Informe Energético a Septiembre de 2014 por provincias

1. 25/09/2014
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Ac. 2014
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3.574.375 Mm3, registrando
una suba del 0,7% con respecto
a igual mes de 2013…”
Fuente: E&R en base a
Secretaría de Energía de la
Nación.
La producción de gas natural, por su parte, en el mes de Julio de
2014 alcanzó los 3.574.375 Mm3, registrando una suba del 0,7% con
respecto a igual mes de 2013, y del 4,1% con respecto a Junio. En el
acumulado anual 2014, la producción totalizó los 24.015.341 Mm3,
un 0,6% menor que el acumulado hasta Julio de 2013. Acá si la
Provincia de Neuquén lidera el mercado con el 45% del gas extraído
en el país.
PRODUCCION DE GAS POR JURISDICCION. En miles de m3.
Jurisdicción Jul‐14 Ac. 2014
Jul. 2014 /
Jul. 2013
Ac. 2014/
Ac. 2013
Chubut 294.761 1.967.677 4,4% 0,4%
Estado Nacional 419.121 2.778.840 ‐3,1% ‐2,7%
Formosa 2.148 11.719 ‐3,0% ‐27,4%
Jujuy 364 2.512 4,4% ‐4,8%
La Pampa 43.723 278.409 15,2% 15,6%
Mendoza 197.965 1.359.584 ‐6,5% ‐4,1%
Neuquén 1.616.011 10.707.600 5,2% 2,1%
Río Negro 139.742 977.970 ‐1,3% 4,0%
Salta 239.143 1.699.586 ‐9,9% ‐11,5%
Santa Cruz 321.645 2.228.454 ‐4,0% ‐3,0%
Tierra del Fuego 299.753 2.002.990 ‐1,3% ‐1,3%
Total Nacional 3.574.375 24.015.341 0,7% ‐0,6%
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
Los mayores aumentos interanuales ocurrieron en las provincias de
La Pampa (+15,2%), Neuquén (+5,2%), Jujuy y Chubut (+4,4%
ambas). En sentido contrario, cayó la producción en Salta (‐9,9%),
Mendoza (‐6,5%) y Santa Cruz (‐4%). En el acumulado hasta Julio,
las mayores caídas se presentaron en Formosa (‐27,4%), Salta (‐
11,5%) y Jujuy (‐4,8%), descensos que se vieron compensados por
los incrementos en La Pampa (+15,6%), Río Negro (+4%), Neuquén
(+2,1%) y Chubut (+0,4%).
PRODUCCION DE GAS POR EMPRESA. En miles de m3.
Empresa Jul‐14 Ac. 2014
Jul. 2014 /
Jul. 2013
Ac. 2014/
Ac. 2013
Apache Energia Arg S.R.L. 116.818 829.594 ‐2,0% ‐1,0%
Pan American Energy LLC 408.447 2.723.175 3,9% ‐2,2%
Petrobras Arg S.A. 276.163 1.938.548 ‐9,6% ‐5,9%
Total Austral S.A. 1.018.678 6.871.703 ‐4,8% ‐4,8%
YPF S.A. 1.023.037 6.648.009 15,0% 11,3%
Otras 731.233 5.007.449 ‐5,1% ‐5,3%
Total general 3.574.375 24.018.478 0,7% ‐0,6%
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
Con respecto a la producción por empresas,Total e YPF lideran el
mercado con el 28% cada una.En Julio YPF aumento su producción
15% y Total bajó 4.8%. Pan American Energyincrementó 3,9% con
una participación del 11%.
Refinación a Julio de 2014: acumula un incremento del 2.1%
Los principales subproductos obtenidos por la industria son Gas Oil,
con una participación del 30% en el total de subproductos obtenidos,
Nafta Super con el 13%, Fuel Oil (7%), Nafta Virgen (7%), Gas de
Refinería (5%), Otros productos livianos (4%), Aerokerosene (4%) y
Coque (3.4%).

4. Refinación y
Subproductos
“En el acumulado anual,
YPF aumentó su
producción un 5,9% (que
representa un 51,8% del
total), Shell un 4,4% (con
una participación del
14,7%) y Refinería del
Norte un 9% (que aportó
un 2,8%)”
4
En Julio de 2014 se obtuvieron 3.452.856 m3, 3% por encima de 2013,
con incrementos en casi todos los subproductos:Gasoil Común
(+8,1%), Nafta Virgen (+10,8%), Gas de Refinería (+7%),Otros
productos livianos(+18,6%), Aerokerosene (+6,2%) y Coque (+12,7%).
Por el contrario,la Nafta Súper presentó una variación negativa del
6,8% en Julio de 2014.En el acumulado anual, los subproductos
obtenidos alcanzaron los 23.091.181 m3, registrando un incremento
anual del 2,1%: Nafta Super acumula un incremento del 2,4%,Fueloil
(37,6%), Nafta Virgen (13,5%) y Mezclas IFO (0,7). Cabe destacar que
el Gasoil común, subproducto con mayor participación (27,1%)
presentó una caída del 4,3%.
Aerokerosene
(Jet) Coque Fueloil Gas de Refinería Gasoil Grado 2
(Común) Mezclas IFO
Jul‐14
Var.
Anual
SUBPRODUCTOS OBTENIDOS en m3
Jul‐14
Var.
Anual
Jul‐14
Var.
Anual
Jul‐14
Var.
Anual
Jul‐14
Var.
Anual
Empresa
SUBPRODUCTOS OBTENIDOS en m3
Total general
Empresa
Nafta Grado 2
(Súper)
Nafta Grado 3
(Ultra) Nafta Virgen Otros Productos
Livianos Otros
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
Desde el lado de las empresas productoras, el incremento del
volumen de subproductos fue el siguiente: YPF (+3,9%), que participa
con el 53% del total del volumen de Julio, ESSO (+8,5%) con una
participación del 13,3%, OILCombustibles (+1,5%) que representa el
4,7%, PBBPolisur (+26,8%) que aportó el 4,5% obtenido en Julio y
Refinería del Norte (+20,9%) que participa con el 3% del total. En el
acumulado anual,YPF aumentó su producción un 5,9%, Shell un
4,4%y Refinería del Norte un 9%. En sentido contrario, Esso (‐
8,4%),Oil Combustibles (‐6,8%), Petrobras (‐2,5%) y PbbPolisur (‐
1,6%) presentaron caídas en el acumulado hasta Julio de 2014.
SUBPRODUCTOS OBTENIDOS en m3
Aerokerosene (Jet) Coque Fueloil Gas de Refinería Gasoil Grado 2
(Común)
SUBPRODUCTOS OBTENIDOS en m3
Otros Productos
Nafta Grado 2 Nafta Grado 3
(Súper)
(Ultra) Nafta Virgen
Livianos Otros Total general
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
Jul‐14
Var.
Anual
ESSO 32.782 13,1% 27.525 47,3% 42.927 ‐30,4% 18.077 14,9% 149.002 21,4% 21.621 9,1%
OIL Combustibles S.A. 0 ‐ 0 ‐ 5.730 ‐55,2% 0 ‐ 54.747 10,2% 30.968 36,0%
PBBPolisur S.A. 0 ‐ 0 ‐ 0 ‐ 62.885 26,0% 0 ‐ 0 ‐
PETROBRAS Arg S.A. 0 ‐ 1.605 3,7% 10.290 ‐19,9% 13.198 ‐10,0% 61.736 3,0% 23.686 ‐4,2%
Refineria del Norte S.A. 0 ‐ 0 ‐ 4.405 ‐1,6% 1.856 ‐3,7% 33.038 24,8% 0 ‐
Shell 20.169 ‐27,0% 23.442 30,4% 66.615 ‐4,5% 25.237 28,3% 115.555 ‐6,4% 23.924 ‐13,5%
YPF S.A. 80.622 16,6% 64.343 ‐1,8% 111.936 10,5% 47.529 ‐14,9% 617.536 8,3% 45.407 ‐26,2%
Otras 0 ‐ 0 ‐ 10.573 87,0% 31 ‐8,7% 4.672 ‐19,5% 4.888 ‐64,0%
Total 133.573 6,2% 116.915 12,7% 252.475 ‐6,0% 168.813 7,0% 1.036.285 8,1% 150.493 ‐11,5%
Jul‐14
Var.
Anual
Jul‐14
Var.
Anual
Jul‐14
Var.
Anual
Jul‐14
Var.
Anual
Jul‐14
Var.
Anual
Jul‐14
Var.
Anual
ESSO 59.750 ‐11,9% 6.831 ‐51,1% 0 - 0 - 99.026 37,0% 457.541 8,5%
OIL Combustibles S.A. 19.386 ‐19,0% 2.909 ‐13,0% 40.874 36,1% 0 - 9.141 ‐51,4% 163.753 1,5%
PBBPolisur S.A. 0 ‐ 0 ‐ 0 - 89.163 35,3% 3.059 ‐53,1% 155.106 26,8%
PETROBRAS Arg S.A. 14.842 ‐57,0% 4.168 ‐50,6% 6.410 -34,6% 5.198 43,4% 82.879 23,0% 224.011 ‐5,7%
Refineria del Norte S.A. 12.227 8,4% 553 ‐17,3% 45.124 63,8% 1.815 -72,8% 4.104 ‐34,3% 103.123 20,9%
Shell 78.778 ‐7,0% 30.432 ‐27,6% 0 0 - 91.055 62,2% 475.207 ‐3,2%
YPF S.A. 276.354 1,8% 84.469 ‐9,8% 136.462 27,3% 46.307 9,0% 318.827 ‐1,1% 1.829.792 3,9%
Otras 418 ‐74,7% 8 ‐85,7% 2.497 -79,3% 567 -70,8% 20.669 ‐31,8% 44.322 ‐37,6%
Total 461.755 ‐6,8% 129.369 ‐20,2% 231.367 10,8% 143.050 18,6% 628.760 8,4% 3.452.856 3,0%
Ac. 2014
Var
Anual
Ac. 2014
Var
Anual
Ac. 2014
Var
Anual
Ac. 2014
Var
Anual
Ac. 2014
Var
Anual
Mezclas IFO
Ac. 2014
Var
Anual
Empresa
ESSO 209.340 ‐9,2% 167.192 ‐11,5% 246.485 ‐7,8% 103.131 ‐15,5% 917.170 ‐8,0% 207.747 25,6%
OIL Combustibles S.A. 0 ‐ 0 ‐ 73.128 100,6% 0 ‐ 357.760 ‐10,7% 166.943 ‐12,3%
PBBPolisur S.A. 0 ‐ 0 ‐ 0 ‐ 463.395 ‐1,5% 0 ‐ 0 ‐
PETROBRAS Arg S.A. 0 ‐ 10.998 ‐2,7% 67.545 31,8% 89.580 ‐24,2% 381.455 6,1% 158.885 ‐8,1%
Refineria del Norte S.A. 0 ‐ 0 ‐ 26.315 ‐17,9% 14.650 ‐8,8% 201.438 10,6% 0 ‐
Shell 182.570 ‐6,5% 156.206 21,5% 471.698 13,7% 183.555 50,3% 677.239 ‐12,0% 251.427 12,0%
YPF S.A. 523.016 2,0% 424.223 ‐10,0% 759.118 81,1% 304.948 ‐10,8% 3.677.948 ‐3,2% 403.244 17,4%
Otras 0 ‐ 0 ‐ 89.291 128,9% 2.883 805,7% 38.018 39,7% 38.675 ‐68,2%
Total 914.926 ‐2,5% 758.620 ‐5,2% 1.733.579 37,6% 1.162.142 ‐2,4% 6.251.027 ‐4,3% 1.226.922 0,7%
Ac. 2014
Var
Anual
Ac. 2014
Var
Anual
Ac. 2014
Var
Anual
Ac. 2014
Var
Anual
Ac. 2014
Var
Anual
Ac. 2014
Var
Anual
Empresa
ESSO 464.978 ‐5,2% 82.253 ‐22,9% 6.296 ‐84,9% 59 11,3% 450.556 ‐11,1% 2.855.209 ‐8,4%
OIL Combustibles S.A. 137.112 ‐9,6% 23.368 ‐1,3% 275.667 ‐0,9% 0 75.270 ‐30,9% 1.109.248 ‐6,8%
PBBPolisur S.A. 0 ‐ 0 ‐ 0 ‐ 695.299 ‐ 20.061 ‐ 1.178.755 ‐
PETROBRAS Arg S.A. 173.454 ‐20,2% 40.007 ‐28,8% 96.451 12,8% 13.348 ‐14,6% 505.099 3,5% 1.536.822 ‐2,5%
Refineria del Norte S.A. 88.111 18,4% 5.222 8,5% 256.494 22,8% 20.306 ‐26,6% 27.724 ‐32,6% 640.259 9,0%
Shell 573.531 2,8% 217.907 ‐14,6% 30.775 ‐60,2% 0 ‐100,0% 643.573 29,1% 3.388.481 4,4%
YPF S.A. 1.926.630 7,3% 456.150 ‐5,8% 930.057 28,7% 319.530 ‐0,6% 2.238.216 7,6% 11.963.080 5,9%
Otras 7.184 63,3% 206 19,1% 53.746 38,3% 5.702 ‐47,8% 183.623 13,2% 419.328 3,6%
Total 3.371.001 2,4% 825.114 ‐11,3% 1.649.486 13,5% 1.054.244 ‐0,8% 4.144.122 5,5% 23.091.181 2,1%

5. 5
Precios de los
Hidrocarburos
“…En Mayo de 2014, … el precio
promedio ponderado por
volumen de ventas de crudos
alcanzó los u$s 471,2 por m3 en
el mercado interno, presentando
un incremento del 6,1%
interanual…”
“….El precio promedio
ponderado por volumen de
ventas del gas natural en el
mercado interno alcanzó los
$545,9 por Mm3 lo que significa
un incremento del 81,5%
interanual y una caída del 14%
mensual…”
Precios de los hidrocarburos: el crudo acumulan un aumento del
6.1% valuado en dólares y del 4.6%en el mercado externo
En Mayo de 2014, último mes con información disponible, el precio
promedio ponderado por volumen de ventas de crudos alcanzó
USD 471,2 por m3 en el mercado interno, presentando un
incremento del 6,1% anual. Por otra parte, el precio promedio de
ventas de crudo mercado externo en Mayo fue de USD 643,3 por
m3, un 4,6% mayor que en el mismo mes de 2013. En tanto, el
precio del WTI en el mercado internacional, alcanzó los USD 640,2
por m3en el mismo mes,7,4% superior al precio de Mayo de 2013.
PRECIO PROMEDIO PETROLEO CRUDO. En u$s/m3
Mercado
Interno
Var.
Interanual
Mercado
Externo
Var.
Interanual
WTI
Var.
Interanual
May‐13 444,2 0,7% 619,9 ‐7,5% 596,3 0,1%
Jun‐13 445,9 0,4% 614,2 2,3% 602,6 16,2%
Jul‐13 438,8 ‐0,4% 643,2 7,9% 658,5 19,1%
Ago‐13 447,9 2,6% 649,3 ‐2,3% 670,1 13,2%
Sep‐13 445,5 1,2% 686,8 2,3% 668,2 12,4%
Oct‐13 460,2 4,9% 665,2 1,5% 632,4 11,8%
Nov‐13 461,3 6,7% 675,2 4,5% 590,2 8,2%
Dic‐13 466,2 7,6% 0,0 ‐100,0% 615,7 10,9%
2013 443,5 0,4% 643,5 ‐3,4% 616,2 3,9%
Ene‐14 422,4 ‐1,0% 637,1 ‐5,1% 596,7 0,0%
Feb‐14 410,1 ‐4,6% 656,2 1,3% 633,1 5,6%
Mar‐14 441,2 2,9% 643,1 ‐2,8% 632,2 8,1%
Abr‐14 455,0 6,6% 653,6 0,8% 641,7 10,8%
May‐14 471,2 6,1% 648,3 4,6% 640,2 7,4%
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.
El precio promedio ponderado por volumen de ventas del gas en el
mercado interno alcanzó los $545,9 por Mm3, lo que significa un
incremento del 81,5% anual y una caída del 14% mensual. El precio
promedio en el mercado externo fue de $5.953,3 por Mm3, 48%
superior al de Mayo de 2013, pero un 0,6% inferior a Abril 2014.
Expresado en dólares, al tipo de cambio oficial ($5,24 en Mayo 2013
y $8,04 en Mayo 2014), el precio en el mercado externo alcanzó los
USD 740,2, un caída del 3,6% interanual, y en el mercado interno
USD 68 por Mm3.
PRECIO PONDERADO GAS NATURAL. En $/Mm3.
Mercado
Interno
Var.
Interanual
Mercado
Externo
Var.
Interanual
May‐13 300,8 17,3% 4.022,2 45,6%
Jun‐13 213,2 ‐3,3% 4.243,2 33,5%
Jul‐13 206,8 20,0% 4.843,0 50,1%
Ago‐13 242,8 34,2% 4.457,7 35,8%
Sep‐13 284,3 7,5% 4.326,6 34,4%
Oct‐13 367,7 8,1% 4.379,2 35,5%
Nov‐13 469,8 31,0% 4.529,4 28,4%
Dic‐13 545,1 23,3% 4.784,6 51,6%
2013 359,2 20,1% 4.154,6 37,9%
Ene‐14 661,2 49,6% 5.381,1 70,7%
Feb‐14 657,0 45,8% 5.311,3 87,9%
Mar‐14 637,6 54,0% 5.972,2 72,6%
Abr‐14 634,8 54,0% 5.988,1 53,7%
May‐14 545,9 81,5% 5.953,3 48,0%
Fuente: E&R en base a Secretaria de Energía de la Nación.

6. 6
Ventas de Naftas
“…En julio de 2014 YPF
aumentó 4% el precio de los
combustibles, seguida por las
restantes empresas…”
“….aceleramiento de la caída
de la demanda de naftas, que
registra la mayor caída
interanual desde Noviembre
2003 con ­6%
en Julio…”
Venta de Naftas al mercado interno: aumento de precios y caída de
la demanda
En julio de 2014 YPF aumentó 4% el precio de los combustibles,
seguida por las restantes empresas. En Agosto no se produjeron
ajustes, y la devaluación y cierta indicación de subas de precios del
crudo Medanito impulsaron hacia arriba los precios en pesos en
Septiembre, que subieron otro 4%.
PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES PARA YPF
EN CAPITAL FEDERAL ‐ en Pesos por Litro
MES/AÑO Super Gasoil Euro Premium
Ene‐14 8,91 8,12 9,30 9,99
Feb‐14 9,49 8,60 9,94 10,68
Mar‐14 10,07 9,12 10,54 11,33
Abr‐14 10,61 9,62 11,12 11,94
May‐14 11,01 9,98 11,54 12,39
Jun‐14 11,01 9,98 11,54 12,39
Jul‐14 11,45 10,40 11,98 12,89
Ago‐14 11,45 10,40 11,98 12,89
Sep‐14 11,91 10,82 12,40 13,41
Var Sep / Ago 2014 4% 4% 4% 4%
Var. Sep 14/ Sep 14 56% 55% 60% 59%
Fuente: E&R en base a OPESSA
Fuente: E&R en base a Operadora de Estaciones de Servicio SA
Este efecto de incremento de precios en dólares sumado a la
devaluación ocurrida en Enero pasado, junto con el menor ingreso de
los consumidores por el proceso inflacionario, está llevando a un
aceleramiento de la caída de la demanda de naftas, que registra la
mayor contracción interanual desde Noviembre 2003, con ‐6% en
Julio de 2014: Nafta Premium ‐10%; Súper ‐2%, y el gas oil común se
mantiene con caídas interanuales del ‐11%. En forma acumulada, el
total de naftas vendidas cayó 2% respecto a Enero‐Julio 2013.
MES/AÑO
Gasoil Grado
2 (Común)
VENTAS AL PUBLICO EN M3
Gasoil
Grado 3
(Ultra)
Nafta Grado
1 (Común)
Nafta Grado
2 (Súper)
Nafta Grado
3 (Ultra)
Total
general
Ene‐14 556.980 130.638 116 543.823 182.953 1.414.510
Feb‐14 488.721 116.442 37 478.648 159.350 1.243.199
Mar‐14 557.468 122.219 26 506.744 159.070 1.345.527
Abr‐14 582.532 117.784 57 488.097 147.467 1.335.937
May‐14 546.121 117.335 39 481.786 138.241 1.283.522
Jun‐14 536.355 114.199 230 458.430 132.371 1.241.585
Jul‐14 547.888 129.425 471 489.809 145.367 1.312.961
Acumulada Ene ‐ Jul 3.816.065 848.043 975 3.447.338 1.064.819 9.177.241
Var Jul 14/ Jul 2013 ‐11% 5% ‐88% ‐2% ‐10% ‐6%
Var Acum 2014 /2013 ‐7% 8% ‐97% 3% ‐2% ‐2%
Fuente: E&R en base a datos de la Secretaria de Energía de la Nación.

7. 7
Importaciones de
Hidrocarburos
“…las mayores cantidades de
crudo y gas natural importando,
vienen a suplir los menores
volúmenes de hidrocarburos
extraídos en el territorio
argentino”
“En lo que va del año, las
importaciones de
hidrocarburos totalizaron USD
5.703,9 millones, 10% más que
en el mismo periodo de 2013”
Importaciones de hidrocarburos a Julio de 2014: más cantidades de
crudo (120%) y GNL (22%) importado en el acumulado anual
A julio de 2014, el total de importaciones de hidrocarburos alcanzo
a USD 809 millones. ElGas Natural Licuado (GNL) se constituye
como el principal hidrocarburo importado. En el mes de Julio
alcanzó los 851.205 Mm3 (+1,8% interanual), totalizando USD 499,7
millones (+0,7%interanual). En el acumulado a Julio, las
importaciones de GNL sumaron 4.310.723 Mm3 (+22,3% interanual)
y acumularon USD 2.421,8 millones (+9,8% interanual).
Las importaciones de gas natural, segundo hidrocarburo de mayor
cantidad importada, sumaron ese mismo mes 530.514 Mm3, 1,1%
superior a igual mes de 2013 y sin variaciones en cuanto al monto.
Hasta Julio se acumularon 3.572.168 Mm3 importados con un costo
total de USD 1.387,1 millones, lo que significa un aumento del 10%
en cantidades y del 9,9% en dólares respecto al acumulado
2013.Cabe destacar que el total de las importaciones de gas natural
y GNL del mes de Julio fueron realizadas por Enarsa Energía
Argentina S.A, y provienen en su mayor parte de Bolivia.
m3
Crudo Gas Natural GNL Gasoil Común Gasoil Ultra
Millones
USD
IMPORTACIONES DE HIDROCARBUROS
Mm3
Millones
USD
Mm3
Millones
USD
m3
Millones
USD
Total
Ene‐14 45.406 25,9 566.048 212,7 462.791 170,1 44.903 35,8 80.211 65,0
Feb‐14 31.739 18,0 514.915 193,5 490.742 193,7 143.297 116,5 153.324 123,5
Mar‐14 34.453 20,9 476.697 193,5 415.967 269,9 122.733 100,3 163.160 136,8
Abr‐14 38.116 23,3 419.199 184,5 749.257 497,2 129.008 102,2 192.972 153,2
May‐14 125.000 69,7 541.599 203,2 586.902 349,1 37.762 30,8 90.137 72,3
Jun‐14 120.971 72,2 523.197 199,6 753.858 442,2 0 0,0 105.909 84,2
Jul‐14 49.223 31,4 530.514 200,2 851.205 499,7 0 0,0 97.332 77,5
Var. Interanual 73,9% 88,6% 1,1% 0,0% 1,8% 0,7% ‐100,0% ‐100,0% ‐49,8% ‐49,4%
Var. Acumulada 120,1% 125,4% 10,0% 9,9% 22,3% 9,8% 47,5% 47,0% ‐13,4% ‐14,6%
Fuente: E&R en base a Secretaría de Energía de la Nación.
m3
Millones
USD
Por otra parte, las importaciones de gasoil ultra alcanzaron los
97.332 m3, con un costo total deUSD 77,5 millones, presentando
una caída interanual del 13,4% en cantidades y del 14,6% en
monto. Hasta Julio, las importaciones de este gasoil grado 3
sumaron 883.046 m3 y USD 712,5 millones, registrando una caída
acumulada del 13,4% interanual en cantidades y 14,6% en monto. El
68% de las importaciones en Julio fueron realizadas por YPF S.A.
En cuanto a la importación de gasoil común o grado 2, en julio no
hubo, sin embargo, en el acumulado anual alcanzaron los 477.703
m3 y USD 385,7 millones, un 47,5% superior en términos de
cantidades y 47% en dólares. El 77% del total acumulado también
corresponde a las importaciones de YPF.
Por último, en Juliode 2014, las importaciones de crudo alcanzaron
los 49.223 m3, sumando USD 31,4 millones, con un incremento del
73,9% en término de cantidades y un 88,6% en monto. El total de
las importaciones fueron realizadas por Refinería del Norte S.A. En
el acumulado hasta Julio, se importaron 444.908 m3 de crudo por
valor de USD 261,4 millones, presentando un aumento del 120,1%
en m3 y 125,4% en dólares con respecto al 2013.

8. 8
Transp
Natura
porte de Ga
al
“…A juli
sistema
millone
1% por
2013. E
ingresa
m3, reg
3% inte
as
io de 2014 ing
a de transport
es de m3 de ga
encima de Ju
En forma acum
ron 19.104 m
istrando una
eranual.”
Distrib
Usuari
gresaron al
te 3.4
as natural,
ulio de
mulada…
millones de
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“El 33%
Centrale
Industr
Residen
tanto el
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organis
Subdist
Gas por
% del Gas se de
es Eléctricas,
ia y el 25% a
nciales (vivien
l 13% restant
uyó a servicio
mos estatales
tribuidoras y G
estinó a
el 29% a la
ndas), en
te, se
s públicos y
s, Comercio,
GNC.”
3.Tra
ansporte
Transpor
e y Distr
rte de Gas Na
Transpor
Transpor
ingresaro
natural, 1
primeros
registran
ribución
atural a Julio
rtadora Gas d
rtadora Gas
on al sistem
1% por encim
s siete mese
do una caída
INGRESO DE
Mes
Total 2013
Ene‐14
Feb‐14
Mar‐14
Abr‐14
May‐14
Jun‐14
Jul‐14
Total Acum 201
n de Gas
o: caída acu
del Sur (TGS
del Norte
ma de transp
ma de Julio d
es del año
a del 3% inte
s Natura
mulada 3% i
) transporta
(TGN) el ot
porte 3.430
de 2013. En
ingresaron
eranual.
L SISTEMA ‐ TOTA
Noroeste N
14 2.809.934
Var Julio
Var Acum Julio
Incluye gas por
exportaciones y
GAS NATURAL A
Neuquina
r cuenta de terceros (b
el gas que no ingres
FUENTE: ENARGA
TGN
interanual
el 60% del G
tro 40%.A j
millones d
n forma acum
19.104 mill
AL TRANSPORTAD
al
4.823 13.332.179
4.019 915.907
4.592 817.651
8.285 966.934
0.436 1.059.142
3.381 1.153.603
7.782 1.303.338
9.385 1.265.752
7.880 7.482.327
al
Gas del país
ulio de 201
e m3 de ga
mulada, en lo
ones de m3
DORAS ‐ En miles d
0
2% ‐10%
‐2% ‐5%
No incluye el gas de
porte.
by pass comerciales).
a al sistema de trans
AS, en base a datos de
Distribuc
Usuarios
5.257.231
361.834
344.485
380.456
393.012
389.224
453.029
487.894
0%
‐9%
e las Licenciatarias d
ción de Gas
Finales, con
Por otra
de Julio
primeros
m3, sin g
un increm
Mes
Subtot
8.077.592 13.334
622.185 984
530.107 874
577.829 958
637.424 1.030
744.157 1.133
834.753 1.287
831.491 1.319
4.777.946 7.587
2%
2%
e Distribución.
s Natural: a
n un increme
parte, el tot
cayó 0.3%
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grandes varia
mento del 1.
Ene‐14
Feb‐14
Mar‐14
Abr‐14
May‐14
Jun‐14
Jul‐14
Acumulado
Var Julio
Var Acum Julio
*Entes Oficiales:
**SDB Subdis trib
***GNC Gas Natu
FUENTE: ENARGAS
TGS
Austral
y
14
as
os
3,
de m3 de 9300 kc
Total
cal
otal
66.320 33.501.1
08.060 2.292.0
10.469 2.085.0
46.321 2.404.6
56.423 2.586.8
11.156 2.944.5
72.666 3.360.4
11.062 3.430.4
16.157 19.104.0
proceso (planta Cerri
acumula 25
ento de solo
al de Gas en
respecto a
es del año,
aciones resp
.5%.
TOTAL DE GAS EN
Subto
6.834.141 20.16
392.153 1.30
392.818 1.21
479.387 1.44
497.281 1.55
657.553 1.81
769.328 2.07
845.310 2.11
4.033.830 11.51
19%
‐2%
43
79
61
06
59
37
48
47
37
60%
0% 1
‐4% ‐3
), by pass físicos,
5.139 millon
1.5% interan
ntregado a U
julio de 20
se distribuye
pecto al mism
NTREGADO A USUA
Residencial Come
rcial
Entes
Oficiales *
2.344 12.406
6.180 13.082
3.085 17.537
7.434 28.354
7.755 51.203
1.465 66.969
2.472 77.313
0.735 266.864
9% 1,4%
% 8,1%
hospi tales, centros de
uior: entes o soc privad
ura l Comprimido: usuario
S, en base a datos de la
Cabe des
Julio de
benignas
6.9% má
disponib
298.699 62
310.882 66
433.218 73
707.599 97
1.164.581 137
1.595.932 17
1.743.890 182
6.254.801 790
‐3,4% ‐2,9
3,2% 2,0%
nes de m3
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Usuarios Fina
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Industria
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Eléctric
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cas
1.902 57.291
2.796 56.104
4.992 58.004
2.473 77.211
2.815 105.063
5.190 132.354
7.845 143.196
8.013 629.223
% 0,4%
% 4,7%
es
os
de
on
GNC*** Total
l s istema de Distribució
pozo.
tregado a Re
al Comercio
o contrario,
o mes de
el mismo
s.
Neuquina
1.076.490 1.671
1.007.969 1.472
1.175.518 1.484
1.114.367 1.222
1.091.446 1.012
906.295 725
882.581 757
7.254.666 8.348
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2,8% ‐1,2%
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204.965 3.131.9
232.164 3.474.5
228.443 3.475.8
239.861 3.802.7
229.663 3.827.8
238.315 4.025.6
1.595.322 25.139.6
‐0,2% ‐0,3%
1,5% 1,5%
043
978
518
881
724
868
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24
s en el mes d
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de
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gó
or

9. 9
Expo de Gas Natural
“…En el mes de Julio de 2014, se
exportaron a Uruguay a través
del Sistema de Transporte de
gas natural unos 33.3 millones
de metros cúbicos, 9% menos
respecto a Julio de 2013….”
Vehículos habilitados con
GNC
“…A agosto de 2014, el stock
total aumento 6%, ascendiendo
a un total de 1.637.100
vehículos….”
Exportaciones de Gas Natural: acumulan 33.3 millones de m3 a
Uruguay, sin variaciones interanual
En el mes de Julio de 2014, se exportaron a Uruguaya través del
Sistema de Transporte de gas natural unos 33.3 millones de metros
cúbicos,9% menos respecto a Julio de 2013. Sin embargo, en
términos acumulados, no hubo variaciones. El 90% de las
exportaciones fue realizada por Transportadora Gas del Sur (TGS).
EXPORTACIONES A TRAVÉS DEL SISTEMA DE TRANSPORTE ‐
En miles de m3 de 9300 kcal
Uruguay
Petrouruguay Cruz del Sur
TGN TGS
Mes
Total
Uruguay
Total
Ene‐14 482 2.134 2.616 2.616
Feb 522 2.391 2.914 2.914
Mar 598 3.286 3.884 3.884
Abr 551 2.069 2.620 2.620
May 593 6.026 6.618 6.618
Jun 303 7.095 7.399 7.399
Jul 263 7.025 7.288 7.288
Acumulado 3.312 30.027 33.339 33.339
Var Julio 69% ‐11% ‐9% ‐9%
Var Acum Julio 1% ‐1% 0% 0%
FUENTE: ENARGAS, en base a datos de las Licenciatarias de Gas y Usuarios
en boca de pozo.
GNC: aumenta la cantidad de vehículos habilitados
En el actual contexto de caída del nivel de actividad, la cantidad de
vehículos habilitados con Gas Natural Comprimido (GNC) viene
crecimiento en forma acelerada. A agosto de 2014, el stock total
aumentó 6%, ascendiendo a un total de 1.637.100 vehículos,
mercado que venía creciendo a tasas inferiores 2% anual en los
últimos años.
El 44% están radicados en la Provincia de Buenos Aires, mientras un
16% en Córdoba, 8% en Mendoza, 8% en Santa Fe, 6% en Capital y
4% en Tucumán. El 14% restante, se distribuye entre las otras 18
provincias del país.
En lo que va del año, puede destacarse el crecimiento de estos
vehículos en las provincias de Formosa (508%), Santa Cruz (25.9%),
Santiago del estero (19.9%) y Córdoba (11.3%).

10. 10
Genera
ación de En
“…La ge
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alcanzó
1,2% su
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los 12.146 GW
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Mes N
Jul‐13 1
Ago‐13 1
Sep‐13 1
Oct‐13 1
Nov‐13 1
Dic‐13 1
Ene‐14 1
Feb‐14 1
Mar‐14 1
Abr‐14 1
May‐14 1
Jun‐14 1
Jul‐14 1
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12.004 0,1%
11.739 4,6%
11.074 9,5%
10.881 5,7%
10.708 ‐0,7%
13.264 13,7%
12.933 7,9%
10.672 0,6%
10.584 0,2%
10.322 2,1%
11.207 1,5%
11.778 5,4%
12.146 1,2%
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acional
Var.
Interanu
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Hidráulica
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Var.
teranual
Int
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3.631
4.307
3.755
3.689
3.915
3.355
2.506
2.826
3.023
3.462
3.740
3.765
‐7,8% 7.553
5,2% 7.428
64,3% 6.096
17,3% 6.666
20,4% 6.706
21,2% 8.829
‐3,0% 8.864
‐2,4% 7.549
‐5,4% 7.378
5,2% 6.985
12,0% 7.300
23,1% 7.397
‐0,3% 7.606
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Fuente: E&R
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Interanual
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641 ‐3,1%
635 ‐4,3%
630 ‐1,3%
412 ‐2,5%
264 ‐10,8%
460 ‐30,2%
653 3,2%
568 ‐0,1%
324 ‐36,6%
263 ‐37,3%
397 ‐6,1%
591 ‐7,9%
725 13,1%
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4,9%
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1,4%
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37.335 MWh
e 2013.
ca
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h,

11. 11
Demanda por Usuario
“…En Agosto de 2014, el mayor
descenso en la demanda por
categoría se presentó en el
segmento General (­6,5%)…,
seguido por los Grandes
Usuarios del MEM (­5,5%),
…,
Residencial (­5,4%),
que tiene
la mayor participación (43%)…”
Demanda Regional
“…Los mayores descensos se
presentaron en La Rioja (­7,1%),
Santa Fe (­6,3%),
CABA y
GBA (­6,3%),
Catamarca (­3,9%),
San Luis (­3,5%),
Córdoba (­3,1%)
y Tucumán (­1,7%)…”
En Agosto de 2014, el mayor descenso en la demanda por categoría
se presentó en elsegmento General (‐6,5%) que representa el 9% del
total demandado, seguido por los Grandes Usuarios del MEM (‐
5,5%), con una participación del 19%, Residencial (‐5,4%), que tiene
la mayor participación (43%), el Alumbrado Público (‐0,8%),con una
representación del 4% y el Comercio e Industria Pymes (‐0,6%),que
participa con el 14% de la demanda total.
En sentido contrario, el único incremento se presentó en Industria
(+11,4%) que representa el 10% del total demandado en Agosto.
DEMANDA DE ENERGIA POR CATEGORIA Y PROVINCIA. Mes de Agosto 2014. En MWh
Provincia Residencial General
Alumbrado
Público
Comercio e
Industria
Industria
Grandes
Usuarios
del MEM
Total
Mercado
Var.
Interanual
Buenos Aires 397.786 110.276 46.359 163.382 124.555 361.590 1.203.948 ‐1,3%
C.A.B.A. + GBA 2.117.349 299.398 139.530 614.023 368.538 679.096 4.217.936 ‐6,3%
Catamarca 40.566 8.128 5.092 9.654 10.158 86.120 159.719 ‐3,9%
Chaco 113.339 25.620 7.656 16.967 18.277 2.935 184.793 8,5%
Chubut 55.281 21.929 6.750 18.563 21.065 175.417 299.005 1,2%
Córdoba 319.722 96.337 33.295 136.660 139.119 61.661 786.794 ‐3,1%
Corrientes 128.215 23.575 13.274 24.114 11.980 15.035 216.193 10,4%
Entre Ríos 111.688 35.495 17.174 41.408 46.558 24.419 276.743 ‐1,0%
Formosa 51803 15894 5466 4520 2027 2299 82009 0,7%
Jujuy 40966 11344 4244 11315 701 14168 82738 ‐0,5%
La Pampa 30.321 16.104 5.904 11.202 7.533 1.086 72.149 3,6%
La Rioja 38.658 8.325 4.015 29.183 7.588 17.200 104.970 ‐7,1%
Mendoza 158.711 38.329 20.531 95.289 49.256 121.821 483.938 0,7%
Misiones 99.337 20.541 8.220 30.892 14.523 4.244 177.755 ‐1,7%
Neuquén 53.706 16.795 7.040 25.002 24.371 44.123 171.037 3,5%
Río Negro 58.449 20.302 8.498 30.881 13.394 27.432 158.954 ‐0,2%
Salta 72.385 17.114 9.493 37.744 4.125 6.909 147.771 ‐1,5%
San Juan 76.107 12.676 6.736 23.574 8.715 41.560 169.368 0,1%
San Luis 43.807 12.124 6.947 18.426 21.085 29.995 132.384 ‐3,5%
Santa Cruz 23.552 13.060 3.736 5.871 1.673 32.623 80.514 33,2%
Santa Fe 348884 101899 42418 105439 163957 237280 999877 ‐6,3%
Sgo. del Estero 53752 10910 5106 13939 6951 8588 99247 6,0%
Tucumán 112.460 17.930 10.324 34.387 18.497 35.896 229.494 ‐1,7%
Total distribución 4.546.844 954.105 417.808 1.502.435 1.084.646 2.031.497 10.537.336 ‐3,2%
Categorías contempladas por la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de Argentina
(ADEERA): Residencial (rango de consumo menor o igual a 1.400 kWh/Bimestre; entre 1.000 y 1.400
kWh/Bimestre; entre 1.400 y 2.800 kWh/Bimestre; y mayor a 2.800 kWh/Bimentre); General (rango
de consumo menor a 4.000 kWh/Bimestre; y mayor o igual a 4.000 kWh/Bimestre); Alumbrado
Público; Comercio e Industria PyMEs (potencia entre 10 y 300 kW); Industria (potencia superior a
300 kW abastecidos por las distribuidoras); Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista
(MEM) (no son abastecidos por las distribuidoras).
Fuente: E&R en base a ADEERA.
Cabe destacar la alta concentración de la demanda de engría
eléctrica: el 40% proviene de la CABA y Gran Buenos Aires, en tanto
que otro 11% del resto de la provincia de Buenos Aires.
En Agosto de 2014, la mayoría de las provincias vieron reducidas
sus demandas de energía con respecto al mismo mes de 2013. Los
mayores descensos se presentaron en La Rioja (‐7,1%), Santa Fe (‐
6,3%), CABA y GBA (‐6,3%), Catamarca (‐3,9 %), San Luis (‐3,5%),
Córdoba (‐3,1%) y Tucumán (‐1,7%). En sentido contrario, las
mayores subas en la demanda de energía se presentaron en las
provincias de Santa Cruz (+33,2%), Corrientes (+10,4%), Chaco
(+8,5%) y Santiago del Estero (+6%).
Cabe destacar queen términos acumulados, la demanda de energía
eléctrica presenta una suba del 2.8%, respecto a los mismos 8
meses de 2013, con incrementos del 4.8% en la Industria y del 4.5%
en el segmento Residencial.

12. 12
Demanda en Potencia
“…la mayoría de las
distribuidoras presentan caídas
interanuales en las demandas
de energía…”
Analizando la demandade potencia de las asociadas a ADEERA, la
mayoría de las distribuidoraspresentan caídas interanuales en las
demandas de energía en el mes de Agosto de 2014.
Entre las mayores caídas se encuentran Coop. Luján en Bs. As. Norte (‐
16,4%), E. Catamarca SAPEM (‐16%), EMSA en Misiones (‐14,6%),EPEN
en Bs. As. Norte (‐13,5%), DPECen Corrientes (‐9,3%) y EDESA en Salta
(‐9,1%).
DEMANDA EN POTENCIA. En MWh.
Empresa
Provincia‐
Región
Ago‐14 Ac. 2014
EDENOR CABA ‐ GBA 4.124 30.646 ‐1,9%
EDESUR CABA ‐ GBA 3.207 25.050 ‐2,6%
EPESF Santa Fe 1.541 12.690 ‐2,3%
EPEC Córdoba 1.522 11.883 1,0%
EDEMSA Mendoza 490 4.240 ‐5,8%
ENERSA Entre Ríos 435 3.645 0,2%
EDET Tucumán 437 3.723 ‐0,5%
EDEN Bs As ‐ Norte 471 3.818 3,3%
SECHEEP Chaco 373 3.598 ‐2,2%
EDEA Bs As ‐ Atlánt. 423 3.556 ‐0,1%
EDELAP Bs As ‐ La Plata 470 3.446 ‐6,4%
DPEC Corrientes 364 3.214 ‐9,3%
ESJSA San Juan 261 2.361 ‐4,7%
EDESA Salta 304 2.517 ‐9,1%
EMSA Misiones 256 2.385 ‐14,6%
EDESE Sgo. del Estero 194 1.852 ‐1,6%
EDERSA Río Negro 203 1.789 4,8%
REFSA Formosa 168 1.655 ‐8,2%
EDELAR La Rioja 181 1.539 ‐2,6%
EDESAL San Luis 229 1.812 ‐4,1%
E. CATAMARCA SAPEM Catamarca 147 1.241 ‐16,0%
APELP La Pampa 143 1.199 0,7%
EDES Bs As ‐ Sur 165 1.347 0,9%
EJESA Jujuy 146 1.197 ‐5,0%
EDESTESA Mendoza 112 959 10,9%
EPEN Neuquén 120 1.089 ‐13,5%
COOP. CALF Neuquén 95 777 ‐2,9%
COOP. ZARATE Bs As ‐ Norte 100 766 1,8%
COOP. GODOY CRUZ Mendoza 66 559 ‐2,8%
COOP. CONCORDIA Entre Ríos 58 488 ‐3,7%
SPSE Santa Cruz 84 637 ‐
COOP. LUJAN Bs As ‐ Norte 57 454 ‐16,4%
COOP. PERGAMINO Bs As ‐ Norte 45 380 ‐3,7%
UPM TANDIL Bs As ‐ Atlánt. 55 421 1,4%
COOP. BARILOCHE Río Negro 55 413 6,2%
COOP. GUALEGUAYCHU Entre Ríos 41 333 0,5%
COOP. OLAVARRIA Bs As ‐ Atlánt. 38 300 ‐0,8%
COOP. SAN PEDRO Bs As ‐ Norte 24 207 0,5%
COOP. CHACABUCO Bs As ‐ Norte 19 155 ‐3,4%
COOP. SALTO Bs As ‐ Norte 16 142 1,2%
COOP. TRES ARROYOS Bs As ‐ Atlánt. 22 184 ‐1,6%
COOP. AZUL Bs As ‐ Atlánt. 23 186 1,0%
COOP. SAN BERNARDO Bs As ‐ Atlánt. 8 97 ‐1,1%
COOP. M. Moreno (9 de Julio) Bs As ‐ Norte 15 120 ‐3,0%
COOP. COLON Bs As ‐ Norte 9 95 ‐6,0%
Fuente: E&R en base a ADEERA.
Var.
Interanual
En sentido contrario, los mayores incrementos en la demanda
corresponden a EDESTESA en Mendoza (+10,9%), Coop. Bariloche en
Río Negro (+6,2%), EDERSA en Río Negro (+4,8%) y EDEN en Bs. As.
Norte (3,3%).

13. 13
Precios de la Energía
PRECIOS DE LA ENERGIA en el MEM.
Mercado
Spot
En $/MWh
Var.
Interanual
Precio
Monómico
Var.
Interanual
Ene‐13 118,4 ‐1,1% 172,6 ‐5,2%
Feb‐13 120,0 0,3% 184,0 ‐0,7%
Mar‐13 119,5 ‐0,1% 208,1 8,2%
Abr‐13 119,8 0,0% 217,4 ‐18,4%
May‐13 120,0 0,0% 351,0 8,4%
Jun‐13 120,0 0,0% 438,9 11,3%
Jul‐13 120,0 0,0% 420,3 3,9%
Ago‐13 120,0 0,0% 426,6 24,8%
Sep‐13 120,0 0,1% 328,1 32,1%
Oct‐13 120,0 0,3% 227,9 8,5%
Nov‐13 120,0 0,1% 217,4 23,4%
Dic‐13 120,0 0,8% 260,8 39,1%
Ene‐14 112,0 ‐5,4% 263,9 52,9%
Feb‐14 120,0 0,0% 274,6 49,2%
Mar‐14 120,0 0,4% 266,3 28,0%
Abr‐14 120,0 0,2% 318,8 46,6%
May‐14 120,0 0,0% 486,7 38,7%
Jun‐14 120,0 0,0% 638,1 45,4%
Jul‐14 120,0 0,0% 608,5 44,8%
Fuente: E&R en base a CNEA.
Expo de Energía
“…las importaciones de energía
eléctrica, medidas en GWh,
aumentaron 436% respecto al
2013 totalizando 449.53
GWh…”
Precios del Mercado Eléctrico: el spot se mantiene y el monómico
aumenta
Mientras que el precio de la energía en el mercado spot ($120) no
presentó variaciones en el mes de Julio, el precio monómico se
incrementó un 44,8% con respecto a Julio de 2013. El precio
monómico de Julio ($608,5) está compuesto por el precio de la
energía ($120) más los componentes adicional de potencia ($10,7),
energía adicional ($2,6) y la incidencia del consumo de combustibles
líquidos (sobrecostos transitorios de despacho ($470,8) y sobrecosto
de combustible ($4,4).
Medido en dólares, el Costo Monómico de generación calculado
ficticiamente por CAMMESA fue de 74.6 US$/MWh en Julio 2014,
3.5% menor a Julio 2013 aun cuando la proporción de combustibles
importados se incrementó. Esto se debe al subsidio implícito de
computar el LNG y gas de Bolivia al mismo precio reducido de gas
local.
Intercambio internacional de Energía Eléctrica: Importaciones en
aumento, Expo sin variaciones
En el mes de Julio de 2014, las importaciones de energía eléctrica
fueron de 152.8 GWh, de Paraguay (69.89 GWh) para
abastecimiento de localidades de Misiones y principalmente de
Uruguay(379.5 GWh) por vertimiento a costo nulo en Salto Grande
con un beneficio importante para la Argentina. En el acumulado del
año, las importaciones de energía eléctrica, medidas en GWh,
aumentaron 436% respecto al 2013 totalizando 449.53 GWh.
EXPORTACIONES e IMPORTACIONES del MEM. En GWh
Exportaciones Importaciones
Brasil Total Uruguay Brasil Paraguay Total
Ene‐14 ‐0,01 ‐0,01 86,00 0,01 14,10 100,11
Feb‐14 0,00 0,00 4,30 0,00 13,20 17,50
Mar‐14 0,00 0,00 0,00 0,00 12,50 12,50
Abr‐14 ‐0,10 ‐0,10 78,10 0,10 11,50 89,70
May‐14 ‐0,03 ‐0,03 47,80 0,02 12,60 60,42
Jun‐14 0,00 0,00 11,60 0,00 4,90 16,50
Jul‐14 0,02 0,02 151,70 0,02 0,09 152,80
2014 ‐0,11 ‐0,11 379,50 0,15 68,89 449,53
Var Julio / Julio 0% 0% 2709% 0% ‐99% 1113%
Var Acum Julio ‐44% ‐44% 3812% ‐33% ‐7% 436%
Fuente: E&R en base a Comisión Nacional de Energía Atómica.
Las exportaciones a Brasil son muy débiles, ya que la demanda
eléctrica de ese país crece a valores muy reducidos, signo que ilustra
con claridad la recesión económica en dicho país que explica algunas
tendencias políticas con vistas a las elecciones presidenciales de
Octubre 2014. Tampoco hubo exportaciones de energía a Uruguay
en julio 2014 ni en julio 2013.

14. BOX 1: Proyecto de Nueva ley de Hidrocarburos. Últimas modificaciones incorporadas
El Gobierno Nacional impulsa una nueva Ley de Hidrocarburos para incentivar la inversión en este sector. El proyecto, de
aprobarse, sustituirá a una ley de 1967. Entre los 40 artículos del primer borrador hay un nuevo "régimen de promoción
de inversión para la explotación de hidrocarburos". Particularmente recorta los ingresos de las provincias por regalías e
impuestos y limita la participación de las empresas petroleras provinciales. Estos son los principales puntos que se
sumaron al proyecto de ley:
‐Ingresos provinciales: el artículo 21 establece que los “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” que
sean aprobados en el futuro por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas deberán abonar los siguientes aportes a las provincias productoras:
a) Un 2,5% del monto de inversión inicial del proyecto, dirigido a Responsabilidad Social Empresaria (RSE), a ser aportado
por las empresas.
b) Un monto a ser determinado por la Comisión (que responde al ministro de Economía), en función de la magnitud y
alcance del proyecto de inversión para financiar obras de infraestructura en las provincias productoras, a ser aportado
por el Estado Nacional.
Qué cambió: los gobernadores exigieron la inclusión de estos aportes para garantizar ingresos adicionales para los
estados provinciales en función de la renta que generen los nuevos yacimientos hidrocarburíferos.
‐Licitaciones provinciales: el artículo 29 instituye que las Autoridades de Aplicación de las provincias y la Secretaría de
Energía de la Nación confeccionarán dentro de los 180 días a contar desde el inicio de vigencia de la ley, un pliego
modelo que podrá ser revisado y actualizado periódicamente según la oportunidad y conveniencia de los concursos. El
pliego modelo contemplará los términos y condiciones generales aplicables a los concursos, incluyendo entre otras, las
garantías a las que deberán ajustarse las ofertas, el alcance de las inversiones y los ingresos que eventualmente pudieran
corresponder a las respectivas Autoridades Concedentes.
Qué cambió: el borrador anterior establecía que el pliego modelo iba a ser elaboradora por la Comisión de Planificación
de Inversiones Hidrocarburíferas. Los gobernadores lograron correr a ese organismo del medio e incluir a la Secretaría de
Energía.
‐Impuestos provinciales: se incorporó un Anexo 1, que funciona como un pacto fiscal entre la Nación y las provincias, a
través del cual los distritos petroleros se comprometen a que la alícuota del Impuesto a los Ingresos Brutos para la
actividad de extracción de hidrocarburos no podrá superar el 3%. Además, se establece que las provincias y
municipalidades no podrán gravar a sus titulares con nuevos tributos ni aumentar los existentes. Y que las gobernaciones
no incrementarán las alícuotas efectivas del impuesto de sellos que se encuentren en vigencia a la fecha,
comprometiéndose a no gravar los contratos financieros que se realicen a los proyectos de inversión.
Qué cambió: el documento anterior incluía estos puntos tendientes a la homogenización impositiva entre las provincias.
Los gobernadores se negaron porque lo consideraban anticonstitucional. A cambio, propusieron rubricar un pacto fiscal.
‐Bono de prórroga: Se incorporó el artículo 58 bis, que contempla que la Autoridad de Aplicación podrá establecer para
las prórrogas de concesiones de explotación, el pago de un bono de prórroga cuyo monto máximo será igual a la
resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes al final de período de vigencia de la concesión por el 2%
del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos años anteriores al momento del
otorgamiento de la prórroga. Asimismo, para los casos de realización de actividades complementarias de explotación
convencional de hidrocarburos, a partir del vencimiento del periodo de vigencia de la concesión oportunamente
otorgada y dentro de la concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, la Autoridad de Aplicación podrá
establecer el pago de un bono de explotación cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas
comprobadas remanentes asociadas a la explotación convencional de hidrocarburos al final del periodo de vigencia de la
concesión oportunamente otorgada y por el dos por ciento (2%) del precio promedio de cuenca aplicable a los
respectivos hidrocarburos durante los dos años anteriores al momento del otorgamiento de la concesión de Explotación
No Convencional de Hidrocarburos.
Qué cambió: el documento anterior contemplaba el pago de un bono de prórroga por el 1,5% del precio promedio. Por
pedido de los gobernadores, la alícuota creció al 2% y además se incorporó el pago de un bono de ingreso cuando un
concesionario convencional solicite una explotación no convencional.
‐Prórroga de concesiones: el texto final fija que los titulares de las concesiones de explotación (ya sea que a la fecha de
inicio de vigencia de la presente modificación hayan sido o no prorrogadas) que estén produciendo hidrocarburos en las
áreas en cuestión y presenten un plan de inversiones consistente con el desarrollo de la concesión, podrán solicitar
prórrogas por un plazo de 10 años de duración cada una de ellas. Una vez agotados dichos plazos de prórroga, los
titulares de las concesiones de explotación podrán solicitar nuevas prórrogas, debiendo dar cumplimiento a las
condiciones de prórroga establecidas en la presente ley.
Qué cambió: La redacción del proyecto anterior establecía que los concesionarios actuales tenían el “derecho” a requerir
la prórroga de sus cambios, con lo cual dejaba abierta la idea de prórrogas a perpetuidad a favor de los privados. Los
gobernadores pidieron una modificación de forma tal que las empresas “puedan solicitar” una prórroga. La decisión de
otorgarla dependerá de la autoridad de aplicación provincial.