Complejo Petróleo y Gas Argentina

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

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

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.

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.

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%

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;
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;
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

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
Nota: (*) Los datos de reservas corresponden al año 2009 y los de producción al 2010.

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%
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

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.

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.
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
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

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.
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

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.
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

Industrialización. Refinados de Petróleo
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

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).
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$S/ barril
Precio Interno Precio Externo
Evolución de los Precios Internos y Externos del Gas
2004 ‐ 2010
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
Ene‐04
Jul‐04
Ene‐05
Jul‐05
Ene‐06
Jul‐06
Ene‐07
Jul‐07
Ene‐08
Jul‐08
Ene‐09
Jul‐09
Ene‐10
Jul‐10
US$/ Miles de m3
Precio Interno Precio Externo

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

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%

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%

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%

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.

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.

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
‐1,0%
Volumen 2010 (miles m3
) 34.507
1,8%
Volumen 2010 6.150
‐0,2%
Volumen 2010 12.339
0,5%
Valor 2010 5.196 mill. de dólares
0,3%
% de la producción (2007) 10% Elab. Propia
Valor 2010 3.747 mill.de dólares
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)

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.

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

Complejo Petróleo y Gas Argentina

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