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Informes de Cadenas de Valor: Hidrocarburos

Authors:
  • Secretaría de Gobierno de Ciencia Tecnología e Innovación Productiva

Abstract

Este informe tiene por objeto realizar una descripción analítica y estructural de la cadena de valor de los hidrocarburos. Se consideran temáticas como: la configuración de relaciones económicas; su contexto internacional y tendencias; su proceso productivo y su evolución; la localización territorial; la incidencia de las políticas públicas, entre otros aspectos de relevancia.
Ministerio de Hacienda y
Finanzas Públicas
Presidencia de la Nación
Secretaríade Política Ecomica y Planificación del Desarrollo
SubsecretaríadePlanificación Económica
Dirección Nacional dePlanificaciónRegional
Dirección Nacional dePlanificaciónSectorial
INFORMES DE
CADENAS DE VALOR
AÑO 1 - N° 6 Julio 2016
Hidrocarburos
ISSN 9999-5554121
ISSN 2525-0221
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AUTORIDADES
Ministro de Hacienda y Finanzas Públicas
Lic. Alfonso Prat-Gay
Secretario de Política Económica y Planificación del
Desarrollo
Lic. Pedro Lacoste
Subsecretario de Planificación Económica
Dr. Ernesto O´Connor
Directora Nacional de Planificación Sectorial
Lic. Paula Nahirñak
TÉCNICOS RESPONSABLES
Mariano Ramón, Lic. Mariela Ruggiero
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INDICE
RESUMEN EJECUTIVO 6
Indicadores Seleccionados 7
Esquema de la Cadena 7
I. ESTRUCTURA DE LA CADENA 8
II. SITUACIÓN PRODUCTIVA Y ECONÓMICA 10
II.1. Extracción y reservas 11
II.2. Transporte, refinación, distribución y comercialización 14
II.3. Refinación de petróleo 14
II.4. Distribución y comercialización 16
II.5. Capacidad productiva 17
II.6. Ventas al mercado interno 18
II.7. Comercio internacional 19
II.8. Vinculaciones con otras cadenas 20
II.9. Empleo 21
II.10. Costos y márgenes 22
II.11. Estructura de mercado y perfil empresario 24
II.12. Precios Internos 25
III. MERCADO GLOBAL 26
III.1. Producción, comercio y precios 26
II.2. Pronósticos de oferta, demanda y precios 29
IV. LA CADENA Y SU LOCALIZACIÓN TERRITORIAL POR PROVINCIAS 30
V. POLÍTICAS PÚBLICAS RELEVANTES 32
VI. OTROS ASPECTOS RELACIONADOS 35
IV.1. Ambientales 35
IV.2. Innovación 35
VII. DESAFÍOS Y OPORTUNIDADES 38
VII.1. Identificación de principales desafíos y tendencias de la cadena 38
BIBLIOGRAFÍA 39
Bases de datos y páginas web consultadas 39
ANEXOS 41
Anexo metodológico 41
Anexo Estadístico 47
Este informe tiene por objeto realizar una descripción analítica y estructural de la cadena de
valor de los hidrocarburos. Se consideran temáticas como: la configuración de relaciones
económicas; su contexto internacional y tendencias; su proceso productivo y su evolución; la
localización territorial; la incidencia de las políticas públicas, entre otros aspectos de
relevancia.
Publicación propiedad del Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas de la Nación. Director Dr. Ernesto O’Connor.
Registro DNDA en trámite. Hipólito Yrigoyen 250 Piso 8° (C1086 AAB) Ciudad Autónoma de Buenos Aires República
Argentina. Te: (54 11) 4349-5945 y 5918. Correo electrónico: ssplane@mecon.gov.ar URL: http://mecon.gov.ar
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GLOSARIO
Balance energético: aplicación de la ecuación de la conservación de la energía a un
sistema determinado. Contabilidad de cantidades de energía intercambiadas por un
sistema.
Barril de petróleo: una unidad volumétrica (crudo, oil) equivalente a 42 galones
americanos, 159 litros.
BBL/DÍA: producción de barriles diarios
Central eléctrica: instalación donde se efectúa la transformación de una fuente de
energía primaria en energía eléctrica.
Ciclo combinado: combinación de una o más turbinas de gas y de vapor en una planta
de generación de electricidad. Sistema que complementa la generación eléctrica
producida con una turbina de gas, con el aprovechamiento del calor residual de la
combustión en una caldera de recuperación. El rendimiento es muy superior a los
sistemas tradicionales de generación de energía eléctrica.
Combustibles fósiles: sustancias combustibles procedentes de residuos vegetales o
animales almacenados en periodos de tiempo muy grandes. Son el petróleo, gas
natural, carbón, esquistos bituminosos, pizarras y arenas asfálticas.
Comercialización: actividad ligada a la compra de energía o gas al por mayor (por
ejemplo, a una empresa generadora o en el mercado mayorista) y la vende al por
menor (por ejemplo, a un consumidor cualificado).
Commodity: término inglés que se utiliza para referirse a las diferentes materias
primas transadas en los mercados internacionales y que su cotización resulta
subyacente a los mismos.
Concesión o permiso: una concesión es el derecho que le otorga el Estado a una
persona física o jurídica para que realice actividades de extracción, de acuerdo con la
ley vigente. En el caso de Argentina, los estados provinciales son propietarios de todas
las riquezas que se encuentran en el suelo y para realizar la exploración y la
explotación de un recurso se tiene que solicitar un permiso.
Distribución: actividad dedicada a la distribución de energía eléctrica o gas, así como a
la construcción, operación y mantenimiento de las instalaciones de distribución.
Eficiencia energética: está asociada al concepto de conservación de la energía, pero no
puede entenderse solamente como una reducción del consumo. Los países de América
Latina tienen un desafío doble, crear las condiciones para una adecuada calidad de
vida de toda la población, que en muchos casos necesita aumentar su consumo de
energía, y al mismo tiempo reducir la cantidad de energía que es convertida en bienes
y servicios.
ENARSA: Energía Argentina Sociedad Anónima. Fue creada el 29 de diciembre del año
2004, por la Ley Nacional Nº 25.943 y promulgada mediante el Decreto 1.529/2004.
Energía primaria: fuente de energía natural existente en la naturaleza, como el carbón,
el petróleo, el gas natural, el sol, agua almacenada o en movimiento, las mareas, el
viento, el uranio, calor almacenado en la tierra (geotermia), etc. Se obtienen de la
naturaleza, en forma directa como en el caso de la energía hidráulica, eólica o solar, la
leña y otros combustibles vegetales; o después de un proceso de extracción como el
petróleo, carbón mineral, geoenergía, etc. Después de su transformación, la energía
primaria produce energía secundaria o intermedia (combustibles líquidos, carbón,
electricidad, etc.).
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Esquisto: es un petróleo no convencional producido a partir de esquistos bituminosos
mediante descomposición química, hidrogenación, o disolución térmica. Estos
procesos convierten a la materia orgánica contenida dentro de la roca en petróleo
sintético y gas.
Esquistos bituminosos (lutitas bituminosas): son rocas metamórficas arcillosas,
generalmente negruzcas, que contienen materiales inorgánicos y orgánicos,
procedentes de la fauna y la flora acuáticas. El contenido en petróleo de los esquistos
bituminosos varía enormemente, de forma que de una tonelada pueden extraerse de
75 a 125 litros de petróleo.
Gas Natural: compuesto básicamente por metano, y una pequeña cantidad de otros
gases más pesados dependiendo del yacimiento, como etano, propano, butano, etc.
Gas Natural Líquido: Gas natural en fase líquida mediante la reducción de la
temperatura (a -161ºC a presión atmosférica), para facilitar su transporte y/o
almacenamiento. Para volver a utilizarlo, el GNL debe ser regasificado mediante el
suministro de calor.
M3/DÍA: producción de metros cúbicos diarios
Hidrocarburo: compuesto químico integrado por hidrógeno y carbono.
Reserva: cantidad conocida de un recurso explotable con las condiciones económicas y
técnicas del momento.
Red troncal: infraestructura de comunicaciones que conecta la red secundaria con los
yacimientos principales.
Transportista: empresa que tiene la función de transportar energía eléctrica o gas, así
como construir, mantener y maniobrar las instalaciones de transporte. Las empresas
transportistas están obligadas a brindar libre acceso a sus redes a cambio de unas
tarifas de acceso reguladas por el Estado.
Yacimientos: acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en
rocas porosas o fracturadas.
SIGLAS Y ACRÓNIMOS
BP: Empresa Británica de Petróleo.
BTU: Unidad Térmica Británica. Un BTU equivale a 0,252164 Kilocalorías.
EIA: Administración de Información Energética.
ENARGAS: Ente Nacional Regulador del Gas.
GLP: Gas Licuado de Petróleo.
GN: Gas Natural.
ICLG: Impuesto sobre Combustibles Líquidos y Gas Natural.
IIB: Impuesto a los Ingresos Brutos.
INDEC: Instituto Nacional de Estadística y Censos.
INTI: Instituto Nacional de Tecnología Industrial
IVA: Impuesto al Valor Agregado.
MEyM: Ministerio de Energía y Minería.
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OLADE: Organización Latinoamericana de Energía.
TEP: Tonelada Equivalente de Petróleo.
VC: Valor de Corte, utilizado en la legislación para la determinación de los derechos de
exportación
WTI: Precio internacional del petróleo West Texas Intermediate.
YPF: Yacimientos Petrolíferos Fiscales.
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RESUMEN EJECUTIVO
La cadena hidrocarburífera se desarrolla en cuatro etapas: la extracción del petróleo y el gas, que
comprende también la búsqueda y perforación; transporte; procesamiento; y distribución y venta
de subproductos.
La importancia de esta cadena en el funcionamiento del sistema productivo argentino responde a:
la alta dependencia que posee la matriz energética local respecto de los hidrocarburos, la dificultad
de sustitución de este tipo de recurso por energías renovables y la infraestructura de generación
eléctrica existente, altamente dependiente de la energía térmica.
El mercado local, al igual que en el resto del mundo, se encuentra altamente concentrado en
empresas que a su vez integran verticalmente los distintos eslabones de la cadena, esto responde a
la característica capital-intensiva de la etapa extractiva y de procesamiento.
La ubicación geográfica de los actores de la cadena depende fundamentalmente de la localización
de los recursos naturales. En la Argentina se cuenta con cinco cuencas productivas que se
extienden en las provincias de Formosa, Salta, Jujuy, Mendoza, La Pampa, Neuquén, Río Negro,
Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
El presente trabajo realiza un análisis de las principales variables relativas a la cadena para el
período comprendido entre los años 2010 y 2015 donde se destaca que:
La actividad de exploración tuvo un desempeño estable y la cantidad de metros perforados
por pozo tuvo un incremento substantivo.
Sin embargo, se registra una declinación en la producción de hidrocarburos (tanto de petróleo
como de gas) que da cuenta de una caída en la productividad por perforación efectiva. La
producción de petróleo crudo registró una caída del 9,7% (pasó de 34,2 millones de m3 a 30,9)
y el declino del gas se ubicó en el 9,0% (cayó de 47.083 millones de m3 a 42.860).
La capacidad de transporte total del sistema no esgrimió aumentos, dando cuenta de la falta
de inversión en este segmento y en contraposición, la etapa refinación de petróleo mostró un
crecimiento con dos marcados incrementos en los años 2012 y 2015. Los principales
derivados que apalancaron el aumento en la refinación fueron las naftas y el fuel oil.
Durante los últimos años la cadena esgrime importantes desequilibrios en términos de
comercio exterior, debido a la política energética implementada desde 2003 hasta 2015, que
llegaron a transformarse en problemas de impacto macroeconómicos para el país. El déficit
comercial del sector tuvo un máximo de US$ 6.579 millones en el año 2014.
Las importaciones poseen una participación destacada de gas natural y de gasoil, esto se
explica principalmente por la creciente demanda térmica de las usinas utilizadas para la
generación eléctrica.
Los precios locales de los hidrocarburos se encontraron fuertemente regulados por distintos
instrumentos de política económica, centralmente por medio de derechos de exportación y
acuerdos internos. Esto provocó una disociación que ubicó a los valores mundiales por
encima de la cotización interna durante 2010 y 2014 e inversamente, durante 2015 el barril
doméstico estuvo por encima del precio internacional.
El costo de producción en la etapa exploratoria presenta amplias dispersiones que se
relacionan con las fases productivas en que se encuentran los yacimientos y sus condiciones
geológicas.
En la etapa de refinación, la estabilidad del precio interno del crudo, el ritmo devaluatorio y el
aumento en los precios de los combustibles líquidos implicó incrementos en su margen bruto
medido en dólares que generaron un esquema de rentabilidad con incentivos para aumentar
las colocaciones domésticas.
Durante los últimos años las políticas públicas del Estado nacional generaron una importante
incidencia negativa sobre la cadena de hidrocarburos, especialmente en la etapa extractiva.
Compensaciones directas y beneficios tributarios cubrieron la diferencia entre los costos de
provisión de la energía y los precios que pagó la demanda.
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En este sentido, la estructura de precios relativos de la cadena se vio fuertemente alterada, lo que
tornó inviables las posibilidades de acompañar el incremento de la demanda de energía con las
inversiones necesarias para ampliar la oferta genuina.
A nivel innovativo aparecen algunas áreas de intervención estratégica que se plantean como
desafíos a resolver para el desarrollo de la cadena. En este sentido, la gran potencialidad que posee
Argentina para la explotación de shale gas y shale oil, y la implicancia del uso intensivo de los
métodos de fractura hidráulica para su extracción, se presentan como un elemento clave en el que
su resolución puede definir en forma categórica la lógica de desarrollo sectorial a implementar
durante los próximos años.
En el largo plazo se requiere de un cambio estructural en la matriz energética, que en base a los
avances tecnológicos, permita incrementar la producción de hidrocarburos con métodos
sustentables y migre una parte importante de la oferta a fuentes de energía renovable.
INDICADORES SELECCIONADOS
Unidad de medida
Valor 2015
Variación
2015/2014
Tasa de
crecimiento
acumulativa
2015/2010
Extracción
Millones de m3
30,9
0,03%
-2,02%
Millones de m3
42.860,5
3,41%
-1,86%
Refinación
Millones de m3
12,3
5,36%
0,06%
Millones de m3
11,9
8,78%
3,89%
Millones de m3
4,9
-0,12%
5,01%
Millones de Tn
2,2
-6,95%
-3,63%
Consumo interno
Millones de m3
43.570,6
1,92%
2,88%
Millones de m3
24,8
3,07%
1,86%
Exportaciones
Millones de dól ares
1.419
-55,46%
-23,09%
Millones de dól ares
672,8
-58,56%
-16,15%
Millones de dól ares
437,7
-53,99%
-14,38%
Millones de dól ares
308,9
-49,53%
-12,78%
Importaciones
Millones de dól ares
7.105
-37,08%
10,85%
Millones de dól ares
3.566
-39,66%
34,96%
Millones de dól ares
1.887
-0,38
-0,01
Precios
US$ por Barril
48,7
-47,66%
-9,3%
US$ por millón d e BTU
11,0
-35,53%
3,2%
Empleo registrado
Puestos de trab ajo
18.340
4,95%
1,48%
Puestos de trab ajo
9.309
0,65%
0,31%
Distribución territorial de la producción
Gas natural
Petróleo
Neuquén (47,1%); Estado Nacional (11,5%); Santa Cruz (8,9%);
Chubut (8,4%); Tierra del Fuego (7,1%); Salta (6,6%); Mendoza
(5,7%); Rio Negro (3,6%); La Pampa (1,1%); Formosa (0,1%)
Chubut (30,0%); Santa Cruz (21,2%); Neuquén (19,8%);
Mendoza (14,6%); Rio Negro (6,6%); La Pampa (4,2%);
Tierra del Fuego (1,4%); Salta (1,0%); Estado Nacional
(0,9%); Formosa (0,4%)
(1) Incluye p lantas d e tratam iento y separadoras de gas n atural.
Fuente: elaborac ión propia con base en datos d el MEyM, ENARGAS e INDEC.
Participación mundial de la Argentina
Porcentaje
Ranking
Producción
Producción de petróleo crudo
0,71%
27
Producción de gas natural
1,02%
24
Refinación
0,64%
31
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Reservas
Probadas de petróleo crudo
0,13%
35
Probadas de gas natural
0,17%
35
No convencionales de petróleo (shale oil)
6,44%
4
No convencionales de gas natural (shale gas)
10,57%
2
Exportaciones
Petróleo crudo
0,08%
44
Importaciones
Gas Natural por gasoducto
0,81%
28
Gas Natural Licuado
1,96%
12
Fuente: elaborac ión propia con base en datos d e British Petroleum.
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ESQUEMA DE LA CADENA
Fuente: elaboración propia con base en datos del Ministerio de Energía y Minería.
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I. ESTRUCTURA DE LA CADENA
La cadena hidrocarburífera se desarrolla en cuatro etapas compuestas a su vez se por diversas actividades.
Dichas etapas son la extracción, que comprende también la búsqueda y perforación; el transporte, es decir el
traslado de los hidrocarburos desde la “boca de pozo” a las plantas procesadoras; el procesamiento que incluye
la refinación y/o separación de los mismos; y finalmente, la distribución y venta de los subproductos obtenidos.1
La primera etapa, la cual comprende la realización de estudios y diagnósticos de exploración que dan lugar
a la extracción de los hidrocarburos, es considerada como monoproducto2, ya que las características
geológicas en que se encuentran las reservas en nuestro país hacen que éstas actividades se desarrollen en
forma conjunta tanto para el petróleo como para el gas.
Las técnicas utilizadas en este primer eslabón de la cadena, implican que en algunos yacimientos el gas
natural que emerge junto al petróleo pueda ser inyectado a gasoductos, insumido para generar electricidad
en el yacimiento, reinyectado en la formación para presionar la salida de los hidrocarburos aún encriptados
o venteado a la atmósfera3.
Una vez extraídos los hidrocarburos, una parte se destina a la exportación y el resto pasa a la etapa de
procesamiento donde se generan distintos tipos de combustibles que resultan esenciales para la actividad
del transporte terrestre, fluvial, aéreo y para ciertas modalidades de ferrocarril, como así también para
maquinaria agrícola y de la construcción.
Además, en función de la matriz de generación eléctrica nacional, los combustibles son un insumo central
en la generación de electricidad, mediante distintas tecnologías de producción térmica (centrales a vapor,
ciclos combinados, turbo diesel, turbo gas y motores diesel).
Adicionalmente, los combustibles son utilizados por la industria para la actividad de hornos, calderas,
fraguas; así como también por los hogares; comercios y servicios para satisfacer necesidades de cocción,
calentamiento de agua y acondicionamiento de ambientes.
Por otra parte, de la refinación de los hidrocarburos surgen insumos para la industria petroquímica4, así como
también productos de uso final o intermedio en industrias químicas, farmacéuticas, de plásticos y envases.
En términos porcentuales, los hidrocarburos extraídos se distribuyen según los destinos en: gas distribuido en
redes (39%), combustibles líquidos (36%), electricidad (19%), GLP (4%) y el resto de productos primarios (2%).
La importancia de esta cadena en el funcionamiento del sistema productivo argentino responde
principalmente a la dificultad estructural de sustituir a los hidrocarburos por energías renovables en la
matriz energética primaria y a la infraestructura de generación eléctrica existente, altamente dependiente
de la energía térmica (72%)5.
En cuanto a la organización del mercado, cabe destacar que se trata de una estructura altamente
concentrada en empresas que a su vez integran verticalmente los distintos eslabones de la cadena, esto al
igual que en la mayoría de los mercados mundiales de esta cadena, responde centralmente a la
característica capital intensiva de las etapas y en el caso particular de nuestro país, la manifestación
concreta de esta lógica de acumulación del capital petrolero, se dio a partir del desarrolló histórico de una
firma con capitales nacionales que tuvo una fuerte presencia en todas las etapas productivas. A pesar de
ello, la versatilidad que exige la etapa extractiva implica la deslocalización del proceso productivo en
1 Otra segmentación utilizada es la de Ustream para la extracción; Midstream en el transporte y Downstream para la refinación, procesamiento,
distribución y venta.
2 MANSILLA (2013).
3 Esta descripción es agregada y resulta disímil entre las distintas regiones y momentos del año calendario, la reinyección se efectúa
fundamentalmente en meses de verano en las provincias de Neuquén y Mendoza, mientras que el gas aventado proviene de yacimi entos sin
conexión con los gasoductos principales. En nuestro país, existen instalaciones de transporte que permiten inyectarlo en gasoductos que capturan
el 83% del gas extraído, el consumo dentro de los yacimientos en 2014 y 2015 fue del 12%, mientras que el 0,15% fue reinyectado a las formaciones
y el 2,5% fue arrojado a la atmósfera, perdido o no aprovechado.
4 Bencinas, etano, aromáticos, parafinas y asfaltos que son derivados de hidrocarburos líquidos y gaseosos.
5 La energía hidroeléctrica aporta el 23% de la electricidad y la nuclear el 4%.
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diversas empresas proveedoras que funcionan como prestadoras de servicios a nivel mundial. Esto incide
principalmente en los trabajos de perforación, puesta en producción de nuevos pozos y operaciones
complejas de reparación y mantenimiento6, que son realizadas casi exclusivamente por empresas
prestadoras de servicios con equipamiento específico propio.
En este segmento puede identificarse un primer grupo de empresas que intervienen en la etapa extractiva
como operadoras donde se destacan: YPF, Pan American Energy, Total Austral, Pluspetrol y Petrobras,
entre las más importantes del país7.
En lo que respecta a los proveedores de esta cadena, podemos señalar un primer segmento que
corresponde a los que brindan servicios específicos a las grandes empresas, conformado por un grupo de
multinacionales como Halliburton, Baker Hughes, Schlumberger, San Antonio, etc. que poseen la tecnología
necesaria para la realización del trabajo prospectivo y estructural en los yacimientos y que se ubican
geográficamente de acuerdo a la estrategia de localización de las empresas operadoras. Un segundo
segmento de proveedores lo constituyen empresas locales (en su mayoría son PyME nacionales) que
brindan servicios básicos de insumos o equipamiento de baja complejidad y especialización tecnológica,
tanto a las operadoras como a las grandes prestadoras de servicios.8
Tal como se mencionó, una vez determinada la existencia de hidrocarburos en un yacimiento se comienza
con la extracción comercial y simultánea del petróleo y el gas. A partir de este momento toda la cadena de
hidrocarburos funciona bajo la lógica de un proceso continuo. La extracción puede darse a partir de la
surgencia natural o a través de diferentes métodos de bombeo artificial por medio de las conocidas
“cigüeñas” (extracción secundaria). Cabe destacar que en los dos eslabones siguientes, es decir en el
transporte, así como también en la refinación, el proceso también funciona en forma continua y
automatizada. La etapa de procesamiento es la que comienza a plantear la primera división de procesos en
función del tipo de hidrocarburo. Para el caso del gas el producto extraído se transporta por ductos a
plantas separadoras que habitualmente se ubican en áreas cercanas a la zona de extracción9. Allí se apartan
los componentes ligeros (metano y etano, que constituyen el gas natural), el GLP (propano y butano) y los
gases más pesados (como pentano y hexano).
El gas natural es reinyectado al sistema de transporte mediante el cual es llevado hasta las redes de
distribución para su uso final, también forman parte del sistema las estaciones re-compresoras que son las
encargadas de ir restituyendo la presión que va perdiendo el gas natural durante su transporte. El consumo
se divide en: residencial, comercial, industrial, no energético (incluye industria petroquímica), generación
eléctrica y GNC. El GLP se comercializa a granel, en recipientes, a través de redes de distribución cerrada
para uso residencial o comercial y como insumo de la industria petroquímica.
A su vez, el petróleo es transportado mayoritariamente a las refinerías para obtener los subproductos a
través de su refinación, cerca de un 14% de lo extraído se vende sin procesar a las terminales de
exportación. En función de las distintas calidades de petróleo, existen distintos procesos de refinación a
partir de los cuales se obtiene una gran variedad de productos (Gasoil, Naftas, Insumos químicos, Fuel oil,
GLP y otros), existe además una importante estructura de almacenaje de combustibles, controlada
mayoritariamente por las propias empresas refinadoras. En nuestro país, se da una situación disímil entre
las refinerías grandes como La Plata o Lujan de Cuyo y las de escala menor como Plaza Huincul (todas de
YPF S.A.) y las pequeñas como la de Campo Duran perteneciente a Refinor. Las refinerías con mayor escala
cuentan con procesos más completos y eficientes10, no obstante, el mercado interno se presenta como un
6 Como perforación, cementación y terminación de pozos y construcción de las instalaciones de superficie. En estas intervencion es se incluyen los
trabajos denominadas como work over y pulling, que sirven para aumentar la productividad de los pozos.
7 Exceptuando a YPF S.A que se encuentra controlada mayoritariamente por el Estado Nacional por medio de la Ley de Soberanía Hidrocarburífera
Nro. 26.071 del año 2012, casi la totalidad de las empresas importantes son multinacionales y el resto de las operadoras locales posee capitales
nacionales.
8 Esta estructuración del esquema de proveedores además de responder a los requerimientos de escala congruentes con los niveles de inversión
necesarios (lo que explica los contratos globales entre las empresas de servicios y las petroleras ), responde a la limitada productividad relativa que
posee la producción nacional por causas geológicas.
9 En Argentina, una excepción se presenta en el caso de una planta separadora que se ubica en el polo petroquímico de Bahía Blanca, alejada de las
cuencas productivas de gas.
10 Como craking, reforming o hidrocracking catalítico.
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9 | P á g i n a
limitante al desarrollo de esta etapa, como plantea KAINDL (2009): “el nivel de la demanda de combustibles
en nuestro país genera un límite al incremento de escalas y productividad.
Una vez concluido el proceso de refinado, ya en el último eslabón de la cadena, tenemos la distribución de
los combustibles líquidos en el mercado interno, la cual se realiza mediante dos canales:
mayorista, integrado por grandes petroleras que abastecen a flotas de transporte de mercaderías o
pasajeros, al agro, la industria, las usinas eléctricas y a las estaciones de servicios; y
minorista, compuesto por estaciones de servicio y pequeños distribuidores independientes.
En el año 2015 se encentraban operativas 4.225 estaciones de servicio en el país, concentrando YPF, Shell, Axion
y Petrobrás aproximadamente el 75% de dichas bocas de expendio (en general las estaciones de servicio se
identifican con la marca de las empresas refinadoras). La concentración es aún más importante al analizar las
ventas de derivados (Naftas y Gas Oil). Estos cuatro actores señalados dominan más del 95% de las ventas,
concentrando YPF más de la mitad. Cabe destacar, que YPF y Petrobras están integradas verticalmente
(upstream y downstream) mientras que las refinerías que no se encuentran integradas compran el crudo a las
operadoras que sólo están presentes en el primer eslabón de la cadena, es decir en la etapa extractiva.
En términos de comercio exterior, los hidrocarburos tienen una participación muy significativa a partir del
año 2011, cuándo comenzó a marcarse un sostenido déficit en el sector energético. Esto se originó
centralmente por la caída en la extracción de gas natural y al aumento del consumo interno de energía que
como se definió anteriormente depende significativamente de este tipo de hidrocarburo.
La ubicación geográfica de los actores de la cadena, sobre todo en las primeras etapas, depende
fundamentalmente de la localización de los recursos naturales. Así es como encontramos diferentes
núcleos productivos con reservas y extracción de hidrocarburos donde se encuentran diversas empresas
prestadoras de servicios, estos están vinculados a las cuencas que se encuentran productivas y se destacan:
Comodoro Rivadavia, Neuquén, Mendoza y en menor medida Tierra del Fuego y Salta. Los tres primeros, si
bien no llegan a definirse formalmente como clusters, por su cercanía geográfica y complementariedad
productiva pueden entenderse como núcleos productivos de la cadena. En este sentido, la existencia de
reservas no convencionales en la provincia de Neuquén, podría generar un cluster específico de Shale.
Vaca muerta
Nuestro país cuenta con la segunda reserva mundial de shale gas, después de China y la cuarta reserva
mundial de petróleo en esquisto11. Este reservorio ubicado en la cuenca neuquina, denominado en
forma general como Vaca Muerta, está conformado mayoritariamente de hidrocarburos “no
convencionales” por encontrarse en un tipo de formación muy compacta e impermeable (los poros no
están interconectados entre sí como en el caso de las convencionales). Estas formaciones, reciben el
nombre genérico de shale, tigh, esquisto o lutitas. Para extraer el hidrocarburo de estas formaciones se
utiliza una técnica denominada fractura hidráulica o fracking, que consiste en inyectar a presión un
fluido formado básicamente por agua y arena, más el agregado de algunos aditivos químicos (0,5%). Si
la fisura se abre gracias a la acción de la presión del agua, es necesario garantizar que quede abierta
una vez que la presión disminuya, por este motivo se le agrega arena al agua. La arena ingresa a las
fisuras y las apuntala para impedir que vuelvan a cerrarse.12
En la Argentina existen 19 cuencas sedimentarias, de las cuales sólo cinco de ellas son productivas: Austral,
Golfo San Jorge, Cuyana, Noroeste y Neuquina13. Para visualizar en el territorio nacional las distintas
cuencas sedimentarias ver sección “La cadena y su localización territorial por provincias”.
Finalmente, se destaca que a las particularidades de las actividades que componen la cadena se les suman
las condiciones descriptas para el mercado argentino, dando lugar a un contexto complejo que agrega a la
condición normal de elevado riesgo minero y bajo riesgo comercial, la dinámica de intervención del sector
público argentino. Este contexto intensifica la incertidumbre al momento de evaluar inversiones y
11 En base a datos de EIA 2016:
12 En base a ANADÓN (2014).
13 Las explotaciones de tipo off-shore corresponden al Estado Nacional.
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10 | P á g i n a
congruentemente da lugar a la obtención de significativas rentas para los proyectos que logran
establecerse.
II. SITUACIÓN PRODUCTIVA Y ECONÓMICA
La matriz de generación primaria y secundaria de energía, establece una primera dimensión del rol
estratégico que posee la cadena de hidrocarburos en la economía del país. En los gráficos 1 y 2 se presenta
la evolución de la producción de energía primaria y secundaria junto con la oferta por tipo de energético.
Puede observarse que los hidrocarburos mantienen una alta participación en la oferta energética,
proveyendo el 85% de la energía primaria total. A su vez, los derivados del petróleo y el gas conforman el
93% de la matriz de energía secundaria. En ambos casos se observa que el desempeño creciente de la
oferta no fue acompañado en igual ritmo por la producción y terminó generando un déficit de cobertura en
el año 2014, esta dinámica se presenta en forma destacada en el caso de la producción primaria, donde el
excedente de producción formaba parte de las exportaciones sectoriales.
Nota: en el resto se incluye carbón mineral, leña, bagazo, aceites vegetales, alcoholes vegetales, energía eólica y energía solar.
Fuente: elaboración propia con base en datos del MEyM.
Fuente: elaboración propia con base en datos del MEyM.
Además de poder evidenciar la sesgada orientación hidrocarburífera en la matriz energética nacional, los
gráficos permiten ver la pérdida de autonomía que fue adquiriendo la cobertura de la demanda local de
energía y en consecuencia la delicada dependencia de importaciones, especialmente de Gas Natural y Fuel
Oil14. También se destaca la pequeña incidencia que tienen las energías renovables, en el año 2014 estas
14 Para ver el detalle del desempeño comercial ver apartado “II.7. Comercio internacional”.
21 31 42 45 44
25
29
27 27 27
78
55
90 93
86
78
0
20
40
60
80
100
1991 1998 2003 2010 2014
Resto Energía Nuclear Hidráulica Petróleo
Gas Natura l de Pozo Oferta Producción
Producción de energía primaria y oferta según tipo de energético. Años 1991-2014
En millones de TEP
19 27 29 35 40
10
13 11
17 17
4
67
10 11
4
66
89
61
50
68
75
84 86
0
20
40
60
80
100
1991 1998 2003 2010 2014
Biodisel y bioetanol Gas Licuado Resto
Naftas E nergía Eléctrica Diesel, Gas y Fuel Oil
Gas Distribuido por Redes Oferta P roducción
Producción de energía secundaria y oferta según tipo de energético. Años 1991-2014
En millones de TEP
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aportaron el 4,1% de las fuente primaria donde se destaca el biodisel y el bioetanol que representan el 92%
de las fuentes renovables15.
II.1. EXTRACCIÓN Y RESERVAS
II.1.1 EXTRACCIÓN
La cantidad de pozos exploratorios perforados entre los años 2010 y 2015 mantuvo un promedio estable de
doce pozos mensuales. A su vez, la dinámica de las actividades de perforación que buscan aumentar la
producción en el mediano y largo plazo (representada por la cantidad de pozos de desarrollo), tuvo un
desempeño estable entre los extremos de la serie pero esgrimió un cambio de tendencia en el año 2012;
donde se visualiza “un piso” que representa el 81% del promedio mensual de pozos entre 2010 y 2015. La
cantidad de metros perforados por pozo tuvo un incremento substantivo aumentando un 22% entre los
años analizados (pasó de 1.936 a 2.359 mts. por perforación).
Fuente: elaboración propia con base en datos del MEyM.
Por otra parte, la cantidad de equipos utilizados en la exploración y extracción acompañó el desempeño
creciente descripto por los pozos en el período analizado. Con una variación del 48% entre los extremos, la
distinción cualitativa de este crecimiento se refuerza cuando se analiza la participación de los equipos
ubicados en la Argentina respecto al total de máquinas operativas en el mundo, donde se visualiza que el
incremento local tuvo una correspondencia lineal con el crecimiento en la participación mundial. Cuando se
relacionan las cantidades de perforaciones y equipos puede notarse una asimetría en los desempeños, esto
responde a que parte de los equipos utilizados no se destinan a realizar nuevos desarrollos sino que sirven
para incrementar la productividad de los existentes, se trata de las máquinas definidas como workover.
PETRÓLEO
En relación a la extracción de petróleo, resulta importante destacar la tendencia decreciente que
experimenta a lo largo de todo el período la producción diaria de crudo. Con una caída del 9,7% entre 2010
y 2015, la producción del último período marcó el mínimo de 30,9 millones de m3. La serie muestra fuertes
oscilaciones intermensuales en diciembre de 2010, enero de 2011 y abril del mismo año, todas superiores
al 19%; éstas en particular responden a los conflictos gremiales que mantuvieron prácticamente paralizada
la producción de petróleo en la cuenca del Golfo de San Jorge de la provincia de Santa Cruz.
La empresa operadora más importantes en la extracción de crudo en nuestro país es YPF, en el año 2015
abarcó el 43% de la producción, le sigue PAE (19%) y con una incidencia menor Petrobras, Pluspetrol,
Sinopec y Tecpetrol (6%, 5%, 4% y 4% respectivamente)16.
15 Este tipo de energía comenzó a tener participación a partir del fomento específico que se le dio a la industria local a través de la Ley Nº 26.093 y
el régimen que desgravaba las exportaciones progresivamente y obliga a componer los combustibles locales con una parte crecie nte de
biocombustibles.
0
50
100
150
200
250
300
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2010 2011 2012 2013 2014 2015
Miles de m etros
Pozos
De desarroll o Explorator ios
Mts exp lorator ios Mts de des arrollo
106 pozos
225 Mmts
120 pozos
281 Mmts
Cantidad de pozos y metros perforados. Años 2010-2015
En cantidad y miles de metros
22%
0
1
2
3
4
5
6
0
20
40
60
80
100
2010 2011 2012 2013 2014 2015
Porcentaje
Equipos
Petróleo Gas Participación de e quipos
71
105
Cantidad de equipos en producción según hidrocarburo y
participación mundial. Años 2010-2015
En cantidad y porcentaje
48% 79%
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12 | P á g i n a
La dinámica de participación en el mercado de las firmas se mantuvo estable en el caso de YPF y PAE, pero
los últimos seis años Pluspetrol y Sinopec incrementaron su cuota en detrimento de Petrobras y el resto de
las empresas.
Fuente: elaboración propia con base en datos del MEyM.
Por su parte, en el análisis de la extracción por cuencas sedimentarias entre 2010 y 2015, se observa que
todas las superficies tuvieron un declino en la producción con heterogéneos niveles de intensidad. El área
del Golfo San Jorge produce el 49% del crudo y most una variación del -3,2%, este desempeño logró
compensar las fuertes caídas que exhibieron la cuenca Noreste y Austral, con variaciones promedio del -
27%; y la Cuyana y Neuquina con tasas del -14%.
Este tipo de desempeño por cuenca guarda relación con la etapa productiva en que se encuentran los
yacimientos del área (creciente o decreciente) y el nivel de inversión que posee cada una; a mayor cantidad
de reservas, menor será el costo unitario de los pozos extractivos. En este sentido, el Golfo de San Jorge
que extrae el crudo tipo “Escalante”17, posee el 67% de las reservas existentes en las cuencas productivas
del país, le sigue la cuenca Neuquina con el 22% de las reservas y entre la Cuyana, Austral y Noreste se
abarca el 11% restante.
GAS NATURAL
La tendencia declinante en la extracción de gas registra una intensidad similar a la presentada por la
producción de petróleo, en este caso el declino del gas se ubicó en el 9,0% (cayó de 47.083 millones de m3
a 42.860). Sin embargo, la trayectoria muestra un cambio de tendencia, durante los primeros años la caída
llega al 11% entre 2010 y finales de 2012 y a partir del año 2013 la extracción se estabiliza y comienza un
alza que llega al 3% al final del año 2015 (TCA 2013-15: 2%). Este rebote responde principalmente a los
incentivos directos que el Estado Nacional otorgó a las gasíferas por el aumento en la inyección local,
donde el mecanismo utilizado consistía en ubicar artificialmente los precios locales por encima de los
internacionales18.
En este sentido, las principales beneficiaras de los planes de estímulo mostraron un desempeño creciente
en la extracción de gas, YPF aumentó su producción un 25% entre 2013 y 2015 y PAE un 17%, el resto de las
gasíferas declinó su performance desde el inicio del período destacándose los rendimientos negativos que
esgrimen Petrobras, Pluspetrol y Total Austral (-47%, -41% y -5% respectivamente).
Las firmas que permitieron modificar la tendencia del ciclo operan sobre las principales cuencas gasíferas,
YPF concentra más de la mitad de la cuenca Neuquina (55%) y esta a su vez representa el 57% de la
16 Para más detalle ver Anexo estadístico, sección de extracción.
17 De los denominados pesados (36 grados API). Por el nivel de tecnología existente en las refinerías locales, este tipo de crud o es utilizado en forma
parcial y se destina principalmente al mercado externo.
18 En el período analizado el precio asegurado por la compensación (7,5 US$/millón de BTU) más que duplicó el promedio internacional (3,12
US$/millón de BTU).
-19
-14
-9
-4
1
6
11
16
2.200
2.400
2.600
2.800
3.000
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Porcentaje
Miles de m3
Variación mensual
Miles de m3
-9,7%
Producción de petróleo crudo y variación mensual. Años 2010-15
En miles de m3y porcentaje
2.850
Miles de m3
2.575
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producción, definiéndose como el área de mayor participación en la extracción de gas. PAE posee un 6% de
los yacimientos del área araucana y el 16% de la cuenca Austral, siendo ésta la segunda cuenca gasífera
operativa de la Argentina (23% de la extracción).
Fuente: elaboración propia con base en datos del MEyM.
Fuente: elaboración propia con base en datos del MEyM.
La dinámica de la producción traccionó la actividad de exploración que tuvo su correlato en la cantidad de
reservas gasíferas. Estas muestran una caída sostenida ente 2010 y 2012 (-12%) y luego aumentan hasta
2015 (5%). Esto implicó que las reservas iniciaran el período con una durabilidad de 7 años, cayeran y luego
extendieran su capacidad de abastecimiento a 7,7 años. La mayor cantidad de reservas se encuentran en la
cuenca Neuquina, que mantuvo su participación en el 45%, sin embargo, la cuenca Austral aumentó sus
capitales que sumados a la caída en el resto llevó a incrementar su participación en 11 pp.19
19 Para más detalle de la evolución de las reservas ver Anexo estadístico.
-16
-11
-6
-1
4
9
14
3.000
3.200
3.400
3.600
3.800
4.000
4.200
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Porcentaje
Millones de m3
Variación mensual
Millones de m3
Producción de gas natural y variación mensual. Años 2010 -15
En millones de m3y porcentaje
-9,0%
3.924
MMm3
3.572
40
50
60
70
80
90
100
110
120
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Nivel general
Pluspetrol
Petrobr as
Total Austral
YPF
PAE
Producción diaria de gas natural según principlaes empresas. Años 2010-15
En nivel, Base 2010=100 y en millones de m3diarios
19
4
7
10
15
34
35
MMm3/día 2010-15
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II.2. TRANSPORTE, REFINACIÓN, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
II.2.1 TRANSPORTE DE PETRÓLEO Y GAS
El sistema de transporte de petróleo y sus derivados opera diferenciadamente a través de redes de
oleoductos o poliductos y por medio de buques. La red de ductos está dispuesta fundamentalmente en la
zona centro y norte del país. Ésta trasporta la producción de las cuencas Norte, Cuyana y Neuquina. En
cambio, la producción de las cuencas del Golfo San Jorge y Austral, es enviada a través de ductos hasta las
plantas de almacenaje de las terminales marítimas para luego ser trasportadas por buques. Para visualizar
la infraestructura de transporte ver el Mapa 4 en la sección La cadena y su localización territorial por
provincias”.
A su vez, el sistema de transporte de gas en la Argentina, está dividido en dos grandes regiones. La región
norte, administrada por la empresa licenciataria Transportadora de Gas del Norte S.A. (TGN) y la región sur,
que está administrada por la otra empresa licenciataria, Transportadora de Gas del Sur S.A (TGS ). El mapa
citado anteriormente, expone las trazas principales del sistema de transporte de gas en la Argentina20.
La capacidad de transporte total del sistema, en el año 2015, fue de 43.570 millones de m3 diarios, con un
máximo de 134,4 MMm3/día registrado en el mes de agosto. El comportamiento estacional de la demanda
influye en la asignación al sector residencial que se encuentra priorizada por el Ente Nacional Regulador del
Gas y, en este sentido, la distribución mensual del gas entregado a distribuidoras y transportistas, muestra
como durante los meses invernales cerca del 70% del gas se destina a consumidores residenciales en
detrimento del destinado al sector productivo.
Fuente: elaboración propia con base en datos de ENARGA S.
II.3. REFINACIÓN DE PETRÓLEO
II.3.1 DERIVADOS DEL PETLEO
La evolución de la elaboración de productos derivados del petróleo y el gas desarrollado en las refinerías
del país presentó dos importantes incrementos de igual cuantía los años 2012 y 2015 (5%), esto responde a
una combinación de aumento tanto en la productividad de las refinerías como en su la capacidad instalada,
ambas ampliaciones generaron un agregado de 10,2% en la producción diaria de las fábricas.
Los principales derivados que apalancaron el aumento fueron las naftas, estas explican el 54% del
incremento, a su vez el Fuel Oil aportó el 27% y el resto del incremento se repartieron entre GLP e insumos
químicos (7% y 4%); el único subproducto que incidió negativamente fue el combustible aéreo (-0,5%).
20 Existen también los denominados gasoductos regionales. En este caso y siguiendo el formato del Anuario del Enargas del año 2014, la capacidad
de estos ductos está incluida en los sistemas de TGN y TGS. El mapa exhaustivo, se encuentra en la página Web del Enargas.
1.760
2.997
1.855
1.474
841
1.205
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Millones de m3
Productoras
Distribuidoras
Total
-43%
54%
Gas entregado a distribuidoras y transportistas. Año 2015
En millones de m3y porcentaje
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(1) Incluye: coque, gas de refinería para consumo propio, Lubricantes, Aguarras y Kerosen.
Fuente: elaboración propia con base en datos de ENARGA S.
II.3.2 PRODUCCIÓN DE GLP
La producción local ha experimentado una constante caída durante los últimos seis años, entre 2010 y 2015
se redujo a una tasa anual acumulativa de 3,6%, estableciendo un mínimo en la serie de 181 mil toneladas
en el año 2015.
La producción local se encuentra repartida casi en partes iguales entre propano (1,17 millones de
toneladas) y butano (1,10 millones de toneladas), mientras que el componente mezcla representó en 2015
el 3,3% de la producción (en particular esta categoría viene acelerando su caída).
Fuente: elaboración propia con base en datos de MEyM.
La producción de GLP se origina mayoritariamente en las plantas separadoras de Gas Natural, que durante
los últimos seis años acumularon el 77% de la producción, a su vez las refinerías alcanzaron el 22% y la
industria petroquímica aportó el 1% del total.
En términos regionales, el 45% de la producción proviene de la provincia de Neuquén, el 25% de Bahía
Blanca y el 28% de las refinerías ubicadas en Campana, La Plata y Dock Sud. El polo productor ubicado en
Salta acapara el 4% de la producción total (10% de las refinerías) y la zona Noreste del país no posee
producción de GLP, en este caso la refinería más cercana se ubica en la Provincia de Santa Fe (menos del
1% de la producción de las refinerías).
Los dos productores principales en Argentina son YPF (con 23% de participación sobre la producción total) y
Compañía Mega (22% del total). En una segundo grupo se ubican Transportadora de Gas del Sur (TGS, con
17%) y Refinería del Norte (REFINOR, 13%), finalmente Axion (con 6%) completa el grupo de cinco
empresas que dan cuenta del 80% de la producción.
El gas licuado comercializado en envases resulta el principal producto energético para el sector residencial
que no accede al gas natural de red. La mayor concentración de este tipo de usuarios se encuentra en el
conurbano bonaerense Buenos Aires (34%), seguido por Santa Fe (29%) y Córdoba (9%). Este segmento de
la población se compone mayoritariamente por hogares con bajos ingresos, el 67% de estos se ubican entre
el primer y quinto decil de ingreso. Es decir, que se desprende una relación inversa entre nivel de ingresos
m3/día %
Total 37.264 37.242 39.102 39.104 39.194 41.067 106,4 100
Gasoil 12.238 12.188 12.114 11.850 11.648 12.273 33,0 31
Naftas 9.843 10.453 11.067 10.950 10.951 11.912 29,8 28
Fuel Oil 3.809 3.542 4.171 4.554 4.869 4.863 11,8 11
Insumos químicos 4.177 3.959 4.212 4.269 4.437 4.324 11,6 11
Gas Licuado de Petróleo 1.755 1.774 1.828 1.861 1.886 2.001 5,1 5
Combustibles aeronaúticos 1.644 1.596 1.681 1.670 1.607 1.626 4,5 4
Resto (1) 3.798 3.732 4.028 3.949 3.796 4.069 10,7 10
Producción de derivados del petróleo y el gas. Años 2010-2015
En miles de m3 y porcentaje
Producto
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Promedio 2010-15
3.158
Mm3
-26
-16
-6
4
14
24
130
150
170
190
210
230
250
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Variación
Miles de Tn
Producción de GLP y variación mensual. Años 2010-2015
En miles de toneladas y porcentaje
-17,1%
218
Tn
181
1%
77%
22%
Producción por origen
Refinerías
Petroquímicas
Plantas
separadoras
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del hogar y el consumo de garrafas; por cada hogar que consume GLP en el último decil de ingreso existen
cinco en primero. En términos agregados, el nivel de ingresos promedio de un hogar usuario de GLP
envasado es un 27% menor al de un hogar que no es usuario.21
II.4. DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
II.4.1 COMBUSTIBLES
Una vez pasado el proceso de refinado, la distribución de los combustibles líquidos en el mercado interno
se realiza por dos canales: mayorista22 y minorista, compuesto este último por estaciones de servicio y
pequeños distribuidores independientes. La distribución minorista, cuenta con un total de 4.225 estaciones
de servicio en el año 2015, YPF abarca la mayoría del mercado (37%), seguido por Shell (16%) y en tercer
lugar los establecimientos independientes (bandera blanca, 16%).
En el período analizado, la reducción del 3,3% en las estaciones de servicio, implica un cierre de 144
establecimientos, de los cuales un 59% se encontraban en el interior del país. En este sentido, la menor
cantidad de bocas de expendio encuentra una de sus explicaciones en el incremento del parque automotor
que utiliza GNC, lo que generó un aumento del número de estaciones que comercializan exclusivamente
gas natural comprimido, estas aumentaron un 4% (pasaron de 1.723 a 1.800).
Fuente: elaboración propia con base en datos de MEyM.
II.4.2 RED DE DI STRIBUCN DE GAS
Al igual que lo que sucede en el segmento de transporte, la distribución de gas está a cargo de empresas
que tienen licencias sobre dicho servicio para determinadas regiones geográficas.
En el siguiente cuadro se presentan los datos de distribución y puede observarse que la misma se
incrementó un 15% del año 2010 al 2015. Destacándose Metrogas como la única distribuidora que mermó
su entrega (-10%) y Litoral Gas la que muestra el mayor incremento (34%).23
21 Estos datos surgen en base al análisis de la base de microda tos perteneciente a la Encuesta Permanente de Hogares que desarrolla el INDEC.
22 Integrado por grandes petroleras que abastecen a flotas de transporte de mercaderías o pasajeros, al agro y a las estaciones de servicios.
23 En algunas localidades del país las redes de distribución de gas no están conectadas físicamente a los gasoductos troncales. Esta situación se da
especialmente en el NEA. Las maneras de abastecer las redes de estos centros de consumo alejados del sistema troncal, son div ersas, aunque la
s utilizada es la que se realiza con GLP indiluido (propano vaporizado). Otro sería el caso de aquellos núcleos de consumo qu e no cuentan con un
sistema de redes y por tal motivo, el abastecimiento se realiza a través de un sistema de intercambio de recipientes (garrafas). En estos casos, la
fuente de energética también es el GLP.
0
400
800
1.200
1.600
2.000
2.400
2.800
3.200
3.600
4.000
4.400
2010 2011 2012 2013 2014 2015
YPF Blanca Shell A xion Pe trobras Resto
4.225
4.399 -3,3%
Estaciones de servicio por bandera. Años 2010-2015
En unidaes y porcentaje
I N F O R M E S D E C A D E N A S D E V A L O R J U L I O 2 0 1 6
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17 | P á g i n a
Fuente: elaboración propia con base en datos de ENARGA S.
II.5. CAPACIDAD PRODUCTIVA
Teniendo en cuenta la evolución de la capacidad de refinación, es oportuno analizar en qué nivel se ubicó la
Utilización de la Capacidad Instalada (UCI) del sector durante los últimos seis años. Como puede apreciarse
en el siguiente gráfico, la UCI mostró un promedio del 84%, alcanzando un nivel del 89% en julio de 2015.
Teniendo en cuenta la variación que experimentó la producción medida a través del bloque “refinación de
petróleo” del Estimador Mensual Industrial que desarrolla el INDEC y el dato de utilización de la capacidad
instalada de la misma fuente. Puede inferirse que existen períodos donde los aumentos se adjudican a
incrementos de la capacidad productiva. Esto se destaca en los períodos presentados (marzo de 2013 y
2015) y resultan consistentes con las inversiones realizadas por la empresa YPF en su refinería de Dock Sud.
Fuente: elaboración propia con base en datos de INDE C.
La capacidad productiva de refinación en la Argentina asciende a 36,86 millones de m3 anuales, este valor
representa un 30% de la capacidad productiva de Brasil y un 47% de la de Venezuela. Las refinerías
ubicadas en Buenos Aires representan el 63% de la capacidad instalada e YPF concentra más del 51% de la
misma.
Total 37.808 40.335 41.552 42.915 42.750 43.571 100
Pampeana 6.821 7.043 7.174 7.968 7.864 7.868 18,1
Sur 5.440 6.315 6.224 6.825 7.452 7.443 17,1
Metrogas 8.166 8.468 8.602 8.202 7.465 7.390 17,0
Litoral 4.407 4.688 5.058 5.459 5.630 5.903 13,5
Ban 4.382 4.650 5.002 4.688 4.731 4.746 10,9
Gasnor 3.388 3.560 3.805 3.774 4.069 4.383 10,1
Centro 2.483 2.729 2.797 2.917 2.577 2.799 6,4
Cuyana 2.387 2.519 2.493 2.672 2.561 2.631 6,0
Gasnea 249 273 293 300 299 303 0,7
Paraná 83 89 103 111 101 105 0,2
%
Distribución de gas natural. Años 2010-2015
En miles de m3
Producto
2010
2011
2012
2013
2014
2015
-18
-13
-8
-3
2
7
12
50
60
70
80
90
100
2012 2013 2014 2015
Porcentaje de variación
UCI
Variación en l a UCI Variación im plícita de la capacidad productiva UCI EMI
Variación de la producción y Utilización de la Capacidad Instalada (UCI) en la refinación de petróleo.
Años 2010-2015
En porcentaje
I N F O R M E S D E C A D E N A S D E V A L O R J U L I O 2 0 1 6
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Fuente: elaboración propia con base en datos de las empresas publicados en internet.
II.6. VENTAS AL MERCADO INTERNO
La evolución del consumo final de energía secundaria, en línea con la estructura de la matriz energética,
muestra una gran incidencia de los hidrocarburos y es explicada centralmente por el consumo de gas y
derivados del petróleo (80%).
Fuente: elaboración propia con base en datos de MEyM.
El sector con mayor demanda es el del transporte (31% del consumo promedio ente 2010 y 2014), seguido
por el sector residencial (28%) y el industrial (26%); a su vez el sector agropecuario y comercial participan
con igual cuantía en la demanda (8%).
Por otra parte, cuando se analizan las ventas según el tipo de producto. Se destaca la evolución positiva
que muestran las ventas, con un incremento del 9,6% entre 2010 y 2015 (a una tasa acumulativa anual del
2%), en el último período se registraron ventas por 24,8 millones de m3. Allí el gas oil resulta el producto
más vendido durante todo el período, explicado por el consumo de las centrales eléctricas y al aumento en
la superficie utilizada para la producción agropecuaria.
También se aprecia la participación en segundo orden de las naftas, aquí es conveniente resaltar que las
ventas se acompañan por las variaciones en la demanda automotriz de combustibles más livianos, es decir,
la refinación de nafta de bajo octanaje fue suplantada por la nafta ultra.
Refinería Empresa
Capacidad
productiva
Provincia
Año de
inauguración
Total - 36,86 - -
La Plata YPF 10,97 Buenos Aires 1925
Luján de Cuyo YPF 6,27 Mendoza 1940
Dock Sud Shell 5,80 Buenos Aires 1931
Campana Axion 5,04 Buenos Aires 1911
San Lorenzo Oil 2,92 Santa Fe 1938
Bahía Blanca Petrobras 1,77 Buenos Aires 1926
Campo Duran Refinor / YPF 1,53 Salta 1962
Plaza Huincul YPF 1,46 Neuquén 1975
Resto PyMEs 1,10 - -
Refinerías instaladas en Argentina según capacidad de
procesamiento diario. Año 2015
En millones de m3
Energía secundaria 2010 2011 2012 2013 2014 %
Total 56.174 58.467 57.363 60.273 59.918 100
Electrici dad 9.509 9.967 10.178 10.578 10.899 18,2
Gas distri buido por redes 20.860 22.077 22.011 23.227 22.883 38,2
Deriva dos del petróleo(1) 24.825 25.278 24.316 25.587 25.151 42,0
Otros(2) 980 1.145 858 881 985 1,6
Consumo por tipo de energía y fuente. Años 2010-2015
En miles de TEP
(1) En deri va dos de p etról eo s e i nclu ye: ga s de refi nería , gas l icua do, motona fta to tal,
ke ros ene y ae rok eros ene , dies el oil, ga s oil, fuel oi l, ca rbón res idua l y no e nergéti co.
(2) Otros: ga s de coque ría, ga s d e alto h orno, co que de carbón, ca rbón de leña , bi oe tano l,
bi odi e s e l .
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Fuente: elaboración propia con base en datos de MEyM.
II.7. COMERCIO INTERNACIONAL
II.7.1 EXPORTACIONES, IMPORTACIONES Y BALANZA C OMERCIAL
Los hidrocarburos comenzaron a definir una creciente participación en el comercio exterior argentino a
partir del año 2011. En este período, las importaciones de combustible líquido requeridas para abastecer la
demanda interna terminaron definiendo un déficit comercial que incidió significativamente en el balance
comercial agregado, alcanzando a representar el 18% del total de importaciones en el año 2014. Sin
embargo, en el año 2015 se experimentó una mejora que estribó en la disminución de los precios
internacionales (-37%) y la reducción de las cantidades compradas (-12%).
Por su parte, las exportaciones mostraron una reducción drástica del 69% entre 2010 y 2015. Esta sostenida
caída del 22% interanual tiene correspondencia con el descenso en la producción antes descripto.
Fuente: elaboración propia con base en datos de INDEC.
Las importaciones poseen estructuralmente una participación destacada del gas natural y el gasoil, ambos
acumulan el 73% de las compras en el período 2010-2015. En particular la demanda de Gas natural creció
significativamente en el período analizado y la inyección local se contrajo sensiblemente (-5%); esto
provocó un aumento sostenido de las importaciones provenientes de Bolivia (TCA del 27%) y del Gas
Natural Licuado originario principalmente de Trinidad y Tobago (TCA: 25%).
-12
-7
-2
3
8
1.500
1.700
1.900
2.100
2.300
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Miles de m3
Variación
Miles de m3
Ventas de subproductos del petróleo y variación. Años 2010-2015
En miles de m3y porcentaje
1.883
Mm3
2.037
58%
32%
2%
7%
1%
Ventas por producto
Gasoil
Naftas
Combustible
aeronaútico
Lubric antes
Insumos
químicos
-1500
-1300
-1100
-900
-700
-500
-300
-100
100
300
500
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2010 2011 2012 2013 2014 2015
Saldo Exportaciones Importaciones
Comercio exterior energético y participación. Años 2010-2015
En millones de dólares y porcentaje
-4.399
-6.579
-5.755-2.416-2.799US$ 2. 008 MM
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Nota: en el resto se incluye carbón, naftas (liviana y pesada), crudo, GLP y otros derivados
Fuente: elaboración propia con base en datos de INDEC y ENARSA.
II.7.2 INSERCIÓN INTERNACIO NAL ACTUAL: P ARTICIPACN RELATIVA DE A RGENTINA
Las exportaciones de petróleo crudo de Argentina concentran el 0,2% de las exportaciones mundiales (U$S
1.618 millones). Por otra parte, desde el año 2010 el país es un importador sostenido de Gas Natural
proveniente de Bolivia por medio del gasoducto Juana Azurduy que inyecta 5,4 millones de m3 diarios (un
32% del total de exportaciones de Bolivia). A su vez, las importaciones de Gas Natural Licuado por medio de
barcos ascienden a un promedio de 6,5 MMm3/día y representan un 30% de las importaciones de
Latinoamérica y un 2% de las mundiales.
II.8. VINCULACIONES CON OTRAS CADENAS
La cadena de los hidrocarburos produce principalmente combustibles que son esenciales para el sector
doméstico y de servicios, pero son sensiblemente especiales para la actividad industrial. Los derivados del
petróleo y el gas como insumos difundidos capturan el 9,6% de las compras realizadas por las actividades
económicas nacionales. Este promedio se explica principalmente por las actividades productivas del sector
secundario y de la construcción (10,8%), obteniendo los servicios una menor demanda en los productos de
la cadena (7,0%).
Teniendo en cuenta que nuestro país utiliza mayoritariamente energía térmica para la generación de
electricidad (el 67% de la generación eléctrica proviene del gas y los combustibles líquidos), los
hidrocarburos inciden directa e indirectamente en los sectores productivos. En este sentido, la importante
participación de fuentes hidrocarburíferas en la oferta energética se ordena sectorialmente con la
cobertura plena de la demanda del sector de transporte, el 96% dentro del sector agropecuario, el 93% en
el comercio y el 87% de la energía consumida por el sector industrial.
La participación de las compras al interior de la cadena es muy importante y representa el 65% del total, a
su vez un 23% de los insumos son de origen importado y organizándolos en cadenas de valor el transporte
y los petroquímicos son los que generan mayor abastecimiento.24
En relación a las ventas de la cadena se destaca que las colocaciones en el mercado interno representan el
88% de las mismas, dentro de estas, el 36% se realiza dentro de la cadena y el resto se reparte para el
consumo final y a otros sectores productivos; donde se destacan la cadena de logística y la petroquímica.
Por consiguiente esta industria produce productos finales e intermedios, de muy difícil sustitución, que son
altamente estratégicos para el funcionamiento del sistema productivo nacional.
24 Como se mencionó en la descripción estructural de la cadena, la industria del petróleo y del gas presenta en la etapa de exploración y explotación
una serie de actividades específicas altamente especializadas, que son desarrolladas por empresas de servicios petroleros globales y propietarias de
los equipos necesarios para desarrollarla. Con lo cual, la contratación de estos servicios se incluye en la demanda de importaciones de la cadena.
Gasoil
33%
Fuel Oil
6%
Electricidad
6% Resto
15%
GNL
63% Gas
Natural
37%
Gas Natural
40%
Estructra de las importaciones de energía. Años 2010-15
103 97,9
515,2
516,5
0
20
40
60
80
100
120
2010 2011 2012 2013 2014 2015
Gas Natura l de Bolivia GN L Importado Inye cción nacional
Inyección total de gas natural según origen. Años 2008-2015
En millones de m3 diarios
Inyección total de gas natural según origen. Años 2008-2015
En millones de m3 diarios
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Esquema. Articulación de la cadena de valor de los hidrocarburos, según proveedores y destino. Año 2015
Fuente: elaboración propia con base en datos del MEyM e INDEC.
II.9. EMPLEO
El empleo del sector mostró una evolución creciente a lo largo de los años analizados, promediando un
incremento agregado del 24% entre los extremos de la serie. En cuanto al peso del sector sobre el empleo
nacional, durante el año 2015, los puestos generados representaron poco más del 2% del empleo privado
registrado del país.
Fuente: elaboración propia con base en datos del Observatorio de Empleo y Dinámica Empresarial, Ministerio de Trabajo, Empleo y Seguridad
Social (MTEySS), en base al Sistema Integrado Previsional Argentino (SIPA).
Por otra parte, la evolución del empleo por actividad remarca el apalancamiento que posee la etapa de
extracción que además de contribuir con el 66% del trabajo registrado evoluciona seis veces más que los
puestos asociados a la refinación.
En referencia a los salarios, se destaca que exceptuando las remuneraciones promedio de los trabajadores
de las estaciones de servicio, el resto de las actividades de la cadena se ubica por encima del nivel de la
remuneración promedio de toda la economía. Esto se explica en mayor medida por la alta calificación que
se requiere en esa etapa, donde los subsectores no sólo obtuvieron remuneraciones que duplicaron el
promedio, sino que además consiguieron aumentos salariales con mayor velocidad que la media nacional.
En términos regionales, las provincias que poseen los yacimientos conservan una gran dependencia
sectorial en sus variables de empleo, en estas jurisdicciones la actividad de la cadena resulta primordial ya
8000
10000
12000
14000
16000
18000
2010 2011 2012 2013 2014 2015
Extracción Refinación
Empleo formal según actividad. Años 2010-2015
En puestos de trabajo
13.577
18.317
35%
8.815 9.366
6%
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22 | P á g i n a
que suele ser uno de los recursos naturales y económicos principales de esas zonas. Sin embargo, la baja
capacidad del sector para absorber la mano de obra local sumada a los bajos incentivos para diversificar las
economías de dichas regiones (por la alta rentabilidad de la extracción del hidrocarburo) genera, en las
zonas que disponen casi exclusivamente de este recurso, problemas de empleo informal, emigración de
trabajadores a otras provincias y desempleo. Tal es el caso del área del Golfo San Jorge, donde se concentra
el 63% de las reservas de petróleo del país y donde se emplea el 44% de los trabajadores de la extracción
que en su mayoría no son originarios de la provincia del Chubut.
El Ministerio de Trabajo expone la relación sistémica entre el empleo y las economías regionales
concentradas. Puntualmente analiza el caso del empleo en el Golfo San Jorge y señala que la
característica no renovable del recurso hidrocarburífero genera que la estructura productiva del sector
se vaya debilitando a medida que disminuye la disponibilidad del mismo, generando problemas de
empleo en las regiones que dependen casi con exclusividad de esa fuente de trabajo.25
II.10. COSTOS Y MÁRGENES
El costo de producción en la etapa exploratoria presenta amplias dispersiones que se relacionan con las
etapas productivas en que se encuentran los yacimientos y sus condiciones geológicas. Este eslabón se
caracteriza por ser intensivo en capital y tener una gran participación de “costos hundidos” en los
proyectos de inversión. En este sentido, el costo medio de perforación de un pozo (ya sea exploratorio, de
avanzada o de explotación) en la zona de Comodoro Rivadavia, asciende a US$ 100 mil, mientras que en
cuenca Noroeste este valor trepa a más de diez millones de dólares26.
Durante la fase de extracción, el costo por barril de petróleo o metro cúbico de gas varía en función de un
conjunto de características económico-productivas, a saber: la profundidad del yacimiento, de las
impurezas físicas y químicas que acompañan a los hidrocarburos, grado de desarrollo local de los
proveedores de servicios asociados, presencia o no de actividad sísmica, distancia hasta el ducto troncal, la
etapa productiva en que se encuentra el yacimiento (primaria, secundaria o terciaria); y en el caso del
petróleo, también dependerá de su viscosidad. Al encontrarse la etapa extractiva altamente concentrada y
tratarse de economías de escala, el costo relativo en términos internacionales posee destacada influencia,
en este sentido en la Argentina los yacimientos más económicos poseen un costo de extracción de US$ 13,9
por barril, en México la estatal Pemex extrae a un costo de US$ 10 por barril y en las naciones de la
península arábiga siguen teniendo una importante ventaja económica ya que Kuwait trabaja con un costo
de US$ 8,50 el barril y Arabia Saudita lo hace a US$ 9,9027.
En nuestro país el esquema de rentabilidad de la etapa extractiva se encuentra especialmente ligado a los
acuerdos anuales que se dan entre los gobiernos provinciales, el Estado Nacional, los productores y
refinadores; cuyo objeto es mantener el nivel de actividad y el ingreso por regalías de las provincias
petroleras. Estos acuerdos definieron en enero de 2016 un compromiso para mantener el precio del crudo
tipo “Medanito” en US$ 67 por barril y el “Escalante” en US$ 54,9.
Por otra parte, para analizar los costos y márgenes en la etapa de procesamiento se debe tener en cuenta
que la producción de combustibles líquidos es realizada tanto por empresas que se dedican exclusivamente
a la refinación (por ejemplo, Axion y Shell) como por aquellas que, además, intervienen en el proceso de
extracción del crudo (por ejemplo, YPF y Petrobrás). En estas últimas, el costo de refinación se encuentra
enlazado con la operación en las cuencas y resulta más bajo que en las primeras.
25 ROJO y ROTONDO (2008)
26 y 27 Según datos de Rystad Energy.
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23 | P á g i n a
Fuente: elaboración propia en base a metodología descripta en el Anexo metodológico.
El gráfico anterior presenta los márgenes unitarios promedio de las refinadoras locales, de allí se desprende
que durante los primeros meses del período analizado, la rentabilidad evolucio de manera similar a los
costos de la producción, debido a que estos últimos se encuentran fuertemente influidos por el precio
interno del petróleo, y escasamente relacionados con la evolución de los salarios y los insumos
importados28.
A partir de mediados del año 2011 se da un cambio de nivel en el margen unitario explicado por un
aumento sostenido mayor al 7% durante cinco meses, esto estableció un piso de US$ 25 de margen bruto
por barril para el año 2012. Durante el mismo período el comportamiento del principal insumo para la
producción de derivados, el mix de crudos refinados, se mantuvo estable y los precios de los combustibles
promediaron aumentos significativos, especialmente a partir del año 2013.
Este esquema de rentabilidad generó incentivos a las refinadoras para aumentar sus colocaciones
domésticas que sumadas a la caída internacional de los precios en el año 2014 fue sesgando las ventas al
mercado interno a los fines de aumentar los niveles de ganancia.
Fuente: elaboración propia con en base en datos de MEyM.
Al igual que la etapa extractiva, en la refinación, los costos se encuentran dolarizados y cobra centralidad la
comparación con los niveles internacionales, el margen bruto promedio de US$ 33 por barril procesado en
la Argentina entre 2012 y 2015 más que duplicó el crack spread de EEUU, que hasta principios del año 2013
se ubicaba por encima del local (30 US$/BBL)29. Este esquema se explica centralmente por el nivel de
apertura que posee la cadena en cada una de las economías, donde el mercado estadounidense se vio más
afectado por el incremento experimentado en el nivel de precios del crudo.
Durante los últimos meses, el incremento en los precios de los derivados por detrás del ritmo devaluatorio
provocó una tendencia parcial a que las naftas valuadas en dólares converjan a valores cercanos de
28 Para observar la evolución de los precios internos del crudo ver apartado “II.12 Precios internos”.
29 Estos datos surgen del informe Nro 119 de MONTANAT Y ASOCIADOS correspondiente al mes de abril de 2016.
-25
-15
-5
5
15
25
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Variación Ma rgen br uto
Margen bruto de refinación. Años 2010-2015
En dólares por barril y porcentaje
US$ 14
US$ 32
130%
0
40
80
120
160
200
240
280
320
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Margen bruto Costo de l crudo
Margen bruto de refinación y Costo del mix de crudos.
Años 2010-2015
Base 2010=100
1,8 veces
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
0
2
4
6
8
10
12
14
16
2010 2011 2012 2013 2014 2015
$/lit ro
Variación Ga soil
Precio del Gasoil grado tres. Años 2010-2015
En pesos por litro y porcentaje
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
0
2
4
6
8
10
12
14
16
2010 2011 2012 2013 2014 2015
$/lit ro
Variación N afta
Precio de la Nafta premium. Años 2010-2015
En pesos por litro y porcentaje
I N F O R M E S D E C A D E N A S D E V A L O R J U L I O 2 0 1 6
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24 | P á g i n a
referencia regional y a una caída considerable en los márgenes de refinación. Dicha caída fue parcialmente
atenuada por el precio sostén que CAMMESA paga por el fuel oil (80,07 US$/BBL) y el gasoil (US$ 0,77 por
litro) destinado a generación eléctrica.
El costo de la etapa de transporte de los hidrocarburos también presenta amplia variabilidad, debido a la
diferencia de distancias entre los yacimientos y los lugares de destino. De esta forma el costo de transporte
de gas natural es insignificante para un consumidor de las ciudades de Neuquén, Ushuaia o San Salvador de
Jujuy; no así para un habitante del Gran Buenos Aires o Capital Federal. Esta variabilidad se presenta
también en el caso del petróleo transportado hasta los centros de refinación; idéntica comparación se
puede hacer entre la refinería de Plaza Huincul, en Neuquén y la de La Plata, en Provincia de Buenos Aires.
Si bien el sistema tarifario del gas entregado por redes tiende a distribuir la asimetría de los costos
originada en las distancias entre el consumo final y la boca del pozo, en la etapa de distribución se agrega el
componente económico referido a las economías de escala, donde el costo medio de brindar el servicio es
inversamente proporcional a la densidad demográfica y, en consecuencia, el nivel de consumo de los
centros urbanos actúa inversamente sobre los costos de distribución.
Finalmente, los márgenes de ganancia asociados a la etapa de comercialización de los combustibles
obtenidos de la refinación de petróleo; se definen a partir de los costos de transporte y el nivel de
competencia que existe en las zonas de venta. Es decir, al ser distribuidos mediante transporte automotor a
las estaciones de servicio del territorio nacional las distancias inciden significativamente sobre el precio
final de los combustibles; la asimetría regional de costos se define en función de que dos terceras partes
del parque refinador se encuentra en la provincia de Buenos Aires y el resto está distribuido en las
provincias de Mendoza, Santa Fe y Neuquén. De la misma forma, la distribución de las bocas de expendio
interviene directamente en la capacidad de capturar márgenes extraordinarios para el estacionero.
II.11. ESTRUCTURA DE MERCADO Y PERFIL EMPRESARIO
Al analizar cómo se conforma el mercado de hidrocarburos, se puede apreciar un alto nivel de
concentración tanto en la extracción de petróleo y gas, como en la etapa de refinación, en la cual la
concentración resulta aún mayor. En cadena de valor de hidrocarburos existen dos empresas que se
encuentran integradas verticalmente, éstas son YPF y Petrobras Argentina. Las mismas participan de la
extracción y explotación de hidrocarburos, así como de la refinación del petróleo, la distribución y la
comercialización. YPF mantuvo esta estructura integrada desde sus inicios, mientras que Petrobras
consiguió su posición actual en el mercado tras la adquisición de Perez Companc, empresa que hasta ese
momento fue la segunda en importancia detrás de YPF, sin embargo en abril de 2015 esta firma comenzó a
reducir su participación en el mercado y actualmente se encuentra negociando su salida de la argentina con
el holding Pampa Energy.
La integración horizontal en el sector también se encuentra presente, y el principal jugador en este sentido
sigue siendo YPF, ya que posee empresas que se especializan en distintas etapas de la cadena. Para
mencionar algunos casos, YPF tiene el control de: Evangelista S.A. (Servicios de ingeniería y construcción),
YPF Servicios Petroleros (perforación y reparación de pozos), YTEC (investigación y desarrollo) y Refinor
(refinación), entre otras.
Es importante señalar que YPF además mantiene una posición central por ser la empresa operadora que
mayor volumen de crudo extrae (47%). A su vez, Pan American Energy (que inició su actividad en 1998,
cuando adquirió Amoco Oil y se asoció con Bridas) viene reduciendo su producción a un ritmo mayor que
YPF y sin embargo ha logrado incrementar en 1 pp su participación en el mercado de crudo, esto se debe
centralmente al declino mayor que sufren el resto de las petroleras (a excepción de Pluspetrol y Sinopec
que incrementaron en 4 y 5pp su incidencia).
En el 2010, Petrobras ocupó el tercer lugar en la producción de petróleo. Esta empresa ingresó al país en el
año 2003 cuando adquirió Pérez Companc (PeCom Energía). Otra empresa relevante en la etapa de
extracción es Sinopec, que comenzó a operar en el año 2011 y en cinco años alcanzó el 5% del mercado.
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La concentración del mercado entre el año 2010 y 2015, sufrió variaciones disímiles en función del tipo de
hidrocarburo, en el caso de la extracción de petróleo se dio una mayor concentración ya que las primeras
seis empresas aumentaron su participación en 9 pp. (pasaron del 75% al 84%); pero en el caso del gas la
concentración disminuyo en 3pp. Para las primeras seis empresas (del 88% al 85%). Este movimiento se
inicia en el año 2013 y responde en gran medida los incentivos de estímulo a la inyección de pequeñas
gasíferas.30
II.11.1 INVERSIONES RECIENTES
Durante el período analizado, las inversiones de la etapa extractiva estuvieron direccionadas al reservorio
de vaca muerta a partir del acuerdo firmado entre la petrolera estatal YPF y Chevron31, allí se invirtieron
más de US$ 3.000 millones de los 15.000 millones acordados para la perforación de 1400 pozos en el área
de 395 km2 perteneciente a Loma Campana (primer desarrollo masivo de hidrocarburos no
convencionales).
Otra de las inversiones significativas del upstream fue la del proyecto Vega Pléyade, perteneciente a la
firma francesa Total Austral, se trata del desarrollo de una plataforma offshore de gas y condensados que
se instaló en la cuenca Austral y de un gasoducto submarino que lleva la producción a las dos plantas de
tratamiento situadas en la costa de Tierra del Fuego. Fue desarrollado en dos años y medio y representó
una inversión de más de US$ 1000 millones. Se estima que permitirá la producción de hasta 10 millones de
metros cúbicos de gas por día, que serán suministrados al mercado nacional.
Por otra parte, en los últimos dos años también se registraron inversiones en la etapa de refinación, que
superaron los US$ 2.600 millones. YPF realizó en el año 2013 importantes desembolsos para mejorar su
capacidad de refinación; en la planta de Luján de Cuyo se inauguraron las Unidades de Hidrotratamiento de
Gasoil y de Naftas, en las cuales se invirtieron US$ 170 millones y US$ 188 millones respectivamente.
Ambas plantas aportan una importante mejora en la calidad de estos combustibles. A su vez, en el
Complejo Industrial La Plata comenzó a funcionar la Unidad de Reformado Catalítico Continuo, que
incrementó en más de un 50% la producción de aromáticos, utilizados para generar una mayor producción
de naftas y productos petroquímicos, la inversión realizada fue de US$ 463 millones.
Otra de las empresas que viene incorporando capital en el procesamiento de hidrocarburos es Axion, este
holding se integra en partes iguales por Bridas Energy y la china CNOOC, desde el año 2013 viene
incrementando la producción de combustibles livianos y expandiendo su red de estaciones de servicio, lleva
invertidos más de US$ 1.000 millones y recientemente anunció una inversión por más de US$ 1.500
millones en su refinería de Campana.
II.12. PRECIOS INTERNOS
Los precios locales se encuentran fuertemente regulados por distintos instrumentos de política económica
que sistematizan su incidencia sobre el valor interno del crudo en relación con el precio internacional de
este commoditie. En este sentido, el más importante se define en la Ley N° 17.319 que regula la
exportación de hidrocarburos y sus derivados en base al abastecimiento del mercado interno y además
delimita retenciones móviles con un esquema progresivo a partir del valor de 71 US$/BBL.32
Esto provoca una disociación entre los precios locales y los internacionales, que durante el período
analizado se ubicaron mayormente por debajo de los valores externos incidiendo de manera significativa
sobre los precios relativos de la cadena y generando un desincentivo a la exportación, esta situación resulta
especialmente significativa si se tiene en cuenta que ente 2010 y 2013 se registraron precios
internacionales muy elevados.
30 Ver apartado de políticas relevantes.
31 La petrolera YPF anunció en abril de 2011 un "espectacular" descubrimiento de petróleo en Vaca Muerta. Se trata de 927 millones de barriles,
que equivalen a casi 5 años de la producción de la empresa en el país. La formación posee una extensión total de 30.000 km2, de los que YPF posee
12.000 km2.
32 En base a la Resolución Nº 1077/2014 del ex Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, a partir de una cotización mayor a 71 US$/BBL se aplica
una alícuota de retención a la exportación que depende del valor Brent de referencia (PI) y se calcula en base a la siguiente fórmula: (PI 70 / 70)
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De esta manera, el valor local del crudo esgrimió un crecimiento del 22% entre los extremos de la serie y
paralelamente representó en promedio un 73% del precio externo durante los primeros cinco años.
Inversamente, a partir de diciembre de 2014 el barril doméstico estuvo un 34% por encima del precio
internacional.
Fuente: Elaboración propia con base en datos del MEyM.
Por otra parte, los precios de los derivados del petróleo se encuentran vinculados directamente con el valor
del crudo y su precio se arbitra en el mercado local a partir de condiciones relativamente competitivas33.
Si bien existen diversos subproductos que surgen de la refinación del petróleo, la capacidad productiva y la
tecnología utilizada en la destilación es mayormente estable y esto provoca que la producción local se vea
determinada principalmente por la demanda. En este sentido, el precio de los derivados surge a grandes,
en primer lugar, del precio del petróleo crudo más un margen de refinación, que incluye los costos de la
refinación más impuestos. Luego, se le incorpora el margen de transporte, comercialización mayorista y
minorista más otros impuestos. De esta forma, la política de desdoblamiento de los precios del barril del
petróleo crudo, impactó en el precio de los subproductos del petróleo modificando el precio interno de
referencia.
En referencia a los precios del gas natural, puede señalarse que el costo de provisión local se encuentra
influenciado por los incentivos directos que brinda el Estado Nacional a través del programa de estímulo a
la nueva inyección de gas, conocido como “Plan Gas”. Esta situación, diferencia el valor para las gasíferas
beneficiadas entre los niveles de inyección “viejos” y el gas nuevo; en promedio el precio por millón de BTU
ascendió a US$ 4,5 en el año 2015, el gas viejo se valuaba en US$ 2,4 y para el gas nuevo se asegura un
precio de US$ 7,5 el MBTU. El costo promedio de la oferta, tomando producción local y el gas importado, es
de US$ 6,3 por MBTU. La demanda paga en promedio US$ 2,6 por MBTU y la diferencia es cubierta con los
subsidios. Es decir, que un 59% del precio de extracción es compensado directa e indirectamente por el
Estado Nacional.
III. MERCADO GLOBAL
III.1. PRODUCCIÓN, COMERCIO Y PRECIOS
III.1.1 PRODUCCN
La producción de petróleo crudo mundial ha sido tendencialmente creciente a lo largo de la historia, y el
incremento de los últimos seis años acompaña ese desempeño.
En el año 2014 se dio un contexto donde la producción superó significativamente el consumo y esto
impactó directamente en los precios internacionales, provocando un marcado descenso a fines del período.
El aumento de 2,1 millones de barriles diarios en la oferta global correspondió al crecimiento de países por
33 El término “relativamente” refiere a que la mayoría de los productos derivados también son alcanzados por los Derechos de Exportación (a través
de la Res. 1077/2014 de la Ex Secretaría de Energía), con lo cual, si bien la alícuota de retención resulta progresiva al niv el de valor agregado; el
arbitraje local del precio se ve afectado por este instrumento y no recibe el precio internacional completo.
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5
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2010 2011 2012 2013 2014 2015
Variación Mix de crudor locales WTI
Precio local de mix de crudos e internacional WTI. Años 2010-2015
En dólares por barril y porcentaje
54,3
BBL/día
66,3
22%
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fuera de la OPEP; y en particular, Estados Unidos registró el mayor incremento de su historia, con un
aumento récord de 1,6 millones barriles diarios, además la producción en Canadá y Brasil también alcanzó
niveles récord, en estos casos se registraron incrementos de 310 y 230 mil sus barriles diarios
respectivamente. En este contexto de aumento sostenido, la producción de la OPEP se mantuvo constante,
donde las caídas registradas en Libia y Angola fueron compensadas por el aumento en la producción de
Irak, Arabia Saudita e Irán.
Por su parte, la producción mundial de gas natural aumentó un 1,6% en 2015 por debajo del promedio de
los últimos 10 años (2,5%), sin embargo este desempeño representó cuatro veces la tasa de crecimiento del
consumo mundial (0,4%), lo que provocó una crisis de sobreproducción similar a la vivenciada en el
mercado del crudo. La única región que superó el promedio de crecimiento fue América del Norte, en
particular, Estados Unidos, donde se registró un aumento del 6,1%. Contrariamente la producción de la
Unión Europea (UE) se redujo drásticamente en 9,8%, alcanzando su nivel más bajo desde 1971 y las
disminuciones volumétricas más grandes se dieron en Rusia (-4,3%) y los Países Bajos (-18,7%).
III.1.2 MOVIMIENTOS COMERCIALES
El comercio mundial de petróleo creció un 0,9% en el año 2014 (490.000 Bbl/Día), éste aumento fue
impulsado por las importaciones de China y otras economías emergentes, mientras que las importaciones
de Estados Unidos se redujeron debido al aumento del uso de crudo nacional en sus refinerías.
Por su parte, las exportaciones de petróleo continuaron trasladándose de este a oeste. China ya desde
2014 es el mayor importador neto de petróleo del mundo y desplazó en esta categoría a los Estados
Unidos. Las importaciones netas de China alcanzaron los siete millones de barriles diarios, frente a 5,1 de
los EE.UU. Las exportaciones desde el norte de África se redujeron en un 17,1%, (360.000 BBL/Día), debido
a la menor producción de crudo de Libia y dieron lugar a las ventas externas de la península arábiga.
En el caso del comercio mundial de gas natural se registró una contracción del 3,4%, los envíos por ductos
disminuyeron un 6,2%, referenciando la mayor caída de la historia. La disminución se explica
principalmente por las caídas de las exportaciones de Rusia (-11.8%) y los Países Bajos (-29,9%).
Recíprocamente las importaciones netas se redujeron notablemente, donde se destacan el Reino Unido (-
28,2%), Alemania (-10,1%) y Ucrania (-29,9%). En contraposición, el comercio mundial de GNL aumentó un
2,4% y las mayores importaciones provinieron de China (10,8%) y el Reino Unido (20,1%), de esta manera la
participación en el comercio mundial de gas del GNL se elevó a 33,4%.
Mapa. Comercio mundial de petróleo crudo según origen y destino. Año 2014
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Mapa. Comercio mundial de Gas Natural por tubería y Gas Natural Licuado según origen y destino. Año 2014
Fuente. Elaboración propia con base en datos de BP.
III.1.3 PRECIOS INTERNACIONALES
Los precios de los hidrocarburos experimentaron una dinámica de gran crecimiento desde principios del
año 2011 y hasta mediados de 2014. Esto implicó que el barril de petróleo se ubicara en picos históricos,
llegando a valer US$ 125 el barril. De la misma forma el Gas Natural Licuado (GNL) también experimentó
importantes alzas y llegó a sostener un valor de 18 US$ por millón de BTU entre marzo y septiembre de
2012.
A partir de mediados de 2014 se registró un cambio de tendencia en la evolución alcista y comenzó un
declino que ubicó los valores promedio de 2015 en un 47% más bajos que los de 2014 (48,7 US$/BBL). De la
misma manera el GNL descendió un 35% entre los promedios anuales de 2014 y 2015.
Estas caídas son resultado del fuerte crecimiento de la producción por fuera de la OPEP, la disminución del
consumo agregado y la decisión adoptada en noviembre de 2014 por la los estados petroleros de mantener
su volumen de producción para defender su cuota de mercado.
Fuente: Elaboración propia con base en datos del BP.
Parte del impacto de la decisiones de producción tomadas por los distintos actores del mercado del crudo
descriptas anteriormente, se ven reflejadas en el diferencial existente entre los precios del Brent y el punto
de referencia estadounidense West Texas Intermediate (WTI), donde la brecha se redujo a US$ 5,66 por
barril, a pesar del continuo crecimiento de la producción estadounidense.
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-5
0
5
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2010 2011 2012 2013 2014 2015
Variación Br ent WTI
Precio del crudo internacional WTI y Brent. Años 2010-2015
En dólares por barril y porcentaje
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6
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18
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2010 2011 2012 2013 2014 2015
Variación Gas N atura l GNL
Precio del Gas Natural y GNL. Años 2010-2015
En millón de BTU y variación
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II.2. PRONÓSTICOS DE OFERTA, DEMANDA Y PRECIOS
III.2.1 PRONÓSTICOS MUNDIALES
En el pronóstico mundial de oferta energética, los combustibles fósiles siguen siendo la principal fuente de
energía para la actividad global, se estima que estos abastecerán alrededor del 60% del aumento de la
energía y representaran casi el 80% del suministro total de energía en los próximos años.
Entre los años 2015 y 2035, el gas presenta el crecimiento más rápido al 1,8% anual, lo que conlleva un
aumento en su participación dentro de la energía primaria. A su vez, el petróleo crece de manera constante
al 0,9% anual, aunque la tendencia a la baja en su participación continúa como en los años observados
hasta el año 2015. En este sentido, el aumento combinado de petróleo y gas sobre el total de energía
primaria es similar al de los últimos 20 años.
Fuente: Elaboración propia con base en datos de BP y EIA.
Mientras que el carbón y el petróleo desaceleran su participación, las energías renovables y
sensiblemente el gas, aumentan la producción energética.
En lo referente a los precios del petróleo, el departamento de información energética de los EE.UU. (EIA)
pronostica un sostenido aumento en el valor del barril de crudo a partir del año 2017. Sin embargo, si se
proyectan dos escenarios opuestos podemos estimar en un caso un aumento mayor que el pronosticado,
que llegue a elevar un 50% más los valores presagiados; en un contexto contrapuesto (de precios a la baja)
el comportamiento de precios implicaría un mantenimiento del valor del barril en torno a los US$ 53.
0
2
4
6
8
10
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18
2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Renovables Hidr oeléctrica
Energía nuclear Carbón
Gas Natura l Líquidos
Pronósticos de consumo mundial
En millones deTEP
Pronóstico
020 40 60 80
Petróleo
Gas Natura l
Carbón
Energía nu clear
Hidroeléctrica
Renovables
1990-2015 2015-2035
Pronósticos de producción mundial
En millones deTEP
0
50
100
150
200
250
2010 2015 20 25 2035
Pronóstico E scenario 1 E scenario 2
Pronósticos de precios del petróleo. Años 2010-
2035
En dólares por barril
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30 | P á g i n a
IV. LA CADENA Y SU LOCALIZACIÓN TERRITORIAL POR PROVINCIAS
Mapa. Extracción de hidrocarburos por cuencas sedimentarias. Año 2015
Fuente: elaboración propia con base en datos de MEyM.
57%
23% 13%
7%
GAS NATURAL
Neuquina
Austral
Golfo San
Jorge
Cuyana
49%
40%
5%
4%
2%
PETRÓLEO
Neuquina
Austral
Golfo San
Jorge
Cuyana
Noreste
On-shore
Off-shore
47,1
11,5
8,9
8,4
7,1
6,6
5,7
3,6
1,1
0,1
19,8
0,9
21,2
30,0
1,4
1,0
14,6
6,6
4,2
0,4
Neuquén
Estado Nacional
Santa Cruz
Chubut
Tierra del Fuego
Salta
Mendoza
Rio Negro
La Pampa
Formosa
Jujuy
Gas
Petróleo
Participación en la producción
2015
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31 | P á g i n a
Mapa. Transporte de petróleo crudo, productos derivados, sistema de gasoductos troncales, refinerías y
plantas regasificadoras de la Argentina. Año 2015
Fuente: elaboración propia con base en datos de MEyM.
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32 | P á g i n a
V. POLÍTICAS PÚBLICAS RELEVANTES
La injerencia del Estado dentro del sector hidrocarburífero entre los años 2010 y 2015 se dio
principalmente a través de la jurisdicción nacional, en este sentido, a partir de la sanción de la Ley Nº
26.741 la estrategia de intervención del gobierno nacional fue la de arbitrar precios y rentabilidades que
permitieran sostener la actividad y redujera el déficit comercial del sector.34
Los mecanismos utilizados para promocionar la actividad se centraron en compensaciones directas y
beneficios tributarios, dependiendo de la etapa productiva a beneficiar y el tipo de beneficiario. Uno de los
principales instrumentos del período fue el denominado “Plan Gas” que buscaba aumentar la inyección
local de gas natural a través de un precio sostén, en segundo orden, la etapa de refinación se vio
beneficiada por la eximición de tributos aduaneros para combustibles importados y otra importante
política de incentivo fue la reducción en el arancel de importación para bienes de capital destinados a la
exploración y extracción de hidrocarburos.
Fuente: Elaboración propia con base en datos de BP y EIA.
Entre los años 2010 y 2015 el costo fiscal estimado de la promoción al sector hidrocarburífero fue de más
de US$ 9.400 millones. Las empresas que mayor cantidad de beneficios obtuvieron fueron YPF y PAE, entre
ambas capturaron el 58% del costo fiscal; en tercer orden aparece CAMMESA con una participación del 15%
que responde exclusivamente al beneficio tributario por importar combustibles con arancel reducido.
A continuación se detallan las características de la normativa más relevante del período:
LEY Nº 17.319
La Ley N° 17.319, sancionada en 1967, es la norma superior que rige a la cadena de hidrocarburos. Los
cambios en la política del sector han generado modificaciones en esta ley central y por este motivo
actualmente no se encuentra vigente en su totalidad, sin embargo su espíritu regulador sigue siendo
efectivo y ha logrado mantenerse. Sus principales utilidades se refieren a los requisitos técnicos y formales
en relación con los contratos de exploración y explotación como así también al pago de regalías y cánones.
Una de las modificaciones más importantes fue la concerniente al dominio de los hidrocarburos.
Originalmente, la propiedad de los mismos era patrimonio del Estado Nacional pero con la reforma
constitucional de 1994 y con la sanción, en 2007, de la Ley N° 26.197, pasó a manos de las provincias.
LEY 26.741
La Ley N° 26.741 del año 2012 declara de Interés Público Nacional el logro del Autoabastecimiento de
Hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de
éstos. A través de dicha Ley se crea el Consejo Federal de Hidrocarburos integrado por el Gobierno
Nacional, las Provincias y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. La función del Consejo Federal de
34 Además, esta ley tiene como objetivo brindar las condiciones estructurales para incentivar la entrada de inversiones extranjeras, brindando
estabilidad fiscal y desgravaciones impositivas durante varios años.
Petróleo
Plus
9%
Plan Gas
45%
Combusti-
bles
44%
Equipos
2%
Costo fiscal según instrumentos de
promoción. Años 2010-2015
2010
8%
2012
8%
2013
16%
2014
59%
2015
9%
Costo fiscal de la promoción por período.
Años 2010-2015
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33 | P á g i n a
Hidrocarburos es promover la actuación coordinada del Estado nacional y los Estados provinciales a fin de
garantizar el cumplimiento de los objetivos de dicha ley y la fijación de la política hidrocarburífera de la
República Argentina que el Poder Ejecutivo Nacional someta a su consideración.
Asimismo, esta Ley declaró de Utilidad Pública la expropiación el cincuenta y un por ciento del patrimonio
de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A., distribuyó dichas acciones en un 51% para el Estado nacional y en un 49%
para las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos.
PETLEO Y REFINADOS
La Ley N° 17.319 establece la posibilidad de exportar parte de la producción de hidrocarburos y sus
derivados, siempre y cuando el mercado interno esté abastecido. Debido a los fuertes incrementos en el
precio del petróleo en los últimos años así como a su volatilidad, se han dispuesto una serie de medidas
para moderar el impacto en la economía local de los fenómenos antes descriptos.
Por medio de la Resolución 532 del Ministerio de Economía y Producción del año 2004, se aplicó un
esquema de retenciones móviles, con el fin de diferenciar el precio del petróleo crudo que se paga en el
mercado interno del precio internacional. La metodología utilizada contempló una alícuota mínima del
25%, que se incrementa cuando el precio internacional supera los U$S 32 por barril, pudiendo alcanzar el
45% cuando sobrepase los US$ 45.
Con la Resolución 394/07 del Ministerio de Economía y Producción y sus modificatorias, el esquema de
retenciones quedó definido de tal manera que si el precio internacional supera los US$ 42, la diferencia
será retenida como derecho de exportación. En el caso de los derivados, las alícuotas que se aplican son
iguales a las del crudo.
Por su parte, los precios de los derivados del petróleo surgen, en primer lugar, del precio del petróleo crudo
s un margen de refinación, que incluye los costos de la refinación más impuestos. Luego, se le incorpora
el margen de transporte, comercialización mayorista y minorista más los impuestos. De esta forma, la
política de desdoblamiento de los precios del barril del petróleo crudo, impactó en el precio de los
subproductos del petróleo modificando el precio interno de referencia.
El esquema de derechos de exportación vigente se regula por la Res. 1077/2014 del ex Ministerio de
Economía y Finanzas Públicas, a partir de una cotización mayor a los 71 US$/BBL se aplica una alícuota que
depende del valor internacional de referencia (PI) y se calcula en base a la siguiente fórmula: (PI 70 / 70).
Por otra parte existe un acuerdo formal de precios entre el Estado Nacional y las distintas cámaras del
sector, donde implícitamente se regulan los márgenes de los distintos segmentos intervinientes (refinación,
transporte y comercialización). Estos acuerdos son luego ratificados a través de resoluciones oficiales; no
obstante no existe un conjunto de normas específicas que regulen los precios, los márgenes y la forma en la
que estos se determinan en la práctica.
Por último, cabe mencionar las distintas políticas llevadas a cabo con el fin de estimular la producción y la
incorporación de reservas de petróleo: los programas “Petróleo Plus” y “Refinación Plus”, creados a través
del Decreto 2014 del 2008 y el reciente “Programa de estímulo a la producción de petróleo crudo”
normado por la Resolución 14/2015 de la Ex Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan
Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.
GAS NATURAL
La producción de gas natural ha recibido estímulos significativos a partir de la creación de programas
destinados a la etapa extractiva y que buscan incrementar la inyección local de este hidrocarburo. Se
destacan dos instrumentos: Programas de Estímulo a la Inyección de Gas Natural. Plan Gas I y Plan Gas II:
Ambos buscan centralmente reducir, en el corto plazo, la brecha existente entre producción y consumo de
gas natural. Estos programas buscan incrementar la inversión en exploración y explotación la producción y
consecuentemente, reducir las importaciones de GNL.
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Por su parte, el transporte y la distribución del gas por redes constituyen servicios públicos regulados y las
empresas licenciatarias que los prestan están sujetas a la jurisdicción de contralor del Ente Nacional
Regulador del Gas. A continuación se detallan las leyes y normas que aplican a esta etapa de la cadena.
Dos normas regulan el mercado de gas natural, la Ley N° 17.319 que se ocupa exclusivamente de la
producción del mismo y la Ley N° 24.076, sancionada en junio de 1992, que regula el sector aguas abajo.
Ésta última norma fue la que efectivizó la privatización de la empresa estatal Gas del Estado, y determinó el
marco regulatorio del sector, estableciendo como ente regulador al ENARGAS (Ente Nacional Regulador del
Gas). Adicionalmente, define la estructura del mercado, describiendo los agentes que participan en los
distintos tramos de la cadena: productores (que se rigen por la ley N° 17.319), transportistas, captadores,
procesadores, almacenadores, distribuidores, comercializadores y grandes consumidores.
Otras legislaciones vigentes son los Decretos N° 180 y Nº 181 del 2004. Éstos incorporaron elementos
normativos inexistentes en el sector, y a su vez modificaron y perfeccionaron otros que estaban operativos.
Los instrumentos regulatorios principales de dichas normas son:
I) La creación de los fideicomisos financieros como instrumento de financiamiento de obras. Tanto para
la expansión de la capacidad, como para el aumento de la potencia en transporte y distribución del
gas.
II) La creación del Mercado Electrónico de Gas (MEG), ámbito donde se administra una parte de las
cantidades totales comercializadas por día en el país.
III) La creación de una nueva segmentación del mercado de gas a través del proceso denominado
unbundling35.
En el caso del GNC, la Resolución N° 752/2005 también determinó que las estaciones de servicio de gas
natural comprimido deban comprar el mismo directamente con el productor. Para esto, se fijaron
mecanismos que asignó a cada productor un determinado número de estaciones de servicio con el fin de
garantizar el abastecimiento de las mismas. En tanto, la norma que se ocupa de regular las cantidades en el
mercado de gas natural es la Resolución N° 503/2005 de la ex Secretaría de Energía. La misma establece
que la prioridad en la contratación de capacidad de transporte será en, última instancia, para el consumo
residencial.
Por otra parte, el comercio exterior de gas natural está regulado por la Resolución N° 265/2004 (con sus
respectivas modificaciones y normas complementarias), en la que se promueve la implementación de un
programa de racionalización de exportaciones. El objetivo es priorizar el abastecimiento del mercado
interno, a la vez que se limita la exportación de energía eléctrica generada por gas.
GAS LICUADO DE PETLEO (GLP)
El gas licuado de petróleo se ha transformado en los últimos tiempos en una fuente energética muy
importante debido, fundamentalmente, a la diversidad de usos que presenta y a su valor energético. Esto
generó un incremento de su utilización, y propició una regulación específica: la Ley N° 26.020 del año 2005.
Dicha norma es la principal organizadora del sector, en ella se detalla la estructura del mismo; quiénes son
los participantes de la cadena y cuáles son sus obligaciones, funciones y responsabilidades: los productores,
importadores, fraccionadores, transportistas, distribuidores, comercializadores, almacenadores, grandes
consumidores, centros de canje y prestadores de servicios de puerto.
Por otro lado, con el objeto de promover la competencia aguas abajo la Ley N° 26.020 prohíbe la creación
de cualquier tipo de cláusula de exclusividad entre productores, fraccionadores y distribuidores.
En cuanto al precio del GLP, el mismo tiene precios diferenciados según el segmento en donde sea
comercializado. Si la venta es a granel (mayorista) el precio se acuerda entre los participantes del sector y el
Ministerio de Energía y Minería. En cambio, si la venta es minorista (envasado) el precio es el reflejado en el
35 Esquema de segmentación vertical que busca generar condiciones competitivas en el mercado.
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programa “Hogares con Garrafa (Ho.Gar)”; este precio varía dependiendo la zona del país y el recipiente
que lo contenga. El programa Ho.Gar se formalizó con el Decreto 470/2015 y provocó un cambio sustancial
en el esquema de compensaciones, pasando las compensaciones que brinda el Estado del productor al
consumidor.
Finalmente se acuerdan todos los márgenes y bonificación de la cadena de comercialización y al igual que
en los combustibles y el gas natural, la regulación prioriza el abastecimiento del mercado interno.
VI. OTROS ASPECTOS RELACIONADOS
IV.1. AMBIENTALES
El reemplazo de combustibles provenientes de fósiles para la actividad mundial representa unos de los
principales desafíos de esta cadena de valor. Paradójicamente su desarrollo implicaría una caída en la
producción y una utilización selectiva de sus derivados. Es decir, la sostenibilidad ambiental entendida
como un sistema complejo de biodiversidad no sólo económica y social, implica una matriz energética con
energías renovables y de costos competitivos en la extracción de hidrocarburos que llevarían a morigerar el
crecimiento cuantitativo de la cadena.
Sin embargo, la perspectiva de demanda mundial de energía para los próximos años continúa basándose en
hidrocarburos líquidos y gaseosos. Esto se debe en gran parte a que el incremento de la producción
mundial industrial durante la última década, estuvo originado en más de un 80% fuera del territorio de los
países desarrollados36, en numerosas proyecciones esta tendencia tiende a profundizarse o al menos a
mantenerse. Además, este desempeño irá acompañado de un crecimiento en la demanda de energía
acelerado por el proceso de urbanización en Asia (centralmente el de China e India), pero también en otras
regiones como Medio Oriente y América Latina.
En este contexto de aumento de la demanda mundial de hidrocarburos, la cadena podría incorporar las
externalidades negativas que genera a través de nuevas tecnologías que puedan hacer más eficientes los
combustibles en términos de contaminación. Esta necesidad global deberá tener como contraparte
regulaciones supranacionales con capacidad de incidencia en los actores trasnacionales, sobre todo para la
etapa extractiva.
En el plano local, la estrategia en el reemplazo de fuentes primarias de energía aparece desconectada de
los incentivos específicos a la cadena de hidrocarburos y especialmente en el último tiempo a la etapa de
refinación. El principal desafío entones estriba en articular las políticas públicas para poder abordar en
forma integral la conversión de una matriz energética que pondere especialmente las fuentes renovables e
incorpore nuevas tecnologías para hacer más eficientes los combustibles.
La contraposición más fuerte se da en la potencialidad que posee Argentina para la explotación de shale
gas y shale oil, y la implicancia del uso intensivo de los métodos de fractura hidráulica, donde las
problemáticas ambientales asociadas a la perforación y el tratamiento de las aguas aparecen atendidas
marginalmente y no existe una normativa acorde a los riesgos que implican. En este caso, una mejora en el
tratamiento de los efluentes y la contención de posibles contaminaciones va en el sentido planteado de
reunir tecnologías que permitan incorporar las externalidades negativas.
IV.2. INVESTIGACIÓN E INNOVACIÓN
En relación con las actividades de innovación, se distingue que los bienes de capital de mayor renovación y
rotación en la cadena de hidrocarburos son los equipos vinculados al segmento upstream. Esta
característica sumada al tipo de crudo existente en las cuencas más productivas del país (pesado), la
localización geográfica de las áreas a explotar y la maduración de los yacimientos, revelan algunas áreas de
trabajo estratégicas para el desarrollo innovativo, donde se destacan:
36 IDÍGORAS y SANTARCÁNGELO (2015).
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el diseño de tecnologías que permitan operar en aguas profundas,
la incorporación de procesos que posibiliten explotar crudos pesados,
la explotación de los reservorios no convencionales a través de técnicas que p