Energía, Oil & Gas

La receta para explotar petróleo, que se convierte en una nueva fuente de dólares

Por efecto de la caída de la demanda interna durante la pandemia, en 2020 la Argentina exportó volúmenes de petróleo que no se veían hace al menos una década. El crudo de Vaca Muerta llegó por primera vez a refinerías internacionales y confirmó su potencial: ¿hecho aislado o muestra de lo que vendrá?

La industria petrolera global atraviesa una de las etapas más inquietantes de su historia. La crisis del coronavirus disparó la caída de precios más abrupta de las últimas décadas, pero aquello fue apenas el comienzo. 

La disputa entre Rusia y Arabia Saudita para coordinar el recorte de la producción de la OPEP+ en el inicio del lockdown global marcó la pauta de lo difícil que sería operar en un mundo sin aviones, sin personas yendo a su oficina, sin roadtrips en ninguna carretera del mapa. 

Sobraba petróleo y la capacidad de almacenaje se colmó rápidamente, generando imágenes insólitas como la de los precios negativos en los futuros del WTI en los Estados Unidos. La estructura de evacuación del crudo americano es todavía limitada (la exportación estuvo prohibida entre 1975 y 2015) y el exceso en cuencas como Permian no encontraba destino. 

El desplome de los precios fue especialmente duro en esa suerte de Vaca Muerta Texana, donde las petroleras independientes que habían capitaneado el boom de años anteriores debieron afrontar su alto grado de apalancamiento. 

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Chesapeake debió reorganizarse bajo el Chapter 11, Noble fue comprada por Chevron en u$s 5000 millones, Occidental sigue desprendiéndose de activos para pagar la rutilante compra de Anadarko en 2019.

La crisis del Covid-19 también aceleró la agenda verde y la presión para que las principales compañías de hidrocarburos adopten una estrategia renovable es cada vez mayor, incluso dentro de sus propios directorios. 

La transición energética sin embargo es sinuosa, y en la recuperación pospandemia de un mundo que necesita salir de la recesión, el petróleo es hoy insustituible. Aquello quedó a la vista en la carta del presidente de Estados Unidos a la OPEP+ a principios de agosto para que sus miembros aumenten el nivel de producción para así bajar el precio del barril, que en junio se acomodó cerca de los u$s 70 y no ha descendido desde entonces. Joe Biden y su "Green New Deal" no pueden permitir que sus compatriotas sigan pagando más de u$s 3 por el galón de gasolina.

Para la Argentina, la crisis de los precios del petróleo fue también muy dura, especialmente debido a la extensión de las cuarentenas. Solo el gasoil que demandaron las dos muy buenas cosechas del agro en 2020 y 2021 sostuvo un nivel razonable. El resto de la demanda, desde el jet fuel hasta las naftas para automovilistas particulares, aún hoy no recuperaron su nivel prepandemia. Pero como dice aquel proverbio chino que a veces parece un mal chiste: la crisis también fue oportunidad. En 2020, la Argentina exportó un total de 28 millones de barriles de petróleo, el número más alto desde 2010.

Lo más interesante del caso es que por primera vez desde el inicio de las perforaciones en 2013, el crudo de Vaca Muerta fue probado en refinerías de varios lugares del mundo: en Chile y otros países de la región, en los Estados Unidos y hasta en Asia. Que aquellas colocaciones sean una anécdota o el primer capítulo de la Argentina convertida en exportadora estable de petróleo depende de la capacidad de incrementar la producción. 

Según escenarios como los de Bain & Company, el desarrollo masivo de la formación no convencional le permitiría a la Argentina exportar 500.000 barriles de petróleo diarios, un ducto de ingreso de dólares solo equiparable con el complejo agroindustrial. La ventana de oportunidad sin embargo no es eterna. Y según los especialistas, lo que ocurra dentro de los próximos cinco años definirá si la Argentina habrá aprovechado su oportunidad. ¿Qué se necesita para exportar petróleo? A continuación lo explican los líderes de la industria.

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Los brotes negros

Las exportaciones de petróleo en 2020 y 2021 fueron lideradas por Pan American Energy, la compañía integrada de hidrocarburos cuya rama en downstream es Axion y que pisa fuerte sobre todo en el Golfo San Jorge, Chubut, la primera meca del petróleo argentino. La compañía que tiene su origen en Bridas y la asociación entre BP y la china CNOOC es la principal exportadora del país hace casi dos décadas. "Hemos tenido ciclos donde nuestros principales compradores estaban en los Estados Unidos, luego emergió China y hoy tenemos una combinación de clientes que buscan el crudo Escalante para la producción de combustible de bajo azufre, que se suman a los compradores históricos", dice Daniel Ciaffone, gerente Ejecutivo de Integrated Supply y Trading de PAE. El crudo Escalante es el típico del yacimiento de Cerro Dragón, en la zona del golfo, y es un crudo pesado, que las refinerías argentinas absorben solo en parte.

   Daniel Ciaffone, gerente Ejecutivo de Integrated Supply y Trading de PAE   

La novedad de 2020, como dice Ciaffone,  fue la oportunidad del crudo shale de Vaca Muerta, más liviano que el Escalante, de características similares a las del crudo Medanito, el característico de la Cuenca Neuquina. En la industria se habla del "Nuevo Medanito", con mayor grado API (más liviano) y con menor contenido de azufre. "Es un crudo que el mundo no comercializaba, las refinerías no lo tenían estudiado y no sabían aún cómo sacarle el máximo provecho", explica Ciaffone. "Ese capítulo del desarrollo comercial hoy ya está completo. 

El capítulo que sigue es el de conseguir un flujo estable de exportación, que consolide el apetito del mundo por este crudo. Es una dinámica en la que todos se benefician y a lo que nosotros contribuimos porque estamos ampliando nuestra producción que consumimos en la Refinería Campana (una inversión de u$s 1500 millones, la más importante en los últimos 30 años en el sector de refino) y así ampliamos el surplus exportador de toda la cuenca. La exportación a su vez atrae inversión. Es un círculo virtuoso que debemos proteger como industria y como país".

La performance más destacada en las exportaciones desde Vaca Muerta la tuvo sin dudas Vista Oil & Gas, la compañía fundada en 2017 por Miguel Galuccio, el ex CEO de YPF. Con resultados prometedores en su bloque de Bajada del Palo, Vista explicó alrededor del 40% de las exportaciones de Vaca Muerta en 2020. Fueron 2,8 millones, sobre un total 7,1 millones en toda la Cuenca Neuquina. En el segundo trimestre de 2021, el mercado interno ya significó el 83% de sus ventas totales. Una muestra de la lenta pero creciente recuperación en los surtidores.

El optimismo de Vista respecto de su potencial fue refrendado con dos anuncios en el mes de junio. Primero la venta del 10% de la participación de la compañía en el bloque Coirón Amargo Sur Oeste, con el objetivo de acelerar el desarrollo de Bajada del Palo Oeste, su bloque insignia. Allí, anunció un acuerdo de inversión conjunta por u$s 250 millones con Trafigura Argentina para el desarrollo de veinte pozos. Trafigura es uno de los traders de petróleo más importantes del mundo, pero además tiene tres activos clave en el país: la terminal de Campana, la refinería de Bahía Blanca y la estructura de comercialización de combustibles de Puma Energy.

Una de las colocaciones más llamativas para el petróleo de Vaca Muerta fue en las refinerías de la Costa Oeste de Estados Unidos, compitiendo directamente con el crudo de Alaska y el propio Golfo de México. Durante los últimos meses de 2020 se comprobó que, si bien demandó tiempo, el costo logístico fue competitivo. El crudo viajó de Neuquén hasta el puerto de Bahía Blanca, y luego en barco hacia el sur para cruzar el estrecho de Magallanes para finalmente retomar hacia el norte a través del Pacífico.  

Diego García, partner de Bain & Company en Buenos Aires

Para Diego García, partner de Bain & Company en Buenos Aires y quien lidera la relación con la industria petrolera en la región, el destino al que debería apuntar la Argentina es primero a la región y luego a Asia. "Si pensamos en el potencial full, no creo que se puedan colocar más de 200.000 barriles diarios en la región: sobre todo Chile, Perú, quizás Colombia, y quizás algo en el sur de Brasil. Eso ya sería un gran avance. Todos los demás tienen que mirar seguramente a Asia, que es el nuevo gran polo de refino. Pero tenemos que posicionarnos. Los crudos livianos están ganando mucho espacio en la agenda global porque son más ecológicos: la huella de carbono para refinarlos es más baja", explica.

Para García, a partir de ahora la clave es la constancia. "No podés vender dos meses, después desaparecer y después volver. Hay refinerías que sí lo van a comprar porque están preparadas para hacer el blending, pero diría que el 70% del parque de refinerías está tuneado para determinado tipo de crudos y tienen que meterlos en su dieta de manera estable. Caso contrario, los venderás con un descuento importante a un trader que lo distribuye. Necesitamos una industria que genere saldos continuamente. Para hacer eso, necesitás previsibilidad para las inversiones y una cadena de supply que te permita traer el equipamiento necesario".

Números

128 millones de dólares es lo que consiguió YPF por la exportación de crudo durante 2020

42.000 barriles quiere producir diariamente Shell durante 2022. Para este año espera terminar con 30.000 al día

27.905.039 barriles se exportaron en total durante 2020

17,11% crecieron las exportaciones de petróleo respecto a 2019

2010 es el año que se exportó más que durante 2020: 33,4 millones de barriles

u$s 921,38 M se recaudaron por todos estos envíos, cifra que estuvo por debajo de los u$s 1438 millones de 2019

Cuestión de precios

En su última presentación ante los inversionistas de Vista, Galuccio explicó que el precio en el mercado interno se ubicó entre los u$s 54 y u$s 55 por barril en el segundo trimestre de 2021, mientras el Brent (precio de referencia internacional) oscilaba cerca de los u$s 63. La brecha de precios entre el mercado interno y el de exportación también fue importante en el inicio de la pandemia, pero de manera opuesta a la actual. Para paliar la crisis de la industria, el Gobierno estableció un precio sostén de u$s 45 por barril.

El decreto de mayo de 2020 también estableció una disminución de las retenciones, en un nivel de entre 0% a u$s 45 y 8% en caso de que llegase a u$s 60. La medida, coinciden en el sector, fue un alivio para recomponer las cuentas de las compañías, pero en el panorama actual con un barril por encima de los u$s 70, es extemporánea. La principal preocupación es qué capacidad tiene el mercado interno para llegar a esos precios con surtidores congelados para no echarle más nafta al fuego de la inflación.

"Es difícil estimar en este momento que sucederá", dice Sean Rooney, presidente de Shell Argentina. "Dependerá de muchos factores, entre ellos de lo que se decida en la nueva ley de hidrocarburos. Vender localmente tiene sus ventajas, es más directa nuestra contribución al desarrollo del país y por cercanía al consumidor local, el costo logístico es menor."

"Pero para poder hacerlo, los precios locales y la cadena de valor local deben ser coherentes con los precios internacionales. Eso se logra con un mercado suficientemente abierto, con acceso a divisas, negociaciones libres de precios entre productores y refinerías y la posibilidad de exportar para las operadoras y de abastecerse del mercado internacional para las refinerías. Hoy no es así, y por eso una vez que está abastecido el mercado interno, la preferencia pasa por exportar. Esta salida se abrió con más fuerza el año pasado por la caída de la demanda local, pero si la cuenca alcanza el desarrollo que queremos, vamos a poder abastecer un mercado doméstico en crecimiento y exportar al mismo tiempo", dice.

Sean Rooney, presidente de Shell Argentina

Tras la puesta en marcha de una nueva planta de producción en Vaca Muerta, Shell plantea terminar 2021 con un nivel de 30.000 barriles por día, la primera etapa de un plan anunciado en 2018 con el que esperan llegar a los 42.000 barriles diarios en 2022: un triple de su nivel actual. "Mantuvimos nuestro plan y lo que estamos viendo ahora son los resultados de esa confianza", plantea Rooney. 

Según estas versiones, las empresas estarían habilitadas a exportar hasta el 50% de la producción incremental que sumen al mercado. Para Rooney, los dos aspectos más importantes a incluir allí son "la capacidad de acceder a divisas y poder comerciar en el mercado local con precios alineados a los precios internacionales. Se pueden hacer muchas cosas más, pero esas dos son esenciales para generar la competitividad y la confianza que necesita un inversor para decidirse por invertir proyectos energéticos en Argentina".

"Medidas como la reducción de los derechos de exportación que se establecieron en el 2020 favorecieron la exportación del crudo", afirma Daniel De Nigris, Lead Country Manager de ExxonMobil. 

La filial exportó el primer crudo no convencional de de la compañía a partir de sus bloques en la cuenca neuquina, principalmente Bajo del Choique - La Invernada y Los Toldos I Sur. Para De Nigris, continuar por ese camino requiere "generar las condiciones de previsibilidad y sostenibilidad en el tiempo que hagan que el desarrollo de nuestros recursos sean competitivos a nivel internacional. Las reglas sostenidas, claras y predecibles en el tiempo son un requisito crucial para que la industria ejecute más inversiones".

Daniel De Nigris, Lead Country Manager de ExxonMobil

Ciaffone, de PAE, cree que "sin dudas, la industria funciona mejor cuando los precios domésticos del petróleo y los combustibles están en línea con los internacionales. Claro que ello implica volatilidad, que debe administrarse creativa y responsablemente por todos los jugadores. Desde fines de 2014 vivimos una nueva dinámica de precio internacional del petróleo con subas y bajas pronunciadas. Pero la experiencia argentina y también la internacional muestran que un andamiaje regulatorio que intente desacoplarse de los precios internacionales cruje tanto en las subas como en las bajas".

Crudo for export

En su última call con inversores, el CEO de YPF, Daniel Affronti, afirmó que "aunque actualmente compramos crudo para abastecer a nuestras refinerías, esperamos convertirnos en un exportador neto en unos años, ya que continuamos focalizados en desarrollar todo el potencial que tenemos en Vaca Muerta". Alejandro Lew, CFO de la compañía de mayoría estatal, agregó que "vemos que YPF es un exportador neto y que todo el país es un exportador neto de una manera muy significativa". Sin embargo, "no en el muy corto plazo. Probablemente llevará algunos años, pero vemos esa posibilidad".

Durante 2020, YPF logró exportar crudo por u$s 128 millones, colocándose detrás de PAE en el ranking general. En lo que va de 2021, y aunque la producción aumentó notablemente, la capacidad para generar saldos fue mucho menor, un 82% menos que el año pasado. Llamativamente, el rubro de exportaciones que más dólares aportó a YPF fueron granos y harinos, producto del sistema de canjes con el sector agrícola.

"Lo que pasó en 2020 es que terminaste de validar a Vaca Muerta como activo de clase mundial. Que tenés el recurso, que lo podés sacar a costo muy competitivo y que es valorado en las refinerías de todo el mundo. Eso no estaba tan claro", dice Rodrigo Álvarez, economista y consultor de la industria hidrocarburífera.

"¿Esto qué quiere decir? Que la Argentina tiene un vector disponible fuera del agro para generar dólares de manera rápida", agrega. Álvarez confía en que más temprano que tarde y con los incentivos correctos se retomará la "velocidad crucero de inversión" en Vaca Muerta, que en sus mejores años estuvo entre los u$s 4.000 y u$s 5.000 millones. 

"Pero podríamos acelerarla mucho más", asegura. "El principal condicionante por supuesto es macro. Paradójicamente, la Argentina necesita dólares y los dólares están ahí. Necesitamos reconstruir los puentes con la comunidad financiera internacional para que las operadoras puedan invertir. Para no tener el trade off entre mercado internacional y mercado local, tenemos que generar las condiciones para que la inversión acelere. No tenemos un problema de oferta o de capacidad productiva. Tenemos un problema de inversión".

Para Diego García, de Bain, Vaca Muerta tiene grandes ventajas en la "big picture" global. "Las grandes compañías petroleras están repensando su portafolio y se van a quedar en donde sean muy competitivos, donde sepan que pueden sacar el petróleo a u$S 35 por barril. El nivel de precios que vemos hoy es coyuntural. En cualquiera de los escenarios que corremos nosotros, el precio debería estabilizarse cerca de los u$s 50. 

¿Esto qué quiere decir? Que nadie va a iniciar proyectos por encima de esos precios. Y en Vaca Muerta ya están todas las major. Está Chevron, Wintershall, ahora también ConocoPhillips, los grandes jugadores del Permian están acá. Vaca Muerta puede producir petróleo a 25 dólares, tenemos que ser ambiciosos".

Aún en el escenario de aceleración de la agenda verde y reemplazo de los hidrocarburos, García cree que la oportunidad de Vaca Muerta es real. Pero "los próximos cinco años son críticos para meternos en un sendero fuerte de crecimiento. El pico de la demanda es inevitable que sea antes de 2030. Pero si hoy mismo se prohibiera perforar un nuevo pozo, la producción caería 3, 4% al año. Y no va a caer. Todo el potencial de petróleo no convencional en Argentina técnicamente recuperable son 27 billones de barriles. 

Con los escenarios de demanda que planteamos nosotros, habría que meter 10 Vaca Muertas y sacarlo todo. Queda un negocio de hidrocarburos muy grande, que tiene que hacerse de manera mucho más eficiente con una huella de carbono más baja. Pero que todavía es muy importante".

Vaca Muerta x 100

Pablo Bizzotto es uno de los hombres clave para entender la historia de Vaca Muerta. A partir de 2016 encabezó un cambio de paradigma en YPF para migrar la producción de pozos verticales a horizontales, el método que prevaleció y potenció la baja de costos y la productividad en toda la industria. Fue VP de Upstream de la compañía entre 2017 y 2020, y antes había trabajado más de 10 años en PAE, donde llegó a dirigir la producción en Cerro Dragón. Desde septiembre de 2020 es CEO de Phoenix Global Resources, uno de los jugadores más novedosos en Vaca Muerta, a la que Bizzotto considera todavía una "startup".

Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources

La compañía nació de la fusión entre Andes Energía PLC y Mercuria, un importante trader global con sede en Ginebra. A fin de año, Bizzotto obtuvo el financiamiento para negociar la concesión no convencional de Mata Mora con una inversión de u$s 110 millones para un proyecto piloto con cuatro PADs de tres pozos horizontales cada uno, que planean finalizar en 2 años. 

Además, en agosto comenzaron los movimientos para la exploración en Corralera, en la zona de Rincón de los Sauces, al norte de Neuquén. "Si logramos descubrir el potencial, que todavía es muy exploratorio, puede ser una refundación de la zona. Es casi revolucionario. Sería fundar un nuevo Añelo en Rincón de los Sauces".

Pese a su indisimulable entusiasmo con Vaca Muerta, Bizzotto plantea que "para acelerar en no convencional no se puede descuidar el convencional. Cuando estaba en YPF, el 70% de mi agenda lo ocupaba en el convencional. Yo insisto en que si no se hace lo necesario, todo el esfuerzo que hagamos en Vaca Muerta será para balancear la declinación natural de los pozos convencionales. Por eso trabajamos tanto en la recuperación secundaria y terciaria en YPF. Sigo sosteniendo ese paradigma de que si no ayudamos a que esos campos maduros, que todavía tienen un componente muy fuerte en la matriz de hidrocarburos, no los ayudamos a que declinen suavemente, el exceso de hidrocarburos no va a ser tan sustentable".

Resuelta o morigerada esta declinación, Bizzotto cree que el potencial exportador de Vaca Muerta es enorme. "Es un tren que no hay que dejarlo pasar. Ya construimos las vías, armamos la máquina, la pusimos a funcionar. Y ya es un tren bala. Ahora falta que llegue a la estación. Vaca Muerta nunca se puede pensar solamente para el desarrollo doméstico. Es mirando al mundo. Aunque seguramente necesitemos más infraestructura, el sistema de Oldelval está preparado para llevar el petróleo de Neuquén a Bahía Blanca, y también hacia Chile. Yo creo que esta es la mejor muestra de lo que puede ser una política de Estado y de consenso. Si fui optimista cuando los pozos nos costaban 30 millones de dólares, ahora que nos cuestan debajo de 10 no puedo no serlo".

Bizzotto cree que el proyecto de Mata Mora puede alcanzar los 40.000 barriles diarios de producción, y afirma que Corralera ya tiene interesados entre las major para asociarse como operadores. Pero es consciente de que las decisiones de inversión no eligen "entre Vaca Muerta, Mendoza o Chubut. Vaca Muerta compite con el Permian. Por eso, a la incertidumbre que tenemos con el precio del petróleo no le podemos seguir agregando incertidumbre argentina. El crudo debe valer lo que vale en el mundo. De una vez por todas tenemos que dar certezas para que la gente invierta. Para que en Vaca Muerta no haya 20 o 30 equipos. Para que haya 100. El día que tengamos 100 equipos perforando no nos va a preocupar el abastecimiento del mercado interno porque va a haber petróleo de sobra".

Levemente gasificada

La exportación de crudo es más sencilla que la exportación de gas, tanto en términos logísticos como comerciales. "En cuanto a infraestructura hay dos escalas de trabajo", explica Daniel Ciaffone, de PAE. "La primera es reactivar la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina que sirvió bien a aquellos máximos históricos de producción convencional. Esa tarea está en marcha, tanto para la exportación desde Bahía Blanca como desde Chile. Es capacidad suficiente para tener un flujo de exportación relativamente estable, aunque modesto. Sin embargo, si tenemos la ambición de hacer de Vaca Muerta un play de escala global, como es el Presal en Brasil, debemos escalar la infraestructura".

En gas, las rutas de evacuación existentes son en primer lugar las que conectan al país con Chile, país con el que existieron contratos firmes de exportación hasta 2004, cuando Néstor Kirchner decidió suspenderlos desatando un duro conflicto diplomático. "Chile tiene una demanda agregada potencial de alrededor de 20 mm de m3 para reemplazar al carbón con gas, que es un excelente combustible de transición. Sería triste no aprovecharlo. Está la infraestructura preparada", dice Diego García, de Bain. 

Además existen conexiones con Uruguay e incluso con Brasil, para alimentar a la central térmica de Uruguaiana, en Río Grande do Sul. La prioridad sin embargo todavía es extender la red de gas para sustituir las importaciones que, durante los meses más fríos del año, pesan fuerte sobre la cuenta corriente. Ese propósito tiene el flamante Gasoducto Néstor Kirchner, por el que acaba de cerrarse un acuerdo para financiarlo con u$s 1.550 millones de China. El gasoducto conectará a Neuquén con Buenos Aires y Rosario.

Durante 2017 y 2018, tanto en la industria como en el Gobierno se hablaba con relativa certeza de la necesidad de construir una planta de Gas Natural Licuado para exportar gas en barcos y atacar al mercado asiático. La crisis macro argentina puso on hold el proyecto que demandaría una inversión de al menos u$s 5000 millones, y que García considera muy complejo desde el punto de vista de estructuración contractual, comercial y financiera:

"Tenés que asegurar la provisión de gas, la compra de gas y la financiación. Además, los costos pueden ser muy justos. Hoy vemos precios altos, pero prepandemia veíamos barcos en Japón con GNL de u$s 7,5. De ese precio, el costo del gas son u$s 3. O sea, es más caro licuarlo y llevarlo que el propio gas. En petróleo, es totalmente al revés. Tenés u$s 3 de costo logístico sobre un precio que hoy está en u$s 70".

Según Pablo Bizzotto, la Argentina debería ir por etapas. "Lo primero es convertirse en un proveedor confiable. La palabra es ‘mandatorio'. Tenemos que respetar como política de Estado la exportación durante 365 días del año. Si durante el pico de la demanda en invierno tenés una necesidad puntual, puede evaluarse, pero tenemos que sacarnos de encima esas discusiones superfluas de que venga el barco es malo. Si exportás gas seguramente necesites cubrir algún pico, pero lo ganás durante todo el año".

La elasticidad de la demanda es un problema tanto en el pico como en el valle: sin capacidad de colocar gas durante otoño y primavera, alcanzar el suministro para el nivel máximo en invierno y, cada vez más habitualmente, para la demanda eléctrica en verano, es un gran desafío. Aunque en el crudo, la estabilidad también es un requisito, en gas, los contratos requieren extrema previsibilidad. Vaca Muerta necesita infraestructura de evacuación para escalar al nivel que promete su potencial. El aumento de la producción empujado por el reciente Plan Gas tiene un límite precisamente allí. Crear las condiciones comerciales para que tenga sentido esa nueva infraestructura es uno de los desafíos más urgentes de Vaca Muerta. 

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