arbitraje será elegida por las partes, de común acuerdo, entre las ciudades pertenecientes a Estados que sean parte en la Convención de Nueva York. En caso de que las partes no lleguen a un acuerdo dentro de los 60 días corridos de iniciadas las negociaciones para designar la sede del arbitraje, entonces, la sede del arbitraje será definida por el tribunal arbitral en consulta con las partes, de acuerdo a las reglas de arbitraje, no pudiendo el tribunal arbitral fijar la sede del arbitraje en el Estado del que sea nacional ninguna de las partes del arbitraje.

El laudo que emita el tribunal arbitral será final y vinculante para las partes. Contra cualquier laudo del tribunal arbitral, podrán interponerse los recursos de aclaratoria y de nulidad previstos en el artículo 760 del Código Procesal Civil y Comercial de la Nación en los términos allí establecidos, o los recursos que resulten aplicables en la jurisdicción de la sede del arbitraje, los cuales no podrán, en ningún caso, dar lugar a la revisión de la apreciación de los hechos del caso y/o de la aplicación del derecho aplicable.
 

8. Regulación ambiental

La Resolución N° 65 establece que los permisionarios y/o concesionarios deberán emplear las mejores técnicas disponibles para prevenir y mitigar los impactos ambientales negativos; efectuar un uso racional de los recursos; implementar un Sistema de Gestión Ambiental diseñado de acuerdo a modelos internacionales (que incluya evaluación y gestión del riesgo); y dar cumplimiento a todas las disposiciones legales y reglamentarias de la República Argentina, y los Convenios y Tratados Internacionales en la materia, suscriptos y ratificados por la República Argentina.

Según la Resolución N° 65, los permisionarios y/o concesionarios serán responsables por los pasivos ambientales que se generen como consecuencia de las operaciones petroleras bajo su responsabilidad y asumirán los costos de las acciones de remediación requeridas para eliminarlos. Deberán llevar a cabo las actividades relativas al abandono de los pozos que perforen. A su vez, están obligados a adoptar aquellas prácticas comúnmente aceptadas por la comunidad internacional en este tipo de tareas de abandono.
 

9. Colofón

El concurso está lanzado y el proceso de formulación de aclaraciones y/o consultas a la SE estará abierto hasta el 14 de febrero de 2019. Desde el descubrimiento del potencial productivo del yacimiento petrolífero Vaca Muerta en el año 2011, las fuentes no convencionales han acaparado la mayor parte de la atención en lo que respecta a la actividad petrolera argentina. Sin embargo, el desarrollo de los yacimientos offshore no debería ser excluyente, sino que debería apostarse por su desarrollo de manera complementaria.

El desarrollo de esta licitación internacional implicará inversiones de relevancia en el sector y en el desarrollo de la actividad de hidrocarburos en la Argentina.

Bien se sabe que la producción no convencional requiere de tecnología específica y grandes inversiones, lo cual lleva intrínseco un mayor riesgo. Una forma de diversificar el riesgo en la búsqueda de aumentar la producción y así asegurar el abastecimiento de la matriz energética dependiente en gran medida del gas natural es fomentando la exploración y desarrollo de la producción offshore.

Además, y especialmente a partir de la aprobación definitiva del nuevo límite exterior de la Plataforma Continental Argentina por parte de las Naciones Unidas entre 2016 y 2017, que resultó en la incorporación de un millón setecientos ochenta y dos mil quinientos kilómetros cuadrados a la Plataforma Continental, la plataforma marítima argentina presenta una oportunidad por demás interesante para aquellas compañías con interés en la explotación de recursos offshore.

Si consideramos las fuertes inversiones y el aumento de producción en las áreas no convencionales de Vaca Muerta, y sumamos las inversiones esperadas en áreas offshore y en energías eólica, solar y otras renovables (que se espera que provean el 20 % de la matriz energética para el 2025), la Argentina debería no solo autoabastecerse, sino también convertirse nuevamente en un país exportador de energía en los próximos años.

Fuente: Secretaría de Gobierno de Energía