De cara al desafío no convencional, el fracaso de la política de hidrocarburos es evidente.

1. Indicadores de Coyuntura Nº 563, abril de 201524 Indicadores de Coyuntura Nº 563, abril de 201524
Producción, inversión y
precios de hidrocarburos en
el tercer aniversario de la
expropiación de YPF
Al cumplirse el tercer aniversario de la
expropiación parcial de YPF, los datos de
producción e inversión en hidrocarburos
son todavía insatisfactorios, en particular si
el foco del análisis no se limita a YPF y en
cambio toma en cuenta al resto del mercado
y los nuevos desafíos (y mayores costos) de
la creciente explotación no convencional.
Ello muestra a las claras que la reversión
sustancial de la tendencia decreciente en
la producción de hidrocarburos verificada
durante la última década, en el contexto de
la política intervencionista de las distintas
administraciones K, recuperando niveles
de producción al menos similares a los
observados en 2003, requiere cambios
normativos mucho más drásticos y
técnicamente concebidos.
regulaciones
*Economista de FIEL
por Santiago Urbiztondo *

2. 25Indicadores de Coyuntura Nº 563, abril de 2015 25
regulaciones
es menor que la continua contracción de la producción
de terceras empresas) y su mayor esfuerzo inversor no
ha sido acompañado por el resto de las empresas pro-
1 Ver Urbiztondo: “La expropiación de YPF y la crisis energética”, Indicadores de Coyuntura 531, Mayo 2012; “La nueva política energética y la
(in)consistencia del relato”, Indicadores de Coyuntura 535, Septiembre 2012; “La nueva política de hidrocarburos: del fracaso de YPF a más de
lo mismo”, Indicadores de Coyuntura 545, Agosto 2013; El segundo aniversario de la estatización de YPF: una nueva evaluación”, Indicadores de
Coyuntura 552, Abril 2014; y “A treinta meses de la expropiación parcial de YPF: éxito individual, fracaso global”, Indicadores de Coyuntura 559,
Noviembre 2014.
2 Sin dudas, la evaluación completa de los efectos derivados de la expropiación de YPF también debe considerar su impacto macroeconómico
(incluyendo el mayor riesgo-país observado entre 2012 y 2013 por ésta y otras decisiones del gobierno nacional) y el precio pagado (vía mayor
endeudamiento y compromiso de reservas) para saldar la compensación acordada con Repsol (más de US$ 5.000 millones, concretados cuando el
precio internacional del crudo duplicaba su valor actual). Sin embargo, dado que estas dimensiones son difíciles de cuantificar (y algo oportunistas
en el segundo caso), son dejadas de lado aquí.
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
Prom
2001
Prom
2003
Prom
2005
Prom
2007
Prom
2009
Prom
2011ene-12m
ar-12m
ay-12jul-12sep-12nov-12ene-13m
ar-13m
ay-13jul-13sep-13nov-13ene-14m
ar-14m
ay-14jul-14sep-14nov-14ene-15
Gas Natural (MM m3) Petróleo (1.000 m3)
GN sin P Hernández Petróleo sin P Hernández
Gráfico 1.
Producción mensual de YPF, 2001-2011, y Ene.2012 - Ene.2015*
Fuente: Elaboración propia en base a SE. * YPF no incluye Apache, adquirida en feb-14.
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
2004
2005
2006
2007
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2009
2010
2011
2012
2013
2014
III.2012IV.2012I.2013II.2013III.2013IV.2013I.2014II.2014III.2014IV.2014Ene.2015
Petróleo Total Gas Total Petróleo YPF Petróleo Resto Gas YPF Gas Resto
Gráfico 2. Variación anual de la producción de petróleo y gas natural, YPF y total,
2004-Ene.2015
fuente: Elaboración propia en base a SE. Nota: YPF no incluye Apache, adquirida en feb-2014; sí incluye
participación de Petrobras Argentina en Puesto Hernández, adquirida en feb-2014.
Introducción
A punto de cumplirse 3
años desde la expropia-
ción del 51% del paque-
te accionario de YPF en
manos de Repsol, buena
parte de la opinión públi-
ca ha tendido a aceptar
esta medida como positi-
va. Seguramente ello esté
asociado a que los peores
temores iniciales sobre la
politización de la empre-
sa no se concretaron (y,
por el contrario, su ma-
nagement goza de un alto
respeto en general), a las
publicitadas recuperacio-
nes de la producción y del
esfuerzo de inversión de
YPF, y a las perspectivas
de la riqueza que la futura
explotación de Vaca Muer-
ta nos proveerá. La coti-
zación bursátil de YPF en
el NYSE, de hecho, se du-
plicó desde fines de abril
2012 a la fecha.
En esta nota examino las
cifras sectoriales más
recientes, tanto de pro-
ducción e inversión como
de precios mayoristas y
minoristas de los hidro-
carburos y sus derivados.
La visión crítica que reite-
radamente expuse sobre
esta “reforma” no ha va-
riado:1
la expropiación de
YPF, incluso acompañada
por medidas tendientes
a mejorar su rentabili-
dad, aún no logró dete-
ner la contracción de la
producción doméstica de
hidrocarburos ni permite
vislumbrar una recupe-
ración importante de la
producción en un futuro
cercano.2
En efecto, pese
a los incentivos introducidos desde 2012, el incremento
en la producción de hidrocarburos de YPF post-expropia-
ción no es tan significativo como se cree (en particular,

3. Indicadores de Coyuntura Nº 563, abril de 201526
ductoras ni se refleja ní-
tidamente en mayores
niveles de actividad de
perforación (respecto de
los que deben esperarse
al concentrar de manera
creciente el esfuerzo en
la explotación no conven-
cional, más costosa).
En conjunto, los pobres
resultados alcanzados
hasta aquí presagian –por
ser inevitable– un cambio
sustancial en las reglas
de inversión aplicables
al sector en los próximos
años, esto es, la adopción
de medidas que efectiva-
mente brinden incentivos
a invertir, minimizando
la discrecionalidad de las
intervenciones públicas y
los riesgos de confiscacio-
nes regulatorias (costo-
sas, en particular para los
consumidores y contribuyentes argentinos, quienes en
definitiva deben pagar combustibles importados mucho
más caros que los que habría que pagar bajo tales reglas
eficientes).
El desempeño de YPF y del resto de las empresas: pro-
ducción, inversión y precios
Producción
No caben dudas de que la expropiación parcial de YPF
permitió frenar la abrupta caída en los niveles de su pro-
pia producción de hidrocarburos verificada durante la
década previa: el Gráfico 1 muestra que la tendencia
previa decreciente de su producción de gas natural y
petróleo se detuvo en 2012, comenzó a revertirse len-
tamente desde el segundo trimestre de 2013 y mantuvo
un sendero creciente desde entonces, acumulando subas
del período post-expropiación del 13% en petróleo y 24%
en gas natural.
Sin embargo, ello sólo ha permitido a la empresa volver
a los niveles de producción del año 2007 en petróleo
y de 2009 en gas natural, todavía muy por debajo de
los niveles del período 2001-2003, por ejemplo. Además,
excluyendo la participación en Puesto Hernández, ad-
quirida a Petrobras Argentina en febrero del año pasado,
la producción de petróleo de YPF resultaría desde enton-
ces aproximadamente un 4,4% menor que la informada
por la Secretaría de Energía, por lo cual su incremento
post-expropiación rondaría el 8% en vez del 13%.
Más generalmente, el Gráfico 2 muestra que este cambio
de tendencia en la evolución de la producción de YPF
no se observó en el resto de las empresas productoras
de hidrocarburos, tanto se trate de petróleo como de
regulaciones
3 El mes de enero de 2015, último informado por la Secretaría de Energía, abre una luz de esperanza al mostrar un leve crecimiento de la produc-
ción de gas natural interanual, pero no es conveniente obtener conclusiones a partir de cifras mensuales, sujetas a shocks aleatorios más relevantes
que las cifras trimestrales o anuales.
gas natural: por el contrario, la producción conjunta del
resto de las empresas continuó cayendo (a una velocidad
superior a lo observado hasta 2012), de manera que to-
mando los datos agregados del mercado, a partir de abril
de 2012 continuó disminuyendo la producción doméstica
agregada de hidrocarburos.3
En efecto, el Gráfico 3 muestra que cualquiera sea la
definición del período post-expropiación (esto es, to-
mando alternativamente meses, trimestres o años como
punto de partida y como última observación), el fuerte
aumento de la producción de YPF (especialmente en gas
natural) coexistió con una fuerte contracción de la pro-
ducción de terceros, provocando una contracción acu-
mulada en la producción total de petróleo y gas natural
en el entorno del 5% (más / menos 2%).
Inversión
Igualmente, el espacio para el optimismo sobre un inmi-
nente repunte de la producción agregada de petróleo y
gas natural también es limitado al observar los esfuerzos
de inversión del conjunto de las empresas del sector.
Por un lado, las erogaciones en concepto de inversión
habrían aumentado significativamente. Concretamen-
te, si bien la Secretaría de Energía no actualiza en su
página web los montos invertidos en el sector desde el
primer semestre de 2012, distintos anuncios realizados
por las empresas en sus páginas web (o informaciones
periodísticas) muestran que, en conjunto, entre 2011 y
2014 se habría duplicado la inversión (pasando de 5,2 mil
millones de US$ informados por la Secretaría de Energía
a unos 10,5 mil millones de US$), llegando así a repre-
sentar aproximadamente un 1,8% del PBI y casi el 10% de
la inversión total en el país.
Pero, por otro lado, las situaciones difieren fuertemente
-20%
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
Total Petróleo YPF Petróleo Resto Petróleo Total Gas YPF Gas Resto Gas
2011-2014 IV.11-IV.14 I.12-IV.14 Mar12-Ene15
Gráfico 3. Variaciones acumuladas de producción de petróleo y gas
natural post-expropiación de YPF
Fuente: Elaboración propia en base a SE. * YPF incluye compra de P Hernández en Feb.2014.

4. 27Indicadores de Coyuntura Nº 563, abril de 2015 27
4 YPF informa (en su página web) haber aumentado su inversión (en millones de US$) de 1,8 mil en 2011 a 6 mil en 2014 (sin embargo, este último
valor incluye pagos por la compra de Apache -800 MM US$- y la participación de Petrobras Argentina en Puesto Hernández -41 MM US$-, por lo
cual representan desinversiones de terceros). La inversión conjunta del resto de las empresas del mercado fue de 3,3 mil millones de US$ en 2011
según la Secretaría de Energía, y en 2014 habría oscilado –en base a información parcial y preliminar–unos 4,5 mil millones de US$.
entre YPF y el resto de las empresas tomadas en conjun-
to: según los datos disponibles, YPF habría aumentado
230% su esfuerzo inversor versus un aumento de sólo el
36% del resto de las empresas en conjunto.4
Más aún,
esos mayores montos invertidos podrían obedecer en
buena medida a los mayores costos de inversión implica-
dos por la exploración y explotación no convencional a
la que se ha volcado YPF (y en una medida mucho menor,
el resto del mercado), y no se reflejan nítidamente en
mayor esfuerzo físico de inversión.
En efecto, como se observa en los Gráficos 4.1 y 4.2, si
bien en el año 2012 aumentaron la cantidad de pozos
exploratorios y metros perforados para exploración, los
años 2013 y 2014 volvieron a mostrar una caída en ambos
indicadores (sin que los datos de enero 2015 sugieran
algo en contrario tampoco); las cifras respectivas en po-
zos de desarrollo (avanzada y servicio) y explotación son
sólo levemente más benignas. Así, si bien la actividad
exploratoria observada en el país luego de la expropia-
ción parcial de YPF es significativamente superior a la
observada a fines de la década de 1990 (que a su vez era
muy baja respecto de los niveles promedio en dicha dé-
cada), resulta sólo levemente superior a la del año 2011.
Asimismo, los datos abiertos por empresa que informa el
IAPG muestran que sólo YPF aumenta de manera relevan-
te el esfuerzo de inversión post-2012. Como se observa
en el Gráfico 5.1, YPF aumentó el número de pozos ex-
ploratorios perforados post-2011 pero el resto de las em-
presas ya lo había hecho en 2011, de manera que no hay
un avance agregado post-expropiación (al tiempo que no
debe perderse de vista que los niveles actuales son sólo
la mitad de los observados en 1994-1996); asimismo, el
Gráfico 5.2 muestra que el número de pozos de desarro-
llo perforados está por debajo del promedio de la década
pasada, y que sólo YPF repunta en 2014.
Por otro lado, el Gráfico 6 muestra que sí hubo un fuer-
te crecimiento en la cantidad de equipos de perforación
disponibles: actualmente hay más de 110 equipos de per-
foración activos en el país, duplicando el nivel obser-
vado al momento de expropiar YPF y superando en 50%
el máximo previo desde el año 2009. Debe notarse, sin
embargo, que –nuevamente– YPF ha liderado dicho creci-
miento (pasando de 25 a 80 equipos de perforación entre
-
50
100
150
200
250
300
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015*
-
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
Exploración Desarrollo (avanzada y servicio) Explotación (eje derecho)
Gráfico 4.1. Pozos hidrocarburíferos terminados,
total país, 1998-2015*
Fuente: Elaboración propia en base a SE. * 2015 proyecta datos de
enero, según variación vs. promedio de 2014.
0
20
40
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80
100
120
140
160
180
1994
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1997
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2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Total YPF Resto
Gráfico 5.1 Número de pozos de exploración perfo-
rados, petróleo y gas natural, por operador, 1994-
2014
Fuente: IAPG
-
100
200
300
400
500
600
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015*
-
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
Exploración Desarrollo (avanzada y servicio) Explotación (eje derecho)
Gráfico 4.2. Metros perforados (miles) en pozos
hidrocarburíferos terminados, total país, 1998-2014
Fuente: Elaboración propia en base a SE. * 2015 proyecta datos de
enero, según variación vs. promedio de 2014.
0
50
100
150
200
250
300
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Total YPF Resto
Gráfico 5.2. Número de pozos de desarrollo perfora-
dos, petróleo y gas natural, por operador, 1994-2014
Fuente: IAPG
regulaciones

5. Indicadores de Coyuntura Nº 563, abril de 201528
2011 y 2014 según infor-
ma la empresa), que a su
vez está vinculado con la
exploración y explotación
no convencional de Vaca
Muerta, desplazando el
destino del esfuerzo in-
versor previo. 5
En efecto, el Gráfico 7
muestra que desde 2012
ha crecido la profundidad
promedio de las distintas
perforaciones termina-
das, lo cual es consisten-
te con un costo creciente
de las nuevas inversiones
(en buena medida, por el
mayor peso de la explo-
tación no convencional,
pero también de manera
más general al explotarse
más intensivamente los
yacimientos cada vez más
maduros). Así, el mayor
costo de las inversiones
en hidrocarburos de aquí
en adelante no debería
sorprender: los pozos no
convencionales son más
profundos que los con-
vencionales (sin contar
los tramos horizontales de
los primeros), el costo de
cada pozo no convencio-
nal triplica en promedio
el costo de un pozo con-
vencional, y para alcanzar
igual producción total (a
lo largo de la vida útil de
cada pozo) se requieren
aproximadamente 10 po-
zos no convencionales por
cada pozo convencional.6
Precios
En varias notas previas
hemos señalado que la
expropiación de YPF fue
acompañada por condi-
ciones regulatorias más “amigables” para la empresa: i)
medidas impositivas tendientes a incrementar sus bene-
ficios (mayores retenciones a la exportación de biodiesel
para reducir su precio doméstico y por ende el costo de
los distintos combustibles “cortados”, y desgravación
impositiva para importar naftas premium que permitie-
ron elevados márgenes de rentabilidad en la comercia-
lización); ii) aumentos de precios mayoristas (para el
conjunto de productores domésticos): reduciendo pau-
latinamente –durante el año previo a la expropiación– la
brecha entre el precio doméstico y el precio interna-
cional del petróleo, y aumentando significativamente
el precio reconocido para la “nueva producción” de gas
natural –fijado en 7,5 US$/MMBTU desde 2013, un 200%
superior al precio promedio percibido por la “producción
vieja”; y iii) aumentos de los precios de las distintas naf-
tas (mayores en el caso de YPF, pero también de manera
general).
40
50
60
70
80
90
100
110
120
ene-09
mar-09
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may-10
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sep-10
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sep-11
nov-11
ene-12
mar-12
may-12
jul-12
sep-12
nov-12
ene-13
mar-13
may-13
jul-13
sep-13
nov-13
ene-14
mar-14
may-14
jul-14
sep-14
nov-14
Gráfico 6. Número de equipos de perforación,
Enero 2009 - Diciembre 2014
Fuente: Baker hughes, en IAPG.
-
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
Avanzada Exploración Explotación Servicio Total general
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015*
Gráfico 7. Metros perforados por pozo terminado, 2009-2015*
Fuente: Elaboración propia en base a SE. * 2015 en base a evolución en enero vs. promedio 2014.
regulaciones
5 Es interesante notar también que buena parte del crecimiento en la producción de YPF proviene de la extracción de recursos no convencionales:
las explotaciones de YPF en Loma Campana (shale, en Neuquén) y Rincón del Mangrullo (tight, en Chubut) representan actualmente el 9,2% de
su producción total de petróleo y 11,9% de su producción total de gas natural.
6 Ver por ejemplo la presentación realizada en FIEL por Jorge Ferioli (2014), disponible en https://www.dropbox.com/s/msj0im650ydaomy/
SHALE%20-%20FIEL%20Nov%2014%20Final%20ss%20baja.pdf?dl=0.

6. 29Indicadores de Coyuntura Nº 563, abril de 2015 29
regulaciones
Los Gráficos 8 y 9 muestran la evolución de precios ma-
yoristas y minoristas del petróleo y las naftas, respecti-
vamente. En el primer caso se observa que, luego de una
reducción del WTI del 50% en el último semestre, los pre-
cios enfrentados por los productores domésticos a fines
de 2014 pasaron a superar el valor internacional (desde
enero de 2015 se produjo una baja del 10% del precio
doméstico que fue compensada a través del Programa
de Estímulo a la Producción de Petróleo Crudo –aproba-
do por medio de la Resolución CPCEPNIH 14/2015– vía 3
US$/barril si la producción total no cae y entre 2 US$ y
3 US$ por barril exportado, introduciendo así una dife-
renciación de precios según el volumen y el destino de la
producción individual).
En el segundo caso, puede
observarse cómo a partir
de 2012 YPF ha podido
reducir el retraso en el
precio de sus naftas –res-
pecto del precio interna-
cional del crudo WTI y de
las naftas de sus competi-
dores– que venía sufrien-
do de manera creciente
entre 2005 y 2011, y cómo también se recompuso (es-
pecialmente el año previo a la expropiación) el precio
doméstico relevante del crudo. Es decir, el Gráfico 9
permite destacar que hasta 2011 los precios de las naf-
tas de YPF evolucionaban por debajo de los de sus com-
petidores (aumentaron nominalmente 4,5% menos entre
2011 y 2012, profundizando igual tendencia entre 2009 y
2011), y que ello se revirtió posteriormente (con subas
en promedio 2% superiores a las del resto). En el período
marzo 2014 – febrero 2015, más allá de la reducción del
5% acordada a fines de 2014, los precios de las distintas
naftas acumulan aumentos nominales superiores al 10%,
en línea con la variación nominal del precio mayorista
recibido por los productores domésticos.
Conclusión
Los datos de producción del último semestre reafirman
las tendencias post-expropiación de YPF observadas has-
ta entonces:
• YPF continuó aumentando su producción de petróleo
y gas natural.
• La producción del resto de los productores (en con-
junto) siguió cayendo (en el caso del petróleo igual
que en 2010-2012, y en el caso del gas natural aún
más).
• La producción doméstica agregada de hidrocarburos
sólo redujo la velocidad de contracción, con caídas
acumuladas post-expropiación en torno al 5% en pe-
tróleo y gas natural, sin revertir la tendencia negati-
va hasta 2014 inclusive.
En materia de inversión, desde 2011 se duplicaron las
erogaciones y los equipos de perforación, pero en ambos
casos ello estuvo nítidamente concentrado en el accio-
nar de YPF, mientras que
por otra parte el esfuerzo
medido en número de po-
zos y metros perforados
aumentó mucho menos.
En conjunto, estos indica-
dores son consistentes con
la creciente focalización
de YPF en la inversión no
convencional, más costosa
que la convencional, y no
permiten augurar un des-
pegue relevante de la producción total en los próximos
3 ó 4 años.
En síntesis, el resultado de la política oficial consisten-
te en otorgar condiciones favorables a YPF y mejorar la
rentabilidad marginal del resto (premiando significativa-
mente la producción nueva, y manteniendo en todo mo-
mento un criterio discrecional) sólo ha sido desacelerar
la contracción de la producción total de hidrocarburos
observada durante la década previa.
Como señalamos anteriormente, el problema central de
la política energética no es gestionar YPF, sino restable-
cer un marco regulatorio consistente que convoque a la
inversión privada de riesgo. Ello no se logra con conce-
siones exclusivas indefinidas y promesas de rentabilidad
sobre las futuras inversiones al tiempo que se confiscan
las cuasi-rentas de las inversiones anteriores (como lo
hacen los distintos planes plus), ni en el contexto de una
política económica que prohíbe el giro de dividendos, li-
mita el acceso al mercado de cambios, etc. Ojalá ello
resulte claro para el próximo gobierno nacional a partir
de 2016.
20
40
60
80
100
120
140
ene-06
jun-06
nov-06
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ago-10
ene-11
jun-11
nov-11
abr-12
sep-12
feb-13
jul-13
dic-13
may-14
oct-14
Precio Escalante Precio promedio crudo doméstico WTI
Gráfico 8. Evolución del precio del petróleo crudo
(US$/barril), Ene.2006-Feb.2015
Fuente: SE.
-60%
-40%
-20%
0%
20%
40%
60%
80%
2005-2014 2009-2011 2011-2012 2012-2013 2013-2014 2012-2014 2014-2015
-5%
-4%
-3%
-2%
-1%
0%
1%
2%
3%
4%
5%
Precio prom crudo Arg WTI Precio naftas YPF
Precio naftas Resto Precio YPF/Resto (eje derecho)
Gráfico 9. Variación promedio anual de los precios
(en $ corrientes) de las naftas y del petróleo, 2005 -
2015* (meses de marzo de cada año)
Fuente: Elaboración propia en base a SE. * Datos de 2015 correspon-
den al mes de febrero.
“...los pobres resultados alcanzados
hasta aquí presagian –por ser
inevitable– un cambio sustancial en las
reglas de inversión aplicables al sector
en los próximos años...”