Complejo petroleo y_gas

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Complejo petroleo y_gas

  1. 1. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 1 Complejo Petróleo y Gas Octubre 2011 Serie “Producción Regional por Complejos Productivos” MECON Ministerio de Economía y Finanzas Públicas contacto: diar@mecon.gov.ar / dias@mecon.gov.ar Secretaría de Política Económica Subsecretaría de Programación Económica Dirección Nacional de Programación Económica Regional
  2. 2. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 2 Contenidos 1. Esquema del Complejo 2. Caracterización 3. Mercado 4. Agentes productivos 5. Distribución Territorial 6. Flujograma 7. Reservas  Petróleo  Gas 8. Producción  Petróleo  Gas 9. Industrialización: Refinación 10. Precios 11. Regalías  Petróleo  Gas 12. Comercio Exterior 13. Políticas Públicas 14. Desafíos Energéticos 15. Principales Indicadores 16. Glosario
  3. 3. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 3 Esquema del Complejo Materia prima  Transformación  Destino Final Petróleo Crudo Gas Natural  Exploración  Perforación  Extracción  Tratamiento del gas  ‐ Gas asociado: separación de    gas y petróleo ‐ Gas no asociado: separación  de butano y propano en  planta  Mercado interno 98% Exportaciones      14% Transporte por  gasoductos Importaciones  Gas natural ‐ GNL Exportaciones                 8% Refinación          86%  Destilación primaria  (topping)  Procesos  secundarios de  conversión (reforming,  cracking, coqueo, etc) Mercado interno               92% Exportaciones 2% Transporte por  oleoductos Importaciones  Gas Oil – Fuel Oil 49 Agentes productivos Fuente: DIAR‐DIAS en base a INDEC, Sec. de Energía, DNPER Nota: Los datos corresponden al año 2009 Marco Institucional Sector Público: MINPLAN ‐ Sec. de Energía, ENARGAS, Direcciones de Hidrocarburos Provinciales, OFEPHI.   Sector Privado: Cámaras (CAPIPE, CECHA, CEPH, CEOPE, ADIGAS, CAGNC). 34 Agentes prod.
  4. 4. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 4 Caracterización El Complejo Petróleo y Gas comprende la exploración y producción de petróleo y de gas; el transporte por oleoductos o  gasoductos; la refinación del petróleo y el tratamiento del gas; y el transporte, almacenamiento y comercialización (interna  y externa) de hidrocarburos y subproductos.    La exploración y producción se realiza en cuencas hidrocarburíferas. Las materias primas son transportadas por medio de  ductos, por vía terrestre o marítima, hasta los lugares de transformación. Las  plantas  separadoras  del  gas  suelen  estar  próximas a la zona de extracción, en tanto que las refinerías de petróleo se ubican cerca de los grandes centros de consumo  o en “nudos” logísticos junto a facilidades portuarias de magnitud. Del procesamiento del gas en las plantas separadoras se origina el gas de red (para consumo residencial o industrial), el gas  licuado de petróleo y otros gases con empleo petroquímico. Alrededor del 33% del gas natural se utiliza en la generación de  energía eléctrica; el 31% es demandado por la industria; el 23% es consumido en forma residencial; y el resto se reparte  entre gas natural comprimido (GNC), comercial y otros.  El 93,5% de los productos refinados del petróleo abastecen la demanda de combustibles líquidos (gas oil; naftas común,  súper  y  ultra;  fuel  oil,  kerosene  y  naftas  para  aviación)  y  el  6,5%  restante  se  utiliza  como  insumo  en  la  industria  petroquímica. El transporte se lleva a cabo,  principalmente,  a  través  de  oleoductos  y  gasoductos  y,  en  menor  medida,  con  camiones  tanque. Existe una importante estructura de almacenaje de  combustibles,  controlada  mayoritariamente  por  las  propias  empresas refinadoras. En el mercado interno, las ventas de combustibles líquidos se realizan por medio dos canales: el mayorista, compuesto  fundamentalmente por las grandes petroleras que abastecen a las flotas de transporte de mercaderías o pasajeros, al agro  (gas  oil)  y  a  las  estaciones  de  servicio;  y  el  minorista,  integrado  por  las  estaciones  de  servicios  y  algunos  pequeños  distribuidores independientes. En relación con el mercado externo, existen gasoductos por medio de los cuales se transporta gas principalmente a Chile,  aunque también a Brasil y Uruguay. Además, se llevan a cabo exportaciones de petróleo y derivados por vía marítima. En  los últimos años, las ventas externas de productos refinados ha rondado el 10% de la producción total. 
  5. 5. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 5 Mercado En  la  etapa  extractiva  existe  una  importante  concentración  económica:  cuatro  empresas  explican  cerca  del  66%  de  la  extracción de petróleo y el 75% de gas. Un fenómeno similar al anterior ocurre en la fase de procesamiento, aunque el grado de concentración es aún mayor: tres  firmas representan casi el 80% de la capacidad de refinación. Asimismo, existen dos operadores ‐Repsol YPF y Petrobrás‐ que  están integrados verticalmente, participando en las etapas de explotación y refinación.  El transporte de petróleo es realizado mayormente a través de la red de poliductos de Repsol YPF mientras que el de gas por  medio de la red de gasoductos troncales de dos concesionarias (TGS y TGN). Por su parte, en la distribución de gas natural  hacia los clientes finales intervienen una decena de compañías, cada una de las  cuales  tiene  el  monopolio  de  la  actividad  dentro de su respectiva región. La comercialización de combustibles en el segmento minorista se realiza por medio de 3.600 estaciones de servicio que, en su  gran mayoría, comercializan las marcas de las cuatro firmas líderes  del  segmento  de  refinación.  El  resto  vende  marcas  de  operadores menores que no cuentan con estructura propia de refinación en el país.  Fuente: DIAR‐DIAS en base a Secretaría de Energía Extracción de petróleo Total  Austral  4% Resto 13% Tecpetrol  5% Pan  American  Energy  17% Petrobras  7% YPF  34% Occidental  Exploration  of Arg. 6% Chevron 8% Petro  Andina  4% Pluspetrol  2% Extracción de gas Apache 2% Resto  5% Chevron 2%Tecpetrol 3% Pan  American  Energy 11% Pluspetrol  9% YPF  30% Petrobras  9% Total  Austral  25% LF  Company  4% Refinación de petróleo Refinor 4% Shell 19% Oil M&S 9% YPF 54% Petrobras 5% Esso 4% Otros 5%
  6. 6. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 6 Agentes Productivos Fuente: DIAR‐DIAS en base a páginas webs y publicaciones especializadas.  en Argentina en el mundo YPF Chubut; Mendoza;  Neuquén; Río Negro;  Santa Cruz  Repsol (España);  Petersen (Argentina) Exploración, producción, distribución,  refinación y comercialización de  hidrocarburos.  Actividades petroquímicas en aromáticos  (Ensenada), metanol (Plaza Huincul) y  fertilizantes (Bahía Blanca). Participa en la  generación eléctrica.  Una de las diez mayores petroleras  privadas en el mundo (está en más de 30  países) y la mayor compañía privada  energética de América Latina. Pan American  Energy Chubut; Neuquén; Salta;  Santa Cruz BP (Reino Unido);  Bridas (Argentina ‐  China) Exploración, producción, transporte y  almanecenamiento de petróleo y gas  natural. Participa en la generación eléctrica (central  térmica de Dock Sud).  Una de las principales petroleras del Cono  Sur, con presencia en Bolivia, Chile y  Uruguay.  Petrobras La Pampa; Mendoza;  Neuquén; Río Negro;  Salta; Santa Cruz Petrobras (Brasil) Exploración, producción, transporte de  hidrocarburos y refinación.  Participación accionaria en  Transportadora Gas del Sur (TGS) y en  Refinor (Campo Durán). Opera una  refinería en Bahía Blanca.  Participa en el mercado eléctrico en los  segmentos de generación (Genelba,  Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú) y  distribución (Edesur).  En la industria  petroquímica, produce polímeros  (poliestirenos, polipropilenos), caucho  sintético y fertilizantes.  Mayor compañía de Brasil y 3° mayor  empresa industrial de latinoamérica.  Opera en Bolivia, Colombia, Ecuador,  México, Perú y Venezuela.  Total Austral Neuquén; Santa Cruz;  Tierra del Fuego Total (Francia) Exploración y producción de petróleo y  gas. 2° productor de gas del país.  Participación accionaria en  Transportadora Gas del Norte (TGN).  Importante actor en la distribución de  gas envasado. Participa en el sector de  lubricantes con sus marcas Total y Elf.  Participa en la industria química en la  comercialización de guantes de látex de uso  industrial y artículos de limpieza para el  hogar (Mapa ‐ Virulana). Líder en autopartes  de caucho (Hutchinson) y odorizantes para  gas (Vetek).  4° petrolera mundial. Participación  internacional en la industria química.  Opera en más de 130 paises. Chevron  Neuquén; Río Negro Chevron (EE.UU.) Exploración y producción de  hidrocarburos. Venta de lubricantes. Posee una planta de fraccionamiento y  mezcla de lubricantes en la provincia de  Buenos Aires.  Ocupa el segundo lugar en el mercado  estadounidense dentro de la refinación  integrada. Tecpetrol Chubut; Mendoza;  Neuquén; Río Negro;  Santa Cruz Techint (Argentina) Exploración y producción de petróleo y  gas.  Techint se especializa en la ingeniería y  construcción de grandes proyectos de  infraestructura. Líder mundial en la provisión  de tubos de acero  para la industria  petrolera.  Opera en Ecuador, Venezuela, Bolivia,  Perú y México. Pluspetrol Salta; Formosa;  Neuquén; Río Negro Pluspetrol (Argentina) Participación accionaria en la  refinación (Campo Durán), el  transporte por oleoductos y la  distribución de GLP.  Propietario de tres centales de generación  térmica en Tucumán.  Participa en la explotación de  hidrocarburos en Angola, Chile, Venezuela  y Bolivia y en la distribución de gas en  Perú y Brasil. Otras actividades Zonas de ExplotaciónOperador Productos y mercadosPropietario y origen
  7. 7. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 7 Distribución Territorial: Petróleo Extracción de Petróleo por provincia 2010 Chubut es la principal productora de petróleo del país (27%),  seguida por Neuquén (22%) y Santa Cruz (20%). Esta situación muestra un cambio en relación a la existente a  fines  de  los  ’90  cuando  Neuquén  representaba  el  36%  del  total nacional. Chubut ha ganado terreno por dos motivos:  por  una  lado,  por  la  madurez  geológica  de  los  principales  reservorios de Neuquén (más de 30 años de explotación) y  por  el  otro,  porque  su  principal  yacimiento,  Cerro  Dragón,  triplicó sus  existencias  desde  1998  a  la  actualidad,  pese  a  encontrarse en explotación desde hace décadas.  Neuquén 22% Mendoza 15% Chubut 27% Resto 16% Santa  Cruz 20% Reservas de Petróleo y Extracción* por Cuenca y  Localización de la Red y Destilerías  Fuente: DIAR‐DIAS en base a Secretaría de Energía Nota: (*) Los datos de reservas corresponden al año 2009 y los de producción al 2010.
  8. 8. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 8 Distribución Territorial Gas Natural  Extracción de Gas Natural por provincia 2010 La producción de gas natural se encuentra fuertemente  concentrada en Neuquén. En niveles muy inferiores, le  siguen en importancia Salta y Santa Cruz. Por su parte,  el Estado Nacional ha ganado  participación  dado  que,  con  la  ampliación  del  gasoducto  Estrecho  de  Magallanes,  se  incorporó gas  a  la  red  de  la  cuenca  marítima bajo jurisdicción nacional (18 mill. m3 /día). Asimismo, está en ejecución el gasoducto del Noreste  “Juana  Azurduy”,  que  se  prevé que  transportará 17,6  mill. de m3 /día en 2015. Resto 3% Chubut 7% Salta 11% Tierra del  Fuego 9% Neuquén 48% Estado  Nacional 8% Santa  Cruz 9% Mendoza 5% Fuente: DIAR‐DIAS en base a Secretaría de Energía Nota: (*) Los datos de reservas corresponden al año 2009 y los de producción al 2010. Extracción y Reservas de Gas Natural* por Cuenca  y Localización de la Red 
  9. 9. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 9 Flujograma Materia prima  Transformación  Destino Final Extracción de Petróleo 36,1 millones de m3 Mercado interno ‐ Industria 31% ‐ Generación eléctrica   33% ‐ Residencial                   23% ‐ GNC 7% ‐ Comercial                       3% ‐ Otros 3% Exportaciones 6,6 millones de m3 Transporte por  gasoductos Importaciones GNL 5,6 millones m3 /día Gas 7,3 millones m3 /día Exportaciones  ‐ Naftas                         51% ‐ Fuel Oil                        33%  ‐ Otros                           16% Refinación 30,9 millones de m3 Subproductos  obtenidos ‐ Gasoil             34% ‐ Naftas            25% ‐ Fuel Oil          10% ‐ Otros             31% Mercado interno   Extracción de Gas Producción bruta:  132,6 millones m3 /día Exportaciones 2,5 millones m3 / día                   Transporte por  oleoductos Importaciones  Gas Oil  533.674 m3 Fuel Oil  729.218 tn 14% 86% 8% 92% 98% 2% Fuente: DIAR‐DIAS  en  base  a  INDEC,  Secretaría de Energía, ENARGAS e IPA Nota: Los datos corresponden al año 2009. 
  10. 10. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 10 Reservas de Petróleo y Gas En los últimos años, las reservas comprobadas de  petróleo  se  ubican  en  los  10  años,  siendo  el  máximo  histórico  alcanzando  (a  principios  de  la  década del ‘70) de 16 años.  Fuente: DIAR‐DIAS en base a Secretaría de Energía En  el  período  2003‐2009,  las  reservas  de  gas  se  ubicaron  en  el  orden  de  los  9  años.  Luego  del  descubrimiento  de  Loma  La  Lata  (Neuquén),  hacia  fines de la década del ’70, las reservas aumentaron  significativamente, alcanzando valores cercanos a los  40 años. Reservas de Petróleo 1970 ‐ 2009 Reservas de Gas 1970 ‐ 2009 Fuente: DIAR‐DIAS en base a Secretaría de Energía 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 1970 1973 1976 1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 Años 0 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 800.000 900.000 Millones de m3 Reservas (eje der.) Horizonte de reservas 4 6 8 10 12 14 16 18 20 1970 1973 1976 1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 Años 0   100.000   200.000   300.000   400.000   500.000   600.000   Miles de m3 Reservas (eje der.) Horizonte de reservas
  11. 11. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 11 Producción de Petróleo Crudo En  la  década  del  ‘90,  la  extracción  de  petróleo  evidenció un  fuerte  crecimiento,  muy  por  encima  del  registrado  por  el  consumo  interno,  lo  que  determinó la  generación  de  importantes  excedentes  exportables.  Tales  ventas  externas  no  fueron  acompañadas  por  inversiones  en  exploración por parte del capital privado,  lo  que  trajo  aparejado  una  caída  en  la  producción. Desde  2003  (con  excepción  de  2008  y  2009  por  la  crisis  internacional),  el  procesamiento  mostró un  importante  crecimiento,  alcanzando  en  2007  su  máximo histórico. Fuente: DIAR‐DIAS en base a Secretaría de Energía Evolución de la producción de Petróleo Crudo 1970 ‐ 2010 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 45.000 50.000 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 En miles de m3 ‐10% ‐5% 0% 5% 10% 15% Var. anual (eje der) Procesado Nacional Producción
  12. 12. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 12 Producción de Gas Natural Desde  fines  de  la  década  del  ‘70,  el  gas  ha  tenido  una  incidencia  creciente  en  la  oferta  energética  del  país,  representando  actualmente  más  del  50%  del  total,  guarismo  muy por encima del promedio mundial, que se  encuentra cercano al 20%.   En este contexto, se profundizó la importancia  del  gas  en  la  matriz  energética  debido,  principalmente,  al  consumo  intensivo  en  centrales  eléctricas  y,  en  menor  medida,  por  los incrementos en los  consumos  vehiculares,  industriales y domiciliarios. Hasta  2004,  la  producción  creció en  forma  sostenida, alcanzando su máximo histórico de  52.310 millones de m3 . Entre 2005 y 2010, la  producción decreció parcialmente. Fuente: DIAR‐DIAS en base a Secretaría de Energía Evolución de la producción de Gas Natural. 1970 ‐ 2010 5.000 15.000 25.000 35.000 45.000 55.000 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 En millones de m3 ‐10% ‐5% 0% 5% 10% 15% 20% Variación anual (eje der.) Producción Tendencia
  13. 13. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 13 Industrialización. Refinados de Petróleo Fuente: DIAR‐DIAS en base a Secretaría de Energía Evolución de los Subproductos del Petróleo. 2003 ‐ 2010 Entre  2003  y  2010,  los  principales  subproductos  del  petróleo  fueron  el  Gas  Oil, la Nafta Súper, la Nafta Virgen (materia  prima  de  la  industria  petroquímica)  y  el  Fuel  Oil,  los  cuales  representaron  el  60%  del  total.  Esta  situación  no  difiere  mucho  de la de los ’90, excepto en que en aquellos  años la nafta común tenía un peso relativo  mayor. En los últimos siete años los productos que  más  crecieron  fueron  la  Nafta  Súper  y  el  Fuel  Oil,  con  incrementos  del  57%  y  45%,  respectivamente. Estos fueron a su vez los  que  más  contribuyeron  al  crecimiento  de  los refinados en los últimos 7 años. 33% 12% 8% 8% 4% 4% 31% 0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 En miles de m3 Gas Oil Nafta Super Nafta Virgen Fuel Oil Aerokerosene Coque Otros
  14. 14. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 14 Precios El precio interno del petróleo crudo logró sortear los vaivenes de los  precios  internacionales  debido  a  la  política  de  retenciones  y  de  acuerdos  de  precios  implementada  por  el  gobierno.  Al  respecto,  desde  la  salida  de  la  convertibilidad  se  fijaron  alícuotas  para  la  exportación  de  crudo  y  derivados  que  fueron  creciendo  gradualmente en función del aumento de los precios internacionales.  Desde 2003, a fin de evitar subas en los precios de los refinados, se  vienen  realizando  acuerdos  de  precios  entre  operadores  y  refinadores (el crudo representa el 70% de los costos directos de la  refinación). En 2010, el valor se ubicó en los US$ 50/barril, un 14%  más alto que en 2008 (nivel de la serie). Fuente: DIAR‐DIAS en base a Secretaría de Energía Entre 2004 y 2010, el precio interno del gas se ha mantenido por debajo del valor internacional. A partir de 2008, la brecha entre  ambos se profundizó debido a que entró en  vigencia  un  nuevo  esquema  de  derechos  de  exportación  que  busca  equiparar  el  precio de importación desde Bolivia con el precio pagado por las  exportaciones hacia Chile, Brasil y Uruguay.  El precio interno del gas se encuentra segmentado según el tipo  de  consumidor.  Actualmente,  las  industrias  pagan  entre  2  y  5  dólares  por  millón  de  BTU;  las  centrales  térmicas  alrededor  de  1,50  dólares;  los  fabricantes  de  GNC  1,20  dólares  y  los  consumidores residenciales, en promedio, 0,60  dólares. Evolución de los Precios Internos y Externos del Petróleo 2004 ‐ 2010 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 Ene‐04 Jul‐04 Ene‐05 Jul‐05 Ene‐06 Jul‐06 Ene‐07 Jul‐07 Ene‐08 Jul‐08 Ene‐09 Jul‐09 Ene‐10 Jul‐10 U$S/ barril Precio Interno Precio Externo  Evolución de los Precios Internos y Externos del Gas 2004 ‐ 2010 Fuente: DIAR‐DIAS en base a Secretaría de Energía 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 Ene‐04 Jul‐04 Ene‐05 Jul‐05 Ene‐06 Jul‐06 Ene‐07 Jul‐07 Ene‐08 Jul‐08 Ene‐09 Jul‐09 Ene‐10 Jul‐10 US$/ Miles de m3 Precio Interno Precio Externo 
  15. 15. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 15 Precios  Evolución mensual de los Productos de Refinación de Petróleo  Índice de Precios Internos Básicos al por Mayor (IPIM) 2004‐2010 En  el  período  2004‐10,  los  precios  de  los  productos  de  la  refinación  de  petróleo  tuvieron  un  crecimiento  del  82%,  significativamente  inferior  a  los  aumentos  en  el  precio  del  crudo. Fuente: DIAR‐DIAS en base a información de mercado Los  precios  del  gas  oil  y  la  nafta  súper  se  mantuvieron  relativamente  estables  hasta  2007,  momento  a  partir  del  cual  sufrieron  un  fuerte  crecimiento,  acumulando  una  suba  de  alrededor del 90% en los últimos cuatro años. Evolución mensual del precio de venta al público  de Nafta Super y Gas Oil 2004‐2010 Fuente: DIAR‐DIAS en base a información de mercado Gas Oil 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 Ene‐04 Jul‐04 Ene‐05 Jul‐05 Ene‐06 Jul‐06 Ene‐07 Jul‐07 Ene‐08 Jul‐08 Ene‐09 Jul‐09 Ene‐10 Jul‐10 $/litro ‐5% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% Var. anual (eje der.) Precio Gas Oil Nafta Super 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 Ene‐04 Jul‐04 Ene‐05 Jul‐05 Ene‐06 Jul‐06 Ene‐07 Jul‐07 Ene‐08 Jul‐08 Ene‐09 Jul‐09 Ene‐10 Jul‐10 $/litro ‐10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% Var. anual (eje der.) Nafta super300 400 500 600 700 800 Ene‐04 Jul‐04 Ene‐05 Jul‐05 Ene‐06 Jul‐06 Ene‐07 Jul‐07 Ene‐08 Jul‐08 Ene‐09 Jul‐09 Ene‐10 Jul‐10 Base 1993=100 ‐5% 0% 5% 10% 15% 20% 25% Variación anual (eje der.) Productos refinados de petróleo
  16. 16. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 16 Regalías del Petróleo Evolución de regalías de petróleo   2003‐2010* Nota: (*) Información provisoria para los años 2009 y 2010 Fuente: DIAR‐DIAS en base a Secretaría de Energía de la Nación Distribución por provincia   2010 • Entre 2004 y 2010, las regalías de petróleo aumentaron un 47%. • La distribución por provincia no difiere sustancialmente con respecto a la etapa extractiva, siendo las principales Chubut  (31%), Neuquén (21%) y Santa Cruz (20%). 1.241 843 400 500 600 700 800 900 1.000 1.100 1.200 1.300 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Millones de US$ ‐80% ‐60% ‐40% ‐20% 0% 20% 40% Var. anual (eje der.) Regalías Mendoza 15% Resto 13% Chubut 31% Neuquén 21% Santa  Cruz 20%
  17. 17. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 17 Regalías de Gas Natural Nota: (*) Información provisoria para los años 2009 y 2010 Fuente: DIAS‐DIAR en base a Secretaría de Energía de la Nación Distribución por provincia 2010 Evolución de las regalías de Gas Natural   2003 – 2010* • Entre 2003 y 2010, las regalías de gas crecieron un 273%, impulsadas fundamentalmente por el alza de precios.  • En cuanto a la distribución por provincia, se observa una importante concentración en Neuquén, que explica el 59% del total.  Le siguen en orden de importancia Salta (13%) y el Estado Nacional (7%). Corresponde aclarar que el peso relativo de Neuquén  es mayor que en la etapa extractiva debido a que dicha provincia registra precios superiores a los del promedio nacional.  349 1.302 0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Millones de US$ 0% 20% 40% 60% Var. anual (eje der.) Regalías Estado  Nacional 7% Salta 13% Neuquén 59% T.del  Fuego 6% Chubut 5% Resto 10%
  18. 18. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 18 Comercio Exterior En 2010 los principales productos exportados fueron el petróleo, las naftas y  el gas licuado, las cuales representaron en forma conjunta casi el 90% de las  ventas externas. En cuanto a los destinos, sobresalieron Chile, Brasil y Estados  Unidos,  representando  más  del  70%.  Vale  la  pena  destacar,  la  importancia  cobrada por China en los últimos años, pasando de representar el 1% de las  ventas externas en 2003 al 13% en 2010 Con relación a las importaciones, en 2010 el 82% fueron explicadas por el gas  oil, el gas licuado, el fuel oil y el gas natural. El primero ha cobrado mayor  relevancia desde 2007, en tanto que el segundo lo hizo desde 2008. Por su  parte, el fuel oil ha perdido cierto peso relativo. Evolución de la Balanza Comercial de Hidrocarburos (2003‐2010) Fuente: DIAR‐DIAS en base a INDEC Fuente: DIAR‐DIAS en base a INDEC 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 En millones de US$ Exportaciones Importaciones Saldo  Exportaciones por producto  Año 2010 Naftas 23% Petróleo 49% Gas  licuado 15% Fuel Oil 5% Gas  Natural 4% Otros 4% Destino de las exportaciones Año 2010 Chile 28% Brasil 25% Estados  Unidos 20% China 13% Resto de  Mercosur 5% Resto del  Mundo 9%
  19. 19. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 19 Políticas Públicas Incentivos  • Con  el  objetivo  de  estimular  las  inversiones  en  exploración,  explotación  y  refinación,  a  partir  de  2008  se  implementaron  los  programas “Petróleo Plus” y “Refinación Plus” (Decreto 2014/08). El primer programa contempla, para quienes realicen nuevas  inversiones que eleven los niveles de producción y reservas, la entrega de créditos fiscales que pueden ser utilizados para cancelar  derechos de exportación, lo que indirectamente mejoraría el precio final del crudo. El segundo promueve incentivos fiscales para  proyectos  de  nuevas  refinerías  o  para  la  ampliación  de  la  capacidad  de  refinación  en  gas  oil  y  nafta  súper.  Asimismo  crea  un  régimen especial para pequeños refinadores no integrados.  • En vistas a mejorar las rentabilidad del sector, en 2007 se creó el programa Gas Plus (Res. SE 24/08) que libera los precios de  comercialización de gas para aquellos nuevos volúmenes que se incorporen al sistema, como consecuencia de inversiones en áreas  sin explotación, áreas en explotación con características geológicas particulares (arenas compactas), áreas que no se encuentran en  producción desde el año 2004 o que, encontrándose en producción, le adicionan a dicha producción la correspondiente a nuevos  yacimientos. El destino de la producción debe ser el mercado interno.    Esta  medida  está principalmente  orientada  a  promover  inversiones  en  yacimientos  de  arenas  compactas  de  la  provincia  de  Neuquén, donde la extracción es mucho más costosa. Se estima que los mismos contienen reservorios de gas que pueden llegar a  triplicar las actuales reservas del yacimiento Loma de la Lata. • Por su parte, el Régimen de Promoción de Inversiones (Ley N° 26.360) establece beneficios fiscales para aquellas empresas que  presenten  proyectos  de  inversión  en  obras  de  infraestructura  y  actividades  productivas  de  alto  impacto  económico  y  social  vinculadas a la generación de energía eléctrica, producción y explotación de hidrocarburos, obras  hídricas,  viales,  ferroviarias  y  demás proyectos que permitan la expansión de la oferta. Subsidios Desde 2007 se encuentra vigente el Plan Energía Total, el cual estable un esquema de subsidios a la generación eléctrica y a la  producción industrial. Con dicha sustitución, se logra liberar volúmenes de gas que se canalizan hacia las usinas eléctricas. 
  20. 20. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 20 Desafíos Energéticos Generales • Diversificación de la matriz energética con menor dependencia de los hidrocarburos. Inversiones • Exploración off shore replicando los hallazgos de Brasil. • Inversiones en obras hidroeléctricas y centrales nucleares. • Inversiones en nuevas energías (eólica, solar y mareomotriz). Tecnológicos • Mejora en los procesos en la industria manufacturera y consumo residencial que sean  energéticamente eficientes. • Optimizar las capacidades tecnológicas en nuevas técnicas extractivas.
  21. 21. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 21 Principales Indicadores Dimensión Variable Valor Fuente UCI UCI Refinación de petróleo ‐ Indice  2010 87% Indec 80 SE Cantidad de trabajadores 2010* 55.380 Variación respecto al año anterior 0,3% Empleo Ministerio de  Trabajo, Empleo y  Seguridad Social Cantidad de Empresas Mercado El complejo está fuertemente concentrado, en  particular en la etapa de refinación de  petróleo Nota: (*) Corresponde a las ramas CIIU 111 “Extracción de petróleo  crudo y gas”, CIIU 112 “Act. de servicios relacionadas con la extracción  de petróleo y gas”, CIIU 232 “Fabricación de productos de la refinación  del petróleo” y CIIU 402 “Fabricación de gas y distribución de  combustibles gaseosos por tuberías” Fuente: DIAS‐DIAR en base a Secretaría de Energía de la Nación Dimensión Variable Valor Fuente Volumen 2010 (miles m3 ) 35.338 Dinámica 2003‐2010 Tasa acumulativa anual ‐2,8% Volumen 2010 (millones m3 ) 47.097 Dinámica 2003‐2010 Tasa acumulativa anual ‐1,0% Volumen 2010 (miles m3 ) 34.507 Dinámica 2003‐2010 Tasa acumulativa anual 1,8% Volumen 2010 6.150 Dinámica 2003‐2010 Tasa acumulativa anual ‐0,2% Volumen 2010 12.339 Dinámica 2003‐2010 Tasa acumulativa anual 0,5% Valor 2010 5.196 mill. de dólares Dinámica 2003‐2010 Tasa acumulativa anual 0,3% % de la producción (2007) 10% Elab. Propia Valor 2010 3.747 mill.de dólares Dinámica 2003‐2010 Tasa acumulativa anual 44,4% 5% Elab. Propia Producción de Gas Oil SE SE SE SE SE Producción de  Petróleo Producción de Gas  Natural Petróleo Procesado Producción de Naftas Exportaciones Totales Indec Importaciones Totales Indec Participación del Compejo en el PBI de la Economía (2007)
  22. 22. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 22 Glosario – ADIGAS: Asociación de Distribuidores de Gas de la República Argentina – CAGNC: Cámara Argentina del Gas Natural Comprimido. – CAPIPE: Cámara Argentina de la Industria Petro‐Energética. – CECHA: Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la Rep. Argentina – CEPH: Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos. – CEOPE: Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales. – CIIU: Clasificación Internacional Industrial Uniforme. – DIAR: Dirección de Información y Análisis Regional. – DIAS: Dirección de Información y Análisis Sectorial. – ENARGAS: Ente Nacional Regulador del Gas. – INDEC: Instituto Nacional de Estadísticas y Censos. – IPA: Instituto Petroquímico Argentino. – MINPLAN: Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios. – OFEPHI: Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. – SE: Secretaría de Energía. – SPE: Secretaría de Política Económica. – TGN: Transportadora de Gas del Norte. – TGS: Transportadora de Gas del Sur.
  23. 23. Dirección de Información y Análisis Regional – Dirección de Información y Análisis Sectorial 23 La  publicación Complejo  Petróleo  y  Gas pertenece  a  la  Serie  “Producción  Regional  por  Complejos  Productivos”,  realizado  en  colaboración  por de  la  Dirección  de  Información  y  Análisis Regional a cargo del Lic. Ariel Filadoro y de la Dirección de Información y Análisis  Sectorial a cargo del Lic. Juan Pablo Dicovskiy. Autores:  Lic. Hernán Costa Vila  Lic. María Josefina Grosso Edición técnica: Lic. María Josefina Grosso Octubre de 2011

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