tomo_iv_g

Fundación Bariloche

Contrato de Locación de Servicios

Secretaría de Energía / Proyecto PERMER/

Fundación Bariloche

Asistencia Técnica para la elaboración del “Plan Estratégico de Energía de la

República Argentina”

INFORME FINAL (Compilado)

Tomo IV / V

Buenos Aires, Septiembre de 2007

Asistencia Técnica para la elaboración del “Plan Estratégico de Energía de la República Argentina”

Equipo de Trabajo

Presentación

Este trabajo ha sido realizado en el marco de la asistencia técnica a la Secretaría de Energía en la elaboración del Plan Estratégico de largo plazo. En esa dirección se ha propuesto, adicionalmente, cumplimentar diferentes objetivos, entre los que merecen especial mención:

� Contribuir al diseño de políticas públicas para el desarrollo energético nacional de largo plazo;

� Aportar elementos para la consideración de la adaptación transitoria y permanente de los marcos regulatorios a los marcos institucionales;

� Otorgar medios para el análisis de la promoción de políticas de competencia, sustentabilidad y eficiencia en la asignación y el uso de los recursos energéticos del país; y

� Fortalecer las capacidades de la Secretaría de Energía para el desarrollo de la planificación energética, de modo que esta tarea se convierta en un proceso a repetir en forma autónoma por la SE.

Para la realización del estudio, se ha mantenido una fluida y constructiva interacción con el Consejo Asesor de Estrategia Energética de la Secretaría de Energía de la Nación (CAEE), que actúa a través del Grupo de Trabajo de Planeamiento creado por la Res. SE 1284 (6/9/06), quien ha monitoreado el desarrollo de las actividades necesarias para el fiel cumplimiento de los objetivos. Asimismo y con el objetivo de fortalecer sus capacidades, varios de sus profesionales han participado de y seminarios de discusión metodologica y también del Curso de Política Energética para el Desarrollo Sustentable y el uso del Modelo LEAP. Adicionalmente y en el marco de esa interacción también se han realizado numerosas y enriquecedoras reuniones de intercambio, tanto con instituciones participantes de otras componentes del proyecto, como con aquellas que de alguna manera han estado vinculadas a la temática del mismo. Se ha contado además con la opinión de numerosos actores relevantes del sector. Como resultado de los trabajos realizados se cuenta para el período 2004-2025, con un escenario socioeconómico nacional e internacional, y dos escenarios energéticos contrastados. En el marco de los mismos se han realizado diversos análisis, entre los que se destacan: la evaluación de las posibilidades de integración energética regional, estimación de los impactos sobre la estructura productiva, identificación de impactos ambientales, el análisis del rol de las fuentes renovables, los impactos que se esperan sobre las reservas de las energías no renovables, y una evaluación del sistema de transporte eléctrico en alta tensión. Adicionalmente se han analizado aspectos regulatorios, Institucionales y financieros en especial del sector eléctrico nacional. El resultado de los trabajos constituye cinco tomos, uno de los cuales corresponde a este que es el Tomo IV/V. En el cuadro siguiente se presentan las principales actividades y el equipo de trabajo responsable de su realización.


Indice

Actividad Nombre Profesional Institución Coordinación General Héctor Pistonesi Fundación Bariloche (FB)

Roberto Kozulj (Coord.) FBariloche Edgardo Lifschitz Director de Infor. Regional -

Sec. de Política Económica

A) Escenario Socioeconómico

Ariel Wirkierman Consultor Dirección de Información Regional - Sec. de Política Económica

Nicolás Di Sbroiavacca (Coord.) F.Bariloche Víctor Bravo F. Bariloche Héctor Pistonesi Raúl Landaveri F. Bariloche Hilda Dubrovsky F. Bariloche Fernando Groisman F. Bariloche Gustavo Nadal F. Bariloche Gonzalo Bravo F. Bariloche

a) Prospectiva de la Matriz Energética en Demanda

(1) Hilda Dubrovsky (Coord.) F. Bariloche Víctor Bravo F. Bariloche

b) Integración Regional e Intercambios Energéticos

(2) c) Identificación de Impactos Ambientales y Mitigación de Emisiones

Roberto Kozulj (Coord.) F. Bariloche

Daniel Hugo Bouille (Coord.) F. Bariloche Osvaldo Girardin F. Bariloche

d) Identificación de Impactos Ambientales y Mitigación de Emisiones (3) e) Impacto del Marco Regulatorio e Institucional

José Lorenzo Vietti Consultor

Jaime Moragues (Coord.) Consultor Gustavo Nadal (Coord.) F. Bariloche Héctor Reynal Consultor Víctor Bravo F. Bariloche

f) Fuentes Renovables y Biocombustibles

(4) Víctor Bravo (Coord.) F. Bariloche Carlos Iturriza Consultor Oscar Médico Consultor José Luis Pérez Alconchel Consultor

g) Análisis de las Reservas Energéticas

Lic. José Luis Echeverri Consultor Patricia Arnera (Coord) Lab. Alta Tensión IITREE-

UNLP Mario Beroqui Lab. Alta Tensión IITREE-

UNLP

h) Evaluación del Sistema de Transporte Eléctrico en alta tensión

Carlos Biteznik Lab. Alta Tensión IITREE-UNLP

Los autores agradecen la invalorable colaboración recibida de los siguientes profesionales y/ o instituciones, según lo indicado en las diferentes Actividades:

(1) Fernando Chenlo y Ana Lía Duco. (2) SEE, CAMMESA, EBISA, ENARSA, UTE (Uruguay), ANDE (Paraguay), Universidad

Federal de Río de Janeiro, Universidad de San Pablo y consultores privados. (3) Albina Lara y Daniel Perczyk ambos de EBISA y Osvaldo Postiglioni del ENRE. (4) Héctor Mattio, Fernando Petrucci, Horacio Corti, y Jorge Hilbert.


Indice

INDICE Tomo IV / V

Pág. Actividad g): Análisis de las Reservas Energéticas ..................................................................................... 420�

LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS ......................................................................................................... 420�

1. Definiciones y Confiabilidad de la Información sobre Reservas .............................................................. 420�1.1. Las Definiciones ...................................................................................................................................... 420�1.2. Las Fuentes de Información.................................................................................................................... 422�

2. Las Cuencas Sedimentarias Argentinas..................................................................................................... 422�2.1. Las Cuencas Productivas........................................................................................................................ 422�2.2. Las Cuencas Improductivas .................................................................................................................... 423�

3. Las Reservas de Petróleo ............................................................................................................................ 424�3.1. Introducción............................................................................................................................................. 424�3.2. Análisis Histórico de las Reservas Comprobadas, Probables y Especulativas ....................................... 425�

3.2.1. Evolución de las Reservas Comprobadas por Cuenca................................................................. 425�3.2.1.1. YPF Estatal: Período 1980-1989..................................................................................... 425�3.2.1.2. Comienzos y Auge de la Privatización: Período 1990-1998............................................ 426�3.2.1.3. El deterioro de la Privatización: Período 1999-2005 ....................................................... 426�3.2.1.4. Los Tres Períodos ........................................................................................................... 427�

3.2.2. Evolución de la relación Reservas Probables - Comprobadas por Cuenca.................................. 428�3.2.3. Reservas Posibles ........................................................................................................................ 429�3.2.4. Reservas Especulativas................................................................................................................ 431�

3.3. Evolución de la producción a nivel de Cuenca........................................................................................ 435�3.3.1. YPF Estatal: Período 1980-1989 .................................................................................................. 435�3.3.2. Comienzos y Auge de la Privatización: Período 1990-1998 ......................................................... 435�3.3.3. Deterioro de la Privatización: Período 1999-2005......................................................................... 437�3.3.4. Los Tres Períodos......................................................................................................................... 439�

3.4. Evolución de la Relación Reservas – Producción a nivel de Cuenca Sedimentaria ............................... 440�3.4.1. YPF Estatal: Período 1980-1989 .................................................................................................. 441�3.4.2. Comienzo y Auge de la Privatización: Período 1990-1998 ........................................................... 442�3.4.3. Deterioro de la Privatización: Período 1999-2005......................................................................... 443�3.4.4. Los Tres Períodos......................................................................................................................... 444�

3.5. Evolución de los Pozos perforados Totales y los de Exploración por Cuenca para el Petróleo y el Gas Natural .................................................................................................................................................... 446�3.5.1. YPF Estatal: Período 1981-1989 .................................................................................................. 447�3.5.2. Comienzo y Auge de la Privatización: Período 1990-1998 ........................................................... 447�3.5.3. Decadencia de la Privatización: Período 1999-2005 .................................................................... 448�3.5.4. La información por cuenca se registra desde 1994 al 2005.......................................................... 449�3.5.5. Pozos productivos. A noviembre del 2006.................................................................................... 450�

3.6. Evolución de las Incorporaciones de Reservas Comprobadas por Cuenca............................................ 451�3.6.1. A nivel de Cuenca......................................................................................................................... 452�

3.6.1.1. Cuenca Noroeste: (al año 2005 poseía el 2,6 % de las Reservas Comprobadas del País)..................................................................................................................................................... 452�3.6.1.2. Cuenca Cuyana: (al año 2005 poseía el 8,0 % de las Reservas Comprobadas del País)..................................................................................................................................................... 454�3.6.1.3. Cuenca Neuquina: (al año 2005 poseía el 33,8% de las Reservas Comprobadas del País)..................................................................................................................................................... 456�3.6.1.4 Cuenca del Golfo San Jorge: (al año 2005 poseía el 51,3 % de las Reservas Comprobadas del País) ....................................................................................................................................... 458�3.6.1.5. Cuenca Austral: (al año 2005 poseía el 4,2 % de las Reservas Comprobadas del País)460�3.6.1.6. Total del País .................................................................................................................. 462�

3.7. Relación entre las Incorporaciones de reservas Comprobadas de Petróleo por Cuenca y los Pozos Exploratorios y de explotación ................................................................................................................ 462�

4. Las Reservas de Gas Natural....................................................................................................................... 467�4.1. Introducción............................................................................................................................................. 467�4.2. Análisis Histórico de las Reservas Comprobadas, Probables y Especulativas ....................................... 469�

4.2.1. Evolución de las Reservas Comprobadas por Cuenca................................................................. 469�4.2.1.1. YPF Estatal: Período 1980-1992..................................................................................... 469�4.2.1.2. Auge de la Privatización: Período 1993-1999 ................................................................. 470�4.2.1.3. El deterioro de la Privatización: Período 2000-2005 ....................................................... 471�

4.2.2. Evolución de la relación Reservas Probables- Comprobadas para el Gas Natural por Cuenca... 472�4.2.2.1. Cuenca Neuquina............................................................................................................ 472�4.2.2.2. La Cuenca Austral........................................................................................................... 472�


Indice

4.2.2.3. La Cuenca del Noroeste.................................................................................................. 473�4.2.2.4. Total de Cuencas del País .............................................................................................. 473�4.2.2.5 Reservas Posibles............................................................................................................ 474�

4.2.3. Reservas Especulativas................................................................................................................ 475�4.3. Evolución de la Producción de Gas natural a nivel de Cuenca ............................................................... 479�

4.3.1. YPF Estatal: Período 1980-1992 .................................................................................................. 479�4.3.2. Auge de la Privatización: Período 1993-1999............................................................................... 480�4.3.3. Decadencia de la Privatización: Período 2000-2005 .................................................................... 480�

4.4. Las Exportaciones de Gas Natural.......................................................................................................... 482�4.5. Evolución de la R/P a nivel de Cuenca ................................................................................................... 483�

4.5.1. YPF Estatal: Período 1980-1992 .................................................................................................. 485�4.5.2. Comienzo y Auge de la Privatización: Período 1993-1999 ........................................................... 485�4.5.3. Deterioro de la Privatización: Período 2000-2005......................................................................... 485�

4.6. Evolución de las Incorporaciones de Reservas Comprobadas ............................................................... 487�4.6.1. Para el Total del País.................................................................................................................... 487�

4.6.1.1. YPF Estatal: Período 1881-1992..................................................................................... 487�4.6.1.2. Comienzo y Auge de la privatización: Período 1993-1999.............................................. 488�4.6.1.3. Decadencia de la Privatización: Período 2000-2005....................................................... 489�

4.6.2. A Nivel de Cuenca ........................................................................................................................ 489�4.6.2.1. Comienzo y Auge de la privatización: Periodo 1991-1999 .............................................. 489�4.6.2.2. Decadencia de la privatización: Periodo 2000-2005 ....................................................... 491�

4.7. Los Descubrimientos Recientes de Gas Natural ..................................................................................... 494�

5. Descripción de las Tareas de Exploración en Curso................................................................................. 495�5.1. Introducción............................................................................................................................................. 495�5.2. La legislación de exploración y algunos ejemplos de Exploración para la búsqueda de Gas Natural en

Argentina................................................................................................................................................. 496�5.3. Las actividades y las inversiones de exploración.................................................................................... 497�5.4. Las Áreas de Exploración ....................................................................................................................... 499�

5.4.1. Datos para el 2005 y 2004............................................................................................................ 499�5.4.2. El Plan Argentina .......................................................................................................................... 501�5.4.3. Oportunidades de Inversión.......................................................................................................... 501�5.4.4. Algunos resultados registrados hasta marzo 2007 ....................................................................... 502�5.4.5. Algunas Reflexiones ..................................................................................................................... 503�

6. Anexos Petróleo y Gas ................................................................................................................................. 504�Anexo 1: Lista de Áreas ................................................................................................................................. 506�Anexo 2: Cálculo de los descubrimientos de Petróleo por Cuenca................................................................ 527�Anexo 3: Cálculo de los descubrimientos de Gas Natural por Cuenca .......................................................... 530�Anexo 4: Archivo HFUVY 2004-2005 ............................................................................................................. 532�Anexo 5: Áreas de Exploración 2004 ............................................................................................................. 551�Anexo 6: Áreas de Exploración 2005 ............................................................................................................. 553�Anexo 7: Áreas de Exploración de REPSOL: 2005........................................................................................ 555�Anexo 8: Plan Argentina................................................................................................................................. 556�Anexo 9: Oportunidades de Inversión ............................................................................................................ 562�

7. Las Reservas de Carbón Mineral................................................................................................................. 582�7.1. Introducción............................................................................................................................................. 582�7.2. Análisis de las Reservas de Carbón Mineral en Argentina...................................................................... 583�

7.2.1. Algunos Conceptos Básicos ......................................................................................................... 583�7.2.1.1. Recursos Energéticos ..................................................................................................... 583�7.2.1.2. Reservas Energéticas ..................................................................................................... 583�

7.2.2. Exploraciones y reservas de carbones en Argentina .................................................................... 584�7.2.2.1. Las Reservas .................................................................................................................. 584�7.2.2.2. Localizaciones de las principales manifestaciones carbonosas en el país ..................... 586�7.2.2.3. Reservas energéticas del país ........................................................................................ 588�7.2.2.4. Producción de energía en el país y el papel del Carbón Mineral .................................... 590�

7.2.3. Carbón en la cuenca del Río Turbio ............................................................................................. 591�7.2.3.1. Yacimiento Río Turbio..................................................................................................... 591�

7.2.3.1.1. Reseña histórica ............................................................................................... 592�7.2.3.1.2. Ubicación y vías de acceso .............................................................................. 592�7.2.3.1.3. Clima y relieve .................................................................................................. 594�7.2.3.1.4. Geología regional.............................................................................................. 594�7.2.3.1.5. Geología del yacimiento ................................................................................... 595�7.2.3.1.6. Tectónica .......................................................................................................... 596�7.2.3.1.7. Mantos Carbonosos.......................................................................................... 597�

7.3. Análisis de Reservas en el Yacimiento Río Turbio.................................................................................. 600�7.3.1. Reservas originales de carbón ..................................................................................................... 600�


Indice

7.3.1.1. Reservas originales de carbón según grado de certeza ................................................. 600�7.3.1.2. Reservas originales de carbón por manto y categorías de espesores ............................ 601�

7.4. Producción Histórica de Carbón en el Yacimiento de Río Turbio............................................................ 602�7.5. Estimación de Consumo de Carbón Mineral para instalar una Central Térmica en Boca Mina del

Yacimiento .............................................................................................................................................. 606�7.5.1. Introducción .................................................................................................................................. 606�7.5.2. Definición de Central Térmica....................................................................................................... 606�7.5.3. Tipo de Centrales Térmicas.......................................................................................................... 607�

7.5.3.1. Centrales Térmicas de carbón pulverizado ..................................................................... 607�7.5.3.2. Centrales Térmicas de combustión de lecho fluidizado .................................................. 607�

7.5.4. Tipo de combustible...................................................................................................................... 607�7.5.5. Central Térmica y tipo de combustible conveniente...................................................................... 609�7.5.6. Cálculo de consumo estimado de combustible para CT a Carbón de RT..................................... 609�7.5.7. Descripción de la Central Térmica en proceso de licitación nacional e internacional en Río Turbio

................................................................................................................................................... 610�7.5.8. Esquema de funcionamiento y consumos de la Central Térmica a licitar de 240 Mw................... 612�

7.6. Producción Bruta y Neta de Carbón Mineral de las Minas de Río Turbio a partir del Año 2007 y posibles hasta el año 2025.................................................................................................................................... 613�7.6.1. Producción actual ......................................................................................................................... 613�7.6.2. Programa de Producción de Carbón Oficial 2007 - 2010 - 1º Etapa............................................. 613�7.6.3. Producción Posible 2007-2025 ..................................................................................................... 614�7.6.4. Medidas a adoptar para la obtención de los niveles de producción programados........................ 615�

7.6.4.1. Resumen histórico del funcionamiento del yacimiento Río Turbio .................................. 615�7.6.4.2. Medidas a Adoptar .......................................................................................................... 616�

7.6.4.2.1. Condiciones actuales........................................................................................ 616�7.6.4.2.2. Tareas a futuro durante el Plan de Ordenamiento Empresario. 2007-2010...... 617�

LISTA DE ANEXOS ....................................................................................................................................... 617�Anexo 1: Algunos elementos básicos de la industria del Carbón Mineral ...................................................... 618�

PROYECCIÓN DEL ABASTECIMIENTO DE PETRÓLEO, GAS NATURAL Y CARBÓN MINERAL............... 633�1. Aspectos metodológicos e hipótesis de trabajo ......................................................................................... 633�2. Los Resultados obtenidos y las Advertencias ............................................................................................ 635�

2.1. El Petróleo Crudo............................................................................................................................. 635�2.1.1. Escenario Tendencial......................................................................................................... 635�2.1.2. Escenario Estructural ......................................................................................................... 637�

2.2. El Gas Natural ................................................................................................................................. 639�2.2.1. Escenario Tendencial......................................................................................................... 639�2.2.2. Escenario Estructural ......................................................................................................... 642�

2.3. El Carbón Mineral ............................................................................................................................ 645�2.3.1. Escenario Tendencial......................................................................................................... 645�2.3.2. Escenario Estructural ......................................................................................................... 646�

Anexo al Punto 2............................................................................................................................................ 649�3. Prospectiva del Abastecimiento de Derivados de Petróleo ........................................................................ 654�

Anexo I ............................................................................................................................................................... 659�


Indice

INDICE COMPLETO

INDICE TOMO I / V

Pág.

Introducción...........................................................................................................................................2�

Resumen Ejecutivo ...............................................................................................................................2�

Actividad a): Construcción de Escenarios Energéticos y Socioeconómicos y Prospectiva de la Matriz Energética en Demanda ............................................................................................................3�

1. Escenarios Socioeconómicos. ........................................................................................................3�

2. Escenarios de Demanda Energética (2004-2025) ..........................................................................7�

Actividad b): Integración Regional e Intercambios Energéticos ...................................................10�

1. Evolución de los intercambios de energía ...................................................................................10�

2. Escenarios de comercio internacional .........................................................................................13�

Actividad c): Impacto en la Estructura Productiva de cada Escenario .........................................19�

1. Impactos macroeconómicos globales. .........................................................................................19�

Actividad d): Identificación de Impactos Ambientales y Mitigación de Emisiones .....................22�

1. Identificación de Impactos Ambientales Locales. .......................................................................22�

2. Los Impactos Globales...................................................................................................................24�

Actividad e). Aspectos regulatorios e Institucionales ....................................................................25�

1. Ideas centrales ................................................................................................................................25�

Actividad f). Fuentes Renovables y Biocombustibles ....................................................................27�

Actividad g) Análisis de las Reservas de Petróleo, Gas Natural y Carbón Mineral .....................29�

1. Las Reservas ...................................................................................................................................30�

2. Proyección del Abastecimiento de Petróleo, Gas Natural y Carbón Mineral ...........................31�

Actividad h): Evaluación del Sistema de Transporte Eléctrico en Alta Tensión..........................34�

1. Planificación de la expansión del sistema eléctrico Argentino. Demanda y Generación 2006................................................................................................................................................................34�

2. Planificación de la expansión del sistema eléctrico Argentino. Periodo 2007-2010. ..............35�


Indice

IN D IC E

T o m o II / V P á g .

A c tiv id a d a ): C o n s tru c c ió n d e E s c e n a rio s E n e rg é tic o s y S o c io e c o n ó m ic o s y P ro s p e c tiv a d e la M a triz E n e rg é tic a e n D e m a n d a ............................................................................................................ 3 �

1 . R e la c io n e s e n tre la E n e rg ía y la s V a ria b le s S o c io -e c o n ó m ic a s .................................................. 3 �

2 . E s c e n a rio s d e D e m a n d a E n e rg é tic a (2 0 0 4 -2 0 2 5 ) ........................................................................ 3 7 �

3 . H ip ó te s is s o b re la p ro b a b le e v o lu c ió n d e la s d e m a n d a s d e e le c tric id a d a is la d a e in te rc o n e c ta d a to ta le s y s e c to ria le s ............................................................................................... 1 8 7 �

A c tiv id a d b ): In te g ra c ió n R e g io n a l e In te rc a m b io s E n e rg é tic o s ................................................. 1 9 7 �

1 . S itu a c ió n re c ie n te y a c tu a l ........................................................................................................... 1 9 8 �

2 . E s c e n a rio s d e In te g ra c ió n ........................................................................................................... 2 2 8 �

A c tiv id a d c ): Im p a c to e n la E s tru c tu ra P ro d u c tiv a d e c a d a E s c e n a rio ....................................... 2 3 8 �

1 . In c id e n c ia d e l c o n s u m o e n e rg é tic o e n lo s d iv e rs o s s e c to re s d e c o n s u m o .......................... 2 3 8 �

2 . P e s o e n P B I g lo b a l ........................................................................................................................ 2 4 5 �

3 . Im p a c to s s o b re c o m p e tit iv id a d d e lo s s e c to re s p ro d u c tiv o s .................................................. 2 4 6 �

4 . Im p a c to s s o b re p re c io s y d is tr ib u c ió n d e l in g re s o ................................................................... 2 4 7 �

5 . Im p a c to s m a c ro e c o n ó m ic o s g lo b a le s ........................................................................................ 2 4 8 �

6 . C o n c lu s io n e s . ................................................................................................................................ 2 6 5 �

INDICE Tom o III / V

Pág.Actividad d): Identificación de Im pactos Am bientales y M itigación de Em isiones .................................... 267�

1. Identificación de Impactos Am bientales Locales. ..................................................................................... 267�

2. Los Im pactos Globales. ............................................................................................................................... 283�

3. Revisión de las norm ativas y m arcos regulatorios existentes. Metodologías y Avances ..................... 305�

Actividad e). Aspectos regulatorios e Institucionales................................................................................... 307�

1. Introducción .................................................................................................................................................. 307�

2. Objetivo ......................................................................................................................................................... 308�

3. El Contexto del Marco General de la Inversión .......................................................................................... 309�

4. Fundam entos y Propuesta ........................................................................................................................... 318�

5. ANEXOS ........................................................................................................................................................ 335�

Actividad f): Fuentes Renovables y Biocom bustibles .................................................................................. 353�

1. Aspectos generales ...................................................................................................................................... 353�

2. Recursos renovables ................................................................................................................................... 354�

3. Estado actual de los aprovecham ientos y nichos ..................................................................................... 369�

4. Prospectiva. Sectores de Dem anda ............................................................................................................ 385�

5. Prospectiva. Sectores de Transform ación ................................................................................................. 394�

6. Marco Legal................................................................................................................................................... 414�


Indice

INDICE

TOMO IV / V Pág.

Actividad g): Análisis de las Reservas Energéticas..................................................................................... 420�

LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS......................................................................................................... 420�

1. Definiciones y Confiabilidad de la Información sobre Reservas.............................................................. 420�

2. Las Cuencas Sedimentarias Argentinas .................................................................................................... 422�

3. Las Reservas de Petróleo............................................................................................................................ 424�

4. Las Reservas de Gas Natural ...................................................................................................................... 467�

5. Descripción de las Tareas de Exploración en Curso ................................................................................ 495�

6. Anexos Petróleo y Gas................................................................................................................................. 504�

7. Las Reservas de Carbón Mineral ................................................................................................................ 582�

PROYECCIÓN DEL ABASTECIMIENTO DE PETRÓLEO, GAS NATURAL Y CARBÓN MINERAL .............. 633�

Anexo I............................................................................................................................................................... 659�

INDICE Tomo V / V

Pág.Actividad h): Evaluación del Sistema de Transporte Eléctrico en Alta Tensión......................................... 669�

1. Planificación de la expansión del sistema eléctrico Argentino. Demanda y Generación 2006. ............ 669�

Anexos............................................................................................................................................................... 692�

2. Planificación de la expansión del sistema eléctrico Argentino. Periodo 2007-2010. ............................. 709�

Anexos............................................................................................................................................................... 757�


420

Actividad g): Análisis de las Reservas Energéticas LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS En este punto se comenzará incluyendo algunas Definiciones referentes a los términos relacionados con las Reservas de Hidrocarburos. Luego se describirán las Cuencas Sedimentarias productoras y no productoras de Hidrocarburos. A continuación se analizará en detalle la Problemática de las Reservas de Petróleo. Seguidamente se hará lo mismo con las Reservas de Gas Natural. Se proseguirá indicando Las Tareas de Exploración que se han sido licitadas recientemente en las Provincias y en la Plataforma Continental Argentina. En Anexos se presentará información con Datos complementarios y más exhaustivos que los incluidos el texto base. 1. Definiciones y Confiabilidad de la Información sobre Reservas 1.1. Las Definiciones Las definiciones que se detallan a continuación son el resultado de la unificación de criterios aprobados en marzo de 1997 por la SPE (Society of Petroleum Engineers) y el WPC (World Petroleum Congress) y que La Secretaría de Energía hizo suyos en la Resolución 324 del 2006. Es esquema incluye las definiciones de los conceptos siguientes:

• Reservas Comprobadas: Desarrolladas No Desarrolladas

• Reservas No Comprobadas: Probables Posibles

• Reservas Especulativas (que no figuran en la Resolución) RESERVAS: Son aquellos volúmenes estimados de hidrocarburos líquidos y gaseosos (petróleo crudo, condensado o gasolina natural, gas natural, líquidos provenientes del gas natural y sustancias asociadas), que se anticipa podrán ser comercialmente recuperados en un futuro definido de reservorios conocidos, bajo las condiciones económicas, el régimen legal y las prácticas de producción imperantes a la fecha de esa estimación. Las estimaciones de reservas involucran cierto grado de incertidumbre, que depende principalmente de la cantidad de datos confiables de geología e ingeniería de reservorios disponibles al momento de efectuar la estimación, y de la interpretación de esos datos. El grado de incertidumbre puede ser acotado clasificando las reservas como “Comprobadas” y “No Comprobadas” y estas últimas en “Probables” y “Posibles”, denotando progresivamente mayor grado de incertidumbre en la recuperación de las mismas.


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- Las Reservas Probadas o Comprobadas: son las que puede estimarse con razonable certeza que serán comercialmente recuperables de reservorios conocidos, a una fecha dada. Se consideran aquellas con por lo menos un 90% de probabilidades de ser recuperadas y en la definición de esos porcentajes intervienen una serie de datos operativos de acceso, presión, volumen y calidad, disponibilidad de transporte y los precios a que han de comercializarse. Son Comprobadas cuando la posibilidad comercial se apoya en ensayos de producción real o en pruebas. Las reservas pueden tener los medios para procesarlas y transportarlas para ser comercializadas a la fecha de evaluación, o preverse que serán instalados en un futuro inmediato. - Las primeras son las Reservas Comprobadas Desarrolladas, que podrán ser explotadas, por existir, a la fecha de su evaluación:

a) Pozos perforados. b) Instalaciones y métodos de operación en funcionamiento. c) Métodos de recuperación mejorada, instalado y en operación.

- Las Reservas Comprobadas No Desarrolladas son las que se estima podrán ser producidas, mediante:

a) Pozos a ser perforados en el futuro en áreas comprobadas. b) Profundización de pozos existentes a otros reservorios comprobados. c) Intervención de pozos existentes o la instalación de medios de transporte. d) Apertura de niveles colaterales comprobados en pozos ya existentes. e) Un proyecto de recuperación mejorada al que se asigne un alto grado de certeza,

o que esté operando favorablemente en un área cercana con similares propiedades petrofísicas.

- Las Reservas No Comprobadas son aquellas basadas en datos geológicos y de ingeniería con mayores incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o de regulación, que hacen que no puedan ser clasificadas como comprobadas. - Las No Comprobadas Probables: son aquellas cuyos análisis sugieren que es más factible que puedan ser producidas a que no lo sean. Están comprendidas en el rango de probabilidades del 50 al 90%. - Las No Comprobadas Posibles: son aquellas cuyos datos geológicos y de ingeniería sugieren que son menos factibles de ser comercialmente recuperables que las probables. Están comprendidas en el rango de probabilidades del 10% al 50%. - Se entiende por Recursos a las cantidades estimadas de hidrocarburos líquidos o gaseosos contenidos en los reservorios, que podrían ser recuperados bajo las condiciones tecnológicas existentes, pero que no existe, en el momento del análisis, viabilidad económica o comercial para su explotación. Los hidrocarburos considerados no recuperables por ser su producción antieconómica o por falta de mercado, son recursos. - Las Reservas Especulativas. Se trataría de estimaciones surgidas de informes que sugieren indicios de presencia de hidrocarburos en Cuencas Sedimentarias con escasas muy pocas o prácticamente nulas tareas exploratorias, que a veces sólo poseen información geológica estructural y esto lleva a realizar tareas de exploración. En estas Cuencas el Riesgo Minero llega a su máxima expresión. Por estas razones no hay referencia alguna a valores de las reservas especulativas, ni en la página Web de SE ni en la Resolución 324 y solamente se han encontrado datos publicados en el año 2000


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por el USGS- US Geological Survey para todo el mundo y donde figuran valores para Argentina.. 1.2. Las Fuentes de Información En relación a la información de la página Web de la Secretaría de Energía, se generan dudas sobre su exactitud debido a que esa información es suministrada por las empresas, (y no hay otra más confiable), sin que medien auditorías sistemáticas de las autoridades. En realidad el primer año donde la información de las reservas ha sido auditada por consultores externos, ha sido el 2005, y ha dado una sistemática caída en todos los renglones, respecto del 2004. Ha ocurrido lo mismo que generara la auditoría de Gaffney, Cline y Asociados en 1989, que auditó las Reservas totales del país previamente a la privatización de YPF. Los resultados fueron que bajaron las reservas de Petróleo de 344.623 miles de m3 a 249.608 y las de Gas Natural de 743.927 millones de m3 a 579.056, pasando a Probables parte de las Comprobadas, que después las concesionarias restituyeron rápidamente en Comprobadas, sin esfuerzos exploratorios. La información difiere, dependiendo de la sección de la web consultada, por lo que se ha tomado como correcta la información de 2004 y 2005 de los Archivos HFVUY, denominado “Reservas comprobadas y probables de petróleo y gas hasta el final de la vida útil de los yacimientos, por cuenca, provincia, concesión y yacimiento”. 2. Las Cuencas Sedimentarias Argentinas En el Mapa 2.1 se pueden ver las zonas comprendidas por las diversas cuencas sedimentarias argentinas, donde por el momento sólo se registran 5 productivas de gas y petróleo, de las 22 que se han sido descriptas. 2.1. Las Cuencas Productivas Las Cuencas Productivas argentinas se pueden ver en el Anexo: Archivos HFC y HFVUY – 2004 2005”, encontrándose la lista de cuencas activas o productivas, áreas y yacimientos, operador y las reservas comprobadas y probables de gas y petróleo. - La Noroeste o ‘salteña’ comprende parte de las provincias de Jujuy, Formosa y Salta y es ésta provincia la que mayores volúmenes tiene en producción y reservas. - La Cuyana está constituida dentro de la provincia de Mendoza y sus volúmenes de reservas y producción son relativamente pequeños.


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Mapa N° 2.1 LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS ARGENTINAS

- La Neuquina está ubicada en la Provincia de Neuquén, parte de Mendoza (sur) y Oeste de Río Negro y La Pampa. - La del Golfo de San Jorge, se extiende por Chubut y por el Norte de la Provincia de Santa Cruz - La Austral toma el resto de Santa Cruz, toda Tierra del Fuego y las áreas Off Shore en los mares del Sur. 2.2. Las Cuencas Improductivas Hasta el presente son Improductivas las siguientes Cuencas: � del “Noreste”, donde se han licitado áreas en Formosa y Santiago del Estero,

comprende todas las provincias del Este, incluidas Santa Fe y Córdoba, que acaba de presentar su plan de exploraciones.

� “Bolsones intermontanos”, donde se están concursando áreas en San Juan y que incluye también Tucumán y La Rioja

� “San Luis”, “Mercedes” y “Levalle” � “Macachin”, al Oeste de Bs. As., a la altura de Tornquist. � “Claromecó”, al Sur de Bs As � “Del Salado”, que abarca el corazón de la provincia de Buenos Aires y parte del litoral

atlántico.


424

� “Del Colorado”, una gran área marina que toma las costas del Sur de Bs As y de la cual se está explorando ahora la Colorado Marina.

� “Ñirihuau”, una pequeña cuenca en el Sur Este de Río Negro. � “Península Valdés” � “Rawson”, un área marina a la altura de Valdés � “San Julián”, una pequeña cuenca marina, � La “Marina Austral”, que está produciendo sobre las costas de Tierra del Fuego, en San

Sebastián, y � “Malvinas”, cuenca disputada, donde hasta ahora se hicieron varias perforaciones sin

éxito. En el Anexo 10: y sólo para dar referencias de dos épocas bien alejadas en el tiempo: una de 1960-1976 y otra del 2006, se incluyen opiniones de especialistas sobre el Potencial de las Cuencas Sedimentarias Argentinas. 3. Las Reservas de Petróleo 3.1. Introducción En este punto se realizará un Análisis Histórico de las Reservas Comprobadas, para las distintas Cuencas productivas abarcando tres períodos históricos recientes: 1980-1989, con la presencia de la YPF Estatal; 1990-1998, cuando se llega a la plenitud de la producción con la actividad totalmente privatiza y 1999-2005 denominado de decadencia del proceso privatizador. También se analizará la producción de petróleo a nivel de Cuenca; la evolución de los pozos de Exploración perforados y de las Incorporaciones o desincorporaciones de Reservas Comprobadas siempre para los tres períodos mencionados La Argentina está en una posición de privilegio respecto de muchos otros países porque tiene recursos, pero desde hace algunos años en estado de delicado equilibrio ya que los hidrocarburos proveen el 88% de su energía primaria y con sólo 9 años de reservas. Esos 9 años de cobertura, que parecen suficientes para recuperar lo que se ha perdido, tienen dos condicionamientos que los ponen en duda. Todas las áreas productivas están en manos de empresas comerciales con contratos que vencen en 2017 -una extraordinaria coincidencia de plazos con los 9 años de reservas-, por lo que es previsible que las empresas utilizarán estos últimos años para sacar los recursos que tienen a mano y les son conocidos. Por otra parte, los yacimientos en producción son muy maduros (por su antigüedad), todos en las 5 cuencas conocidas. Las tareas de exploración que se emprendan hoy, en todas aquellas áreas en que se descubran hidrocarburos en condiciones comerciales, tendrán efecto material, concreto, no antes de 7 años a contar desde que se pongan en marcha efectivamente esas exploraciones. El presente informe tiene por objeto realizar un análisis histórico de las reservas comprobadas y la producción de petróleo y de gas en la Argentina hasta diciembre de 2005, sentando las bases para poder determinar o definir las mismas variables para el futuro, tomando como horizonte el año 2025 y para cada uno de los dos Escenarios Prospectivos: el denominado Tendencial y el Estructural.


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Como se ha dicho se mostrará, por cuenca productiva, las reservas, los pozos perforados, los exploratorios y los exitosos y se calcularán los descubrimientos históricos de petróleo que se deducen de la variación de las reservas y la producción año a año. 3.2. Análisis Histórico de las Reservas Comprobadas, Probables y Especulativas 3.2.1. Evolución de las Reservas Comprobadas por Cuenca Como ya se mencionó, se analizarán períodos los tres característicos:

o 1980-1989 de una YPF Estatal. o 1990-1998 de comienzos y auge de la privatización o 1999-2005 del deterioro de la privatización

3.2.1.1. YPF Estatal: Período 1980-1989

En la Tabla 3.2.1.1 se indican las Reservas Comprobadas por Cuenca y para el Total del País entre 1980 y 1989.

Tabla 3.2.1.1 Evolución de las Reservas Comprobadas de Petróleo por Cuenca

1980-1989 (m3 y %)

AUSTRAL CUYANA GOLFO NEUQUINA NOROESTE TOTAL

Año 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3

1980 16,828 4.3% 46,986 12.0% 161,383 41.2% 153,038 39.0% 13,911 3.5% 392,146

1981 17,707 4.6% 40,609 10.5% 150,682 39.1% 159,006 41.2% 17,689 4.6% 385,693

1982 24,025 6.2% 36,500 9.5% 141,656 36.7% 159,603 41.3% 24,335 6.3% 386,119

1983 24,921 6.4% 39,767 10.2% 131,718 33.8% 167,940 43.1% 25,173 6.5% 389,519

1984 31,188 8.4% 35,162 9.4% 121,890 32.6% 160,841 43.1% 24,326 6.5% 373,407

1985 31,079 8.4% 39,000 10.6% 112,501 30.5% 159,780 43.4% 25,929 7.0% 368,289

1986 30,403 8.6% 35,465 10.0% 106,745 30.1% 156,677 44.1% 25,766 7.3% 355,056

1987 49,517 13.9% 31,651 8.9% 102,044 28.6% 147,614 41.3% 26,325 7.4% 357,151

1988 47,306 13.1% 37,234 10.3% 96,696 26.7% 147,540 40.7% 33,694 9.3% 362,470

1989 48,842 14.2% 33,469 9.7% 87,926 25.5% 138,071 40.1% 36,315 10.5% 344,623 Fuente: Secretaría de Energía. En este período se pierden 47,5 MM de m3 de reservas, (equivalentes al 12% de las iniciales). O sea 392.146 miles de metros cúbicos menos 344.623 miles de m3. La mayor parte de las pérdidas se dan en la cuenca del Golfo San Jorge, pues allí caen en 73,5 MM (más del 45%). La caída en la Cuyana es del 29% y del 10% en la Neuquina. Las Cuencas Noroeste y Austral compensan creciendo sus reservas entre ambas en 54 MM de m3 de crudo.


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3.2.1.2. Comienzos y Auge de la Privatización: Período 1990-1998 En la Tabla 3.2.1.2 se indican las Reservas Comprobadas por Cuenca y para el Total del País entre 1990 y 1998.

Tabla 3.2.1.2

Evolución de las Reservas Comprobadas de Petróleo por Cuenca 1990-1998 (m3 y %)

AUSTRAL CUYANA GOLFO NEUQUINA NOROESTE TOTAL

Año 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3

1990 33,107 13.3% 28,829 11.5% 61,896 24.8% 100,227 40.2% 25,549 10.2% 249,608

1991 30,530 11.4% 25,928 9.7% 79,501 29.7% 108,516 40.5% 23,143 8.6% 267,618

1992 29,225 9.1% 29,938 9.3% 116,166 36.2% 125,196 39.0% 20,222 6.3% 320,747

1993 10,951 3.1% 35,061 9.9% 145,877 41.4% 141,040 40.0% 19,512 5.5% 352,441

1994 21,702 6.1% 34,519 9.6% 137,394 38.4% 146,769 41.0% 17,758 5.0% 358,142

1995 21,903 5.8% 35,696 9.4% 146,661 38.7% 160,322 42.3% 14,821 3.9% 379,403

1996 28,123 6.8% 33,802 8.2% 153,341 37.1% 178,016 43.1% 20,152 4.9% 413,434

1997 25,536 6.1% 35,990 8.6% 159,700 38.3% 175,726 42.2% 19,781 4.7% 416,733

1998 30,756 7.0% 34,014 7.8% 149,878 34.2% 190,766 43.6% 32,343 7.4% 437,757 Fuente: Secretaría de Energía. En este período se agregan 188 MM de m3 de reservas, un 75% de las iniciales. Aquí deben tenerse en cuenta las consideraciones hechas en la introducción, donde se explica que la Auditoría de la Gaffney obligó a bajar 95 MM de m3 las Reservas Comprobadas, pasándolas a “Probables” y estas en el período 1990 a 1998 volverían a pasarse a Comprobadas. En realidad, recién en 1996 se alcanza el nivel de reservas que había en 1980, de manera que este crecimiento es positivo pero no tan grande e importante como muestran los números. La mayor parte de las ganancias de reservas se dan en la cuenca del Golfo San Jorge, (que casualmente era la que había sufrido las mayores disminuciones en la mencionada Auditoría), subiendo allí las reservas en 88 MM, (equivalente a más del 142%). En la Neuquina subían en 90 MM de m3 (equivalentes al 90%). 3.2.1.3. El deterioro de la Privatización: Período 1999-2005

En la Tabla 3.2.1.3 se indican las Reservas Comprobadas por Cuenca y para el Total del País entre 1999 y 2005.


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Tabla 3.2.1.3 Evolución de las Reservas Comprobadas de Petróleo por Cuenca

1999-2005 (m3 y %)

AUSTRAL CUYANA GOLFO NEUQUINA NOROESTE AÑO

103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % TOTAL

1999 28,775 5.9% 37,023 7.6% 174,519 35.7% 215,251 44.1% 32,713 6.7% 488,281

2000 26,958 5.7% 34,697 7.3% 173,407 36.7% 207,394 43.9% 30,325 6.4% 472,781

2001 24,836 5.4% 32,798 7.2% 182,017 39.8% 188,774 41.2% 29,249 6.4% 457,674

2002 24,416 5.4% 31,097 6.9% 188,040 41.9% 179,546 40.0% 25,326 5.6% 448,425

2003 19,206 4.5% 28,879 6.8% 195,887 46.1% 161,934 38.1% 19,308 4.5% 425,214

2004 21,324 6.1% 27,767 9.6% 188,127 38.4% 147,614 41.0% 11,172 5.0% 396,003

2005 14,795 4.3% 27,783 8,0% 179,297 51,3% 118,066 33,8% 9,155 2,6% 349,096 Fuente: Secretaría de Energía. En este período se “pierden” casi 145 MM de m3 de Reservas Comprobadas, un 30% de las iniciales, a pesar que habían seguido creciendo hasta finales de 1999. Las pérdidas van creciendo año a año hasta llegar a los 53 MM de m3 en 2005, año de la auditoría exigida por la Secretaría de Energía. La mayor parte de las pérdidas, 97 MM, (equivalentes a casi al 45% de las iniciales del período) se dan en la cuenca Neuquina. Las del Noroeste, Cuyana y Austral caen otros 47 MM de m3. Esta caída de reservas de la cuenca neuquina tiene como protagonista a REPSOL, a quien pertenecen la mayoría de los yacimientos y áreas de la cuenca y de las reservas, que disminuyeron. En cambio la Cuenca del Golfo San Jorge es la única que incrementa las Reservas Comprobadas en este período, haciéndolo en 4,5 MM m3. 3.2.1.4. Los Tres Períodos En la Figura 3.2.1.4.1 se muestra la Evolución de la participación de cada una de las Cuencas en las Reservas Comprobadas para cada uno de los tres períodos mencionados.


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Figura 3.2.1.4.1. Evolución de la participación de cada Cuenca en las Reservas Comprobadas en los tres

períodos: 1989-1989; 1990-1998 y 1999- 2005 (%)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

Austral Cuyana Golfo Neuquina N.Oeste

1980-1989 1999-20051990-1998

La variación de los porcentajes de cada cuenca sobre las reservas totales muestra a la Cuenca San Jorge perdiendo participación en el primer período para recuperarla en los dos siguientes, en especial fuertemente en el tercero. La Cuenca Neuquina, salvo en los años 2002 y 2005, fue siempre la más importante siendo desplazada fuertemente por la San Jorge en el 2005. Entre las Cuencas del Golfo San Jorge y la Neuquina explican casi el 80% de las Reservas Comprobadas del País y las tres restantes aparecen como secundarias, al menos desde el punto de vista de los volúmenes. 3.2.2. Evolución de la relación Reservas Probables - Comprobadas por Cuenca La información de reservas Probables por cuenca se muestra sólo desde 2002 pues se carece de información sobre los años anteriores. Se analizarán las correspondientes a las cuencas Neuquina y del Golfo San Jorge, que son las más importantes.


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Tabla 3.2.2.1. Reservas Comprobadas y Probables

Cuenca Neuquina

Miles de m3 Miles de m3 (%) Año

Comprobadas Probables Participación de las Probables

2002 179,546 67,145 37.4% 2003 161,934 54,602 33.7% 2004 147,614 45,086 30.5% 2005 118,065 43,481 36,8%

Caída de los valores -61,481 -23,664 Fuente: Secretaría de Energía. La lógica de estas series de números sería que las reservas Probables fueran reduciéndose y pasando a la categoría de Comprobadas. Pero para ello sólo habría que hacer estudios en los yacimientos de manera que aumentara la probabilidad de recuperación de los volúmenes in situ de los reservorios. En la Cuenca Neuquina, como se ve en la Tabla, la pérdida de reservas se da en ambas categorías, con un total de 61,5 MM de m3 de las probadas y 23,6 de las probables, con un total de 85,1 MM de m3 en estos años. La participación de las Reservas Probables cae hasta el 2004 y sube en el 2005 sin que pueda deducirse una relación causal que explique estas modificaciones. Los valores de participación de las Probables oscilan entre el 30 y 37%.

Tabla 3.2.2.2 Reservas Comprobadas y Probables

Cuenca Golfo San Jorge

Miles de m3 (%) Año

Comprobadas Probables Participación delas Probables

2002 188,040 75,519 40.2% 2003 195,887 46,871 23.9% 2004 188,127 78,325 41.6% 2005 179,297 79,806 44.5%

Variación de los valores -8,743 4,287

Fuente: Secretaría de Energía. En la Cuenca del Golfo San Jorge, salvo en el año 2003, la relación entre las Reservas Probables y Comprobadas se mantiene más o menos estable y oscilante entre el 40 y 44%. 3.2.3. Reservas Posibles En cuanto a las Reservas Posibles, recién en 2005 la Secretaría de Energía ha publicado información por Cuenca, por lo que existe un solo valor confiable.


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Tabla 3.2.3.1. Datos de Reservas Comprobadas, Probables y Posibles de Petróleo

Total de Cuencas Miles de metros cúbicos

Año COMPROBADAS PROBABLES POSIBLES 2002 448,425 179,687 2003 425,214 138,187 2004 396,003 158,408 2005 349,096 153,324 114,423

Fuente: Secretaría de Energía. Como se ve, entre 2002 y 2003 los valores para las Comprobadas y Probables bajan, las Comprobadas en 23,2 MM de m3 y las Probables en 41,5 MM de m3. Al año 2004 las Probables recuperan 20 millones y las Comprobadas siguen perdiendo, casi 30 MM. Al año 2005 ambos tipos de Reservas vuelven a bajar y las Comprobadas lo hacen en cantidades apreciables. Entre los años extremos 2002 y 2005 las Comprobadas se reducen en 99 MM de m3 (un 22%) y las Probables en 26 MM (un 15%). A continuación se presentan los datos para los tres tipos de Reservas y para el año 2005 que es el único para el que pueden incluirse datos confiables.

Tabla 3.2.3.2 Reservas Comprobadas, Probables y Posibles por Cuenca

Año 2005 Miles de metros cúbicos

Cuenca COMPROBADAS PROBABLES POSIBLES

NOROESTE 9,155 4,276 7,828CUYANA 27,783 5,886 3,331NEUQUINA 118,066 43,481 31,753SAN JORGE 179,297 79,810 55,356AUSTRAL 14,794 19,82 16,155

TOTAL 349,096 153,324 114,423 Fuente: Secretaría de Energía. En síntesis las Reservas Comprobadas representaban en el año 2005 el 56,5%; las Probables el 25,0% y las Posibles el 18,5% de los totales de estos tres tipos.


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Figura 3.2.3.1 Estructura de las Reservas por Tipo: Año 2005

Miles de metros cúbicos

Comprobadas:349,096

Probables:153,324

Posibles:114,423

Fuente: Elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía. Las reservas Posibles son entonces equivalentes a un 32,7% de las Comprobadas. Como no son cifras despreciables convendría profundizar los análisis para intentar poder obtener un porcentaje mayor de recuperación de los volúmenes in situ de los reservorios. El 76% de las reservas Posibles se encuentran entre las Cuencas Neuquina y del Golfo San Jorge, con 31,7 MM de m3 y 55,3 MM respectivamente. Las de REPSOL son de 12,9 MM de m3, apenas un 11% del total de las reservas posibles 3.2.4. Reservas Especulativas Como se ha mencionado no hay referencia alguna a las reservas Especulativas, ni en la página web de SE ni en la Resolución 324, y las aquí incluidas surgen de información elaborada para el año 2000 por el USGS - US Geological Survey.


432

Tabla 3.2.4.1 Recursos No Descubiertos de Petróleo

Según Probabilidad de ocurrencia Millones de barriles de petróleo

Recursos no descubiertos ----------- petróleo-------MMBO------

Campo MFS Probabilidad. (0-1) F95 F50 F5 Mean ON SHORE Petróleo 1.0 627 1840 3630 1951Gas 1.0 Total 627 1840 3630 1951OFF SHORE Petróleo 1.0 240 1124 2754 1267Gas 1.0 Total 240 1124 2754 1267GRAN TOTAL Petróleo 1.0 867 2964 6384 3218Gas 1.0 0 0 0 0Total 867 2964 6384 3218

Referencias: MMBO, MMbbl MMBNGL, MFS, mínimo de campos estudiados prob, probabilidad de al menos uno de los campos F95 representa el 95% de posibilidades de la cantidad tabulada y las otras igual Fuente: USGS-US Geological Survey Año 2000.


433

Tabla 3.2.4.2 Recursos No Descubiertos de Petróleo

Según Probabilidad de ocurrencia Millones de barriles de petróleo

Por cuenca

Recursos no descubiertos ---------- petróleo-------MMBO------

Campo MFS prob. (0-1) F95 F50 F5 Mean Sta Cruz - Tarija Subandina en MMm3 Petróleo 1 5 12 22 13 Base Petróleo 3 2 12 31 14 Central Chaco Petróleo 3 4 19 6

total 7 7 28 72 33

Neuquen Extensional structures Petróleo 1 290 820 1564 862 foothills structures Petróleo 1 95 306 669 334 dorsal de Neuquen Petróleo 1 27 87 180 93

total 3 412 1213 2413 1289 San Jorge Extensional structures petróleo 1 74 217 442 233gas 6 Extensional structures petróleo 1 36 107 218 115gas 6 San Bernardo Fold Belt petróleo 1 50 146 268 151

total 8 160 470 928 499 Magallanes Extensional structures petróleo 1 80 218 389 225 Extensional structures Petróleo 1 43 117 210 121 Andina Fold Belt Petróleo 4 5 19 45 21

Total 6 128 354 644 367 Malvinas Extensional structures Petróleo 5 161 900 2327 1031

Total 5 161 900 2327 1031

Fuente: USGS-US Geological Survey Año 2000. En resumen y en millones m3 de petróleo los valores totales por Cuenca serían los siguientes:


434

Tabla 3.2.4.3 Reservas Especulativas de Petróleo: Por Cuenca


AUSTRAL MALVINAS SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE TOTAL 58.3 163.9 79.3 204.9 5.2 511.6

Fuente: Elaboración Propia en Base a la Tabla 3.2.4.2. Para un análisis más cualitativo relacionado con las potencialidades de las Cuencas No productoras de Petróleo y Gas natural a principios de 2007 consultar el Anexo 10 este documento. Es que la información cuantitativa que incluye el US Geological Survey se refiere esencialmente a las Cuenas actualmente Productoras: Austral, San Jorge, Neuquina y Noroeste que explican el 68% de las Reservas “Especulativas” según el mencionado informe. Si bien como puede apreciarse en el Anexo 10, hace muchos años, YPF investigó parte de las Cuencas Continentales No Productoras sin éxito y algunos permisos de exploración de los años 1966 en adelante lo hicieron sobre cuencas Marinas No Productoras, no parece posible sustentar cifras sobre posible existencia de hidrocarburos en las mismas. Por este motivo, y sólo a título de ejemplo, se incluyeron los valores del USGS, con la idea de sugerir que además de las Reservas No Descubiertas aún (Probables y Posibles) podrían estimarse las que se denominan Especulativas.

Figura 3.2.4.1 Reservas Comprobadas, Probables, Posibles y Especulativas: Año 2005

Total de Cuencas Miles de metros cúbicos

Posibles:114,423

Probables:153,324

Comprobadas:349,096Especulativas

511,600

Fuente: Elaboración propia en base a datos de las Tablas 3.2.3.2 y 3.2.4.3. Como puede apreciarse las Reservas Especulativas equivaldrían a un 46.5% más que las Comprobadas. Por otra parte las Reservas Probables, Posibles y Especulativas equivaldrían a 2,2 veces las actuales Comprobadas y si estos valores fueran tomados como ciertos, lo cual es


435

bastante aventurado, quedarían por transformar en Comprobadas unos 779 millones de metros cúbicos de petróleo. 3.3. Evolución de la producción a nivel de Cuenca Como par el caso de las Reservas Comprobadas aquí también se realizará el análisis para tres periodos. Esto es:

o 1980-1989: de YPF Estatal o 1990-1998: de comienzos y auge de la privatización o 1999-2005: de deterioro de la privatización

3.3.1. YPF Estatal: Período 1980-1989 En la Tabla 3.3.1.1 se indican la evolución de la Producción de Petróleo por Cuenca y para el Total del País entre 1980 y 1989.

Tabla 3.3.1.1 Evolución de la Producción de Petróleo por Cuenca

1980-1989 (m3 y %)

AUSTRAL CUYANA SAN JORGE NEUQUEN NOROESTE

Año 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 %

TOTAL

1981 1,511 5.2% 6,625 23.0% 12,320 42.7% 7,818 27.1% 578 2.0% 28,852

1982 1,364 4.8% 6,522 22.9% 12,332 43.3% 7,595 26.7% 657 2.3% 28,470

1983 1,219 4.3% 6,811 23.9% 12,307 43.2% 7,398 26.0% 739 2.6% 28,474

1984 1,372 4.9% 6,360 22.8% 12,013 43.2% 7,251 26.0% 843 3.0% 27,838

1985 1,339 5.0% 5,723 21.5% 11,707 43.9% 6,887 25.8% 1,020 3.8% 26,675

1986 1,070 4.2% 5,467 21.7% 11,121 44.2% 6,502 25.8% 1,019 4.0% 25,179

1987 994 4.0% 5,031 20.2% 11,037 44.4% 6,874 27.6% 931 3.7% 24,867

1988 1,437 5.5% 4,618 17.7% 11,028 42.2% 7,998 30.6% 1,042 4.0% 26,123

1989 1,927 7.2% 4,274 16.0% 10,846 40.6% 8,747 32.7% 941 3.5% 26,735 Fuente: Secretaría de Energía. En este período cae la producción hasta 1987 y luego se recupera. La caída se produce en su mayor parte en las cuencas Cuyana y del Golfo San Jorge y las otras cuencas no alcanzan a compensar esas pérdidas. 3.3.2. Comienzos y Auge de la Privatización: Período 1990-1998 En la Tabla 3.3.2.1 se indican la evolución de la Producción de Petróleo por Cuenca y para el Total del País entre 1980 y 1989.


436


1990-1998 (m3 y %)


Año 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 %

TOTAL

1990 2,975 10.6% 4,023 14.4% 10,556 37.7% 9,455 33.8% 996 3.6% 28,004

1991 2,854 10.0% 3,901 13.7% 10,568 37.0% 10,233 35.8% 1,014 3.6% 28,571

1992 2,531 7.8% 3,773 11.7% 11,353 35.2% 13,626 42.2% 971 3.0% 32,254

1993 2,339 6.8% 3,418 9.9% 11,930 34.5% 15,860 45.9% 1,022 3.0% 34,569

1994 2,620 6.8% 3,334 8.6% 12,744 32.9% 19,039 49.1% 1,030 2.7% 38,767

1995 3,465 8.3% 3,501 8.4% 14,556 34.8% 19,356 46.3% 966 2.3% 41,844

1996 3,921 8.6% 3,388 7.4% 16,244 35.6% 21,116 46.3% 906 2.0% 45,576

1997 4,215 8.7% 3,173 6.6% 16,612 34.3% 23,333 48.2% 1,093 2.3% 48,427

1998 4,990 10.2% 2,952 6.0% 15,918 32.4% 24,153 49.1% 1,139 2.3% 49,152

Fuente: Secretaría de Energía. En este período se inicia la política de Desregulación de los Hidrocarburos que implicó: la Privatización de YPF; la libre disponibilidad del crudo producido por las concesionarias; la liberación de los precios de comercialización de los derivados para el mercado interno y la libre exportación del crudo y derivados. De esta manera se dejaba de lado la política anterior cuyo principal objetivo había sido lograr el autoabastecimiento de hidrocarburos para dar paso a otra regida por la maximización del Valor de Producción de las empresas. Se decía que el petróleo debía dejar de ser considerado como un bien estratégico y debía pasar a ser un commodity más regido por las leyes del mercado internacional. Esto es, si sobraba el petróleo local se lo exportaba y si faltaba se lo importaba. En consecuencia las concesionarias del upstream se dedicaron a incrementar al máximo la producción para exportar los excedentes y recuperar lo antes posible los desembolsos realizados por la compra primero de las Áreas Centrales y Marginales de YPF y luego por la compra de la YPF restante. Como consecuencia de esta nueva política la producción crecía sistemáticamente desde los 28 millones de m3 hasta llegar al máximo de 49 millones en 1998, mientras las Reservas Comprobadas crecían como consecuencia de la conversión de las Probables en Comprobadas o sea como extensión de las existentes en los yacimientos ya descubiertos. Si bien el autoabastecimiento de crudo había sido alcanzado por YPF en la década de lo 80, la empresa estatal había tenido siempre una política tendiente a conservar Reservas en un País que no podía considerarse petrolero. Pero, como se dijo, la estrategia de las concesionarias privadas, especialmente de REPSOL, dueña ahora de YPF, fue otra y esto se evidenciaba especialmente a partir de 1994 cuando las empresas comenzaban a exportar masivamente crudo nacional. En 1994, más de 6 MM de m3, el 16% de la producción anual y en 1998, 19,2 MM, el 39% de la producción frente a un mercado interno que se mantenía estable debido principalmente a la sustitución de los derivados de petróleo por el Gas Natural. Así en la Tabla 3.3.2.2 se muestran las Exportaciones de crudo de las Concesionarias Privadas entre 1994 y 1998.


437

Tabla 3.3.3.2 Exportaciones de Petróleo Crudo: 1994-1998


Año Producción Exportaciones Participación de

las Exportaciones en la Producción

1994 38,747 6,291 16.2%

1995 41,824 11,582 27.7%

1996 45,576 18,860 41.4%

1997 48,425 19,452 40.2%

1998 49,148 19,187 39.0%

Fuente: Secretaría de Energía. 3.3.3. Deterioro de la Privatización: Período 1999-2005 En la Tabla 3.3.3.1 se indican la evolución de la Producción de Petróleo por Cuenca y para el Total del País entre 1999 y 2005.


1999-2005 (m3 y %)


Año 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 %

TOTAL

1999 4,731 10.2% 2,696 5.8% 14,110 30.3% 23,790 51.1% 1,184 2.5% 46,511

2000 3,957 8.8% 2,468 5.5% 14,273 31.8% 23,049 51.3% 1,192 2.7% 44,939

2001 4,011 8.8% 2,590 5.7% 15,387 33.9% 22,215 48.9% 1,231 2.7% 45,433

2002 3,394 7.7% 2,836 6.4% 15,763 35.7% 20,920 47.4% 1,198 2.7% 44,110

2003 2,946 6.8% 2,643 6.1% 16,396 38.0% 20,035 46.5% 1,105 2.6% 43,126

2004 2,723 6.7% 2,373 5.8% 16,514 40.6% 18,028 44.3% 1,014 2.5% 40,652

2005 2,351 6.1% 2,272 5.9% 16,492 42.7% 16,602 43.0% 916 2.4% 38,632 Fuente: Secretaría de Energía. En este período la producción de petróleo disminuye por varias razones: por la caída de presión de gas de los yacimientos maduros, que pierden producción como consecuencia de una explotación intensa y esencialmente por la drástica disminución de los esfuerzos de exploración y la dedicación casi exclusiva de las inversiones a la perforación de pozos de producción y avanzada y a la recuperación secundaria en los yacimientos activados para mantener la presión o evitar una mayor disminución de la misma. En la Tabla 3.3.3.2 se aprecia la evolución de la Producción, de las Exportaciones y de la participación de las Exportaciones en la Producción de Crudo. Pese a la disminución de las Reservas Comprobadas las concesionarias seguían exportando pero con una disminución, no sólo de los valores volumétricos absolutos sino también de la participación de las Exportaciones en la Producción, con un mercado interno petrolero deprimido por la crisis de los 2000 y por la continuada sustitución por el Gas Natural.


438

Tabla 3.3.3.2 Exportaciones de Petróleo Crudo: 1999-2005


AÑO PRODUCCIÓN EXPORTACIONES %

1999 46,511 16,010 34.4%

2000 44,939 15,566 34.6%

2001 45,433 16,360 36.0%

2002 44,110 15,721 35.6%

2003 43,126 13,458 31.2%

2004 40,652 9,196 22.6%

2005 38,632 8,697 22.5% Fuente: Secretaría de Energía. En la Figura 3.3.3.1se muestra la evolución entre 1994 y el año 2005 de la Producción, Exportaciones y Mercado Interno de Petróleo.

Figura 3.3.3.1 Evolución de la producción; Exportaciones y Mercado Interno Petrolero: 1994-2005

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

MM

m3

PRODUCCION EXPORTACIONES MERCADO

Fuente: Elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía. Como se ve en la Figura 3.3.3.1, los aumentos de producción de crudo que impulsaron las empresas privadas se destinaban directamente a exportaciones pese a las bajas de los precios del mercado internacional en el período 1994 – 2000. Es que la legislación con la que se otorgaron las concesiones lo permitía, dando al operador la libre disponibilidad de


439

crudo, una vez abastecido el mercado interno, sin ninguna obligación de preservar las reservas en un nivel determinado. Por otra parte no necesariamente es negativa para un país una caída en los niveles de producción si la misma está acompañada por un crecimiento de las Reservas Comprobadas y si el Mercado Interno en el presente y en el futuro mediato está abastecido en cantidad y calidad. Pero actualmente en Argentina no se puede asegurar si habrá capacidad de reacción cuando sea necesario aumentar nuevamente el nivel de producción debido al crecimiento del mercado interno. 3.3.4. Los Tres Períodos En la Figura 3.3.4.1 se muestra la Evolución de la participación de cada una de las Cuencas en la Producción de Crudo para cada uno de los tres períodos mencionados.

Figura 3.3.4.1. Evolución de la participación de cada Cuenca en la Producción de Crudo en los tres

períodos: 1989-1989; 1990-1998 y 1999- 2005 (%)

-5,0

5,0

15,0

25,0

35,0

45,0

55,0

( % )

Austral Cuyana Golfo Neuquina N.Oeste

1980-1989 1990-1998 1999-2005

Fuente: Elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía. Observando la Figura 3.3.4.1 se puede apreciar que como sucedía para las Reservas Comprobadas, lógicamente las dos Cuencas que acaparan la mayor parte de la Producción de Crudo son la Neuquina y la del Golfo San Jorge. Esta última que inicialmente era la más importante fue superada a partir de 1992 por la Neuquina, pero en los últimos años se nota


440

una pérdida de la participación de la Cuenca Neuquina producto de la intensísima explotación a que fue sometida en el periodo de Privatización. Otro hecho significativo es la paulatina disminución de los aportes de la Cuenca Cuyana que incluso exigió la construcción de un oleoducto desde la Cuenca Neuquina para poder abastecer los requerimientos de crudo de la Destilería de Luján de Cuyo. 3.4. Evolución de la Relación Reservas – Producción a nivel de Cuenca Sedimentaria La relación reservas-producción es un índice habitual en la industria, que mide el nivel de reservas respecto de la producción anual. Es un índice estático y sólo muestra la situación en un momento dado. El índice muestra para cuántos años alcanza el petróleo en estas condiciones de extracción, si no se incorporan más Reservas y se mantiene el nivel de Producción. Pero la toma de decisiones respecto de lo que esté pasando con la duración de las Reservas Comprobadas de un País exige un análisis temporal de este índice que surge de la evolución histórica del mismo. Esta evolución permitirá alertar sobre la “sustentabilidad” de una determinada política intensiva en la producción de Petróleo, pero no dará información sobre las causas, efectos y remediaciones que deban instrumentarse para mantener o modificar tal política. Como en general desde el momento en que se seleccionan áreas para explorar en busca de hidrocarburos y el desarrollo y explotación de un yacimiento pueden pasar entre 5 y 10 años, valores de este indicador menores a esas cifras deberían generar el alerta ante el peligro de perder la condición de exportador o aún de autoabastecedor de petróleo de un País. En la Figura 3.4.1 se puede apreciar para el período 1970 a 2005 el deterioro del Índice en Argentina.


441

Figura 3.4.1 Relación Reservas-Producción de Crudo

1970-2005 Años

indice reservas/producción

-

5.00

10.00

15.00

20.00

1 5 9 13 17 21 25 29 33

de 1970 a 2005

años

Fuente: Elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía. El índice no es alarmante, está en el límite, pero sí lo es la tendencia, sobre todo porque se ha visto que la cuenca neuquina, que produce más del 40% del total de petróleo, está perdiendo reservas rápidamente y está a punto de perder el liderazgo petrolero nacional (no precisamente porque las otras cuencas crezcan mucho más). Para mejorar la posición de equilibrio “inestable” en que se encuentra el país, hay que mejorar este índice, ya sea aumentando las cantidades de crudo disponible, o disminuyendo la producción, en base a disminuir el consumo o cancelar las exportaciones. Como para el caso de las Reservas Comprobadas y de la Producción de Crudo aquí también se realizará el análisis para tres periodos. Esto es: • 1980-1989: de YPF Estatal • 1990-1998: de comienzos y auge de la privatización • 1999-2005: de deterioro de la privatización 3.4.1. YPF Estatal: Período 1980-1989 En la Tabla 3.4.1.1 se indican la evolución de la Relación Reservas-Producción de Petróleo por Cuenca y para el Total del País entre 1980 y 1989.


442

Tabla 3.4.1.1 Evolución de la Relación Reservas-Producción de Petróleo por Cuenca

1980-1989 (Años)

Año AUSTRAL CUYANA GOLFO

SAN JORGE NEUQUEN NOROESTE TOTAL

1980 1981 11.7 6.1 12.2 20.3 30.6 13.4 1982 17.6 5.6 11.5 21.0 37.0 13.6 1983 20.4 5.8 10.7 22.7 34.1 13.7 1984 22.7 5.5 10.1 22.2 28.9 13.4 1985 23.2 6.8 9.6 23.2 25.4 13.8 1986 28.4 6.5 9.6 24.1 25.3 14.1 1987 49.8 6.3 9.2 21.5 28.3 14.4 1988 32.9 8.1 8.8 18.4 32.3 13.9 1989 25.3 7.8 8.1 15.8 38.6 12.9

Fuente: Secretaría de Energía. Ya se analizó la evolución de las Reservas Comprobadas y de la Producción de crudo en este período y pese a algunas variaciones año a año, el índice es muy estable y sobre todo de buen valor absoluto. Tener 13 años de cobertura en petróleo es un objetivo para el país en este momento, donde la tendencia declinante ha llevado el índice a 8 y amenaza con seguir bajándolo. La situación era entonces muy buena, con la cuenca Neuquina muy activa y con un índice de 16 años. 3.4.2. Comienzo y Auge de la Privatización: Período 1990-1998 En la Tabla 3.4.2.1 se indican la evolución de la Relación Reservas- Producción de Petróleo por Cuenca y para el Total del País entre 1990 y 1998

Tabla 3.4.2.1

Evolución de la Relación Reservas-Producción de Petróleo por Cuenca 1990-1998

(Años)

Año AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUEN NOROESTE TOTAL

1990 11.1 7.2 5.9 10.6 25.7 8.9 1991 10.7 6.6 7.5 10.6 22.8 9.4 1992 11.5 7.9 10.2 9.2 20.8 9.9 1993 4.7 10.3 12.2 8.9 19.1 10.2 1994 8.3 10.4 10.8 7.7 17.2 9.2 1995 6.3 10.2 10.1 8.3 15.3 9.1 1996 7.2 10.0 9.4 8.4 22.2 9.1 1997 6.1 11.3 9.6 7.5 18.1 8.6 1998 6.2 11.5 9.4 7.9 28.4 8.9

Fuente: Secretaría de Energía.


443

Durante la privatización crecían las reservas y la producción, sobre todo la explotación de los yacimientos para la exportación de crudo. El resultado es que la relación entre ambas, baja a menos de 9 años y esa es una situación muy diferente a la que indicaba el crecimiento de las Reservas y Producción. La relación pasa a ser de 8,9 años después de la auditoría de 1989 y las empresas no hacen esfuerzos por hacerla crecer. Todos los aumentos de reservas de estos años se traducen en aumentos de extracción y en las atractivas exportaciones, donde las empresas ganan mucho más que en el mercado interno de Argentina. Cuando el valor del Índice es, por ejemplo de 13 años como en el período anterior, las exploraciones exitosas dan resultados a tiempo para frenar la caída de las reservas. Con Índices de 7 u 8 años, aún los éxitos de exploración llegan tarde, porque el desarrollo de un yacimiento requiere al menos 7 años, salvo que esté en el mar abierto, en cuyo caso lleva más de 10 años. Observando la Tabla 3.4.2.1, entre 1989 y 1990 la Cuenca San Jorge bajaba de 8 a 6 años y la Neuquina de 15,8 a 10,6 por la mencionada Auditoría de reservas. La cuenca del Golfo San Jorge elevaba rápidamente el Índice con el simple expediente de volver a convertir en Reservas Comprobadas las que la Auditoría había pasado a Probables, y a pesar de una producción en alza, recuperaba el índice “ideal” de 10,8 años en 1994. Por su parte la Cuenca Neuquina, explotada principalmente por REPSOL, no podía hacerlo y seguía dejando caer el Índice hasta 8 años en 1998, cuando había comenzado en 1981 con 20,3 años. 3.4.3. Deterioro de la Privatización: Período 1999-2005 En la Tabla 3.4.3.1 se indican la evolución de la Relación Reservas- Producción de Petróleo por Cuenca y para el Total del País entre 1999 y 2005

Tabla 3.4.3.1

Evolución de la Relación Reservas- Producción de Petróleo por Cuenca 1999-2005. (m3 y %)

AÑO AUSTRAL CUYANA GOLFO

SAN JORGE NEUQUEN NOROESTE TOTAL

1999 6.1 13.7 12.4 9.0 27.6 10.5 2000 6.8 14.1 12.1 9.0 25.5 10.5 2001 6.2 12.7 11.8 8.5 23.8 10.1 2002 7.2 11.0 11.9 8.6 21.1 10.2 2003 6.5 10.9 11.9 8.1 17.5 9.9 2004 7.8 11.7 11.4 8.2 11.0 9.7 2005 6.3 12,2 10.9 7,1 10.0 9,0

Fuente: Secretaría de Energía. En el 2005 la situación de la Cuenca Neuquina y en especial de REPSOL era sumamente grave con un Índice que ha llegaba a 7,1 años de y cuando parecía no tener áreas en exploración que pudieran mejorar sus reservas. La Cuenca San Jorge mantenía la relación en 11 años, pero entre todas las restantes no podían compensar la caída de la Neuquina y por eso el valor del Índice para el total del país llegaba al valor más bajo desde 1970 con sólo 9 años de duración del petróleo.


444

La medida que parecería ser más adecuada, sería la de bajar la producción reduciendo las exportaciones hasta llevarlas a cero, pues son importantes y están restando un recurso que es muy escaso. La Argentina está exportando crudo al exterior con la principal ganancia para el país de las retenciones nacionales y en menor medida de las regalías provinciales. Pero existe el riesgo, , lamentablemente muy probable, de generar pérdidas en la Balanza Comercial en el corto o mediano plazo debido a la necesidad de importar petróleo para satisfacer los requerimientos del mercado interno donde el proceso de sustitución de algunos derivados de petróleo podría atenuarse notablemente por la nada abundante disponibilidad de Gas Natural. Es verdad que el país está haciendo un esfuerzo importante para aumentar las exportaciones pero, en el caso del crudo, es más valioso mantener el recurso bajo tierra que hacerse de los ingresos que las retenciones a las exportaciones que ingresan por esas ventas de petróleo y derivados. El país tiene un nivel muy bajo de Reservas, el 38% de la energía proviene del petróleo, es un exportador marginal a nivel mundial y faltan inversiones en exploración. En estas condiciones parecería más seguro y conveniente dejar de exportar crudo y derivados y guardar el petróleo que queda para el futuro abastecimiento interno. 3.4.4. Los Tres Períodos En la Figura 3.4.4.1 se muestra la Evolución de la participación de cada una de las Cuencas en la Relación Reservas- Producción para cada uno de los tres períodos mencionados.

Figura 3.4.4.1 Evolución de la participación de cada Cuenca en la Relación Reservas-Producción de

Petróleo en los tres períodos: 1989-1989; 1990-1998 y 1999- 2005 (Años)

-5,0

5,0

15,0

25,0

35,0

45,0

55,0

( % )

Austral Cuyana Golfo Neuquina N.Oeste Total

1980-1989 1990-1998 1999-2005

Fuente: Elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía.


445

Los índices caen en todas las Cuencas. La disminución más notable se verifica en la Cuenca del Noroeste pues de 37 años en 1892 baja a 21,1 en el 2002 y a 10 en el 2005. La Cuenca Neuquina que tenía muy buen Índice en el período de YPF estatal caía drásticamente hasta los poco más de 7 años en el 2005. Esto era muy grave porque esta Cuenca detenta el 34% de las reservas Comprobadas del País. La pérdida de Reservas Comprobadas en la Cuenca Neuquina era muy fuerte en el periodo de decadencia de las privatizaciones, 1999-2005, llegando a los 97,3 MM de metros cúbicos acompañando así a los casi 7 millones de m3 de caída en la producción. Esta baja en las Reservas llegaba a 29,6 MM de m3 entre 2004 y 2005 debido a una producción de 16 MM y a un “reajuste” de 13 MM., generado este último esencialmente por REPSOL. Ese ajuste tiene que ser justificado por la empresa para no dar lugar a justificados interrogantes sobre la validez y seriedad del mismo. Es que pareciera haber habido una extracción casi “depredatoria” de los yacimientos en cuanto a la intensificación de la producción en los períodos de privatización. Esta metodología consistió en extraer todo lo posible sin reponer reservas, sin realizar reales tareas exploratorias mediante la perforación de los correspondientes pozos de riesgo y sin ampliar así las áreas productivas fuera de las estructuras mejor conocidas. Todos estos factores han conducido al casi agotamiento de los yacimientos con Reservas Comprobadas. La cuenca Neuquina tiene casi 500 áreas en explotación y las principales empresas operadoras son REPSOL, Petrobras, Tecpetrol, Apache Argentina y Chevron. Estas empresas están agotando la cuenca neuquina de petróleo (operan 431 de sus áreas), sin reponer la producción ni los pozos y sin casi invertir en exploración. Si a los últimos 7 años sin exploraciones se agregan los 7 años que requiere un nuevo yacimiento para ser puesto en producción continua, se llega a los casi 14 años sin incorporar Reservas provenientes del riesgo minero. El caso de REPSOL en Argentina Antes del año 2001, REPSOL negoció una extensión de la concesión de sus áreas de la Cuenca Neuquina, aduciendo no tener suficiente horizonte para la recuperación de las inversiones que proyectaba realizar. Entonces le fueron concedidos 10 años más llevando el vencimiento de su concesión en Loma de la Lata al año 2027 o sea 20 años a partir del 2007. REPSOL no hizo antes ni después del 2001 las inversiones a que se había comprometido con el país. A pesar de la caída de sus reservas y de la baja productividad de sus pocas exploraciones, exportó en el año 2004 unos 2,8 MM de m3 y en 2005 1,33 MM, por valor, para la suma de ambos años de 1.500 MM de dólares. Pero alegaba el no tener rentabilidad como para invertir en exploración y en mantener la producción. Ahora hace público que ha de invertir 4.500 millones de dólares en actividades vinculas a la industria del petróleo en el país y anuncia el haber iniciado la exploración del mar argentino. Mientras tanto, lo único verificable es la contratación de un barco para realizar tareas sísmicas compartidas con Petrobras, Petrouruguay y Enarsa.


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Es que una empresa que ha tenido ganancias netas en el país por 1.428 millones de dólares en 2006 y de 3.092 millones de euros en su casa matriz, ha dejado que sus yacimientos decayeran por falta de las inversiones que comprometió para conseguir la mencionada prorroga. Así las Reservas Comprobadas operadas por REPSOL en el año 2004 llegaban a los 123815 miles m3 y en el 2005 disminuían a 101159. En cuanto a las Áreas en exploración indicaba 2262 en el año 2004 y una caída a 1782 en el 2005 Además de la disminución de Reservas Comprobadas del 20% entre 2004 y 2005, en enero del 2006 realizó un ajuste “contable” del 25% de las mismas en Argentina y en Bolivia. Cuando se analice el capítulo del Gas Natural se verá que el comportamiento y la performance de REPSOL han dejado mucho que desear, pudiendo decirse que ha sido el principal responsable de la caída de las Reservas Comprobadas del País, porque es el concesionario que detenta ampliamente el mayor volumen de Reservas. 3.5. Evolución de los Pozos perforados Totales y los de Exploración por Cuenca para el Petróleo y el Gas Natural El análisis de este punto se realizará considerando conjuntamente los Pozos perforados para el Petróleo y para el Gas Natural Los pozos perforados en el país desde 1970 hasta el 2005 totalizan unos 33.764. De ellos, 26.482 fueron de petróleo y 1.924 de Gas Natural, con 4.913 improductivos y 445 pozos de servicio, de los cuales sólo se tienen cómputos para los últimos 5 años. De esos casi 33 mil pozos, 3.471 fueron de exploración, 4.767 de avanzada y 25.081 de explotación, mostrando que por cada pozo de exploración se perforaron 8 de producción. La perforación de pozos desde 1970 a 1988 fue en promedio de 793 por año, un 33% de exploración y avanzada y 66,8% de explotación. En la etapa de privatización, desde 1994 a 2005 se realizaron 1.207 pozos anuales en promedio y sólo el 5,7% se destinaron a exploración, un 10% a avanzada, mientras un 82% fueron para explotación. Esta desproporción entre uno y otro tipo de pozo muestra que las empresas se dedicaron a extraer los hidrocarburos que ya se conocían, haciendo más pozos para extraer los hidrocarburos con el objetivo de producir más, y sólo cumplir perforando algunos de exploración y de avanzada. Los pozos improductivos fueron un 22% en la primera etapa y sólo un 7% en la segunda, dando pruebas de una mejor tecnología indudablemente, pero también de la búsqueda en zonas ya conocidas. En la primera etapa se desecharon 3.377 pozos y en la segunda “sólo” 1.006. El 72% de los pozos exploratorios de la primera etapa fueron improductivos (1585 totales Vs. 603 exitosos) y en la última el 44% (366 totales vs 462). Esto también estaría mostrando el menor número de pozos de mayos riesgo en la etapa privatizadora.


447

3.5.1. YPF Estatal: Período 1981-1989 En la Tabla 3.5.1.1 se indican la evolución de los Pozos de Exploración de Petróleo y Gas Natural, los Pozos Improductivos, los Pozos Totales De todo tipo perforados y la participación de los Exploratorios en el Total entre 1981 y 1989

Tabla 3.5.1.1 Evolución de la Perforación de Pozos de Exploración, Totales y de la participación de los

Exploratorios. Por Cuenca 1981-1989. (N°)

Pozos de Exploración

Año Petróleo Gas

natural Improduc Total % Total Pozos

1981 29 13 84 126 13.2% 951 1982 38 10 61 109 11.6% 943 1983 28 8 97 133 13.0% 1027 1984 28 11 97 136 13.3% 1020 1985 31 9 117 157 15.4% 1020 1986 28 7 67 102 13.7% 742 1987 22 7 69 98 10.4% 941 1988 16 4 83 103 10.6% 976 1989 21 4 73 98 12.1% 809

Total 241 73 748 1062 12.6% 8429 % sobre total pozos 3% 1% 9% 13%

Fuente: Secretaría de Energía. En este período un 12,6% de los pozos perforados fueron destinados a exploración, (con un promedio de 118 pozos por año) de los cuales la mayoría fueron improductivos. Esta fue una época de desarrollo de las Cuencas, manteniendo un promedio de 937 pozos totales anuales 3.5.2. Comienzo y Auge de la Privatización: Período 1990-1998 En la Tabla 3.5.2.1 se indican la evolución de los Pozos de Exploración de Petróleo y Gas Natural, los Pozos Improductivos, los Pozos Totales de todo tipo perforados y la participación de los Exploratorios en el Total entre 1990 y 1998.


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Exploratorios. Por Cuenca 1990-1998. (N °)


Año Petróleo Gas

Natural Improd Total % Total Pozos

1990 24 6 68 98 11.1% 881 1991 39 7 54 100 10.1% 992 1992 28 8 16 52 6.9% 752

1993 41 12 54 107 13.8% 774

1994 44 13 84 141 12.0% 1175 1995 56 19 90 165 9.5% 1746 1996 48 12 46 106 6.7% 1592 1997 38 17 40 95 7.3% 1294 1998 22 10 31 63 7.0% 904


Fuente: Secretaría de Energía. En esta etapa, los pozos exploratorios se reducen al 9% de los totales (103 pozos por año) y la diferencia son los improductivos, lo que muestra una mejor tecnología de ubicación de pozos, probablemente mayor número de km2 de sísmica 3D, y por supuesto, el hecho de perforar en áreas conocidas, dejando la etapa de desarrollo horizontal y concentrándose en la vertical, es decir, ampliando zonas conocidas. Se perforan más pozos totales al año, unos 1.120, pero la mayoría son de explotación, necesarios para producir más sin explorar y comenzar las exportaciones masivas. 3.5.3. Decadencia de la Privatización: Período 1999-2005 En la Tabla 3.5.3.1 se indican la evolución de los Pozos de Exploración de Petróleo y Gas Natural, los Pozos Improductivos, los Pozos Totales De todo tipo perforados y la participación de los Exploratorios en el Total entre 1999 y 2005.


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Exploratorios. Por Cuenca 1999-2005. (N °)


Año Petróleo Gas Natural Improd Total %

Total Pozos

1999 14 3 13 30 5.7% 522 2000 31 8 11 50 5.2% 963 2001 7 7 19 33 2.4% 1404 2002 18 0 12 30 2.7% 1126 2003 17 2 5 24 1.9% 1272 2004 12 9 8 29 2.4% 1206 2005 45 10 7 62 4.8% 1283


Fuente: Secretaría de Energía. En este período prácticamente sólo se perforaron pozos sin riesgo y sólo un 3,3% (37 pozos en promedio por año) del total de pozos fueron de exploración. El promedio anual de pozos totales continuó siendo de 1.110 pozos anuales. El 82% destinados a explotación para continuar así con la política exportadora. 3.5.4. La información por cuenca se registra desde 1994 al 2005 La Cuenca Noroeste presentaba 61 pozos, de los cuales 13 correspondían al petróleo y 30 al gas, además de 18 improductivos (30%). La Cuenca Cuyana registraba 553 pozos Totales perforados, de los cuales 484 correspondían al petróleo, 2 al gas y 8 eran de servicio, con 59 improductivos, 430 pozos de explotación de petróleo y sólo 17 de exploración. La Cuenca Neuquina presentaba 4.747 pozos perforados totales, 3.326 petroleros y 685 de gas, con 350 improductivos (el 7% en total). El 90% de los pozos eran para la producción y menos del 10% exploratorios. Estas cifras también explican las caídas de reservas de la Cuenca, superiores a las del total país.

NEUQUINA Exploración Avanzada Explotación Total Petróleo 149 241 2,936 3326 Gas Natural 69 70 546 685 Improductivos 190 65 95 350 De Servicio 386 Total 4,747

Fuente: Secretaría de Energía. La Cuenca del Golfo San Jorge contabilizaba 8.691 pozos totales, la gran mayoría de petróleo y 7.110 de ellos de explotación.


450

De Exploración sólo fueron 167, o sea el 2% del total. El porcentaje de pozos estériles había sido muy bajo: sólo el 5,7% de los más de 8 mil perforados.

SAN JORGE Exploración Avanzada Explotación Total Petróleo 158 742 7,110 8010 Gas Natural 9 10 114 133 Improductivos 92 122 284 498 De Servicio 50 Total 8,691

Fuente: Secretaría de Energía. En la Cuenca Austral se relevaban 420 pozos perforados totales de los cuales 254 se destinaron al Petróleo y 98 al Gas, con un porcentaje de improductivos del 16%. El 71% de los pozos fueron de explotación (278), 44 de Exploración, o sea el 16,6% y 71 de Avanzada.

AUSTRAL Exploración Avanzada Explotación Total Petróleo 23 40 191 254 Gas Natural 21 18 59 98 Improductivos 26 13 28 67 De Servicio 1 Total 70 71 278 420

Fuente: Secretaría de Energía. 3.5.5. Pozos productivos. A noviembre del 2006 Estado de pozos productivos de petróleo: Total 18474 Surgencia Natural 298 2% Bombeo Mecánico 12837 70.5% Bombeo Hidráulico 25 0.1% Electro Sumergible 2943 15.3% Gas Lift 148 0.9% Cavidad Progresiva 2107 10.4% Plunger Lift 116 0.8% Hay 18.474 pozos en producción, el 70% con bombeo mecánico y más de 2.200 parados, la mayoría transitoriamente (65%) o con exceso de agua (25%). -Estado de pozos productivos de gas Total 2043 Extracción Efectiva 1215 59.4% Parados Transitoriamente 324 15.4% Zonas Alejadas 2 0.1% En Reservas 502 24.9% Hay 2.043 pozos productivos de gas. De ellos, sólo 1.300 (59%) están en extracción efectiva, un 15% están parados transitoriamente y un 25% figuran en reserva.


451

Hay más de 11.500 pozos en Recuperación Primaria Asistida. Más de 5 mil en inyección de agua y otros tantos en Recuperación Asistida. Estos valores ponen de manifiesto la baja productividad relativa de los Pozos de Argentina que exige un importante número de perforaciones anuales que coloca al País en el quinto lugar del mundo en cuanto a pozos en producción. Según el Oil and Gas Journal del 18 de diciembre de 2006, se tiene el siguiente orden en cuanto a la cantidad de pozos en producción en el mundo: 1° EEUU: 507928 2° China: 71542 3° Canadá: 58966 4° Rusia: 38173 5° Argentina: 15874 (en realidad son18474) 3.6. Evolución de las Incorporaciones de Reservas Comprobadas por Cuenca En este punto se analizará la evolución de la Incorporación o “Desincorporación” de reservas de Petróleo entre los años 1981 y 2005. Primero a nivel de Cuenca y luego para el Total del País. Para esto será necesario mostrar la secuencia de Reservas Comprobadas y de Producción para el mismo lapso de tiempo. La idea es observar si en los tres períodos históricos ya mencionados las Incorporaciones de Reservas Comprobadas han sido superiores, lo cual sería favorable; igual, lo cual implicaría seguramente una disminución de la Relación Reservas producción; o menor , lo cual sería desfavorable. El cálculo se determina tomando la diferencia de reservas comprobadas entre dos años sucesivos y sumando la producción del último año.

Incorporación año (i) = reservas año (i) – reservas año (i-1) + producción año (i) Se analizarán entonces los tres períodos siguientes.

• 1980-1989 (YPF Estatal) • 1990-1998 (Comienzos y auge de la privatización) • 1999-2005 (Deterioro de la privatización)


452

3.6.1. A nivel de Cuenca 3.6.1.1. Cuenca Noroeste: (al año 2005 poseía el 2,6 % de las Reservas Comprobadas del País)

Tabla 3.6.1.1.1 Incorporación o Pérdida de Reservas Comprobadas de Petróleo

Para los Tres Períodos Cuenca Noroeste. (millones de m3)

Período

Diferencia Reservas Finales

e Iniciales Producción Acumulada

Incorporación Acumulada

1981-1989 18,626 7,770 25,818

1990-1998 -3,972 9,138 5,166

1999-2005 -23,558 7,839 -15,349

Fuente: Elaboración Propia en Base a datos de la Secretaría de Energía. En el Período correspondiente a YPF Estatal las reservas crecían, la producción era pequeña y la Incorporación de Reservas muy buena pues superaba ampliamente a la Producción Acumulada y permitía el incremento de las Reservas. Fue un período de indudable desarrollo para el Petróleo en esta cuenca. Entre 1990 y 1990, que corresponde al comienzo y auge de la Privatización, la situación cambiaba para peor. Así aumentaba la Producción y disminuían fuertemente las Incorporaciones, lo cual provocaba el descenso de las Reservas Comprobadas al año 1998. Entre 1999 y 2005, que correspondía al período de deterioro de la privatización, las cosas empeoraban mucho más. Es que no sólo no se descubrían nuevas Reservas sino que por el contrario de observaba una la pérdida de las mismas. Esto provocaba la disminución de la producción y una drástica caída de Reservas (23558 miles de m3). Estas pérdidas eran explicadas por los concesionarios de las áreas como “ajustes técnicos” o sea Reservas que habían estado y dejaban de estar. En estos años, considerando un valor medio del precio del petróleo en el mercado internacional para el período 2000 a 2005 de 36,6 U$S 2006/ barril se habrían “perdido”, unos 3500 millones de dólares del 2006. En la Tabla 3.6.1.1.2 se muestra para la Cuenca del Noroeste la evolución año a año de los conceptos analizados.


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Tabla 3.6.1.1.2 Evolución anual de las Reservas Comprobadas, Producción, Relación Reservas-

Producción e Incorporaciones de Reservas: 1981-2005 Cuenca Noroeste

(miles de m3)

Año

Reservas Comprobadas Producción

Relación Reservas Producción

(años) Incorporación De Reservas

1981 17,689 578 30.6

1982 24,335 657 37.0 7,303

1983 25,173 739 34.1 1,577

1984 24,326 843 28.9 -4

1985 25,929 1,020 25.4 2,623

1986 25,766 1,019 25.3 856

1987 26,325 931 28.3 1,490

1988 33,694 1,042 32.3 8,411

1989 36,315 941 38.6 3,562

1990 25,549 996 25.7 -9,770

1991 23,143 1,014 22.8 -1,392

1992 20,222 971 20.8 -1,950

1993 19,512 1,022 19.1 312

1994 17,758 1,030 17.2 -724

1995 14,821 966 15.3 -1,971

1996 20,152 906 22.2 6,237

1997 19,781 1,093 18.1 722

1998 32,343 1,139 28.4 13,701

1999 32,713 1,184 27.6 1,554

2000 30,325 1,192 25.5 -1,196

2001 29,249 1,231 23.8 155

2002 25,326 1,198 21.1 -2,725

2003 19,308 1,105 17.5 -4,913

2004 11,172 1,014 11.0 -7,122

2005 9,155 916 10,0 -1,101 Fuente: Elaboración Propia en Base a Datos de la Secretaría de Energía.


454

3.6.1.2. Cuenca Cuyana: (al año 2005 poseía el 8,0 % de las Reservas Comprobadas del País)

Tabla 3.6.1.2.1

Incorporación o Pérdida de Reservas Comprobadas de Petróleo Para los Tres Períodos. Cuenca Cuyana

(millones de m3)

Período




1981/1989 -7,140 44,806 37,666 1990/1998 545 31,463 32,008 1999/2005 -9,239 17,877 11,647

Fuente: Elaboración Propia en Base a datos de la Secretaría de Energía. En la Cuenca Cuyana el Período Estatal (1981-1989) era el que correspondía a las mayores Incorporaciones de Reservas, pero también presentaba un importante aporte de Producción, con la consiguiente caída de las Reservas en el año 1998. En el período siguiente, donde ya no está YPF Estatal, continuaba incorporando Reservas pero como los niveles de Producción eran inferiores, las reservas al año 1998 eran casi iguales a las del año 1990. El tercer período mostraba menores Incorporaciones y pese a la disminución de la Producción las reservas comprobadas al año 2005 eran bastante menores a las del año 2000. En esta Cuenca no se observaban desincorporaciones de reservas, pero sí disminución de las mismas que en 2005 eran 12,8 millones de m3 inferiores a las de 1981. En la Tabla 3.6.1.2.2 se muestra para la Cuenca Cuyana la evolución año a año de los conceptos analizados.


455


Producción e Incorporaciones de Reservas: 1981-2005 Cuenca Cuyana. (miles de m3)

Año Reservas

Comprobadas Producción



1981 40,609 6,625 6.1 1982 36,500 6,522 5.6 2,413 1983 39,767 6,811 5.8 10,078 1984 35,162 6,360 5.5 1,755 1985 39,000 5,723 6.8 9,561 1986 35,465 5,467 6.5 1,932 1987 31,651 5,031 6.3 1,217 1988 37,234 4,618 8.1 10,201 1989 33,469 4,274 7.8 509 1990 28,829 4,023 7.2 -617 1991 25,928 3,901 6.6 1,000 1992 29,938 3,773 7.9 7,783 1993 35,061 3,418 10.3 8,541 1994 34,519 3,334 10.4 2,792 1995 35,696 3,501 10.2 4,678 1996 33,802 3,388 10.0 1,494 1997 35,990 3,173 11.3 5,361 1998 34,014 2,952 11.5 976 1999 37,023 2,696 13.7 5,705 2000 34,697 2,468 14.1 142 2001 32,798 2,590 12.7 691 2002 31,097 2,836 11.0 1,135 2003 28,879 2,643 10.9 425 2004 27,767 2,373 11.7 1,261 2005 27,784 2,272 12,2 2,289

Fuente: Elaboración Propia en Base a Datos de la Secretaría de Energía.


456

3.6.1.3. Cuenca Neuquina: (al año 2005 poseía el 33,8% de las Reservas Comprobadas del País)

Tabla 3.6.1.3.1 Incorporación o Pérdida de Reservas Comprobadas de Petróleo

Para los Tres Períodos Cuenca Neuquina. (millones de m3)

Período




1981/1989 -20,935 59,252 38,317 1990/1998 52,695 156,172 208,867 1999/2005 -97,185 144,638 71,938

Fuente: Elaboración Propia en Base a datos de la Secretaría de Energía. En esta cuenca en el Primer Período las Incorporaciones no alcanzaban a compensar el incremento de Producción y caían las reservas Comprobadas, pero debe recordarse que en1989 se verificaba la auditoría de la Gaffney que hacía bajar las Reservas en casi 50 millones en la cuenca en consideración. En el segundo Período y a partir de la incorporación de Reservas, parte de las cuales eran las deducidas por la Gaffney; se entraba en una etapa de recuperación de Reservas en especial a partir de 1991. Ahora los descubrimientos eran mayores a la producción anual y las reservas comprobadas crecían. Pero en el tercer Período, 1999-2005 se revertía esta tendencia. Pese a que los Descubrimientos eran positivos y la producción venía disminuyendo constantemente la caída de Reservas era enorme, de casi 97 millones de m3, respecto de 1999. Así se perdían reservas, esencialmente por falta de Incorporaciones motivadas por las escasas inversiones en exploración, particularmente a manos de REPSOL. Adicionalmente esta empresa realizaba, en el año 2005, un severo ajuste de reservas de 25 millones de m3 equivalentes, a los precios del crudo de dicho año, a unos 9 mil millones de dólares en un año. En la Tabla 3.6.1.3.2 se muestra para la Cuenca Neuquina la evolución año a año de los conceptos analizados.


457


Producción e Incorporaciones de Reservas: 1981-2005 Cuenca Neuquina. (miles de m3)

Año




1981 159,006 7,818 20.3 1982 159,603 7,595 21.0 8,192 1983 167,940 7,398 22.7 15,735 1984 160,841 7,251 22.2 152 1985 159,780 6,887 23.2 5,826 1986 156,677 6,502 24.1 3,399 1987 147,614 6,874 21.5 -2,189 1988 147,540 7,998 18.4 7,924 1989 138,071 8,747 15.8 -722 1990 100,227 9,455 10.6 -28,389 1991 108,516 10,233 10.6 18,522 1992 125,196 13,626 9.2 30,306 1993 141,040 15,860 8.9 31,704 1994 146,769 19,039 7.7 24,768 1995 160,322 19,356 8.3 32,909 1996 178,016 21,116 8.4 38,810 1997 175,726 23,333 7.5 21,043 1998 190,766 24,153 7.9 39,193 1999 215,251 23,790 9.0 48,275 2000 207,394 23,049 9.0 15,192 2001 188,774 22,215 8.5 3,595 2002 179,546 20,920 8.6 11,692 2003 161,934 20,035 8.1 2,423 2004 147,614 18,028 8.2 3,708 2005 118,065 16,602 7,1 -12,947

Fuente: Elaboración Propia en Base a datos de la Secretaría de Energía.


458

3.6.1.4 Cuenca del Golfo San Jorge: (al año 2005 poseía el 51,3 % de las Reservas Comprobadas del País)

Tabla 3.6.1.4.1

Incorporación o Pérdida de Reservas Comprobadas de Petróleo para los tres Períodos

Cuenca Golfo San Jorge. (millones de m3)

Período




1981/1989 -62,756 92,390 29,634 1990/1998 61,952 120,479 182,431 1999/2005 4,278 108,935 138,365

Fuente: Elaboración Propia en Base a datos de la Secretaría de Energía. En la cuenca del Golfo de San Jorge en el período de YPF Estatal se verificaba una enorme caída de Reservas en función de altos niveles de producción, equivalentes a 10 MM de m3 anuales, y a las bajas incorporaciones, del orden de 3,2 MM de m3 por año. A principios del segundo período las Reservas seguían cayendo, pero a partir de 1993 se recuperaba el nivel más alto alcanzado en 1982 debido a las muy importantes Incorporaciones. Las Reservas en el tercer período siguieron aumentando hasta el año 2003 a partir del cual el incremento de la producción las hacía caer en casi 17 millones de m3 al año 2005. En esta cuenca ha sido importante el esfuerzo de Pan American para tratar de mantener los niveles de producción, hasta llegar a superar los aportes de la Cuenca Neuquina. En la Tabla 3.6.1.4.2 se muestra para la Cuenca del Golfo San Jorge la evolución año a año de los conceptos analizados.


459


Producción e Incorporaciones de Reservas: 1981-2005 Cuenca Golfo San Jorge. (miles de m3)

Año




1981 150,682 12,320 12.2 1982 141,656 12,332 11.5 3,306 1983 131,718 12,307 10.7 2,369 1984 121,890 12,013 10.1 2,185 1985 112,501 11,707 9.6 2,318 1986 106,745 11,121 9.6 5,365 1987 102,044 11,037 9.2 6,336 1988 96,696 11,028 8.8 5,680 1989 87,926 10,846 8.1 2,076 1990 61,896 10,556 5.9 -15,474 1991 79,501 10,568 7.5 28,173 1992 116,166 11,353 10.2 48,018 1993 145,877 11,930 12.2 41,641 1994 137,394 12,744 10.8 4,261 1995 146,661 14,556 10.1 23,823 1996 153,341 16,244 9.4 22,924 1997 159,700 16,612 9.6 22,971 1998 149,878 15,918 9.4 6,096 1999 174,519 14,110 12.4 38,751 2000 173,407 14,273 12.1 13,161 2001 182,017 15,387 11.8 23,997 2002 188,040 15,763 11.9 21,786 2003 195,887 16,396 11.9 24,243 2004 188,127 16,514 11.4 8,753 2005 179,297 16,492 10.9 7662



460

3.6.1.5. Cuenca Austral: (al año 2005 poseía el 4,2 % de las Reservas Comprobadas del País)

Tabla 3.6.1.5.1

Incorporación o Pérdida de Reservas Comprobadas de Petróleo Para los Tres Períodos

Cuenca Austral. (millones de m3)

Período




1981/1989 31,135 10,721 41,856 1990/1998 -18,086 29,911 11,825 1999/2005 -13,980 24,113 8,152

Fuente: Elaboración Propia en Base a datos de la Secretaría de Energía. En la cuenca Austral la Etapa de YPF Estatal mostraba resultados positivos en los tres conceptos que se están considerando Pero en las dos Etapas Privatizadoras disminuían en conjunto en casi 32 millones de m3 las reservas, pues los 20 millones de Incorporaciones no alcanzaban a compensar la mencionada disminución. Por otra parte la producción que se había incrementado fuertemente ente 1990 y 1999 comenzaba una caída muy fuerte que mantenía hasta el 2005. Pese a esta disminución en la producción, en el tercer período, las Reservas se debilitaban apreciablemente. Nuevamente la falta de inversiones en exploración explicaba la disminución de las Reservas y la imposibilidad de mantener los niveles productivos. En la Tabla 3.6.1.5.2 se muestra para la Cuenca del Austral la evolución año a año de los conceptos analizados.


461


Producción e Incorporaciones de Reservas: 1981-2005 Cuenca Austral. (miles de m3)

Año




1981 17,707 1,511 11.7 1982 24,025 1,364 17.6 7,682 1983 24,921 1,219 20.4 2,115 1984 31,188 1,372 22.7 7,639 1985 31,079 1,339 23.2 1,230 1986 30,403 1,070 28.4 394 1987 49,517 994 49.8 20,108 1988 47,306 1,437 32.9 -774 1989 48,842 1,927 25.3 3,463 1990 33,107 2,975 11.1 -12,760 1991 30,530 2,854 10.7 277 1992 29,225 2,531 11.5 1,226 1993 10,951 2,339 4.7 -15,935 1994 21,702 2,620 8.3 13,371 1995 21,903 3,465 6.3 3,666 1996 28,123 3,921 7.2 10,141 1997 25,536 4,215 6.1 1,628 1998 30,756 4,990 6.2 10,210 1999 28,775 4,731 6.1 2,750 2000 26,958 3,957 6.8 2,140 2001 24,836 4,011 6.2 1,889 2002 24,416 3,394 7.2 2,974 2003 19,206 2,946 6.5 -2,264 2004 21,324 2,723 7.8 4,842 2005 14,795 2,351 6.3 -4,178



462

3.6.1.6. Total del País

Tabla 3.6.1.6 Incorporación o Pérdida de Reservas Comprobadas de Petróleo

Para los Tres Períodos TOTAL del País. (millones de m3)

Período




1981/1989 -41070 243213 202143 1990/1998 188149 347163 440297 1999/2005 -108,578 302326 213,665

Fuente: Elaboración Propia en Base a datos de la Secretaría de Energía. Las causas de la evolución de los valores para todo el país ya se mencionaron al analizar cada una de las Cuencas. Los datos entre 1989 y 1990 están influidos por el “reajuste de Reservas por 95 millones de m3 hecho por la Gaffney entre esos años y eso incrementaba indebidamente la diferencia de reservas para el segundo período. Se confirmaba el fuerte aumento de la Producción media anual al avanzar en los períodos. Así se pasaba de un promedio de 27 millones de m3 en el primero, a 38,5 en el segundo y a 43,2 en el tercero, pero con una disminución de la producción del 22% entre el máximo de 1998 y el 2005. En síntesis se reiteraba la dramática disminución de la duración de las Reservas Comprobadas que de 13,4 años en 1981 bajaba a 9,1 años en 2005, con el agravante que entre 2004 y 2005 se “desincorporaban” 45 millones de m3 de reservas. 3.7. Relación entre las Incorporaciones de reservas Comprobadas de Petróleo por Cuenca y los Pozos Exploratorios y de explotación La información de pozos por cuenca está disponible desde 1994, por lo que se analizarán dos períodos: de 1994 a 1998 y desde 1999 a 2005. Se compararán los m3 de Petróleo incorporados a Reservas con los Pozos Exploratorios perforados. El análisis se efectuará para cada una de las Cuencas.


463

Tabla 3.7.1 Relación entre la Incorporación de Reservas y los Pozos de Exploración

Cuenca Noroeste

Período Incorporación De Reservas

(miles m3)


(N°) 1994/1998 17,966 2

1999/2005 -15,349 2

Fuente Elaboración Propia en Base a datos de la Secretaría de Energía.


Cuenca Cuyana


(miles m3)


(N°) 1994/1998 15,301 13

1999/2005 11,347 4



Cuenca Neuquina


(miles m3)


(N °) 1994/1998 156,724 79

1999/2005 71,938 70



Cuenca Golfo San Jorge


(miles m3)


(N°) 1994/1998 80,075 98

1999/2005 138,365 60



464


Cuenca Austral


(miles m3)


(N °) 1994/1998 39,017 15

1999/2005 8,152 8

Fuente Elaboración Propia en Base a datos de la Secretaría de Energía. Observando las Tablas 3.7.1 a 3.7.5 se puede hallar, excepto en la Cuenca del Noroeste, una cierta relación de tendencia entre la cantidad de pozos exploratorios perforados y el hallazgo o incorporación de reservas. Hay que hacer una salvedad respecto de la cuenca San Jorge, ya que hasta 1998 las reservas caían rápidamente, a raíz de una producción de 11 Millones de m3 y un promedio de incorporaciones que no llegaba a los 4 Millones de m3 de promedio. Sin embargo, a partir de 1991 se daba un vuelco en los descubrimientos que pasaban a un promedio anual de 26 Millones de m3 de Reservas Incorporadas y a un promedio anual de producción cercano a los 15 MM. Así el crecimiento de las Reservas era muy bueno y llegaba a los 12 años de duración, después de haber caído a 6 años en 1990. Entonces aquí no hay sólo una relación de cantidad de pozos, sino de hallazgos con mayor productividad por pozo de exploración perforado, a partir de 1991, en coincidencia con la privatización. Es que cuando se perfora un mismo pozo exploratorio la magnitud de las estructuras descubiertas esta relacionada estrechamente con los designios de la naturaleza, Es decir 10 pozos exploratorios pueden descubrir un yacimiento de 20 millones de barriles o de 100 millones. Pero lo que sí es conceptualmente cierto es que si no se perforan pozos exploratorios la posibilidad de descubrimiento es nula. Es decir no hay una relación univoca entre cantidad de pozos perforados y cantidades de reservas comprobadas. Resumiendo la información anterior, se puede observar en la Tabla 3.7.6 que existe una relación evidente entre la cantidad de pozos de exploración y la incorporación de reservas, a pesar de que los “rendimientos” de los pozos (millones de m3 de Reservas incorporadas por pozo) son distintos en las distintas cuencas.


465

Tabla 3.7.6 Relación entre las Incorporaciones de Reservas y los Pozos Exploratorios

Total de Cuencas: 1994-2005

Cuenca Incorporación de Reservas

(millones m^3)

Pozos Exploratorios

(N°) Noroeste 2.61 4 Cuyana 26.64 17

Neuquina 228.66 149 San Jorge 218.44 158

Austral 47.16 23

Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía.

Figura 3.7.1

Relación entre las Incorporaciones de Reservas y los Pozos Exploratorios Total de Cuencas: 1994-2005

NoroesteCuyana

NeuquinaSan Jorge

Austral

Pozos Exploratorios

Reposición0

50

100

150

200

250

Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía. A continuación se hará un análisis de cuál sería el “Rendimiento” de los pozos exploratorios exitosos. Así si se atribuyen los m3 hallados desde 1994 a los pozos exploratorios, o sea, a la búsqueda “horizontal” de nuevos yacimientos, en la cuenca Austral cada pozo rindió 2 millones de m3 en esos 12 años, pero en Salta (Cuenca Noroeste), sólo 650 mil m3.


466

Tabla 3.7.7 Rendimiento de pozos por Cuenca: 1994-2005

(miles de m3 por tipo de pozo)

Cuenca Pozos

Exploratorios Pozos de Avanzada

Pozos de Explotación Pozos Totales

Austral 2,050 1,160 243 183 Neuquina 1,530 899 74 65 Golfo San Jorge 1,380 275 29 25 Cuyana 1,570 508 44 39 Noroeste(Salta) 650 2,433 304 187 Relación Promedio 1,491 460 46 40

Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía. Si en cambio se atribuyen esos m3 hallados (desde 1994) a los pozos de explotación (búsqueda “vertical”), en la cuenca Austral cada pozo rindió 243 mil m3 en esos 12 años, pero en Salta rindió 304 mil m3. La productividad de los pozos de Explotación permite observar que los que tienen mayores valores son los de Salta (Cuenca Noroeste) con 304 miles de m3 de reserva por pozo, seguidos por los de la Cuenca Austral con 243. En cambio los de las Cuencas Neuquina, Cuyana y del Golfo San Jorge tiene productividades mucho más bajas, ente 79 y 29 miles de m3 por pozo.. Eso explica por qué se perforan tantos Pozos de Explotación en las dos grandes áreas de petróleo del país (Neuquina y Golfo San Jorge). Esto es debido a que la producción de cada pozo es muy pequeña. Si se comparan los descubrimientos sobre el total de pozos en cada cuenca, se tienen, los m3 por día promedio en el período 1994 a 2005:

Tabla 3.7.8 Descubrimientos por pozo

(m3/día promedio: 1994-2005)

Cuenca m3 diarios Salta 43 Austral 42 NQN 15 Cuyo 9 GSJ 6

Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía. En las Cencas Noroeste (Salta) y Austral, cada pozo perforado había dado en promedio 43 y 42 m3 diarios de crudo. En la Cuenca Neuquina 15, en la Cuyana 9 y sólo 6 en la del Golfo de San Jorge. El promedio de todas ellas habían sido 9,2 m3 diarios por pozo.


467

4. Las Reservas de Gas Natural 4.1. Introducción En este punto se realizará un Análisis Histórico de las Reservas Comprobadas, para las distintas Cuencas productivas abarcando tres períodos históricos recientes: 1980-1989 con la presencia de la YPF Estatal; 1990-1998, cuando se llega a la plenitud de la producción con la actividad totalmente privatiza y 1999-2005 denominado el decadencia del proceso privatizador. También se analizará la producción de Gas Natural a nivel de Cuenca; la evolución de la relación Reservas Comprobadas-Producción y las Incorporaciones o desincorporaciones de Reservas Comprobadas siempre para los tres períodos mencionados y a nivel de Cuenca Sedimentaria. Pero primero se efectuaran algunas consideraciones generales para destacar el por que de la importancia del Gas Natural en la matriz energética Argentina. El descubrimiento y la puesta en marcha del gran yacimiento de Gas de Loma la Lata en 1977 en la Cuenca Neuquina, agregaba en los primeros 4 años, 500 miles de millones de metros cúbicos a las Reservas Comprobadas de Gas Natural que en 1976 se situaban en los 200 miles de millones. Posteriores incorporaciones como las de la Cuenca Austral llevaron las Reservas Comprobadas en el 2000 al máximo histórico de 777 miles de millones de m3, valor suficientes para sostener durante 17 años la producción de dicho año que llegaba a 45,7 miles de millones

Figura 4.1.1 Evolución de la Reservas Comprobadas de Petróleo y Gas Natural

1970-2005 (miles de m3 para el Petróleo y millones de m3 para el Gas Natural)

reservas de petróleo y gas

-100.000200.000300.000400.000500.000600.000700.000800.000900.000

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34

petróleo gas

Fuente: Elaboración Propia en base a Datos de la Secretaría de Energía. (Ver Anexos).


468

El yacimiento de Loma de la Lata y en general los descubiertos posteriormente a 1977 en la Cuenca Neuquina eran predominantemente gaseosos, mientras los anteriores, correspondientes esencialmente a la Cuenca del Golfo San Jorge, en las provincias de Chubut y en Santa Cruz Norte eran de Gas asociado a petróleo. También los yacimientos de la Cuenca del Noroeste en Salta y los de la Cuenca Austral en Santa Cruz Sur y en Tierra del Fuego, presentaban importantes cantidades de Gas Libre o de Condensado. Con estos descubrimientos en la Cuenca Neuquina, en unos pocos años, el país pasaba a tener más Reservas de Gas Natural que de Petrolero. Como los consumos de Gas Natural, en ese entonces, eran mucho menores que los de Petróleo, y, como se ha dicho, las Reservas de gas natural más abundantes, comenzó la campaña de difusión masiva del Gas natural en el mercado Interno. De todas maneras la existencia de Gas del Estado en la década de 1940 y la construcción en 1950 del primer Gasoducto Sudamericano desde Comodoro Rivadavia hasta la ciudad de Buenos Aires permitiría hacer conocer a los usuarios el Gas Natural como anteriormente había hecho Gas del Estado con el GLP como antecesor. Por su parte la producción de crudo llegaba a su máximo en 1998 con 49 MM de m3 y a partir de entonces comenzó una caída permanente hasta el 2005. En cambio la producción de Gas Natural siempre fue en aumento, pasando los 50 miles de millones de m3 en 2003 y llegando a los 52 miles de millones en 2004, para bajar por primera vez a 51,5 miles de millones en 2005.

Figura 4.1.2 Evolución de la Producción de Petróleo y Gas Natural: 1970-2005

Miles de m3 para el Petróleo y Millones para el Gas Natural

producción desde 1970

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34

petróleo gas

Fuente: Elaboración Propia en base a Datos de la Secretaría de Energía. (Ver Anexos).


469

4.2. Análisis Histórico de las Reservas Comprobadas, Probables y Especulativas 4.2.1. Evolución de las Reservas Comprobadas por Cuenca

Como para el caso de las Reservas Comprobadas de Petróleo aquí también se realizará el análisis para tres periodos. Esto es:


4.2.1.1. YPF Estatal: Período 1980-1992 En la Tabla 4.2.1.1 se indican las Reservas Comprobadas por Cuenca y para el Total del País entre 1980 y 1992.

Tabla 4.2.1.1

Evolución de las Reservas Comprobadas de Gas Natural por Cuenca 1980-1992

(millones de m3 y %)

AUSTRAL CUYANA GOLFO NEUQUINA NOROESTE Año

103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % TOTAL

1980 94,626 14.8% 7,101 1.1% 43,792 6.8% 447,797 69.8% 47,789 7.5% 641,105 1981 95,510 14.7% 724 0.1% 38,962 6.0% 449,425 69.3% 63,816 9.8% 648,437 1982 122,861 17.8% 591 0.1% 38,104 5.5% 430,670 62.3% 99,345 14.4% 691,571 1983 103,564 15.3% 908 0.1% 37,633 5.5% 438,594 64.6% 98,188 14.5% 678,887 1984 101,356 15.2% 2,421 0.4% 36,179 5.4% 430,319 64.4% 98,016 14.7% 668,291 1985 94,651 13.9% 2,311 0.3% 37,419 5.5% 437,627 64.2% 109,490 16.1% 681,498 1986 90,077 13.4% 2,206 0.3% 34,891 5.2% 436,112 65.0% 107,520 16.0% 670,806 1987 138,178 19.9% 1,895 0.3% 24,103 3.5% 428,439 61.8% 100,772 14.5% 693,387 1988 155,476 20.1% 1,291 0.2% 33,708 4.4% 432,788 56.0% 149,753 19.4% 773,016 1989 168,676 22.7% 1,292 0.2% 21,060 2.8% 406,069 54.6% 146,830 19.7% 743,927 1990 99,683 17.2% 822 0.1% 12,639 2.2% 321,484 55.5% 144,428 24.9% 579,056 1991 90,156 15.2% 868 0.1% 12,870 2.2% 344,179 58.1% 144,796 24.4% 592,869 1992 85,731 15.9% 844 0.2% 9,955 1.8% 321,087 59.4% 122,812 22.7% 540,429 Fuente: Secretaría de Energía. En este período se alcanzaba en 1988 el máximo histórico de Reservas Comprobadas de Gas Natural con 773 miles de millones de m3.Esto implicaba una relación Reservas-Producción de 34 años según la producción de 1988. La Cuenca Neuquina comenzaba el período con el 70% de las Reservas totales del País para disminuir hasta el 59% en el año 1992, como consecuencia esencialmente de los aportes de la Cuenca del Noroeste que de representar el 7,5% de las reservas Totales del País en el año 1980 pasaba al 22,7% en el año 1992. La Cuenca Austral tenía un período de expansión hasta 1989 con la construcción del


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gasoducto desde Tierra del Fuego para caer a valores cercanos a los de 1980 en 1992. En este período se construían los dos gasoductos troncales desde la Cuenca Neuquina a Buenos Aires. El período de gran expansión del Gas Natural se había dado entre 1977 y 1981 y en 1988 las Reservas Comprobadas llegaban a los 773 miles de millones de m3, pese a que la producción se expandía fuertemente pasando de 7,6 miles de millones de m3 en 1980 a 25,3 en 1992. Debe recordarse que en 1989 se efectuaba la Auditoría de Reservas de la Gaffney que bajaba en un 22% las Reservas Comprobadas, pasando buena parte de ellas a Probables. Las mayores disminuciones se producían en la cuenca Austral con 70 miles de millones y en la Neuquina con 85 miles de millones. 4.2.1.2. Auge de la Privatización: Período 1993-1999 En la Tabla 4.2.1.2 se indican las Reservas Comprobadas por Cuenca y para el Total del País entre 1993 y 1999

Tabla 4.2.1.2



AUSTRAL CUYANA GOLFO NEUQUINA NOROESTE Año

103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % TOTAL

1993 64,019 12.4% 1,121 0.2% 13,844 2.7% 313,781 60.7% 123,897 24.0% 516,662 1994 115,848 21.6% 861 0.2% 10,867 2.0% 294,711 55.0% 113,245 21.1% 535,532 1995 136,347 22.0% 855 0.1% 16,148 2.6% 343,802 55.5% 122,145 19.7% 619,297 1996 155,479 22.7% 662 0.1% 17,263 2.5% 338,315 49.3% 173,883 25.4% 685,602 1997 160,301 23.4% 806 0.1% 21,469 3.1% 329,158 48.1% 172,063 25.2% 683,797 1998 158,023 23.0% 821 0.1% 17,105 2.5% 357,206 52.0% 153,429 22.3% 686,584 1999 171,437 22.9% 879 0.1% 33,337 4.5% 377,118 50.4% 165,363 22.1% 748,134 Fuente: Secretaria de Energía. En este período la Cuenca Neuquina recuperaba parte de los 84,5 miles de millones que le había quitado la Auditoría de 1989 pero no volvía a alcanzar los 406 miles de millones de 1989. De todas maneas se agregaban 208 miles de millones a las Reservas Totales de 1992 y recién en 1998 se llegaba al nivel de Reservas Totales de 1980 y en 1999 con las incorporaciones en las Cuencas Austral, Neuquina y del Noroeste se volvía a estar en los niveles de 1989. La mayor parte de las ganancias de reservas se daban en la cuenca Austral, donde los valores de 1999 eran similares a los de 1989.


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4.2.1.3. El deterioro de la Privatización: Período 2000-2005 En la Tabla 4.2.1.3 se indican las Reservas Comprobadas por Cuenca y para el Total del País entre 2000 y 2005.

Tabla 3.2.1.3



AUSTRAL CUYANA GOLFO NEUQUINA N OESTE Año

103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % TOTAL

2000 185,179 23.8% 733 0.1% 39,044 5.0% 399,129 51.3% 153,524 19.7% 777,609 2001 175,988 23.0% 504 0.1% 47,396 6.2% 377,890 49.5% 161,748 21.2% 763,526 2002 148,641 22.4% 545 0.1% 40,289 6.1% 344,567 51.9% 129,481 19.5% 663,523 2003 138,248 22.6% 516 0.1% 38,048 6.2% 311,172 50.8% 124,511 20.3% 612,495 2004 152,043 26.5% 462 0.1% 36,741 6.4% 286,670 50.0% 97,928 17.1% 573,844 2005 123,711 28.2% 314 0.1% 35,503 8.1% 204,682 46.6% 74,740 17.0% 438,951

Fuente: Secretaría de Energía. En el año 2000 de este período se alcanzaba el último pico de reservas con 777,6 miles de millones de m3 merced a los aportes entre 1999 y el 2000 de las Cuencas Neuquina y Austral. El Índice de Reservas Comprobadas – Producción llegaba a los 20 años con una producción creciente hasta los 45 miles de millones del 2000, que ya incluía las exportaciones a Chile. A partir del año 2000 al 2005 la caída de las Reservas Comprobadas en todas las Cuencas era enorme y en el 2005 los valores resultaban casi la mitad de los relevados en el año 2000. Así se “perdían” 339 miles de millones de m3 de reservas. Las disminuciones eran permanentes y pasaban de 100 miles de millones entre el 2001 y 2002 a 50 al 2003, a 40 al 2004 y en el 2005, año de la auditoría de REPSOL a 135 miles de millones de m3 de Reservas Comprobadas, la mayor parte en la Cuenca Neuquina. Si estos 339 miles de millones de m3 de gas, se valorizaran a dos dólares el MMbtu (el precio de las exportaciones de Gas Natural del País), representaría una pérdida de 22 mil millones de dólares. Igual cosa pasó con la YPF estatal en 1989, pero con el doble de volumen esta vez. Esta caída de reservas de la cuenca neuquina (194 miles de millones de m3) tenía como protagonista otra vez a REPSOL, a quien pertenecen la mayoría de los yacimientos y áreas de la Cuenca Neuquina y de las Reservas que disminuyeron. Las Cuencas gravitantes de Gas Natural son la Neuquina que, pese a todas las disminuciones, tiene aún el 47% de las Reservas y las del Noreste y Austral que en conjunto suman el 45%.


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4.2.2. Evolución de la relación Reservas Probables- Comprobadas para el Gas Natural por Cuenca La información de reservas probables por Cuenca se encuentra disponible con valores confiables sólo desde 2002. La lógica de estas series de números sería que las reservas Probables fueran reduciéndose y pasando a la categoría de Comprobadas. Pero para ello sólo habría que hacer estudios en los yacimientos de manera que aumenta la probabilidad de recuperación de los volúmenes in situ de los reservorios. Se Analizará la situación de las Cuencas más importantes 4.2.2.1. Cuenca Neuquina En la Tabla 4.2.2.1 se aprecian los valores de las Reservas Comprobadas y Probables para el período 2002 a 2005.

Tabla 4.2.2.1

Evolución de las Reservas Comprobadas y Probables de Gas Natural 2002-2005

(millones de m3)

Año Comprobadas Probables Participación de las Probables (%)

2002 344,567 97,180 28.2% 2003 311,172 99,278 31.9% 2004 275,100 100,651 36.6% 2005 204,683 92,104 45.0%

Fuente: Secretaría de Energía. En la Cuenca Neuquina, como se ve En la Tabla, la pérdida de reservas se da en ambas categorías, con un total de 140 miles de millones de m3 en las Comprobadas y 5 en las Probables. La participación de las reservas Probables va en aumento, mientras disminuyen las Comprobadas en valores absolutos. Esta anomalía estaría indicando, probablemente, falta de inversiones en pozos de estudio y en el análisis de las estructuras. 4.2.2.2. La Cuenca Austral Los descubrimientos en esta Cuenca han sido en buena medida obra de la TOTAL en estructuras marinas. En la Tabla 4.2.2.2 se aprecian los valores de las Reservas Comprobadas y Probables para el período 2002 a 2005.


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Tabla 4.2.2.2 Evolución de las Reservas Comprobadas y Probables de Gas Natural

2002-2005 (millones de m3)

Año Comprobadas Probables Participación de las

Probables (%) 2002 148,641 138,398 93.1% 2003 138,248 113,479 82.1% 2004 131,626 104,069 79.1% 2005 123,711 99,316 80.3%

Fuente: Secretaría de Energía. Las Reservas caían en ambas categorías, lo que mostraba un proceso de lógico traspaso, dentro de valores discretos de Probables y Comprobadas, pero igualmente perdiendo en conjunto 64 miles de millones de m3. 4.2.2.3. La Cuenca del Noroeste En esta Cuenca los Yacimientos de Gas Natural se localizan en la Provincia de Salta. En la Tabla 4.2.2.3 se aprecian los valores de las Reservas Comprobadas y Probables para el período 2002 a 2005.



Año Comprobadas Probables Participación de las Probables (%)

2002 129,481 44,524 34.4% 2003 124,511 52,599 42.2% 2004 97,928 39,115 39.9% 2005 74,740 36,817 49.3%

Fuente: Secretaría de Energía. Las reservas Comprobadas caían más que las Probables, repitiendo la situación mencionada para la cuenca Neuquina, pero en volúmenes menores. Las reservas Probables pareciera que fueran pasando paulatinamente a Comprobadas pero sin alcanzar a compensar su caída por lo que la participación de la Probables termina aumentando. 4.2.2.4. Total de Cuencas del País Aquí se agregan los datos de las Cuencas Golfo San Jorge y Cuyana, esta última con valores insignificantes frente a las restantes.


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En la Tabla 4.2.2.4 se aprecian los valores de las Reservas Comprobadas y Probables para el período 2002 a 2005.



Año COMPROBADAS PROBABLES Participación de las

Probables (%) 2002 663,523 306,118 46% 2003 612,495 289,007 47% 2004 573,844 268,756 47% 2005 438,951 248,856 56,7%

Fuente: Secretaría de Energía. Entre los años extremos de 2002 y 2005 las Comprobadas perdían 225 millones de m3 (un 34%) y las probables 57 millones de m3 (un 19%). 4.2.2.5 Reservas Posibles En cuanto a las reservas posibles, recién en 2005 la SE ha compilado información por Cuenca, por lo que existe un solo valor aceptable.

Tabla 4.2.3.1 Reservas Comprobadas, Probables y Posibles

Total de Cuencas (miles de millones de m3)

Año Comprobadas Probables Posibles 2001 763,526 2002 663,523 306,118 2003 612,495 289,007 2004 573,844 262,775 2005 438,950 248,856 227,678

Fuente: Secretaría de Energía. Con respecto a las reservas Posibles, poco se puede agregar que pueda considerarse aceptable. Sólo observar que la cifra de 2005 es del orden de las Reservas Probables, y sumando las Posibles y Probables se llaga a un valor levemente superior al de las Comprobadas, por lo que no son cifras despreciables y conviene profundizar los estudios de campo para intentar convertirlas en Comprobadas. En la Tabla 4.2.3.2 se incluyen los valores de las Reservas Posibles por Cuenca y para el año 2005.


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Tabla 4.2.3.2 Reservas, Comprobadas, Probables y Posibles por Cuenca: 2005

(miles de millones de m3)

Cuenca Comprobadas Probables Posibles NOROESTE 74,740 36,817 29,766 CUYANA 314 136 110 NEUQUINA 204,682 92,104 98,452 SAN JORGE 35,503 20,484 9,317 AUSTRAL 123,711 99,316 90,033 TOTAL 438,951 248,856 227,678

Fuente: Secretaría de Energía. Los mayores valores para las Reservas Posibles se encontraban, como ya se dijo, en las Cuencas Neuquina y Austral, no siendo despreciables los de la Cuenca Noroeste. Las reservas Posibles eran el 52% de las Comprobadas.

Figura 4.2.3.1 Reservas Comprobadas, Probables y Posibles: 2005

Total País (miles de millones de m3

Comprobadas:438,951

Probables:248,856

Posibles:227,678

Fuente. Elaboración propia en base a la Tabla 4.2.3.2. 4.2.3. Reservas Especulativas Como se ha mencionado no hay referencia alguna a las reservas Especulativas, ni en la página Web de SE ni en la Resolución 324, y las aquí incluidas surgen de información elaborada para el año 2000 por el USGS - US Geological Survey.


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Tabla 4.2.4.1 Recursos No Descubiertos de Gas Natural

Según Probabilidad de ocurrencia Miles de millones de pies cúbicos

Recursos no descubiertos ----------- gas-------BCFG ------

campo MFS prob. (0-1) F95 F50 F5 Mean ON SHORE petróleo 1.0 1591 4828 10397 5263 gas 1.0 5335 15708 30524 16558 Total 6926 20536 40921 21821 OFF SHORE petróleo 1.0 798 4033 10917 4721 gas 1.0 2053 9095 21804 10153 Total 2851 13128 32721 14874 GRAN TOTAL petróleo 1.0 2389 8861 21314 9984 gas 1.0 7388 24803 52328 26711 Total 9777 33664 73642 36695

Referencias MMBO, MMbbl MMBNGL, MFS, mínimo de campos estudiados prob, probabilidad de al menos uno de los campos F95 representa el 95% de posibilidades de la cantidad tabulada y las otras igual Fuente: USGS – US Geological Service: Año 2000. No hay referencia alguna a las reservas especulativas en la página web de SE ni en la Resolución 324, por lo que entendemos que se trata de aquellos informes de “indicios de presencia de hidrocarburos, que animan a realizar tareas de exploración sin haber confirmado la existencia efectiva de los recursos”. Se conoce un cuadro del 2000 del USGS - US Geological Survey que podría considerarse describiendo reservas especulativas, que agregamos sólo a título de ejemplo de información, con datos muy generales. El estudio califica los volúmenes en F95, 95% de probabilidad de las cantidades registradas (coincide con “probadas”), F50, con el 50% (“probables”) y F5, con el 5% o más (“posibles”), pero por otra parte los presenta como “recursos no descubiertos”, por lo cual nos inclinamos a tomarlos como reservas “Especulativas”, o sea, apenas vislumbradas.


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Tabla 4.2.4.2 Recursos No Descubiertos de Gas Natural

Según Probabilidad de ocurrencia Miles de millones de pies cúbicos

Recursos no descubiertos ----------- gas-------BCFG ------

campo MFS prob. (0-1) F95 F50 F5 Mean Sta Cruz - Tarija Subandina petróleo 1 12 32 65 35 gas 6 653 1377 2239 1402 Base petróleo 3 6 30 85 36 gas 18 7 39 103 45 Central Chaco petróleo 3 9 51 15 gas 18 7 37 11 Neuquen Extensional structures petróleo 1 807 2383 5034 2586 gas 6 1591 4091 9414 5138 foothills structures petróleo 1 265 892 2114 1001 gas 6 739 2545 5504 2763 dorsal de Neuquén petróleo 1 51 169 381 187 gas 6 214 692 1423 740 San Jorge Extensional structures petróleo 1 69 211 470 233 gas 6 483 1652 3588 1803 Extensional structures petróleo 1 34 104 231 115 gas 6 238 814 1767 888 San Bernardo Fold Belt petróleo 1 72 215 415 226 gas 6 172 496 890 509 Magallanes Extensional structures petróleo 1 299 847 1576 898 gas 6 1381 3694 6741 3827 Extensional structures petróleo 1 16 456 902 484 gas 6 744 1989 3530 2061 Andina Fold Belt petróleo 4 10 40 104 46 gas 24 96 306 584 319 Malvinas Extensional structures petróleo 5 603 3473 9783 4123 gas 30 1072 6292 16407 7205 totales 9634 32855 73438 36696

Fuente: USGS – US Geological Survey: Año 2000.


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Tabla 4.2.4.3 Reservas Especulativas de Gas Natural por Cuenca

(miles de millones de m3)

AUSTRAL MALVINAS SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE total 216 321 107 351 44 1039

Para un análisis más cualitativo relacionado con las potencialidades de las Cuencas No productoras de Petróleoy Gas natural a principios de 2007 consultar el Anexo 10 este documento. Es que la información cuantitativa que incluye el US Geological Survey se refiere esencialmente a las Cuenas actualmente Productoras: Austral, San Jorge, Neuquina y Noroeste que explican el 68% de las Reservas “Especulativas” según el mencionado informe. Si bien como puede apreciarse en el Anexo 10, hace muchos años, YPF investigo parte de las Cuencas Continentales No Productoras sin éxito y algunos permisos de exploración de los años 1966 en adelante lo hicieron sobre cuencas Marinas No Productoras, no parece posible sustentar cifras sobre posible existencia de hidrocarburos en las mismas. Por este motivo, y sólo a título de ejemplo, se incluyeron los valores del USGS, con la idea de sugerir que además de las Reservas No Descubiertas aún (Probables y Posibles) podrían estimarse las que se denominan Especulativas

Figura 4.2.4.1 Reservas Comprobadas, Probables, Posibles y Especulativas de Gas Natural

(miles de millones m3)

Posibles:227,678

Probables:248,856

Comprobadas:438,951

Especulativas:1039,001

Fuente: Elaboración Propia.

Como puede apreciarse en la Figura 4.2.4.1 las reservas Especulativas equivaldrían a la suma de las tres categorías restantes. Estos valores serían entonces muy significativos.


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4.3. Evolución de la Producción de Gas natural a nivel de Cuenca Como par el caso de las Reservas Comprobadas de Gas Natural aquí también se realizará el análisis para tres periodos. Esto es:


4.3.1. YPF Estatal: Período 1980-1992 La producción de gas natural por cuenca se publica en la página de la SE desde 1991, de modo que en este período estatal sólo puede compararse la producción total, que tiene un crecimiento del 88% entre años extremos, mientras se reduce la relación Reservas-Producción de 47 años a 21. En la Tabla 4.3.1.se indican las Producciones de Gas Natural para el Total del País entre 1980 y 1992.

Tabla 4.3.1.

Evolución de la Producción de Gas Natural para el Total del país 1980-1992

(millones de m3)

AÑO RESERVAS PRODUCCIÓN ÍNDICE 1980 641,105 13,466 47.6 1981 648,437 13,629 47.6 1982 691,571 15,523 44.6 1983 678,887 17,181 39.5 1984 668,291 18,764 35.6 1985 681,498 19,113 35.7 1986 670,806 19,246 34.9 1987 693,387 19,168 36.2 1988 773,016 22,734 34.0 1989 743,927 24,207 30.7 1990 579,056 23,018 25.2 1991 592,869 23,815 24.9 1992 540,429 25,328 21.3

Fuente: Secretaría de Energía. Este período se caracteriza por un crecimiento de la producción de gas a una tasa anual acumulativa del 5,4% como consecuencia de la penetración del mismo en la Generación de electricidad y en los Sectores Industrial, Residencial , Servicios y en forma de GNC en el Transporte. Esta expansión es impulsada por la aparición del megayacimiento de Loma de la Lata, descubierto en 1977.


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4.3.2. Auge de la Privatización: Período 1993-1999 En la Tabla 4.3.2.se indican las Producciones de Gas Natural por Cuenca y para el Total del País entre 1993 y 1999.

Tabla 4.3.2.

Evolución de la Producción de Gas Natural por Cuenca 1993-1999


AUSTRAL CUYANA SAN JORGE NEUQUEN NOROESTE Año

103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % 103 m3 % TOTAL

1993 6,861 25.7% 116 0.4% 1,920 7.2% 15,305 57.3% 2,527 9.5% 26,729 1994 6,629 23.8% 114 0.4% 1,868 6.7% 16,408 59.0% 2,796 10.1% 27,815 1995 7,173 23.5% 114 0.4% 1,662 5.4% 18,415 60.4% 3,141 10.3% 30,505 1996 7,946 22.9% 112 0.3% 2,486 7.2% 20,606 59.5% 3,492 10.1% 34,641 1997 8,193 22.1% 105 0.3% 2,712 7.3% 21,316 57.5% 4,750 12.8% 37,076 1998 8,002 20.7% 90 0.2% 2,671 6.9% 22,375 57.9% 5,497 14.2% 38,636 1999 8,406 21.1% 80 0.2% 2,494 6.2% 25,124 62.9% 6,321 15.8% 39,931

Fuente: Secretaria de Energía. La producción crecía sistemáticamente desde 26 millones de m3 hasta llegar a 40 MM en 1999, a una tasa anual acumulativa del 7% superior incluso a la del período anterior. Esta expansión del mercado estaba acompañada por el inicio de las exportaciones, por la ampliación de gasoductos por parte de las transportadoras, a su costo, a los efectos de expandir su negocio y lo mismo hacían las distribuidoras para el mercado interno. 4.3.3. Decadencia de la Privatización: Período 2000-2005 En la Tabla 4.3.3.se indican las Producciones de Gas Natural por Cuenca y para el Total del País entre 2000 y 2005.


481

Tabla 4.3.3 Evolución de la Producción de Gas Natural por Cuenca

2000-2005 (millones de m3 y %)

Año Austral Cuyana Golfo San Jorge Neuquina Noroeste Total

Millones m3 (%) Millones m3 (%) Millones m3 (%) Millones m3 (%) Millones m3 (%) Millones m3 2000 9.027 19,7 77 0,17 2.836 6,2 26.033 56,8 7.162 15,6 45.806 2001 8.980 19,3 74 0,16 3.204 6,9 25.881 55,6 7.836 16,8 46.578 2002 8.830 19,0 81 0,18 3.468 7,5 25.608 55,2 7.885 17,0 46.358 2003 9.014 17,6 81 0,16 3.606 7,1 29.814 58,3 8.118 15,9 51.104 2004 9.289 17,6 64 0,12 3.840 7,3 31.728 60,1 7.463 14,1 52.796 2005 9.604 18,5 64 0,12 4.295 8,3 30.501 58,8 7.107 13,7 51.571

Fuente: Secretaría de Energía.


482

En este período se producía una importante desaceleración de la producción de Gas Natural motivada por la caída en las Reservas Comprobadas y que llevaba incluso al reemplazo del consumo de Gas en las centrales Termoeléctricas, a la reducción en las exportaciones a Chile y al incremento de las importaciones desde Bolivia. La tasa de crecimiento de la producción se desaceleraba drásticamente cayendo al 2,5% a.a e incluso por primera vez desde 1990 disminuía la producción en valores absolutos entre el 2004 y el 2005. La caída se manifestaba esencialmente en las Cuencas Neuquina y Noroeste. En la Figura 4.3.1 se puede apreciar la Evolución de la producción de Gas Natural para el total del País entre 1978 y el año 2005.

Figura 4.3.1

Evolución de la Producción de Gas Natural: 1978-2005 Total del País (miles de m3)

producción de gas

0

10000000

20000000

30000000

40000000

50000000

60000000

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28

1978 a 2005

Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía. 4.4. Las Exportaciones de Gas Natural En 1996 se iniciaban las exportaciones de Gas Natural a Chile a través de Methanex PA de Punta Arenas. Los gasoductos a Chile eran los siguientes: NORANDINO, ATACAMA, GASANDES, Pacífico, Methanex YPF, Methanex SIP, Methanex Pan A Brasil el YGM y a Uruguay los Petrouruguay y Cruz del Sur. También se importaba Gas Natural desde Bolivia a través del Gasoducto del Norte. Estas importaciones, en buena medida, por valores marginales se efectuaban desde la década de los 70.


483

Figura 4.4.1

Exportaciones e Importaciones de Gas Natural: 1996-2005 (millones m3)

exportaciones e importaciones desde 1996

-2.0004.0006.0008.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Exportación Importación

Fuente: Elaboración Propia en base a información de la Secretaría de Energía. En la Tabla 4.4.1 se incluyen las Exportaciones para el promedio de los años 2001 a 2005, comparándolas con la Producción promedio.

Tabla 4.4.1 Producción y Exportaciones: Promedio 2001-2005

(millones de m3 anuales)

Cuenca Producción Exportaciones Participación de las Exportaciones (%)

Total Cuencas 49,744 6,472 13.0% Neuquina 28,707 3,169 11.1% Noroeste 7,682 1,561 20.4% Austral 9,143 1,742 19.0%

En los años 2005 y 2006, las exportaciones de Gas Natural caían por las mayores demandas del mercado interno y por el prácticamente congelamiento de los niveles de producción. Esto obligaba a ampliar urgentemente el Gasoducto del Norte a incrementar las importaciones desde Bolivia y a disminuir las exportaciones a Chile. 4.5. Evolución de la R/P a nivel de Cuenca Se analizarán tres períodos característicos Esto es:



484

La relación reservas-producción es un índice habitual en la industria, que mide el nivel de reservas respecto de la producción anual y es un índice estático y sólo muestra la situación en un momento dado. El índice muestra para cuántos años alcanza el Gas Natural en estas condiciones de extracción, si no se incorporan más reservas Pero la toma de decisiones respecto de lo que esté pasando con la duración de las Reservas Comprobadas de un País exige un análisis temporal de este índice que surge de la evolución histórica del mismo. Esta evolución permitirá alertar sobre la “sustentabilidad” de una determinada política intensiva en la producción de Gas Natural, pero no dará información sobre las causas, efectos y remediaciones que deban instrumentarse para mantener o modificar tal política. Como en general desde el momento en que se seleccionan áreas para explorar en busca de hidrocarburos y el desarrollo y explotación de un yacimiento puede oscilar entre 5 y 10 años, valores de este indicador menores a esas cifras deberían generar el alerta ante el peligro de perder la condición de exportador o aún de autoabastecededor de Gas Natural de un País. En la Figura 4.5.1 se puede apreciar para el período 1970 a 2005 el deterioro del Índice en Argentina.

Figura 4.5.1 RELACION RESERVAS- PRODUCCION DE Gas Natural

1970-2005 AÑOS

.

reservas vs producción

-

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

1 5 9 13 17 21 25 29 33

de 1970 a 2005

años

Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía. Desde el año 1976 la Relación Reservas Comprobadas a Producción comenzaba a subir desde algo menos de 20 años a casi 50 en los años 1980- 1981, como consecuencia esencialmente de la mencionada incorporación del Yacimiento de Loma de La Lata en la Cuenca Neuquina. A partir de esos años el rápido crecimiento del mercado interno de gas


485

natural, al que ya se hizo referencia, y el no descubrimiento de Reservas en la magnitud en que se iban consumiendo hacía que el Índice bajara permanentemente 4.5.1. YPF Estatal: Período 1980-1992 No se dispone de información publicada por cuenca para este período, por lo que se mostrará la variación de los índices con esta abertura desde 1991, en que comienza la serie y por eso el período siguiente incluye valores a partir del año 1991 4.5.2. Comienzo y Auge de la Privatización: Período 1993-1999 En Tabla 4.5.2.1 se indican la evolución de la Relación Reservas- Producción de Gas natural por Cuenca y para el Total del País entre 1991 y 1999.

Tabla 4.5.2.1

Evolución de la Relación Reservas-Producción de Gas Natural por Cuenca 1991-1999

(Años)

AÑO AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE TOTAL

1991 15.6 3.9 7.6 25.2 58.9 24.9 1992 14.2 5.6 5.2 21.7 50.3 21.3 1993 9.3 9.7 7.2 20.5 49.0 19.3 1994 17.5 7.6 5.8 18.0 40.5 19.3 1995 19.0 7.5 9.7 18.7 38.9 20.3 1996 19.6 5.9 6.9 16.4 49.8 19.8 1997 19.6 7.7 7.9 15.4 36.2 18.4 1998 19.7 9.1 6.4 16.0 27.9 17.8 1999 20.4 11.0 13.4 15.0 26.2 18.7

Fuente: Secretaría de Energía. Los índices bajaban a medida que crecían el Consumo y la Producción, pero aún se mantenían entre los 19 y 20 años, valor que podía considerarse satisfactoria. En el caso del Golfo San Jorge se duplicaban las Reservas y con ellas el Índice entre 1998 y 1999 porque no ocurría lo mismo con la producción. 4.5.3. Deterioro de la Privatización: Período 2000-2005 En la Tabla 4.5.3.1 se indica la evolución de la Relación Reservas-Producción de Gas Natural por Cuenca y para el Total del País entre 2000 y 2005


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Tabla 4.5.3.1 Evolución de la Relación Reservas- Producción de Gas Natural por Cuenca

2000-2005 (Años)

AÑO AUSTRAL CUYANA SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE TOTAL 2000 20.5 9.5 13.8 15.3 21.4 17.2 2001 19.6 6.8 14.8 14.6 20.6 16.6 2002 16.8 6.7 11.6 13.5 16.4 14.5 2003 15.3 6.3 10.6 10.4 15.3 12.1 2004 16.4 7.2 9.6 9.0 13.1 11.0 2005 12.9 4.9 8.3 6.7 10.5 8.5

Fuente: Secretaría de Energía. En este período los Índices alcanzaban valores muy bajos, descendiendo casi a 8,5 años para el total del País, pero con el agravante de que la principal cuenca productiva, la Neuquina, sólo tenía gas para 6,7 años. Adicionalmente este problema no era coyuntural sino el resultado de una política no exploratoria de las concesionarias de los yacimientos, agravada por un mercado interno en expansión y por los compromisos de exportación asumidos en los 90. Si se observa la Tabla 4.5.3.2 se puede constara la gravedad de la situación a fines del 2005.

Tabla 4.5.3.2 Evolución de las Reservas Comprobada, Producción, Relación Reserva a Producción y

Reposición de reservas de gas Natural: 2000-2005.

Año Reservas (Millones de m3)

Producción (Millones de m3)

Relación R/P

(Años)

Reposición de Reservas

(Millones de m3) 2000 777,609 45,135 17,2 74,610 2001 763,526 45,974 16.6 31,891 2002 663,523 45,873 14.5 -54,130 2003 612,495 50,633 12.1 -395 2004 573,844 52,395 11,0 13,734 2005 438,951 51,572 8.5 -83,323

Fuente: Elaboración propia en base a Datos de la Secretaría de Energía. Así entre el año 2000 y el 2005 se habrían “perdido” (es decir no llegaba a reponerse la producción acumulada en el período) 28200 millones de metros cúbicos de Reservas comprobadas de Gas Natural. La situación de riesgo a la que se ha llegado con el Gas Natural (que provee el 50% de toda la energía que se consume en el país) en el año 2005, aconseja intensificar los esfuerzos para incrementar la disponibilidad de Gas Natural para el mercado interno. Esto implicaría elaborar agresivos programas de exploración, asegurar volúmenes adicionales de gas importad desde Bolivia, aplicar medidas de uso racional de energía para reducir los consumos y suspender las exportaciones de Gas Natural hasta que se alcancen valores de Reservas- Producción que aseguren el abastecimiento del mercado interno en el futuro mediato.


487

4.6. Evolución de las Incorporaciones de Reservas Comprobadas 4.6.1. Para el Total del País A continuación se muestra la secuencia de reservas y producción de Gas Natural para el total del país a los efectos de calcular el agregado anual de reservas, los descubrimientos o las incorporaciones que se han hecho en cada periodo, para tratar de mantener la producción y las reservas. El cálculo se realiza tomando la diferencia de Reservas Comprobadas entre dos años sucesivos y sumando la producción del último año. Incorporación año (i) = reservas año (i) – reservas año (i-1) + producción año (i) Se mostrará las incorporaciones por cuenca desde 1981 a 2005 para poder apreciar las etapas de aporte de Reservas Comprobadas y las de gasto o depredación de Reservas Comprobadas Como siempre se analizarán tres períodos:


4.6.1.1. YPF Estatal: Período 1881-1992

Tabla 4.6.1.1 Evolución de las Incorporaciones y Desincorporaciones de reservas Comprobadas de Gas

Natural Total País: 1981-1992

Año Reservas

(millones m3)

Producción (millones m3)

Indice: Reservas producción

(años)

Incorporación Anual de Reservas

(millones m3) 1980 541,106 13,466 47,6 1981 648,437 13,629 47.6 20,961 1982 691,571 15,523 44.6 58,657 1983 678,887 17,181 39.5 4,497 1984 668,291 18,764 35.6 8,168 1985 681,498 19,113 35.7 32,320 1986 670,806 19,246 34.9 8,554 1987 693,387 19,168 36.2 41,749 1988 773,016 22,734 34.0 102,363 1989 743,927 24,207 30.7 -4,882 1990 579,056 23,018 25.2 -141,853 1991 592,869 24,318 24.4 38,131 1992 540,429 25,775 21.0 -26,665

Totales 242,676 142,000 Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía.


488

Este fue un período de incorporación de importantes volúmenes de Reservas, provenientes esencialmente del yacimiento de Loma de La Lata en la Cuenca Neuquina, de fuerte crecimiento de la Producción y con, si bien decrecientes, aceptables Índices de Relación Reservas a Producción. En resumen, en el período de incorporaban 142 mil millones de Reservas, pero como se extraía casi 243 miles de millones, las reservas finales bajaban a 540 miles de millones. Es decir que pese a que se contaba en el año 1992 con Reservas con una duración de 21 años la YPF estatal seguía produciendo descubrimientos y reponiendo reservas aún considerando la caída de 165 miles de millones entre 1989 y 1990, como consecuencia de la mencionada Auditoría de la Gaffney, previa al proceso de privatización de YPF. 4.6.1.2. Comienzo y Auge de la privatización: Período 1993-1999

Tabla 4.6.1.2 Evolución de las Incorporaciones y Desincorporaciones de Reservas Comprobadas de Gas


Año Reservas

(millones m3)

Producción (millones m3)

Indice: Reservas

producción (años)


(millones m3) 1993 516,662 27,181 19.0 3,414 1994 535,532 28,289 18.9 47,159 1995 619,297 31,090 19.9 114,855 1996 685,602 35,217 19.5 101,522 1997 683,797 37,632 18.2 35,827 1998 686,584 39,219 17.5 42,006 1999 748,134 43,088 17.4 104,638

Totales 241,716 449,421 Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía. En este período las empresas reponían más Reservas, 449421 millones de m3, de las que se Producían, 241716 millones. En parte pasando de Probables a Comprobadas los 165000 millones quitados por la Gaffney. Pero pese a ello se habrían incorporado 284421 millones netos. Es decir crecían las Reservas Comprobadas y también la Producción destinada, no sólo a abastecer los requerimientos, también crecientes, del mercado interno sino los compromisos de exportaciones, en especial a Chile.


489

4.6.1.3. Decadencia de la Privatización: Período 2000-2005

Tabla 4.6.1.2 Evolución de las Incorporaciones y Desincorporaciones de Reservas Comprobadas de Gas


Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía. En este Período no sólo disminuían fuertemente las Reservas Comprobadas y dramáticamente el Índice de duración de las mismas, a apenas 8,5 años, sino que también se registraba una desincorporación de Reservas del orden de los 17218 millones de m3, explicado, en gran medida por las “pérdidas” de Reservas entre los años 2001 y 2002 y especialmente entre el 2004 y 2005. La caída de Reservas entre el 2000 y 2005 llegaba a un valor altísimo, 338659 millones equivalente al 77 % de las reservas totales del año 2005. El incremento de la producción, motivada en parte por la reactivación del mercado interno, luego del comienzo de salida de la “crisis” en el año 2003, unido al irresponsable compromiso de las concesionarias de exportar importantes volúmenes a Chile, sumada, esencialmente, a la falta, casi total, de esfuerzos exploratorios (en particular en las Cuenca Neuquina y del Noroeste) explicaba los números incluidos en la Tabla 4.6.1. 4.6.2. A Nivel de Cuenca A continuación se presenta información de los Descubrimientos de Reservas comprobadas a nivel de Cuenca. Como los datos confiables son suministrados por la Secretaría de Energía a partir del año 1991, solo se realizará el análisis para los Períodos de Comienzo y Auge de las privatizaciones, tomado entre 1991 y 1999 y de Decadencia de las privatizaciones para el período 2000 a 2005. 4.6.2.1. Comienzo y Auge de la privatización: Periodo 1991-1999 En la Tabla 4.6.2.1.1 se incluyen los datos para las cinco Cuencas.

Año Reservas

(millones m3)

Producción (millones m3

Indice: Reservas producción

(años)


(millones m3) 2000 777,609 45,135 17.2 74,610 2001 763,526 45,974 16.6 31,891 2002 663,523 45,873 14.5 -54,130 2003 612,495 50,633 12.1 -395 2004 573,844 52,385 11.0 13,734 2005 438,950 51,571 8.5 -83,323

Total 291.572 -17,218


490

Tabla 4.6.2.1.1 Cálculo de los Descubrimientos de Reservas de Gas Natural por Cuenca

Período 1991-1999

CUENCA NOROESTE

Reservas (millones de m3)

Producción (millones de m3)

Relación Reservas a Producción

(Años)

Incorporación de Reservas (millones de m3)

1991 144.796 2.457 58,9 - 1992 122.812 2.444 50,3 -19.540 1993 123.897 2.527 49,0 3.612 1994 113.245 2.796 40,5 -7.856 1995 122.145 3.141 38,9 12.041 1996 173.883 3.492 49,8 55.230 1997 172.063 4.750 36,2 2.930 1998 153.429 5.497 27,9 -13.137 1999 165.363 6.321 26,2 18.255 Total 33.425 51.535

CUENCA CUYANA




(Años)


1991 868 225 3,9 - 1992 844 150 5,6 126 1993 1.121 116 9,7 393 1994 861 114 7,6 -146 1995 855 114 7,5 108 1996 662 112 5,9 -81 1997 806 105 7,7 249 1998 821 90 9,1 105 1999 879 80 11,0 138 Total 1.105 891

CUENCA NEUQUINA




(Años)


1991 344.179 13.647 25,2 - 1992 321.087 14.768 21,7 -8.324 1993 313.781 15.305 20,5 7.999 1994 294.711 16.408 18,0 -2.662 1995 343.802 18.415 18,7 67.506 1996 338.315 20.606 16,4 15.119 1997 329.158 21.316 15,4 12.159 1998 357.206 22.375 16,0 50.423 1999 377.118 25.124 15,0 45.036 Total 167.964 187.255

CUENCA GOLFO SAN JORGE




(Años)


1991 12.870 1.697 7,6 - 1992 9.955 1.912 5,2 -1.003 1993 13.844 1.920 7,2 5.809 1994 10.867 1.868 5,8 -1.109 1995 16.148 1.662 9,7 6.943 1996 17.263 2.486 6,9 3.601 1997 21.469 2.712 7,9 6.918 1998 17.105 2.671 6,4 -1.693 1999 33.337 2.494 13,4 18.726 Total 19.422 38.191


491

CUENCA AUSTRAL




(Años)


1991 90.156 5.789 15,6 - 1992 85.731 6.054 14,2 1.629 1993 64.019 6.861 9,3 -14.851 1994 115.848 6.629 17,5 58.458 1995 136.347 7.173 19,0 27.672 1996 155.479 7.946 19,6 27.078 1997 160.301 8.193 19,6 13.015 1998 158.023 8.002 19,7 5.724 1999 171.437 8.406 20,4 21.820 Total 65.055 140.547

Fuente: Elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía. En la Tabla 4.6.2.1.2 se puede apreciar la importancia relativa de cada Cuenca en lo referente a la Producción Acumulada y a las Incorporaciones de Reservas en el Período.

Tabla 4.6.2.1.2 Producción e Incorporaciones Acumuladas: 1991-1999

Total de Cuencas

Cuenca Producción Acumulada

(millones de m3)

Incorporación de Reservas

(millones de m3) Noroeste 33.425 51.535 Cuyana 1.105 891 Neuquina 167.964 187.255 Golfo San Jorge 19.422 38.191 Austral 65.055 140.547 Total 286.970 418.420

Fuente: Elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía. Puede apreciarse que entre las cuencas Neuquina (58,5%) y la Austral (27,7%) explicaban casi el total de las Producción Acumulada y el 78,4% de las Incorporaciones. En este último aspecto debe señalarse la importancia de las Incorporaciones de la concesionaria TOTAL en aguas marinas en la Cuenca Austral. En consecuencia son estas dos Cuencas las que provocan los efectos indicados al analizar este período para el Total del país en el punto 4.6.1.2 4.6.2.2. Decadencia de la privatización: Periodo 2000-2005 En Tabla 4.6.2.2.1 se incluyen los datos para las cinco Cuencas.


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Tabla 4.6.2.2.1 Cálculo de los Descubrimientos de Reservas de Gas Natural por Cuenca

Período 2000-2005

CUENCA NOROESTE



Relación Reservas a Producción (Años)


2000 153.524 7.162 21,4 -4.677 2001 161.748 7.836 20,6 16.060 2002 129.481 7.885 16,4 -24.382 2003 124.511 8.118 15,3 3.148 2004 97.928 7.463 13,1 -19.120 2005 74.740 7.107 10,5 -16.081 Total 45.571 -45.052

CUENCA CUYANA





2000 733 77 9,5 -69 2001 504 74 6,8 -155 2002 545 81 6,7 122 2003 516 81 6,3 52 2004 462 64 7,2 10 2005 314 64 4,6 - 84 Total 443 -122

CUENCA NEUQUINA





2000 399.129 26.033 15,3 48.044 2001 377.890 25.881 14,6 4.642 2002 344.567 25.608 13,5 -7.715 2003 311.172 29.814 10,4 -3.581 2004 286.670 31.728 9,0 7.226 2005 204.682 30.501 6,5 -51.487 Total 169.566 - 2.870






2000 39.044 2.836 13,8 8.543 2001 47.396 3.204 14,8 11.556 2002 40.289 3.468 11,6 -3.639 2003 38.048 3.606 10,6 1.365 2004 36.741 3.840 9,6 2.533 2005 35.503 4.295 8,1 3.057 Total 21.248 23.414

CUENCA AUSTRAL





2000 185.179 9.027 20,5 22.769 2001 175.988 8.980 19,6 -211 2002 148.641 8.830 16,8 -18.517 2003 138.248 9.014 15,3 -1.379 2004 152.043 9.289 16,4 23.084 2005 123.711 9.604 12,8 -18.727 Total 54.744 7.018 Fuente: Elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía.


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Tabla 4.6.2.2.2 Incorporación de Reservas

TOTAL CUENCAS

Cuenca Producción Acumulada (millones de m3)


(millones de m3)

Noroeste 45.571 -45.052 Cuyana 443 -122 Neuquina 169.566 - 2.870 Golfo San Jorge 21.248 23.414 Austral 54.744 7.018

Total 291.572 -17.612 Fuente: Elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía. Como se mencionó en el punto 4.6.1.3 la situación, en cuanto al nivel y duración de las reservas, era muy grave al año 2005. En dicho punto se mencionaran las causas y las consecuencias tomando al conjunto de las Cuencas. Ahora se hará referencia a las causas a nivel de Cuenca. Las “desincorporaciones” de Reservas se manifestaban especialmente en la Cuenca del Noroeste que explicaba el 84% de las “desincorporaciones” totales, mientras la Cuenca Neuquina se hacia cargo del 6% restante. En cambio la del Golfo San Jorge aportaba el 77% de las Incorporaciones y el resto la Austral. Esta ultima mostraba importantes “desincorporaciones” entre los años 2002 y 2005, más que compensadas por las incorporaciones en los restantes años. Por su parte la Cuenca San Jorge incorporaba Reservas siempre desde el año 2003. Pero lo realmente dramático era el Índice de duración de las reservas que caía, en todas las cuencas, casi a la mitad de los valores verificados para el año 2000. Salvo la Cuenca Austral (12,8 años) las demás están por debajo de los 11 años, 4,6 años en la Cuyana que estructuralmente no es una cuenca con gas; 6,5 años en la Neuquina que es la que aportaba el 58,2% de la producción acumulada en el período; 8,1 años en la del Golfo San Jorge que es esencialmente una Cuenca con gas asociado al petróleo. En consecuencia parecería que es desde la Cuenca Austral de donde existirían las escasas posibilidades de mantener o incrementar levemente los niveles de producción. Se reitera entonces que la falta de inversiones en Exploración de Riesgo, en especial en al Cuenca Neuquina, responsabilidad de REPSOL, es la mayor causa de la muy grave situación actual de Reservas y de Producción de Gas Natural en el País.


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4.7. Los Descubrimientos Recientes de Gas Natural Las áreas con mayor producción descubiertas últimamente se pueden consultar en las páginas de la Secretaría de Energía disponibles a ese efecto A continuación se presenta un listado simplificado a título de ejemplo, incluyendo las Reservas de Petróleo y Gas natural por Cuenca, Provincia, Yacimiento y Operador

Tabla 4.7.1 Descubrimientos Recientes de Petróleo y Gas Natural

Reservas Comprobadas y Probables

RESERVAS COMPROBADAS PROBABLES CUENCA, PROVINCIA, PETROLEO GAS PETROLEO GAS

CONCESIÓN Y YACIMIENTO OPERADOR

(miles m3) (Millones de m3) (miles m3) (Millones

de m m3) SALTA

Acambuco Macueta Norte (Somero) PAN AMERICAN 36.00 0.00 6.00 0.00 Macueta (Profundo) PAN AMERICAN 951.00 9153.00 1773.00 19464.00 Ñacatimbay (Santa Victoria) CGC S.A. 12.00 32.00 14.80 39.70 Chango Norte-Porcelana TECPETROL S.A. 1436.00 7400.00 0.00 0.00 NEUQUEN El Trapial CHEVRON 22594.70 542.60 5904.90 138.20 Volcán Auca Mahuida (CN-VIII) REPSOL. 925.00 40.10 127.00 437.90 Sierra Chata [Chihuidos] PETROBRAS 197.00 6577.40 78.00 1245.60 RIO NEGRO El Látigo Occidental CHEVRON 802.00 71.30 48.10 53.10 Loma Negra CHEVRON 1855.10 146.70 1067.00 39.30 SANTA CRUZ Cerro Piedra-Cerro Guadal N (CGSJ-I) REPSOL 591.00 105.10 293.00 101.40 Meseta Espinosa (CGSJ-10) VINTAGE OIL 1106.80 0.00 0.00 0.00 Piedra Clavada (CGSJ-4) VINTAGE OIL 1830.60 0.00 0.00 0.00 La Paz (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS 256.00 2198.90 26.00 212.50 La Porfiada (Santa Cruz I) PETROBRAS 608.00 2790.40 141.00 45.40 María Inés (Santa Cruz II) PETROBRAS 493.00 41.50 791.00 66.80 Puesto Peter (Santa Cruz I) PETROBRAS 674.00 838.10 831.00 542.40 AREAS OFF SHORE Cuenca Marina Austral 1 TOTAL AUSTRAL Complejo Hidra (Hidra Sur, Ara Sur, Argo y Kauss) 1834.00 3435.00 529.00 87.00 Complejo Alfa (C.Alfa, Ara Sur y Cullen Norte) 1776.00 12660.00 393.00 2665.00 Vega Pleyade 611.00 13511.00 1529.00 5380.00 Magallanes (**) SIPETROL S.A. 298.70 1832.70 392.10 977.70 Poseidón (Lote de CAM-2A Sur) SIPETROL S.A. 309.00 3492.00 191.00 287.00 Aries Norte (incluye Aries) TOTAL AUSTRAL 684.00 9486.00 413.00 5720.00 Cuenca Marina Austral 1 TOTAL AUSTRAL Carina - Fenix 1901.00 32395.00 6483.00 31582.00 Vega Pleyade 153.00 3378.00 1683.00 1345.00 Cuenca Marina Austral 1 Magallanes (**) SIPETROL S.A. 978.90 3350.30 625.20 1078.90 Octans-Pegaso (CAM-1) TOTAL AUSTRAL 0.00 0.00 0.00 1148.00 Spica (CMA-1) TOTAL AUSTRAL 0.00 0.00 747.20 39.90 Tauro – Sirius (CAM-1) (x) TOTAL AUSTRAL 0.00 0.00 1083.00 18499.00 Fuente: Secretaría de Energía.


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Prácticamente todas se localizan en las Cuencas Noroeste, Neuquina y Austral. Como puede apreciarse las más importantes son operadas por la TOTAL. En total las reservas Comprobadas de Gas Natural habrían sido de 113450 millones de m3. Las Probables de gas Natural de 91100 millones. 5. Descripción de las Tareas de Exploración en Curso 5.1. Introducción A continuación se describirán brevemente las acciones que se están realizando en el País para atacar el grave problema de la falta de tareas exploratorias de riesgo. Esto es para ir buscando efectivamente hidrocarburos en las Cuencas Sedimentarias y no sólo incorporando reservas mediante la extensión de las existentes en los yacimientos en explotación. Pero esto exige realizar importantes inversiones de riesgo cuando la política petrolera diseñada en los años 90 deja esa responsabilidad, en su casi totalidad, a las empresas privadas, lo cual acentúa la incertidumbre sobre los resultados finales que se alcancen en esta materia. Distinta hubiera sido la situación con una empresa estatal como era YPF y donde el aporte privado podría haber sido controlado y encauzado de un modo más acorde a los intereses del País. En la Argentina hay 22 cuencas con posibilidades de hidrocarburos, de las cuales sólo 5 son productivas. Casi se podría decir, además, que son Cuencas maduras, en el sentido que desde hace muchos años se trabaja en su estudio y explotación. De ellas se han extraído desde 1911 unos 1.408 millones de m3 de petróleo, (40 veces la producción de 2005 y cuatro veces las reservas existentes actualmente) y 968 miles de millones de m3 de gas (20 veces lo producido en el 2005 y más del doble de las reservas con que se cuenta en el presente). La magnitud de este volumen de petróleo se relativiza si se observa que sólo se trata de unos 100 días del consumo del mercado mundial de petróleo, estimado en 86 Millones de barriles diarios. El objetivo de la Argentina hoy, debería ser abastecerse, preservar los recursos en el subsuelo y diseñar un plan de exploración urgentemente para asegurar así los hidrocarburos que demandará en el mediano plazo el mercado interno. Muchas de las actividades mencionadas como por ejemplo la reducción del consumo y de las exportaciones, si no se actúa rápidamente en la implementación de un auténtico Plan de Exploración, solo servirán para alejar la fecha de agotamiento. Se reitera, sólo la exploración, seguida de éxitos en los hallazgos, permitirá la satisfacción de la creciente demanda del mercado con producción nacional. De otra manera esa expansión puede ser frenada o detenida por crecientes importaciones de hidrocarburos.


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5.2. La legislación de exploración y algunos ejemplos de Exploración para la búsqueda de Gas Natural en Argentina La Propiedad de los Recursos de Hidrocarburos cambió en el país desde octubre de 1992, con la sanción de la ley 24.145, que estableció la Federalización de los Hidrocarburos y tomo estatus constitucional con su inclusión en la reforma de 1994. Esta política fue ratificada en el año 2006 con la sanción de la denominada “ley corta”. La ley de los hidrocarburos, N° 17.319 decía en 1967: Artículo 1º — Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental, pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado Nacional. Es la ley 24.145 la que produce la transformación al establecer en su Artículo 1° lo siguiente: Artículo 1º.- Transfiérese el dominio público de los yacimientos de hidrocarburos del Estado Nacional a las Provincias en cuyos territorios se encuentren, incluyendo los situados en el mar adyacente a sus costas hasta una distancia de doce (12) millas marinas medidas desde las líneas de base reconocidas por la legislación vigente. La Constitución, aunque no se refiere expresamente a los hidrocarburos, en el artículo 124 dice: “Corresponde a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio”. La legislación posterior confirmó entonces la tesis provincialista de los recursos, reservándose a la Nación la formulación de las políticas nacionales. Las nuevas oportunidades de concesión de áreas de explotación corresponde a las provincias y las concesiones con contratos vigentes serán restituidas a las Provincias a medida que las actuales concesiones existentes en sus territorios vayan caducando. Esta novedad legislativa ha producido una total modificación de las posibilidades de crear un régimen único de exploración, que ha quedado en manos de las provincias, muchas de las cuales son tradicionalmente petroleras y otras vislumbran ahora la posibilidad de encontrarlo en su territorio. Quedan para el Estado nacional las áreas que le son propias, sobre todo el mar continental, más allá de las doce millas marinas “medidas desde las líneas de base reconocidas por la legislación vigente”. Provincias como La Rioja, San Juan, La Pampa y Córdoba lanzan licitaciones en sus territorios para la exploración de áreas y las que ya son petroleras sacan a licitación áreas secundarias, o marginales, de mayor riesgo. Lo hacen con instrumentos propios, la mayoría de ellos licitan en base al porcentaje de regalías que ha de cobrar la provincia que, en lugar de quedarse con el crudo o el gas para tenerlo en reserva, prefieren los dólares y seguramente no necesariamente para invertirlos en el desarrollo energético. Pero ¿Qué hacer cuando el país tenga su producción en manos de empresas comerciales, al menos durante 10 años más o 20 años más en una de ellas, que tiene el 40% del crudo? ¿Se deben exportar, sin ningún tipo de limitaciones, bienes escasos y estratégicos como son los hidrocarburos?


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Las decisiones no pueden dejarse libradas a decisiones individuales de cada gobierno provincial, incluso cuando esas decisiones pueden ser contrapuestas. Por el contrario el Estado Nacional debe, conjuntamente con las provincias, regular y fijar políticas comunes de exploración y de desarrollo de los hidrocarburos, que aseguren el abastecimiento futuro del País como primer objetivo a alcanzar. De otra manera puede desatarse una puja entre las distintas provincias tendiente a lograr que las compañías privadas operen en sus territorios, ofreciéndoles para ello ventajas y privilegios que pueden resultar contrarios al objetivo de asegurar el autoabastecimiento a las generaciones presentes y futuras de todo el País. Es que al inversor privado no le interesa la propiedad del recurso, sino la libre disponibilidad del mismo, para decidir a su propio arbitrio cuándo, a donde y a quién vender su producción. 5.3. Las actividades y las inversiones de exploración Las tareas de exploración son las más costosas de la industria del petróleo y son las que dan origen a los descubrimientos. Consisten en estudios geológicos, geoquímicas, geofísicos y sismográficos, tendientes a la delimitación de los reservorios, al cálculo de los volúmenes que se han de poder extraer y a las actividades de instalación, perforación y extracción. Todas ellas tienen su tecnología, sus dificultades y sus costos asociados, pero la de localizar y descubrir dónde están los recursos, es la que lleva más tiempo y los mayores costos y no tiene ingresos hasta que se convierte en explotación y el recurso comienza a venderse. Es que a pesar de los continuos avances tecnológicos realizados a través de los años, no existe aún ningún método que con certeza pueda señalar la existencia, magnitud y calidad de petróleo o gas en una estructura, que evite la perforación de pozos de exploración y de avanzada, Generalmente las compañías petroleras, y en su momento lo era YPF Estatal, son expertas en elegir el sitio donde han de investigar, evaluar los reservorios y explotarlos, si se justifica el descubrimiento, para lo cual se requieren inversiones de riesgo cuya magnitud si bien es importante no suele, a nivel mundial, superar el 20% de las conjuntas exploración, desarrollo y explotación. Los trabajos iniciales de exploración en cuencas ubicadas en la plataforma marina o en el talud continental se contratan con compañías especializadas, que tienen los barcos que rastrean el lecho marino. También suelen contratarse los trabajos o las interpretaciones de los relevamientos sísmicos. En su momento YPF Estatal fue pionera en el País en aplicar técnicas de recuperación secundaria e incluso de perforación de pozos horizontales. De manera que no era precisamente la incapacidad técnica lo que existía en esa empresa. En general las tareas muy especializadas se contratan a compañías que se dedican a esos menesteres. Lo que si es cierto es que actualmente no es fácil conseguir, por ejemplo, equipos de perforación y de intervención de pozos y especialmente de plataformas para incursionar en aguas marinas profundas. Estas tareas, donde se arriesgan inversiones, se hacen por etapas, y entre ellas median estudios técnicos y el cálculo de posibilidades y en cada caso la decisión de pasar a la etapa siguiente se toma en los más altos niveles. De esa manera, en un proceso que puede


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durar 5 años, se van desechando alternativas de bajas posibilidades y sólo se continúa con lo más probable De todas maneras, consideradas individualmente, esas tareas exigen fuerte inversiones, pero la industria del petróleo, aún en un País sin enormes recursos petroleros como es Argentina, deja importantes rentas y beneficios. El premio de todo eso es vender a 60 dólares lo que puede costar 10. A continuación se transcribirá algún ejemplo y se mencionarán casos concretos de tareas exploratorias en aguas marinas para confirmar lo largo, complejo y costoso de este tipo de actividades - Un directivo de Petrobras explicó hace poco el plan de trabajo en el mar argentino: “la exploración off shore siempre arranca con una aerogravimetría, en una zona de 7.200 km2. Comenzará en 2007 y llevará al menos un año. La información se procesa con un software y allí se envía un barco que hace un análisis sísmico 2D del área. Se realiza un registro 3D en 500 km2. Todo este proceso demora unos cuatro años y medio”. “Cada pozo requiere una inversión aproximada de 60 millones dólares y en la etapa de producción se perforan unos 20 ó 30 pozos y se instalan las plataformas, lo que puede demorar cuatro años más. Se puede decir que un ciclo exitoso, desde el primer estudio hasta la extracción para producción, puede tardar unos 10 años”. - En el sur argentino la experiencia de los yacimientos Aries y Carina, desarrollados por el consorcio integrado por Total (operador), Wintershall y Pan American Energy frente a las costas de San Sebastián, en Tierra del Fuego es otro caso destacable. En 1978 se firmaba el contrato del bloque CMA-1, con datos geológicos preexistentes generados por YPF Estatal. En 1981 se descubría la estructura de Aries, a 30 kms de la costa y a profundidades entre 60 y 80 metros. En 1983 se perforaba el pozo Carina x-1 y se descubría un muy importante yacimiento de gas,el Carina, a 80 kms de la costa y a profundidades de 80 a 100 metros. Entre 1982 y 1999, sucesivas campañas de relevamiento con sísmica 2D y 3D y mediante 15 pozos perforados, ponían en evidencia un gran reservorio de Gas Natural. En 1999 se lanzaban los estudios de desarrollo. En 2001 se decidía el desarrollo de ambos, posibilitado por el aporte de nuevas tecnologías. En 2002 se iniciaban las operaciones de instalación de las plataformas de explotación y en el 2003 se tendían los conductos que enlazan los pozos de producción costa afuera con las plantas de Río Cullen y Cañadón Alfa. En el 2004 se instalaban las plataformas y en junio de 2005 comenzaba la producción del yacimiento Carina, 27 años después de la firma del contrato. Por supuesto este caso no puede generalizarse pues el desarrollo del yacimiento estaba vinculado con la posibilidad de colocar el Gas Natural. Para eso había que ampliar el gasoducto del sur y posteriormente la puesta a plena producción exigirá un nuevo gasoducto hacia Buenos Aires o su exportación en forma de GNL. Aunque esta última alternativa dejaría sin ese gas al mercado interno argentino. La instalación de las plataformas “no pueden explicarse” sin la barcaza D860, de la firma McDermott, de 230 mts. de eslora, que cuenta con una grúa para 1.700 ton. Para levantar ese peso, la barcaza tiene compartimentos que llena de agua para darle sustentación. En 2003 la D860 montó las patas de Carina en el fondo del mar a 70 mts. y después, durante 2004, la ‘arboladura’ y las dos partes de la plataforma Aries. En todo este proceso intervinieron 700 personas en el mar y 800 en tierra en días pico, se tendieron 1668 km de sísmica 2D y 1612 de 3D. 50.000 toneladas de cañerías en el mar en 100 kms de gasoductos de 24 y 18” y un gasoducto de 27 kms y 24” para llegar a la planta


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de tratamiento de Cañadón Alfa, que tiene conexión con el Gasoducto San Martín de Transportadora de Gas del Sur. La inversión implicó 500 millones de dólares. Como el Gas Natural no puede almacenarse en grandes volúmenes en tanques, sino se dispone de estructuras subterráneas geológicamente aptas y con la suficiente capacidad es inevitable disponer de gasoductos para la comercialización o licuarlo y transportarlo por buques metaneros. Por eso, como paso en el caso de Carina, muchas veces se demora la producción o el yacimiento no produce a pleno, por falta de transporte. El tratamiento del crudo en yacimientos, en cambio, es separar el agua por decantación en un tanque y transportarlo por buque o por camión o por caño si está disponible. Por otra parte, en el caso del Gas natural de la TOTAL, al precio de un dólar por MMbtu, la venta de 14 mil millones de m3 de gas permite recuperar los 500 millones de dólares invertidos en tantos años. Ese volumen representa 38 millones m3/dia durante un año, cuando la Total calculaba que podrían entregar 11,5 millones diarios. Las Reservas Comprobadas en esas áreas, a fines de 2005,se estimaban en 36 miles de millones de m3 de Gas, equivalentes al 8,5% de las totales del país, a las que había que adicionar más de 4,2 Millones de m3 de crudo, equivalentes a 1,3% de las Reservas Totales Reservas de Total Austral en Aries-Carina, 2005. MM m3 de gas

Tabla 5.2.1 Reservas Comprobadas y Probables de Gas Natural

Complejo Carina (Millones de m3)

Areas Probadas Probables

Complejo Alfa (C.Alfa, Ara Sur y Cullen Norte) 26,831 6,338Aries Norte (incluye Aries) 9,486 5,720Suma de Ambas 36,317 12,058

Fuente: Secretaría de Energía. 5.4. Las Áreas de Exploración 5.4.1. Datos para el 2005 y 2004 En la página web de la Secretaría de Energía nacional se pueden ver los yacimientos catalogados como “de exploración”’, por haber sido adjudicados mediante alguno de los regímenes nacionales que tuvieron vigencia en la Argentina antes de la modificación de la propiedad de los recursos. La información de 2005 está confirmada en base a la resolución respectiva de 2006 que obliga a las compañías operadoras a informarla las áreas una vez auditadas por empresas externas.


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Tabla 5.3.1.1 Reservas Comprobadas y Probables de Petróleo Y Gas Natural

RESERVAS COMPROBADAS

PETRÓLEO (Miles m3)

COMPROBADAS GAS Natural (Millones m3)

PROBABLES PETRÓLEO (Miles m3)

PROBABLES GAS Natural (Millones m3)

Total país 2005 313,454 428,362 104,818 205,357 Áreas en exploración (107 áreas) 45,162 129,816 29,901 118,868

% sobre total reservas 14.4% 30.3% 28.5% 57.9% Fuente: Secretaría de Energía. En la Tabla 5.3.1.2 se comparan las Reservas y Áreas para los años 2004 y 2005.

Tabla 5.3.1.2 Comparación de las Reservas Comprobadas de Petróleo Y Gas Natural

2004-2005

RESERVAS

COMPROBADAS PETRÓLEO (Miles m3)

COMPROBADAS GAS

(Millones m3)

Total país 2005 349,096 438,950

Total país 2004 393,972 541,857

Caída -11% -19%

Áreas en exploración 2005 45,162 129,816

Áreas de exploración 2004 47,773 136,649

Caída -5.5% -5%

2005 vs 2004

CUENCA NEUQUINA -20% -29%

CUENCA DEL NOROESTE -18% -24%

CUENCA G. SAN JORGE -5% -3%

CUENCA AUSTRAL -23% -6%

Reservas operadas por REPSOL 2005 101,159 101,379

Reservas operadas p0r REPSOL 2004 123,855 156,164

Caída -18% -35%

REPSOL en áreas exploración 2005 1,782 3,222

REPSOL en áreas exploración 2004 2,262 3,509

Caída -21% -8%

Fuente: Elaboración Propia en Base a datos de la Secretaría de Energía. La Cuenca Neuquina, la de mayores reservas y producción (sobre todo de gas), mostraba caídas del 20% en las Reservas Comprobadas de Petróleo y del 29% en las de Gas Natural. Las operadas por REPSOL, empresa que produce el 40% del petróleo y el 30% del gas del país, caían un 18% y un 35%, respectivamente de un año a otro. A su vez las destinadas por REPSOL a “exploración” eran insignificantes y del orden del 2% en el año 2005 y del 3% en el año 2004, siempre con referencia a las totales de la empresa.


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En el Anexo: “Archivo HFUVY -2004-2005“; “Áreas de Exploración2004”; Áreas de Exploración 2005” y Áreas de YPF: 2005 puede consultarse la información mencionada para los años 2004 y 2005. 5.4.2. El Plan Argentina Consiste en un plan de exploración por el cual se ofrecieron hasta ahora más de 180 áreas On Shore y Off Shore, en cuencas productivas y no productivas. Las áreas se ofrecen para otorgar Permisos de Exploración, siguiendo los lineamientos de la Ley N° 17.319 de 1967 y de los Decretos N° 2178/91 y 1271/92. Eventualmente, de descubrirse hidrocarburos, se otorgan las Concesiones de Explotación conforme a la Ley N° 17.319, teniendo la libre disponibilidad de los mismos. Se estableció un sistema de aperturas periódicas de ofertas, el último día hábil de cada mes impar. Se considera ganador del área, a aquel oferente que comprometa realizar más trabajos en el menor tiempo, siendo los tiempos para el Primer Período de 3 ó 2 años en áreas On Shore y de 4, 3 ó 2 años en áreas Off Shore. Los restantes períodos 2° y 3° tienen un año menos que el que le precede. Las prórrogas alcanzan a 4 años. Mediante este plan se adjudicaron 36 áreas por un total de 23.435,9 Unidades de Trabajo, que representaban us$ 5.000 cada una, dando un total de compromisos de inversión de 117,18 Millones de dólares. Cuando se cruza la información de áreas adjudicadas con las 1.040 activas, se hallan escasas coincidencias de nombres y operadores, pero se puede observar que esa pequeña proporción registra Reservas, de modo que entonces, se han verificado algunos resultados concretos de la aplicación de este Plan. En la última actualización al 6 de septiembre de 2005, el Plan registraba aún 78 áreas ofertadas, la mayoría en la zona Noreste del país, 59 de ellas en las provincias de Formosa, Chaco, Santiago del Estero, Santa Fe y Entre Ríos y las restantes en San Juan, La Rioja, Catamarca y Córdoba. En el Anexo:”Plan Argentina: Ofertas y Adjudicaciones”,puede verse la información en detalle. 5.4.3. Oportunidades de Inversión En la página “Oportunidades de Inversión” de la Web de la SE se pueden ver los regímenes y llamados de provincias para acceder a áreas que ofrecen posibilidades de exploración, abundando, en muchas de ellas, detalles sobre la geografía y las características geológicas de cada una de esas áreas y la información, disponible, generalmente, de análisis realizados por la YPF Estatal. Por otro lado, se dispone de información de actividades públicas que se han realizado en este aspecto, aunque no se dispone de todas ellas ya que no existen corroboraciones completas oficiales de las licitaciones y las adjudicaciones. A continuación se hará una descripción de las áreas que las provincias tienen identificadas, las que piensan licitar, las que se encuentran en proceso y las que ya se han adjudicado, según estos registros.


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Conviene aclarar que estas actividades están en su fase inicial y, si bien existen iniciativas para probar las posibilidades de las áreas licitadas y se verifica una buena concurrencia e interés en cada llamado, resultaría arriesgado suponer en qué proporción pueden llegar a materializárselas ofertas dando resultados que se concreten en un aumento de Reservas Comprobadas y de la producción. En el Anexo: Archivo “Oportunidades de Inversión” se presenta el detalle de esta información, cuyo resumen se presenta a continuación.

� En Salta se han lanzado 6 áreas para comprometer 1650 unidades de trabajo en 4 años.

� En La Rioja, 3 áreas, y REPSOL promete explorar una de ellas, de la que tiene antecedentes.

� En San Juan hay 11 áreas delimitadas con posibilidades y 7 de ellas se han concursado, con 28.000 km2. REPSOL dice que en 2009 se sabrá si hay petróleo en San Juan.

� En Mendoza se delimitaron 13 áreas y 4 se han licitado con 20 empresas que compraron los pliegos.

� En La Pampa se concursa por el excedente sobre una regalía mínima del 18%, con libre disponibilidad de productos. Áreas Medanito Sur, Ayala II y Ayala III y Salina Grande I.

� Córdoba planeaba presentar en febrero, a través de EPEC, su plan de desarrollo de áreas.

� Neuquén muestra resultados concretos de su plan de desarrollo 2000/2004, donde, a la última actualización, se habían realizado unos 7.000 kms de líneas sísmicas 3D y perforado 31 pozos, con una sola área revertida. 12 pozos han sido estériles, otros 10 están en diversas situaciones (activos o en estudio) y 9 en producción. Para su campaña 2006/2007 ofrece 20 áreas marginales con un total de 10.000 km2.

� Río Negro tiene 18 bloques exploratorios, 5 licitados y una segunda ronda por otros 7.

� Chubut adjudicó el concurso 01/04 y abrió el 01/06 con 5 áreas más. � Santa Cruz salió en diciembre 2006 con 14 áreas con 80.000 km2, donde se han

perforado (antes) un total de 173 pozos de prueba, exploratorios, etc y se encontró con 33 oferentes.

� Tierra del Fuego ha de licitar un área de 4.500 km2 llamada CA 12. � En el Mar Continental, en la cuenca Colorado Marina se están monitoreando 2.000

km2 con un barco contratado por 100 días, que recorre el fondo marino con 4.800 sensores. El trabajo da como resultado información geológica, que pasa a etapa de análisis. En las profundidades marinas es donde habrá más actividad exploratoria. Enarsa, asociada con Repsol, Petrobras y Petrouruguay exploran aquí, pero tanto Repsol como Petrobras están deseosos de comenzar en otras áreas, incluso en Malvinas. Enarsa y PdVSA estarían comenzando la exploración de un área frente a San Borombón y contratando la construcción de un buque explorador.

� Respecto de las 37 áreas no estratégicas que REPSOL quería vender, para las cuales ofrecía 10 años más de concesión que según la empresa “le correspondían”, el gobierno no ha permitido su venta porque la empresa “no cumplió con las inversiones” comprometidas en ellas. Son áreas marginales que revertirían a las provincias.

�5.4.4. Algunos resultados registrados hasta marzo 2007 �- Se produjo un Importante hallazgo petrolero en Salta. Un nuevo hallazgo petrolero en la región del Chaco aportará un 25% más de crudo a la producción salteña. Al perforar la


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estructura de puesto Clímaco, la UTE coreana-canadiense Vinalar dió recientemente con ese reservorio de "muy buena calidad y con bajo porcentaje de agua". Ubicado entre los 3.650 y 3.662 metros de profundidad, arroja petróleo a razón de 2.800 barriles por día: un aporte diario de 450 metros cúbicos a la producción provincial. - La Cuenca Cuyana abarca unos 40.000 Km2 y los yacimientos actuales sólo el 12,5%. Las nuevas tecnologías han permitido algunos descubrimientos en La Ventana Norte, Barrancas, Villavicencio, Cañada Dura, Ceferino, Chañares Herrados. Los más destacados son Chañares Herrados, que en dos años logró cuadruplicar su producción y continúa la perforación de nuevos pozos. Además Cañada Dura, cuya producción llegó a igualar la del yacimiento Vizcacheras. - Oil M&S, una de las nuevas compañías petroleras nacionales, ganó 43 concesiones petroleras en Brasil, una tierra casi virgen para petroleras locales, y está en la puja o ya sumó activos de exploración en Chubut, Mendoza, San Juan, La Pampa y Santa Cruz. - Cliveden, una petrolera de Ginebra, se presentó a licitaciones en Mendoza, Río Negro, Salta, La Pampa y Chubut, donde ya ganó tres concesiones. Según algunos expertos petroleros este tipo de empresas “pagan precios muy altos con tal de entrar”. En algunos casos prometen hacer inversiones en tiempos que son imposibles de cumplir. - De las áreas adjudicadas en la campaña 2000/2004 en Neuquén, se han realizado unos 7000 kms de líneas sísmicas 3D y perforado 31 pozos, con una sola área revertida. 12 pozos han sido estériles, otros 10 están en diversas situaciones (activos o en estudio) y 9 están produciendo unos 81 m3/día de petróleo y 449 mil m3/día de gas. Son cantidades pequeñas para una cuenca como la de Neuquén, que produjo en 2005 45.484 m3/día de petróleo y 83,5 Millones de m3/día de gas, pero se han incorporado 6 pozos de 5 áreas “nuevas” y aún están pendientes otras 10 ó 12 áreas en estudio. - El consorcio liderado por Repsol en el área Colorado Marina informó que el buque explorador había terminado su relevamiento y entregado la información, la que se supone que en unos 7 meses estaría analizada y disponible.. 5.4.5. Algunas Reflexiones El alto precio del petróleo en el mercado internacional es una razón que debe impulsar la búsqueda de petróleo en el País. Se exportó mucho crudo en la década del 90 e incluso el pico de exportaciones coincidió con uno de los años, 1998, de menor precio del petróleo en su historia. Es decir que se exportó petróleo a bajos precios, en esa coyuntura internacional, hasta casi agotar las Reservas Comprobadas y no haciendo prácticamente esfuerzos para reponerlas. El riesgo entonces de tener que importar petróleo a precios mucho más altos que en aquella época, además de descalificar la política de los 90, exige realizar los máximos esfuerzos exploratorios con el objetivo esencial de asegurar el autoabastecimiento de Petróleo y Gas natural a las generaciones presentes y futuras de argentinos. Esta política debe ser diseñada y consensuada entre Provincias y Nación y sería muy importante para asegurar su ejecución la presencia activa de una empresa petrolera Estatal.


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En cuanto a las áreas en concurso o licitación, es difícil que puedan catalogarse como “nuevas” las de las provincias de Neuquén, Río Negro o Santa Cruz, que son provincias donde se han extendido por años los estudios en busca de hidrocarburos No puede descartarse, sin embargo, que en cualquiera de estas prospecciones se encuentren cantidades comerciales de petróleo y de gas, lo cual confirmaría que no se trata de “áreas nuevas”. Lo que parece claro es que para descubrir más petróleo y gas hay que realizar un esfuerzo exploratorio muy grande en el off shore. El Poder Ejecutivo ya suscribió una serie de acuerdos, incluso con Brasil para la exploración, desarrollo y producción de hidrocarburos en áreas consideradas ‘”de gran potencial’” de la plataforma continental argentina, y se prevén inversiones en las cuencas del Golfo San Jorge, Colorado Marina y Austral, pero las cifras hasta ahora comprometidas por las compañías REPSOL y PETROBRAS parecen exiguas para tamaño esfuerzo, en especial si se compara el realizado en aguas de Brasil por esta última empresa. Las áreas donde podrían esperarse resultados, entonces, son aquellas poco exploradas, básicamente las del mar continental, que tiene estudios realizados y donde parece haber estructuras similares a otras donde se han hallado recursos en cantidades muy importantes. Siendo tan amplia la superficie de las costas argentinas la probabilidad de hallar reservorios positivos debería ser grande, por lo que se considera muy importante la dedicación a estas áreas marinas. En la exploración del mar no todo será a riesgo puro, porque la proyección oceánica de la cuenca San Jorge ya fue perforada en la década del cuarenta, por la YPF estatal. En aguas del extremo sur, Total en sociedad con Wintershall (la ex Deminex) y Pan American Energy (la ex Bridas) demostraron en Carina, Vega Pléyade, Aries e Hydra, que el lecho marino encierra su riqueza hidrocarburífera. En unos cuantos años se tendrán resultados técnicos que permitirán continuar o desechar amplias zonas, concentrando las inversiones allí donde las posibilidades sean mayores. No obstante el optimismo que puede alentar estas actividades, no debe dejarse de tener en cuenta que por más exitosas que ellas sean, los resultados materiales reales que puedan inyectar reservas y producción al País, no se percibirán hasta dentro de unos 7 ó 10 años, según se ha visto en la experiencia petrolera más cercana, la de Brasil, por lo que sólo han de influir en la segunda mitad del período de este estudio previsto entre 2006 y 2025. De todas maneras no debe descartarse la posibilidad que puedan brindar las Cuencas Neuquina, del Golfo San Jorge, del Noroeste y la Austral donde aún quedan áreas de bajo o mediano riesgo que pueden aportar en menores tiempos que las cuencas marinas parte del Petróleo y del Gas natural necesarios. Por eso se debe remarcar que la medida que más rápido puede producir la detención en la caída de las Reservas es la anulación de las exportaciones de crudo y la restricción de las de Gas Natural. 6. Anexos Petróleo y Gas

� Anexo 1.- Lista de Áreas � Anexo 2.- Cálculo de los descubrimientos de Petróleo por Cuenca � Anexo 3.- Cálculo de los descubrimientos de Gas Natural por Cuenca


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� Anexo 4.- Archivo HFUVY 2004-2005 � Anexo 5.- Áreas de Exploración 2004 � Anexo 6.- Áreas de Exploración 2005 � Anexo 7.- Áreas de Exploración de REPSOL:2005 � Anexo 8.- Plan Argentina � Anexo 9.- Oportunidades de Inversión- � Anexo 10.- Potencial de las Cuencas Sedimentarias Argentinas


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Anexo 1: Lista de Áreas

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ALP Alianza Petrolera Arg concesionada NQN Mza On shore Calmuco-Barreales Colorados Barreales colorados Calmuco Golfo SJ Sta Cruz On shore estancia La Mariposa estancia La Mariposa permisionada CGSJ XVII,XVIII (123) CGSJ XVII,XVIII (1718) APEA Apache Arg concesionada NQN NQN On shore Aguada Villanueva Aguada Villanueva Al Norte de la Dorsal Al Norte de la Dorsal bajo barda González barda González Guanaco MALLIN DEL NEGRO NB (Id:NB) NE (Id:NE) PUESTO ESPINOSA PUESTO ESPINOSA O. PUESTO LOPEZ PUESTO LOPEZ ESTE al Sur de la Dosal AGUADA QUINCHAO BORDE COLORADO BORDE COLORADO E. BORDE ESPINOSO BORDE ESPINOSO E. CERRO LOTENA

EL DIVISADERO - GENERAL SAN MARTIN

EL MOGOTITO ESTRUCTURA Interm ESTRUCTURA Interm N. LOMA FARIAS (Id:Z222) LOMA PEDREGOSA LOMA POTRILLO PORTEZUELOS (Id:PZL) PORTEZUELOS NORTE PORTEZUELOS OESTE RANQUIL CO (Id:RQC) RANQUIL CO NORTE Anticlinal Campamento Anticlinal Campamento Anticlinal Campamento E Anticlinal Campamento O Anticlinal Campamento S BARDITA ZAPALA Estación RAMON CASTRO Bajo Baguales Bajo Baguales CAMPAMENTO 3 (Id:CA3) CHALLACO SUR (Id:CLLS) Cutral Co Sur RANQUIL CO NORTE Dadin Huincul Dos Hermanas BORDE ESPINOSO ESTE DOS HERMANAS (Id:DHA) DADIN (Id:DAD) LOMA PEDREGOSA La Calera CERRO MORADO LA CALERA (Id:LCA) TRES PICOS (Id:TRPI) LOMA NEGRA NI (Id:ZNI) LOMA NEGRA NI (Id:ZNI) LOMA NEGRA Norte Meseta Buena Esperanza Meseta Buena Esperanza


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NEUQUEN DEL MEDIO NEUQUEN DEL MEDIO OJO DE AGUA (Id:ODA) OJO DE AGUA (Id:ODA) Rio Negro On Shore Estación FERNANDEZ ORO Estación FERNANDEZ ORO JAGÜEL DE BARA (Id:JBA) JAGÜEL DE BARA (Id:JBA) JAGÜEL DE LOS MILICOS JAGÜEL DE LOS MILICOS Golfo SJ Santa Cruz On Shore MESETA SIRVEN (Id:MSI) MESETA SIRVEN (Id:MSI) Área Permisionada Neuquina Neuquén On Shore COLLON CURA (Id:Z039) COLLON CURA (Id:Y058) Área Concesionada Neuquina Rio Negro On Shore EL SANTIAGUEÑO ALPATACO COIRON (Id:COIR) (Id:COIR) DOÑA PAULA EL QUEMADO (Id:ELQU) EL SANTIAGUEÑO (Id:SAN) LOS RAMBLONES (Id:LORA) LOS RAMBLONES NORTE PUNTA ROSADA (Id:PURO) TOMILLO 1001 (Id:TOM1) TOMILLO 1003 (Id:TOM3) Área Permisionada Cuyana y bolsones Mza On Shore CCyB 17/A (Id:CCYB) CCyB-17/A (Id:Y035) APC APCO ARGENTINA INC. Área Concesionada GOLFO SJ Chubut On Shore CAÑADON RAMIREZ CAÑADON RAMIREZ (Id:CÑR) Área Permisionada Noroeste Salta (Id:A) On Shore YACIMIENTO NORTE 1/B YACIMIENTO NORTE 1/B Z002 BARRANCA SUR S.A. Área Permisionada Claromecó Bs Aires On Shore CCL-1 GENERAL LAMADRID CCL-1 GENERAL LAMADRID CCL-2 JUAREZ (Id:Z015) CCL-2 JUAREZ (Id:Y032) APS CAPEX S.A. Área Concesionada Neuquina Neuquén On Shore AGUA DEL CAJON (Id:CAO) AGUA DEL CAJON (Id:CAO) EL SALITRAL (Id:ELSA) SENILLOSA (Id:SEN)

CIC CENTRAL INTERNATIONAL CO. Área Concesionada Neuquina Rio Negro On Shore CATRIEL OESTE (Id:CAP) CATRIEL OESTE (Id:CAP)

CPAT CENTRAL PATAGONIA S.R.L. Área Concesionada GOLFO SJ Chubut On Shore ALBERTO (Id:ALB) ALBERTO (Id:ALB) DON ERNESTO (Id:ERN) DON ERNESTO (Id:ERN) CGC CGC S.A. Área Concesionada AUSTRAL Santa Cruz On Shore LAGUNA DE LOS CAPONES LAGUNA DE LOS CAPONES ERR CHAÑARES HERRADOS S.A. Área Concesionada Cuyana y bolsones Mza On Shore CHAÑARES HERRADOS CHAÑARES HERRADOS PUESTO POZO CERCADO PUESTO POZO CERCADO CHE CHEVRON ARGENTINA S.R.L. Área Concesionada Neuquina Mza On Shore CONFLUENCIA SUR CONFLUENCIA SUR (Id:CFS) CERRO ARENA (Id:Z035) CERRO ARENA (Id:Z077) CURAMHUELE (Id:CURA) CURAMHUELE (Id:CURA) EL SAUCE (Id:ELS) EL SAUCE (Id:ELS) LOMA DEL PICUN (Id:LDP) EL TRAPIAL-CURAMCHED CURAMCHED (Id:CRD) EL LIMITE (Id:ELIM) EL TRAPIAL (Id:TRA) Área Concesionada Neuquina Rio Negro On Shore LAS BASES (Id:LBA) ESTANCIA EL COLORADO LAS BASES (Id:LBA) LA YESERA (Id:Z053) LA YESERA (Id:LYE) LOMA NEGRA (Id:LNE) ANTICLINAL DE MARÍA ANTICLINAL DE MARÍA Occid ANTICLINAL VIEJO (Id:AVIE) CERRO SOLO (Id:CESO) EL LÁTIGO (Id:ELAI) EL LÁTIGO OCCIDENTAL EL SOLITARIO SUR (Id:ESOS) LOMA DE MARÍA (Id:LOMA) LOMA NEGRA (Id:LNE)

PUESTO FLORES-Estancia VIEJA-PUESTO PRADO ESTANCIA VIEJA (Id:EVI)

HUYLI (Id:HUYL) KAUFMAN NORTE (Id:Z172)

PUESTO FLORES OESTE (Id:PFOO)

PUESTO PRADO (Id:PPR)


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Área Concesionada AUSTRAL Santa Cruz On Shore CAMPO BREMEN (Id:BRE) CAMPO BREMEN (Id:BRE) ESTANCIA DOS LAGUNAS FILOMENA (Id:FIL) LAGUNA EL PALO (Id:LEP) NORTERO NORESTE (Id:NNO) CHORRILLOS (Id:CHO) CAMPO MOLINO (Id:CAMO) CERRO CONVENTO (Id:CCON) CERRO CONVENTO PAR CERRO CONVENTO SUR CERRO NORTE (Id:RRN) CHORRILLOS CENTRAL CHORRILLOS NORTE (Id:CHO) CHORRILLOS VIEJO TRES COLINAS (Id:TCO) ZURI (Id:ZURI) LA CARMEN (Id:CAR) LA CARMEN (Id:CAR) LA TEHUELCHE (Id:TEH) LA TEHUELCHE (Id:TEH) CAÑADON SALTO OESTE LA TERRAZA (Id:LTZ) MOY AIKE (Id:MOY) CABO BUEN TIEMPO EL GANCHO (Id:EGAE) EL INDIO (Id:IND) EL INDIO OESTE (Id:INDO) MOY AIKE (Id:MOY) OCEANO (Id:OCE) OCEANO (Id:OCE) PALERMO AIKE (Id:PAL) CAMPO LIMITE (Id:LIM) CERRO TRES HERMANOS MONTE AYMOND (Id:MAY) PALERMO AIKE (Id:PAL) SAN CRISTOBAL (Id:SCR) SAN CRISTOBAL (Id:SANC) Área Permisionada Neuquina Neuquén On Shore CAÑADON DEL PUMA CUESTA DEL TORO (Id:CUDT) CLE CLEAR S.R.L. Área Concesionada GOLFO SJ Chubut On Shore CERRO NEGRO (Id:CNE) CERRO NEGRO (Id:CNE) Pampa María Santísima Este Pampa María Santísima Este Área Permisionada GOLFO SJ Chubut On Shore Pampa María Santísima O. Pampa María Santísima Oeste COH COLHUE HUAPI S.A. Área Concesionada GOLFO SJ Chubut On Shore ESTANCIA LA ESCONDIDA EL JEFE (Id:JEF) EL ZANJON (Id:ELZ) ESTANCIA LA ESCONDIDA POZOS SIN YACIMIENTO PUESTO VERA (Id:PUV) CAP Cñías Asoc PETROLERAS Área Concesionada GOLFO SJ Chubut On Shore DIADEMA (Id:DIA) DIADEMA (Id:DIA) GEMELOS (Id:GEM) GEMELOS (Id:GEM) KM. 20 (Id:K20) KM. 20 (Id:K20) MINA RESERVA (Id:MINR) MINA RESERVA (Id:MINR) SINDICATO (Id:SIND) SINDICATO (Id:SIND) SOLANO (Id:SOLN) SOLANO (Id:SOLN) EHRE EHRENCAP S.A. Área Concesionada GOLFO SJ Santa Cruz On Shore PAMPA VERDUN (Id:VER) PAMPA VERDUN (Id:VER) SIERRA DEL CARRIL SIERRA DEL CARRIL (Id:SDC)

Z003 EMERALD ENERGY (ARG.) LTD. Área Permisionada ÑIRIHUAU Rio Negro On Shore CÑ-1 ÑIRIHUAU (Id:Z029) CÑ-1 ÑIRIHUAU (Id:Y045)

Chubut On Shore CÑ-1 ÑIRIHUAU (Id:Z029) CÑ-1 ÑIRIHUAU (Id:Y045)

SIPA ENAP SIPETROL ARGENTINA Área Concesionada GOLFO SJ Chubut On Shore PAMPA DEL CASTILLO-LA GUITARRA PAMPA DEL CASTILLO-LA GUITARRA (Id:Z266)

AUSTRAL Santa Cruz Off Shore MAGALLANES (Id:MAG) MAGALLANES (Id:MAG) T. del Fuego Off Shore MAGALLANES (Id:MAG) MAGALLANES (Id:MAG) POSEIDON (Id:Z063) POSEIDON (Id:POI) Estado Nac. Off Shore MAGALLANES (Id:MAG) MAGALLANES (Id:MAG) Santa Cruz Off Shore CAM-2A Sur (Id:C2A) CAM-2A Sur (Id:C2AS) T. del Fuego Off Shore CAM-2A Sur (Id:C2A) CAM-2A Sur (Id:C2AS) Estado Nac. Off Shore CAM-3 SANTA CRUZ SUR CAM-3 SANTA CRUZ SUR


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ENER Energy DEVELOPMENT Co. Arg Área Permisionada CUYANA Y BOLSONES Mza On Shore CCyB-17/B (Id:Z016) CCyB-17/B (Id:Y036)

EPSU EPSUR S.A. Área Concesionada GOLFO SJ Chubut On Shore MATAMAGALLANES Oeste MATAMAGALLANES Oeste PRV ESTADO PROVINCIAL Área Permisionada AUSTRAL Estado Nac. Off Shore CAA-35 (Id:CA3) CAA-35 (Id:Y020)

PRV ESTADO PROVINCIAL Área Permisionada AUSTRAL MARINA Estado Nacional Off Shore CAA-35 (Id:CA3) CAA-35 (Id:Y020)

Z004 EXPLORACIONES OROMIN S.A. Área Permisionada

CUYANA Y BOLSONES Mza On Shore CCyB-9 SANTA ROSA CCyB-9 SANTA ROSA

EZH EZ HOLDINGS S.A. Área Concesionada GOLFO SJ Chubut On Shore CAÑADON PILAR (Id:PIL) CAÑADON PILAR (Id:PIL) MINA SALAMANCA (Id:Z059) MINA SALAMANCA (Id:Z257) PICO SALAMANCA (Id:PSA) PICO SALAMANCA (Id:PISA) GEO GEODYNE ENERGY S.A. Área Concesionada AUSTRAL Santa Cruz On Shore FARO VIRGENES (Id:FAR) FARO VIRGENES (Id:FAR)

GAL GEOPARK ARGENTINA LIMITED Área Concesionada Neuquina Mza On Shore CERRO DOÑA JUANA CERRO DOÑA JUANA (Id:CDJ)

LOMA CORTADERAL LOMA CORTADERAL (Id:LMC) AUSTRAL Santa Cruz On Shore DEL MOSQUITO (Id:DMT) DEL MOSQUITO (Id:DMT) DEL MOSQUITO NORTE GOOC GOLDEN OIL CORPORATION Área Concesionada Noroeste Salta On Shore EL VINALAR (Id:ELV) LA REINA (Id:LAR) PUESTO CLIMACO (Id:CLI) VINALAR NORTE (Id:VIN) Área Permisionada GOLFO SJ Chubut On Shore RIO MAYO OESTE (Id:RMAO) RIO MAYO OESTE (Id:RMAP) GTIE GRAN TIERRA ENERGY Arg Área Concesionada Noroeste Salta (Id:A) On Shore IPAGUAZU (Id:IPA) IPAGUAZU (Id:IPA) ÑACATIMBAY (Id:STV) ÑACATIMBAY (Id:ÑAC) VALLE MORADO (Id:VAMO) VALLE MORADO (Id:VMO) Formosa On Shore EL CHIVIL (Id:CHI) EL CHIVIL (Id:CHI) SURUBI (Id:SBI) SURUBI (Id:SBI) Área Permisionada Noroeste Salta (Id:A) On Shore CNO-1 SANTA VICTORIA CNO-1 SANTA VICTORIA GRFR GRECO FRANCISCO RUBEN Área Concesionada Neuquina Mza On Shore VEGA GRANDE (Id:VEG) VEGA GRANDE (Id:VEG) HDNS HIDENESA S.A. Área Permisionada Neuquina Neuquén On Shore LA PENDIENTE (Id:Z052) LA PENDIENTE (Id:Y064) IAT IATE S.A. Área Permisionada AUSTRAL Santa Cruz On Shore CA-9/A (Id:Z001) CA-9/A (Id:Y017) CA-9/B (Id:Z002) CA-9/B (Id:Y018) JINF INFELD JORGE Área Concesionada GOLFO SJ Chubut On Shore KM. 8 (Id:KO8) KM. 8 (Id:KM8) ILP INGENIERIA ALPA S.A. Área Concesionada GOLFO SJ Santa Cruz On Shore Anticlinal Aguada Bandera Anticlinal Aguada Bandera EL VALLE (Id:VAL) EL VALLE (Id:EVA) ISIM INGENIERIA SIMA S.A. Área Concesionada Neuquina Neuquén On Shore RAMOS MEXIA (Id:RAMJ) EL UMBRAL (Id:Z149) LOS LEONES (Id:LOLE) Área Permisionada Neuquina Neuquén On Shore PASO AGUERRE (Id:Y012) PASO AGUERRE (Id:Z271)

INER INTERENERGY ARGENTINA S.A. Área Concesionada GOLFO SJ Chubut On Shore CALETA CORDOVA (Id:CCO) CALETA CORDOVA (Id:CCO)

MSA MEDANITO S.A. Área Concesionada Neuquina Neuquén On Shore AGUADA DEL CHIVATO - AGUADA BOCAREY AGUADA BOCAREY (Id:BOY)

AGUADA DEL CHIVATO CUTRAL CO (Id:LCO) CUTRAL CO (Id:CUC) DOS PICOS (Id:DPI) DOS PICOS (Id:DPI) MIS MISAHAR ARGENTINA S.A. Área Concesionada GOLFO SJ Santa Cruz On Shore MATA MAGALLANES ESTE MATA MAGALLANES ESTE Área Permisionada Neuquina Mza On Shore CN VII/A (Id:Z023) CN VII/A (Id:Y044)

OXY OCCIDENTAL Arg Explor/Prod Área Concesionada CUYANA Y BOLSONES Mza On Shore CACHEUTA (Id:CAC) CACHEUTA (Id:CAC)

PIEDRAS COLORADAS-ESTRUCTURA INTERMEDIA PIEDRAS COLORADAS (Id:PCO)

Neuquina Mza On Shore AGUA BOTADA (Id:BOT) AGUA BOTADA (Id:BOT) SIERRA AZUL SUR (Id:SAS) SIERRA AZUL SUR (Id:SAS) GOLFO SJ Chubut On Shore BELLA VISTA OESTE BELLA VISTA OESTE (Id:BVO) GOLFO SJ Santa Cruz On Shore BLOQUE 127 (Id:BLO) BLOQUE 127 (Id:BLO) CAÑADON LEON (Id:CLE) CAÑADON LEON (Id:CLM) CAÑADON MINERALES CAÑADON MINERALES CAÑADON SECO (Id:CAS) CAÑADON SECO (Id:CAS) CERRO OVERO (Id:COV) CERRO OVERO (Id:COV) CERRO WENCESLAO CERRO WENCESLAO


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EL CORDON (Id:COR) EL CORDON (Id:COR) EL HUEMUL-KOLUEL KAIKE EL HUEMUL (Id:ELH) LAS HERAS (Id:LAS) LAS HERAS (Id:LAS) MESETA ESPINOSA MESETA ESPINOSA (Id:MESI) MESETA ESPINOSA MESETA ESPINOSA PIEDRA CLAVADA (CGSJ-IV) PIEDRA CLAVADA (CGSJ-IV) SUR PIEDRA CLAVADA SUR PIEDRA CLAVADA TRES PICOS (Id:TPI) TRES PICOS (Id:TPI)

OMYS OIL M&S S.A. Área Permisionada CUYANA Y BOLSONES San Juan On Shore JACHAL (Id:AJCH) JACHAL (Id:JACH)

PAE PAN AMERICAN ENERGY LLC Área Concesionada Noroeste Salta (Id:A) On Shore ACAMBUCO (Id:ACA) AGUARAY (Id:ARAY) CAPIAZUTI (Id:ZUTI) CERRO TUYUNTI (Id:CTU) GUANDACARENDA (Id:GUAN) LAS LAGUNAS (Id:LAGU) LIMON (Id:LIMO) MACUETA (Id:MSN) MACUETA SUR (Id:MSR) QUEBRADA TOBANTIRENDA SAN ANTONIO (Id:SAAN) SAN PEDRITO (Id:SPD) SAN PEDRO (Id:SPED) TUYUNTI (Id:TUYU) YACUY (Id:YACU) On Shore MACUETA OESTE (Id:Z056) MACUETA (Id:Z243) On Shore SAN PEDRITO SUR (Id:Z066) SAN PEDRITO (Id:SAPE) Neuquina Neuquén On Shore CHAPUA ESTE (Id:RBS) CHAPUA ESTE (Id:RBS) LINDERO ATRAVESADO LINDERO ATRAVESADO Occid LINDERO ATRAVESADO Orient GOLFO SJ Chubut On Shore ANTICLINAL FUNES (Id:AFU) ANTICLINAL FUNES (Id:AFU)

ANTICLINAL GRANDE-CERRO DRAGON (Id:ANG) ANTICLINAL GRANDE (Id:ANGR)

CAÑADON GRANDE (Id:CGR) CAÑADON PEDRO (Id:CAPE) CERRO ABIGARRADO (Id:CABI) CERRO BLANCO (Id:CBLA) CERRO DRAGON (Id:CDR) CERRO DRAGON NORTE (Id:CDN) CERRO TORTUGA (Id:CTOR) CHOIKE (Id:CHOI) CORMORAN (Id:CORM) EL CONDOR (Id:ECON) EL GATO (Id:ELGA) EL KIKEN (Id:ELKI) EL LAGO (Id:ELAG) EL MATUASTO (Id:MATU) EL ÑANDU (Id:EÑA) EL PUMA (Id:PUMA) EL TRIANGULO (Id:ETR2) ENRIQUE HERMITE (Id:ENHE) ESCORIAL (Id:ESC) GUANACO (Id:EGU) HOLDICH (Id:HDCH) HUETEL (Id:HUE) JORGE (Id:JOR) LAGARTO (Id:LAGA) LAGARTO SUR (Id:LAGS) LA MADRESELVA (Id:LMAD) LA MADRESELVA SUR (Id:LMAS)


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LA PIEDRA (Id:LAPI) LAS FLORES (Id:LASF) LAS LOMAS (Id:LLOM) LOS LEONES (Id:LLEO) LOS TAMARISCOS (Id:LTAM) MARIANA (Id:MARI) MESETA CATORCE (Id:M14) MESETA NEGRA (Id:MNEG) ORIENTAL (Id:ORIE) ORIENTAL OESTE (Id:ORIO) PADRE CORTI (Id:PCOR) PAMPA (Id:PAMP) PAMPA SUR (Id:PAMS) RESERO (Id:RES) SAN AGUSTIN (Id:SAG) TERO (Id:TERO) TRES PICOS (Id:TPIC) VALLE HERMOSO (Id:VAHE) VALLE MARTIN (Id:VAMA) ZORRO (Id:ZOR) Cerro Tortuga-Las Flores CERRO TORTUGA (Id:CETO) LAS FLORES (Id:LFLO) RIO CHICO (Id:RCHI) CHULENGO (Id:CHU) ANTICLINAL GRANDE (Id:ATGR) CHULENGO (Id:CHUL) ENRIQUE HERMITE (Id:ENHR) VALLE MARTIN (Id:MART) GOLFO SJ Santa Cruz On Shore ANTICLINAL GRANDE-CERRO DRAGON ANTICLINAL GRANDE (Id:ANGR) BAYO (Id:BAY) ESCORIAL (Id:ESC) HUETEL (Id:HUE) MESETA CATORCE (Id:M14) KOLUEL KAIKE-EL VALLE KOLUEL KAIKE (Id:KOL) PIEDRA CLAVADA (Id:PCL) PIEDRA CLAVADA (Id:PCL) LA PAMPA (Id:LAPA) LA PAMPA (Id:LAPA) PANR PETRO ANDINA RESOURCES Área Permisionada Neuquina Mza On Shore CNQ-7/A (Id:NQ7A) CERRO HUANUL SUR (Id:CHSU) CNQ-7/A (Id:Y056) EL ATAMISQUI (Id:SQUI) EL CORCOBO NORTE (Id:ECOR) GUANACO MUERTO (Id:GMUE) JAGUEL CASA DE PIEDRA LA ALPARGATA (Id:LALP) LA MERINA (Id:MERI) LOMITO (Id:MITA) PAMPA VERDE (Id:NQ7A) La Pampa On Shore CNQ-7/A (Id:NQ7A) CNQ-7/A (Id:Y056) CNQ-7/A (Id:NQ7A) EL CORCOBO NORTE (Id:ECOR) CNQ-7/A (Id:NQ7A) PUESTO PINTO (Id:PUPI) PBE PETROBRAS ENERGIA S.A. Área Concesionada Neuquina Mza On Shore PUESTO HERNANDEZ PUESTO HERNANDEZ (Id:HER) Neuquina La Pampa On Shore 25 DE MAYO-MEDANITO 26 DE MAYO-MEDANITO JAGÜEL DE LOS MACHOS BANDERITA (Id:BRTA) BANDERITA ESTE (Id:BANE) BANDERITA OESTE (Id:BANO)

JAGÜEL DE LOS MACHOS (Id:JAG)

Neuquina Neuquén On Shore AGUADA DE LA ARENA AGUADA DE LA ARENA (Id:AGA) CARRO QUEBRADO (Id:CAQU) BAJADA DEL PALO (Id:BAP) AGUADA DEL PONCHO (Id:AGP)


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BAJADA COLORADA (Id:BJCO) BAJADA DEL PALO (Id:BAP) BORDE MONTUOSO (Id:BMT) BORDE MONTUOSO NORTE JAGÜEL DE LOS ROSAUROS JAGÜEL NORTE (Id:JAN) MEDANO DE LA MORA (Id:MMO) MEDANO DE LA MORA ESTE PUESTO OPAZO (Id:PZO) PUESTO SIN NOMBRE (Id:PSN) EL MANGRULLO (Id:GRU) EL MANGRULLO (Id:MGR) LA AMARGA CHICA (Id:LAC) LA AMARGA CHICA (Id:LAC) PARVA NEGRA (Id:Z060) PARVA NEGRA (Id:Z270) PUESTO HERNANDEZ PUESTO HERNANDEZ (Id:HER) RINCON DE ARANDA RINCON DE ARANDA (Id:RDA)

RIO NEUQUEN (Id:RGO) CENTENARIO (Id:CRIO) CERRITO DE LA COSTA (Id:CDLC)

RIO NEUQUEN (Id:RNQ) VISTA ALEGRE (Id:VTAL) SIERRA CHATA (Id:CHH) CAÑADON AGUA SALADA CHIHUIDO (Id:CHHU) LOMA LAS BRUJAS (Id:LLBR) SIERRA CHATA (Id:SCH) SIERRA CHATA NOROESTE SIERRA CHATA NORTE (Id:SCHN) SIERRA CHATA OESTE (Id:SCHO) SIERRA CHATA SUR (Id:SCHS) VETA ESCONDIDA (Id:VET) VETA ESCONDIDA (Id:VET) Neuquina Rio Negro On Shore 25 DE MAYO-MEDANITO. 26 DE MAYO-MEDANITO. JAGÜEL DE LOS MACHOS LAS LAGUNAS (Id:LLNS) LAS LAGUNAS NORTE (Id:LLAN) MEDANO (Id:MEDA) PUESTO MORALES (Id:PLES) TAPERA AVENDAÑO (Id:TAAV) RIO NEUQUEN (Id:RGO) BARDA CONFLUENCIA (Id:BDCO) CAMPO GRANDE (Id:CPGR) CERRO MIROLI (Id:CRMI) ESTACION FERRI (Id:ESFA) RIO NEUQUEN (Id:RNQ) AUSTRAL Santa Cruz On Shore AN-AIKE (Id:AKE) AN-AIKE (Id:AKE) BAJADA FORTALEZA BAJADA FORTALEZA (Id:BFO) BARDA LAS VEGAS (Id:BLV) BARDA LAS VEGAS (Id:BLV)

BARDA LAS VEGAS SUR (Id:BSUR)

CAMPO BOLEADORAS CAMPO BOLEADORAS (Id:CBO) CAMPO INDIO (Id:CIN) CAMPO INDIO (Id:CIN) CAÑADON DEUS (Id:DEU) CAÑADON DEUS (Id:DEU) DOS HERMANOS (Id:DHE) DOS HERMANOS (Id:DHE) EL CERRITO (Id:CER) EL CERRITO (Id:ECE) ESTANCIA AGUA FRESCA CAMPO INDIO ESTE (Id:CINE) CAÑADON CAMUSU NORTE ESTANCIA AGUA FRESCA ESTANCIA CHIRIPA (Id:ECHI) ESTANCIA CHIRIPA (Id:ECHI) ESTANCIA LIBRUN (Id:LIB) ESTANCIA LIBRUN (Id:LIB) GLENCROSS (Id:GLEN) GLENCROSS (Id:GLEN) MORRO CHICO (Id:MICO) LAGUNA DEL ORO (Id:LDO) LAGUNA DEL ORO (Id:LAO) LA MENOR (Id:LAM) LA MENOR (Id:LAM)


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LA PAZ (Id:PAZ) LAGUNA DEL ORO SUR (Id:LSUR) LA PAZ (Id:LPZ) LA PAZ SUR (Id:LPUR) PUESTO BARROS (Id:PROS) LA PORFIADA (Id:LPF) LA PORFIADA (Id:LPF) MARIA INES (Id:INE) MARIA INES (Id:INE) MARIA INES SUR (Id:MSUR) SAN JOSE (Id:SOSE) MARIA INES OESTE (Id:MIO) CHALI AIKE (Id:CHAI) LA ESPERANZA (Id:LES2) LA ESPERANZA OESTE (Id:LEOE) MARIA INES OESTE (Id:INO) PUESTO OLIVERIO PUESTO OLIVERIO (Id:PRIO) PUESTO PETER (Id:PPT) CAMPO LAS ACOLLARADAS CAÑADON CAMUSU (Id:CUSU) PUESTO PETER (Id:PPT) QUINTANA LA ESPERANZA SANTA CRUZ I - Fracción A CAMPO BOLEADORAS OESTE SANTA CRUZ I - Fracción B FILOMENA OESTE (Id:FIOE) LAGUNA DE LAS SALINAS SANTA CRUZ I - Fracción C CAMPO BOLA (Id:CBA) CAMPO BOLA NORTE (Id:CABN) CAMPO CARNAVAL (Id:CVAL) CAMUSU AIKE (Id:CAKE) CAÑADON CRESPO (Id:CSPO) CAÑADON DE LOS CABALLOS CAÑADON TRISTE (Id:CTRE) CERRO CRESPO (Id:CCRE) CERRO NEGRO (Id:CGRO) CERRO NEGRO ESTE (Id:CNTE) CERRO NEGRO NORTE (Id:CNON) EL BOLICHE (Id:ECHE) EL MOLINO (Id:EINO) EL MOLINO SUR (Id:EMSU) EL TORDILLO (Id:ELLO) EL TRECE (Id:EECE) ESTANCIA LA MAGGIE (Id:LMG) ESTANCIA LA MAGGIE ESTE ESTANCIA LA MAGGIE NORTE ESTANCIA LAS PERDICES LA AURORA (Id:LAAU) LA AURORA ESTE (Id:LUES) LA CAROLINA (Id:LINA) LA FE (Id:LAFE) LAGUNA CIFRE (Id:LFRE) LAGUNA DE LOS CAPONES Norte LAGUNA DE LOS CAPONES SUR LA LILA (Id:LILA) LA NEGRA (Id:LGRA) LA SARITA (Id:LITA) LA SARITA OESTE (Id:LSTE) LAS VEGAS (Id:LGAS) LE MARCHAND (Id:LAND) LUISES (Id:LSES) MONTE NEGRO (Id:MGRO) OTOTEL AIKE (Id:OTO) OTOTEL AIKE ESTE (Id:OSTE) OTOTEL AIKE NORTE (Id:OAN)


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PUERTO COYLE (Id:PYLE) PUESTO BANDERA (Id:PERA) PUESTO BANDERA SUR (Id:PBUR) PUNTA NORTE (Id:PRTE) RIA COYLE (Id:RYLE) RIA NORTE (Id:RRTE) RINCON DEL BUQUE (Id:RQUE) SAN LORENZO (Id:SNZO) SEÑAL LADOUCH (Id:SUCH) ZORRO (Id:ZRRO) SANTA CRUZ I - Fracción D CAÑADON SALTO (Id:CÑS) CAÑADON SALTO NORTE CAÑADON SALTO OESTE LA TERRAZA ESTE (Id:LTEE) MONTE TIGRE (Id:MGRE) SANTA CRUZ II - Fracción A CAMPO BITZCH (Id:CZCH) CERRO PIRAMIDE (Id:CIDE) CHIMEN AIKE (Id:MAI) CHIMEN AIKE BAJO (Id:CAJO) CHIMEN AIKE NORTE (Id:CANO) CHIMEN AIKE OESTE (Id:CHAO) CIUDAD DE RIO GALLEGOS EL GUADAL (Id:EDAL) EL OBELISCO (Id:ESCO) EL PEDRERO (Id:EERO) EL PEDRERO OESTE (Id:ESTE) ISOLA BELLA (Id:ILLA) KILIK AIKE (Id:KIKE) KILIK AIKE NORTE (Id:KRTE) LAGUNA COLORADA (Id:LADA) LA LEONA (Id:LLE) LA MARAGATA (Id:LATA) LA MATILDE (Id:LLDE) LAS BUITRERAS (Id:BTR) MARKATCH AIKE (Id:MIKE) PUESTO LA CARLINA (Id:PLCA) PUESTO NEGRO (Id:PGRO) PUNTA LOYOLA (Id:YOL) PUNTA LOYOLA SUR (Id:PUUR) RIO GALLEGOS (Id:RGOS) SANTA CRUZ (Id:SRUZ) SIERRA NEGRA (Id:SGRA) SUR RIO CHICO (Id:SRC) TRES HERMANOS OESTE SANTA CRUZ II - Fracción B CERRO REDONDO (Id:RED) CONDOR OESTE (Id:COO) EL CONDOR (Id:CON) HITO V (Id:HIV) MOLINO CONDOR (Id:MDOR) MONTE DINERO (Id:MERO) NORTH RIDGE (Id:NDGE) NORTH RIDGE SUR (Id:NSUR) TRES COLINAS (Id:TNAS) TRES COLINAS ESTE (Id:TSTE) Área Permisionada CNQ-7 Gobernador AYALA CNQ-7 GOBERNADOR AYALA COIRON AMARGO (Id:Z038) COIRON AMARGO (Id:Y057) MATA MORA (Id:Z057) MATA MORA (Id:Y066) CNQ-32 PUESTO ZUÑIGA CNQ-32 PUESTO ZUÑIGA


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(Id:Y050) CNQ-33 CERRO MANRIQUE CNQ-33 CERRO MANRIQUE SANTA CRUZ I (Id:SC1P) CAMPO CUADRADO (Id:CADO) EL CAMPAMENTO (Id:ENTO) EL MARTILLO (Id:ETLO) EL PUMA (Id:ELPU) ESTANCIA LA REALIDAD (Id:ELR) ESTANCIA ROSITA (Id:EITA) ESTANCIA ROSITA OESTE LA QUENA (Id:LAQU) LAS TORCAZAS (Id:LZAS) RESERVA TEHUELCHE (Id:RCHE) SANTA CRUZ I (Id:Y069)

PSD PETROLEOS SUDAMERICANOS Área Concesionada Noroeste Jujuy (Id:Y) On Shore CAIMANCITO (Id:CAI) CAIMANCITO (Id:CAI)

Neuquina Neuquén On Shore LOMA MONTOSA OESTE DOS CERRITOS (Id:CRR)

LOMA MONTOSA OESTE (Id:LMOE)

Neuquina Rio Negro On Shore CENTRO ESTE (Id:CEE) CENTRO ESTE (Id:CEE) DIVISADERO CATRIEL (Id:DICA) ESTRUCTURA INTERMEDIA MESETA ALTA (Id:MEA) MESETA ESCONDIDA (Id:MESC)

MESETA ESCONDIDA SUR (Id:MESU)

PLANICIE MORADA (Id:PLMO) PUNTA MESETA ALTA (Id:PUME) SEÑAL CENTRO (Id:SCEN) SUR CATRIEL OESTE (Id:SCO) LOMA MONTOSA OESTE PLANICIE MORADA (Id:PLM) Z001 PETROLERA DEL COMAHUE Área Concesionada Neuquina Rio Negro On Shore BLANCO DE LOS OLIVOS - BLOQUE A PUESTO SURVELIN (Id:PUSU) GENERAL ROCA (Id:GRO) DON JOSE (Id:DOJO) GENERAL ROCA (Id:GRO) FLOR DE ROCA (Id:Z167) Área Permisionada Neuquina Mza On Shore CN VI-A/B (Id:Z022) CN VI-A/B (Id:Y043) Neuquina Rio Negro On Shore BLANCO DE LOS OLIVOS BLANCO DE LOS OLIVOS (Id:ABO) CNQ-35 BAJO HONDO CNQ-35 BAJO HONDO (Id:Y053) GENERAL ROCA (Id:AGR) AREA GENERAL ROCA (Id:AGR)

PTRE PETROLERA EL TREBOL S.A. Área Concesionada CUYANA Y BOLSONES Mza On Shore ATAMISQUI (Id:ATA) ATAMISQUI (Id:ATA)

ATAMISQUI SUR (Id:ATAS) CARRIZAL DE ABAJO (Id:CADA) EL QUEMADO (Id:QEM) LOMA NEGRA GRANDE (Id:LNGD) LOS BARREALITOS (Id:LOBA) PUESTO ALFARO (Id:PTAL) TIERRAS BLANCAS (Id:TIBL) TIERRAS BLANCAS DEL MEDIO TIERRAS BLANCAS NORTE REFUGIO TUPUNGATO AGUA ESCONDIDA (Id:AGES) PIEDRAS COLORADAS (Id:PICO) REFUGIO (Id:TUP) TUPUNGATO (Id:TU2) TUPUNGATO OESTE (Id:TUPO) CERRO MOLLAR OESTE CERRO MOLLAR OESTE (Id:CMO) PUESTO ROJAS (Id:PRO) CERRO MOLLAR (Id:MOL) PUESTO ADOBE (Id:PUAD) PUESTO ROJAS (Id:PRO) PEL PETROLERA ENTRE LOMAS Área Concesionada Neuquina Neuquén On Shore ENTRE LOMAS (Id:ELO) BORDE MOCHO (Id:BMO) EL CARACOL (Id:ECL)


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ENTRE LOMAS (Id:ELO) LOMAS DE OCAMPO (Id:LOOC) LOS ALAMOS (Id:LAL) PIEDRAS BLANCAS (Id:PBL) Neuquina Rio Negro On Shore ENTRE LOMAS (Id:ELO) CHARCO BAYO (Id:CHB) ENTRE LOMAS (Id:ELO) PIEDRAS BLANCAS (Id:PBL) PLF PETROLERA LF COMPANY Área Concesionada AUSTRAL T. del Fuego On Shore LAGO FUEGO (Id:LGF) LAGO FUEGO (Id:LFU) LOS CHORRILLOS (Id:LCH) AMALIA (Id:AMAL) ARROYO AUGUSTO (Id:ARRA) ARROYO CACHIMBA (Id:ARRC) ARROYO GAMMA (Id:ARRG) BAJO GUADALOSO (Id:BAGU) CARMEN SILVA (Id:CSIL) CASTILLO OESTE (Id:CAOE) CERRO MESA (Id:CEME) LAGUNA CARMEN NORTE LAGUNA CHICA (Id:LACH) LAGUNA ESCONDIDA (Id:LESC) LAGUNA HORTENSIA (Id:LAHO) LAGUNA LA SUERTE (Id:LLSU) LA SARA NORTE (Id:LSNO) LOS CHORRILLOS (Id:LCH) O' CONNOR (Id:OCOR) PUESTO DIECIOCHO (Id:PDYO) RIO AVILES (Id:RAVI) SAN GOYO (Id:SAGO) SAN JORGE (Id:SAJO) SECCION TREINTA (Id:STRE) SUR ARROYO GAMMA (Id:SAGA) T. DEL FUEGO - Fracción A BAJO GRANDE (Id:BAGR) CABO NOMBRE (Id:CAB) CAÑADON PIEDRA (Id:CPD) T. DEL FUEGO - Fracción B SAN SEBASTIAN (Id:SEB) T. DEL FUEGO - Fracción C CABEZA DE LEON (Id:LEO) T. DEL FUEGO - Fracción D LA SARA (Id:SAR) T. DEL FUEGO - Fracción E FRACCION E (Id:FRE) PSS PETROLERA SAN JOSE S.R.L. Área Concesionada Noroeste Salta (Id:A) On Shore PUESTO GUARDIAN CAÑADA GRANDE (Id:CAG) CHAGUARAL (Id:CHAG) DOS PUNTITAS (Id:DOS) EL COYUYO (Id:ELCO) EL DIVISADERO (Id:EDI) EL DIVISADERO ESTE (Id:EDIE) EL DIVISADERO SUR (Id:EDS) HUALACATE (Id:HUA) LA ESTRELLA (Id:LAES) LA ESTRELLA ESTE (Id:LAEE) LA ESTRELLA NORTE (Id:LAEN) LA JUANA (Id:LJU) LAS AVISPAS (Id:LAAV) LAS AVISPAS ESTE (Id:LAE) LOMAS DE OLMEDO (Id:LDO) LOMAS DE OLMEDO ESTE LOMA VERDE (Id:LVE) MARTINEZ DEL TINEO (Id:MDT) PILPINTO (Id:PILP) POTRERO DE LOS RUIZ (Id:PRU) POZO DEL PATO (Id:PDP) POZO DEL PATO ESTE (Id:PDPE)


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POZO ESCONDIDO (Id:PES) POZO ESCONDIDO ESTE (Id:PEE) PUESTO GUARDIAN (Id:PGU) PUESTO GUARDIAN NORTE PUESTO GUARDIAN OESTE PUESTO GUARDIAN SUR (Id:PGS) TATU (Id:TATU) TUSCAL (Id:TUSC) PPEA Petr PETROLEUM (AMERICAS) Área Concesionada Neuquina Rio Negro On Shore RINCONADA-Puesto Morales PUESTO MORALES (Id:Z301) RINCONADA (Id:Z321)

PCR Petroq COMODORO RIVADAVIA Área Concesionada Neuquina Mza On Shore EL SOSNEADO (Id:ESO) EL SOSNEADO (Id:ESO)

EL SOSNEADO NORTE (Id:ESN) LA PALOMA (Id:LPA) LA PALOMA (Id:LPA) LOS BUITRES (Id:LBU) LOS BUITRES (Id:LBU) Mina Cerro Del ALQUITRAN MINA DEL CERRO del ALQUITRAN Neuquina La Pampa On Shore MEDANITO (Id:NIT) MEDANITO (Id:NIT)

PTC PETRO TERRA CORPORATION Área Concesionada Noroeste Jujuy (Id:Y) On Shore LA BREA (Id:LBR) LA BREA ESTE-LAGUNA LA BREA

PHA P.H.A. Petrohidrocarburos Arg Área Concesionada Neuquina Mza On Shore LOMA EL DIVISADERO LOMA EL DIVISADERO (Id:LED) Neuquina Neuquen On Shore COVUNCO NORTE SUR COVUNCO NORTE SUR (Id:Y059) PLUE PLUSPETROL ENERGY S.A. Área Concesionada Noroeste Salta (Id:A) On Shore RAMOS (Id:RAM) RAMOS (Id:RAM) PPEP PLUSPETROL Explor y Prod Área Permisionada MALVINAS Estado Nac Off Shore CAA-38 (Id:Z004) CAA-38 (Id:Y021) PLU PLUSPETROL S.A. Área Concesionada Noroeste Salta (Id:A) On Shore AGUA BLANCA (Id:AGB) AGUA BLANCA (Id:AGB) PALMAR LARGO (Id:LAR) BALBUENA ESTE (Id:BAES) EL CHORRO (Id:ECH) TARTAGAL OESTE (Id:TOE) TARTAGAL OESTE (Id:TOE) Noroeste Formosa On Shore PALMAR LARGO (Id:LAR) CAÑADA RICA (Id:CDA) EL MOLINO (Id:EMO) EL POTRILLO (Id:EPO) LA TIGRA NORTE (Id:TIG) PALMAR LARGO (Id:PLG) PUESTO LA ENTRADA (Id:PLE) RAMON LISTA (Id:RLI) AGUADA BAGUALES AGUADA BAGUALES (Id:BAG) Neuquina Neuquén On Shore CENTENARIO (Id:CEN) CENTENARIO (Id:CEN) EL PORVENIR (Id:POR) CHALLACO (Id:CLL) EL PORVENIR (Id:POR) LA ESPERANZA (Id:LES)

LOMA JARILLOSA ESTE-PUESTO SILVA OESTE LOMA JARILLOSA ESTE (Id:LJE)

PUESTO SILVA OESTE (Id:PSI) PUESTO TOUQUET (Id:PTO) PUESTO BILLAR (Id:PBIL) PUESTO TOUQUET (Id:PTO) Neuquina Río Negro On Shore LOMA GUADALOSA (Id:LGU) LOMA GUADALOSA (Id:LGU)

LOMA JARILLOSA ESTE-PUESTO SILVA OESTE PUESTO SILVA OESTE (Id:PSI)

Neuquina Neuquén On Shore CNQ-12 LAGUNA BLANCA CNQ-12 LAGUNA BLANCA (Id:Y047)

CNQ-14/A (Id:Z025) CNQ-14/A (Id:Y048)

NOI PROVINCIA Área Concesionada CUYANA Y BOLSONES Mendoza (Id:M) On Shore (Id:1) LOS TORDILLOS OESTE LOS TORDILLOS OESTE (Id:LTO)

U PROVINCIA CHUBUT Área Concesionada GOLFO S J Chubut On Shore CAYELLI (Id:CAY) CAYELLI (Id:CAY)

PAMPA MARIA SANTISIMA PAMPA MARIA SANTISIMA (Id:PMS)

P PROVINCIA FORMOSA Área Concesionada Noroeste Formosa On Shore SELVA MARIA (Id:SMA) SELVA MARIA (Id:SMA) Q PROVINCIA NEUQUEN Área Concesionada Neuquina Neuquén On Shore COVUNCO (Id:UNC) COVUNCO (Id:UNC) A PROVINCIA SALTA Área Concesionada Noroeste Salta (Id:A) On Shore CUCHUMA-LUMBRERAS CUCHUMA (Id:OLL) LUMBRERAS (Id:LUM)


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ROC ROCH S.A. Área Concesionada Neuquina Mza On Shore CAJON DE LOS CABALLOS CAJON DE LOS CABALLOS CAJON DE MOLINA (Id:MLN) CERRO BOLEADERO (Id:BOL) LOMA PELADA ESTE (Id:LOPE) RINCON AMARILLO (Id:RIA) Neuquina Río Negro On Shore MEDIANERA (Id:MED) MEDIANERA (Id:MED) GOLFO SJ Santa Cruz On Shore SUR RIO DESEADO ESTE ESTACION TEHUELCHE (Id:Z156) LA FRIEDA (Id:Z182) LA FRIEDA OESTE (Id:Z183) AUSTRAL T. del Fuego On Shore ANGOSTURA (Id:AGO) ANGOSTURA (Id:AGO) CERRO CORTADO (Id:CCT) GAVIOTA (Id:GTA) LAS LAGUNAS (Id:LLAG) LAS VIOLETAS (Id:VIO) LAS VIOLETAS (Id:VIO) LOS FLAMENCOS (Id:LFL) LOS PATOS (Id:Z239) PUESTO QUINCE (Id:PQUI) RIO CHICO (Id:RICH) RIO CHICO NORTE (Id:Z323) SAN LUIS-PUNTA MARIA (Id:SLU) SUR ARROYO CANDELARIA RIO CULLEN (Id:RIO) RIO CULLEN (Id:RIO) SIM SIMA ENERGY S.A. Área Concesionada Neuquina Neuquén On Shore FONDO DE LA LEGUA BLOQUE I (Id:BLOI) BLOQUE II (Id:BLII) TPT TECPETROL S.A. Área Concesionada Noroeste Salta (Id:A) On Shore AGUARAGÜE (Id:AGU) AGUARAGÜE (Id:Z012)

ALTO DE YARIGUARENDA (Id:ADY)

ANTA MUERTA (Id:ANMU)

CAMPO DURAN (SAN TELMO - LAS PEÑAS) (Id:CDSL)

CAMPO DURAN SUR (SAN TELMO - LAS PEÑAS) (Id:CDS)

CAMPO DURAN (TUPAMBI) CERRO TARTAGAL (Id:Z106) ICUA (Id:ICUA) LA BOLSA - YACARECITO (Id:LCY) LAGUNA DEL CIELO (Id:LDCI) LOMITAS BLOQUE BAJO (Id:LOBB) MADREJONES (Id:Z062)

POZOS SIN YACIMIENTO (Id:SYA1)

RIO PESCADO (Id:RIPE)

SIERRA DE AGUARAGÜE (HUAMAMPAMPA) (Id:AGU)

SIERRA DE AGUARAGÜE (SANTA ROSA ICLA) (Id:SRIC)

TOMASITO (Id:TOM)

TRANQUITAS SOMEROS (Id:TSOM)

Área Concesionada Noroeste Salta (Id:A) On Shore SAN ANTONIO SUR CHANGO NORTE-PORCELANA Área Concesionada Neuquina Mendoza On Shore ATUEL NORTE (Id:ATU) ATUEL NORTE (Id:ATU) ATUEL SUR (Id:ATS) LOS POCITOS (Id:POC) PUESTO MIRANDA (Id:PMI) Área Concesionada Neuquina Neuquén On Shore CATRIEL VIEJO (Id:VIE) LOMA MONTOSA (Id:LMO) EL CARACOL NORTE AGUADA LASTRA SUR (Id:ALS) EL CARACOL NORTE (Id:ECN) PORTEZUELO ALTO (Id:POA) FORTIN DE PIEDRA (Id:FOR) AGUADA LA PICHANA (Id:AGUP)


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FORTIN DE PIEDRA (Id:FOR) PASO DE INDIOS (Id:PAIN) LOS BASTOS (Id:BAS) AGUADA ANACLETO (Id:AAN) LAS CHIVAS (Id:LCV) LOS BASTOS-LAS COPAS (Id:BAS) LOS BASTOS SUR (Id:LBS) PUESTO DINAMARCA (Id:PUDI) PUNTA SENILLOSA (Id:PUSE) PUNTA SENILLOSA SUR (Id:PSE) Área Concesionada Neuquina Rio Negro On Shore AGUA SALADA (Id:SAL) AGUADA DE LOS INDIOS (Id:AIN) AGUADA DE LOS INDIOS SUR AGUA SALADA (Id:Z006) BAJO DE LOS CAJONES (Id:BDLC) LA BARDA (Id:LABA) LA BARDA SUR ESTE (Id:BSE) LA JARILLA (Id:LJA)

POZOS SIN YACIMIENTO (Id:ASY1)

PUESTO BRAVO (Id:PBRA) CATRIEL VIEJO (Id:VIE) BARDA ALTA (Id:BAAL) CATRIEL VIEJO (Id:VIE) LOMA CHICA (Id:LOCH) TRES NIDOS (Id:TRE) TRES NIDOS (Id:TRE) Área Concesionada GOLFO S J On Shore EL TORDILLO (Id:ELT) EL TORDILLO (Id:ELT) JOSE SEGUNDO (Id:JSE) JOSE SEGUNDO (Id:JSE) LA TAPERA (Id:TAP) LA TAPERA (Id:LTA) PUESTO QUIROGA (Id:QUI) PUESTO QUIROGA (Id:QIR) PUESTO QUIROGA (Id:QUI) PUESTO QUIROGA OESTE TAU TOTAL AUSTRAL S.A. Área Concesionada Neuquina Neuquén On Shore AGUADA PICHANA (Id:API) AGUADA PICHANA (Id:API) AGUADA PICHANA NORTE SAN ROQUE (Id:SRO) AGUADA SAN ROQUE (Id:SRO) FILON 3A (Id:FI3A) FILON 3C (Id:FI3C) LOMA LAS YEGUAS (Id:LYR) RINCON CHICO (Id:Z316) AUSTRAL Santa Cruz Off Shore OCTANS-PEGASO OCTANS-PEGASO (Id:OPE)

On Shore CUENCA MARINA AUSTRAL CAÑADON ALFA-ARA-ARA SUR-ANTARES-ARGO (Id:ALF)

Off Shore CUENCA MARINA AUSTRAL CAÑADON ALFA-ARA-ARA SUR-ANTARES-ARGO (Id:ALF)

HIDRA-HIDRA SUR (Id:HID) KAUS (Id:KAU) VEGA PLEYADE (Id:VPY) AUSTRAL Estado Nac. Off Shore CUENCA MARINA AUSTRAL ARIES-ARIES NORTE (Id:AES) CARINA (Id:GCA)

CARINA-FENIX-ORION-ORION NORTE-ORION OESTE (Id:FEX)

SPICA (Id:PIC) VEGA PLEYADE (Id:VPY) OCTANS-PEGASO (Id:OPE) OCTANS-PEGASO (Id:OPE) TAURO-SIRIUS (Id:TSI) TAURO-SIRIUS (Id:TSI) Área Permisionada Neuquina Neuquén On Shore EL CHURQUI (Id:Z044) EL CHURQUI (Id:Y060) LAS TACANAS (Id:Z054) LAS TACANAS (Id:Y346) SAYHUEQUE (Id:SAYH) Área Permisionada AUSTRAL Estado Nac. On Shore CAM-2/B (Id:Z011) CAM-2/B (Id:Y028) Off Shore CAM-2/B (Id:Z011) CARINA NORTE (Id:GCAN) CARINA SUDESTE (Id:GCAS) WIN WINTERSHALL ENERGIA S.A. Área Permisionada Neuquina Mendoza On Shore RANQUIL NORTE (Id:Z065) RANQUIL NORTE (Id:Y068) LA INVERNADA (Id:Z051) LA INVERNADA (Id:LINV)


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CAÑADON ASFALTO Chubut Off Shore

CCA-1 (CUENCA CAÑADON ASFALTO 1) "GAN GAN" CCA-1 GAN GAN (Id:Y030)

CGSJ-V/A (CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE V A) CGSJ-V/A (Id:Y042)

YPF YPF S.A. Área Concesionada CUYANA Y BOLSONES Mendoza On Shore BARRANCAS (Id:BAR) BARRANCAS (Id:BRC)

BARRANCAS NORTE (Id:Z047) BARRANCAS OESTE (Id:Z048) BARRANCAS SUR (Id:Z049) ESTRUCTURA CRUZ DE PIEDRA LUNLUNTA-CARRIZAL (Id:LCZ) PERDRIEL (Id:Z278) TIERRAS BLANCAS NORTE UGARTECHE (Id:UGA) CEFERINO (Id:CEF) CEFERINO (Id:CEF) LA ESCUELITA (Id:Z181) PUESTO PRIETO (Id:Z306) LA VENTANA (Id:LAV) ATAMISQUI (Id:ATA) CAÑADA DURA (Id:CADU) EL BOTELLON (Id:Z126) EL QUEMADO NORTE (Id:EQN) EL ROSADO (Id:Z148) GRAN BAJADA BLANCA (Id:Z168) GUANACO BLANCO (Id:GUAB) LAS HORMIGAS (Id:Z203) LA VENTANA (Id:LAV) LA VENTANA "A" (Id:LVA) LA VENTANA CENTRAL (Id:LVEC) LA VENTANA ESTE (Id:LAVE) LA VENTANA NORTE (Id:Z191) LA VENTANA SUR (Id:Z192) PUNTA DE LAS BARDAS (Id:Z311) RIO HONDO (Id:Z328) RIO VIEJAS (Id:RVIE) VACAS MUERTAS (Id:Z360) RIO MENDOZA (Id:RMN) RIO MENDOZA (Id:RMN) RIO TUNUYAN (Id:TUN) RIO TUNUYAN (Id:TUN) VIZCACHERAS (Id:VIZ) CAÑADA DE LAS YEGÜITAS CAÑADA DEL RINCON (Id:Z065) CAÑADA DURA (Id:Z068) CAÑADA LLOVIZNOSA (Id:Z070) DEL DURAZNO (Id:Z118) LAGUNA LA PAIVA (Id:Z200) LAS JUNTAS (Id:LAJU) REPRESA LARGA (Id:Z315) RIO SECO DE LOS CORRALES O. VIZCACHERAS (Id:VIZ) ZAMPAL (Id:ZAMP) ZAMPAL (Id:Z369)

ALTIPLANICIE DEL PAYUN ALTIPLANICIE DEL PAYUN (Id:ADP)

CERRO LIUPUCA (Id:CELI) CERRO NEGRO (Id:CNEG) CERRO NEGRO SUR (Id:CNS) CAÑADON AMARILLO CAÑADON AMARILLO (Id:CAM) CERRO DE LOS NIDOS (Id:Z083) EL CHINGOLO (Id:Z130) EL PICHANAL (Id:Z140) EL PICHANAL SUR (Id:Z141) LA LECHUZA (Id:Z185)


521

��

PATA MORA (Id:Z274) PORTEZUELO (Id:Z283) RINCON BLANCO (Id:RIBL) RINCON DE ESCALONA (Id:Z318) CERRO FORTUNOSO ANTICLINAL LOMA ATRAVESADA CERRO FORTUNOSO (Id:CFO) CERRO FORTUNOSO OESTE

CERRO FORTUNOSO SUR (Id:Z088)

PUESTO MANSILLA (Id:Z299) VOLCAN SANTA MARIA (Id:Z368) CERRO MOLLAR NORTE CERRO MOLLAR NORTE (Id:CMN) PUESTO ROJAS OESTE (Id:Z307) CHIHUIDO DE LA SALINA CHIHUIDO DE LA SALINA (Id:CHS) CHIHUIDO DE LA SALINA Ctro N. CHIHUIDO DE LA SALINA Ctro S. CHIHUIDO DE LA SALINA NORTE BAJO LOS LOBOS (Id:LOB) CHIHUIDO DE LA SALINA SUR Chihu de la S SUR Escama Interm Chihu de la S SUR Escama Superior EL PORTON ESTE (Id:Z144) EL ZAINO (Id:ELZA) RINCON DE CORREA (Id:RICO)

RINCON DE CORREA SUR (Id:RCS)

CHIHUIDO de la Sierra negra CERRO LOS MELLIZOS (Id:Z098) DESFILADERO BAYO (Id:DBA) EL MORO (Id:ELMO) EL PAISANO (Id:EPAS) GUADAL (Id:Z169) LA COLADA (Id:Z179) PATA MORA (Id:Z275) PUESTO HERNANDEZ (Id:HER) PUESTO MOLINA (Id:PMO) PUESTO PALOMO (Id:Z305) Área Concesionada Neuquina Mendoza On Shore EL MANZANO (Id:MAN) ARROYO COHIHUECO (Id:Z027) ARROYO LOS MENUCOS (Id:Z033) BUTA RELVUM (Id:Z055) DEL PETISO (Id:Z119) EL MANZANO (Id:MAN) EL MANZANO OESTE (Id:Z136) EL MANZANO SUR (Id:Z137) EL PASILLO (Id:Z138) LIU CULLIN (Id:Z208) LOMA DE LAS ESPINAS (Id:Z216) LOS CAVAOS (Id:CAV) LOS MOGOTES (Id:Z237) LOS VOLCANES (Id:Z241) MINA THEIS (Id:Z258) PUESTO LA QUILA (Id:Z295) RANQUIL CO (Id:RQC2) EL PORTON (Id:EPN) EL PORTON NORTE (Id:Z146) EL PORTON SUR (Id:Z147) LA BREA (Id:LAB) LA BREA (Id:LAB) LLANO GRANDE (Id:Z211) PUESTO LAS VEGAS (Id:Z296) PUESTO MUÑOZ (Id:Z302) RIO SALADO (Id:Z330)


522

��

SAN FRANCISCO (Id:Z335) LLANCANELO (Id:LLA) LLANCANELO (Id:LLA) LLANCANELO R (Id:LLR) LOMA DE LA MINA (Id:LDM) CERRO ALQUITRAN (Id:CEAL) LOMA DE LA MINA (Id:LMI) PUESTO LA QUEBRADA (Id:Z293) PASO DE LAS BARDAS N AGUADA ARENOSA (Id:Z007) ANTICLINAL BARDA CASTILLO CURRI CURA (Id:Z117) EL ALAMO SUR (Id:Z124) LA ARENOSITA (Id:Z176) PASO DE LAS BARDAS (Id:Z272) PASO DE LAS BARDAS ESTE PASO DE LAS BARDAS NORTE RINCON DEL ALAMO (Id:Z320) PUESTO MOLINA NORTE CERRO MALAL NEGRO (Id:Z099) LOS BAÑOS (Id:Z231) PATA MORA (Id:Z276) PATA MORA ESTE (Id:Z277) PUESTO MOLINA NORTE RINCON BLANCO (Id:RIBN) PUNTILLA DEL HUINCAN LA PASARELA (Id:Z186) PORTEZUELO EL CHOIQUE PUNTILLA DEL HUINCAN (Id:PUN) VALLE DEL RIO GRANDE AGUA DE ARIAS (Id:Z002) CAJON DE LETELIER (Id:Z056) CAJON DE OLATINO (Id:Z057) CERRO CARRIZALITO (Id:Z081) CERRO CORTADO (Id:CCT2) CERRO DIVISADERO (Id:Z084)

CERRO DIVISADERO SUR (Id:Z085)

CERRO EL GATO (Id:Z086) CERRO PARTIDO (Id:Z103) EL VALLE (Id:EVAR) LAGUNA DEL PIOJO (Id:Z197) LAS CHACRAS (Id:Z202) LOMA ALTA (Id:Z213) LOMA ALTA ESTE (Id:Z214) LOMA ALTA SUR (Id:LSU) LOMA ATRAVESADA (Id:Z215) LOMA DE LAS ESPINAS (Id:Z217) LOS BERRITOS (Id:Z232) LOS CAVAOS (Id:CAV) LOS CAVAOS ESTE (Id:Z234) MALAL DE ESTANISLAO (Id:Z245) MALAL DEL MEDIO (Id:Z246) PAMPA PALAUCO (Id:PPL) RIO GRANDE (Id:Z326) RIO GRANDE SUR (Id:Z327) VEGA DEL LORO (Id:Z365) Neuquina Neuquen On Shore CERRO BANDERA (Id:CBA) BANDERA INTERMEDIA (Id:Z043) CERRO BANDERA (Id:BAN)

CERRO BANDERA NORTE (Id:Z078)

LA VIA (Id:Z193) CERRO HAMACA (Id:CEA) CERRO HAMACA (Id:CEAO) CERRO HAMACA OESTE (Id:Z094) CERRO MITRE (Id:Z102)


523

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LOS ESQUINEROS (Id:Z235) MEDANO DEL SAUCE (Id:Z250)

RINCON DE LOS SAUCES (Id:Z319)

SEÑAL CORRAL DE PIEDRA CHIHUIDO de la Sierra Negra ABUTARDA (Id:Z001) AGUADA CERRO BAYO (Id:Z009) AGUA DE LA CERDA (Id:Z003) AGUA DE LA CERDA NORTE AGUA DE LA CERDA OESTE CAMINO A LA COSTA (Id:Z058) CERRITO ALARCON (Id:Z076) CERRO GUANACO (Id:Z093) CERRO LA ARVEJA (Id:Z096) CHIHUIDO DE LA SIERRA NEGRA CORTADERA (Id:Z114) DESFILADERO BAYO (Id:DBA) EL BAYO (Id:Z125) EL CHOIQUE (Id:Z131) EL ESCORIAL (Id:Z132) EL LIMITE (Id:Z135) FALDEO AMARILLO (Id:Z163) LA BARDA (Id:LAB2) LA PUNTILLA (Id:Z187) LA TRICAHUERA (Id:Z190) LOMA DEL BARRIL (Id:Z220) LOMA DEL MELON (Id:Z221) LOMITA (Id:Z227) LOMITA NORTE (Id:Z228) LOMITA OESTE (Id:Z229) LOMITA SUR (Id:Z230) LOS FILONES (Id:Z236) MESILLAS OVERAS (Id:Z252) NARAMBUENA (Id:Z259) PATA MORA (Id:Z275) PICO DEL AGUILA (Id:Z279) PUESTO HERNANDEZ (Id:HER) PUESTO MOLINA (Id:PMO)

PUNTA ESTE de la SIERRA NEGRA

SIERRA NEGRA (Id:Z352) VERTIENTE DEL BAYO (Id:Z367) DON RUIZ (Id:DRU) DON RUIZ (Id:DRU) EL PORTON (Id:EPN) EL PORTON NORTE (Id:Z146) EL PORTON SUR (Id:Z147) FILO MORADO (Id:FIM) FILO MORADO (Id:FIM) FILO MORADO ESTE (Id:Z164) FILO MORADO OESTE (Id:Z165) FLANCO DEL TRILL (Id:Z166) LAGUNA BLANCA (Id:Z194) LOS CARRIZOS (Id:Z233) MINA EL ALGARROBO (Id:Z255) PUESTO BITUIN (Id:Z290) RUCA CARMELO (Id:Z333) SAL DE PIEDRA (Id:Z334) LAS MANADAS (Id:LSMA) CERRO BAYITO (Id:Z079) LAS MANADAS (Id:LMAN) RISCO ALTO (Id:RIAL) LOMA CAMPANA (Id:LCAM) LOMA CAMPANA (Id:LCAM)


524

��

LLL-SIERRA BARROSA AGUADA TOLEDO (Id:Z011) AÑELO (Id:Z023) AÑELO NORTE (Id:Z024) BAJADA DE AÑELO (Id:Z037) BAÑADO LULU NORTE (Id:Z044)

BARRIALES COLORADOS (Id:Z050)

BARROSA NORTE (Id:Z051) BARROSA OESTE (Id:Z052) CUPEN (Id:Z115) CUPEN MAHUIDA (Id:Z116) CUPEN MAHUIDA NORTE EL CORDON (Id:PTC2) EL CORDON OESTE (Id:ECOO) EL LAGO SUR (Id:Z134) EL TRIANGULO (Id:ETRI) LA BIFURCADA (Id:Z177) LA COSTA (Id:Z180) LOMA LA LATA (Id:LDL) LOMA LA LATA ESTE (Id:Z223) MESETA BARROSA (Id:Z251) PUNTA NORTE (Id:Z313) SAUZAL BONITO (Id:Z340) SIERRA BARROSA (Id:Z349) SIERRA BARROSA ESTE (Id:Z350) VANGUARDIA (Id:Z363) VANGUARDIA NORTE (Id:Z364) OCTOGONO (Id:OCT) CAMPAMENTO DOS (Id:Z059) CAMPAMENTO UNO (Id:Z061) NORTE DEL OCTOGONO (Id:Z262) OCTOGONO (Id:OCT) PASO DE LAS BARDAS N ENTRE BARDAS (Id:Z152) PASO DE LAS BARDAS (Id:Z272) PASO DE LAS BARDAS NORTE PORTEZUELO MINAS CAÑADON DEL DIABLO (Id:Z072) EL PORTEZUELO (Id:Z142) ESTE LOMA NEGRA (Id:Z161) PORTEZUELO MINAS (Id:PMIN) PUESTO CORTADERA PUESTO CORTADERA (Id:PUCO) RINCON DEL MANGRULLO EL TOMILLO (Id:ELTO) RINCON DEL MANGRULLO RINCON DE PIEDRA (Id:RIPI) SEÑAL CERRO BAYO PAMPA DEL CHANCHO (Id:Z267) SEÑAL CERRO BAYO (Id:CBY) SEÑAL PICADA-Punta Barda DIVISADERO ALTO (Id:Z121) DOS PICOS SUR (Id:Z123) ENTRE PIEDRAS (Id:Z153) ENTRE RIOS (Id:Z154) LOMA MORADA (Id:LOM2) PIEDRAS NEGRAS (Id:Z280) PIEDRAS NEGRAS OESTE PIEDRAS NEGRAS SUR (Id:Z282) PORTEZUELO ALTO (Id:POAL) PORTEZUELO ALTO OESTE SEÑAL LOMITA (Id:Z344) SEÑAL PICADA (Id:SPI) VOLCAN AUCA MAHUIDA EL VIEJO (Id:Z151) LA ANTENA (Id:Z175)


525

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LAS MANADAS (Id:LAMA) VOLCAN AUCA MAHUIDA (Id:VOL) Neuquina Rio Negro On Shore BAJO DEL PICHE (Id:BAJ) BAJO DEL PICHE (Id:BDP) BAJO DEL PICHE OESTE (Id:Z039) BAJO DEL PICHE SUR (Id:Z040) BARRANCA DE LOS LOROS BARRANCA DE LOS LOROS BARRANCA DE LOS LOROS N CATRIEL NORTE (Id:Z075) LAS TOLDERIAS (Id:LATO) MEDIANERA (Id:MED2) RIO COLORADO (Id:Z324) SUBIDA BARDA CHICA (Id:Z356) EL MEDANITO (Id:EME) EL MEDANITO (Id:EMD) LOS CALDENES (Id:LOCA) LAGUNA ATAMISQUI (Id:LAAT) LOS CALDENES (Id:LOCA) LOS CALDENES (Id:LOCA) SEÑAL PICADA-Punta Barda EL BRAZO (Id:Z127) EL BRAZO SUR (Id:Z128) ENTRE RIOS (Id:Z154) NORTE VALLE VERDE (Id:Z263) PUNTA BARDA (Id:PBA) SEÑAL FERRANDO (Id:Z343) SEÑAL NASER (Id:Z345) SEÑAL PICADA (Id:SPI) SEÑAL PICADA SUR (Id:Z346) SEÑAL PLANICIE MORADA SEÑAL RIVERO (Id:Z348) VALLE VERDE (Id:Z362) GOLFO S J Chubut On Shore BARRANCA YANKOWSKY BARRANCA YANKOWSKY Camp Ctral-Cañadón Perdido BELLA VISTA (Id:Z054) BELLA VISTA OESTE (Id:BVO)

CAMPAMENTO CENTRAL-BELLA VISTA ESTE (Id:ZCE)

CAÑADON PERDIDO (Id:CCC) ESCALANTE-EL TREBOL EL TREBOL (Id:ETR) ESCALANTE (Id:SCA) MANANTIALES BEHR MANANTIALES BEHR (Id:BEH) MINA PROCYON (Id:MIPR) MINA PROCYON (Id:MPYO) RESTINGA ALI (Id:ALI) RESTINGA ALI (Id:ALI) RIO MAYO (Id:RIM) CAMPO ARRE (Id:ARRE) RIO MAYO (Id:RIM) SARMIENTO (Id:SAR) CERRO GUACHO (Id:Z090) SARMIENTO (Id:CSA) GOLFO S J Santa Cruz On Shore Cañadón de la Eescondida-LAS HERAS BARRANCA BAYA (Id:BBY) CAÑADON DE LA ESCONDIDA CERRO GRANDE (Id:Z089) LAS HERAS (Id:LAS2)

CAÑADON LEON-MESETA ESPINOSA (Id:CLM) CAÑADON LEON (Id:CLEO)

CAÑADON SECO (Id:CSEC) MESETA ESPINOSA (Id:MEES) CAÑADON VASCO (Id:CVA) CAÑADON VASCO (Id:CVA) CAÑADON YATEL (Id:YAT) CAÑADON YATEL (Id:YAT) ESTANCIA CHOLITA (Id:Z157) CAÑADON YATEL (Id:YAT) ESTANCIA CHOLITA NORTE

CERRO PIEDRAS-CERRO GUADAL NORTE (Id:CPG) CERRO GUADAL (Id:Z091)

CERRO GUADAL NORTE (Id:Z092) CERRO PIEDRAS (Id:Z104) LOS SAUCES (Id:Z240)


526

��

EL GUADAL-Lomas del CUY EL GUADAL (Id:Z133) LOMAS DEL CUY (Id:CUY) LOS MONOS (Id:MON) AGUADA BANDERA (Id:Z008) LOS MONOS (Id:MON) Los Perales-LAS MESETAS CERRO BAYO (Id:Z080) LA CUEVA (Id:LACU) LAS MESETAS (Id:Z204) LOS PERALES (Id:PER) PICO TRUNCADO-El Cordón EL CORDON (Id:PTC) EL DESTINO (Id:DES) KOLUEL KAIKE (Id:KOLK) PICO TRUNCADO (Id:TRU) AUSTRAL T. del Fuego Off Shore LOBO (Id:LOBO) LOBO (Id:LOBO)

Área Permisionada CUYANA Y BOLSONES San Juan On Shore TAMBERIAS (Id:ATAM) TAMBERIAS (Id:TAMB)

COLORADO Estado Nac Off Shore CCM-2 Colorado MARINA 2 CCM-2 COLORADO MARINA 2 Neuquina Neuquen On Shore BANDURRIA (Id:Z031) BANDURRIA (Id:Y016) CALANDRIA MORA (Id:Z032) CALANDRIA MORA (Id:Y027) CN-VIII (Id:X366) CN-VIII (Id:Y307) LA BANDA (Id:Z050) LA BANDA (Id:Y063) PIEDRA CHENQUE (Id:PICH) PIEDRA CHENQUE (Id:PCHE) SAUZALITO (Id:Z067) SAUZALITO (Id:Y070) GOLFO S J Estado Nac Off Shore CGSJM-1 (Id:Z019) CGSJM-1 (Id:Y040) MALVINAS Estado Nac Off Shore CAA-40 (Id:Z006) CAA-40 (Id:Y023) CAA-46 (Id:Z008) CAA-46 (Id:Y025)


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Anexo 2: Cálculo de los descubrimientos de Petróleo por Cuenca

PETRÓLEO Miles de m3 CUENCA NOROESTE Cálculo de

Reservas Producción Indice años

de reservas incorporación

1981 17.689 578 30,6 1982 24.335 657 37,0 7.303 1983 25.173 739 34,1 1.577 1984 24.326 843 28,9 -4 1985 25.929 1.020 25,4 2.623 1986 25.766 1.019 25,3 856 1987 26.325 931 28,3 1.490 1988 33.694 1.042 32,3 8.411 1989 36.315 941 38,6 3.562 1990 25.549 996 25,7 -9.770 1991 23.143 1.014 22,8 -1.392 1992 20.222 971 20,8 -1.950 1993 19.512 1.022 19,1 312 1994 17.758 1.030 17,2 -724 1995 14.821 966 15,3 -1.971 1996 20.152 906 22,2 6.237 1997 19.781 1.093 18,1 722 1998 32.343 1.139 28,4 13.701 1999 32.713 1.184 27,6 1.554 2000 30.325 1.192 25,5 -1.196 2001 29.249 1.231 23,8 155 2002 25.326 1.198 21,1 -2.725 2003 19.308 1.105 17,5 -4.913 2004 11.172 1.014 11,0 -7.122 2005 9.155 916 10,0 -1.101

PETRÓLEO Miles de m3

CUENCA CUYANA Cálculo de Reservas

Producción Indice años de reservas

incorporación 1981 40.609 6.625 6,1 1982 36.500 6.522 5,6 2.413 1983 39.767 6.811 5,8 10.078 1984 35.162 6.360 5,5 1.755 1985 39.000 5.723 6,8 9.561 1986 35.465 5.467 6,5 1.932 1987 31.651 5.031 6,3 1.217 1988 37.234 4.618 8,1 10.201 1989 33.469 4.274 7,8 509 1990 28.829 4.023 7,2 -617 1991 25.928 3.901 6,6 1.000 1992 29.938 3.773 7,9 7.783 1993 35.061 3.418 10,3 8.541 1994 34.519 3.334 10,4 2.792 1995 35.696 3.501 10,2 4.678 1996 33.802 3.388 10,0 1.494 1997 35.990 3.173 11,3 5.361 1998 34.014 2.952 11,5 976 1999 37.023 2.696 13,7 5.705 2000 34.697 2.468 14,1 142 2001 32.798 2.590 12,7 691 2002 31.097 2.836 11,0 1.135 2003 28.879 2.643 10,9 425 2004 27.767 2.373 11,7 1.261 2005 27.784 2.272 12,2 -5.867


528

PETRÓLEO

CUENCA NEUQUINA Reservas


Miles de m3 Cálculo de

incorporación 1981 159.006 7.818 20,3 1982 159.603 7.595 21,0 8.192 1983 167.940 7.398 22,7 15.735 1984 160.841 7.251 22,2 152 1985 159.780 6.887 23,2 5.826 1986 156.677 6.502 24,1 3.399 1987 147.614 6.874 21,5 -2.189 1988 147.540 7.998 18,4 7.924 1989 138.071 8.747 15,8 -722 1990 100.227 9.455 10,6 -28.389 1991 108.516 10.233 10,6 18.522 1992 125.196 13.626 9,2 30.306 1993 141.040 15.860 8,9 31.704 1994 146.769 19.039 7,7 24.768 1995 160.322 19.356 8,3 32.909 1996 178.016 21.116 8,4 38.810 1997 175.726 23.333 7,5 21.043 1998 190.766 24.153 7,9 39.193 1999 215.251 23.790 9,0 48.275 2000 207.394 23.049 9,0 15.192 2001 188.774 22.215 8,5 3.595 2002 179.546 20.920 8,6 11.692 2003 161.934 20.035 8,1 2.423 2004 147.614 18.028 8,2 3.708 2005 118.066 16.602 7,1 -12.946

PETRÓLEO

CUENCA GOLFO SAN

JORGE

Reservas Producción Indice años de reservas

Miles de m3 Cálculo de

incorporación

1981 150.682 12.320 12,2 1982 141.656 12.332 11,5 3.306 1983 131.718 12.307 10,7 2.369 1984 121.890 12.013 10,1 2.185 1985 112.501 11.707 9,6 2.318 1986 106.745 11.121 9,6 5.365 1987 102.044 11.037 9,2 6.336 1988 96.696 11.028 8,8 5.680 1989 87.926 10.846 8,1 2.076 1990 61.896 10.556 5,9 -15.474 1991 79.501 10.568 7,5 28.173 1992 116.166 11.353 10,2 48.018 1993 145.877 11.930 12,2 41.641 1994 137.394 12.744 10,8 4.261 1995 146.661 14.556 10,1 23.823 1996 153.341 16.244 9,4 22.924 1997 159.700 16.612 9,6 22.971 1998 149.878 15.918 9,4 6.096 1999 174.519 14.110 12,4 38.751 2000 173.407 14.273 12,1 13.161 2001 182.017 15.387 11,8 23.997 2002 188.040 15.763 11,9 21.786 2003 195.887 16.396 11,9 24.243 2004 188.127 16.514 11,4 8.753 2005 179.297 16.492 10,9 7.662


529

PETRÓLEO

CUENCA AUSTRAL Reservas


Miles de m3 cálculo de

incorporación 1981 17.707 1.511 11,7 1982 24.025 1.364 17,6 7.682 1983 24.921 1.219 20,4 2.115 1984 31.188 1.372 22,7 7.639 1985 31.079 1.339 23,2 1.230 1986 30.403 1.070 28,4 394 1987 49.517 994 49,8 20.108 1988 47.306 1.437 32,9 -774 1989 48.842 1.927 25,3 3.463 1990 33.107 2.975 11,1 -12.760 1991 30.530 2.854 10,7 277 1992 29.225 2.531 11,5 1.226 1993 10.951 2.339 4,7 -15.935 1994 21.702 2.620 8,3 13.371 1995 21.903 3.465 6,3 3.666 1996 28.123 3.921 7,2 10.141 1997 25.536 4.215 6,1 1.628 1998 30.756 4.990 6,2 10.210 1999 28.775 4.731 6,1 2.750 2000 26.958 3.957 6,8 2.140 2001 24.836 4.011 6,2 1.889 2002 24.416 3.394 7,2 2.974 2003 19.206 2.946 6,5 -2.264 2004 21.324 2.723 7,8 4.842 2005 14.795 2.351 6,3 -4,178

PETRÓLEO TOTAL PAIS

Reservas Producción Indice años de reservas

Miles de m3 cálculo de

incorporación

1981 385.693 28.852 13,3678262 1982 386.119 28.470 13,5622617 28.896 1983 389.519 28.474 13,6797594 31.874 1984 373.407 27.838 13,4135034 11.726 1985 368.289 26.675 13,8064914 21.557 1986 355.056 25.179 14,1013051 11.946 1987 357.151 24.867 14,3623685 26.962 1988 362.470 26.123 13,875682 31.442 1989 344.623 26.735 12,8905721 8.888

243.213 202.143

1990 249.608 28.004 8,91328664 -67.011 1991 267.618 28.571 9,36687869 46.581 1992 320.747 32.254 9,9444399 85.383 1993 352.441 34.569 10,1952575 66.263 1994 358.142 38.767 9,23843659 44.468 1995 379.403 41.844 9,06709897 63.105 1996 413.434 45.576 9,07134768 79.607 1997 416.733 48.427 8,60539058 51.726 1998 437.757 49.152 8,90619223 70.176

347.163 440.297

1999 457.674 45.433 10,0734951 30.326 2000 472.781 44.939 10,5205367 29.439 2001 457.674 45.433 10,0734951 30.326 2002 448.425 44.110 10,1660409 34.861 2003 425.214 43.126 9,85992024 19.915 2004 396.003 40.652 9,74128432 11.442 2005 349.096 38.632 9,03640991 -12.256

302.326 178023


530

Anexo 3: Cálculo de los descubrimientos de Gas Natural por Cuenca

CUENCA NOROESTE

Reservas

(millones de m3) Producción (millones

de m3) Relación Reservas a Producción (Años)


1991 144.796 2.457 58,9 - 1992 122.812 2.444 50,3 -19.540 1993 123.897 2.527 49,0 3.612 1994 113.245 2.796 40,5 -7.856 1995 122.145 3.141 38,9 12.041 1996 173.883 3.492 49,8 55.230 1997 172.063 4.750 36,2 2.930 1998 153.429 5.497 27,9 -13.137 1999 165.363 6.321 26,2 18.255

Total 33.425 51.535

2000 153.524 7.162 21,4 -4.677 2001 161.748 7.836 20,6 16.060 2002 129.481 7.885 16,4 -24.382 2003 124.511 8.118 15,3 3.148 2004 97.928 7.463 13,1 -19.120 2005 74.740 7.107 10,5 -16.081

Total 45.571 -45.052 CUENCA CUYANA

Reservas




1991 868 225 3,9 - 1992 844 150 5,6 126 1993 1.121 116 9,7 393 1994 861 114 7,6 -146 1995 855 114 7,5 108 1996 662 112 5,9 -81 1997 806 105 7,7 249 1998 821 90 9,1 105 1999 879 80 11,0 138

Total 1.105 891

2000 733 77 9,5 -69 2001 504 74 6,8 -155 2002 545 81 6,7 122 2003 516 81 6,3 52 2004 462 64 7,2 10 2005 314 64 4,6 -84

Total 443 -122 CUENCA NEUQUINA

Reservas




1991 344.179 13.647 25,2 - 1992 321.087 14.768 21,7 -8.324 1993 313.781 15.305 20,5 7.999 1994 294.711 16.408 18,0 -2.662 1995 343.802 18.415 18,7 67.506 1996 338.315 20.606 16,4 15.119 1997 329.158 21.316 15,4 12.159 1998 357.206 22.375 16,0 50.423 1999 377.118 25.124 15,0 45.036

Total 167.964 187.255

2000 399.129 26.033 15,3 48.044 2001 377.890 25.881 14,6 4.642 2002 344.567 25.608 13,5 -7.715 2003 311.172 29.814 10,4 -3.581 2004 286.670 31.728 9,0 7.226 2005 204.682 30.501 6,5 -51.487

Total 169.566 -2.870


531






(millones de m3) 1991 12.870 1.697 7,6 - 1992 9.955 1.912 5,2 -1.003 1993 13.844 1.920 7,2 5.809 1994 10.867 1.868 5,8 -1.109 1995 16.148 1.662 9,7 6.943 1996 17.263 2.486 6,9 3.601 1997 21.469 2.712 7,9 6.918 1998 17.105 2.671 6,4 -1.693 1999 33.337 2.494 13,4 18.726

Total 19.422 38.191

2000 39.044 2.836 13,8 8.543 2001 47.396 3.204 14,8 11.556 2002 40.289 3.468 11,6 -3.639 2003 38.048 3.606 10,6 1.365 2004 36.741 3.840 9,6 2.533 2005 35.503 4.295 8,1 3.057

Total 21.248 23.414 CUENCA AUSTRAL





(millones de m3) 1991 90.156 5.789 15,6 - 1992 85.731 6.054 14,2 1.629 1993 64.019 6.861 9,3 -14.851 1994 115.848 6.629 17,5 58.458 1995 136.347 7.173 19,0 27.672 1996 155.479 7.946 19,6 27.078 1997 160.301 8.193 19,6 13.015 1998 158.023 8.002 19,7 5.724 1999 171.437 8.406 20,4 21.820

Total 65.055 140.547

2000 185.179 9.027 20,5 22.769 2001 175.988 8.980 19,6 -211 2002 148.641 8.830 16,8 -18.517 2003 138.248 9.014 15,3 -1.379 2004 152.043 9.289 16,4 23.084 2005 123.711 9.604 12,8 - 18.727

Total 54.744 7.018 TOTAL CUENCAS





(millones de m3) 1991 592.869 24.318 24,4 - 1992 540.429 25.775 21,0 -26.665 1993 516.662 27.181 19,0 3.414 1994 535.532 28.289 18,9 47.159 1995 619.297 31.090 19,9 114.855 1996 685.602 35.217 19,5 101.522 1997 683.797 37.632 18,2 35.827 1998 686.584 39.219 17,5 42.006 1999 748.134 43.088 17,4 104.638

Total 291.809 422.756

2000 777,609 45,135 17.2 74,61 2001 763,526 45,974 16.6 31,891 2002 663,523 45,873 14.5 -54,13 2003 612,495 50,633 12.1 -395 2004 573,844 52,385 11.0 13,734 2005 438,95 51,571 8.5 -83,323

Total 291.572 -17,218


532

Anexo 4: Archivo HFUVY 2004-2005

REPUBLICA ARGENTINA RESERVAS COMPROBADAS Y PROBABLES DE PETROLEO Y GAS

HASTA EL FINAL DE LA VIDA UTIL DE LOS YACIMIENTOS POR CUENCA, PROVINCIA, CONCESIÓN Y YACIMIENTO

AL 31/12/2004

RESERVAS COMPROBADAS PROBABLES CUENCA DEL NOROESTE OPERADOR PETROLEO GAS PETROLEO GAS (Mm3) (MMm3) (Mm3) (MMm3) FORMOSA El Chivil CGC S.A. 45,60 0,00 0,00 0,00 Palmar Largo PLUSPETROL S.A. Cañada Rica 9,00 0,00 0,00 0,00 El Molino 0,00 0,00 0,00 0,00 El Potrillo 46,00 0,00 0,00 0,00 La Tigra Norte 31,00 0,00 0,00 0,00 Palmar Largo 712,00 0,00 219,00 0,00 Puesto La Entrada 17,00 0,00 0,00 0,00 Ramón Lista 96,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Palmar Largo 911,00 0,00 219,00 0,00 Selva María IATE S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Surubí CGC S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL PROV. DE FORMOSA 957,00 0,00 219,00 0,00 JUJUY Caimancito PET.SUDAM-NECON 46,10 13,80 0,00 0,00 La Brea EPP PETROLEO S.A. La Brea E-L.la Brea 0,00 70,00 43,00 0,00 TOTAL PROV. DE JUJUY 46,10 83,80 43,00 0,00 SALTA Acambuco PAN AMERICAN E Macueta Norte (Somero) 36,00 0,00 6,00 0,00 Macueta (Profundo) 951,00 9153,00 1773,00 19464,00 San Pedrito 2738,00 25541,00 355,00 5060,00 San Pedro 2,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Acambuco 3727,00 34694,00 2134,00 24524,00 Agua Blanca PLUSPETROL S.A. 0,00 0,00 140,00 170,00 Cuchuma-Lumbreras (Olleros) PLUSPETROL S.A. Cuchuma 0,00 0,00 49,10 0,00 Lumbreras 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Cuchuma-Lumbreras 0,00 0,00 49,10 0,00 El Vinalar DONG WON CO. La Reina 0,00 0,00 79,50 15,40 Puesto Climaco 7,80 0,60 148,40 28,70 Vinalar Norte 129,90 10,60 0,00 0,00 TOTAL El Vinalar 137,70 11,20 227,90 44,10 Ipaguazú CGC S.A. 0,00 0,00 13,40 0,00 Ñacatimbay (Santa Victoria) CGC S.A. 12,00 32,00 14,80 39,70 Palmar Largo PLUSPETROL S.A. Balbuena Este 36,00 0,00 0,00 0,00 El Chorro 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Palmar Largo 36,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Guardián PETROL.SAN JOSE SRL Cañada Grande 10,40 0,80 10,00 5,90 Dos Puntitas 29,60 0,60 30,00 4,30 Martinez del Tineo 0,00 0,00 0,00 0,00 Pozo Escondido 10,00 0,80 0,00 0,00 Puesto Guardián 560,00 44,20 200,00 16,50 TOTAL Puesto Guardián 610,00 46,40 240,00 26,70 Ramos PLUSPET.ENERGY SA 2727,00 44406,00 154,00 2551,00 San Antonio Sur (Yacim.Norte 1) TECPETROL S.A. Chango Norte-Porcelana 1436,00 7400,00 0,00 0,00 Sierra de Aguarague TECPETROL S.A. Alto de Yariguarenda 30,00 0,70 0,00 0,00 Campo Duran (Tupambi) 845,00 5470,00 567,00 1688,00 C.Duran Sur-Las Peñas-S.Telmo 65,00 274,00 0,00 0,00 La Bolsa-Yacarecito 0,00 0,00 0,00 0,00 Lomitas Bloque Bajo 154,00 19,00 118,00 14,00 Madrejones (Tupambi) 27,00 88,00 0,00 0,00 Río Pescado 24,00 0,00 0,00 0,00 Sierra de Aguarague (Huamampampa) 8,00 29,00 0,00 0,00 Sierra de Aguarague (Sta.Rosa-Icla) 290,00 5373,00 444,00 9969,00 Tranquitas (someros) 40,00 1,00 0,00 0,00 TOTAL Sierra de Aguarague 1483,00 11254,70 1129,00 11671,00 Tartagal Oeste (Yac.Norte 3-Frac.A) PLUSPETROL S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Valle Morado (Río Colorado) CGC S.A. 0,00 0,00 3,00 88,40 TOTAL PROV. DE SALTA 10168,70 97844,30 4105,20 39114,90 TOTAL CUENCA DEL NOROESTE 11171,80 97928,10 4367,20 39114,90


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CUENCA CUYANA MENDOZA Atamisqui PETROBRAS ENERGIA SA Atamisqui 134,00 0,00 0,00 0,00 Carrizal de Abajo 0,00 0,00 0,00 0,00 El Quemado 46,00 0,00 0,00 0,00 Tierras Blancas Norte 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Atamisqui 180,00 0,00 0,00 0,00 Barrancas YPF S.A. Barrancas 5396,00 74,30 676,00 1,90 Est.Cruz de Piedra-Lunlunta 2440,00 18,80 0,00 0,00 La Ventana "A" 81,00 0,90 0,00 0,00 Lunlunta-Carrizal 377,00 4,90 78,00 1,00 Ugarteche 765,00 23,20 644,00 18,80 TOTAL Barrancas 9059,00 122,10 1398,00 21,70 Cacheuta VINTAGE OIL ARGENTINA 25,80 0,00 0,00 0,00 Ceferino (CCyB-17) YPF S.A. 189,00 0,00 277,00 0,00 Chañares Herrados C.HERRADOS SA 1212,30 44,90 3555,00 141,30 La Ventana YPF S.A. Cañada Dura 18,00 0,30 0,00 0,00 Guanaco Blanco 14,00 0,00 0,00 0,00 La Ventana 393,00 6,30 128,00 2,10 La Ventana Central 5113,00 124,80 549,00 13,30 Río Viejas 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL La Ventana 5538,00 131,40 677,00 15,40 Los Tordillos Oeste PROV.DE MENDOZA 0,00 0,00 0,00 0,00 P.Coloradas-E.Intermedia VINTAGE OIL ARGENTINA 3200,40 0,00 0,00 0,00 Puesto Pozo Cercado C.HERRADOS SA 19,40 3,90 97,40 3,87 Refugio-Tupungato PETROBRAS ENERGIA SA Refugio 66,00 0,00 0,00 0,00 Tupungato 647,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Refugio-Tupungato 713,00 0,00 0,00 0,00 Río Mendoza YPF S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Río Tunuyán YPF S.A. 184,00 3,10 0,00 0,00 Vizcacheras YPF S.A. Cañada Dura 1087,00 9,60 231,00 2,10 Vizcacheras 6319,00 146,90 179,00 4,10 TOTAL Vizcacheras 7406,00 156,50 410,00 6,20 Zampal Oeste (CCy III) YPF S.A. 40,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL CUENCA CUYANA 27766,90 461,90 6414,40 188,47 CUENCA NEUQUINA MENDOZA Agua Botada VINTAGE OIL ARGENTINA 0,00 0,00 0,00 0,00 Altiplanicie del Payún YPF S.A. Altiplanicie del Payún 0,00 0,00 0,00 0,00 Cerro Negro 79,00 0,00 168,00 0,00 TOTAL Altiplanicie del Payún 79,00 0,00 168,00 0,00 Atuel Norte TECPETROL S.A. Atuel Norte 7,50 0,00 0,00 0,00 Atuel Sur 0,00 0,00 0,00 0,00 Los Pocitos 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Miranda 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Atuel Norte 7,50 0,00 0,00 0,00 Cajón de los Caballos ROCH S.A. Cajón de los Caballos 199,60 0,00 0,00 0,00 Cajón de Molina 70,60 0,00 0,00 0,00 Cerro Boleadero 0,00 0,00 0,00 150,00 Loma Pelada Este 0,00 0,00 0,00 0,00 Rincón Amarillo 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Cajón de los Caballos 270,20 0,00 0,00 150,00 Calmuco-Barreales Colorados ALIANZA PETROLERA SA Barreales Colorados 0,00 0,00 17,70 0,00 Calmuco 0,00 0,00 44,20 0,00 TOTAL Calmuco-B.Colorados 0,00 0,00 61,90 0,00 Cañadón Amarillo YPF S.A. Cañadón Amarillo 228,00 0,00 560,00 0,00 Rincón Blanco 56,00 0,00 16,00 0,00 TOTAL Cañadón Amarillo 284,00 0,00 576,00 0,00 Cerro Doña Juana OILGENER S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Cerro Fortunoso YPF S.A. 3023,00 0,00 702,00 0,00 Cerro Mollar Norte (CN-I) YPF S.A. 44,00 0,00 0,00 0,00 Cerro Mollar Oeste TECNICAGUA S.A. 31,90 0,00 55,50 0,00 Chihuido de la Salina YPF S.A. 8233,00 8085,40 1517,00 209,50 Chihuido de la Salina Sur YPF S.A. Bajo Los Lobos 0,00 0,00 0,00 0,00 Chihuido de la Salina Sur 1722,00 2947,90 502,00 404,40 El Zaino 0,00 0,00 0,00 0,00 Rincón de Correa 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Chihuido de la Salina Sur 1722,00 2947,90 502,00 404,40 Chihuido de la Sierra Negra YPF S.A. Desfiladero Bayo 1639,00 0,00 306,00 0,00 El Paisano 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Molina 284,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Chihuido de la S.Negra 1923,00 0,00 306,00 0,00 Confluencia Sur (Confluencia) CHEVRON S.JORGE SRL 781,30 134,30 562,10 0,00 El Manzano YPF S.A. 3,00 0,00 0,00 0,00 El Portón YPF S.A. 304,00 1935,50 0,00 0,00 El Sosneado PETROQ.COM.RIV.SA 439,00 61,00 184,00 26,00 Gobernador Ayala (CNQ-7-en trámite) PETROBRAS ENERGIA SA 74,00 0,00 452,00 0,00


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La Brea YPF S.A. 87,00 2,50 0,00 0,00 Lindero de Piedra APACHE PET.ARG. 0,00 0,00 0,00 0,00 Llancanelo YPF S.A. 448,00 0,00 1500,00 0,00 Loma Cortaderal OILGENER S.A 0,00 0,00 0,00 0,00 Loma de la Mina (CN-I) YPF S.A. 114,00 3,80 0,00 0,00 Loma del Divisadero INGENIERIA ALPA SA 0,00 0,00 0,00 0,00 Paso de las Bardas Norte YPF S.A. 49,00 1048,00 105,00 315,40 Puesto Hernández PETROBRAS ENERGIA SA 645,00 0,00 169,00 0,00 Puesto Molina Norte (CN-VI) YPF S.A. Puesto Molina Norte 0,00 0,00 0,00 0,00 Rincón Blanco 55,00 0,00 49,00 0,00 TOTAL Puesto Molina Norte 55,00 0,00 49,00 0,00 Puesto Rojas TECNICAGUA S.A. Cerro Mollar 6,10 4,78 53,00 8,21 Puesto Adobe 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Rojas 2,30 32,87 36,00 30,55 TOTAL Puesto Rojas 8,40 37,65 89,00 38,76 Puntilla del Huincán YPF S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Sierra Azul Sur VINTAGE OIL ARGENTINA 0,00 0,00 0,00 0,00 Valle del Río Grande YPF S.A. Loma Alta Sur 1219,00 31,00 40,00 9,20 Los Cavaos 1000,00 440,10 507,00 79,80 Pampa Palauco 233,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Valle del Río Grande 2452,00 471,10 547,00 89,00 Vega Grande PETROQ.COM.RIV.SA 17,00 3,00 140,00 24,00 TOTAL C. NEUQUINA (MENDOZA) 21094,30 14730,15 7685,50 1257,06 TOTAL PCIA. DE MENDOZA 48861,20 15192,05 14099,90 1445,53 NEUQUEN Agua del Cajón CAPEX S.A. Agua del Cajón 28,00 30,00 0,00 0,00 El Salitral 367,40 8179,60 29,00 1239,00 TOTAL Agua del Cajón 395,40 8209,60 29,00 1239,00 Aguada Baguales PLUSPETROL S.A. 761,00 121,00 57,00 9,00 Aguada de la Arena (Añelo) PETROBRAS ENERGIA SA 239,00 4247,20 62,00 1263,90 Aguada Pichana TOTAL AUSTRAL SA 1406,00 42507,00 871,00 20530,00 Aguada Villanueva PIONEER NAT.RES. 0,00 0,00 0,00 0,00 Al Norte de la Dorsal PIONEER NAT.RES. Barda Gonzalez 298,00 170,00 173,00 1,00 Guanaco 315,00 1450,00 167,00 2171,00 NB 0,00 1567,00 0,00 340,00 NE 24,00 82,00 0,00 0,00 Puesto Espinosa 130,00 129,00 0,00 0,00 Puesto López 168,00 137,00 0,00 0,00 TOTAL Al Norte de la Dorsal 935,00 3535,00 340,00 2512,00 Al Sur de la Dorsal PIONEER NAT.RES. Aguada Quinchao 1,00 0,00 0,00 0,00 Borde Colorado+Borde Colorado Este 319,00 0,00 60,00 0,00 Borde Espinoso 19,00 0,00 18,00 0,00 Cerro Lotena 12,00 0,00 0,00 0,00 Divisadero San Martín 347,00 0,00 113,00 0,00 El Mogotito 9,00 0,00 9,00 0,00 Estructura Intermedia 53,00 0,00 0,00 0,00 Loma Farías 3,00 0,00 0,00 0,00 Loma Pedregosa 54,00 0,00 63,00 0,00 Loma Potrillo 26,00 0,00 0,00 0,00 Portezuelos 135,00 2080,00 18,00 1048,00 Ranquilco 0,00 620,00 0,00 680,00 TOTAL Al Sur de la Dorsal 978,00 2700,00 281,00 1728,00 Anticlinal Campamento PIONEER NAT.RES. 42,00 4328,00 200,00 5205,00 Bajada del Palo PETROBRAS ENERGIA SA Aguada del Poncho 5,00 0,00 0,00 0,00 Bajada del Palo 8,00 0,00 0,00 0,00 Borde Montuoso 315,00 0,00 324,00 0,00 Jaguel de los Rosauros 0,00 0,00 0,00 0,00 Jaguel Norte 0,00 0,00 0,00 0,00 Médano de la Mora 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Opazo 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Sin Nombre 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Bajada del Palo 328,00 0,00 324,00 0,00 Bajo Baguales PIONEER NAT.RES. Bajo Baguales 0,00 0,00 0,00 0,00 Campamento 3 3,00 0,00 0,00 0,00 Challacó Sur 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Bajo Baguales 3,00 0,00 0,00 0,00 Centenario PLUSPETROL S.A. 3197,00 9461,00 1278,00 2181,00 Cerro Bandera YPF S.A. 260,00 127,60 58,00 135,00 Cerro Hamaca (CN-VIII) YPF S.A. 214,00 43,60 138,00 103,70 Curamhuele (CNQ-8-Huantraico) CHEVRON S.JORGE SRL 0,00 0,00 0,00 0,00 Chapúa Este (Río Barrancas) (x) PAN AMERICAN ENERGY 0,00 0,00 0,00 0,00 Chihuido de la Sierra Negra YPF S.A. Chihuido de la Sierra Negra 24474,00 959,30 3748,00 1621,00 Desfiladero Bayo 678,00 0,00 240,00 0,00 El Paisano 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Molina 798,00 0,00 179,00 0,00 TOTAL Chihuido de la S.Negra 25950,00 959,30 4167,00 1621,00 Don Ruiz (CN-VIII) YPF S.A. 0,00 0,00 92,00 0,00 El Caracol Norte TECPETROL S.A. Aguada Lastra Sur 0,00 0,00 0,00 0,00 El Caracol Norte 0,00 0,00 0,00 0,00 Portezuelo Alto 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL El Caracol Norte 0,00 0,00 0,00 0,00 El Portón YPF S.A. 1145,00 4877,10 80,00 8,00


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El Porvenir PLUSPETROL S.A. Challacó 1564,00 0,00 1039,00 0,00 El Porvenir 66,00 0,00 0,00 0,00 La Esperanza 48,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL El Porvenir 1678,00 0,00 1039,00 0,00 El Sauce CHEVRON S.JORGE SRL El Sauce 64,20 0,00 0,00 0,00 Loma del Picun 0,70 0,00 0,00 0,00 TOTAL El Sauce 64,90 0,00 0,00 0,00 El Trapial -Curamched (Huantraico) CHEVRON S.JORGE SRL Curamched 1,40 10,50 461,00 105,20 El Trapial 22594,70 542,60 5904,90 138,20 TOTAL El Trapial-Curamched 22596,10 553,10 6365,90 243,40 Entre Lomas PET.ENTRE LOMAS S.A. Borde Mocho 287,00 47,50 166,00 29,90 El Caracol 465,00 45,70 215,00 20,30 Entre Lomas-Lomas de Ocampo 1317,00 827,40 307,00 329,10 Los Alamos 101,00 16,80 79,00 13,30 TOTAL Entre Lomas 2170,00 937,40 767,00 392,60 Filo Morado YPF S.A. 768,00 1855,00 230,00 230,00 Fortín de Piedra TECPETROL S.A. Fortín de Piedra 0,00 0,00 4,00 80,00 Aguada La Pichana 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Fortin de Piedra 0,00 0,00 4,00 80,00 La Amarga Chica PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 0,00 0,00 La Calera PIONEER NAT.RES. 90,00 0,00 318,00 113,00 Lindero Atravesado PAN AMERICAN E 447,80 2662,00 464,90 3377,00 Loma Campana (CNQ-18, L.del Mojón) YPF S.A. 25,00 150,80 40,00 240,00 Loma La Lata-Sierra Barrosa YPF S.A. Aguada Toledo-Sierra Barrosa 1722,00 10702,80 0,00 4273,40 Loma La Lata 6219,00 113330,60 188,00 6292,20 TOTAL Loma La Lata-S.Barrosa 7941,00 124033,40 188,00 10565,60 L.Jarillosa E-Pto.Silva O (L.del Mojón) PLUSPETROL S.A. Loma Jarillosa Este 58,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Silva Oeste 0,00 0,00 24,00 346,00 TOTAL L.Jarillosa-P.Silva O Loma Montosa Oeste PET.SUDAM-NECON SA Dos Cerritos 2,50 0,00 0,00 0,00 Loma Montosa O 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Loma Montosa O. 2,50 0,00 0,00 0,00 Los Bastos TECPETROL S.A. Aguada Anacleto 2,00 0,00 0,00 0,00 Las Chivas 9,00 329,00 0,00 34,00 Los Bastos-Las Copas 25,00 158,00 5,00 192,00 Punta Senillosa Sur 1,00 18,00 0,00 0,00 TOTAL Los Bastos 37,00 505,00 5,00 226,00 Meseta Buena Esperanza PIONEER NAT.RES. 0,00 0,00 0,00 0,00 Octógono YPF S.A. 92,00 569,90 45,00 98,30 Parva Negra (en trámite) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 120,00 2362,80 Paso de las Bardas Norte (CN-VII) YPF S.A. 0,00 1478,00 0,00 367,50 Portezuelo Minas (CN-X) YPF S.A. 0,00 12,50 0,00 190,00 Puesto Hernández PETROBRAS ENERGIA SA 18567,00 0,00 4847,00 0,00 Puesto Touquet PLUSPETROL S.A. 2,30 967,00 0,00 158,00 Rincón de Aranda PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 0,00 0,00 Rincón del Mangrullo (CN-IX) YPF S.A. 12,00 735,00 26,00 1578,00 Río Neuquén PETROBRAS ENERGIA SA 762,00 2277,30 294,00 10766,00 San Roque TOTAL AUSTRAL SA Aguada San Roque 1261,00 14329,00 330,00 3109,00 Loma Las Yeguas-Rincón Chico 2216,00 14743,00 311,00 3242,00 TOTAL San Roque 3477,00 29072,00 641,00 6351,00 Señal Cerro Bayo YPF S.A. 1249,00 73,00 78,00 649,40 Señal Picada-Punta Barda YPF S.A. Piedras Negras-Señal Lomita 0,00 23,60 0,00 935,90 Portezuelo Alto 0,00 0,00 0,00 0,00 Señal Picada 47,00 0,80 0,00 0,00 TOTAL S.Picada-P.Barda 47,00 24,40 0,00 935,90 Sierra Chata [Chihuidos] PETROBRAS ENERGIA SA 197,00 6577,40 78,00 1245,60 Veta Escondida PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 0,00 0,00 Volcán Auca Mahuida (CN-VIII) YPF S.A. 925,00 40,10 127,00 437,90 ANTIGUAS CONCESIONES Dadin PIONEER NAT.RES. 273,00 452,00 70,00 52,00 AREAS PROVINCIALES Aguada Chivato-Aguada Bocarey MEDANITO S.A. Aguada Chivato 193,30 733,90 202,60 682,00 Aguada Bocarey 48,00 0,00 101,00 0,00 Dos Picos 69,00 24,00 33,00 126,00 TOTAL A.Ch.A.Bocarey 310,30 757,90 336,60 808,00 Cerro Vagón PIONEER NAT.RES. 10,00 0,00 47,00 0,00 Covunco PROV.DE NEUQUEN 0,00 0,00 0,00 0,00 Collón Curá PIONEER NAT.RES. 0,00 0,00 0,00 0,00 Cutral-Co PET.CUTRAL-CO 81,50 1772,60 300,00 1886,00 Cutral-Co Sur PIONEER NAT.RES. 0,00 499,00 0,00 1042,00 Dos Hermanas PIONEER NAT.RES. 187,00 0,00 437,00 0,00 El Mangrullo PETROBRAS ENERGIA SA 72,00 7077,60 115,00 11241,60 Loma Negra-NI PIONEER NAT.RES. Loma Negra-NI 97,00 173,00 11,00 6,00 Loma Negra Norte 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Loma Negra-NI 97,00 173,00 11,00 6,00 Neuquén del Medio PIONEER NAT.RES. 11,00 0,00 301,00 0,00 Ojo de Agua PIONEER NAT.RES. 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Cortaderas (Piedra Chenque) YPF S.A. 21,00 932,00 26,00 1165,00


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Ramos Mexia SIMA S.A. Los Leones 0,00 5,70 0,00 90,00 Umbral 128,56 101,50 185,50 0,00 TOTAL Ramos Mexía 128,56 107,20 185,50 90,00 Senillosa CAPEX S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL PCIA. DEL NEUQUEN 98.253 265.411 25.508 93.780 LA PAMPA Jaguel de los Machos PETROBRAS ENERGIA SA 227,00 64,20 10,00 4,10 25 de Mayo-Medanito SE (Med.-L.Pampa) PETROBRAS ENERGIA SA 6958,00 571,60 2149,00 130,00 AREA PROVINCIAL Medanito PETROQ.COM.RIV.SA 588,00 777,00 125,00 240,00 TOTAL PCIA. DE LA PAMPA 7773,00 1412,80 2284,00 374,10 RIO NEGRO Agua Salada TECPETROL S.A. Aguada de los Indios 0,00 0,00 0,00 0,00 Bajo de los Cajones 0,00 0,00 0,00 0,00 La Barda 76,00 180,00 39,00 24,00 La Jarilla 155,00 106,00 73,00 33,00 Puesto Bravo 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Agua Salada 231,00 286,00 112,00 57,00 Bajo del Piche YPF S.A. 170,00 40,70 0,00 0,00 Barrancas de los Loros YPF S.A. 27,00 1,10 0,00 0,00 Catriel Oeste CENTRAL INT.CORP. 2027,00 244,20 826,00 244,20 Catriel Viejo TECPETROL S.A. Barda Alta 0,00 0,00 0,00 0,00 Catriel Viejo 0,00 0,00 0,00 0,00 Loma Montosa 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Catriel Viejo 0,00 0,00 0,00 0,00 Centro Este PET.SUDAM-NECON SA Centro Este 131,91 29,80 0,00 0,00 Divisadero Catriel 4,90 0,60 0,00 0,00 Meseta Alta 109,30 0,20 0,00 0,00 Meseta Escondida 4,25 0,00 0,00 0,00 Planicie Morada 1,90 0,00 0,00 0,00 Señal Centro 0,00 45,50 0,00 0,00 Sur Catriel Oeste 0,33 0,00 0,00 0,00 TOTAL Centro Este 252,59 76,10 0,00 0,00 El Medanito YPF S.A. 300,00 0,00 21,00 0,00 El Santiagueño APACHE PET.ARG. 147,08 6,98 0,00 0,00 Entre Lomas PET.ENTRE LOMAS S.A. Charco Bayo-Pdras.Blancas 6829,00 2537,60 2653,00 670,90 Estación Fernández Oro PIONEER NAT.RES. 228,00 150,00 0,00 0,00 Jaguel de los Machos PETROBRAS ENERGIA SA 760,00 317,10 34,00 20,30 Jaguel de los Milicos (Lago Pellegrini E) PIONEER NAT.RES. 64,00 153,00 0,00 0,00 Jaguel de Bara (Lago Pellegrini E) PIONEER NAT.RES. 0,00 0,00 0,00 0,00 La Yesera (Río Negro N (CNQ-27) CHEVRON S.JORGE SRL 277,80 135,20 1823,10 976,00 Las Bases (CNQ-16/A) CHEVRON S.JORGE SRL Estancia El Colorado 0,10 24,00 0,00 0,00 Las Bases 0,10 30,60 0,20 14,60 TOTAL Las Bases 0,20 54,60 0,20 14,60 Loma Guadalosa PLUSPETROL S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 L.Jarillosa E-Pto.Silva O (L.del Mojón) PLUSPETROL S.A. Loma Jarillosa Este 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Silva Oeste 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL L.Jarillosa-P.Silva O 0,00 0,00 0,00 0,00 Loma Montosa Oeste PET.SUDAM-NECON Planicie Morada 0,00 60,90 0,00 0,00 Loma Negra (CNQ-27 R.N.Norte) CHEVRON S.JORGE SRL Anticlinal de María 82,20 6,40 161,30 15,90 Anticlinal de María Occidental 185,70 15,40 74,10 7,40 Anticlinal Viejo 6,25 0,60 12,00 1,10 Cerro Solo 50,40 4,63 24,00 0,00 El Látigo 30,20 2,82 989,80 19,10 El Látigo Occidental 802,00 71,30 48,10 53,10 El Solitario Sur 19,00 1,80 530,90 0,00 Loma de María 3,30 12,80 0,00 998,20 Loma Negra 1855,10 146,70 1067,00 39,30 TOTAL Loma Negra 3034,15 262,45 2907,20 1134,10 Los Caldenes (CNQ-17, Sierras Blancas) YPF S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Medianera SILSY S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Pto.Flores-Ecia.Vieja-Pto.Prado CHEVRON S.JORGE SRL Estancia Vieja 20,70 3,50 0,00 0,00 Puesto Flores 8,50 1,40 0,00 0,00 Puesto Prado 32,10 5,50 0,00 0,00 TOTAL P.Flores-E.Vieja-P.Prado 61,30 10,40 0,00 0,00 Rinconada-Puesto Morales INGENIERIA ALPA SA 91,00 160,20 0,00 0,00 Río Neuquén PETROBRAS ENERGIA SA 132,00 425,40 51,00 2012,90 Señal Picada-Punta Barda YPF S.A. Punta Barda 993,00 15,90 48,00 65,00 Señal Picada 2573,00 60,40 424,00 18,00 TOTAL S.Picada-P.Barda 3566,00 76,30 472,00 83,00 Tres Nidos TECPETROL S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 25 de Mayo-Medanito SE PETROBRAS ENERGIA SA 2295,00 118,00 709,00 26,80


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AREA PROVINCIAL Blanco de los Olivos PROV. RIO NEGRO 0,00 0,00 0,00 0,00 General Roca PROV. RIO NEGRO 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL PCIA.DE RIO NEGRO 20493,12 5116,23 9608,50 5239,80 TOTAL CUENCA NEUQUINA 147.614 286.670 45.086 100.651 CUENCA GOLFO SAN JORGE CHUBUT Anticlinal Grande-Cerro Dragón PAN AMERICAN ENERGY Anticlinal Grande 2090,00 1224,00 1784,00 963,00 Cañadón Grande 8420,00 158,00 4334,00 56,00 Cañadón Pedro 1637,00 307,00 603,00 111,00 Cerro Dragón 5697,00 838,00 5261,00 411,00 Cerro Dragón Norte 93,00 67,00 159,00 10,00 Choike 52,00 0,00 113,00 0,00 El Condor 48,00 66,00 416,00 90,00 El Gato 36,00 0,30 24,00 0,00 El Guanaco 0,00 0,00 0,00 0,00 El Lago 105,00 39,00 242,00 27,00 El Ñandú 38,00 0,50 150,00 0,10 El Triángulo 654,00 7,00 508,00 2,00 Enrique Hermite 94,00 4,00 253,00 5,00 Escorial 232,00 0,00 306,00 0,00 Huetel 165,00 264,00 641,00 377,00 Jorge 118,00 0,00 126,00 0,00 La Madreselva 2552,00 42,00 1592,00 7,00 La Madreselva Sur 1945,00 0,00 1522,00 0,00 La Piedra 133,00 268,00 85,00 105,00 Mariana 250,00 0,00 532,00 0,00 Meseta Catorce 701,00 19,00 450,00 22,00 Oriental 6629,00 57,00 3879,00 18,00 Oriental Oeste 434,00 20,00 604,00 16,00 Padre Corti 171,00 61,00 165,00 23,00 Pampa 350,00 0,00 415,00 0,00 Resero 4201,00 29,00 3177,00 24,00 San Agustín 11,00 0,40 130,00 0,00 Tero 0,00 57,00 85,00 79,00 Tres Picos 1879,00 8937,00 1548,00 1698,00 Valle Hermoso 4301,00 4941,00 4502,00 2820,00 Valle Martín 2075,00 1373,00 2319,00 1084,00 Zorro 10573,00 1444,00 6012,00 881,00 TOTAL Antic.Grande-C.Dragón 55684,00 20223,20 41937,00 8829,10 Bella Vista Oeste VINTAGE OIL ARGENTINA 1348,60 0,00 0,00 0,00 Caleta Córdova INTERENERGY ARG. SA 0,00 0,00 0,00 0,00 Campamento Central-Cdón.Perdido YPF S.A. Cto.Central-Bella Vista Este 2572,00 25,80 1686,00 16,30 Cañadón Perdido 591,00 5,90 416,00 2,30 TOTAL C.Central-C.Perdido 3163,00 31,70 2102,00 18,60 Cañadón Pilar EZ HOLDING 0,00 0,00 0,00 0,00 Cañadón Ramirez APCO ARGENTINA INC. 0,00 0,00 0,00 0,00 Cerro Tortuga-Las Flores PAN AMERICAN ENERGY Cerro Tortuga 2716,00 1337,00 1875,00 619,00 Las Flores 2103,00 1216,00 1574,00 799,00 Río Chico 19,00 0,00 3,00 0,00 TOTAL C.Tortuga-L.Flores 4838,00 2553,00 3452,00 1418,00 Chulengo 105,00 0,40 91,00 0,00 El Tordillo TECPETROL S.A. 19726,00 1285,00 6888,00 371,00 Escalante-El Trébol YPF S.A. El Trébol 3816,00 72,70 177,00 5,40 Escalante 1963,00 76,70 932,00 37,10 TOTAL Escalante-El Trébol 5779,00 149,40 1109,00 42,50 Estancia La Escondida (Colhue Huapi) COLHUE HUAPI SA El Jefe 0,00 0,00 0,00 0,00 El Zanjón 0,04 0,00 0,00 0,00 Estancia La Escondida 356,50 49,30 230,00 32,00 Puesto Vera 5,28 0,66 90,00 0,00 TOTAL Ecia.La Escondida 361,82 49,96 320,00 32,00 La Tapera TECPETROL S.A. 18,00 0,00 108,00 0,00 Manantiales Behr YPF S.A. 5657,00 451,40 2568,00 211,10 Pampa del Castillo-La Guitarra SIPETROL ARG.S.A. 4465,50 139,20 704,10 15,50 Pico Salamanca EZ HOLDING 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Quiroga TECPETROL S.A. 23,00 0,00 72,00 0,00 Restinga Alí YPF S.A. 6,00 0,00 281,00 0,00 Río Mayo (CGSJ-III) YPF S.A. 32,00 8,40 80,00 20,00 Sarmiento YPF S.A. 5,00 0,80 104,00 23,20 ANTIGUAS CONCESIONES Diadema CAPSA 10003,00 0,00 1805,00 0,00 José Segundo TECPETROL S.A. 283,00 0,00 24,00 0,00 Kilómetro 8 CRI HOLDING 98,58 0,00 0,00 0,00 Kilómetro 20 CAPSA 1402,00 0,00 992,00 0,00 Don Alberto EPP PETROLEO S.A. 154,10 49,50 283,00 14,20 Don Ernesto EPP PETROLEO S.A. 86,30 6,40 0,00 0,00


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AREAS PROVINCIALES Anticlinal Funes PAN AMERICAN ENERGY 158,00 291,00 134,00 276,00 Cayelli PROV.CHUBUT 0,00 0,00 0,00 0,00 Cerro Negro CLEAR S.A. 945,10 31,10 1940,40 64,90 Mata Magallanes Oeste PROV.CHUBUT 218,10 39,50 0,00 0,00 Pampa María Santísima PROV.CHUBUT 0,00 0,00 0,00 0,00 AREAS DE EXPLORACION CGSJ XVI (Estancia La Mariposa) ALIANZA PETROLERA SA 0,00 0,00 153,00 734,90 CGSJ XVII (El Romero) ALIANZA PETROLERA SA 0,00 0,00 76,00 801,40 CGSJ XVIII (Lomita de la Costa) ALIANZA PETROLERA SA 0,00 0,00 17,00 961,70 TOTAL PCIA. DEL CHUBUT 114560,10 25309,96 65240,50 13834,10 SANTA CRUZ Anticlinal Grande-Cerro Dragón PAN AMERICAN ENERGY Bayo 1395,00 1659,00 1611,00 1559,00 Escorial 2524,00 0,00 2853,00 0,00 Huetel 614,00 385,00 665,00 447,00 Meseta Catorce 3424,00 185,00 1809,00 71,00 TOTAL Antic.Grande-Cerro Dragón 7957,00 2229,00 6938,00 2077,00 Barranca Yankowsky YPF S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Bloque 127 VINTAGE OIL ARGENTINA 295,20 0,00 0,00 0,00 Cañadón de la Escondida-Las Heras YPF S.A. Barranca Baya 4387,00 81,60 104,00 0,30 Las Heras-Cañadón d.l.Escondida 1635,00 306,70 0,00 0,00 TOTAL C.Escondida-Las Heras 6022,00 388,30 104,00 0,30 Cañadón León-Mta.Espinosa YPF S.A. 4741,00 764,50 648,00 115,40 Cañadón León VINTAGE OIL ARGENTINA 1174,60 0,00 0,00 0,00 Cañadón Minerales VINTAGE OIL ARGENTINA 5070,80 0,00 0,00 0,00 Cañadón Seco VINTAGE OIL ARGENTINA 4124,70 2023,50 0,00 0,00 Cañadón Vasco YPF S.A. 25,00 0,00 88,00 0,00 Cañadón Yatel YPF S.A. 93,00 0,00 193,00 0,00 Cerro Overo VINTAGE OIL ARGENTINA 135,90 0,00 0,00 0,00 Cerro Piedra-Cerro Guadal N (CGSJ-I) YPF S.A. 591,00 105,10 293,00 101,40 Cerro Wenceslao VINTAGE OIL ARGENTINA 1444,20 0,00 0,00 0,00 El Cordón VINTAGE OIL ARGENTINA 241,80 0,00 0,00 0,00 El Guadal - Lomas del Cuy YPF S.A. 4878,00 627,40 1663,00 332,60 El Huemul-Koluel Kaike VINTAGE OIL ARGENTINA 7913,10 2115,10 0,00 0,00 Koluel Kaike PAN AMERICAN ENERGY 1565,00 0,00 63,00 0,00 Las Heras VINTAGE OIL ARGENTINA 1598,70 0,00 0,00 0,00 Los Monos YPF S.A. 25,00 7,80 47,00 0,00 Los Perales-Las Mesetas YPF S.A. 11634,00 2607,40 1977,00 2139,90 Meseta Espinosa VINTAGE OIL ARGENTINA 2483,00 0,00 0,00 0,00 Meseta Espinosa (CGSJ-10) VINTAGE OIL ARGENTINA 1106,80 0,00 0,00 0,00 Meseta Sirven PIONEER NAT.RES. 123,00 0,00 207,00 0,00 Pico Truncado-El Cordón YPF S.A. El Cordón 1012,00 101,10 298,00 44,70 El Destino 927,00 89,60 204,00 16,80 Pico Truncado 1959,00 370,10 215,00 84,50 TOTAL P.Truncado-E.Cordón 3898,00 560,80 717,00 146,00 Piedra Clavada (CGSJ-4) VINTAGE OIL ARGENTINA 1830,60 0,00 0,00 0,00 Piedra Clavada PAN AMERICAN ENERGY 2489,00 0,00 79,00 0,00 Sur Piedra Clavada VINTAGE OIL ARGENTINA 153,20 0,00 0,00 0,00 Sur Río Deseado Este (x) ROCH S.A. Estación Tehuelches 275,00 0,00 0,00 0,00 La Frieda 170,00 0,00 0,00 0,00 La Frieda Oeste 7,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Sur Río Deseado E 452,00 0,00 0,00 0,00 Tres Picos VINTAGE OIL ARGENTINA 1468,70 0,00 0,00 0,00 AREAS PROVINCIALES Anticlinal Aguada Bandera INGENIERIA ALPA SA 0,00 0,00 0,00 0,00 El Valle INGENIERIA ALPA SA 32,10 2,40 68,00 5,20 Mata Magallanes E MISAHAR ARG. S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Pampa Verdun PROV.CHUBUT 0,00 0,00 0,00 0,00 Sierra del Carril PROV.CHUBUT 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL C.G.S.JORGE (STA.CRUZ) 73566,40 11431,30 13085,00 4917,80 TOTAL CUENCA G. SAN JORGE 188126,50 36741,26 78325,50 18751,90 CUENCA AUSTRAL SANTA CRUZ An-Aike (Santa Cruz II) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 6,00 308,00 Bajada Fortaleza (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 0,00 0,00 Barda Las Vegas (Santa Cruz II) PETROBRAS ENERGIA SA 291,00 327,00 330,00 29,90 Campo Boleadoras (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 21,00 40,30 3,00 0,00 Campo Bremen CHEVRON S.JORGE SRL Alto Dos Lagunas 292,50 2478,10 136,60 2568,50 Campo Bremen 45,40 374,60 0,00 0,00 Estancia Dos Lagunas 0,00 0,00 0,00 0,00 Filomena 0,00 0,00 0,00 0,00 Laguna El Palo 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Campo Bremen 337,90 2852,70 136,60 2568,50 Campo Indio (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 208,00 2693,30 185,00 1943,30


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Cañadón Deus (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 6,00 291,90 Chorrillos CHEVRON S.JORGE SRL Campo Molino 318,00 24,70 329,00 15,60 Cerro Convento 303,10 136,00 209,90 64,60 Cerro Norte 72,60 1957,40 59,00 1533,60 Chorrillos Central 71,90 4,00 23,80 147,30 Chorrillos Norte 0,00 0,00 0,00 0,00 Chorrillos Viejo 1,11 3,20 0,00 0,00 Tres Colinas 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Chorrillos 766,71 2125,30 621,70 1761,10 Del Mosquito OILGENER S.A. 68,70 9,60 99,50 13,90 Dos Hermanos (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 43,00 802,90 32,00 603,50 El Cerrito (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 0,00 112,00 Estancia Chiripá (Santa Cruz II) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 0,00 1439,60 Estancia Librun (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 0,00 0,00 Faro Vírgenes GEODYNE SA 0,00 0,00 0,00 0,00 Glencross (CA-9, Río Turbio) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 902,00 6386,70 La Menor (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 0,00 201,60 La Pampa (Mata Amarilla) (x) PAN AMERICAN ENERGY 0,00 0,00 0,00 0,00 La Paz (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 256,00 2198,90 26,00 212,50 La Porfiada (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 608,00 2790,40 141,00 45,40 La Terraza CHEVRON S.JORGE SRL Cañadón Salto Oeste 0,00 0,00 0,00 0,00 La Terraza 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL La Terraza 0,00 0,00 0,00 0,00 Laguna de los Capones PET.SUDAM-NECON SA 9,70 5,30 0,00 0,00 Laguna Del Oro (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 89,00 122,10 98,00 75,90 María Inés (Santa Cruz II) PETROBRAS ENERGIA SA 493,00 41,50 791,00 66,80 María Inés Oeste (Santa Cruz II) PETROBRAS ENERGIA SA 17,00 31,50 48,00 12,90 Moy Aike CHEVRON S.JORGE SRL El Indio 101,10 5,80 63,90 3,40 El Indio Oeste 546,70 20,60 319,60 59,00 Moy Aike 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Moy Aike 647,80 26,40 383,50 62,40 Océano CHEVRON S.JORGE SRL 70,30 514,70 19,00 162,60 Palermo Aike CHEVRON S.JORGE SRL Campo Límite 0,00 0,00 0,00 0,00 Cerro Tres Hermanos 0,00 0,00 0,00 0,00 Monte Aymond 0,00 0,00 0,00 0,00 Palermo Aike 0,00 0,00 0,00 0,00 Tres Hermanos 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Palermo Aike 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Peter (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 674,00 838,10 831,00 542,40 San Cristobal CHEVRON S.JORGE SRL 0,00 0,00 0,00 0,00 Santa Cruz I PETROBRAS ENERGIA SA Campo Bola 100,00 1649,80 0,00 0,00 Campo Boleadoras Oeste 154,00 2971,20 24,00 449,50 Planta Boleadoras (*) 248,00 0,00 83,00 0,00 Gral.Cerri-GNL (*) 2099,00 0,00 305,00 0,00 Planta Le Marchand 105,00 0,00 13,00 0,00 Cañadón Salto 0,00 0,00 0,00 0,00 El Cerrito 0,00 0,00 0,00 0,00 Estancia La Maggie 141,00 62,40 100,00 44,30 Ototel Aike 24,00 261,10 18,00 202,50 TOTAL Santa Cruz I 2871,00 4944,50 543,00 696,30 Santa Cruz II PETROBRAS ENERGIA SA Cerro Redondo 22,00 101,50 0,00 0,00 Condor Oeste 0,00 0,00 2,00 58,90 Chimen Aike 55,00 243,60 79,00 345,10 El Condor 405,00 1991,80 0,00 0,00 Hito V 6,00 25,90 0,00 0,00 La Esperanza 0,00 0,00 0,00 0,00 La Leona 0,00 0,00 0,00 0,00 Las Buitreras 0,00 0,00 0,00 0,00 Subtotal 488,00 2362,80 81,00 404,00 Punta Loyola 0,00 0,00 0,00 0,00 Sur Río Chico 0,00 0,00 0,00 0,00 Cerri (*) 96,00 0,00 1,00 0,00 TOTAL Santa Cruz II 584,00 2362,80 82,00 404,00 AREAS PROVINCIALES La Carmen CHEVRON S.JORGE SRL 0,00 0,00 0,00 0,00 La Tehuelche CHEVRON S.JORGE SRL 0,00 0,00 0,00 0,00 AREAS OFF SHORE Magallanes (**) SIPETROL S.A. 659,40 4941,10 775,10 2897,50 Octans-Pegaso (CAM-1) (x) TOTAL AUSTRAL SA 0,00 0,00 0,00 2041,00 TOTAL C. AUSTRAL (STA.CRUZ) 8715,51 27668,40 6059,40 22879,70 TOTAL PCIA. DE SANTA CRUZ 82281,91 39099,70 19144,40 27797,50 PCIA. DE TIERRA DEL FUEGO AREAS ON SHORE Angostura ROCH S.A. Angostura 6,00 0,00 0,00 0,00 Cerro Cortado 0,00 0,00 0,00 0,00 Gaviota 0,00 0,00 0,00 0,00 Las Lagunas 1,70 0,00 0,00 0,00 TOTAL Angostura 7,70 0,00 0,00 0,00


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Lago Fuego PIONEER NAT.RES. 14,00 165,00 71,00 1427,00 Las Violetas ROCH S.A. Las Violetas 57,60 406,30 220,00 350,00 Los Flamencos 43,10 337,50 114,00 1000,00 Puesto Quince 0,00 0,00 0,00 0,00 Río Chico-Los Patos 117,80 671,00 110,00 1100,00 San Luis 9,20 62,30 0,00 0,00 Sur Arroyo Candelaria 3,40 13,50 0,00 0,00 TOTAL Las Violetas 231,10 1490,60 444,00 2450,00 Los Chorrillos PAN AMER.FUEGUINA 119,60 7,00 0,00 0,00 Río Cullen ROCH S.A. 25,40 60,50 56,00 836,00 Tierra del Fuego PAN AMER.FUEGUINA Cabeza de León 21,30 0,00 0,00 0,00 Cabo Nombre-Bajo Grande 108,40 150,00 308,00 308,00 Cañadón Piedra 209,10 650,00 0,00 0,00 La Sara 124,21 5,00 0,00 0,00 Subtotal 463,01 805,00 308,00 308,00 San Sebastián 1170,87 17889,00 732,51 959,00 TOTAL Tierra del Fuego 1633,88 18694,00 1040,51 1267,00 TOTAL AREAS ON SHORE 2031,68 20417,10 1611,51 5980,00 AREAS OFF SHORE Cuenca Marina Austral 1 TOTAL AUSTRAL Complejo Hidra (Hidra Sur, Ara Sur, Argo y Kauss) 1834,00 3435,00 529,00 87,00 Complejo Alfa (C.Alfa, Ara Sur y Cullen Norte) 1776,00 12660,00 393,00 2665,00 Vega Pleyade 611,00 13511,00 1529,00 5380,00 TOTAL Cuenca Marina Austral 1 4221,00 29606,00 2451,00 8132,00 Lobo YPF S.A. 0,00 0,00 512,00 6400,00 Magallanes (**) SIPETROL S.A. 298,70 1832,70 392,10 977,70 Poseidón (Lote de CAM-2A Sur) SIPETROL S.A. 309,00 3492,00 191,00 287,00 TOTAL AREAS OFF SHORE 4828,70 34930,70 3546,10 15796,70 TOTAL PCIA. DE T.DEL FUEGO 6860,38 55347,80 5157,61 21776,70 ESTADO NACIONAL Aries Norte (incluye Aries) TOTAL AUSTRAL 684,00 9486,00 413,00 5720,00 Cuenca Marina Austral 1 TOTAL AUSTRAL Carina - Fenix 1901,00 32395,00 6483,00 31582,00 Vega Pleyade 153,00 3378,00 1683,00 1345,00 TOTAL C.Marina Austral 1 2054,00 35773,00 8166,00 32927,00 Magallanes (**) SIPETROL S.A. 978,90 3350,30 625,20 1078,90 Octans-Pegaso (CAM-1) TOTAL AUSTRAL SA 0,00 0,00 0,00 1148,00 Spica (CMA-1) TOTAL AUSTRAL SA 0,00 0,00 747,20 39,90 Tauro - Sirius (CAM-1) (x) TOTAL AUSTRAL SA 0,00 0,00 1083,00 18499,00 TOTAL ESTADO NACIONAL 3716,90 48609,30 11386,10 59412,80 TOTAL CUENCA AUSTRAL 21324,47 152042,60 24214,62 110049,20 TOTAL PAIS 2004 396.004 573.844 158.408 268.756

( ) Area de exploración (x) Area con Comercialidad Suspendida (*) Incluye líquidos recuperados en plantas. (**) Area compartida entre Santa Cruz, Tierra del Fuego y el Estado Nacional


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REPUBLICA ARGENTINA RESERVAS COMPROBADAS Y PROBABLES DE PETRÓLEO Y GAS

POR CUENCA, PROVINCIA, CONCESIÓN Y YACIMIENTO HASTA EL FIN DE LA VIDA ÚTIL DE LOS YACIMIENTOS

AL 31/12/2005

RESERVAS COMPROBADAS PROBABLES

CUENCA, PROVINCIA, PETROLEO GAS PETROLEO GAS CONCESIÓN Y YACIMIENTO

OPERADOR (Mm3) (MMm3) (Mm3) (MMm3)

CUENCA DEL NOROESTE FORMOSA El Chivil CGC S.A. 44,00 0,00 6,00 0,00 Palmar Largo PLUSPETROL S.A. Cañada Rica 8,00 0,00 0,00 0,00 El Molino 0,00 0,00 0,00 0,00 El Potrillo 49,00 0,00 0,00 0,00 La Tigra Norte 35,00 0,00 0,00 0,00 Palmar Largo 565,00 0,00 13,00 0,00 Puesto La Entrada 14,00 0,00 0,00 0,00 Ramón Lista 54,00 0,00 75,00 0,00 TOTAL Palmar Largo 725,00 0,00 88,00 0,00 Selva María IATE S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Surubí CGC S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL PROV. DE FORMOSA 769,00 0,00 94,00 0,00 JUJUY Caimancito PET.SUDAM-NECON 46,00 15,51 20,00 5,80 La Brea EPP PETROLEO S.A. 0,00 63,00 40,00 0,00 La Brea E-L.la Brea TOTAL PROV. DE JUJUY 46,00 78,51 60,00 5,80 SALTA Acambuco PAN AMERICAN ENERGY Macueta SH 14,00 0,00 10,00 0,00 Macueta Deep Gas 956,00 9153,00 1773,00 19464,00 San Pedrito 2679,00 23589,00 374,00 5060,00 San Pedro 1,00 0,00 0,00 0,00 Yacuy 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Acambuco 3650,00 32742,00 2157,00 24524,00 Agua Blanca PLUSPETROL S.A. 140,00 170,00 0,00 0,00 Cuchuma-Lumbreras (Olleros) PLUSPETROL S.A. Cuchuma 0,00 0,00 45,00 0,00 Lumbreras 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Cuchuma-Lumbreras 0,00 0,00 45,00 0,00 El Vinalar DONG WON CO. La Reina 4,60 0,40 79,50 15,40 Puesto Climaco 0,00 0,00 148,40 28,70 Vinalar Norte 127,40 10,40 0,00 0,00 TOTAL El Vinalar 132,00 10,80 227,90 44,10 Ipaguazú CGC S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Ñacatimbay CGC S.A. 1,00 2,00 0,00 0,00 Palmar Largo PLUSPETROL S.A. Balbuena Este 24,00 0,00 370,00 0,00 El Chorro 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Palmar Largo 24,00 0,00 370,00 0,00 Puesto Guardián PETROL.SAN JOSE SRL Cañada Grande 0,00 0,00 10,00 6,00 Dos Puntitas 0,00 0,00 30,00 4,00 Martinez del Tineo 0,00 0,00 0,00 0,00 Pozo Escondido 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Guardián 158,00 13,00 200,00 17,00 TOTAL Puesto Guardián 158,00 13,00 240,00 27,00 Ramos PLUSPET.ENERGY S.A. 1725,00 25170,00 154,00 2551,00 San Antonio Sur TECPETROL S.A. Chango Norte-Porcelana 1240,00 6384,00 0,00 0,00 Aguarague TECPETROL S.A. Alto de Yariguarenda 26,00 1,00 0,00 0,00 Campo Duran (Tupambi) 695,00 4772,00 567,00 1688,00 C.Duran Sur-Las Peñas-S.Telmo 50,00 220,00 0,00 0,00 La Bolsa-Yacarecito 0,00 0,00 0,00 0,00 Laguna del Cielo 0,00 0,00 0,00 0,00 Lomitas Bloque Bajo 139,00 19,00 118,00 14,00 Madrejones 17,00 66,00 0,00 0,00 Río Pescado 18,00 0,00 0,00 0,00 Sierra de Aguarague (Huamampampa) 3,00 13,00 0,00 0,00 Sierra de Aguarague (Sta.Rosa-Icla) 289,00 5078,00 243,00 7963,00 Tomasito 0,00 0,00 0,00 0,00 Tranquitas (someros) 33,00 1,00 0,00 0,00 TOTAL Sierra de Aguarague 1270,00 10170,00 928,00 9665,00 Tartagal Oeste PLUSPETROL S.A. Valle Morado (Río Colorado) CGC S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL PROV. DE SALTA 8.340,00 74.661,80 4.121,90 36.811,10 TOTAL CUENCA DEL NOROESTE 9.155,00 74.740,31 4.275,90 36.816,90


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CUENCA CUYANA MENDOZA Atamisqui PETROBRAS ENERGIA S.A. Atamisqui 171,00 0,00 0,00 0,00 El Quemado 70,00 0,00 0,00 0,00 Carrizal de abajo 0,00 0,00 0,00 0,00 Tierras Blancas Norte 4,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Atamisqui 245,00 0,00 0,00 0,00 Barrancas YPF S.A. Barrancas 5218,00 38,00 1530,00 1,00 Est.Cruz de Piedra-Lunlunta 1813,00 18,00 152,00 4,00 La Ventana "A" 75,00 1,00 0,00 0,00 Lunlunta-Carrizal 316,00 4,00 64,00 1,00 Ugarteche 691,00 22,00 651,00 20,00 TOTAL Barrancas 8113,00 83,00 2397,00 26,00 Cacheuta VINTAGE OIL ARGENTINA 39,00 0,53 0,00 0,00 Ceferino (CCyB-17) YPF S.A. 118,00 0,00 15,00 0,00 Chañares Herrados C. HERRADOS S.A. 1342,60 49,70 2205,80 81,60 La Ventana YPF S.A. Cañada Dura 18,00 0,00 0,00 0,00 Guanaco Blanco 13,00 0,00 0,00 0,00 La Ventana 511,00 8,00 218,00 3,00 La Ventana Central 5018,00 85,00 657,00 15,00 Río Viejas TOTAL La Ventana 5560,00 93,00 875,00 18,00 Los Tordillos Oeste PROV.DE MENDOZA 0,00 0,00 0,00 0,00 Piedras Coloradas VINTAGE OIL ARGENTINA 3378,00 0,00 100,00 0,00 Puesto Pozo Cercado C. HERRADOS SA 99,20 3,60 186,50 6,90 Refugio-Tupungato PETROBRAS ENERGIA S.A. Refugio 97,00 0,00 0,00 0,00 Tupungato 1230,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Refugio-Tupungato 1327,00 0,00 0,00 0,00 Río Tunuyán YPF S.A. 166,00 3,00 0,00 0,00 Vizcacheras YPF S.A. Cañada Dura 866,00 9,00 15,00 2,00 Vizcacheras 6496,00 72,00 92,00 1,00 TOTAL Vizcacheras 7362,00 81,00 107,00 3,00 Zampal Oeste YPF S.A. 34,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL CUENCA CUYANA 27.783,80 313,83 5.886,30 135,50 CUENCA NEUQUINA MENDOZA Altiplanicie del Payún YPF S.A. Altiplanicie del Payún Cerro Negro 52,00 0,00 136,00 0,00 TOTAL Altiplanicie del Payún 52,00 0,00 136,00 0,00 Atuel Norte TECPETROL S.A. Atuel Norte 6,00 0,00 0,00 0,00 Atuel Sur 0,00 0,00 0,00 0,00 Los Pocitos 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Miranda 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Atuel Norte 6,00 0,00 0,00 0,00 Cajón de los Caballos ROCH S.A. Cajón de los Caballos 150,70 0,00 0,00 0,00 Cajón de Molina 56,80 0,00 0,00 0,00 Cerro Boleadero 0,00 0,00 0,00 150,00 Loma Pelada Este 0,00 0,00 0,00 0,00 Rincón Amarillo 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Cajón de los Caballos 207,50 0,00 0,00 150,00 Calmuco-Barreales Colorados ALIANZA PETROLERA S.A. Barreales Colorados 0,00 0,00 18,00 0,00 Calmuco 0,00 0,00 44,00 0,00 TOTAL Calmuco-B.Colorados 0,00 0,00 62,00 0,00 Cañadón Amarillo YPF S.A. Cañadón Amarillo 244,00 0,00 693,00 0,00 Rincón Blanco 44,00 0,00 16,00 0,00 TOTAL Cañadón Amarillo 288,00 0,00 709,00 0,00 Cerro Doña Juana GEOPARK LTD 0,00 0,00 32,80 0,00 Cerro Fortunoso YPF S.A. 2252,00 0,00 392,00 0,00 Cerro Mollar Norte (CN-I) YPF S.A. 44,00 0,00 0,00 0,00 Cerro Mollar Oeste PET. EL TRÉBOL 10,00 0,00 56,00 0,00 Chihuido de la Salina YPF S.A. 6363,00 6366,00 1342,00 221,00 Chihuido de la Salina Sur YPF S.A. Bajo Los Lobos Chihuido de la Salina Sur 1909,00 2350,00 765,00 365,00 El Zaino Rincón de Correa TOTAL Chihuido de la Salina Sur 1909,00 2350,00 765,00 365,00 Chihuido de la Sierra Negra YPF S.A. Puesto Molina 197,00 0,00 66,00 0,00 Desfiladero Bayo 2250,00 0,00 306,00 0,00 TOTAL Chihuido de la S.Negra 2447,00 0,00 372,00 0,00 CNQ7A PETRO ANDINA RES. LTD Jagüel Casa de Piedra 237,00 8,00 44,00 14,00 El Corcobo Norte 72,00 0,00 48,00 14,00 TOTAL CNQ7A 309,00 8,00 92,00 28,00


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Confluencia Sur CHEVRON S.JORGE SRL 801,00 136,00 365,00 0,00 El Manzano YPF S.A. 7,00 0,00 0,00 0,00 El Portón YPF S.A. 292,00 438,00 0,00 0,00 El Sosneado PETROQ.COM.RIV.S.A. 254,00 36,00 155,00 22,00 Gobernador Ayala PETROBRAS ENERGIA S.A. 74,00 0,00 452,00 0,00 La Brea YPF S.A. 89,00 2,00 0,00 0,00 Llancanelo YPF S.A. 184,00 0,00 246,00 0,00 Loma Cortaderal GEOPARK LTD 9,30 0,00 5,20 0,00 Loma de la Mina (CN-I) YPF S.A. 93,00 2,00 0,00 0,00 Loma del Divisadero INGENIERIA ALPA S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Paso de las Bardas Norte YPF S.A. 28,00 903,00 133,00 243,00 Puesto Hernández PETROBRAS ENERGIA S.A. 898,00 0,00 747,00 0,00 Puesto Molina Norte YPF S.A. Puesto Molina Norte Rincón Blanco 22,00 0,00 49,00 0,00 TOTAL Puesto Molina Norte 22,00 0,00 49,00 0,00 Puesto Rojas PET. EL TRÉBOL Cerro Mollar 6,00 4,00 53,00 8,00 Puesto Adobe 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Rojas 21,00 31,00 36,00 31,00 TOTAL Puesto Rojas 27,00 35,00 89,00 39,00 Valle del Río Grande YPF S.A. Loma Alta Sur 625,00 21,00 0,00 0,00 Los Cavaos 751,00 385,00 562,00 175,00 Pampa Palauco 228,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Valle del Río Grande 1604,00 406,00 562,00 175,00 Vega Grande PETROQ.COM.RIV.SA 14,00 2,50 140,00 24,00 TOTAL C. NEUQUINA (MENDOZA) 18.283,80 10.684,50 6.902,00 1.267,00 TOTAL PCIA. DE MENDOZA 46.067,60 10.998,33 12.788,30 1.402,50 CUENCA NEUQUINA (contin.) NEUQUEN Agua del Cajón CAPEX S.A. Agua del Cajón 28,00 6,00 61,00 300,00 El Salitral 567,00 12286,00 204,00 3813,00 Senillosa 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Agua del Cajón 595,00 12292,00 265,00 4113,00 Aguada Baguales PLUSPETROL S.A. 726,00 70,00 44,00 7,00 Aguada de la Arena PETROBRAS ENERGIA S.A. 9,00 4801,00 0,00 108,00 Aguada Pichana TOTAL AUSTRAL S.A. 1191,00 26555,00 871,00 20530,00 Aguada Villanueva APACHE PET. ARG. 0,00 0,00 0,00 0,00 Al Norte de la Dorsal APACHE PET. ARG. Bajo Barda Gonzalez 87,60 17,90 0,00 0,00 Barda Gonzalez 61,20 49,80 0,00 0,00 Guanaco 276,40 686,90 454,30 241,00 Mallín del Negro 0,60 12,50 0,00 0,00 NB 16,10 449,40 0,00 0,00 NE 5,30 16,60 98,00 0,00 Puesto Espinosa 104,70 49,60 0,00 0,00 Puesto Espinosa Oeste 4,20 2,90 0,00 0,00 Puesto López 13,10 41,70 0,00 0,00 Puesto López Este 5,20 2,00 0,00 0,00 TOTAL Al Norte de la Dorsal 574,40 1329,30 552,30 241,00 Al Sur de la Dorsal APACHE PET. ARG. Aguada Quinchao 0,00 0,00 0,00 0,00 Borde Colorado 9,50 0,00 0,00 0,00 Borde Colorado Este 305,80 0,00 144,00 0,00 Borde Espinoso 6,60 0,00 0,00 0,00 Borde Espinoso Este 3,60 0,00 0,00 0,00 Cerro Lotena 4,10 0,00 0,00 0,00 Divisadero San Martín 105,60 0,00 0,00 0,00 El Mogotito 1,20 0,00 0,00 0,00 Estructura Intermedia 35,60 0,00 0,00 0,00 Estructura Intermedia Norte 43,50 0,00 0,00 0,00 Loma Farías 0,00 0,00 0,00 0,00 Loma Pedregosa 19,40 0,00 24,00 0,00 Loma Potrillo 12,30 0,00 0,00 0,00 Portezuelos 26,20 119,70 0,00 0,00 Portezuelos Norte 14,50 284,80 0,00 0,00 Portezuelos Oeste 15,70 273,30 3,80 87,30 Ranquil có 0,00 184,10 0,00 103,20 Ranquil có Norte 0,00 45,60 0,00 0,00 TOTAL Al Sur de la Dorsal 603,60 907,50 171,80 190,50 Anticlinal Campamento APACHE PET. ARG. Anticlinal Campamento 37,40 326,70 33,30 637,10 Anticlinal Campamento Este 0,00 7,50 0,00 0,00 Anticlinal Campamento Oeste 0,00 42,50 0,00 0,00 Anticlinal Campamento Sur 0,00 204,50 0,00 0,00 Bardita Zapala 10,70 396,20 240,70 0,00 Estación Ramón Castro 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Anticlinal Campamento 48,10 977,40 274,00 637,10 Bajada del Palo PETROBRAS ENERGIA S.A. Aguada del Poncho 0,00 0,00 8,00 0,00 Bajada del Palo 6,00 0,00 0,00 0,00 Borde Montuoso 341,00 0,00 490,00 0,00 Jaguel de los Rosauros 0,00 0,00 0,00 0,00 Jaguel Norte 0,00 0,00 0,00 0,00 Médano de la Mora 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Opazo 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Sin Nombre 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Bajada del Palo 347,00 0,00 498,00 0,00


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Bajo Baguales APACHE PET. ARG. Bajo Baguales 0,30 1,40 0,00 0,00 Campamento 3 0,20 0,00 0,00 0,00 Challacó Sur 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Bajo Baguales 0,50 1,40 0,00 0,00 Calandria Mora YPF S.A. 90,00 0,00 93,00 0,00 Centenario PLUSPETROL S.A. 3263,00 9735,00 759,00 2997,00 Cerro Bandera YPF S.A. 234,00 56,00 46,00 135,00 Cerro Hamaca YPF S.A. 200,00 44,00 126,00 29,00 Chapúa Este PAN AMERICAN ENERGY 0,00 0,00 0,00 0,00 Chihuido de la Sierra Negra YPF S.A. Chihuido de la Sierra Negra 12449,00 272,00 3962,00 91,00 Desfiladero Bayo 683,00 0,00 204,00 0,00 El Paisano Puesto Molina 444,00 0,00 477,00 0,00 TOTAL Chihuido de la S.Negra 13576,00 272,00 4643,00 91,00 Don Ruiz YPF S.A. 0,00 0,00 92,00 0,00 El Caracol Norte TECPETROL S.A. Aguada Lastra Sur 0,00 0,00 0,00 0,00 El Caracol Norte 0,00 0,00 0,00 0,00 Portezuelo Alto 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL El Caracol Norte 0,00 0,00 0,00 0,00 El Portón YPF S.A. 1142,00 4977,00 496,00 0,00 El Porvenir PLUSPETROL S.A. Challacó 1715,00 0,00 829,00 0,00 El Porvenir 60,00 0,00 0,00 0,00 La Esperanza 31,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL El Porvenir 1806,00 0,00 829,00 0,00 El Sauce CHEVRON S.JORGE SRL El Sauce 35,00 0,00 0,00 0,00 Loma del Picun 1,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL El Sauce 36,00 0,00 0,00 0,00 El Trapial -Curamched (Huantraico) CHEVRON S.JORGE SRL Curamched 5,00 97,00 0,00 40,00 El Límite El Trapial 19274,00 417,00 4992,00 100,00 TOTAL El Trapial-Curamched 19279,00 514,00 4992,00 140,00 Entre Lomas PET.ENTRE LOMAS S.A. Entre Lomas-Lomas de Ocampo 940,00 559,00 37,00 183,00 El Caracol 374,00 43,00 120,00 17,00 Los Alamos 85,00 12,00 68,00 10,00 Borde Mocho 318,00 61,00 130,00 27,00 TOTAL Entre Lomas 1717,00 675,00 355,00 237,00 Filo Morado YPF S.A. 606,00 1677,00 230,00 23,00 Fortín de Piedra TECPETROL S.A. Fortín de Piedra 0,00 0,00 0,00 0,00 Aguada La Pichana 0,00 0,00 0,00 0,00 Paso de Indios 0,00 0,00 4,00 80,00 TOTAL Fortin de Piedra 0,00 0,00 4,00 80,00 La Calera APACHE PET. ARG. Cerro Morado 0,00 0,00 0,00 0,00 La Calera 3,20 0,00 0,00 0,00 Tres Picos 4,70 0,00 0,00 0,00 TOTAL La Calera 7,90 0,00 0,00 0,00 Lindero Atravesado PAN AMERICAN ENERGY Lindero Atravesado Occidental 216,00 2022,00 371,00 2564,00 Lindero Atravesado Oriental 181,00 481,00 76,00 665,00 Total Lindero Atravesado 397,00 2503,00 447,00 3229,00 Loma Campana YPF S.A. 24,00 151,00 40,00 240,00 Loma de La Lata-Sierra Barrosa YPF S.A. Aguada Toledo-Sierra Barrosa 1447,00 6439,00 0,00 3020,00 Loma La Lata 4470,00 68505,00 1744,00 27253,00 TOTAL Loma La Lata-S.Barrosa 5917,00 74944,00 1744,00 30273,00 L.Jarillosa E-Pto.Silva O PLUSPETROL S.A. Loma Jarillosa Este 58,00 0,00 29,00 0,00 Puesto Silva Oeste 7,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL L.Jarillosa-P.Silva O 65,00 0,00 29,00 0,00 Loma Montosa Oeste PET.SUDAM-NECON S.A. Dos Cerritos 3,00 0,00 2,00 0,00 Loma Montosa O TOTAL Loma Montosa O. 3,00 0,00 2,00 0,00 Los Bastos TECPETROL S.A. Aguada Anacleto 1,00 0,00 0,00 0,00 Las Chivas 8,00 301,00 0,00 34,00 Los Bastos-Las Copas 18,00 80,00 5,00 192,00 Puesto Dinamarca 0,00 156,00 0,00 0,00 Punta Senillosa Sur 1,00 13,00 0,00 0,00 TOTAL Los Bastos 28,00 550,00 5,00 226,00 Octógono YPF S.A. 92,00 551,00 51,00 132,00 Parva Negra PETROBRAS ENERGIA S.A. 0,00 0,00 120,00 2363,00 Paso de las Bardas Norte (CN-VII) YPF S.A. 0,00 1246,00 0,00 323,00 Portezuelo Minas YPF S.A. 0,00 11,00 0,00 190,00 Puesto Hernández PETROBRAS ENERGIA S.A. 12948,00 0,00 9271,00 0,00 Puesto Touquet PLUSPETROL S.A. Puesto Touquet Molles 1,00 1043,00 0,00 190,00 Puesto Billar 1,00 50,00 0,00 0,00 TOTAL Puesto Touquet 2,00 1093,00 0,00 190,00 Rincón de Aranda PETROBRAS ENERGIA S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Rincón del Mangrullo YPF S.A. 11,00 691,00 27,00 1622,00 Río Neuquén PETROBRAS ENERGIA S.A. 323,00 2015,00 18,00 141,00 San Roque TOTAL AUSTRAL S.A. Aguada San Roque 1058,00 12764,00 330,00 3109,00 Loma Las Yeguas + Rincón Chico 1910,00 12289,00 311,00 3242,00 TOTAL San Roque 2968,00 25053,00 641,00 6351,00


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Señal Cerro Bayo YPF S.A. 1046,00 147,00 33,00 647,00 Señal Picada-Punta Barda YPF S.A. Señal Picada 34,00 1,00 0,00 0,00 Piedras Negras-Señal Lomita 0,00 19,00 0,00 936,00 Portezuelo Alto TOTAL S.Picada-P.Barda 34,00 20,00 0,00 936,00 Sierra Chata PETROBRAS ENERGIA S.A. 52,00 5914,00 11,00 1237,00 Veta Escondida PETROBRAS ENERGIA S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Volcán Auca Mahuida YPF S.A. 842,00 15,00 127,00 2,00 ANTIGUAS CONCESIONES Dadin APACHE PET. ARG. 137,90 143,20 0,00 0,00 AREAS PROVINCIALES Aguada Chivato-Aguada Bocarey MEDANITO S.A. Aguada Chivato 172,18 227,00 202,60 682,00 Aguada Bocarey 0,00 0,00 101,00 0,00 Dos Picos 0,00 0,00 33,00 126,00 TOTAL A.Ch.A.Bocarey 172,18 227,00 336,60 808,00 Cerro Vagón PIONEER NAT.RES. Cutral-Co MEDANITO S.A. 68,52 191,90 300,00 1078,00 Cutral-Co Sur APACHE PET. ARG. Ranquil Co Norte 0,00 40,30 0,00 0,00 Dos Hermanas APACHE PET. ARG. Borde Espinoso Este 4,70 0,00 0,00 0,00 Loma Pedragosa 90,70 0,00 135,00 0,00 TOTAL Dos Hermanas 95,40 0,00 135,00 0,00 Mangrullo PETROBRAS ENERGIA S.A. 75,00 7174,00 75,00 7194,00 Loma Negra-NI APACHE PET. ARG. Loma Negra 31,70 66,00 0,00 0,00 Loma Negra Norte 49,50 32,40 0,00 0,00 TOTAL Loma Negra-NI 81,20 98,40 0,00 0,00 Neuquén del Medio APACHE PET. ARG. 57,80 0,00 146,00 0,00 Piedra Chenque YPF S.A. 21,00 916,00 26,00 1165,00 Puesto Cortadera Ramos Mexia SIMA S.A. Los Leones 0,00 0,00 0,00 0,00 Umbral 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Ramos Mexía 0,00 0,00 0,00 0,00 Total Areas provinciales 571,10 8647,60 1018,60 10245,00 TOTAL PCIA. DEL NEUQUEN 71.512,50 188.578,40 28.925,70 87.905,60 LA PAMPA Jaguel de los Machos PETROBRAS ENERGIA S.A. 149,00 43,00 45,00 10,00 25 de Mayo-Medanito SE (Med.-L.Pampa) PETROBRAS ENERGIA S.A. 7980,00 546,00 87,00 10,00 AREA PROVINCIAL El Medanito PETROQ.COM.RIV.S.A. 829,00 893,00 272,00 352,00 TOTAL PCIA. DE LA PAMPA 8.958,00 1.482,00 404,00 372,00 RIO NEGRO Agua Salada TECPETROL S.A. Aguada de los Indios 0,00 0,00 0,00 0,00 Bajo de los Cajones 0,00 0,00 0,00 0,00 La Barda 35,00 161,00 39,00 24,00 La Barda Sur Este 9,00 6,00 34,00 0,00 La Jarilla 109,00 72,00 73,00 33,00 Puesto Bravo 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Agua Salada 153,00 239,00 146,00 57,00 Bajo del Piche YPF S.A. 165,00 39,00 0,00 0,00 Barrancas de los Loros YPF S.A. 29,00 2,00 0,00 0,00 Catriel Oeste CENTRAL INT.CORP. 2119,00 236,00 530,00 244,00 Catriel Viejo TECPETROL S.A. Barda Alta 0,00 0,00 0,00 0,00 Catriel Viejo 0,00 0,00 0,00 0,00 Loma Chica 0,00 0,00 0,00 0,00 Loma Montosa 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Catriel Viejo 0,00 0,00 0,00 0,00 Centro Este PET.SUDAM-NECON S.A. Centro Este 168,00 48,90 94,00 24,40 Divisadero Catriel 6,00 0,60 12,00 0,30 Meseta Alta 155,00 39,30 72,00 19,60 Meseta Escondida 5,00 0,00 3,00 0,00 Planicie Morada 2,00 0,00 0,00 0,00 Señal Centro 1,00 46,70 1,00 23,30 Sur Catriel Oeste 0,00 0,00 TOTAL Centro Este 337,00 135,50 182,00 67,60 El Medanito YPF S.A. 322,00 0,00 21,00 0,00 El Santiagueño APACHE PET.ARG. 207,78 41,00 0,00 0,00 Entre Lomas PET.ENTRE LOMAS S.A. 6240,00 1699,00 1854,00 314,00 Charco Bayo-Pdras.Blancas Estación Fernández Oro APACHE PET.ARG. 307,60 111,80 43,40 8,60 Jaguel de los Machos PETROBRAS ENERGIA S.A. 579,00 263,00 47,00 37,00 Jaguel de los Milicos APACHE PET.ARG. 0,00 0,00 0,00 0,00 La Yesera CHEVRON S.JORGE SRL 123,00 126,00 68,00 71,00 Las Bases CHEVRON S.JORGE SRL Estancia El Colorado 0,00 11,00 0,00 0,00


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Las Bases 1,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Las Bases 1,00 11,00 0,00 0,00 Loma Guadalosa PLUSPETROL S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 L.Jarillosa E-Pto.Silva O (L.del Mojón) PLUSPETROL S.A. Loma Jarillosa Este Puesto Silva Oeste 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL L.Jarillosa-P.Silva O 0,00 0,00 0,00 0,00 Loma Montosa Oeste PET.SUDAM-NECON Planicie Morada 3,00 55,30 1,00 27,60 Loma Negra CHEVRON S.JORGE SRL Anticlinal de María 21,00 2,00 196,00 28,00 Anticlinal de María Occidental 27,00 3,00 52,00 8,00 Anticlinal Viejo 16,00 1,00 17,00 2,00 Cerro Solo 25,00 1,00 33,00 1,00 El Látigo 182,00 18,00 558,00 25,00 El Látigo Occidental 521,00 51,00 961,00 115,00 El Solitario Sur 3,00 0,00 0,00 0,00 Loma de María 1,00 39,00 0,00 1379,00 Loma Negra 1102,00 38,00 1351,00 111,00 TOTAL Loma Negra 1898,00 153,00 3168,00 1669,00 Medianera PET SAN MIGUEL 0,00 0,00 0,00 0,00 Pto.Flores-Ecia.Vieja-Pto.Prado CHEVRON S.JORGE SRL Estancia Vieja 16,00 4,00 0,00 0,00 Puesto Flores 6,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Prado 4,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL P.Flores-E.Vieja-P.Prado 26,00 4,00 0,00 0,00 Rinconada-Puesto Morales INGENIERIA ALPA S.A. Puesto Morales 86,20 147,40 0,00 0,00 Río Neuquén PETROBRAS ENERGIA S.A. 76,00 473,00 4,00 33,00 Señal Picada-Punta Barda YPF S.A. Señal Picada 2646,00 21,00 389,00 3,00 Punta Barda 889,00 16,00 87,00 2,00 TOTAL S.Picada-P.Barda 3535,00 37,00 476,00 5,00 25 de Mayo-Medanito SE PETROBRAS ENERGIA S.A. 3065,00 165,00 582,00 26,00 AREA PROVINCIAL Blanco de los Olivos PET. DEL COMAHUE S.A. Puesto Survelin 14,00 0,00 0,00 0,00 General Roca PET. DEL COMAHUE S.A. Flor de Roca 25,00 0,00 127,00 0,00 Intimo 0,00 0,00 0,00 0,00 Pum-Pum 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL General Roca 25,00 0,00 127,00 0,00 TOTAL PCIA.DE RIO NEGRO 19.311,58 3.938,00 7.249,40 2.559,80 TOTAL CUENCA NEUQUINA 118.065,88 204.682,90 43.481,10 92.104,40 CUENCA GOLFO SAN JORGE CHUBUT Anticlinal Grande-Cerro Dragón PAN AMERICAN ENERGY Anticlinal Grande 1638,00 1048,00 1111,00 760,00 Cañadón Grande 9514,00 318,00 4994,00 175,00 Cañadón Pedro 1740,00 187,00 506,00 60,00 Cerro Dragón 5168,00 785,00 5070,00 444,00 Cerro Dragón Norte 67,00 82,00 87,00 22,00 Cerro Tortuga 0,00 0,00 0,00 0,00 Choike 60,00 0,00 113,00 0,00 El Condor 42,00 68,00 71,00 96,00 El Gato 38,00 2,00 26,00 2,00 El Lago 79,00 29,00 54,00 18,00 El Triángulo 592,00 19,00 478,00 15,00 El Ñandú 33,00 3,00 149,00 12,00 Enrique Hermite 48,00 0,00 41,00 0,00 Escorial 223,00 0,00 295,00 0,00 Huetel 159,00 115,00 258,00 95,00 Jorge 146,00 0,00 105,00 0,00 La Madreselva 2186,00 34,00 1273,00 2,00 La Madreselva Sur 3682,00 1,00 1829,00 0,00 La Piedra 127,00 229,00 106,00 93,00 Las Flores 1404,00 877,00 863,00 537,00 Mariana 187,00 0,00 288,00 0,00 Meseta Catorce 521,00 1,00 526,00 0,00 Oriental 6297,00 34,00 2864,00 7,00 Oriental Oeste 413,00 12,00 607,00 7,00 Padre Corti 127,00 57,00 164,00 33,00 Pampa 495,00 1,00 491,00 0,00 Resero 4995,00 54,00 4178,00 70,00 San Agustín 9,00 1,00 128,00 0,00 Tero 0,00 57,00 0,00 79,00 Tres Picos 1880,00 10751,00 1844,00 3344,00 Valle Hermoso 5043,00 4550,00 4628,00 3091,00 Valle Martín 1569,00 1660,00 2379,00 2225,00 Zorro 10724,00 833,00 3998,00 356,00 TOTAL Antic.Grande-C.Dragón 59206,00 21808,00 39524,00 11543,00 Bella Vista Oeste VINTAGE OIL ARGENTINA 1826,00 0,00 456,00 0,00 Caleta Córdova INTERENERGY ARG. S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Campamento Central-Cdón.Perdido YPF S.A. Cto.Central-Bella Vista Este 459,00 10,00 239,00 6,00 Cañadón Perdido 2181,00 19,00 1126,00 25,00 TOTAL C.Central-C.Perdido 2640,00 29,00 1365,00 31,00


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Cañadón Pilar EZ HOLDING 0,00 0,00 0,00 0,00 Cañadón Ramirez APCO ARGENTINA INC. 10,00 0,00 31,00 0,00 Cerro Tortuga-Las Flores PAN AMERICAN ENERGY Cerro Tortuga 2179,00 1383,00 1941,00 754,00 Las Flores 519,00 203,00 319,00 124,00 Río Chico 7,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL C.Tortuga-L.Flores 2705,00 1586,00 2260,00 878,00 Chulengo PAN AMERICAN ENERGY Anticlinal Grande 55,00 120,00 66,00 87,00 Chulengo 109,00 1,00 60,00 2,00 Valle Martín 77,00 0,00 138,00 0,00 TOTAL Chulengo 241,00 121,00 264,00 89,00 El Tordillo TECPETROL S.A. 18024,00 1112,00 3662,00 261,00 Escalante-El Trébol YPF S.A. El Trébol 2795,00 30,00 177,00 2,00 Escalante 1349,00 34,00 887,00 18,00 TOTAL Escalante-El Trébol 4144,00 64,00 1064,00 20,00 Estancia La Escondida (Colhue Huapi) COLHUE HUAPI S.A. El Jefe 0,00 0,00 0,00 0,00 El Zanjón 0,00 0,00 0,00 0,00 Estancia La Escondida 347,00 45,00 200,00 30,00 Puesto Vera 5,00 1,00 90,00 0,00 TOTAL Ecia.La Escondida 352,00 46,00 290,00 30,00 Gemelos CAPSA 0,00 0,00 0,00 0,00 La Tapera TECPETROL S.A. 16,00 0,00 108,00 0,00 Manantiales Behr YPF S.A. 4812,00 491,00 1812,00 221,00 Mina Reserva CAPSA 0,00 0,00 17,00 0,00 Pampa del Castillo-La Guitarra SIPETROL ARG.S.A. 4039,10 129,80 704,10 15,50 Pico Salamanca EZ HOLDING 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Quiroga (incluye Puesto Quiroga O) TECPETROL S.A. 22,00 0,00 72,00 0,00 Restinga Alí YPF S.A. 103,00 5,00 153,00 8,00 Río Mayo YPF S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Sarmiento YPF S.A. 3,00 0,00 0,00 0,00 Sindicato CAPSA 148,00 0,00 40,00 0,00 Solano CAPSA 80,00 0,00 198,00 0,00 ANTIGUAS CONCESIONES Diadema CAPSA 10852,00 0,00 1620,00 0,00 José Segundo TECPETROL S.A. 244,00 0,00 24,00 0,00 Kilómetro 8 CRI HOLDING 440,00 0,00 282,00 0,00 Kilómetro 20 CAPSA 1020,00 0,00 476,00 0,00 Alberto CENTRAL PATAGONIA SRL 93,00 0,00 283,00 64,00 Don Ernesto CENTRAL PATAGONIA SRL 108,00 5,00 0,00 0,00 AREAS PROVINCIALES Anticlinal Funes PAN AMERICAN ENERGY 137,00 183,00 70,00 222,00 Cayelli PROV.CHUBUT 0,00 0,00 0,00 0,00 Cerro Negro CLEAR S.A. 996,70 33,20 1940,40 64,90 Mata Magallanes Oeste PROV.CHUBUT 200,00 35,00 0,00 0,00 Pampa María Santísima PROV.CHUBUT 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL PCIA. DEL CHUBUT 112.461,80 25.648,00 56.715,50 13.447,40 SANTA CRUZ Anticlinal Grande-Cerro Dragón PAN AMERICAN ENERGY Bayo 1045,00 1133,00 1065,00 737,00 Escorial 2610,00 3,00 2486,00 1,00 Huetel 524,00 333,00 451,00 256,00 Meseta Catorce 2706,00 165,00 2108,00 69,00 TOTAL Antic.Grande-Cerro Dragón 6885,00 1634,00 6110,00 1063,00 Barranca Yankowsky YPF S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Bloque 127 VINTAGE OIL ARGENTINA 248,00 0,00 95,00 0,00 Cañadón de la Escondida-Las Heras YPF S.A. Barranca Baya 3878,00 77,00 389,00 8,00 Las Heras 1394,00 277,00 0,00 0,00 TOTAL C.Escondida-Las Heras 5272,00 354,00 389,00 8,00 Cañadón León-Mta.Espinosa YPF S.A. Seco León 4055,00 814,00 625,00 125,00 Cañadón León VINTAGE OIL ARGENTINA 2172,00 0,00 351,00 0,00 Cañadón Minerales VINTAGE OIL ARGENTINA 5148,00 0,00 664,00 0,00 Cañadón Seco VINTAGE OIL ARGENTINA 3962,00 1901,00 1086,00 509,00 Cañadón Vasco YPF S.A. 0,00 0,00 105,00 0,00 Cañadón Yatel YPF S.A. 118,00 6,00 184,00 9,00 Cerro Overo VINTAGE OIL ARGENTINA 262,00 0,00 108,00 0,00 Cerro Piedra-Cerro Guadal Norte YPF S.A. 341,00 138,00 286,00 143,00 Cerro Wenceslao VINTAGE OIL ARGENTINA 1932,00 0,00 419,00 0,00 El Cordón VINTAGE OIL ARGENTINA 245,00 0,00 0,00 0,00 El Guadal - Lomas del Cuy YPF S.A. Lomas del Cuy 3435,00 382,00 1307,00 145,00 El Huemul-Koluel Kaike VINTAGE OIL ARGENTINA 7608,00 1514,00 4114,00 831,00 El Romero ALIANZA PETROLERA ARG. 0,00 0,00 76,00 801,00 Estancia La Mariposa ALIANZA PETROLERA ARG. 0,00 0,00 153,00 735,00 Koluel Kaike PAN AMERICAN ENERGY 1610,00 0,00 546,00 0,00 Las Heras VINTAGE OIL ARGENTINA 1849,00 533,00 580,00 0,00 Lomita de la Costa ALIANZA PETROLERA ARG. 0,00 0,00 17,00 962,00 Los Monos YPF S.A. 32,00 7,00 0,00 0,00 Los Perales-Las Mesetas YPF S.A. 8627,00 2204,00 1720,00 1618,00 Meseta Espinosa VINTAGE OIL ARGENTINA 2277,00 0,00 645,00 0,00 Meseta Espinosa Norte VINTAGE OIL ARGENTINA 1015,00 0,00 323,00 0,00 Meseta Sirven APACHE PET. ARG. 197,80 0,00 109,10 0,00


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Pico Truncado-El Cordón YPF S.A. El Cordón 635,00 35,00 659,00 31,00 El Destino 738,00 60,00 194,00 2,00 Pico Truncado 1288,00 267,00 179,00 49,00 TOTAL P.Truncado-E.Cordón 2661,00 362,00 1032,00 82,00 Piedra Clavada (CGSJ-4) VINTAGE OIL ARGENTINA 2068,00 0,00 665,00 0,00 Piedra Clavada PAN AMERICAN ENERGY 2635,00 0,00 1019,00 0,00 Sur Piedra Clavada VINTAGE OIL ARGENTINA 438,00 0,00 123,00 0,00 Sur Río Deseado ROCH S.A. Estación Tehuelches 273,00 4,50 0,00 0,00 La Frieda 168,60 0,00 0,00 0,00 La Frieda Oeste 6,60 0,00 0,00 0,00 TOTAL Sur Río Deseado 448,20 4,50 0,00 0,00 Tres Picos VINTAGE OIL ARGENTINA 1280,00 0,00 175,00 0,00 AREAS PROVINCIALES El Valle INGENIERIA ALPA S.A. 14,40 1,70 68,00 5,20 Mata Magallanes E MISAHAR ARG. S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Pampa Verdun EHRENCAP S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Sierra del Carril EHRENCAP S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL C.G.S.JORGE (STA.CRUZ) 66.835,40 9.855,20 23.094,10 7.036,20 TOTAL CUENCA G. SAN JORGE 179.297,20 35.503,20 79.809,60 20.483,60 CUENCA AUSTRAL SANTA CRUZ An-Aike PETROBRAS ENERGIA S.A. 8,00 70,00 2,00 96,00 Bajada Fortaleza PETROBRAS ENERGIA S.A. 4,00 0,00 0,00 0,00 Barda Las Vegas PETROBRAS ENERGIA S.A. 198,00 186,00 215,00 180,00 Campo Boleadoras PETROBRAS ENERGIA S.A. 4,00 7,00 0,00 0,00 Campo Bremen CHEVRON S.JORGE SRL Campo Bremen 27,00 226,00 5,00 84,00 Estancia Dos Lagunas 243,00 2034,00 32,00 763,00 Filomena 0,00 0,00 0,00 0,00 Laguna El Palo 0,00 0,00 0,00 0,00 Nortero Noreste 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Campo Bremen 270,00 2260,00 37,00 847,00 Campo Indio PETROBRAS ENERGIA S.A. 191,00 2993,00 111,00 2438,00 Cañadón Deus PETROBRAS ENERGIA S.A. 0,00 0,00 7,00 340,00 Chorrillos CHEVRON S.JORGE SRL Campo Molino 438,00 24,00 204,00 8,00 Cerro Convento 243,00 125,00 173,00 35,00 Cerro Norte 116,00 1710,00 29,00 980,00 Chorrillos Central 63,00 1,00 3,00 2,00 Chorrillos Norte 0,00 0,00 0,00 0,00 Chorrillos Viejo 7,00 7,00 0,00 93,00 Tres Colinas 0,00 0,00 0,00 0,00 Zuri 148,00 104,00 174,00 121,00 TOTAL Chorrillos 1015,00 1971,00 583,00 1239,00 Del Mosquito GEOPARK LTD 56,10 7,70 99,50 13,90 Dos Hermanos PETROBRAS ENERGIA S.A. 65,00 1435,00 38,00 780,00 El Cerrito PETROBRAS ENERGIA S.A. 0,00 0,00 0,00 112,00 Estancia Agua Fresca PETROBRAS ENERGIA S.A. 252,00 75,00 456,00 520,00 Estancia Chiripá PETROBRAS ENERGIA S.A. 0,00 0,00 0,00 1440,00 Estancia Librun PETROBRAS ENERGIA S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Faro Vírgenes GEODYNE SA 37,00 2576,00 4,00 265,00 Glencross (CA-9, Río Turbio) (x) PETROBRAS ENERGIA S.A. 0,00 0,00 902,00 6387,00 La Menor PETROBRAS ENERGIA S.A. 0,00 0,00 0,00 213,00 La Paz PETROBRAS ENERGIA S.A. 178,00 2005,00 22,00 252,00 La Porfiada PETROBRAS ENERGIA S.A. 418,00 2371,00 305,00 52,00 La Terraza CHEVRON S.JORGE SRL Cañadón Salto Oeste 0,00 0,00 0,00 0,00 La Terraza 1,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL La Terraza 1,00 0,00 0,00 0,00 Laguna de los Capones CGC S.A. 9,00 5,00 0,00 0,00 Laguna Del Oro PETROBRAS ENERGIA S.A. 63,00 159,00 100,00 75,00 María Inés PETROBRAS ENERGIA S.A. María Inés 438,00 12,00 16,00 1,00 María Inés Sur 220,00 9,00 0,00 0,00 TOTAL María Inés 658,00 21,00 16,00 1,00 María Inés Oeste (Santa Cruz II) PETROBRAS ENERGIA S.A. 78,00 6,00 0,00 0,00 Moy Aike CHEVRON S.JORGE SRL El Indio 10,00 1,00 40,00 3,00 El Indio Oeste 138,00 7,00 193,00 42,00 Moy Aike 0,00 0,00 0,00 0,00 El Gancho Este 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Moy Aike 148,00 8,00 233,00 45,00 Océano CHEVRON S.JORGE SRL 31,00 440,00 13,00 110,00 Palermo Aike CHEVRON S.JORGE SRL Campo Límite 0,00 0,00 0,00 0,00 Cerro Tres Hermanos 0,00 0,00 0,00 0,00 Monte Aymond 0,00 0,00 0,00 0,00 Palermo Aike 0,00 0,00 0,00 0,00 Tres Hermanos 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Palermo Aike 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Oliverio PETROBRAS ENERGIA S.A. 110,00 157,00 119,00 182,00 Puesto Peter PETROBRAS ENERGIA S.A. 632,00 431,00 266,00 93,00 Santa Cruz I PETROBRAS ENERGIA S.A.


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Campo Bola SP 65,00 1398,00 0,00 0 Estancia La Maggie SP 280,00 107,00 0,00 0 Ototel Aike SP 24,00 274,00 18,00 213 Cañadón Salto SP 11,00 3,00 0,00 0 Campo Boleadoras O SP 10,00 68,00 0,00 0 Campo Boleadoras OO SP 0,00 0,00 0,00 0 Campo Boleadoras O MAG 104,00 2481,00 17,00 401 C Boleadoras M2 0,00 0,00 5,00 64 Pta Boleadoras 0,00 0,00 0,00 0 Cerri NGL Ex Pt 0,00 0,00 0,00 0 Pta Le Marchand 0,00 0,00 0,00 0 Ptg BLV 0,00 0,00 0,00 0 TOTAL Santa Cruz I 494,00 4331,00 40,00 678,00 Permiso Santa Cruz I C. Tehuelche PETROBRAS ENERGIA S.A. 0,00 0,00 3,00 13,00 Santa Cruz II PETROBRAS ENERGIA S.A. Cerro Redondo 12,00 102,00 0,00 0,00 Condor Oeste 0,00 0,00 2,00 56,00 Chimen Aike 2,00 17,00 71,00 529,00 Chimen Aike Norte 0,00 0,00 0,00 0,00 El Condor 67,00 1450,00 0,00 0,00 Hito V 0,00 4,00 0,00 0,00 La Esperanza 0,00 0,00 0,00 0,00 La Leona 0,00 0,00 0,00 0,00 Las Buitreras 0,00 0,00 0,00 0,00 Punta Loyola 0,00 0,00 0,00 0,00 Sur Río Chico 0,00 0,00 0,00 0,00 Ptg BLV 0,00 0,00 0,00 0,00 Ptg Cerri 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Santa Cruz II 81,00 1573,00 73,00 585,00 AREAS PROVINCIALES La Carmen CHEVRON S.JORGE SRL 0,00 0,00 0,00 0,00 AREAS OFF SHORE Magallanes (**) SIPETROL S.A. 567,70 4615,00 775,10 2897,50 Octans-Pegaso (CAM-1) (x) TOTAL AUSTRAL S.A. 0,00 0,00 0,00 2041,00 TOTAL C. AUSTRAL (STA.CRUZ) 5.568,80 27.702,70 4.419,60 21.895,40 TOTAL PCIA. DE SANTA CRUZ 72.404,20 37.557,90 27.513,70 28.931,60 PCIA. DE TIERRA DEL FUEGO AREAS ON SHORE Angostura ROCH S.A. Angostura 4,60 0,00 0,00 0,00 Cerro Cortado 0,00 0,00 0,00 0,00 Gaviota 1,90 0,00 0,00 0,00 Las Lagunas 1,10 0,00 0,00 0,00 TOTAL Angostura 7,60 0,00 0,00 0,00 Lago Fuego APACHE PET. ARG. 9,50 113,30 0,00 0,00 Las Violetas ROCH S.A. El Monte 0,00 0,00 0,00 0,00 Las Violetas 54,00 387,30 220,00 350,00 Los Flamencos 39,90 315,60 114,00 1.000,00 Puesto Quince 0,10 0,00 0,00 0,00 Punta María 0,00 0,00 0,00 0,00 Río Chico-Los Patos 108,30 636,20 110,00 1.100,00 San Luis 4,10 40,90 0,00 0,00 Sur Arroyo Candelaria 1,80 6,80 0,00 0,00 TOTAL Las Violetas 208,20 1386,80 444,00 2450,00 Los Chorrillos PAN AMER.FUEGUINA Amalia 0,00 0,00 0,00 0,00 Arroyo Augusto 0,00 0,00 0,00 0,00 Arroyo Cachimba 0,00 0,00 0,00 0,00 Arroyo Gamma 0,00 0,00 0,00 0,00 Bajo Guadaloso 0,00 0,00 0,00 0,00 Carmen Silva 0,00 0,00 0,00 0,00 Castillo Oeste 0,00 0,00 0,00 0,00 Cerro Mesa 0,00 0,00 0,00 0,00 Chorrillos 74,00 3,00 0,00 0,00 La Sara Norte 0,00 0,00 0,00 0,00 Laguna Carmen Norte 0,00 0,00 0,00 0,00 Laguna Chica 0,00 0,00 0,00 0,00 Laguna Escondida 0,00 0,00 0,00 0,00 Laguna Hortencia 0,00 0,00 0,00 0,00 Laguna La Suerte 0,00 0,00 0,00 0,00 O'Connor 0,00 0,00 0,00 0,00 Puesto Dieciocho 0,00 0,00 0,00 0,00 Río Aviles 0,00 0,00 0,00 0,00 San Goyo 0,00 0,00 0,00 0,00 Sección Treinta 0,00 0,00 0,00 0,00 Sur Arroyo Gamma 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL Los Chorrillos 74,00 3,00 0,00 0,00 Río Cullen ROCH S.A. Cañadón Piedras 0,00 0,00 0,00 0,00 Río Cullen 22,86 54,45 56,00 836,00 TOTAL Río Cullen 22,86 54,45 56,00 836,00


550

Tierra del Fuego PAN AMER.FUEGUINA Bajo Grande 0,00 0,00 0,00 0,00 Cabeza de León 13,00 0,00 0,00 0,00 Cabo Nombre 98,00 146,00 30,00 6,00 Cañadón Piedra 181,00 507,00 0,00 0,00 Fracción E 0,00 0,00 0,00 0,00 La Sara 144,00 3,00 0,00 0,00 San Sebastián 1040,00 16033,00 732,00 959,00 TOTAL Tierra del Fuego 1476,00 16689,00 762,00 965,00 TOTAL AREAS ON SHORE 1.798,16 18.246,55 1.262,00 4.251,00 AREAS OFF SHORE Cuenca Marina Austral 1 TOTAL AUSTRAL S.A. Hidra 321,00 19,00 143,00 8,00 Hidra Sur 49,00 4,00 20,00 2,00 Ara Sur 448,00 919,00 99,00 6,00 Kaus 96,00 9,00 88,00 8,00 Argo 598,00 2224,00 179,00 64,00 Complejo Alfa (C.Alfa, Ara Sur y 1395,00 10145,00 393,00 2665,00 Cullen Norte) Vega Pleyade 611,00 13511,00 1621,00 5380,00 TOTAL Cuenca Marina Austral 1 3518,00 26831,00 2543,00 8133,00 Lobo YPF S.A. 0,00 0,00 214,00 3063,00 Magallanes (**) SIPETROL S.A. 249,50 1731,80 392,10 977,70 Poseidón SIPETROL S.A. 174,00 1726,90 99,00 1583,00 TOTAL AREAS OFF SHORE 3.941,50 30.289,70 3.248,10 13.756,70 TOTAL PCIA. DE T.DEL FUEGO 5.739,66 48.536,25 4.510,10 18.007,70 ESTADO NACIONAL Aries Norte (incluye Aries) TOTAL AUSTRAL S.A. 684,00 9486,00 413,00 5720,00 Cuenca Marina Austral 1 TOTAL AUSTRAL S.A. Carina - Fenix 1868,00 31561,00 6483,00 31582,00 Vega Pleyade 153,00 3378,00 1591,00 1345,00 TOTAL C.Marina Austral 1 2021,00 34939,00 8074,00 32927,00 Magallanes (**) SIPETROL S.A. 781,10 3046,60 625,20 1078,90 Octans-Pegaso (CAM-1) TOTAL AUSTRAL S.A. 0,00 0,00 0,00 1148,00 Spica (CMA-1) TOTAL AUSTRAL S.A. 0,00 0,00 747,00 40,00 Tauro - Sirius (CAM-1) (x) TOTAL AUSTRAL S.A. 0,00 0,00 1083,00 18499,00 TOTAL ESTADO NACIONAL 3.486,10 47.471,60 10.942,20 59.412,90 TOTAL CUENCA AUSTRAL 14.794,56 123.710,55 19.871,90 99.316,00 TOTAL PAIS 2005 349.096,44 438.950,79 153.324,80 248.856,40

AÑO 2004 393.972,00 541.857,00 156.441,00 262.776,00 COMPARACION 2005 vs 2004 (%) -11,39 -18,99 -1,99 -5,30

( ) Area de exploración (x) Area con Comercialidad Suspendida (*) Incluye líquidos recuperados en plantas. (**) Area compartida entre Santa Cruz, Tierra del Fuego y el Estado Nacional


551

Anexo 5: Áreas de Exploración 2004



(Mm3) (MMm3) (Mm3) (MMm3) SALTA Acambuco Macueta Norte (Somero) PAN AMERICAN 36 - 6 - Macueta (Profundo) PAN AMERICAN 951 9.153 1.773 19.464 Cuchuma-Lumbreras (Olleros) PLUSPETROL S.A. - - 49 - Ñacatimbay (Santa Victoria) CGC S.A. 12 32 15 40 Chango Norte-Porcelana TECPETROL S.A. 1.436 7.400 - - Campo Duran (Tupambi) TECPETROL S.A. 845 5.470 567 1.688 Madrejones (Tupambi) TECPETROL S.A. 27 88 - - Sierra de Aguarague (Huamampampa) TECPETROL S.A. 8 29 - - Sierra de Aguarague (Sta.Rosa-Icla) TECPETROL S.A. 290 5.373 444 9.969 Tranquitas (someros) TECPETROL S.A. 40 1 - - Tartagal Oeste (Yac.Norte 3-Frac.A) PLUSPETROL S.A. - - - - Valle Morado (Río Colorado) CGC S.A. - - 3 88 MENDOZA Ceferino (CCyB-17) YPF S.A. 189 - 277 - Zampal Oeste (CCy III) YPF S.A. 40 - - - Cerro Mollar Norte (CN-I) YPF S.A. 44 - - - Confluencia Sur (Confluencia) CHEVRON S.JORGE SRL 781 134 562 - Gobernador Ayala (CNQ-7-en trámite) PETROBRAS ENERGIA SA 74 - 452 - Loma de la Mina (CN-I) YPF S.A. 114 4 - - Puesto Molina Norte YPF S.A. - - - - Rincón Blanco YPF S.A. 55 - 49 - NEUQUEN Aguada de la Arena (Añelo) PETROBRAS ENERGIA SA 239 4.247 62 1.264 Cerro Hamaca (CN-VIII) YPF S.A. 214 44 138 104 Curamhuele (CNQ-8-Huantraico) CHEVRON S.JORGE SRL - - - - Chapúa Este (Río Barrancas) (x) PAN AMERICAN ENERGY - - - - Don Ruiz (CN-VIII) YPF S.A. - - 92 - Curamched CHEVRON S.JORGE SRL 1 11 461 105 El Trapial CHEVRON S.JORGE SRL 22.595 543 5.905 138 Loma Campana (CNQ-18, L.del Mojón) YPF S.A. 25 151 40 240 Loma Jarillosa Este PLUSPETROL S.A. 58 - - - Puesto Silva Oeste PLUSPETROL S.A. - - 24 346 Parva Negra (en trámite) PETROBRAS ENERGIA SA - - 120 2.363 Paso de las Bardas Norte (CN-VII) YPF S.A. - 1.478 - 368 Portezuelo Minas (CN-X) YPF S.A. - 13 - 190 Rincón del Mangrullo (CN-IX) YPF S.A. 12 735 26 1.578 Sierra Chata [Chihuidos] PETROBRAS ENERGIA SA 197 6.577 78 1.246 Volcán Auca Mahuida (CN-VIII) YPF S.A. 925 40 127 438 Puesto Cortaderas (Piedra Chenque) YPF S.A. 21 932 26 1.165 RIO NEGRO Jaguel de los Milicos (Lago Pellegrini E) PIONEER NAT.RES. 64 153 - - Jaguel de Bara (Lago Pellegrini E) PIONEER NAT.RES. - - - - La Yesera (Río Negro N (CNQ-27) CHEVRON S.JORGE SRL 278 135 1.823 976 Las Bases (CNQ-16/A) Estancia El Colorado CHEVRON S.JORGE SRL 0 24 - - Las Bases CHEVRON S.JORGE SRL 0 31 0 15 L.Jarillosa E-Pto.Silva O (L.del Mojón) PLUSPETROL S.A. Loma Jarillosa Este PLUSPETROL S.A. - - - - Puesto Silva Oeste PLUSPETROL S.A. - - - - Loma Negra (CNQ-27 R.N.Norte) CHEVRON S.JORGE SRL Anticlinal de María CHEVRON S.JORGE SRL 82 6 161 16 Anticlinal de María Occidental CHEVRON S.JORGE SRL 186 15 74 7 Anticlinal Viejo CHEVRON S.JORGE SRL 6 1 12 1 Cerro Solo CHEVRON S.JORGE SRL 50 5 24 - El Látigo CHEVRON S.JORGE SRL 30 3 990 19 El Látigo Occidental CHEVRON S.JORGE SRL 802 71 48 53 El Solitario Sur CHEVRON S.JORGE SRL 19 2 531 - Loma de María CHEVRON S.JORGE SRL 3 13 - 998 Loma Negra CHEVRON S.JORGE SRL 1.855 147 1.067 39 Los Caldenes (CNQ-17, Sierras Blancas) YPF S.A. - - - - CHUBUT Estancia La Escondida (Colhue Huapi) COLHUE HUAPI SA El Jefe COLHUE HUAPI SA - - - - El Zanjón COLHUE HUAPI SA 0 - - - Estancia La Escondida COLHUE HUAPI SA 357 49 230 32 Puesto Vera COLHUE HUAPI SA 5 1 90 - Río Mayo (CGSJ-III) YPF S.A. 32 8 80 20 CGSJ XVI (Estancia La Mariposa) ALIANZA PETROLERA SA - - 153 735 CGSJ XVII (El Romero) ALIANZA PETROLERA SA - - 76 801 CGSJ XVIII (Lomita de la Costa) ALIANZA PETROLERA SA - - 17 962 SANTA CRUZ Cerro Piedra-Cerro Guadal N (CGSJ-I) YPF S.A. 591 105 293 101 Meseta Espinosa (CGSJ-10) VINTAGE OIL ARGENTINA 1.107 - - - Piedra Clavada (CGSJ-4) VINTAGE OIL ARGENTINA 1.831 - - - An-Aike (Santa Cruz II) PETROBRAS ENERGIA SA - - 6 308 Bajada Fortaleza (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA - - - - Barda Las Vegas (Santa Cruz II) PETROBRAS ENERGIA SA 291 327 330 30 Campo Boleadoras (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 21 40 3 - Campo Indio (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 208 2.693 185 1.943 Cañadón Deus (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA - - 6 292 Dos Hermanos (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 43 803 32 604 El Cerrito (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA - - - 112 Estancia Chiripá (Santa Cruz II) (x) PETROBRAS ENERGIA SA - - - 1.440 Estancia Librun (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA - - - - Glencross (CA-9, Río Turbio) (x) PETROBRAS ENERGIA SA - - 902 6.387 La Menor (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA - - - 202 La Pampa (Mata Amarilla) (x) PAN AMERICAN ENERGY - - - - La Paz (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 256 2.199 26 213 La Porfiada (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 608 2.790 141 45


552

Laguna Del Oro (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 89 122 98 76 María Inés (Santa Cruz II) PETROBRAS ENERGIA SA 493 42 791 67 María Inés Oeste (Santa Cruz II) PETROBRAS ENERGIA SA 17 32 48 13 Puesto Peter (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 674 838 831 542 Octans-Pegaso (CAM-1) (x) TOTAL AUSTRAL SA - - - 2.041 AREAS OFF SHORE Cuenca Marina Austral 1 TOTAL AUSTRAL Complejo Hidra (Hidra Sur, Ara Sur, Argo y Kauss) 1.834 3.435 529 87 Complejo Alfa (C.Alfa, Ara Sur y Cullen Norte) 1.776 12.660 393 2.665 Vega Pleyade 611 13.511 1.529 5.380 Lobo YPF S.A. - - 512 6.400 Magallanes (**) SIPETROL S.A. 299 1.833 392 978 Poseidón (Lote de CAM-2A Sur) SIPETROL S.A. 309 3.492 191 287 Aries Norte (incluye Aries) TOTAL AUSTRAL 684 9.486 413 5.720 Cuenca Marina Austral 1 TOTAL AUSTRAL Carina - Fenix 1.901 32.395 6.483 31.582 Vega Pleyade 153 3.378 1.683 1.345 Magallanes (**) SIPETROL S.A. 979 3.350 625 1.079 Octans-Pegaso (CAM-1) TOTAL AUSTRAL SA - - - 1.148 Spica (CMA-1) TOTAL AUSTRAL SA - - 747 40 Tauro - Sirius (CAM-1) (x) TOTAL AUSTRAL SA - - 1.083 18.499

total 47.773 136.649 34.945 135.092 % a TOTAL PAÍS 2004 12,1% 23,8% 22,1% 50,3%

TOTAL PAIS 2004 RESERVAS 396.004 573.844 158.408 268.756 PROVINCIA DE NEUQUEN 2004 24.287 14.770 7.099 9.544 RESERVAS DE YPF Reservas 2004 115.451 155.452 24.581 27.819 % sobre reservas totales 29,2% 27,1% 15,5% 10,4% Neuquina 61.456 149.592 11.685 18.262 NQN 38.628 134.980 5.269 17.160 OFF SHORE 0 0 512 6400 YPF en exploración 2004 2.262 3.509 1.660 10.604


553

Anexo 6: Áreas de Exploración 2005



(Mm3) (MMm3) (Mm3) (MMm3) SALTA Acambuco Macueta Norte (Somero) PAN AMERICAN 14,00 0,00 10,00 0,00 Macueta (Profundo) PAN AMERICAN 956,00 9153,00 1773,00 19464,00 Cuchuma-Lumbreras (Olleros) PLUSPETROL S.A. 0,00 0,00 45,00 0,00 Ñacatimbay (Santa Victoria) CGC S.A. 1,00 2,00 0,00 0,00 Chango Norte-Porcelana TECPETROL S.A. 1240,00 6384,00 0,00 0,00 Campo Duran (Tupambi) TECPETROL S.A. 695,00 4772,00 567,00 1688,00 Madrejones (Tupambi) TECPETROL S.A. 17,00 66,00 0,00 0,00 Sierra de Aguarague (Huamampampa) TECPETROL S.A. 3,00 13,00 0,00 0,00 Sierra de Aguarague (Sta.Rosa-Icla) TECPETROL S.A. 88,00 3072,00 161,00 6090,00 Tranquitas (someros) TECPETROL S.A. 33,00 1,00 0,00 0,00 Tartagal Oeste (Yac.Norte 3-Frac.A) PLUSPETROL S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 MENDOZA Ceferino (CCyB-17) YPF S.A. 118,00 0,00 15,00 0,00 Zampal Oeste (CCy III) YPF S.A. 34,00 0,00 0,00 0,00 Cerro Mollar Norte (CN-I) YPF S.A. 44,00 0,00 0,00 0,00 Confluencia Sur (Confluencia) CHEVRON S.JORGE SRL 801,00 136,00 365,00 0,00 Gobernador Ayala (CNQ-7-en trámite) PETROBRAS ENERGIA SA 74,00 0,00 452,00 0,00 Loma de la Mina (CN-I) YPF S.A. 93,00 2,00 0,00 0,00 Puesto Molina Norte YPF S.A. Rincón Blanco YPF S.A. 22,00 0,00 49,00 0,00 LA PAMPA 25 de Mayo-Medanito SE (Med.-L.Pampa) PETROBRAS ENERGIA SA 5148 394 87 10 NEUQUEN Aguada de la Arena (Añelo) PETROBRAS ENERGIA SA 7,00 3685,00 0,00 69,00 Cerro Hamaca (CN-VIII) YPF S.A. 200,00 44,00 125,00 29,00 Curamhuele (CNQ-8-Huantraico) CHEVRON S.JORGE SRL - - - - Chapúa Este (Río Barrancas) (x) PAN AMERICAN ENERGY 0,00 0,00 0,00 0,00 Don Ruiz (CN-VIII) YPF S.A. 0,00 0,00 92,00 0,00 Curamched CHEVRON S.JORGE SRL 1 11 461 105 El Trapial CHEVRON S.JORGE SRL 19279 514 4992 140 Loma Campana (CNQ-18, L.del Mojón) YPF S.A. 24,00 151,00 40,00 238,00 Loma Jarillosa Este PLUSPETROL S.A. 58,00 0,00 29,00 0,00 Puesto Silva Oeste PLUSPETROL S.A. 7,00 0,00 0,00 0,00 Parva Negra (en trámite) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 120,00 2362,80 Paso de las Bardas Norte (CN-VII) YPF S.A. 0,00 1246,00 0,00 323,00 Portezuelo Minas (CN-X) YPF S.A. 0,00 11,00 0,00 190,00 Rincón del Mangrullo (CN-IX) YPF S.A. 11,00 691,00 27,00 1622,00 Sierra Chata [Chihuidos] PETROBRAS ENERGIA SA 52,00 5914,00 11,00 1237,00 Volcán Auca Mahuida (CN-VIII) YPF S.A. 842,00 15,00 127,00 2,00 Puesto Cortaderas (Piedra Chenque) YPF S.A. 21,00 916,00 26,00 1165,00 RIO NEGRO Jaguel de los Milicos (Lago Pellegrini E) PIONEER NAT.RES. 0,00 0,00 0,00 0,00 Jaguel de Bara (Lago Pellegrini E) PIONEER NAT.RES. - - - - La Yesera (Río Negro N (CNQ-27) CHEVRON S.JORGE SRL 123,00 126,00 68,00 71,00 Las Bases (CNQ-16/A) Estancia El Colorado CHEVRON S.JORGE SRL 0,00 11,00 0,00 0,00 Las Bases CHEVRON S.JORGE SRL 1,00 0,00 0,00 0,00 L.Jarillosa E-Pto.Silva O (L.del Mojón) PLUSPETROL S.A. Loma Jarillosa Este PLUSPETROL S.A. - - - - Puesto Silva Oeste PLUSPETROL S.A. - - - - Loma Negra (CNQ-27 R.N.Norte) CHEVRON S.JORGE SRL 1898 153 3168 1669 Anticlinal de María CHEVRON S.JORGE SRL Anticlinal de María Occidental CHEVRON S.JORGE SRL Anticlinal Viejo CHEVRON S.JORGE SRL Cerro Solo CHEVRON S.JORGE SRL El Látigo CHEVRON S.JORGE SRL El Látigo Occidental CHEVRON S.JORGE SRL El Solitario Sur CHEVRON S.JORGE SRL Loma de María CHEVRON S.JORGE SRL Loma Negra CHEVRON S.JORGE SRL Los Caldenes (CNQ-17, Sierras Blancas) YPF S.A. - - - - CHUBUT Estancia La Escondida (Colhue Huapi) COLHUE HUAPI SA El Jefe COLHUE HUAPI SA - - - - El Zanjón COLHUE HUAPI SA 0 - - - Estancia La Escondida COLHUE HUAPI SA 329 45 290 30 Puesto Vera COLHUE HUAPI SA 5 1 90 - Río Mayo (CGSJ-III) YPF S.A. 32 8 80 20 Puesto Quiroga (incluye puesto Quiroga O) TECPETROL S.A. 22,00 0,00 67,00 0,00 CGSJ XVI (Estancia La Mariposa) ALIANZA PETROLERA SA - - 153 735 CGSJ XVII (El Romero) ALIANZA PETROLERA SA - - 76 801 CGSJ XVIII (Lomita de la Costa) ALIANZA PETROLERA SA - - 17 962 SANTA CRUZ Cerro Piedra-Cerro Guadal N (CGSJ-I) YPF S.A. 341,00 138,00 286,00 143,00 Meseta Espinosa (CGSJ-10) VINTAGE OIL ARGENTINA 1474,00 0,00 416,00 0,00 Piedra Clavada (CGSJ-4) VINTAGE OIL ARGENTINA 1298,00 0,00 354,00 0,00 An-Aike (Santa Cruz II) PETROBRAS ENERGIA SA 4,00 73,00 2,00 93,00 Bajada Fortaleza (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 4,00 0,00 0,00 0,00 Barda Las Vegas (Santa Cruz II) PETROBRAS ENERGIA SA 99,00 186,00 215,00 164,00 Campo Boleadoras (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 4,00 7,00 0,00 0,00 Campo Indio (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 191,00 2993,00 111,00 2438,00 Cañadón Deus (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 6,00 309,00 Dos Hermanos (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 65,00 1435,00 38,00 780,00 El Cerrito (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 0,00 112,00 Estancia Chiripá (Santa Cruz II) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 0,00 1439,60 Estancia Librun (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 0,00 0,00 Glencross (CA-9, Río Turbio) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 902,00 6386,70


554

La Menor (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 0,00 0,00 0,00 213,00 La Pampa (Mata Amarilla) (x) PAN AMERICAN ENERGY La Paz (Santa Cruz I) (x) PETROBRAS ENERGIA SA 178,00 2005,00 22,00 252,00 La Porfiada (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 418,00 2311,00 305,00 52,00 Laguna Del Oro (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 63,00 159,00 100,00 75,00 María Inés (Santa Cruz II) PETROBRAS ENERGIA SA 63,00 159,00 100,00 75,00 María Inés Oeste (Santa Cruz II) PETROBRAS ENERGIA SA 39,00 6,00 0,00 0,00 Puesto Peter (Santa Cruz I) PETROBRAS ENERGIA SA 632,00 431,00 266,00 93,00 Octans-Pegaso (CAM-1) (x) TOTAL AUSTRAL SA 0,00 0,00 0,00 2041,00 AREAS OFF SHORE Magallanes (**) SIPETROL S.A. 567,70 4615,00 436,00 0,00 Octans-Pegaso (CAM-1) (x) TOTAL AUSTRAL SA 0,00 0,00 0,00 2041,00 Cuenca Marina Austral 1 TOTAL AUSTRAL Hidra 321,00 19,00 119,00 6,00 Hidra Sur 49,00 4,00 17,00 1,00 Ara Sur 448,00 919,00 82,00 5,00 Kaus 96,00 9,00 73,00 6,00 Argo 598,00 2224,00 148,00 53,00 Complejo Alfa (C.Alfa, Ara Sur y 1395,00 10145,00 202,00 1174,00 Cullen Norte) Vega Pleyade 611,00 13511,00 1422,00 5093,00 Lobo YPF S.A. 0,00 0,00 214,00 3063,00 Magallanes (**) SIPETROL S.A. 249,50 1731,80 220,60 0,00 Poseidón (Lote de CAM-2A Sur) SIPETROL S.A. 174,00 1726,90 99,00 1583,00 Aries Norte (incluye Aries) TOTAL AUSTRAL 684,00 9486,00 413,00 5720,00 Carina - Fenix 1868,00 31561,00 6428,00 30642,00 Vega Pleyade 153,00 3378,00 1541,00 1273,00 Magallanes (**) SIPETROL S.A. 781,10 3046,60 351,70 0,00 Octans-Pegaso (CAM-1) TOTAL AUSTRAL SA 0,00 0,00 0,00 1148,00 Spica (CMA-1) TOTAL AUSTRAL SA 0,00 0,00 620,00 33,00 Tauro - Sirius (CAM-1) (x) TOTAL AUSTRAL SA 0,00 0,00 809,00 13338,00

total 2005 45.162 129.816 29.901 118.868 % a TOTAL PAÍS 2005 14,4% 30,3% 28,5% 57,9%

total 2004 47.773 136.649 34.945 135.092 caída 2005 vs 2004 -5,5% -5,0% -14,4% -12,0%

TOTAL PAIS 2005 RESERVAS 313.454 428.362 104.818 205.357 TOTAL PAIS 2004 RESERVAS 396.004 573.844 158.408 268.756

caída 2005 vs 2004 -20,8% -25,4% -33,8% -23,6% PROVINCIA DE NEUQUEN 2005 20.502 13.198 6.050 7.483 PROVINCIA DE NEUQUEN 2004 24.287 14.770 7.099 9.544

caída 2005 vs 2004 -15,6% -10,6% -14,8% -21,6% RESERVAS DE YPF Reservas 2005 92.408 101.274 27.228 42.322 % sobre reservas totales 29,5% 23,6% 26,0% 20,6% Reservas 2004 115.451 155.452 24.581 27.819 caída 2005 vs 2004 -20,0% -34,9% 10,8% 52,1% En cuenca Neuquina 41.103 96.210 13.678 36.803 Neuquina 2004 61.456 149.592 11.685 18.262 caída 2005 vs 2004 -33,1% -35,7% 17,1% 101,5% En prov NQN 21.402 85.665 7.773 35.806 NQN 2004 38.628 134.980 5.269 17.160 caída 2005 vs 2004 -44,6% -36,5% 47,5% 108,7% YPF OFF SHORE - - 214 3.063 OFF SHORE 2004 0 0 512 6.400 caída 2005 vs 2004 -58,2% -52,1% YPF en exploración 2005 1.782 3.222 1.081 6.795 YPF en exploración 2004 2.262 3.509 1.660 10.604 caída 2005 vs 2004 -21,2% -8,2% -34,9% -35,9%


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Anexo 7: Áreas de Exploración de REPSOL: 2005

REPSOL RESERVAS

Comprobadas Petróleo Miles m3

Gas MM m3

Probables Petróleo Miles m3

Gas MM m3

Reservas 2005 92.408 101.274 27.228 42.322

En cuenca Neuquina 41.103 96.210 13.678 36.803

En prov NQN 21.402 85.665 7.773 35.806

REPSOL OFF SHORE - - 214 3.063

Reservas 2004 115.451 155.452 24.581 27.819

29,2% 27,1% 15,5% 10,4% YPF s/total

Neuquina 61.456 149.592 11.685 18.262

NQN 38.628 134.980 5.269 17.160

OFF SHORE 0 0 512 6400

REPSOL en exploración 2005 1.782 3.222 1.081 6.795 REPSOL en exploración 2004 2.262 3.509 1.660 10.604


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Anexo 8: Plan Argentina Plan Argentina Decreto 2178/91. International call of bids N° E-01/92

Condiciones

PUBLIC INTERNATIONAL BIDDING “PLAN ARGENTINA”

BIDDING TERMS 1. BIDDING SPECIFICATIONS

Cost:U$S 400,00 each

Acquisition Address: Paseo Colón 171, 2nd floor

Buenos Aires, Argentina 2. TECHNICAL INFORMATION (3 Data Packages) Cost: U$S 15.000,00 each Acquisition Address: Paseo Colón 171, 2nd floor 3. OIL COMPANY REGISTER Paseo Colón 171, 6th floor 4. LEGAL ADDRESS: must be in Buenos Aires, Argentina 5. ENVELOPE “A” QUALIFICATION Must contain technical and economic information

6. ENVELOPE “B”

Must contain offer in Work Units BIDDING PROCEDURE ENVELOPE “A” Must include technical and economic information OPENING DATE: last working day of every odd month, before 3:00 PM OPENING PLACE: Paseo Colón 171, 9th floor Buenos Aires, Argentina GRANTING PROCEDURE ENVELOPE “B” Must include Offer in WU 1 WU = U$S 5.000,00 OPENING DATE: To be determined OPENING PLACE: Paseo Colón 171, 9th floor Buenos Aires, Argentina WINNING OFFER Offer that commits to fulfill larger number of WU in shorter period of time MINIMUM OFFER - 1st Exploration Period: 150 WU - 2nd Exploration Periods: 150 WU + One Exploratory Well PERIOD EXTENTION


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ON SHORE - First: 3 or 2 years - Second: First minus 1 year - Third: First minus 2 years OFF SHORE Same as On Shore adding 1 year to each Period

POSTPONEMENTS ALLOWED

Maximum of 4 years: 1 year in 2nd Period plus 3 years in 3rd Period. CANON 1st Period: AR$/km2 10,56 2nd Period: AR$/km2 21,12 3rd Period: AR$/km2 31,68 Postponements: 1st year: AR$/km2 2.112,00

Additional years: 50% cumulative for each additional year GUARANTEE EQUIVALENT AMOUNT TO ACCEPTED WORKING PLANS

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Areas Adjudicadas

Ronda

Areas Operador Periodo Prov. U. De Trabajo Licitatoria Decreto / Decisión Fecha Final

CCyB-9 STA.ROSA EXPLOR.OROMIN S/D MENDOZA 120 50o S/D -

CC y B-17/A Energy Dev. Corp. 1o MENDOZA 117.5 43o 30/2003 -

CC y B-17/B Energy Dev. Corp. S/D MENDOZA 200 50o S/D -

CGSJ-XVI, XVII, XVIII CGC S.A 2o SANTA CRUZ 916 33o 514/98 19/10/04

CGSJ-5/A COLHUE HUAPI COLHUE HUAPI S.A S/D CHUBUT 1456 50o S/D -

CNQ-32 PUESTO ZUÑIGA PETROBRAS 3o RIO NEGRO 400 33o 515/98 23/10/05

CNQ-7/A YPF S.A 2o MZA- LA PAMPA 231 38o 20/2001 01/03/06

CNQ-33 C° MANRIQUE PETROBRAS S.A S/D RIO NEGRO 1020 48o - -

CNQ-34 PTO GONZALEZ YPF S.A S/D RIO NEGRO 420 48o - -

CNQ-35 BAJO HONDO P. DEL COMAHUE S/D RIO NEGRO 160 51o - -

C. NEUQUINA 14/A PLUSPETROL E y P S/D NEUQUEN 210 47o - -

CNQ-12 LAGUNA BLANCA PLUSPETROL E y P S/D NEUQUEN 210 47o - -

C. NEUQUINA VI-A/B P. DEL COMAHUE S/D MENDOZA 120 51o - -

RANQUIL NORTE WINTERSHALL E. S/D MENDOZA 975 54o - -

ACAMBUCO "A" Y.P.F SA S/D SALTA 598 32o - -

YAC. NORTE 1/B NETHERFIELD CORP. S/D SALTA 160 53o - -

CNO-1 SANTA VICTORIA C.G.C SA 1o SALTA 866 32o 16/99 03/05/02

CCL-1- GRAL LAMADRID SERVOIL S.A 3o BUENOS AIRES 200 12o 1026/95 27/07/04

CCL-2 JUAREZ PANAM ENERGY S/D BUENOS AIRES 168 28o ¨10/2003 30/01/06

CAA-35 CTA.AFUERA 35 TOTAL AUSTRAL 3o CTA AFUERA 389.12 3o 1639/94 29/09/04


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CAM-2B CTA AFUERA 2B TOTAL AUSTRAL 2o CTA AFUERA 1298 15o 705/97 14/11/04

CAA-38 CTA AFUERA 38 PLUSPETROL 1o CTA AFUERA 2082.5 24o 282/98 09/06/02

CAA-40 CTA AFUERA 40 Y.P.F SA 2o CTA AFUERA 389.1 24o 284/98 09/06/05

CAM-2/A SUR SIPETROL-YPF SA 2o CTA AFUERA 8238 32o 14/99 03/02/06

CAM-3 SANTA CRUZ SUR SIPETROL SA 1o CTA AFUERA 168 33o 552/98 19/11/02

CAA-44 (COSTA AFUERA) YPF S.A. S/D CTA AFUERA 160 41o - -

CAA-7 (COSTA AFUERA) YPF S.A. S/D CTA AFUERA 160 41o - -

CCM-2 (COLORADO MAR.2) YPF S.A. 1o CTA AFUERA 160 42 o 32/2001 09/03/05

CAA-46 (COSTA AFUERA) YPF S.A. 1o CTA AFUERA 320 42o 31/2001 09/03/05

CCA-1 (GAN GAN) WINTERSHALL ENER. S/D CHUBUT 557.48 61o - -

CGSJ-V / A (SAN JORGE V A) WINTERSHALL ENER. S/D CHUBUT 168 61o - -

CN VII / A (NEUQUINA VII A) MISAHAR ARG. S/D MENDOZA 105 55o - -

CAA-1 (C. AFUERA ARG.1) PETROBRAS ENERGIA S/D CTA AFUERA 201.6 72o - -

CAA-8 (C. AFUERA ARG.8) PETROBRAS ENERGIA S/D CTA AFUERA 201.6 72o - -

CN-V (C NEUQUINA V) WINTERSHALL S/D MENDOZA 125 73o - -

CAA-35/A (C.AFUERA ARG. 35/A) TOTAL AUSTRAL S/D CTA AFUERA 165 73o - -


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Áreas en Oferta

CONCURSO PÚBLICO INTERNACIONAL N° E-01/92 "PLAN ARGENTINA"

AREA PROVINCIA

CUENCA NOROESTE 5CNO-22 TCMAN ORIENTAL SANTIAGO DEL ESTERO

CUENCA DEL NORESTE

9CNE-1 LAGUNA YEMA FORMOSA-CHACO

10CNE-2 LAS LOMITAS FORMOSA 11CNE-3 POZO DEL TIGRE FORMOSA 12CNE-4 CABO LUGONES FORMOSA 13CNE-5 RIO TEUCO FORMOSA-CHACO 14CNE-6 RIVADAVIA SALTA-CHACO

15CNE-7 LA FRAGUA SALTA-STGO DEL ESTERO 16CNE-8 MONTE QUEMADO SGO DEL ESTERO-CHACO 17CNE-9 EL CABURE SGO DEL ESTERO-CHACO

18CNE-10 NVA POBLACION FORMOSA-CHACO 19CNE-11 CDTE FONTANA CHACO-FORMOSA 20CNE-12 PIRANE FORMOSA 21CNE-13 FORMOSA FORMOSA

22CNE-14 SACHAYOJ CHACO-SGO DEL ESTERO

23CNE-16 O. RIO BERMEJO FORMOSA-CHACO

24CNE-17 ESTE RIO BERMEJO CHACO-FORMOSA 25CNE-18 CAMPO GALLO SGO DEL ESTERO 26CNE-19 LAS BREÑAS CHACO 27CNE-21 RESISTENCIA FORMOSA-CHACO 28CNE-22 SANTA SYLVINA CHACO-STA FE 29CNE-23 VILLA GUILLERMINA CHACO-STA FE 30CNE-24 FLORENCIA CHACO-STA FE 31CNE-25 GANCEDO CHACO-SGO DEL ESTERO 32CNE-26 SUNCHO CORRAL SGO DEL ESTERO 33CNE-27 AÑATUYA SGO DEL ESTERO 34CNE-28 LOS JURIES SGO DEL ESTERO-STA FE-CHACO 35CNE-29 TOSTADO SGO DEL ESTERO-STA FE 36CNE-30 NORTE DE STA FE SANTA FE 37CNE-31 RECONQUISTA SANTA FE 38CNE-32 SELVA CBA-STA FE-SGO DEL ESTERO 39CNE-33 SAN CRISTOBAL STA FE-SGO DEL ESTERO 40CNE-34 VERA SANTA FE 41CNE-35 SAN JAVIER SANTA FE 42CNE-36 ESPERANZA SANTA FE 43CNE-37 SUNCHALES CORDOBA-SANTA FE 44CNE-38 FREYRE CBA-STA FE- SGO DEL ESTERO 45CNE-39 SAN FRANCISCO CORDOBA-SANTA FE


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46CNE-40 RAFAELA SANTA FE 47CNE-41 SANTA FE CORDOBA-SANTA FE 48CNE-47 PARANA ENTRE RIOS 49CNE-48 VILLAGUAY ENTRE RIOS 50CNE-49 COLON ENTRE RIOS 51CNE-50 LA PAZ ENTRE RIOS 52CNE-51 FEDERACION ENTRE RIOS 53CNE-52 RIO GUAYQUIRARO CORRIENTES-ENTRE RIOS 54CNE-53 RIO MOCORETA CORRIENTES-ENTRE RIOS 55CNE-54 GOYA CORRIENTES

56CNE-55 MERCEDES CORRIENTES

57CNE-56 PASO DE LOS LIBRES CORRIENTES

58CNE-57 SAN ROQUE CORRIENTES 59CNE-58 CONCEPCION CORRIENTES 60CNE-59 SANTO TOME CORRIENTES 61CNE-60 CORRIENTES CORRIENTES 62CNE-61 ITUZAINGO MISIONES-CORRIENTES 63CNE-62 POSADAS MISIONES-CORRIENTES 64CNE-63 EL SOBERBIO MISIONES

65CNE-64 BERNARDO DE IRIGOYEN MISIONES

66CNE-65 JOAQUIN V GONZALEZ SALTA-CHACO 67CNE-66 LA TELESITA SGO DEL ESTERO 68CC Y B-4 VALLE FERTIL SAN JUAN-LA RIOJA 69CC Y B-5 MARAYES SAN JUAN-LA RIOJA-SAN LUIS 70CC Y B-6 TAMBERIAS SAN JUAN 77CC Y B-16 TAMBERIAS SUR SAN JUAN

CUENCA LOS BOLSONES 78CLB-1 CHILECITO LA RIOJA 79CLB-2 LA RIOJA LA RIOJA 80CLB-3 LA ANTIGUA LA RIOJA-CATAMARCA-CORDOBA 81CLB-4 SAN ANTONIO SGO DEL ESTERO-CATAMARCA 82CLB-5 LAS SALINAS SGO DEL ESTERO-CATAM-CBA 83CLB-6 SALINAS GRANDES CORDOBA-CATAMARCA 84CLB-7 CHAMICAL CORDOBA-LA RIOJA 85CLB-8 ULAPES LA RIOJA-SAN LUIS-CORDOBA 86CLB-9 CHASCHUIL LA RIOJA-CATAMARCA 87CLB-10 TINOGASTA LA RIOJA-CATAMARCA 88CLB-11 PIPANACO LA RIOJA-CATAMARCA 89CLB-12 SANTA MARIA SALTA-CATAMARCA-TUCUMAN 90CLB-13 SAN FERNANDO CATAMARCA-TUCUMAN

CUENCA NEUQUINA

CUENCA GENERAL LEVALLE 105CGL-1 GENERAL LEVALLE CORDOBA 106CGL-2 GENERAL LEVALLE SUR CORDOBA

Ultima Actualización 6/9/2005 Por Secretaría de Energía


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Anexo 9: Oportunidades de Inversión Oportunidades de inversión, licitaciones y respuestas recibidas. Se describe en esta sección la información de las provincias y las políticas de búsqueda de áreas hidrocarburíferas según la recopilación que exhibe la página Web de la Secretaría de Energía y las referencias que se han hecho públicas en relación a los concursos y licitaciones ya realizadas. ÍNDICE Provincias de Salta, La Rioja, San Juan, Mendoza Nuevos inversores petroleros Provincias de La Pampa, Córdoba Neuquen y los concursos de 2000/2004 y el actual de 2006/2007 Provincias de Río Negro y Chubut Las áreas de YPF no estratégicas Provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego La exploración off shore Los planes de Repsol, Petrobras y Chevron en el mar Las plataformas petroleras y la P-48 de Petrobras. Provincia de Salta. Primera Ronda Licitatoria de Áreas Hidrocarburíferas AREA TARTAGAL ORIENTAL Ambiente Geográfico.- Ocupa la Llanura Chaco-Salteña; la franja occidental corresponde al ambiente de transición o Umbral al Chaco. Unidades de trabajo y plazo. 300 Unidades de trabajo. (UT). 1er Período de exploración hasta 4 Años. AREA LA UNION Ambiente Geográfico.- Se localiza en la Llanura Chaco-Salteña, comprendiendo todas sus características globales que la tipifican; sus terrenos septentrionales son surcados por el cauce del río Bermejo que aquí corre con rumbo NW-SE. Unidades de trabajo y plazo. 150 Unidades de trabajo. (UT). Período de exploración hasta 4 Años. AREA MALVALAY Ambiente Geográfico.- El Área está comprendida, dentro de este sub-título, en ambiente de la Llanura Chaco-Salteña, con las características que la definen. Unidades de trabajo y plazo. 300 Unidades de trabajo. (UT). Período de exploración hasta 4 Años. MORILLO Ambiente Geográfico.- Se localiza en ambiente de la Llanura Chaco-Salteña.- Unidades de trabajo y plazo. 300 Unidades de trabajo. (UT). Período de exploración hasta 4 Años. CHIRETE Ambiente Geográfico.- Se encuentra en el ambiente natural de la Llanura Chaco-Salteño, conformada con las características generales de esta unidad morfoestructural. Unidades de trabajo y plazo. 300 Unidades de trabajo. (UT). Según propuesta. Período de exploración hasta 4 Años.


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AREA HICKMANN Ambiente Geográfico.- Se ubica en la Llanura Chaco-Salteña, aunque la franja Oeste corresponde al ambiente de Umbral al Chaco, transición con la vertiente oriental de las Sierra Subandinas.- Unidades de trabajo y plazo. 300 Unidades de trabajo. (UT). Período de exploración hasta 4 Años. Información de actividades y resoluciones El Tribuno (Salta), 28-10-06 Ofrecen US$ 220 millones por 6 áreas petroleras Siete empresas ofrecieron mediante un proceso de licitación un total de 220 millones de dólares para la exploración y explotación de seis áreas hidrocarburíferas libres. Todas las zonas licitadas están ubicadas en la llanura del Chaco Salteño, y abarcan Malvalay, Hickmann, Chirete, Morillo, Tartagal Oriental y La Unión, llegando a ocupar más de 29 mil kilómetros cuadrados de superficie. Repsol YPF, Gran Tierra y Pluspetrol se presentaron como oferentes por Chirete, el área que mayor cantidad de interesadas concentró en esta licitación internacional que había sido lanzada en abril de este año y en la cual llegaron a venderse 39 pliegos. En este marco, Petrobras y Tecpetrol oficializaron ayer su interés por el área Hickman. La compañía brasileña también hizo una presentación por el bloque Chirete, mientras que la operadora del yacimiento Aguaragüe sumó una oferta por el área Tartagal Oriental. A su vez la empresa Cliveden se presentó como oferente del área Chirete, al igual que Oxipetrol, empresa que además se postuló por Tartagal Oriental. Finalmente, la empresa Petroterra elevó ofertas por las áreas Morillo, Tartagal Oriental, Malvalay y La Unión. Los pozos que se descubren en Salta son catalogados de alto riesgo, ya que a diferencia de lo que ocurre en otras partes del país -como San Juan o la Patagonia- donde los pozos se encuentran a 1.000 metros de profundidad, aquí se debe excavar muchas veces hasta los 6000 metros bajo tierra para extraer el crudo 07/11/06 Areas libres. Cuatro de las seis áreas hidrocarburíferas libres licitadas por la Provincia fueron preadjudicadas por el Gobierno salteño a Tecpetrol-Petrobas (Hickman), Petrobras (Chirete), Oxipetrol (Tartagal Oriental) y Petroterra (Malvalay). entre las cuatro invertirán 114.935.000 de dólares en esas zonas 23/01/07 Tecpetrol y Petrobrás ya trabajan en un área petrolera libre. Se adjudicaron la exploración y explotación de una superficie de 6.500 kilómetros cuadrados. Explorarán el área Hickman con una inversión de US$ 18.7 millones en los próximos cuatro años. La estatal brasileña operará en un 100 % el área Chirete y anunció una inversión de 20 millones de dólares. Chirete tiene una extensión de 3.551 km2. “Tanto para Chirete como para Hickmann, se trata de inversiones iniciales destinadas a exploración; en caso de descubrimiento, las inversiones de desarrollo en estos proyectos podrían ascender a valores superiores a los 400 millones de dólares", destacó Petrobras en un comunicado. Oxipetrol realizó la mejor oferta para el área Tartagal, con u$s 34,86 millones, apenas por encima de la empresa del grupo Techint, que propuso u$s 34,5 millones. 19/01/07 Importante hallazgo petrolero en Salta Un nuevo hallazgo petrolero en la región del Chaco aportará un 25% más de crudo a la producción salteña. Al perforar la estructura de puesto Clímaco, la UTE coreana-canadiense Vinalar dio recientemente con ese reservorio de "muy buena calidad y con bajo porcentaje de agua". Ubicado entre los 3.650 y 3.662 metros de profundidad, arroja petróleo a razón de 2.800 barriles por día: un aporte diario de 450 metros cúbicos a la producción provincial. Por el buen nivel de presión natural, no hace falta el bombeo adicional. Este dato consolida la estimación que la producción podrá estabilizarse en los 6.000 metros cúbicos mensuales. El nuevo pozo está próximo y tiene características geológicas similares a las áreas licitadas Morillo, Malvalay y Chirete.


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Provincia de La Rioja. Plan de hidrocarburos Licitación de 3 áreas y cronograma del proceso entre agosto de 2006 y abril de 2007, adjudicación - Guandacol –Villa Unión - Llanos - Salinas de Mascasín Información de actividades y resoluciones 31-08-06 El gobierno provincial de La Rioja presentará hoy en la Ciudad de Buenos Aires el plan petrolero por el cual llamó a licitación pública nacional e internacional para la exploración de tres áreas geográficas en su territorio. 12/12/06 - Exploración. Repsol YPF pone su mira en el oeste de La Rioja La petrolera ofertó explorar una de las tres áreas licitadas, situada en la zona del oeste, que abarca los distritos de Guandacol y Villa Unión. la empresa ya había hecho exploración en esa zona en la década del '70, cuando era estatal, y ahora intentará "tareas de perforación para avanzar en la búsqueda" de hidrocarburos. En tanto, el gobierno provincial firmó ayer un decreto por el cual posterga por 60 días el plazo para la presentación de ofertas para la exploración petrolera en las zonas de los Llanos y Salinas de Mascasín, las otras dos áreas licitadas. 24/02/07 - Repsol precalificó en La Rioja La empresa Repsol-YPF fue precalificada para la exploración de hidrocarburos en el Bolsón del Oeste de La Rioja, con una propuesta de inversión de más de 22 millones de pesos. Provincia de San Juan. Se delimitan 11 áreas para el llamado a liciatación para actividades de exploración y explotación Ellas son: Caucete, Iglesia, Jáchal, Marayes, Mogna, Niquivil, Río Bermejo, San Agustín, Sierra del Tigre, Talacasto y Tamberías. Se hace un segundo llamado por 7 de esas áreas, que son Iglesia (5660 km2), Marayes (4400 km2), Río Bermejo (3100 km2), San Agustín (4980 km2), Sierra del Tigre (3000 km2), Talacasto (3600 km2) y Tamberías (3825 km2) con cronograma que va de mayo de 2006 a febrero de 2007 Información de actividades y resoluciones 31-08-06 La empresa OIL M&S -que tiene adjudicada el área Jáchal para la exploración y explotación de hidrocarburos- presentó al gobernador José Luis Gioja y al intendente de Jáchal, Franklin Sánchez, el plan de trabajo diagramado para la búsqueda de petróleo en el departamento norteño 09/12/06 Enrique Locutura, Presidente de Repsol YPF en Argentina, Brasil y Bolivia anunció que para el 2009 se sabrá si hay hidrocarburos en San Juan. La compañía petrolera líder en el país y el mundo tiene vía libre para iniciar la exploración y eventualmente, la explotación de hidrocarburos en Calingasta, trabajos para los cuales invertirá 7 millones de dólares en los próximos seis años. La petrolera anunció ayer que comenzará los trabajos de relevamiento de superficie y de sísmica bidimensional en el 2007, para los cuales tendrá que preparar informes de impacto ambiental. Para el 2008 está previsto desplegar las tareas de sondeos del suelo, que darán resultados a fines de ese año o principios del siguiente. La compañía espera determinar en el 2009 si la zona explorada tiene petroleo. Provincia de Mendoza. La política petrolera del gobierno de Mendoza tiene como ejes estratégicos . apoyar a los sectores productivos . diversificar la actividad económica de la provincia . lograr el desarrollo territorial


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. propender al desarrollo sostenido generando y distribuyendo ingresos - promover inversiones petroleras - sustituir importaciones - generar excedentes exportables - gerantizar la sustentabilidad de las actividdes petroleras Áreas preseleccionadas Pampa del Sebo, Zampal Norte, Ñancuñán, San Rafael, Los Tordillos Oeste, General Alvear, Río Atuel, Río Diamante, Cerro de Los Leones, Malargüe, El Corón (bloques 1 y 2), Chachahuén y Payún Oeste. Las cuatro áreas en licitación son Tordillos Oeste, Ñacuñán, Chachahuen y Río Atuel. Información geológica La Cuenca Cuyana se divide en dos Subcuencas: Cacheuta y Alvear. Las Formaciones Productivas son: Formación Barrancas, Papagayos, Río Blanco, Potrerillos y Las Cabras La Cuenca Cuyana abarca unos 40.000 Km2, pero los yacimientos actuales ocupan sólo el 12,5%. Las nuevas tecnologías han permitido algunos descubrimientos en La Ventana Norte, Barrancas, Villavicencio, Cañada Dura, Ceferino, Chañares Herrados. Los más destacados son Chañares Herrados que en dos años logró cuadruplicar su producción y continúa la perforación de nuevos pozos, y Cañada Dura, cuya producción llegó a igualar la producción de todo el yacimiento Viscacheras. La Cuenca Neuquina-Surmendocina es una cubeta rellena por sedimentos marinos mesozoicos y cubierta por rocas clásticas y volcánicas. En la plataforma existe un acuñamiento gradual de relleno sedimentario que sirven de entrampamiento a los hidrocaburos que se generaron en el interior de la cuenca. Entre los últimos descubrimientos, Loma Alta, cuya producción acumulada es de 2.711.000 de m3 de petróleo, Chihuido de la Salina, 17.000.000 m3 de petróleo y 4.500.000.000 m3 de gas y Jagüel Casa de Piedra, en el cual con el aporte de sísmica 3D y la perforación de nuevos pozos en un año llevaron la producción inicial de 10m3/día a 270 m3/día, con la posibilidad de quintuplicarla a fines del 2006. Información de actividades y resoluciones 10-10-06 La licitación programada para hoy es la primera que lleva a cabo Mendoza por cuenta propia, desde que la Nación reconoció a los Estados provinciales el derecho de otorgar permisos de exploración, con el decreto 546/03. Un grupo de veinte empresas compró los pliegos de licitación para buscar recursos petroleros en cuatro áreas petroleras secundarias (con un nivel mayor de riesgo de inversión que las zonas actualmente en producción) de la provincia. Cada empresa dará un puntaje calculado a partir de una fórmula matemática de tres términos: unidades de trabajo (capital a invertir en la búsqueda de hidrocarburos), tiempo (de uno a tres años) y oferta de regalías (desde el 12% en adelante). Las firmas que adquirieron los pliegos son Antrin Argentina, Tecpetrol, Petroandina Resources, Petrobras, Chañares Herrados, Petroquímica Comodoro Rivadavia, Cliverand Petróleo Argentina, Repsol YPF, Vintage Oil Arg., Pluspetrol, Total Austral, Golden Oil Corporation, Chevron-San Jorge, Petrolífera Petroleum, Interenergy Argentina, Wintershall Energía, El Trebol, Oil M&S, Compañía General de Combustibles, y Enarsa. Las cuatro áreas en licitación son Tordillos Oeste, Ñacuñán, Chachahuen y Río Atuel. Se trata de zonas que fueron exploradas desde la década del ‘60 y que YPF devolvió al Estado pese a tener información de existencia de hidrocarburos. Nueva burguesía petrolera 29-10-06 Mendoza licitó el 10 de octubre cuatro áreas. La empresa Oil ofertó por varias, entre ellas por la más disputada, Chachauén, carrera en la que quedó en segundo lugar, con una propuesta de inversión de 56 millones de dólares, muy por encima de la que formularon tradicionales inversores como Tecpetrol, Pluspetrol o Petrobras. La firma Chañares Herrados tuvo un lugar absolutamente


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destacado en ese concurso en tres de los cuatro casos, desplazando a Repsol YPF, que tiene el grueso de su producción en esta zona pero resultó muy rezagada en esta disputa. La firma es quizá la más antigua y consolidada, la tercera productora de hidrocarburos en suelo mendocino, pero nunca llegó a tener el brillo que en su momento consiguieron Bridas o Astra. Operó durante años el área cuyana homónima, reactivada cuando se asoció a El Trébol. El Trébol se presenta en realidad como una subsidiaria de la multinacional Trifoil Unlimited, con sede en Oslo, que acaba de descubrir en la mendocina Tupungato el pozo más importante de los últimos veinticinco años, con una capacidad de producir entre 1000 y 2700 barriles por día y, de broche, surgente: fluye sin necesidad de bombeo. Con este ánimo, prometió invertir 170 millones de dólares adicionales hasta el 2008. Otra área apetecida en el concurso mendocino fue la de río Atuel, en la que con una promesa de inversión de 33 millones de dólares Cliveden quedó en primer lugar, marginando contundentemente a Repsol YPF. El consorcio está integrado por Cliveden Petróleo Argentina, Kilwer SA e Investment SA, presidida por el ex ministro del Interior José Luis Manzano. 03/01/07 Un nuevo grupo de empresarios argentinos entra al negocio petrolero Atraídos por el precio del crudo, la familia Werthein, el ex dirigente futbolístico Daniel Lalín, los dueños de medios Daniel Vila y José Luis Manzano, el empresario eléctrico Omar Álvarez y las firmas patagónicas Raiser y Energial se adentraron en el negocio. Así se suman a firmas como Tecpetrol (de Techint), Pluspetrol (de las familias Poli y Rey), Capex (Götz), Chañares Herrados y Medanito (Grimaldi y Carosio). Continuaron la senda iniciada en 2005 por Cristóbal López, el empresario de buena llegada al Gobierno, dueño de la petrolera Oil M&S. El mensaje fue muy preciso: "Entren en el negocio petrolero". La mayoría de los estados productores pusieron como requisito en los pliegos, la participación de capital local. Cristóbal López, un empresario santacruceño, es dueño de 3.000 hectáreas destinadas a la producción de aceite de oliva, Casino Club (juegos de azar) y Clear, dedicada al desarrollo inmobiliario y la recolección de residuos. Participa desde hace tiempo en la industria mediante empresas de provisión de servicios, y explota Cerro Negro Norte, en Chubut. Pero tuvo su bautismo de fuego en el sector en 2005. Con su buque insignia, Oil M&S, ganó 43 concesiones petroleras en Brasil, una tierra casi virgen para petroleras locales, y está en la puja o ya sumó activos de exploración en Chubut, Mendoza, San Juan, La Pampa y Santa Cruz. La familia Werthein también prueba suerte en el sector. Formó una UTE con Petrosiel, la nueva marca de la familia Sielecki y Energial, que reúne a varias firmas patagónicas. El consorcio aún no se adjudicó áreas, pero sigue en carrera. Daniel Lalín creó la firma Oxipetrol y acordó con la china JHP ir juntos en licitaciones de áreas. El empresario, que tiene varias líneas de negocio con el gigante asiático, pone el conocimiento de la política local, mientras que los chinos ofrecen capital y experiencia petrolera. Daniel Vila y José Luis Manzano, a través de su firma Ketsal, se asociaron a Cliveden, una petrolera de Ginebra. Ese consorcio se presentó a licitaciones en Mendoza, Río Negro, Salta, La Pampa y Chubut, donde ya ganó tres concesiones. Para los petroleros de viejo linaje, pagan precios muy altos con tal de entrar. En algunos casos prometen hacer inversiones en tiempos que son imposibles de cumplir. Pero el blanco preferencial de sus críticas pasa porque la nueva competencia está elevando el porcentaje de regalías que reciben las provincias. "Se está pagando cualquier cosa", grafican en una de las compañías. Por ley, los Estados productores reciben un 12%, pero Enarsa y Raiser ya ofrecieron un 41,5% en La Pampa. Provincia de La Pampa. MARZO 2006 Licitación Pública Nacional e Internacional para la Exploración, Desarrollo y explotación de Hidrocarburos del Área Medanito Sur Factor principal de adjudicación es el adicional sobre la regalía base del 18 por ciento.


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COTIZACIÓN a) DERECHO DE INGRESO AL ÁREA Se define como el MONTO FIJO A PAGAR en concepto de Derecho de Ingreso al Área: U$S 200.000 b) INVERSIÓN EN UNIDADES DE TRABAJO La cantidad de Unidades de Trabajo Fijas (F) a ejecutar para el primer período de exploración deberá ser de 340 UT, conforme a las equivalencias establecidas en el ANEXO VI y el modelo. El Plan de Trabajo a presentar deberá contener la ejecución de las siguientes tareas en el primer Período de Exploración: a) Sísmica 3D en la totalidad de la superficie del Área; b) La perforación de dos (2) pozos exploratorios Dichas tareas deberán ser ejecutadas en forma obligatoria por el CONTRATISTA, aún si fuera declarado comercialmente explotable el yacimiento.- F = 340 Unidades de Trabajo UT= U$S 7.000,00 REGALÍAS REGALÍA OBLIGATORIA (G): Porcentaje que el Concesionario de Explotación pagará al Estado Provincial durante toda la concesión de explotación sobre la producción computable de Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos extraídos.- Se establecen como porcentajes obligatorios de regalías a pagar, los siguientes: G para el Año 1 = 12,0 %, para el Año 2 = 13,5 %, para el Año 3 = 15,0 %, para el Año 4 = 16,5 %, para el Año 5 = 18,0 %, para el Año 6 y siguientes = 18,0% S para el Año 6 y siguientes = mayor o igual a 0 % (conforme oferta).- DISPONIBILIDAD DE LOS HIDROCARBUROS El contratista tendrá la libre disponibilidad de los hidrocarburos que se produzcan en el ÁREA, de acuerdo a la normativa provincial y nacional aplicable.- Toda restricción a la libre disponibilidad referida, facultará al contratista a reclamar a las autoridades que hubiesen impuesto esa restricción, por el tiempo que hubiera existido la misma, un valor no inferior al que se determine por aplicación del Artículo 6º del Decreto del Poder Ejecutivo Nacional Nº 1.589/89 en los términos y condiciones allí establecidos. Información de actividades y resoluciones 29/11/06 Licitaron nuevas áreas petroleras Cuatro empresas cotizaron porcentajes de regalías para Gobernador Ayala II. Petro Andina Resources ofertó un 20 por ciento de regalías; Cliveden, un 23 por ciento; Petrolífera Petroleum Limited, un 25,5 por ciento y Tecpetrol propuso un 39,2 por ciento. El que más ofreció en la primera licitación lo hizo con 1.700 unidades de trabajo, lo que significa que está ofreciendo una inversión que supera los 11 millones de dólares. Para Gobernador Ayala III fueron siete las firmas que hicieron ofertas. Petrolífera Petroleum Limited ofertó 25,5 por ciento de regalía; Albanesi S.A., 31 por ciento; Pluspetrol, 22 por ciento; Enarsa Raiser UTE, 32 por ciento; Petro Andina propuso una regalía de 28 por ciento; Cliveden Petróleo Argentina, 23 por ciento y Tecpetrol un 51,4 por ciento de regalía total. En dos años las empresas tendrán que hacer la exploración, esto es, abrir picadas, hacer las sísmica tridimensional, y seguramente todos estarán ofreciendo realizar pozos de exploración. 01/12/06 Techint ganó un área petrolera en La Pampa Tecpetrol, del grupo Techint, ofreció una regalía del 51,4% para la exploración del área petrolera Gobernador Ayala III. Fue la oferta más alta. El interés se debe a los hallazgos de aéreas cercanas como Rinconada Puesto Morales, en las que la canadiense Petrolífera Peroleum anunció reservas por US$ 600 millones.


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23/01/07 Petróleo en La Pampa El gobierno provincial adjudicó a la UTE conformada por las firmas Gregorio, Numo y Noel Werthein, Petrosiel y Energial la exploración del área petrolera Salina Grande I, con una superficie de 4200 km2. En total, el consorcio se comprometió a invertir U$S 6,5 millones en tareas de exploración. Si encuentran petróleo, empezarán pagando un 12% de regalías hasta llegar al 18,5 por ciento. Provincia de Córdoba Información de actividades y resoluciones 17/02/07 EPEC presenta su Plan para el Desarrollo de Hidrocarburos La próxima semana, la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) presentará en Buenos Aires el Plan para el Desarrollo de Hidrocarburos en la provincia. La convocatoria a licitación internacional se realizará el 23 de febrero a las 11 horas en la sede de la Casa de Córdoba en la Capital Federal (avenida Callao 332). Allí, se pondrá en marcha la nueva unidad de negocio, EPEC Hidrocarburos, que tendrá la misión de promover y fiscalizar la exploración y explotación de las potenciales cuencas petrolíferas de la provincia. El plan contempla la exploración en prácticamente todo el territorio nacional, con excepción de las sierras de Córdoba y de la reserva Mar Chiquita (que engloba la laguna). Las zonas a licitarse son las de la laguna Mar Chiquita; en Justiniano Posse y Monte Buey, y en las cercanías de General Levalle. Provincia de Neuquen La Provincia del Neuquén ha implementado a través de la Secretaría de Energía, a partir del año 2000, uno de los primero planes de exploración a nivel nacional. Entre los años 2000-2004 se licitaron y se adjudicaron 20 bloques exploratorios que contaron con un compromiso de inversión del orden de los 206 millones de dólares y al año 2005 se han ejecutado inversiones por un monto de 180 millones de dólares. Estas inversiones han permitido el descubrimiento de hidrocarburos (3 pozos de petróleo y 3 pozos de gas) en nuevos objetivos geológicos, mejorando la perspectiva del boque licitado y de los bloques aledaños. PLAN DE EXPLORACION 2000-2004 Áreas provinciales adjudicadas

Área adjudicatario km sísmica pozos profundidad mts estado fecha perf

Las Ticanas CHEVRON 763 1 1694 prod gas 32Mm3/d ago/05 Cerro Vigón PIONNER 797 8 1100/1200 6 estériles 04/05 Prod 5m3/d P y gas deb oct/04 Prod 100 Mm3/d gas set 05 Sauzalito YPF 292 - El Churqui TOTAL 100 - La Banda YPF 869 10 2100/4700 6 abandono temporal 2004 3 en perforación actual prod gas a determinar ene 05 Piedra Chenque YPF 286 3 1500/3100 1 estéril jul 05 Prod gas 17Mm3/d may 05 Prod gas 300 Mm3/d nov 04 El Mollar YPF 100 1 3400 estéril Mata Mora PETROBRAS 190 REVERTIDA


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Calandria Mora YPF 166 5 2700/3000 2 estériles 2003 Prod P 26 m3/d nov 04 Prod P 50 m3/d may/05 Corralera CHEVR/YPF 220 1 2000 estéril jul 05 Cañadón del puma CHEVRON 306 - Fondo de la - 2 900/1100 1 estéril set 03 Legua SMA Energy 1 en estudio set 03 Ojo de agua PIONNER 155 - Collón Curá PIONNER 50 - Bandurria YPF/Wintershall 1237 - PAN AMERICAN Cordón Amargo PETROBRAS 332 - La Invernada WINTERSHALL 217 - Chasquil CHEVRON 84 - Covunco norte FOX Petrol/ - - Covunco sur RHASA - - En resumen, a la última actualización, se habían realizado unos 7000 kms de líneas sísmicas 3D y perforado 31 pozos, con una sola área revertida. 12 pozos han sido estériles, otros 10 están en diversas situaciones (activos o en estudio) y 9 están produciendo unos 81 m3/día de petróleo y 449 mil m3/día de gas. Son cantidades muy pequeñas para una cuenca, como la de Neuquén, que produjo en 2005 45.484 m3/día de petróleo y 83,5 MMm3/día de gas, pero se han incorporado 6 pozos de 5 áreas ‘nuevas’ y aún están pendientes otras 10 ó 12 áreas en estudio. Es difícil pensar en áreas de la provincia de Neuquén que se puedan catalogar nuevas, ya que es una de las provincias donde más se han extendido los estudios en busca de hidrocarburos, pero como se ve, aún aquí se tienen fracasos de pozos, a pesar de toda la información disponible. 2006/2007 LICITACION de Áreas PARA LA EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROS AREA CHINA MUERTA, Superficie: 299 Km2 Areas Aledañas: Bajada Colorada (Exploración Provincial), en etapa de licitación. Pozos: 3 pozos exploratorios AREA TOTORAL Superficie: 1187,76 Km2 Areas Aledañas: CNQ-14 Zapala (Exploración Nacional), Operador Pluspetrol. Paso Aguerre (Exploración Provincial), Operador: Sima. Yerba Buena (Exploración Provincial,) en etapa de licitación. Pozos: 7 pozos exploratorios. Sísmica: 2D AREA YERBA BUENA Superficie: 1399 Km2 Areas Aledañas: CNQ-12 Laguna Blanca (Exploración Nacional), Operador: Pluspetrol. El Sauce (Exploración Nacional), Operador: Chevron. Totoral (Exploración Provincial), en etapa de licitación. Bajada Colorada (Exploración Provincial,) en etapa de licitación. Pozos: 13 pozos exploratorios Sísmica: 2D AREA CRUZ DE LORENA Superficie : 158,16 Km2 Areas Aledañas: La Amarga Chica (Explotación Secundaria Nacional), Operador: Petrobras. Loma Campana (Explotación Nacional), Operador: YPF. Coirón Amargo ( Exploración Provincial), Operador: Petrobras. Loma Jarillosa Este (Explotación Nacional). Operador: Pluspetrol. Pozos: 3 pozos exploratorios Sísmica: 2D AREA HUACALERA Superficie: 2249 Km2 Areas Aledañas: El Mollar (Exploración Provincial), Operador: YPF. Las Tacanas (Exploración Provincial), Operador: Chevron. Covunco Norte-Sur (Exploración Provincial), Operador: Fox Petrol-Rhasa Pozos: 6 pozos exploratorios Sísmica: 2D AREA LOS ALAMOS Superficie Total: 154 Km2 Areas Aledañas: El Sauce (Exploración Nacional) con dos lotes de explotación, Operador: Chevron. Totoral y Yerba Buena (Exploración Provincial), en etapa de licitación. Sísmica: 2D AREA LOS TOLDOS Superficie total (cuatro bloques): 660 Km2 Areas Aledañas: El Trapial (Explotación Nacional), Operador: Chevron. Chihuido de la Sa. Negra (Explotación Nacional), Operador: YPF. La Invernada (Exploración Provincial), Operador: Wintershall. Cañadón del Puma (Exploración Provincial), Operador: Chevron. Pozos: 10 pozos exploratorios Sísmica: 2D


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AREA LA TROPILLA Superficie total (dos bloques): 139,9 Km2 Areas Aledañas: Cerro Hamaca (Explotación Nacional), Operador: YPF. Señal Picada-Punta Barda, Volcán Auca Mahuida y Don Ruiz (Explotación Nacional), Operador: YPF. Pozos: 5 pozos exploratorios. Sísmica: 2D AREA BAJADA COLORADA Superficie: 2003 Km2 Areas Aledañas:Yerba Buena y China Muerta (Exploración Provincial),en etapa de licitación. CNQ-12 Laguna Blanca ( Exploración Nacional), Operador: Pluspetrol. Pozos: 10 pozos exploratorios Sísmica: 2D. AREA BUTA RANQUIL Superficie total (dos bloques): 279,10 Km2 Areas Aledañas: Río Barrancas (Exploración Provincial), Operador: Hidenesa El Churqui (Exploración Provincial), Operador: Total Sísmica: 2D AREA FALDEOS DEL TROMEN Superficie: 262,75 Km2 Areas Aledañas: Río Barrancas (Exploración Provincial), Operador: Hidenesa. El Churqui (Exploración Provincial), Operador: Total. Cañadón del Puma (Exploración Provincial), Operador: Chevron. Sísmica: 2D y 3D AREA LOMA RANQUELES Superficie: 135,43 Km2 Areas Aledañas: Cañadón del Puma (Exploración Provincial), Operador: Chevron. Cerro Arena (Lote Evaluación Nacional) Operador: Chevron Sísmica: 2D AREA RINCON LA CENIZA Superficie: 221 Km2 Areas Aledañas: San Roque (Explotación Nacional), Operador: Total CNQ-10 (Exploración Nacional), Operador: Petrobras. AREA CORTADERA Superficie: 499,8 Km2 Areas Aledañas: El Mollar (Exploración Provincial), Operador: YPF. Cerro Arena (Lote Evaluación Nacional), Operador: Chevron. Huacalera (Exploración Provincial) en etapa de licitación. Sísmica: 2D AREA MATA MORA Superficie: 223,73 Km2 Areas Aledañas: Coirón Amargo (Exploración Provincial), Operador: Petrobras. Sierras Blancas (Exploración Provincial), Operador: Hidenesa Pozos: 1 pozo exploratorio Sísmica: 2D y 3D AREA EL CORTE Superficie: 290 Km2 Areas Aledañas: CNQ-14 Zapala (Exploración Nacional), Operador: Pluspetrol. Covunco Norte-Sur (Exploración Provincial), Operador: Fox Petrol-Rhasa. Pozos: 3 pozoS exploratorioS Sísmica: 2D AREA PICUN LEUFU Superficie: 72,28 Km2 Areas Aledañas: Ramos Mexia (Exploración Provincial), Umbral y Los Leones (Explotación Provincial), Operador: Sima. El Sauce (Exploración Nacional), Operador: Chevron. Sísmica: 2D AREA BAJO DEL CHOIQUE Superficie: 160,1 Km2 Areas Aledañas: La Invernada (Exploración Provincial), Operador: Wintershall. Calandria Mora (Exploración Provincial), Operador: YPF. Las Manadas (Lote Evaluación), Operador: YPF. CNQ-8 (Exploración Nacional), Operador: YPF. Sísmica: 2D Información de actividades y resoluciones 19/11/06 Relanzan la licitación de 20 áreas marginales La Secretaría de Energía provincial prepara un llamado que incluirá a esas 20 áreas. Estos bloques se suma a las que licitó entre 2001 y 2003, con un compromiso de inversión de 206 millones de dólares, de los cuales se ha ejecutado el 90 por ciento. Sierra señaló que la cuenca neuquina tiene 124 mil kilómetros cuadrados, de los cuales el 70 por ciento pertenece a la provincia de Neuquén. "Para Neuquen, los ingresos netos por regalías en 2005 fueron $ 1.419 millones, y esto significa el 50% del presupuesto de la provincia “En Argentina tenemos las mismas cinco cuencas que descubrió YPF, y después de trece años no ha aparecido una sola nueva cuenca. Entonces, es importante tener en cuenta estos temas cuando nos preguntamos por qué pasamos por crisis energéticas" y describió que en el país hace décadas que no se descubre un yacimiento de hidrocarburos, no se inaugura una central nuclear y no se construye una gran central hidráulica. 05/12/06 Neuquén busca socios para su petrolera La Secretaría de Energía de Neuquén llamó a concurso público para la exploración y explotación de un área sin desarrollar, en asociación con la firma provincial Hidenesa. El llamado forma parte de un plan de inversiones para 18 áreas en la provincia. El secretario de Energía neuquino precisó que comprende el yacimiento de petróleo y gas del Río Barrancas, ubicado en el extremo norte del territorio. Se buscan inversores "dispuestos a invertir a riesgo en un área desconocida, inexplorada en el borde de la cuenca neuquina, para que se pueda explorar, investigar y conocer si existe la posibilidad de un descubrimiento".


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12/01/07 Millonarias ofertas para un área petrolera en NQN Es la primera que concursa el gobierno provincial incorporando a la estatal Hidenesa en el negocio. Los dos consorcios liderados por YPF y por Petrobras presentaron ofertas. YPF SA e Ingeniería Sima SA ofreció 18.645.000 dólares equivalentes a 3.709 Unidades de Trabajo y Petrobras Energía SA y Wintershall Energía SA, propusieron invertir 12.156.050 dólares equivalentes a 2.411,21 Unidades de Trabajo. Hidenesa tendrá una participación del 10 por ciento en ese negocio, por lo tanto cuando el área sea declarada comercial -si se encuentran recursos hidrocarburíferos allí-, la provincia cobrará su 12 por ciento de regalías, pero además Hidenesa tendrá una participación adicional, que antes no tenía. 21/01/07 Petroleras medianas llegan a un pico de inversión Mientras Repsol se desprende de áreas marginales, firmas como Pluspetrol y Apache se expanden a niveles record Pluspetrol y Apache prevén invertir este año un total de 240 millones de dólares, lo que marca un pico de inversión para estas operadoras en la Cuenca Neuquina. En el caso de Pluspetrol, de capitales nacionales, la inversión estará en los 140 millones de dólares, un 15% más que lo desembolsado el año pasado con lo que prevé la perforación de 52 nuevos pozos en distintos puntos de la provincia. La firma norteamericana Apache -que el año pasado adquirió los activos de Pioneer Natural Resources en 695 millones de dólares- invertirá un total 100 millones de dólares, una porción de los cuales se destinará al saneamiento de pozos que Pioneer dejó como pasivo ambiental en suelo neuquino. El District Manager de Pluspetrol Carlos Carrizo explicó que "todas las compañías estamos trabajando con un pico de inversión. Hay una disputa muy fuerte por todo lo que son los recursos tanto los técnicos, los materiales y los humanos. Hoy hay una disputa por los equipos por los caños, por la gente, por los geólogos, por los reservoristas, ése es el desafío", sostuvo. Provincia de Río Negro. Rondas Licitatorias 2006-2007 Próximo llamado a Concurso Público Internacional Cuenca Neuquina En el mes de junio de 2006 la provincia de Río Negro dio inicio a las rondas licitatorias correspondientes al Concurso Público que abarca áreas exploratorias pertenecientes a la Cuenca Neuquina. Los bloques exploratorios conforman 18 (dieciocho) áreas de superficies y características distintivas: Angostura Agua Amarga Aguada Córdoba Blanco de Los Olivos Oriental Catriel Viejo Sur Cerro Chato Cinco Saltos El Cuy Lago Pellegrini Laguna de Piedra Laguna del Loro Loma de Kauffman Meseta Baya Puesto Guevara Puesto Zúñiga Sur Tres Nidos Sur Vaca Mahuida Villa Regina Áreas a Licitar Cinco Saltos Laguna de Piedra Laguna del Loro


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Loma de Kauffman Meseta Baya Información de actividades y resoluciones Río Negro, 27-09-06 VIEDMA (AV)- Siete empresas petroleras presentaron ofertas para explorar cuatro áreas en Río Negro. Además de la inversión que propongan, los pliegos fijan mayor participación del Estado provincial en la eventual explotación, con regalías por un 20%, frente al actual 12%. Las empresas sumaron nueve ofertas de exploración, distribuidas entre cuatro de las cinco áreas licitadas por Río Negro. Cuatro empresas ofrecieron por Loma de Kauffman, tres por Cinco Saltos, y una lo hicieron por Laguna del Loro y Laguna de Piedra. No hubo propuesta por Meseta Baya. Río Negro, 11-10-06 Repsol anunció inversiones por U$S 65 millones En los próximos tres años Repsol YPF invertirá en Río Negro 65 millones de dólares en exploración y producción de hidrocarburos. Este plan forma parte del proyecto estratégico previsto por esta firma petrolera para la Argentina y que totaliza 4.600 millones de dólares. Repsol YPF posee en Río Negro 441 pozos activos con una producción diaria de 1.700 metros cúbicos de líquidos y 150.000 metros cúbicos de gas. Según se detalló las inversiones realizadas durante este año en desarrollo fueron de siete millones de dólares. El empresario puntualizó que los 65 millones de dólares destinados a Río Negro "no contempla la inversión que pueda venir como consecuencia de las licitaciones de exploraciones" Fue de U$S 80 millones la oferta por las cuatro áreas petroleras rionegrinas Río Negro, 20-10-06 Cinco petroleras presentaron ayer las ofertas económicas para explorar cuatro áreas hidrocarburíferas rionegrinas. Se trata de las firmas Golden Oil Corporation; Oil Mys SA; Interenergy Argentina SA; Petrolífera Petroleum y Pluspetrol, que compiten por las áreas Laguna de Piedra, Loma de Kauffman, Area Cinco Saltos y Area Laguna del Loro. Las ofertas económicas por cuatro áreas rondaron los 80 millones de dólares. En el primer sector Oil M&S propuso hacerse cargo con 11.075.000 dólares permitiendo que a la empresa estatal provincial Edhipsa con un 15%. Interenergy entregó un sobre por 14.230.000 dólares por una inversión a desarrollar en tres años, mientras que Petroleum planteó por 5.730.000 dólares incluyendo un aporte dinerario de un 8% sobre esa oferta. Para la cuenca saltense, Interenergy prometió una inversión de 15.075.000 dólares extendiéndose por un lapso similar en los trabajos. La Comisión de Preadjudicaciones deberá emitir un dictamen dado que Pluspetrol se comprometió con 27.615.000 optando por dos años de trabajo y un aporte de 5%. totalizando unos 30 millones. Este volumen ofertado fue de 76.110.000, por lo tanto de acuerdo a los cálculos oficiales, se presume que las adjudicaciones rondarían los 60 millones tomando en cuenta que aún resta una oferta de Clivedend por Laguna del Loro, y hay que sumar unos 10 millones más por Laguna de Piedra de parte de Golden Oil. Las adjudicaciones se conocerían en unos 60 días. En cuanto a Clivedend, la comisión decidió otorgarle 15 días más de plazo para que presente la documentación que resta de la licitación dado que se convirtió en la única oferente de Laguna del Loro. 27/11/06 Otra oferta en puja petrolera La empresa Consorcio Cliveden Petróleo Argentina participó en la puja por el área Laguna el Loro ofreciendo 17.605.000 dólares. La empresa ofreció 3.521 unidades de trabajo, además un 10% de aporte en especie, lo cual se agregaría al 12% de las regalías que percibe la provincia dando un total de 22%. Por otra parte, luego de evaluar las ofertas, la comisión otorgó la preadjudicación de permisos a Golden Oil Corporation en el área Laguna de Piedra, Interenergy Argentina en Loma de Kauffman y Pluspetrol en área Cinco Saltos. 30/11/06 Petrolífera invertirá u$s 75 millones para aumentar la producción de crudo La compañía canadiense, que subió exponencialmente su extracción de petróleo, más que duplicará sus desembolsos en 2007. Perforará cerca de 70 pozos en Río Negro


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Durante 2005, la producción mensual promedio de crudo de Petrolífera fue de 430 metros cúbicos (m3), pero en diciembre alcanzó los 3.900 m3. En enero de este año la extracción trepó hasta los 8.600 m3 y en marzo prolongó su crecida hasta los 10.000 m3. En la empresa estiman llegar a finales de año a los 60.000 m3. La producción de la canadiense proviene de los yacimientos Rinconada y Puesto Morales, al noroeste de General Roca, que forman parte de la Cuenca Neuquina. Producción de petróleo 2005 85 bbl/día (9 primeros meses) 2006 4374 producción de gas 2005 1228 miles pies cúbicos/día

2006 1223 2007

El plan de inversiones de Petrolífera para el año que viene se sustenta en las reservas que, según un informe elaborado por la consultora DeGolyer & MacNaughton, tiene la empresa en sus concesiones rionegrinas. Entre reservas probadas y probables (las más próximas a ser extraídas), la compañía cuenta con cerca de 21,1 millones de barriles de petróleo y a 12.800 millones de pies cúbicos de gas. Esos volúmenes podrían generarle un ingreso futuro de U$S 652,32 millones durante la vida económica de esos activos. 07/12/06 Estudian áreas hidrocarburíferas en RN Ayer se inició la referida segunda ronda licitatoria con la venta de pliegos e información técnica de las áreas Agua Amarga, Aguada de Córdoba, El Cuy, Lago Pellegrini, Meseta Baya, Vaca Mahuida y Villa Regina. En la primera ronda licitatoria resultaron preadjudicatarias las empresas Golden Oil Corporation para el área Laguna de Piedra; Interenergy Argentina S.A. para Loma de Kauffman; Pluspetrol S.A. en el área Cinco Saltos y Consorcio Cliveden Petróleo Argentina en Laguna El Loro. Río Negro, enero de 2007 En materia de exploración, el gobierno rionegrino trabaja en el decreto de adjudicación y la firma de los contratos respectivos sobre nuevos bloques hidrocarburíferos. En una primera ronda resultaron preadjudicatarias las empresas Golden Oil Corporation para el área Laguna de Piedra, Interenergy Argentina interesada en Loma de Kauffman, Pluspetrol en Cinco Saltos-Lago Pellegrini y el Consorcio Cliveden Petróleo Argentina por Laguna El Loro. La inversión estimada en esta primer ronda suma unos 80 millones de dólares en dos años. La Compañía General de Combustibles (CGC) adquirió el pliego de bases y condiciones e información técnica de las áreas Vaca Mahuida y Aguada de Córdoba. Una segunda ronda contó con la intervención de las firmas Pluspetrol, Petrolífera Petroleum, Repsol-YPF, Vintage Oil Argentina (OXY), Interenergy Argentina, Tecpetrol, Petrolera Entre Lomas y Pan American Energy. Las ofertas se extienden a Lago Pellegrini, Agua Amarga, Villa Regina, El Cuy y Meseta Baya. Los sobres conteniendo las propuestas se abrirán en marzo. Provincia de Chubut. Petrominera recientemente adjudicó el Concurso Público Nº 01/04, las áreas PAMPA MARIA SANTISIMA, Permiso de Exploración y Concesión de Explotación y RIO MAYO OESTE Permiso de Exploración. Concurso Público Nº 01/06 para la calificación y selección de empresas para el otorgamiento de Permisos de Exploración. OBJETO: calificar y seleccionar empresas petroleras para el otorgamiento de Permisos de Exploración de Hidrocarburos, Areas: Pampa Salamanca Norte, Confluencia, San Bernardo, Río Senguerr y Paso Moreno. PAMPA SALAMANCA NORTE: Se ubica en el sector noreste de la Cuenca del Golfo San Jorge, al norte de los yacimientos manantiales Behr y Pico Salamanca, tiene una superficie de 1043 Km2, en ella YPF perforó un pozo en el año 1959 alcanzando una profundidad de 1123 metros, resultando estéril. Cuenta con información de perfiles y legajo del pozo.


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SAN BERNARDO: Abarca la Sierra San Bernardo, al oeste de la localidad de Sarmiento. Superficie: 2680 Km2, se han perforado cuatro pozos, en las décadas 1970 y 1980, alcanzando uno de ellos la profundidad de 3700 metros resultando estériles, aunque uno de ellos actualmente tiene petróleo en boca de pozo. Se cuenta con información de sísmica, legajos y perfiles de pozos. CONFLUENCIA: Ubicada al oeste de la Sierra san bernardo. Superficie: 794 Km2. Pozos perforados nueve, de los cuales dos documentaron petróleo, entre 1970 y 1997 a una profundidad promedio de 1950 metros. Se cuenta con información de sísmica, legajos y perfiles de pozos. Por estas tres áreas se recibieron ofertas en la Licitación pasada, las que fueron rechazadas por no cumplimentar todos los requisitos del pliego. RIO SENGUER: Se encuentra en ella la localidad de alto río Senguerr en el oeste de la Provincia, tiene una superficie aproximada de 1800 Km2, se ha perforado un pozo en el año 1981 a una profundidad de 2600 metros resultando estéril. Con información de sísmica, legajos y perfiles de pozos. PASO MORENO: Al este de la anterior, con una superficie aproximada de 1800 Km2. Se perforaron tres pozos entre 1979 y 1995, alcanzando profundidades de 3.300 metros. Todos resultaron estériles, al igual que las anteriores cuenta con la misma información técnica. Información de actividades y resoluciones Comodoro, Chubut, dic 2006 El gobernador Mario Das Neves, junto a su gabinete, legisladores provinciales y nacionales, intendentes de localidades vecinas y concejales locales, presidió ayer la apertura de sobres del concurso público de la Secretaría de Hidrocarburos y Minería con el objeto de calificar y seleccionar empresas petroleras para el otorgamiento de permisos de exploración de hidrocarburos en las áreas Río Senguer, Paso Moreno, Río Guenguel Norte, Buen Pasto, Sierra Cuadrada, Nueva Lubeka y Paso de Indios. Se conoció que sólo una empresa -Cleveland Petróleo Argentino- hizo la oferta para las siete áreas, la que quedará ahora en estudio de la Evaluadora. 20/12/06 Cincuenta millones de dólares ofertó la empresa Cleveland Petróleo Argentina para realizar la exploración de hidrocarburos en las siete nuevas áreas petroleras de la provincia del Chubut, respondiendo de esta manera al concurso público para el otorgamiento de permisos de exploración de hidrocarburos en las áreas Río Senguer, Paso Moreno, Río Genguel Norte, Buen Pasto, Sierra Cuadrada, Nueva Lubecka y Paso de Indios. 04/12/06 Inversión Explorarán siete áreas petroleras en Chubut La convocatoria tuvo como oferente para todas las áreas a la firma Cleveland Petróleo Argentina, cuya oferta, que supera los 100 millones de dólares, se encuentra en estudio de la comisión que evalúa el plan de inversiones propuesto. Por otra parte, el titular de Petrominera, Néstor Di Pierro, confirmó la llegada a Comodoro Rivadavia de empresarios libios y árabes que quieren invertir en el petróleo y diferentes áreas exploratorias. Áreas de YPF no estratégicas. 13/02/07 YPF resolvió postergar por treinta días la búsqueda de socios o compradores para 37 áreas no focales. Esas áreas no estratégicas suman una producción cercana al 4% del volumen diario sobre un total de 40.000 m3 de crudo diario que obtiene YPF en sus yacimientos operados, lo que permitirá medir el atractivo que reúne el país para los inversores del sector. Esos 37 contratos de concesión vigentes desde 1991 pueden extenderse sin objeciones legales por otros diez años, según los traspasos efectuados por las autoridades nacionales, amparándose en la Ley de Hidrocarburos, 17.319, bajo la cual se convocó al capital privado para la compra de media


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docena de áreas centrales de la ex YPF Sociedad del Estado dentro de la política de apertura y flexibilización de la industria petrolera. Especialmente por tratarse de bloques que entre sus reservas probadas, probables y posibles contienen 165 millones de barriles equivalentes en petróleo (BOE), de los que 65 millones son probadas, otros 68 millones probables y el resto posibles. Las 37 áreas que YPF quiere vender.

04/02/07 Desmienten venta de áreas de Repsol YPF en Chubut No vende áreas, busca socios para su desarrollo 23/01/07 No permitirá que la empresa se desprenda de áreas en las que hubo subinversión El Gobierno pone condiciones a la venta de yacimientos de Repsol La postura se enmarca en el análisis de las inversiones petroleras que Energía empezó el año pasado, con el fin de revocar concesiones sin desarrollo. Repsol quiere ceder 37 áreas De Vido asegura que, si al momento de evaluar la aprobación de una venta de Repsol, se detecta que la superficie en cuestión no recibió toda la inversión que el Gobierno estima conveniente, el área volverá directamente a la provincia.


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25/01/07 "No cumplió con las inversiones que correspondían", dijo Das Neves no descarta que Chubut recupere yacimientos de Repsol El gobernador Mario Das Neves aseguró ayer que la empresa Repsol YPF "no cumplió con las inversiones que correspondían" y por eso no descartó que la provincia pueda recuperar sus yacimientos. En total son 37 áreas de bajo rendimiento, de las cuales diez se encuentran en la Cuenca del Golfo San Jorge. Diariamente, la empresa produce en todo el país 693 mil barriles. Y los yacimientos en venta 27.894. 04/02/07 Su horizonte oscila entre 12,5 y 18 años, mientras que a nivel nacional la perspectiva es de 9 años Chubut cuenta con las mayores Reservas de petróleo del país El estudio efectuado por la institución universitaria arrojó un resultado total de 164.695.000 metros cúbicos de petróleo de reservas comprobadas. Si se toma una cifra de producción anual promedio de 9 millones de metros cúbicos en la provincia, la relación entre reservas y producción arrojaría un horizonte del orden de los 18,3 años. Por otro lado, de acuerdo con estadísticas de la Secretaría de Energía de la Nación actualizadas al 31 de diciembre de 2005 (el 2006 aún no está procesado) Chubut tenía reservas comprobadas por 112.461.800 metros cúbicos. Tomando como base el mismo promedio de producción anual, la relación arrojaría un horizonte de 12,5 años La cuenca G.S.J. suma 179.297.000 de metros cúbicos de petróleo en reservas comprobadas, además de 79,8 millones de m3 de reservas probables. La cuenca Neuquina suma 118.065.000 metros cúbicos de petróleo en reservas comprobadas y 27,9 millones de reservas probables. En la industria petrolera le restan dramatismo. "Siempre el horizonte de reservas se ubica entre 8 y 10 años, ninguna compañía va más allá de eso -asegura un empresario del sector-. La vecina provincia tiene un stock de 66.835.000 metros cúbicos de petróleo en reservas comprobadas y 23 millones de m3 en reservas probables. Reservas de gas. En Reservas de gas la participación de esta cuenca no es tan importante. El stock registrado por la S.E es de 25.648 millones de metros cúbicos de reservas probadas y otros 13.447 millones de probables, mientras que en la cuenca esas cifras suben a 35.503 millones y 20.483 millones de metros cúbicos, respectivamente. Es la cuenca Neuquina la que cuenta con el mayor stock de Reservas de gas. En efecto, cuenta con 204.682 millones de m3 probados, de los cuales 188.578 millones de m3 se encuentran en territorio de Neuquén. En el renglón de Probables, los registros muestran 92.104 millones y 28.925 millones de m3, respectivamente. Claves -Repsol YPF ha anunciado inversiones por 630 millones de dólares en áreas de Chubut en los próximos tres años y de 1.100 en Santa Cruz, totalizando más de 1700 millones de dólares en toda la cuenca San Jorge entre 2007 y 2009. -Buena parte de esa inversión se destina a exploración, particularmente en áreas off shore de la cuenca. -El gobierno nacional presiona por incorporación de nuevas áreas y participación de capitales nacionales en el negocio. -El gobierno provincial de Chubut ha iniciado la renegociación de contratos petroleros y ésta podría quedar definida en el transcurso del año que comienza. Se buscan condiciones para mayor captación de la renta en la región a través de pymes de la zona. -La cuenca del golfo San Jorge presenta hoy las mayores reservas de petróleo del país. En gas, Neuquén sigue siendo la más rica. -Referentes empresarios aseguran que el horizonte de reservas del país es normal. -Sin embargo, la caída en reservas y producción es marcada, por avanzada madurez de los yacimientos y una insuficiente reposición de reservas durante los últimos años.


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Provincia de Santa Cruz. Áreas de Exploración Disponibles La Provincia de Santa Cruz tiene jurisdicción sobre la mayor parte de la denominada Cuenca Austral, compartida con la Provincia de Tierra del Fuego y, en su sector septentrional, sobre el denominado Flanco Sur de la Cuenca del Golfo San Jorge compartida con la Provincia de Chubut. En las mismas se registran actividades de exploración y producción desde hace algo más de sesenta años. Dentro de la provincia de Santa Cruz se han delimitado áreas de exploración que se encuentran actualmente disponibles. INFORMACION DISPONIBLE POR AREA CUENCA AREAS DE EXPLORACION Cuenca áreas expl superf km2 pozos fuera de área Austral Guanaco Muerto 6246 12 3 Austral Lago Cardiel 10000 6 2 Austral Laguna Grande 4763 17 - Austral Mata Amarilla 6810 18 - Austral Paso Fuhr 4700 7 - Austral Piedrabuena 9640 31 1 Austral El Turbio 4878 1 - Austral El Turbio Este 3230 1 - Austral Tapi Aike 5147 13 - El Tranquilo El Tranquilo 7200 1 - G.S.J. Gran Bajo Oriental 2469 27 - G.S.J. Mta. Cerón Chico 1217 11 - G.S.J. Río Guenguel 6600 17 - G.S.J. Sur Río Deseado 7109 11 - TOTAL Subtotal 80009 173 6 Concurso Público Nacional e Internacional para la adjudicación de áreas de exploración y eventual explotación, desarrollo, transporte y comercialización de hidrocarburos en la Provincia de Santa Cruz Con la finalidad de realizar un proceso licitatorio en el cual se seleccionara a empresas Petroleras para desarrollar inversiones en exploración y posterior explotación, en las áreas con control Provincial (Areas Revertidas); es que esta Secretaría, como Autoridad de Aplicación, de acuerdo a lo normado en la Ley Pcial. Nº 2727 ha desarrollado el pliego de bases y condiciones que deberán cumplir dichas empresas en concordancia de los objetivos emanados por el Poder Ejecutivo Provincial para dichas áreas: 1. Aumentar las inversiones actuales en el territorio provincial. 2. Propiciar el aumento de generación de mano de obra santacruceña en esas actividades. 3. Propiciar la participación de capitales locales en este proceso que involucra recursos naturales no renovables. 4. Apego irrestricto a las normas provinciales, en particular con todas las relacionadas con el medio ambiente. Se adjunta al Pliego de Base y Condiciones mapa con los bloques de áreas revertidas a la provincia. Apertura de Ofertas: 20 de Diciembre del 2006 Venta de Pliego: a partir del 17 de Noviembre del 2006 Información de actividades y resoluciones 21/12/06 Para explorar y explotar nuevas áreas en Santa Cruz Notorio interés de compañías petroleras En una ceremonia que fue presidida por el gobernador Carlos Sancho, ayer se abrieron 33 sobres "A" de los concursos públicos nacionales e internacionales para la adjudicación de áreas de


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exploración y eventual explotación, desarrollo, transporte y comercialización de hidrocarburos en territorio santacruceño. Las áreas son las siguientes: Gran Bajo Oriental, Meseta Cerro Chico, Río Guenguel, Sur Río Deseado, Sierra España, El Tranquilo, Lago Cardiel, Guanaco Muerto, Mata Amarilla, Laguna Grande, Piedra Buena, Paso Fuhr, Tapi Aike, El Turbio y El Turbio Este. Las empresas que presentaron sus sobres son: Area Gran Bajo Oriental: Enap Sipetrol Argentina SA, Oil M&S, Tecpetrol SA. Meseta Ceron Chico: Enap Sipetrol Argentina SA, Epsur SA, Estrella Servicios Petroleros SA, Tecpetrol SA. Area Río Guenguel: Epsur SA. Area Sur Río Deseado: Epsur SA, Estrella Servicios Petroleros SA. Area Sierra España: Oil M&S. Area El Tranquilo: Inwell SA. Area Lago Cardiel: Inwell SA, Oil M&S. Area Guanaco Muerto: Inwell SA, Oil M&S. Area Mata Amarilla: Oil M&S. Area Laguna Grande: Oil M&S. Area Piedra Buena: Oil M&S. Area Paso Fuhr: Epsur SA, Oil M&S, Petrobras Energía SA, YPF SA. Area Tapi Aike: Geopark Arg, Misahar Argentina SA, Oil M&S, Petrobras Energía SA, YPF SA. Area El Turbio: Geopark Arg, Misahar Argentina SA. Area El Turbio Este: Geopark Arg, Misahar Argentina SA, YPF SA. 15-09-06 Millonaria inversión petrolera en áreas de Santa Cruz El gobierno provincial negocia con Pan American Energy un contrato para explorar y explotar campos en distintas zonas del distrito por U$S 1.080 millones En la UTE participaría la estatal Fomicruz S.E. con el 13 por ciento, pero "además se está negociando un aumento en dos puntos en el pago de regalías, un aporte al Estado de 40 millones de dólares y fondos para la capacitación de personal y becas", se indicó. Provincia de Tierra del Fuego. 03-09-06 4500 Km. cuadrados de la Isla serán objeto de exploración petrolera USHUAIA.- 4500 kilómetros cuadrados de la Tierra del Fuego, en el sector argentino, serán concesionados para la exploración de gas y petróleo. Esa área se conoce bajos las siglas CA 12 y está delimitada por la estancia La Despedida hasta el río Ewan brazo sur y de allí hasta los límites con Chile. Por el momento el ejecutivo participará de la tarea de exploración mediante convenios que ha firmado con Petrobras, Tecpetrol, Total, Repsol YPF, entre otras petroleras; pero en el futuro piensa hacerlo a través de la empresa RENASA.. Ese será el único modo que tendrá el Gobierno de poder embolsar más recursos por la explotación de gas y petróleo que puedan surgir del CA 12, de lo contrario, deberá conformarse con el 12% que se le asigna en concepto de regalías. CA 12 es la denominación del área petrolera que será licitada para la exploración de hidrocarburos y comprende alrededor de 4500 kilómetros cuadrados de terreno. La exploración Off Shore 13-09-06 Dos petroleras explorarán con Enarsa en el Mar Argentino Las compañías petroleras Petrobras y Repsol YPF y la firma estatal argentina Enarsa firmaron ayer un acta de acuerdo para explorar en dos áreas marítimas de alto riesgo, ubicadas a 250 kilómetros de Mar del Plata y al sur de la provincia de Río Negro. Exequiel Espinoza, presidente de Enarsa, dijo que, en el caso de que los análisis de los bloques verifiquen la existencia de petróleo o gas en esas zonas, la inversión podría llegar a 50 millones de dólares en cinco años.


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"Haremos uso de las últimas tecnologías porque se trata de un bloque de aguas muy profundas, que pueden alcanzar los 1500 metros. Sin embargo, somos optimistas en encontrar una estructura importante, aunque es una exploración de alto riesgo". La propiedad del consorcio de exploración se repartirá en un 35% para Enarsa, un porcentaje similar para Petrobras y un 30% para Repsol YPF. El operador en la zona será la estatal brasileña, que tiene el 85% de sus reservas en exploraciones "off shore", es decir, en el mar. Los trabajos previstos incluirán la exploración de 7200 metros de aerogravimetría y magnetometría, 2000 de sísmica en dos dimensiones y 500 kilómetros cuadrados en tres dimensiones, sumados a la perforación de un pozo, en el caso de que las mediciones sean positivas. En términos económicos, la financiación correrá por cuenta de los socios extranjeros y si se descubre petróleo, Enarsa reintegrará en especias la parte correspondiente a la inversión de exploración. De forma paralela, en la Cuenca del Golfo San Jorge y Cuenca Malvinas, se está desplegando un programa de actividad exploratoria, con estudios de prefactibilidad de base e interpretación de datos, respectivamente. En San Jorge se realizó una campaña con una extensión de 404 kilómetros cuadrados. La empresa petrolera ya finalizó la interpretación de datos e iniciará a fines de diciembre estudios preliminares medioambientales y de seguridad en la zona. En Malvinas, la compañía se encuentra procesando e interpretando los datos de la sísmica hecha en 2005, con una extensión de más de 2.000 kilómetros cuadrados. En caso de alcanzar un descubrimiento comercial que permita pasar a la fase de desarrollo y producción de hidrocarburos, las inversiones previstas pueden superar los U$S 2.000 millones, ya que se trata de exploración de frontera y de alto riesgo en aguas profundas. 20/11/06 Los primeros trabajos comenzarán en 2007 y demandarán una millonaria inversión En Argentina existen pocos antecedentes de incursiones off shore. Además, "no son muchas las compañías que tienen tecnologías de mar profundo: Shell, British Petroleum y Petrobras. Y nosotros ya instalamos 600 equipos de extracción en Brasil, tenemos 5.000 kilómetros de oleoductos y 40 plataformas", resaltó el ejecutivo. Cada pozo requiere una inversión aproximada de 60 millones dólares. Luego viene la etapa de producción en la que se perforan unas 20 o 30 veces más y se instalan las plataformas. Construirlas puede demorar cuatro años más. En este sentido, el directivo dijo que "se puede decir que un ciclo exitoso, desde el primer estudio hasta la extracción para producción, puede tardar unos 10 años". "Quizá no se encuentre nada en la primera perforación, pero ese pozo inicial brinda mucha información sobre la existencia de petróleo y el lugar en el que está. A veces son necesarias hasta 10 perforaciones. Más perforación es igual a más información", afirmó el ejecutivo. 18/12/06 Repsol YPF espera ubicar crudo y gas en la plataforma marítima La petrolera busca emular en el deslinde de la plataforma continental los hallazgos de hidrocarburos que ubicó Petrobras en similar zona del mar de Brasil. La inversión podría insumir una cifra fabulosa. Repsol YPF anunció el comienzo de tareas de prospección sísmica tridimensional sobre un bloque de 2.000 kilómetros cuadrados de la cuenca Colorado Marina en donde, en una primera etapa, se invertirán U$S 27 millones, pero que en poco tiempo podría llegar a U$S 100 millones. Esos trabajos encarados con el concurso del buque explorador "Geco Tritón". El relevamiento del área demandará tres meses de 24 horas diarias y comprende una superficie de 2.000 Km2 (10 veces la Ciudad de Buenos Aires), por lo que será necesario navegar más de 8.000 kilómetros. El barco está equipado con 4.800 sensores con los que relevará una zona marina con epicentro en el talud continental, que pasa de unos 200 mts de agua a más de 1.000 mts. de profundidad. Un programa destinado a obtener un mapeo del subsuelo marino que haga posible identificar la ubicación propicia para el tendido, seguramente en el 2009, cuando ya se hayan interpretado los datos geológicos obtenidos, de un pozo explorador. La operación en números: - Cien días de trabajo a ciclo completo (24 horas). - 2.000 kilómetros cuadrados a relevar.


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- 8.000 kilómetros de navegación. - 650 kilómetros es la distancia que opera de Buenos Aires. - 130 personas trabajando en el proyecto. - Diez empresas contratistas trabajando en tierra y mar adentro. - 27 millones de dólares de inversión inicial en el proyecto de sísmica. - 30 millones de dólares de inversión adicional por cada pozo que se perfore. - 100 millones de inversión inicial. - 4.600 millones de dólares de inversión en exploración y producción en Argentina previstos por YPF para el período 2007/2009. Como parte de los desafíos que YPF asumirá en el upstream, actualmente está desplegando investigaciones geológicas sobre un área de golfo San Jorge y también en Malvinas. En San Jorge se concretó una plan de prospección sísmica sobre 404 km2. Plan de pozos Durante 2007, YPF tiene previsto ejecutar un inédito esfuerzo perforador que llegaría a un millar de pozos de desarrollo y otros 50 de exploración en las áreas que tiene bajo concesión. 12/12/06 Está en aguas nacionales un buque que buscará hidrocarburos en Colorado Marina Las búsquedas por iniciarse tienen en parte en cuenta los hallazgos en aguas del Brasil por Petrobras hace casi dos décadas, que en la cuenca de San José dos Campos se extraen más de 1.600.000 barriles diarios, en zonas marinas a dos horas de vuelo en helicóptero. En el extremo sur Total Austral y sus socias Wintershall y PanAmerican Energy tienen en producción los yacimientos Carina y Aries, en zonas donde la profundidad no supera los 100 mts. Aunque esas petroleras siempre dejaron trascender escasos datos sobre la potencialidad económica de esas reservas, en el caso de Carina se habló de más de 120.000 millones de metros cúbicos de gas, representativos en la actualidad de más de 18% del total de las reservas certificadas de ese hidrocarburo. 20/02/07 Proyecto de Repsol para investigar en Malvinas Repsol YPF anunció ayer que la compañía prevé realizar en 2008 trabajos de sondeo sísmico para la búsqueda de hidrocarburos en la cuenca de Malvinas, donde también podría participar la empresa estatal Enarsa. La petrolera promoverá durante el período 2007-2009 un programa de inversiones que asciende a 4600 millones de dólares, de los cuales 1000 millones serán destinados a la exploración. Respecto de los trabajos realizados por Repsol YPF para la exploración de hidrocarburos en el mar, se mencionan los trabajos en aguas ultraprofundas y profundas y se refiere a la cuenca Malvinas, donde se trabajaría "durante el año que viene" con sondeos de exploración. Repsol YPF tiene "puestas sus esperanzas, durante una primera etapa, en tres áreas de exploración en aguas ultraprofundas y profundas". Para 2007 consideró que con las inversiones ya efectuadas "es posible que su producción de crudo alcance los 390.000 barriles por día, mientras que la producción de gas llegaría a 62 millones de metros cúbicos diarios". 28/02/07 Repsol YPF sale al ruedo como exploradora del atlántico. La exploración en áreas de alto riesgo obligará a la petrolera a poner en juego fuertes recursos, pero también la ayudará a legitimar políticamente su desempeño como empresa hispanoargentina. Tras difundirse ayer el balance del 2006 de Repsol YPF que arrojó un beneficio neto de U$S 4.128 millones, el titular de esa petrolera, salió a destacar el descubrimiento obtenido en Libia, en la cuenca de Murzuq, donde esa compañía extrae 40.000 metros cúbicos día, volumen casi similar al que produce en los yacimientos (360) que tiene bajo concesión en la Argentina. En un año en el que Repsol YPF prevé perforar en Libia 18 nuevos pozos exploratorios, en la Argentina tiene en pleno curso de realización prospecciones sísmicas sobre las cuencas Colorado Marina (en sociedad con Petrobras y Enarsa), el Golfo San Jorge y en aguas de Malvinas, bien lejos del área que Gran Bretaña se adjudicó militarmente.


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La exploración del mar Argentino configura el gran desafío que debe abordarse en pro de la sustentabilidad de la actividad petrolera nacional, y en ese esfuerzo de alto riesgo la petrolera hispanoargentina debe dar prueba, como ninguna otra empresa de la alianza estratégica que declaman Rodríguez Zapatero y Néstor Kirchner. En la exploración del mar no todo será a riesgo puro porque en la proyección oceánica de la cuenca San Jorge ya fue perforada, en la década del cuarenta, por la ex YPF En aguas del extremo sur, Total en sociedad con Wintershall (la ex Deminex) y Pan American Energy (la ex Bridas) demostraron en Carina, Vega Pléyade, Aries e Hydra que el lecho marino encierra su riqueza hidrocarburífera. 19/12/06 Petrobras sueña con encontrar petróleo en el mar argentino La unidad exploratoria, de U$S 2.500 millones, es el modelo de la firma para perforar en aguas locales. Desarrollará un proyecto con Enarsa, frente a las costas de Bahía Blanca. Un viejo buque petrolero convertido para producir y almacenar combustible y gas La plataforma de Petrobras está ubicada en el yacimiento Caratinga, en la Cuenca de Campos, desde donde proviene un 85% del petróleo que consume Brasil. La unidad, junto a otra similar, le costó a Petrobras U$S 2.500 millones, y está conectada a 12 pozos productores y 8 inyectores, que tienen por objetivo mantener la presión en los yacimientos. Tanto acero y tecnología en el océano tiene sus beneficios: produce 133.000 barriles diarios de petróleo -cerca de un 20% de la producción total de petróleo en la Argentina durante septiembre- y 1,6 millones de metros cúbicos de gas, que equivalen a un 1% de la producción argentina y más de un 30% del volumen que en promedio el país importa de Bolivia. Características: * La P-48 es la plataforma marítima de Petrobras que opera a 160 kilómetros del continente, frente al estado de Río de Janeiro. * No es de exploración, sino de extracción, almacenamiento y transferencia de hidrocarburos. * Su construcción demandó una inversión de 1.250 millones de dólares. * Es un barco FPSO (Floating Production Storange and Offloading). * Mide tres cuadras y media de largo por media de ancho. Tiene la altura de un edificio de 12 pisos y pesa 69 mil toneladas . * Se puede llegar únicamente por helicópetero. * Extrae casi 150 mil barriles de crudo por día y 2,6 millones de metros cúbicos de gas natural por jornada. * Produce cerca del 15 por ciento del consumo nacional de Brasil. * A bordo se desempeñan 194 personas, aunque tiene capacidad para 248. * Mediante una red de ductos submarinos abarca una extensión de más de 200 kilómetros cuadrados. * Opera con 12 pozos de extracción. * La P-48 trabaja a una profundidad de 1.000 metros entre la superficie y el fondo del mar; mientras que la excavación del terreno varía entre 2.000 y 3.000 metros. Existen diversos tipos de estructuras Desde los inicios en la explotación de hidrocarburos offshore, Petrobras utiliza diferentes tipos de plataformas. Entre las principales se pueden enumerar las fijas, buques y FPSO. * Plataformas fijas: Fueron las primeras unidades utilizadas y las preferidas en los yacimientos localizados en láminas de agua de hasta 200 metros de profundidad. Generalmente se componen de estructuras modulares de acero, instaladas en el lugar de operación con pilotes hincados en el fondo marino. Estas plantas de extracción son proyectadas para recibir todos los equipos de perforación, almacenaje de materiales y alojamiento del personal. * Buques plataforma: Este es un buque proyectado para perforar pozos submarinos. Su torre de perforación está ubicada en el centro de la embarcación, donde una abertura en el casco permite el paso de la columna de perforación. El sistema de posición del buque plataforma, compuesto por sensores acústicos, propulsores y computadoras, anula los efectos del viento, oleaje y corrientes marinas que tienden a cambiar la posición del buque.


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* Plataformas tipo FPSO: Los FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) son buques con capacidad para procesar y almacenar petróleo así como proveer la transferencia de petróleo y/o gas natural. En la cubierta del buque se instala una planta de procesamiento para separar y tratar los fluidos producidos por los pozos. Después de separado del agua y gas, el petróleo es almacenado en los tanques del propio buque y transferido a un buque cisterna a cada cierto tiempo. El buque cisterna es un buque petrolero que atraca en la popa de la FPSO para recibir el petróleo almacenado en los tanques y transportarlo a tierra. El gas comprimido es enviado a tierra a través de gasoductos y/o reinyectado en el depósito. Las mayores plataformas FPSO tienen capacidad de procesar alrededor de 200 mil barriles de petróleo por día, con una producción asociada de gas de aproximadamente 2 millones de metros cúbicos diarios. 14/11/06 Iniciativas Chevron Estudia explorar la plataforma argentina La corporación petrolera norteamericana que está presente en ciento ochenta países y que tiene el grueso de su producción basado en la explotación de áreas marinas, podría concretar exploraciones de hidrocarburos en aguas nacionales. Chevron está presente en la Argentina desde 1999 a través de Chevron-San Jorge. Por su extendida presencia internacional, la petrolera no tendría reparos en celebrar una forzada asociación con Enarsa. 25/02/07 Crecen los acuerdos entre las dos petroleras estatales Enarsa y PDVSA lanzan negocios por 1.500 millones de dólares Las petroleras estatales PDVSA (Venezuela) y Enarsa (Argentina) están lanzando negocios que van desde contratos por buques que exploran la plataforma marítima argentina a estaciones de servicio, desde importación de fuel oil a la extracción de petróleo. Esta semana comienza el estudio sismográfico de dos dimensiones en el área mar adentro, en la Argentina, que controla la sociedad entre ambas compañías. Es un yacimiento frente a la Bahía de San Borombón, lindero al que Enarsa opera con Repsol. El estudio se hace desde un barco y costará 250 millones de dólares. 05/03/07 Concluye fase clave para buscar petróleo en el mar argentino El consorcio explorador conformado por Repsol YPF, Enarsa, Petrobras y Petrouruguay dio por concluidas las labores de tendido de sísmica tridimensional (3D) sobre dos áreas (E-l y E2) de la cuenca Colorado Marina. La campaña, que se extendió durante más de tres meses con el concurso del buque explorador "Geco Tritón", se basó en el exhaustivo relevamiento sísmico de una área algo superior a la superficie de la Capital Federal, que cubre 19.200 hectáreas. En la etapa que ahora sobreviene Repsol YPF procederá a la interpretación de esa sísmica, que se calcula que tomará unos 7 meses, a fin de definir las posiciones geográficas óptimas para el tendido de uno o más pozos exploratorios, para la búsqueda de hidrocarburos lanzada en una zona de frontera de la plataforma marina, en el deslinde de la parte sumergida del continente hacia mayores profundidades. En el pasado se realizaron algunos estudios geológicos sobre determinadas áreas de la cuenca Colorado Marina, pero sobre posiciones de la plataforma ubicadas entre los 100 y 200 metros de profundidad en la columna de agua, mientras que ahora tuvieron lugar sobre el talud, donde existen hasta 1.000 metros. Las cuencas sedimentarias (22 en total) cubren casi 1.845.000 km2 de las que 1.254.000 no tienen producción de hidrocarburos, no obstante existir propicias características geológicas. En esas 22 cuencas identificadas en el territorio, continental y en la plataforma marina, se verifico la existencia de la de San Julián, la Austral Colorado Marina, Salado Marina, la aún territorialmente más vasta de Malvinas y la Rawson Marina. 7. Las Reservas de Carbón Mineral 7.1. Introducción Esta parte del informe contiene una serie de capítulos donde se analizan los siguientes temas:


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En el Capítulo Primero se señalan algunos conceptos básicos de la Industria del Carbón como por ejemplo los referentes a las distintas categorías de Reservas. En el Capítulo Segundo se describen las tareas de Exploración y las Reservas de carbón en Argentina. En el Capítulo Tercero se analiza la problemática del Carbón de la Cuenca de Río Turbio y se describe al Yacimiento. Luego se analizan las Reservas del Yacimiento de Río Turbio. A continuación se da información sobre la producción histórica del Yacimiento de Río Turbio. Posteriormente se estiman los consumos de Carbón requeridos por una Central Térmica en Boca de Mina en Río Turbio. Por último se analiza la posibilidad de producción de Carbón de los mantos de la mina de Río Turbio y de otras áreas adyacentes a partir del año 2007 y hasta el año 2025, señalando las medidas que deberían adoptarse al efecto Se incluyen también dos Anexos – En el primero se mencionan algunos elementos básicos de la Industria del Carbón Mineral. En el segundo se describe la Situación Mundial de la Industria del Carbón Mineral y sus Perspectivas. 7.2. Análisis de las Reservas de Carbón Mineral en Argentina Antes de tratar este capítulo, definiremos algunos conceptos básicos. 7.2.1. Algunos Conceptos Básicos 7.2.1.1. Recursos Energéticos Son la cantidad de recursos que puede haber en un depósito o cuenca. Este valor no tiene en cuenta el hecho de que sea o no rentable económicamente su extracción. No todos estos recursos pueden extraerse utilizando la tecnología actual. 7.2.1.2. Reservas Energéticas Las reservas pueden definirse en términos de reservas demostradas: • Medidas • Indicadas • Inferidas • Extraíbles


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Reservas Medidas: Hablaremos de mineral medido cuando dispongamos de una información directa tomada de un muestreo detallado de trincheras (calicatas), labores, sondeos. El tonelaje “real” no puede diferir en más de un 15% con respecto al calculado. Reservas Indicadas: También están determinadas por un muestreo, pero esta vez, más disperso. Reservas Inferidas: En este concepto primará el criterio geológico sobre mediciones directas. Por ejemplo, este criterio puede estar basado en la repetición de rasgos geológicos en el yacimiento, o través de la comparación con otro yacimiento equivalente. Reservas Extraíbles: Son las reservas que además de ser posibles de extraer, se explotación se considera rentable económicamente. Es decir que se tendrá en cuenta la tecnología y la rentabilidad económica de su extracción, incluyendo los gastos para que ésta sea ambientalmente “correcta”. Por lo tanto, estas reservas cambiarán en función del costo de producción y por ende del precio de ventas del carbón. 7.2.2. Exploraciones y reservas de carbones en Argentina 7.2.2.1. Las Reservas En los últimos 70 años se han realizado exploraciones de manifestaciones carbonosas en la Republica Argentina, habiendo descubierto y explorado alrededor de 660 manifestaciones carbonosas de distintos grados de importancia. La ultima campaña de exploración data del periodo 1985 – 1987 Plan Nacional de Exploración, realizado por la Empresa Nacional Española Adaro de Investigaciones Mineras, S.A. – ENADIMSA . Tecnoproyectos S.A. Consultora. La misma estuvo dedicada a la exploración de las áreas sur, centro y norte de la provincia de Santa Cruz, tratando de incorporar a la calidad de reservas probadas las manifestaciones carbonosas ya consideradas, especialmente en la Cuenca de Río Turbio, asentamiento del actual Yacimiento Río Turbio, donde se duplicaron las reservas alcanzando un nivel del orden de las 470 millones de toneladas de reservas medidas y un total de 750 millones de toneladas. Hablando en términos del carbón y su realidad en Argentina algunos datos nos brindarán información para una mejor comprensión del tema. De las manifestaciones carbonosas descubiertas y exploradas (~660) en la Argentina: Doscientas cuarenta (240) son referidas a manifestaciones de carbón (lignitos – antracitas – y semiantracitas); doscientas (200) de asfaltitas; ciento veinte (120) de Turbas; unas cien (100) de esquistos bituminosos. (Ver Tabla 7.2.2.1.1)


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Tabla 7.2.2.1.1

Principales Reservas de Carbón Mineral del país (Toneladas)

TIPO DE MINERAL YACIMIENTO

TOTALES CUBICADOS

(ton) Semiantracitas Cervantes (Mendoza) 100.000 Bituminosos bajo volátil La Negra (La Rioja) 55.000 Bituminosos medio volátil Río Tambillos (La Rioja) Santa Máximo – El Saltito (Mza) Burgos (Neuquén) 655.000 Bituminosos alto volátil A La Delfina (San Juan) 50.000 Bituminosos alto volátil B Richard (San Juan) J. Newbery (Neuquén) Pico Quemado (Río Negro) Lepa (Chubut) 3.100.100 Bituminosos alto volátil C La Criolla (Santa Cruz) 70.000 Sub – Bituminosos A Río Turbio (Santa Cruz) 752.306.000 Sub – Bituminosos A – C Indio (Chubut) Santa Ana (Chubut) Cabo Curioso (Santa Cruz) 915.000 Lignitos Río Coyle (Santa Cruz) 5.000.000.000

Curso Medio Río Santa Cruz (Santa Cruz) 2.350.000.000

Fuente: Elaboración Propia. Las reservas de carbón consideradas en el orden mundial para Centro América y Sudamérica son significativamente menores a las consideradas en cualquier lugar del mundo y representan apenas el 1,1% de las mundiales. Este hecho nos hace sospechar que la exploración de recursos carbonosos en esta parte del mundo no ha sido lo suficientemente intensa e importante, no habiendo despertado el suficiente interés, en los países involucrados, por conocer al menos el nivel de recursos carbonosos que poseen. Al menos, es lo que ha pasado en la Argentina. El carbón fué utilizado, desde hace mucho tiempo, en pequeñas escala y solo para fines domésticos de calefacción o cocción de alimentos. Pero recién alrededor de la década del 1940 nuestro país se interesó en la explotación comercial de este recurso. Debido a la crisis energética mundial, como consecuencia de la segunda guerra mundial, que también afectó al país, se comenzó la explotación de yacimientos de carbón como el de Río Turbio y otros en las provincias de Mendoza, San Juan, Neuquén, etc.. A partir de 1950 y hasta 1980 se desata un período de exploración de este recurso que arroja los resultados mostrados en el país. La última campaña nacional realizada en la provincia de Santa Cruz fue llevada a cabo por la empresa estatal YCF entre los años 1985 y 1987 y durante los últimos 20 años no se ha realizado ninguna exploración destinada a localizar Carbón. La creencia, durante mucho tiempo, que las reservas de petróleo, gas, uranio e hidráulicas, y ahora las nuevas posibilidades de generación energética, eólicas, biogénesis e hidrógeno pueden sustentar las necesidades de nuestro país, ha despreciado el uso del carbón como fuente de generación de energía, a pesar de la importancia de este recurso en el resto del mundo.


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Observando, en la Tabla 7.2.2.1.1, el Resumen de las Manifestaciones de Reservas de Carbón en la Argentina, podemos darnos cuenta que las mismas son importantes. Ellas, en el orden de las 8.150 millones de toneladas representan casi el 60% de las reservas de combustibles fósiles minerales, como demostraremos mas adelante. Dentro de las manifestaciones carbonosas en Argentina, sin duda el Yacimiento Río Turbio constituye la reserva más importante, por el amplio conocimiento que se tiene sobre el mismo, sus reservas y el hecho de encontrarse en explotación por más de 60 años. Estas reservas si bien están cubicadas en el orden de 750 millones de toneladas, bien podrían ampliarse al extender el Plan de Exploración a zonas adyacentes. Perforaciones y estudios realizados por YCF, posteriormente al último Plan de Exploración, nos indican que estas reservas podrían ampliarse al orden de las 1500 millones de toneladas. Lo mismo sucede con el resto de las manifestaciones contabilizadas en la Tabla 7.2.1.1.1, resultando potencialmente importante las allí marcadas como reservas en el centro sur de la Provincia de Santa Cruz, Rio Coyle – 5000 millones de toneladas – y el Curso Medio del Río Santa Cruz – 2500 millones de toneladas – . Por lo tanto deberíamos interesarnos en estudiar y explorar con mayor intensidad estas manifestaciones, considerados hasta ahora recursos, para pasarlos a la categoría de reservas en sus calidades de medidas, indicadas e inferidas, que nos permitan, planificar una explotación rentable. 7.2.2.2. Localizaciones de las principales manifestaciones carbonosas en el país En el Mapa 7.2.2.2.1 se incluyen las principales manifestaciones carbonosas del País.


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Mapa 7.2.2.2.1 Localización de las principales manifestaciones carbonosas del País


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7.2.2.3. Reservas energéticas del país Se hace bastante dificultoso imaginar el Potencial Energético del Carbón por lo que conviene relacionarlo con el resto de los combustibles para tener una idea. Las reservas energéticas de Argentina medidas en términos equivalentes y considerándolas como recursos, de acuerdo a información extraída de la Secretaria de Energía de la Nación, quedarían representadas por: Carbón 65,7%, Uranio 9,1%; Petróleo 10.0% y Gas 15,3%.

Tabla 7.2.2.3.1 Reservas Energéticas Argentinas

Petróleo (miles m3)

Gas Natural (millones de m3)

Uranio (miles Ton.)

Carbón (miles Ton.) Total

617643 915485 43,5 8107251

(Miles de Tep) 543526 759853 426300 3079075 4808754

Participación (%) 11,30 15,80 8,87 64,03 100 Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía.

Figura 7.2.2.3.1 Reservas Argentinas de Energías No Renovables

(KTep)

Uranio: 4263009%

Gas Natural: 75985316%

Petróleo: 54352611%

Carbón: 307907564%

Fuente: Elaboración propia. Del total potencial de reservas de energía debemos tomar como referencias aquellas que se denominan “extraíbles”, entiéndase las que se consideran rentables económicamente su


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explotación. Es decir que se tiene en cuenta la tecnología de extracción y su rentabilidad económica, incluyendo los gastos para que ésta sea ambientalmente “aceptable”.

Tabla 7.2.2.3.2 Reservas Extraíbles Argentinas

Petróleo Gas Natural Uranio Carbón Total

(miles m3) (millones de m3) (miles Ton.) (miles Ton.)

349896 438951 13 2026813

(Miles de Tep) 307908 364329 127400 769769 1569406

Participación (%) 19,62 23,21 8,12 49,05 100

Fuente: Elaboración propia.

Figura 7.2.2.3.2 Reservas Argentinas Extraíbles de Energías No Renovables

(KTep)

Uranio: 1274008%

Gas Natural: 36432923%

Petróleo: 30790820%

Carbón: 76976949%

Fuente: Elaboración propia. Obsérvese que se ha considerado únicamente el 25% de las reservas de carbón consideradas en el país como reservas extraíbles, no se ha considerado que futuros planes de explotación y estudios puedan incrementar considerablemente estas reservas. Ahora se tendrá más claro que significan las reservas de carbón; en resumen son equivalentes a la suma de reservas de Uranio, Gas y Petróleo. Aún considerando aproximado este análisis, los resultados arrojados nos deben hacer pensar que resulta necesario analizar este tema con más atención.


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7.2.2.4. Producción de energía en el país y el papel del Carbón Mineral Para dar una imagen de la participación histórica del carbón en la ecuación energética nacional, daremos los valores de Producción en porcentajes de acuerdo al medio utilizado.

Figura 7.2.2.4.1 Producción de Energía en Argentina: 1990-2005

(%) sobre KTep

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Años

%

Energía Hidráulica Nuclear Gas Natural Petróleo Carbón Mineral Bioenergías

Fuente: Elaboración propia. Es destacable la muy baja participación del carbón en la Producción de energía ya que no llega al 1%. El uranio alcanza el 4%, el Gas Natural el 51%, el Petróleo el 42% y la Hidroelectricidad el 5%.


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Figura 7.2.2.4.2 Participación del Carbón Mineral en la Producción de Energía

Argentina: 1990-2005 (%)

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0,40

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

%

Fuente: Elaboración propia. Luego de observar las tablas y Gráficos inmediatos anteriores podemos hacer algunos comentarios Considerando los recursos energéticos del país, el carbón pasa de ser la “cenicienta” a transformarse en el “gigante”, en esta cuestión de la Energía. Al menos deberíamos comenzar a considerar el carbón como un recurso energético de importancia, dentro de la ecuación energética nacional. Las tareas pendientes deberían apuntar a completar los estudios sobre las reservas ya identificadas, tendiendo a definir las posibilidades reales de este mineral como reserva energética. 7.2.3. Carbón en la cuenca del Río Turbio 7.2.3.1. Yacimiento Río Turbio Las reservas más importantes de carbón en la argentina las constituyen las existentes en el yacimiento Río Turbio. Hasta el momento y de acuerdo al ultimo Plan Nacional de Exploración, realizado por la Empresa Nacional Española Adaro de Investigaciones Mineras, S.A. – ENADIMSA . Tecnoproyectos S.A. Consultora.


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No son las más importantes en cuanto a calidad o cantidad de reservas, sino por su conocimiento en cuanto a constitución o yacencia sobre el terreno, producto de los estudios de exploración y tareas de explotación. Las reservas cuantificadas en el yacimiento Río Turbio alcanzan el orden de los 750 millones de toneladas entre medidas, indicadas e inferidas. Las reservas medidas alcanzan valores del orden de las 470 millones de toneladas, además de ser el único yacimiento de carbón en explotación en la argentina, a través de más de 60 años de actividad. 7.2.3.1.1. Reseña histórica Se le asigna al Capitán de Corbeta Agustín del Castillo el descubrimiento de los afloramientos de Carbón en el área de Río Turbio en el año de 1.887, posteriormente el Geólogo A. Windhausen, en el año 1.931, realiza la primera descripción en detalle de la Geología de la zona, asignándole a los mantos un espesor de 2 m. Posteriormente la aguda crisis de combustibles que sufrió el país como consecuencia de la segunda guerra mundial, llevó al Poder Ejecutivo Nacional a dictar con fecha 2 de abril de 1.941 el decreto Nro. 87672 encomendando la exploración del carbón a Y.P.F., para luego quedar las tareas concernientes a la exploración, explotación, industrialización y comercialización de los combustibles mencionados a cargo de la Dirección de Combustibles Sólidos Minerales, (1.946) y finalmente transformarse en Yacimientos Carboníferos Fiscales (Y.C.F.) según el decreto Nro. 3682 del 6 de agosto de 1.958, con el objetivo de procurar el autoabastecimiento del carbón mineral en el más breve tiempo posible, intensificando especialmente la explotación de la cuenca carbonífera de Río Turbio, de la cual datan los primeros registros de producción en el año 1.943. 7.2.3.1.2. Ubicación y vías de acceso El Yacimiento Carbonífero de Río Turbio se encuentra ubicado en el extremo Sud-Oeste de la provincia de Santa Cruz, a unos 260 Km. al oeste de la ciudad de Río Gallegos, capital de la provincia, comunicado por la ruta nacional Nro. 40, a la cual acompaña el ramal ferroindustrial de trocha angosta (75 cm) que une el yacimiento (Río Turbio) con el puerto (Río Gallegos); también existe comunicación por ruta provincial Río Gallegos – Esperanza – Río Turbio, 330 Km.


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Mapa 7.2.3.1.2.1 Localización Geográfica del Yacimiento Río Turbio


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7.2.3.1.3. Clima y relieve El clima es riguroso, húmedo con transición al árido de la estepa oriental, las temperaturas máximas de verano oscilan en los 20 grados, con mínimas de 20 grados bajo cero en invierno, con una media anual de 4 grados - 6 grados. Durante el invierno se registran precipitaciones níveas de mediana intensidad que tienden a decrecer hacia el Este, en el verano principalmente soplan fuertes vientos del sector Oeste y Sud-Oeste. El relieve es suave con cotas que superan los 300 m. sobre el nivel del mar, las alturas máximas sobre el límite internacional alcanzan los 1.064 metros en la estancia Primavera, y los 1.045 m. en el cerro Punta Alta. El drenaje de la región se vuelca al Atlántico siendo los principales colectores el río Gallegos y el río Coyle Norte y Sur. Existen también numerosas cuencas cerradas que llevan sus aguas a lagunas. Como rasgos morfológicos importantes se puede mencionar el límite internacional, con una serie de elevaciones, que continúa con una abrupta pendiente hacia el Oeste (Chile), mientras que hacia el Este la pendiente disminuye notablemente con un relieve suave, transicional, entre la cordillera y la meseta Patagónica, siendo el factor geomorfológico preponderante las glaciaciones cuaternarias. 7.2.3.1.4. Geología regional La denominada Cuenca Austral, conforma un paquete sedimentario con eje Norte-Sur en la parte meridional de la provincia de Santa Cruz, Sur-Este en la zona magallánica de Chile y Este-Oeste en al provincia de Tierra del Fuego abarcando 200.000 Km2 aproximadamente. El Cretácico superior generó movimientos (intercenonianos), Epi-Orogénicos durante los cuales la cuenca comenzó a adquirir la tectónica inicial. Posteriormente en el Cretácico alto y en el Terciario inferior (Paleoceno-Eoceno) se reunieron las condiciones geológicas para la formación de los mantos carbonosos, desarrollándose extensas plataformas costeras asociadas a los mares colindantes, con condiciones paleoclimáticas cálidas y húmedas que favorecieron la formación de grandes cantidades de materia orgánica vegetal, que se acumularon en lagunas costeras al pie de las antiguas elevaciones generadas al fin del cretácico, que luego fueron rejuvenecidas por diferentes fases tectónicas de la Orogenia Andina durante el terciario inferior. Los afloramientos terciarios de la faja carbonífera de Río Turbio, se continúan en territorio chileno y dada la similitud de las condiciones geológicas es de esperar la posibilidad de yacencia de mantos carboníferos de importancia en otros sectores de la cuenca, ya que existieron condiciones favorables para que ello suceda. Hay evidencias de mantos carbonosos detectados en perforaciones de exploración realizada por YPF, en busca de hidrocarburos como así también en los realizados por YCF, lo que manifiesta la presencia de condiciones ambientales y paleogeográficas aptas para el desarrollo de combustibles fósiles.


595

7.2.3.1.5. Geología del yacimiento Estratigrafía de la Cuenca La serie sedimentaria de la cuenca comprende depósitos Neocretácicos, Terciarios y Cuaternarios. Los primeros se exponen principalmente en la zona de San José y Cancha Carrera, los Terciarios y Cuaternarios tienen una distribución más amplia. La serie sedimentaria puede resumirse como sigue: Cretácico Superior Formación Cerro Cazador: Estratos del Monte Cazador (Feruglio), estratos del cerro Cazador o capas con Lahilia Luisa (Hunícken). Tienen un espesor aproximado de 820 m. se trata de una serie litológica principalmente marina conformada por areniscas claras, con tonos verdosos y parduscos portadores de Lamelibranquios y Gasterópodos, caracterizándose una sección media con abundantes formas de amontes predominando los del género Kosmaticeras. En la sección superior, aparecen restos vegetales (tallos y raíces), que denotan la presencia cercana a la costa, a estos estratos Hinicken les atribuye edad Senoniana. Formación Cerro Dorotea: Estratos del cerro Dorotea o capas con Ostrea Ríonegrencis. Sus afloramientos típicos se localizan en la zona de la vega San José. No se observan indicios de anormalidad en su relación con la Formación Cerro Cazador sobre la que se apoya. Se trata de un espeso conjunto de areniscas de aproximadamente unos 550 m. de grano medio y grueso con intercalaciones de bancos conglomerádicos, la secuencia está formada por sedimentos de origen marino y continental. Debe señalarse la presencia de dos niveles carbonosos, uno inferior ubicado en la base de la serie sedimentaria constituido por una sucesión de arcillas carbonosas pardas y negras, y uno superior emplazado en la parte alta, constituido por arcilitas carbonosas y carbón arcilloso con venas de carbón brillante. Si bien ambas carecen de importancia económica, cabe señalar su presencia como indicadora de que en tiempos Cretácicos, habrían comenzado a manifestarse las condiciones propicias para la formación de carbón. Se trataría entonces, de depósitos marinos litorales, estuáricos y en parte terrestres. La edad de estos sedimentos es Daniana-Eoceno inferior. Terciario Formación Río Turbio: Estratos de Río Turbio (Hunícken). La Formación Río Turbio es la portadora de los complejos carbonosos inferior y superior. Este conjunto de sedimentos terrestres con intercalaciones marinas, observa una potencia aproximada de 545 m. en la Sierra Dorotea.


596

El área de la Sierra Dorotea se corresponde con la parte más profunda de la cuenca como lo demuestra la presencia de los dos complejos carbonosos y la mayor cantidad de sedimentos de origen marino, evidenciando las oscilaciones de la línea de costa. Hacia el Norte disminuiría la profundidad de la cuenca y el número de mantos de carbón presente. Se relaciona en forma de aparente normalidad con la infrayacente formación de la Sierra Dorotea. Formación Río Guillermo Estratos del Río Guillermo (Hunícken). Los afloramientos de esta formación se encuentran en la parte más alta de la Sierra Dorotea, Cerro Mirador y Pampa del Muerto, calculándole un espesor de 350 m. Comienza con un potente conglomerado basal de más de 40 m. de espesor para continuar con una monótona serie de areniscas de grano grueso y arcilitas, a veces algo carbonosas, con intercalaciones de niveles conglomerádicos, se localizan restos de vegetales (tallos y troncos) y buenas impresiones de hojas fe Fagáceas y Araucarias. Se apoya discordantemente sobre la formación Río Turbio y su edad está comprendida entre el Eoceno superior-oligoceno. Formación Santa Cruz El espesor visible en el área es de aproximadamente 300 m. son sedimentos continentales constituidos por areniscas gruesas y conglomerádicas, arcilitas y arcilitas tobaceas de colores claros, caracterizados por restos de troncos y algunos pequeños huesos. Cuaternario Son depósitos extensamente distribuidos en toda la cuenca y en su mayor parte son producto de las glaciaciones cuaternarias. Es así, que reconocemos acumulaciones de depósitos morénicos (Sierra Dorotea y zona del Río Guillermo) y sedimentos fluvio-glaciales. Pueden observarse también bloques erráticos testimonio de la acción de los glaciares, los aluviones recientes se hallan depositados en el fondo de los valles de ríos y arroyos. 7.2.3.1.6. Tectónica Según la disposición de las capas Cretácico-Terciarias en la región de Río Turbio, los estratos forman un gran bloque monoclinal hundido hacia el Este con rumbo Norte-Sur, teniendo una inclinación de 25º en la frontera con Chile, decreciendo sus valores hacia el Este, hallándose el buzamiento en el valle de Río Turbio con 5º a 8º E de inclinación promedio, hacia el Este continúa disminuyendo para llegar a la zona de la Meseta de La Torre con las capas Terciarias en posición sub-horizontal. El paquete sedimentario de Río Turbio tiene suaves plegamientos en distintos lugares, afectando al conjunto sedimentario que contiene los mantos productivos de carbón con flexuras y pliegues secundarios. También hay fracturas y fallas con rumbos diversos, debido a fenómenos de ajuste estructural.


597

7.2.3.1.7. Mantos Carbonosos La cuenca que alberga a los mantos de carbón de Río Turbio se extiende en forma de una larga franja desde Cancha Carrera en el norte, hasta el limite con Chile en el sur, con una longitud de aproximadamente 47 Km. – ver Mapa 7.2.3.1.2.1. En cuanto a su ancho es variable, oscilando entre 2 y 7 Km. con tendencia a aumentar en el sector austral. En el llamado Grupo Medio de la Sierra Dorotea, correspondiente al terciario inferior, se disponen los horizontes productivos en dos complejos carbonosos, denominados Superior e Inferior y en ellos cinco mantos de importancia productiva, conformando la Formación Río Turbio. Complejo Carbonífero Superior Este complejo se sitúa en la zona de Yacimiento Río Turbio a unos 430 m. sobre la base de la formación Río Turbio y a unos 280 m. por encima del complejo carbonífero inferior. Este complejo contiene a tres mantos importantes, manto Dorotea, manto “A” y manto “B”. Complejo Carbonífero Inferior Ubicado a unos 140 m. sobre la base de la formación Río Turbio, por debajo del complejo carbonífero superior, esta constituido por dos mantos, manto superior y manto inferior. Descripción de los mantos carbonosos • Manto Dorotea, es el más importante de los horizontes productivos por su potencia y

extensión areal, se localiza entre 8 a 30 m. por encima del manto “A”. Tiene una potencia media de 2.00 m. con valores máximos de 3.40 m. , el carbón es del tipo sub – Bituminoso Alto Volátil A; según clasificación de ASTM.

• Manto “A”, entre este manto y el inmediato inferior – manto “B” – media un intervalo estratigráfico de 10 a 20 m. Su potencia promedio es de 1.7 m., alcanzando valores superiores a los 2.00 m. de carbón brillante alternando con niveles opacos, siendo también del tipo sub – Bituminoso Alto Volátil A.

• Manto “B”, se aloja en la base del complejo superior, situado este a unos 260 m. por encima del complejo inferior, su potencia media varia entre 0.50 a 0.80 m. con intercalaciones de estéril, alcanzando valores de hasta 2.00 m. de potencia.

• Manto Superior, Separado del manto inferior entre 15 a 25 m. por una columna litológica de areniscas y arcillitas. Su potencia media varía entre1.35 a 1.50 m. y alcanza espesores de hasta 2,60 m. con intercalaciones de estéril.

• Manto Inferior, es la base del complejo inferior, se encuentra alojado unos 300 m. por debajo del manto Dorotea – techo del complejo superior – Su potencia tiene un espesor variable de entre 4 a 6 m. con intercalaciones de estéril, lo cual reduce sus posibilidades de explotación, sobre todo para la explotación con métodos subterráneos.


598

Figura 7.2.3.1.7.1 Mantos del Yacimiento de Río Turbio

(Millones de Toneladas)


599

Mapa 7.2.3.1.7.1 Extensión Areal de las Reservas en la Cuenca del Yacimiento Río Turbio


600

7.3. Análisis de Reservas en el Yacimiento Río Turbio 7.3.1. Reservas originales de carbón 7.3.1.1. Reservas originales de carbón según grado de certeza Se denominan reservas originales a las resultantes del último Plan de Exploración realizado por la Empresa Nacional Española Adaro de Investigaciones Mineras, S.A. – ENADIMSA . Tecnoproyectos S.A. Consultora, 1985 - 1987. Aquí se consideran los recursos que presenta la cuenca carbonífera de Río Turbio, sin tener en cuenta la cantidad de carbón ya extraído durante su etapa de explotación. Para ella se ha dado tres grados de certeza en cuanto a su cuantificación, reservas medidas, indicadas e inferidas Los resultados arrojaron un total de setecientos cincuenta y dos millones trescientos seis mil setecientos noventa y seis (752.306.796) de toneladas de carbón medido. Aún cuando nuevas perforaciones y estudios posteriores nos indicarían que las reservas podrían ser ampliadas hasta cerca de los mil cincuenta (1050) millones de toneladas, no se las considera como reservas reales dado que no fueron oficializadas por la empresa YCF y la Secretaria de Energía de la Nación en su momento. Razón por lo cual en función de los comentarios realizados anteriormente resultaría necesario e interesante implementar un Plan Nacional de Exploración a los efectos de cuantificar la cantidad y calidad de reservas carboníferas en el país.

Tabla 7.3.1.1.1 Reservas Originales de Carbón según Certeza

Fuente: Elaboración propia.


601

Figura 7.3.1.1.1 Reservas Originales de Carbón Según Grado de Certeza

RESERVAS ORIGINALES DE CARBÓN SEGÚN GRADO DE CERTEZA

MANTO "A"159.525.429

21%

MANTO "B"12.523.309

2%

MANTO SUPERIOR98.950.289

13%MANTO INFERIOR

65.545.103 9%

MANTO DOROTEA415.762.666

55%

Fuente: Elaboración propia. 7.3.1.2. Reservas originales de carbón por manto y categorías de espesores En razón de que los métodos de explotación empleados actualmente en el yacimiento y los rendimientos económicos limitan los espesores de mantos a extraer, hemos dividido las reservas originales en cuanto al espesor de manto que las contiene, arrojando el siguiente resultado:

Tabla 7.3.1.2.1 Reservas Originales de carbón Por Manto y Categoría de Espesores



602

Figura 7.3.1.2.1 Reservas Extraíbles de Carbón

RESERVAS EXTRAIBLES

MANTO DOROTEA147.222.568

61%

MANTO INFERIOR13.373.239

6%


7%

MANTO "B"2.100.118

1%

MANTO "A"60.499.335

25%

7.4. Producción Histórica de Carbón en el Yacimiento de Río Turbio A continuación incluimos en el Tabla 7.4.1 la serie histórica de Producción Bruta de Carbón del Yacimiento de Río Turbio desde 1943 hasta 2005. En la tabla también podemos apreciar la Producción Total Acumulada al año 2007 que alcanza a 33.852.085 Toneladas. La máxima producción de carbón en el Yacimiento se dio en el año 1979 con 1.326.254 Toneladas. En la Figura 7.4.1 se muestra la Evolución histórica de la Producción surgida de la Tabla 7.4.1. En la Figura 7.4.2 se indica la producción Acumulada al año 2007 por Manto, notándose el amplio predominio del manto Dorotea.


603

Tabla 7.4.1 Producción Bruta del Carbón de Río Turbio: 1943-2006

AÑO PROD.BRUTA AÑO PROD.BRUTA AÑO PROD.BRUTA AÑO PROD.BRUTA AÑO PROD.BRUTA

TONELADAS TONELADAS TONELADAS TONELADAS TONELADAS

1943-46 9.874 1.961 340.003 1.976 1.125.748 1.991 603.227 2.006 295.333

1.947 11.267 1.962 285.727 1.977 1.234.815 1.992 425.699

1.948 15.177 1.963 250.393 1.978 927.452 1.993 335.034

1.949 15.886 1.964 423.898 1.979 1.326.254 1.994 674.472

1.950 23.956 1.965 540.597 1.980 869.809 1.995 510.184

1.951 36.645 1.966 604.396 1.981 1.127.666 1.996 515.858

1.952 108.926 1.967 686.578 1.982 1.099.919 1.997 435.217

1.953 82.516 1.968 804.408 1.983 1.112.738 1.998 503.797

1.954 92.523 1.969 942.460 1.984 1.114.352 1.999 499.518

1.955 132.217 1.970 1.038.137 1.985 905.259 2.000 480.787

1.956 149.024 1.971 1.047.007 1.986 704.571 2.001 471.609

1.957 203.238 1.972 1.127.411 1.987 687.239 2.002 193.452

1.958 259.367 1.973 834.969 1.988 859.980 2.003 178.264

1.959 297.922 1.974 1.120.697 1.989 958.041 2.004 197.823

1.960 265.464 1.975 866.956 1.990 547.835 2.005 312.494


604

Tabla 7.4.2 Producción de Carbón Total Acumulada al año 2007

PRODUCCION TOTAL DEL YACIMIENTO RIO TURBIO AL 2007 33.852.085

MAXIMA PRODUCCION AÑO 1.979 1.326.254


605

Figura 7.4.1 Evolución de la Producción de Carbón de Río Turbio; 1943-2006

PRODUCCION DE CARBON HISTORICA YACIMIENTO RIO TURBIO

0200.000400.000600.000800.000

1.000.0001.200.0001.400.000

1.946

1.951

1.956

1.961

1.966

1.971

1.976

1.981

1.986

1.991

1.996

2.001

2.006

AÑO

TON

EL

AD

AS

PRODUCCION DE CARBON

Figura 7.4.2

Producción Acumulada al año 2007 de Carbón de Río Turbio por Manto

PRODUCCION AL 2007 DE CARBON MINERAL

30.445.273; 90%

MANTO A1.245.338

4%


6%


606

7.5. Estimación de Consumo de Carbón Mineral para instalar una Central Térmica en Boca Mina del Yacimiento 7.5.1. Introducción A los efectos de tener una aproximación de los consumos de carbón en una Central Térmica (CT), analizaremos las necesidades de una CT referidas a la generación de un MW-h y de allí podremos interpolar valores para determinar el consumo aproximado a una CT determinada. Pondremos como ejemplo la CT próxima a Licitar para la localidad de Río Turbio. 7.5.2. Definición de Central Térmica Una central térmica es una instalación que produce energía eléctrica, en nuestro caso, a partir de la combustión de carbón, en una caldera diseñada al efecto. El funcionamiento de todas las centrales térmicas, o termoeléctricas, es semejante. El combustible se almacena en parques o depósitos adyacentes, desde donde se suministra a la central, pasando a la caldera, en la que se provoca la combustión. Esta última genera el vapor a partir del agua que circula por una extensa red de tubos que tapizan las paredes de la caldera. El vapor hace girar los álabes de la turbina, cuyo eje rotor gira solidariamente con el de un generador que produce la energía eléctrica; esta energía se transporta mediante líneas de alta tensión a los centros de consumo.

Figura 7.5.2.1 Esquema de una Central Térmica Convencional


607

7.5.3. Tipo de Centrales Térmicas 7.5.3.1. Centrales Térmicas de carbón pulverizado Las centrales térmicas que usan como combustible carbón, pueden quemarlo en trozos o pulverizado. La pulverización consiste en la reducción del carbón a polvo finísimo (menos de 1/10 mm de diámetro) para inyectarlo en la cámara de combustión del generador de vapor por medio de un quemador especial que favorece la mezcla con el aire comburente. 7.5.3.2. Centrales Térmicas de combustión de lecho fluidizado Es una tecnología que permite una utilización más eficiente y limpia del carbón en las centrales térmicas. Consiste en efectuar la combustión del carbón en un lecho compuesto por partículas de este combustible, sus cenizas y un absorbente alcalino, generalmente caliza, que se mantiene suspendido por la acción de una corriente de aire ascendente. La caliza sirve para ayudar a fijar el SO2 que se produce, como sulfato de calcio, y además baja la temperatura del proceso, lo que evita la formación de los Nox. De esta forma, el conjunto tiene la apariencia de un líquido en ebullición. Con ello, se obtiene un mejor rendimiento en el proceso de combustión, al haber una mayor superficie de contacto entre el aire y las partículas reaccionantes. El aspecto más positivo es que se produce una fuerte reducción de las emisiones de gases a la atmósfera. El rendimiento en las centrales térmicas no puede sufrir una mejora substancial. Actualmente, menos del 40% de la energía producida por combustión se transfiere finalmente como energía eléctrica. El resto se desperdicia principalmente como calor residual. La temperatura del gas dentro de la caldera va de los 820° C a los 840° C, lo cual determina su diseño y el arreglo de las superficies de transferencia de calor. Este tipo de calderas puede ser atmosféricas o presurizadas. 7.5.4. Tipo de combustible En la combustión de Carbón en una CT se podrán usar dos tipos característicos de combustibles, carbón bruto tal cual o carbón depurado o lavado. Carbón bruto tal cual: se denomina así al carbón tal cual sale de mina, este no sufre ningún proceso de depuración o lavado, razón por lo cual la cantidad de cenizas que contiene es más elevada y por ende su poder calorífico por unidad de masa es menor. La conveniencia de utilizar este tipo de carbones es la recuperación total de la materia combustible en el proceso de combustión dentro del hogar de la caldera. Además de evitar los costos de transporte y lavado que producen un proceso de depuración. Carbón depurado o lavado: se denomina así al mineral de carbón que sufre un proceso de lavado, consistente en la eliminación de material estéril y la concentración del material combustible – carbón – elevando su poder calorífico por unidad de masa.


608

Este proceso, además de producir un costo adicional, también provoca la perdida de material combustible que queda incorporado al estéril, dependiendo los porcentajes perdidos del grado de depuración que se requiera. El mineral en estas condiciones es apto para su transporte a largas distancias ya que es mayor la cantidad de calorías transportada por unidad de masa, evitando el transporte de material estéril. La Empresa YCF, históricamente produjo cuatro tipo de productos para su venta: bruto tal cual sale de la mina y tres productos depurados o lavados a saber: Grueso 17, siendo un producto con 17% de cenizas y una granulometría de 75 – 20 mm., Fino 16, un producto con 16% de cenizas y una granulometría de 20 – 0 mm. y Fino 11, un producto con 9% de cenizas y una granulometría de 20 – 0 mm. También para uso interno en la Central Térmica del Yacimiento, se preparaba, a partir del Grueso 17, un producto que se denomina Grueso Molido 17, con 17% de cenizas y una granulometría de 20 – 5 mm. Las características físico químicas de estos productos podrán observarse en la Tabla 7.5.4.1 siguiente.

Tabla 7.5.4.1

Características Fisicoquímicas del Carbón Bruto y de los Carbones Depurados

CARBÓN BRUTO tal cual

%


%


%


% I. ANÁLISIS INMEDIATO S/base húmeda Humedad (1) 11,3 10,1 13,8 13,8 Mat. volátiles 26,2 35,3 33,9 36,4 Carbono fijo 23,5 37,9 38,1 40,3 Cenizas (2) 39 16,7 14,2 9,9 P. Cal. Sup. KJ/kg 15825 24025 23520 24970 Ídem Kcal/kg 3790 5754 5633 5980 P. cal. Inf. KJ/kg 14750 22820 22250 23700 Idem Kcal/kg 3534 5485 5328 5675 Azufre combustible 0,5 0,7 0,6 0,6 Azufre total 1,2 1 1 0,9 II. ANÁLISIS ELEMENTAL S/base pura Carbono fijo 73,4 75,8 76,5 77,9 Hidrógeno 7,9 6,2 0,2 7 Nitrógeno 0,9 1 0,8 0,9 Azufre combustible 1,1 1 0,8 0,8 Oxígeno 16,7 16 15,7 13,2

III. ANÁLISIS DE LAS CENIZAS Sílice 51,8 51,8 52,8 57 Óxido férrico 10,1 14,4 12,5 11,2 Óxido de aluminio y lit. 22,2 18,5 20 21,3 Óxido de calcio 9,3 8 8 4,9 Óxido de magnesio 3,6 2,1 1,5 0,9 Anhídrido sulfúrico 2,7 2,6 3,6 4,3 Álcalis y no dosados 0,3 2,7 1,5 0,2 IV. FUSIBILIDAD CENIZAS Punto de Punto de ablandamiento ºC 1285 1290 1280 1280 Punto de fusión 1400 1440 1420 1390 Punto de licuación 1450 1490 1480 1440


609


%


%


%


% V. INDICE DE TRITURABILIDAD Hardgrove n.d 36,1 37,2 39,2 VI. PESO POR m3 Normal kg/m3 n.d 855 808 827 Compactado kg/m3 n.d 917 835 827

VII. ÍNDICE DE HINCHAMIENTO (FSI) 0-0,5


7.5.5. Central Térmica y tipo de combustible conveniente Habíamos visto en general dos tipos de Centrales Térmicas, CT de Carbón Pulverizado y CT de Lecho Fluido. Dadas las características físico químicas de nuestro carbón, considerando su alto contenido en sílice en su material estéril, el contenido de azufre y la bondad que nos muestra las nuevas tecnologías de lecho fluido, en cuanto a tecnologías de energía limpia, creemos que lo mejor, más eficiente y limpio es quemar carbón tal cual en CT de lecho fluido, tal y como esta previsto en la Licitación Nacional e Internacional, que se esta ejecutando en estos momentos. Es justamente esta obra la que nos permitirá probar que quemar carbón para la generación de energía eléctrica puede hacerse en condiciones medio ambientales aceptables. 7.5.6. Cálculo de consumo estimado de combustible para CT a Carbón de RT De acuerdo a las características del Carbón de Rio Turbio, se ha realizado un cálculo sobre base de generación de 1 Mw-h, a los efectos de determinar la cantidad de Carbón Bruto Tal Cual necesario para su generación. Este parámetro, considerado como consumo especifico, nos permitirá determinar el consumo de carbón para CT de determinadas potencias de generación. Se ha considerado para el calculo un Poder Calorífico de 3800 Kcal/Kg para el carbón bruto tal cual y un rendimiento teórico para la Central Térmica de 37%.

1 Kwh 860 Kcal

Pcal.Carbón tal cual 3800 Kcal/Kg

Rendimiento USINA 37%

Energía a suministrar 1 Mwh

Ton.de Carbón Tal Cual requerido 0,612 Toneladas


610

Figura 7.5.6.1 Balance Energético de la Central Térmica para 1 Mwh de Energía

7.5.7. Descripción de la Central Térmica en proceso de licitación nacional e internacional en Río Turbio Se transcriben los artículos correspondientes a la descripción de la CT de 240 Mw solicitada mediante el Llamado a Licitación Nacional e Internacional para Rio Turbio, de acuerdo a pliegos de licitación. ARTÍCULO 2º: DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO: SUMINISTRO LLAVE EN MANO DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA A CARBÓN RIO TURBIO. La central termoeléctrica a carbón tendrá, una potencia ISO en servicio base de aproximadamente 240 MW, pero no está limitada a dicho valor, el que podrá variar para adaptarse al módulo standard más económico que dispongan los proveedores. Por razones de fiabilidad en la operación y en el suministro, se estima conveniente que la potencia total indicada en párrafo anterior, esté fraccionada en por lo menos dos unidades de 120 MW cada una, condición que tampoco es limitativa, dependiendo de la conformación de la planta y fraccionamiento de la potencia que se presente como oferta. La central termoeléctrica a carbón estará ubicada en las cercanías de la mina de carbón Río Turbio, sita en la localidad de Río Turbio – Provincia de Santa Cruz. La Central podrá estar compuesta por generadores de vapor a carbón, con sistema de lecho fluidizado, y turbinas a vapor con sus correspondientes generadores. Esto tampoco está limitado al ciclo convencional de vapor, pudiendo los proveedores ofrecer un ciclo combinado con turbinas de gas y de vapor, utilizando el proceso de lecho fluidizado de gasificación del carbón obtenido de la mina.


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La conexión eléctrica de la Central al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se efectuará en la Estación Transformadora (ET) en la misma central. La disposición definitiva de la central termoeléctrica y las características de sus edificios e instalaciones deberán ser propuestas por el Contratista, tomando en consideración la ubicación de la ET desde la que saldrán las líneas de alta tensión de vinculación al SADI. Las características de los equipos deberán ser definidas por el Contratista, prefiriéndose diseños simples, equipos standard y muy probados, que garanticen además una operación confiable. En lo posible se deberán usar diseños modulares, con el máximo de fabricación y prearmado en fábrica. No se aceptarán equipos prototipos. El Contratista deberá incluir en su suministro: planta de tratamiento del carbón, evacuación y deposición de cenizas, laboratorio químico, tanque y sistema de almacenaje y provisión de combustible para la operación de arranque, grupo generador para el arranque y planta de aire comprimido si este fuese el sistema de arranque de dicho grupo, planta de cloración, edificios de talleres, depósitos y oficinas, sistema de telefonía, bombas y tanques de sistema contra incendio, transformador de arranque y de servicios auxiliares. ARTÍCULO 7º: DESCRIPCIÓN DEL SITIO La central estará ubicada en el área de la mina. El nivel general del sitio está ubicado a una altura aproximada de más de 200 m sobre el nivel del mar. El sitio donde será emplazada la central termoeléctrica esta indicado en el Anexo I. La disposición y acceso en las vecindades del área será responsabilidad del contratista para asegurar que la interferencia de los trabajos con la operación y mantenimiento de la mina existente sean reducidos al mínimo. ARTÍCULO 10º: ANÁLISIS DEL CARBÓN El combustible principal que se utilizará será el carbón de la mina de Río Turbio, en bruto, con el conveniente triturado para su utilización. Sin embargo, queda a cargo de quien resulte adjudicatario de esta obra, la definición definitiva del modo de empleo (en bruto o depurado, grado de triturado, etc.), incluyendo en su oferta el equipamiento necesario para el funcionamiento de la central. Como combustible de arranque se prevé destilado de petróleo estándar (Diesel oil), o bien gas oil. El Contratista podrá proponer otro combustible alternativo de arranque.


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7.5.8. Esquema de funcionamiento y consumos de la Central Térmica a licitar de 240 Mw

Figura 7.5.8.1 Balance Energético de la Central Térmica Proyectada

1 Kwh 860 Kcal

Pcal.Carbón tal cual 3800 Kcal/KgRendimiento USINA 37%

Días de funcionamiento 253 díasEnergía a suministrar 240 Mwh

Horas de funcionamiento 7600 HorasTon.de Carbón Tal Cual requerido 1.115.676 Toneladas


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7.6. Producción Bruta y Neta de Carbón Mineral de las Minas de Río Turbio a partir del Año 2007 y posibles hasta el año 2025 7.6.1. Producción actual La producción actual de la Mina Río Turbio no ha alcanzado los niveles de acuerdo al grado de desarrollo de la misma y al grado de tecnificación que posee. Quizás las causas deban buscarse, en este periodo de transición, en la desorganización y desmantelamiento de los cuadros de conducción y supervisión, como así también en el éxodo de personal con experiencia, que se produjera después del periodo de concesión al cual estuvo sometida. Este período que fue pensado para potenciar el accionar técnico económico de la empresa, término envuelto en una acción de desmantelamiento de la estructura productiva, en la desmoralización del personal y en la pérdida de la experiencia que acreditaba a través de muchos años de trabajo. Sin dudas que recuperar la situación anterior llevara algún tiempo, el mismo que ahora se esta transitando a través de las múltiples inversiones que se realizan en el requisamiento de las instalaciones y los sistemas de producción, para dotarlos de tecnologías nuevas y modernas que le permitan encarar un plan de producción en condiciones eficientes y seguras. Por otra parte el ingreso de personal joven y sin experiencia, necesariamente requerirá de tiempos de capacitación y conocimiento de la idiosincrasia del pensamiento y accionar minero. 7.6.2. Programa de Producción de Carbón Oficial 2007 - 2010 - 1º Etapa Se muestra en la Tabla 7.6.2.1 siguiente un resumen del Plan de Producción previsto para el periodo 2007 – 2010, si bien este plan esta desarrollado para el periodo 2006 – 2010, nosotros mostraremos solamente el periodo indicado. Como podrá observarse los niveles de producción planificados podríamos considerarlos bajos y muy conservadores, si con ello se trata de alcanzar los objetivos que subsanen los inconvenientes marcados en el punto anterior. En este Plan de Desarrollo también se ha considerado la incorporación de al menos 2 equipos de Frentes Largos completos – para producción – que sumado al los ya existentes se podrá completar un parque de al menos 3 equipos completos y en condiciones de operación confiable. También se contempla la incorporación de equipos nuevos para la construcción de galerías principales y secundarias.


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Tabla 7.6.2.1 Desarrollo de la Producción de Carbón: 2007-2010

Primera Etapa (Miles de Toneladas)

7.6.3. Producción Posible 2007-2025 En este punto, se ha analizado las posibilidades de producción de la Mina Río Turbio considerando la cantidad de reservas liberadas a la producción y la infraestructura actual, proponiendo un Plan de Producción de crecimiento continuo y sostenido en el tiempo, hasta alcanzar lo que creemos es un nivel de producción acorde a la infraestructura actual. Más allá de ello, deberíamos pensar, para un crecimiento mayor de la producción, en la planificación de nuevas minas y también en la explotación de reservas a cielo abierto de fácil e inmediato acceso en la zona de Primavera – Cancha Carrera del área de cubicación del yacimiento. Programa de Producción

Tabla 7.6.3.1 Programa de producción de Carbón: 2007-2025



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7.6.4. Medidas a adoptar para la obtención de los niveles de producción programados 7.6.4.1. Resumen histórico del funcionamiento del yacimiento Río Turbio Vista la evolución histórica de la Producción de Carbón en Argentina, se hace difícil imaginar como podríamos lograr los niveles de producción propuestos. En principio diríamos que debemos estar convencidos de las potencialidades de nuestros yacimientos y la capacidad del carbón para integrar la ecuación energética del país. A lo largo de su historia la actividad carbonífera en el país, que nació como una necesidad ante la crisis energética de la década del 1940, rápidamente se transformó en un medio de justificar la presencia Argentina en el extremo sur de la parte continental del territorio. Desaparecida la necesidad primaria y con el advenimiento de la explotación de las reservas de petróleo y gas, que fueron cubriendo paulatinamente las necesidades de Argentina en cuanto a generación de energía, el interés por el carbón desapareció. Es por ello que la variación de los niveles de producción mostrados, que ya no dependían de una planificación nacional de necesidades, obedecían a la voluntad política del momento de fomentar la producción de carbón prácticamente sin ningún fin específico, obligando a las Centrales Térmicas del Litoral Argentino, CT San Nicolás, CT Costanera de SEGBA, a quemar carbón de Río Turbio durante el periodo invernal, cuando el requerimiento de gas no alcanzaba a ser cubierto y las CT debían reducir sus consumos de combustibles líquidos o gaseosos. Pero este hecho, con toda lógica, no caía “simpático” a los usineros, por que no significa lo mismo operar quemando carbón que abrir una simple llave de paso para el suministro de gas o petróleo o sus derivados. Toda vez que se intentó establecer un ritmo de producción sostenido y de crecimiento se ha debido, necesariamente, bajarlo dada la acumulación de carbón en las playas de Río Gallegos y Río Turbio, sin posibilidades de evacuar las mismas hacia los centros de consumo. Al mismo tiempo se producía el consiguiente gasto de remoción de las mismas para evitar el sobrecalentamiento y autocombustión. A los efectos de subsanar este inconveniente y dar continuidad a la producción de Río Turbio, en la Planificación de la construcción de la CT “Luis Piedra Buena” de Bahía Blanca se consideró, en el llamado a licitación, la provisión de equipamiento para el quemado de carbón de Río Turbio. Adjudicada la licitación y en etapa de montaje se proveen las calderas con hogares e inyectores aptos para quemar carbón, como así también derivados del petróleo y gas. Pero no se proveen las instalaciones de manejo de carbones en playa y muelle y tampoco las de evacuación de cenizas. De esta manera el proyecto, a pesar de la inversión realizada, queda trunco y el carbón sin mercado nacional. Para esta CT estaba prevista la alimentación permanente con carbón de Río Turbio, sin embargo jamás pudo quemar un gramo de carbón. Quizás la cercanía del muelle cerealero, las presiones de grupos ecologistas y la tecnología provista, atentaron contra la utilización de carbón en la CT y Río Turbio se quedo sin mercado interno nuevamente. Posteriormente, en la década del 1990, donde se privatizaron las empresas estatales, a YCF se la dio en concesión. Un concesionario privado se hizo cargo de la empresa mediante un contrato a diez años para la operación minera de explotación – depuración y transporte para el abastecimiento


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de 370.000 ton/año a la CT San Nicolás a precios subvencionados. Además poseía un contrato de concesión que incluía un subsidio anual preferentemente, para el pago de personal. El resultado de esta operación no fue satisfactoria, habiéndose solicitado al concesionario que en ese periodo debía poner la empresa en condiciones de operación técnica y económicamente rentable. Antes de la finalización del contrato y debido a infinidad de conflictos administrativos y con el personal se debió tomar la decisión de revocar el contrato de concesión por parte del Estado Nacional, volviendo la empresa a la órbita del estado. Ahora surge nuevamente la posibilidad de nuestro carbón, ayudado por la falta de energía en el país, la crisis mundial del petróleo, los altos precios de petróleo y gas, y lo mas importante la decisión del gobierno nacional de construir una CT – 240 MW – capaz de consumir la producción histórica del yacimiento y en su propia boca mina. Esta CT, en proceso de licitación, ha sido solicitada con equipamiento de uso de tecnologías limpias para la quema del carbón y creemos que ayudará a combatir el principal problema de la combustión del carbón en el mundo como es la afectación al medio ambiente. 7.6.4.2. Medidas a Adoptar Para el cumplimiento del Plan de Producción propuesto se deberán adoptar una serie de pautas, que harán posible el sostenimiento del mismo en el tiempo en condiciones técnicas económicas conveniente y en condiciones seguras de operación. Se deberán revertir una serie de condiciones que las situaciones pasadas han instalado como una normal y aceptada condición de operación dentro del plantel de conducción, supervisión y operación del yacimiento. La actual situación de la empresa en su periodo de reformulación por parte del estado debe servir para planificar y construir una empresa técnica y económicamente adaptada a los requerimientos de funcionamiento adecuado cualquier debe ser cualquier empresa que se precie de tal. Para ello, se ha pensado en los siguientes puntos a desarrollar, a los efectos de lograr el objetivo: • Mantener las condiciones actuales hasta el año 2010. • Diseñar y programar el futuro de la empresa para su funcionamiento a partir del año

2011. 7.6.4.2.1. Condiciones actuales La empresa se encuentra en un periodo de reformulación empresaria bajo la figura de una intervención estatal, se están realizando inversiones y gastos a los efectos de emprender un plan de producción ya delineado y establecido. Durante este periodo se deberían realizar las siguientes tareas: • Cumplimiento del plan de producción y desarrollo principal y secundario programado.


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• Incorporación de personal profesional, técnico y operarios, para completar la plantilla base del organigrama.

• Programación de un Plan de Capacitación del Personal en todos sus niveles. • Estudio analítico de los tiempos netos productivos y propuesta de implementación del

régimen laboral con tendencia a duplicar los tiempos netos productivos por turno, diarios y semanales.

• Análisis y diseño de nuevas dimensiones en los frentes largos a los efectos de disminuir la incidencia de la preparación principal y secundaria y los tiempos de montajes y desmontajes de equipos de frentes largos y avance de galerías y sistemas de evacuación sobre la liberación de toneladas de carbón para la producción.

• Construcción de la CT de 240 MW, planificada y en proceso de licitación. Esto como punto de partida y compromiso al abastecimiento de la misma. La acción incentivará a la población y al personal involucrado y eliminará las penurias que este yacimiento ha sufrido para su subsistencia.

7.6.4.2.2. Tareas a futuro durante el Plan de Ordenamiento Empresario. 2007-2010 • Desarrollo del Plan Empresario

√ Análisis y estudio de las reservas disponibles y planificación del plan de exploración para la incorporación de reservas extraíbles.

√ Estudio y diseño de programas de desarrollo minero. √ Diseño del plan de producción de acuerdo a las necesidades y las posibilidades

de crecimiento en el tiempo. √ Determinación de las posibilidades de generación de energía eléctrica en boca

mina y las posibilidades de alimentación con carbón a CT en otros lugares. √ Necesidades de producción de carbón en bruto y depurados. √ Capacidad y necesidades de transporte de carbón bruto o depurado hacia

muelle de Río Gallegos. √ Capacidad y necesidades de carga y evacuación en muelle de Río Gallegos. √ Determinación del organigrama de funcionamiento. √ Plan de capacitación de personal. √ Programa del plan de inversiones y gastos.

LISTA DE ANEXOS - Anexo 1: Algunos elementos básicos de la Industria del Carbón Mineral. - Anexo 2: Situación mundial de la Industria del Carbón


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Anexo 1: Algunos elementos básicos de la industria del Carbón Mineral 1. Contenido: - Origen del carbón - Tipificación de carbones. - Clasificación - Propiedades Básicas - Yacimientos de Carbón - Clasificación de los Yacimientos 2. Origen del carbón La mayor parte del carbón se ha formado a partir de restos vegetales ricos en celulosa y lignina. Estos restos se acumularon en depresiones del relieve, dentro del continente ó a la orilla del mar, impregnados o cubiertos por agua que frenó la descomposición bacteriana. Las acumulaciones interiores generalmente en lagunas formaron los depósitos denominados límnicos, mientras que las acumulaciones costeras, en charcas, albuferas formaron los yacimientos denominados parálicos, que típicamente encajan y alternan con sedimentos marinos. El estadio inicial de transformación de la materia vegetal lo constituye la turba. En ésta ya han desaparecido los azúcares y proteínas, conservándose bastante celulosa y casi toda la lignina. Forma una masa esponjosa en la que se puede reconocer perfectamente bien las estructuras vegetales, acusando un alto contenido de agua o humedad que puede llegar a un 90%. Estos depósitos se hallan a ras del suelo, pero con el correr del tiempo, los mismos a veces son cubiertos con espesas capas de sedimentos que pueden alcanzar centenares de metros de espesor, produciendo fuerte presión (P), aumento de temperatura (T), en razón de que la temperatura de la tierra aumenta 1 º cada 33 metros de profundidad (gradiente geotérmica). Como consecuencia, con el correr del tiempo se produce una deshidratación, desaparece por descomposición de la celulosa y la lignina y se transforma en ácido húmico y derivados. La materia de origen vegetal aparece compactada, adquiriendo un color pardo negruzco. Este combustible es el lignito. Posteriormente por efectos sumados de presión, temperatura y tiempo, la sustancia lignítica va sufriendo un cambio profundo. A la presión vertical del peso muerto de los terrenos se suelen sumar presiones horizontales (tectónicas), que pliegan y fracturan dichos terrenos. Consecuentemente en la masa orgánica produce una concentración del carbono (C), y una pérdida equivalente de oxigeno (O). Este proceso es el que va generando los carbones bituminosos o hullas, representando el carbón sub-bituminosos la transición entre el lignito y los carbones bituminosos.


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La última etapa de transformación corresponde a la antracita en la que no sólo se ha incrementado el contenido de carbono (C), sino también la consistencia de las estructuras aromáticas por la generación de uniones de valencia entre los átomos del elemento mencionado anteriormente. Este largo proceso de transformación de la primitiva materia vegetal puede insumir unos 300 millones de años, pero eventualmente este proceso puede continuar, rematando en el grafito, que es una sustancia netamente cristalina con 100% de carbono (C), alojados en terrenos muy antiguos, (precámbricos) que por lo menos suele duplicar en edad el tiempo indicado. Los carbonos mencionados se denominan húmicos o bandeados, que constituyen la casi totalidad de los carbones comerciales. 3. Tipificación de Carbones 3.1. Mineralogía del carbón El carbón no es una masa homogénea sino que presenta variaciones por la existencia de los distintos minerales que la componen, según J. Stopes los divide en:

• Vitrita • Fusita • Clarita • Durita

Vitrita Carbón brillante, vítreo, de aspecto espejo, color negro azabache, alterna en bandas con otros tipos, marcada fractura concoidea, es quebradiza y limpia al tacto. Fusita Semejante al carbón vegetal común, es friable y altamente poroso, en algunos casos los poros están rellenos con otros minerales, a simple vista se la puede ver formando cuñas irregulares, que yacen sobre los planos de estratificación con ángulos diversos. Clarita Es bandeada y ha diferencia de la vitrita es laminada con fractura uniforme, con brillo lustroso sedoso que surge de las laminaciones. Durita Color negro caracterizado por la falta de brillo, aspecto terroso, se presenta en bandas sólidas y textura cerrada, carece por lo general de estratificación. 3.2. Química del carbón El carbón esta compuesto principalmente por carbono, hidrógeno, oxígeno. El nitrógeno es un componente menor igual que el azufre y la cantidad de residuo mineral (cenizas) es variable. La variación de los componentes principales determina las características del carbón.


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C% H% N% O%

Madera 50 6,2 0,92 43

Turba 55 6,3 1,72 37

Lignito 73 5,2 1,31 21

Esq.bituminosos 84 5,6 1,52 9

Antracita 94 2,8 0,97 3 4. Clasificación de carbones Las variaciones en la edad y en la historia geológica del carbón ocasionan variaciones en el rango. La clasificación general y básica del carbón es por rango o categoría, desde turba y lignitos en el extremo inferior de la escala, pasando por los carbones bituminosos hasta llegar a la antracita en el extremo superior. Por lo general, cuanto más alto sea el rango del carbón, mayor será su edad, contenido de carbono y poder calorífico, de igual modo, más bajo será su contenido de hidrógeno y materias volátiles. Los distintos sistemas de clasificación de carbón se basan en distintas propiedades, que en esencia buscan determinar el poder calorífico del carbón. De esta forma es posible construir un rango de clasificación que permite identificar la génesis, edad, tipo de biomasa originaria, condiciones bioquímicas y fisicoquímicas que caracterizan el desarrollo del carbón. (Ver Origen del Carbón) 4.1. Normas ASTM Las normas ASTM fijan un estándar en la clasificación de carbones. Esta norma define como carbones de bajo rango aquellos cuyo poder calorífico bruto, base húmeda sea menor a 6.390 Kcal/Kg., en este rango están los carbones denominados sub bituminosos y los lignitos. En los carbones de alto rango, con un poder calorífico mayor a 6.390 Kcal/Kg., se incluyen los carbones bituminosos y antracíticos.


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4.2. Carbones Térmicos y Metalúrgicos Los consumidores de carbón exigen distintas características al mineral, según las formas y tecnologías de uso. La distinción más importante se hace entre carbón térmico y metalúrgico. El primero se utiliza en la producción de calor, básicamente en hornos, generación de vapor, y otros sistemas térmicos. El carbón metalúrgico, se utiliza en el área siderúrgica para la producción de coque (combustible sólido obtenido de la destilación de la hulla que se fabrica a partir de carbones coquizables, los cuales tienen ciertas propiedades físicas que permiten su ablandamiento, licuefacción y resolidificación). Esto hace que ambos tipos se carbón se comercialicen en mercados diferentes. En el mercado de los productos energéticos, el carbón térmico debe competir con sustitutos, tales como el petróleo, la leña, la electricidad, el gas natural y otros. Sus características físicas son relevantes sólo en la medida que ellas puedan afectar la combustión en los quemadores. Por esta razón, más que referirse a un carbón de “buena” o “mala” calidad, lo que cabe es considerar su aptitud para ser usado en un determinado sistema térmico y, obviamente, sus costos y eficiencia de uso. A diferencia del carbón térmico, en que importa principalmente el contenido energético, en el carbón metalúrgico se destaca fundamentalmente su propiedad coquizable, interesando en mucho mayor grado sus propiedades físicas y los elementos químicos que lo integran. Los carbones coquizables deben tener bajos contenidos de azufre y fósforo, y al ser relativamente escasos, generalmente son más caros que los carbones térmicos.


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5. Propiedades básicas El carbón tiene grandes variaciones en sus propiedades físicas, las cuales influyen en la facilidad de su manejo. En particular, la mayoría de los carbones se hinchan al calentarlos y el grado de hinchamiento se denomina “número de hinchamiento en crisol” o “índice de hinchamiento libre”. Lo importante de ésta característica es que un carbón con un número de hinchamiento superior a 3 ó 4 podría ocasionar problemas con la combustión en rejilla, salvo que el cargador sea de un diseño especial. El número es, por supuesto, de gran importancia para la coquización. El tipo, rango e índice de hinchamiento no definen al carbón cabalmente para el diseño de una central moderna que lo utilice. Algunas propiedades son más importantes que otras, como se indica a continuación: 5.1. Energía Específica La energía específica del carbón también se conoce como poder calorífico o energía térmica. Representa la cantidad de calor que se libera en combustión completa por cada unidad de material quemado. El poder calorífico es una propiedad con grandes variantes entre los carbones, la cual puede influir en forma importante en los requisitos del equipo para manejo y pulverización, así como su almacenamiento. 5.2. Humedad El contenido de humedad de un carbón consta de humedad inherente y libre. La humedad inherente es la humedad combinada y la retenida en los poros del carbón, la cual es una función del rango o categoría del carbón. La humedad libre, o externa, es la existente en la superficie del carbón y en los intersticios entre las partículas y es la contribución hecha por las aguas de la mina o la que se agrega con el lavado, supresión del polvo y la lluvia. Esta última humedad normalmente se elimina en los procesos de desaguado y secado del carbón. El aumento en la humedad del carbón subirá la capacidad y costo del equipo para su manejo, almacenamiento y pulverización. Además, se puede necesitar equipo calefactor adicional para secar el carbón, según sean el grado y período de la desviación de un alto contenido de humedad en relación con la norma. Pueden aumentar las dificultades y costos del manejo del carbón y crecerán los requisitos de potencia. La eficiencia de la caldera bajará alrededor de 0,5% por cada 5% de incremento en el contenido de humedad del carbón. Se puede esperar un aumento en el factor de costo proporcional al incremento en el contenido de humedad. 5.3. Tamaño El tamaño del carbón, la distribución por tamaños y el tamaño máximo, son importantes con respecto a la abrasión y obstrucciones en el sistema de manejo de carbón, para las tendencias de combustión espontánea en las pilas, para los problemas de polvo y para el rendimiento del pulverizador. El tamaño máximo de carbón suministrado a los pulverizadores suele ser entre 19 y 75 mm. Hasta un tamaño máximo de unos 75 mm, no se afecta la capacidad de algunos tipos de pulverizador mientras que otros si muestran su sensitividad en todo momento. Los finos, carbón de un tamaño de 3,35 mm o menos, cuando están mojados, son la causa principal


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de obstrucciones, en particular cuando su contenido excede de 25% a 30% por masa del total de carbón. La distribución del tamaño de partículas o granulometría varía mucho según el tipo de carbón, método de extracción, limpieza del carbón, equipo para trituración y el grado de manejo y manipulación. 5.4. Contenido de Volátiles Este factor afecta la combustibilidad del carbón pulverizado. La finura requerida aumenta conforme se reduce el contenido de volátiles, lo cual da por resultado que se requiera un considerable aumento en la capacidad de los pulverizadores. Los carbones con bajo contenido de volátiles se inflaman con menos facilidad, necesitan más tiempo para la combustión y por lo tanto aumentan el tiempo de permanencia en el hogar y el volumen. 5.5. Triturabilidad La triturabilidad es el factor que afecta principalmente la capacidad del pulverizador y los costos de trituración o molienda. La capacidad del pulverizador no está en relación lineal con la triturabilidad o molienda. 5.6. Abrasividad Al igual que la triturabilidad, la abrasividad se clasifica sobre una base empírica. El cuarzo y las piritas son los más perjudiciales. La abrasividad del carbón afecta en forma principal el desgaste de los pulverizadores y de los tubos para el carbón pulverizado. Por tanto, se deben proveer costosos materiales resistentes a la abrasión, a fin de reducir los costos de mantenimiento y los paros de la central. La abrasividad no se puede relacionar con la triturabilidad. 6. Combustión El carbón se puede quemar con elevada eficiencia, para producir bajas emisiones con poco mantenimiento del hogar, pero su combustión es un proceso complejo. El diseño de los quemadores y equipo asociado requiere considerable experiencia; afortunadamente, hay muchas compañías de prestigio poseedoras de esta experiencia. El proceso básico de combustión incluye la formación de CO2, la formación y combustión subsecuente de CO2 y la combustión de los volátiles. Los detalles todavía no son bien conocidos y, en cualquier caso, dependen del tipo de cargador o alimentador, pero hay puntos importantes como el tiempo de permanencia en el hogar, la temperatura, cantidad y distribución del aire turbulencia del aire; y la distribución del combustible sobre o dentro del lecho o en el hogar. En general, los volúmenes de producción térmica en el hogar son menores que con petróleo o gas, aunque se han aumentado con el trabajo en nuevos diseños. Una ventaja de una menor producción térmica es que en ciertos casos, el tratamiento del agua es ligeramente menos crítico que para una elevada producción de calor.


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7. Yacimientos de carbones El carbón es una masa sedimentaria combustible formada por la acumulación regular de restos vegetales descompuestos y transformados en lugares característicos de génesis y conservación. Un verdadero yacimiento de carbón debe reunir ciertas características esenciales permanentes: 1. La capa de carbón debe tener amplia distribución areal. 2. El espesor y caracteres de yacencia debe ser uniforme sobre áreas extensas. 3. No se advierten fósiles acuáticos en el interior del lecho de carbón. 4. Sin material detrítico en el manto. Además otro aspecto importante que puede consignarse es el espesor promedio general de 1 a 3 m. que suele presentar los mantos de carbón de génesis autóctona y la escasa variación de su calidad mientras no intervengan factores de origen tectónicos o fenómenos derivados de la acción del metamorfismo térmicos por las instrucciones magmáticas. Es sabido que el espesor de los mantos de carbón tal como se observa y se explora en la actualidad, representa solo una parte del que correspondía al total de la materia vegetal acumulada en la cuenca de origen. Ashley, ha conseguido calcular sobre la base del peso específico, humedad y otros elementos. Se admite en principio que un manto de carbón de 1m de espesor corresponde a un yacimiento, formado por 3 m de turba, el cual en su comienzo representaba un hacinamiento de materia vegetal de 20 m de altura. 7.1. Clasificación de los yacimientos de carbón 7.1.1. Según Génesis Según la génesis de los Yacimientos Carboníferos, se han definido como yacimientos: Autóctonos: aquellos en los cuales el carbón procede de la materia vegetal desarrollada en el mismo sitio en que después se trasformará en combustible fósil, este tipo de acumulación también se llama “IN-SITU”. Alóctonos: son aquellos en los cuales, la sustancia vegetal a sufrido un transporte desde su lugar de origen. 7.1.2. Según criterio paleogeográfico Según el criterio Paleogeográfico, hay dos tipos de cuencas carboníferas, las Límnicas y las Parálicas, según la mayor o menor proximidad al océano, con respecto al lugar en que tiende a formarse un depósito de carbón. Límnicas: a las cuencas o yacimientos, que se originan en el interior de las áreas continentales, lejos de los bordes costeros del mar, en cambio los depósitos carboníferos del tipo parálico se forman en zonas litorales en estrecha proximidad a las riberas oceánicas. Esta clasificación se basa en el estudio de las facies y contenido paleontológico.


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Parálicas: presentan una relación de sedimentación cíclica, o sea depósitos carboníferos formados en ambientes costeros sometidos a repetidos movimientos epirogénicos, de ascenso y descenso de área litoral con respecto al nivel de mar, esta asociación rítmica es conocida como Megacíclotema. En otros casos no se han formado en el decurso de movimientos cíclicos, sino que la cuenca se originó en un proceso regular de subsidencia, en el cual el mar transgresivo invade la superficie continental, con amplitud muy grande conformando los yacimientos mesoparálicos, la naturaleza de la depositación está condicionada por una continua y larga subsidencia. Poco numerosos son los yacimientos carboníferos terciarios de naturaleza parálica, un depósito típico es el Yacimiento Río Turbio, conjuntamente con las manifestaciones carbonosas de Palermo Aike y Río Coyle, cerca del borde Atlántico, estas son cuencas parálicas formadas en el gran ambiente de fase marino continentales del Neocretácico-Eógeno, de la Patagonia meridional. En la cuenca parálica de Río Turbio, la alternancia litológica de la sucesión carbonífera, revela una evidente reiteración del proceso de invasión marina sobre las amplias zonas costeras, no existe un ordenamiento sedimentario del tipo cíclico estricto (Megaciclotema), siendo la secuencia rítmica simplemente alternante con sedimentos marinos y continentales. Las transgresiones marinas han sido desde el Senonense al Olígoceno algo más prolongadas que las facies sedementarias de origen terrestre, en las cuales los complejos carboníferos resultaron acumulados en un estado de subsidencia, como para dar lugar a la génesis autóctona de varios mantos de carbón. Podemos concluir que el carácter parálico de la cuenca carbonífera de Río Turbio estuvo condicionado por movimientos tectónicos basculares repetidos que permitieron la formación del yacimiento.


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Anexo 2: Situación Mundial de la Industria del Carbón 1. Contenido - El Mercado Mundial de carbón - El Sector Energético Mundial - Producción de Carbón en el Mundo - Consumo de Carbón en el Mundo - Composición de la Demanda de Energía en el Mundo - Comercialización del Carbón Mineral - Proyecciones 2. Mercado mundial del Carbón De todos los combustibles fósiles, el carbón es por mucho el más abundante en el mundo. Se ha estimado que a fines del año 2010 existirá más de 1 billón (1x1012) de toneladas en reservas totales accesibles de forma económica, y mediante las tecnologías de explotación actualmente disponibles. De estas reservas aproximadamente la mitad corresponden a carbón de alto rango o carbón duro. No solamente existen grandes reservas, sino que también están geográficamente esparcidas en más de 100 países en todos los continentes. La abundancia de las reservas constituye una disponibilidad de suministro durante mucho tiempo. A los niveles de producción actual, las reservas de carbón son suficientes para los próximos 200 años. La cifra anterior considera los recursos carboníferos que pueden probarse durante las exploraciones en curso, aquellos recursos que se vuelvan accesibles a medida que se hagan mejoras en las tecnologías de explotación; o se vuelvan comerciales por el incremento en el uso de carbones de bajo rango, cuya utilización no es actualmente rentable. Adicionalmente, se continúan haciendo avances significativos para mejorar la utilización eficiente del carbón, de tal manera que pueda obtenerse más energía útil de cada tonelada de carbón. Las relaciones actuales de reservas de carbón son aproximadamente 4 veces las reservas de petróleo. La disponibilidad de reservas abundantes y fácilmente accesibles también significa disponibilidad de energía estable para países tanto importadores como productores. La siguiente Figura 2.1 muestra la distribución mundial de las reservas de carbón duro. Nótese que aún cuando existen países con grandes reservas, éstas se encuentras dispersas en toda la geografía.


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Figura 2.1 Distribución Mundial de las Reservas de Carbón

3. El Sector Energético mundial La demanda de energía está estrechamente relacionada con el crecimiento económico y los estándares de vida. Actualmente la demanda mundial de energía está incrementándose a una tasa promedio de 2%. Se anticipa que este incremento ha de continuar, y por tanto, el consumo de energía será el doble de 1995 en el 2030 y el triple en el 2050. Cobran fuerza, en este escenario, fuentes energéticas tales como la biomasa (12%) y la energía nuclear (20%). La participación del carbón se proyecta cercana al 40% para el año 2100, donde el petróleo prácticamente habrá desaparecido como fuente energética.

Figura 3.1 Proyección de la producción Mundial de Energía: al 2100


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Los suministros adecuados de energía serán esenciales para que las naciones del mundo mantengan su expansión industrial y económica. En el mundo en desarrollo, la primera señal de mejoramiento de los estándares de vida es la disponibilidad de electricidad. Inicialmente, ésta puede utilizarse solamente para proveer luz, pero es inmediatamente requerida para encender artefactos electrodomésticos de todo tipo para uso residencial e industrial. Las economías de los países en desarrollo, con su desarrollo industrial y el aumento en los estándares de vida, están consumiendo electricidad, a una tasa que aumenta rápidamente. En Indonesia, por ejemplo, la generación de energía se ha duplicado cada 5 años en los últimos 25 años y se espera que siga creciendo como mínimo a este ritmo. En la generación mundial de energía primaria por tipo de combustible, el carbón representa un 39%.

Figura 3.2

Generación Mundial de Energía por tipo de Combustible

GENERACIÓN DE ENERGÍA POR TIPO DE COMBUSTIBLE

GAS19%

ENERGÍA NUCLEAR

17%

ENERGÍA HIDRÁULICA

16%

PETRÓLEO7% OTROS

2%

CARBÓN39%

4. Producción de carbón en el mundo Se producen más de 4.030 Millones de toneladas de carbón en la actualidad, con un incremento del 38% en los últimos 20 años. La producción de carbón ha crecido más rápidamente en Asia, mientras que en Europa se ha producido un descenso. Los países con mayor producción no están confinados a una única región. Los cinco principales productores son China, EEUU, India, Australia y Sudáfrica. La mayoría de la producción mundial de carbón se utiliza en el país donde se produce; sólo un 18% de la producción de carbón se dedica al comercio internacional de carbón. Se espera que la producción global de carbón alcance los 7.000 millones de toneladas en 2030, representando China la mitad del crecimiento durante ese período.


629

La producción de carbón térmico se prevé que alcance los 5.200 millones de toneladas, la de Carbón de Coque los 624 millones de toneladas, y el Carbón Bituminoso los 1.200 millones de toneladas.

Figura 4.1 Productores más importantes de Carbón en el Mundo

0200400600800

1000120014001600

MIL

LON

ES

DE

T

ON

ELA

DA

S

ChinaEE

UUIndia

Australia

Sudáfric

aRusia

Polonia

Kazajstá

n

Ucrania

PRODUCTORES MÁS IMPORTANTES DE CARBÓN

5. Consumo de carbón en el mundo El carbón juega un papel vital en la generación de electricidad y se espera que este papel siga siendo el mismo. El carbón sirve de combustible para generar el 39% de la electricidad producida en el mundo y esta proporción será prácticamente la misma durante los próximos 30 años. Se prevé que el consumo de carbón térmico crezca un 1,5% cada año durante el periodo 2002-2030. El lignito, utilizado también para generar electricidad, crecerá a un ritmo de un 1% anual. La demanda de Carbón de Coque para la producción de hierro y acero aumentará un 0,9% anual durante este periodo.


630

Figura 5.1 Principales Consumidores de Carbón en el Mundo

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

MIL

LO

NE

S D

E T

ON

ELA

DA

S

China

EEUUInd

ia

Sudáf

rica

Japó

nRus

ia

Poñon

ia

Rep.d

e Cor

ea

Aleman

ia

Austra

lia

GRANDES CONSUMIDORES DEL MUNDO

El mayor mercado para el carbón es Asia, que actualmente representa el 54% del consumo mundial de carbón, aunque es China la principal responsable de ello. Muchos países no cuentan con recursos energéticos naturales suficientes para cubrir sus necesidades energéticas, por lo que deben importar energía. Japón, China Taipei y Corea, por ejemplo, importan cantidades significativas de carbón térmico para la generación de electricidad y Carbón de Coque para la producción de acero. No es sólo la falta de carbón autóctono lo que lleva a los países a importar carbón, sino también la importancia de obtener tipos específicos de carbón. Los principales productores de carbón, como China, EEUU e India, por ejemplo, también importan grandes cantidades de carbón por razones de calidad y logística. El carbón seguirá teniendo un papel fundamental en el conjunto energético del planeta, ya que se prevé que la demanda en algunas regiones crezca rápidamente. El crecimiento de los mercados del Carbón Térmico y de Coque será mayor en los países asiáticos en vías de desarrollo, en los que la demanda de electricidad y de acero para la construcción, fabricación de coches y electrodomésticos aumentará al tiempo que aumentan sus ingresos. 6. Composición de la Demanda de Energía en el mundo El carbón como fuente energética satisface mercados muy diversos: generación eléctrica, fabricación de acero, fabricación de cemento, y variados procesos industriales de calentamiento. En los países en desarrollo, su uso doméstico para calefacción y cocción es también significativo. No obstante, el principal uso del carbón lo constituye la generación de energía eléctrica. Actualmente, más de la mitad de la producción mundial de carbón suministra el 39% de la electricidad mundial.


631

Figura 6.1 Generación de Electricidad en el Mundo por Energético

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Carbón Gas

Energ

ía Nuc

lear

Energ

ía Hidr

oeléc

trica

Petróle

oOtro

s

GENERACION DE ENERGÍA EN EL MUNDO

Se estima que para atender la demanda mundial de electricidad en los próximos 25 años, es necesario un aumento escalonado de 1000 MW cada semana, equivalente a la construcción semanal de una planta nueva del mayor tamaño unitario hasta ahora construido en el mundo. Casi un 40% de esta nueva capacidad será basada en carbón. 7. Comercialización de carbones minerales Las importaciones de carbón para los próximos 20 años muestran un atractivo crecimiento, principalmente en los primeros 10 años, donde se estima un crecimiento promedio del 22,1%. En la composición de estas importaciones, el carbón térmico asume un rol protagónico, aumentando a 454,7 Millones de toneladas (31,6%) y 486,4 Millones de toneladas (7%) para las próximas 2 décadas (Fuente: U.S. Department of Energy International Outlook 2000). Si se diera el evento de una interrupción en el suministro de carbón de una región del mundo, el incremento de suministro en otras regiones, garantiza a los generadores de energía. Casi el 40% de la electricidad del mundo dependen del carbón. El carbón se comercializa en todo el mundo, transportándolo por mar hasta sus mercados de destino. Durante los últimos veinte años, el comercio marítimo de carbón térmico ha aumentado un 8% cada año, mientras que el comercio marítimo de Carbón de Coque ha aumentado un 2% anualmente. El comercio internacional total alcanzó los 718 Millones de toneladas en el 2003; aunque se trata de una cantidad significativa, sólo representa el 18% del carbón total consumido. Los costes del transporte representan una gran parte del precio total del carbón, por lo que el comercio internacional del carbón térmico se divide en dos grandes zonas: el Atlántico y el Pacífico. El mercado atlántico se compone de los países importadores de Europa Occidental, especialmente Reino Unido, Alemania y España.


632

El mercado del Pacífico incluye a los importadores de países en desarrollo y países asiáticos de la OECD, principalmente Japón, Corea y China Taipei. El mercado del Pacífico representa actualmente el 60% del tráfico mundial de carbón térmico. 8. Proyecciones Los pronósticos más recientes sugieren que la población del mundo crecerá de 6350 millones a más de 8.000 millones en el año 2020. Alrededor del 90% de ese crecimiento ocurrirá en los países en desarrollo. Aproximadamente el 75% de la población del mundo que vive en países en desarrollo y en los recientemente industrializados, consumieron solamente el 33% del total de la energía global consumida. Para el año 2020 se calcula que cerca del 85% de la población mundial vivirá en estos países y será responsable de aproximadamente el 55% del consumo total de energía. En las dos últimas décadas la demanda de energía en Asia se incrementó en aproximadamente 4,5% por año, en comparación con el 1% experimentado por EEUU y Europa. El aumento del consumo de carbón en Asia ha sido aún más rápido, casi del 5,5% anualmente en los últimos 10 años. La continua importancia del carbón para impulsar el crecimiento económico es resaltada por el hecho de que la participación del carbón en la generación de electricidad en Asia creció del 26% en 1980 al 42% en 1992 y se proyecta que crezca un 54% en el año 2010. Se estima que la capacidad de generar electricidad con carbón en Asia se multiplique por más de 3 entre los años 1992 y 2010, lo que equivale a una tasa de crecimiento superior a 20.000 MW por año durante este período. Este crecimiento podría estar limitado por la disponibilidad de capital suficiente para financiar la construcción de las plantas generadoras de energía y las líneas de transmisión y distribución requeridas, las cuales son sumamente costosas. Es ampliamente reconocido que la disponibilidad de electricidad es un elemento básico para una mejora de la calidad de vida. Para que ocurra un desarrollo sostenido, la transferencia de tecnología es vital para facilitar el manejo eficiente de los recursos y para asegurar el acceso a las tecnologías de carbón limpio de que se dispone ahora para la protección ambiental. Como resultado del mejoramiento continuo en las tecnologías de carbón limpio, el carbón se utilizará cada vez más eficientemente. Estas tecnologías permitirán también que las plantas que generan energía con carbón cumplan con las regulaciones ambientales a nivel mundial. El carbón puede quemarse y, se está quemando, limpiamente. La diversidad y abundancia de las reservas de carbón a nivel mundial, significan que el carbón puede afrontar el desafío estratégico de contar con energía segura. Se pronostica que una vez que las reservas económicas de petróleo y gas se hayan agotado, habrá todavía muchas reservas de carbón ampliamente disponibles para satisfacer las necesidades de energía del mundo. El carbón puede también atender el desafío económico de producir energía para las industrias y hogares a un costo razonable y con la debida atención al medio ambiente. No existe en el futuro previsible ninguna alternativa práctica, distinta al carbón, que permita generar la electricidad adicional que requiere la mayor parte de los países en desarrollo, para su crecimiento económico y para mejorar sus estándares de vida.


633

Los consumidores de carbón, aunque dependan independientemente de suministros domésticos o importados, pueden confiar en su seguridad. Esta seguridad significa que la generación de electricidad para uso industrial o doméstico puede ser garantizada, a precios estables y competitivos, en comparación con otros combustibles fósiles.

Figura 8.1 Proyección de la Generación de Electricidad al 2030

0%5%

10%15%20%25%30%35%40%

Carbó

n

GasEne

rgía N

uclea

r

Energí

a Hidr

oeléc

trica

Petról

eo

Otros

PROYECCIÓN DE LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD AL 2030

PROYECCIÓN DEL ABASTECIMIENTO DE PETRÓLEO, GAS NATURAL Y CARBÓN MINERAL 1. Aspectos metodológicos e hipótesis de trabajo �

En base a las proyecciones de Demanda Final, Demanda Intermedia (según estimaciones realizadas por la Secretaría de Energía95 a partir de la aplicación del LEAP para centros de transformación tales como: centrales eléctricas, refinerías, centros de gas, entre otros) y Consumos Propios, se deducen los valores de Oferta que debe satisfacer los conceptos anteriores. Para deducir las Producciones de Petróleo, Gas Natural y Carbón Mineral se deben sumar las Exportaciones y restar las Importaciones a la Oferta calculada como se mencionó en el párrafo anterior. Los valores de las Exportaciones e Importaciones surgen de las políticas fijadas para el Comercio Exterior para cada Escenario. Determinadas las correspondientes Producciones se las compara con las Reservas Comprobadas, Probables, Posibles y Especulativas para los casos del Petróleo y el Gas Natural. Para el Carbón Mineral se comparan los valores deducidos de la Producción con las Reservas Medidas, Indicadas, Inferidas y Potenciales.

95 SEE, “Prospectiva de la Oferta Energética de la República Argentina”, Período 2004 – 2025. Informe Interno.


634

Cabe destacar que para que comiencen a producir las Reservas Probables, Posibles y Especulativas, para los casos del Petróleo y del Gas Natural, y las Indicadas, Inferidas y Potenciales para el caso del Carbón Mineral, es necesario el transcurso de un período de maduración para convertirlas en Comprobadas o Medidas, lo cual impide su ingreso a la producción desde el año 2007. Actualmente sólo puede producirse de las Reservas Comprobadas o de las Medidas. Por lo tanto, el primer paso es deducir, para el Petróleo y el Gas natural, la declinación con el tiempo de la Producción obtenible de las Reservas Comprobadas al año 2006. La diferencia con las Producciones requeridas para satisfacer la Demanda y las obtenibles de las Reservas Comprobadas al año 2006, indicará las producciones que deben provenir de las Reservas Probables, Posibles y Especulativas. Para el Petróleo y Gas Natural se ha supuesto que a partir del año 2007 podrían también estar disponibles, además de las Comprobadas, el 50% de las Probables y que el otro 50% de las Probables pudiera aportar a partir del 2010 o 2012, según los Escenarios. Asimismo se supuso que las Posibles estuvieran disponibles a partir del 2013 y las Especulativas desde 2016. Adicionalmente se han supuesto perfiles de producción, en cada categoría de Reservas, compatibles con una lógica explotación de las mismas. Por su parte, para el Carbón Mineral con las Reservas Medidas se podrían cubrir los requerimientos de Producción con las advertencias que se formularán más adelante. En el estudio se ha partido de los valores de los distintos tipo de Reservas de Petróleo y Gas Natural publicados por la Secretaría de Energía para el año 2006. Para el Carbón Mineral se han usado los valores provenientes del documento que expertos en minería del Carbón Mineral elaboraran para este estudio, durante el año 2007. Para el Petróleo y el Gas Natural se calcularon los Descubrimientos Requeridos de modo que, en el Período 2007-2025, se pudieran satisfacer las Producciones estimadas. Se supone que las Reservas que deben existir al año 2025 equivalgan a 10 años de la producción de dicho año. La expresión utilizada para el cálculo de los Descubrimientos es la siguiente:

DE = RES 2025 – RESCOM 2006 + PROACU 2007-2025 donde: DE: Descubrimientos a realizar entre los años 2007 a 2025 RES 2025: Reservas al año 2025 igual a la Producción al año 2025 por 10 años. RESCOM 2006: Reservas Comprobadas al año 2006 PROACU 2007-20025: Producción Acumulada entre los años 2007 y 2025 Una vez deducidos los Descubrimientos se los compara con los valores de la Reservas Comprobadas, Probables, Posibles y Especulativas para ver si el conjunto de las mismas alcanza para llegar a esos Descubrimientos. A su vez los Descubrimientos Requeridos para el período 2007 – 2025 se comparan con los concretados en Argentina entre los años 1981 y 2005 para establecer si el esfuerzo exploratorio necesario es compatible o no con el realizado históricamente.


635

2. Los Resultados obtenidos y las Advertencias �

2.1. El Petróleo Crudo �

2.1.1. Escenario Tendencial ��

En la Tabla 2.1.1.1 se observa la evolución de la producción de Petróleo, proveniente de Reservas Comprobadas, Probables, Posibles y Especulativas, para el período 2007 a 2025.

Tabla 2.1.1.1 Producción de Petróleo Crudo por Tipo de Reservas: 2007-2025

Escenario Tendencial (Miles de m3)

Reservas Producción de Reservas

Comprobadas

Producción de

Reservas Probables

Producción de

Reservas Posibles

Producción de Reservas

Especulativas

Producción TOTAL R/P

(Miles m3) (Miles m3) (Miles m3) (Miles m3) (Miles m3) (Miles m3) (Miles m3) 2007 373171 38091 0 38091 9,8 2008 335713 37459 0 37459 9,0 2009 372556 37488 0 37488 9,9 2010 334659 35664 2234 37898 8,8 2011 296342 33378 4938 38316 7,7 2012 551359 30630 8115 38745 14,2 2013 511642 27744 8945 3028 39717 12,9 2014 470738 25093 9214 6597 40904 11,5 2015 774256 22247 9497 10334 42079 18,4 2016 730979 20343 9923 12069 943 43277 16,9 2017 686504 18536 10631 13166 2141 44475 15,4 2018 640832 16944 11340 13824 3564 45672 14,0 2019 594058 12787 11482 14263 8123 46655 12,7 2020 546024 11997 11340 15360 9336 48034 11,4 2021 496950 10928 11340 16457 10348 49073 10,1 2022 501130 9060 10660 17554 12838 50113 10,0 2023 511525 8245 9914 16677 16317 51153 10,0 2024 521921 7420 8724 15509 20538 52192 10,0 2025 541364 6678 6979 14424 26055 54136 10,0

Fuente: Elaboración Propia. En la Tabla 2.1.1.2 se incluyen los valores de las distintas categorías de Reservas utilizados en los cálculos.

Tabla 2.1.1.2 Datos de Reservas (al 31/12/2006)

(Miles de m3)

Tipo de Reservas ( miles de m3) Comprobadas (1) 411262 Probables (1) 148664 Posibles (1) 219430 Especulativas (2) 511600

Fuente: (1): Secretaría de Energía. (2): de las cuales 163900 corresponden a la Cuenca Malvinas: USGS-US Geological Survey 2000.


636

En la Tabla 2.1.1.3 se explicita el cálculo para los Descubrimientos.

Tabla 2.1.1.3 Descubrimientos de Petróleo: 2007-2025


CONCEPTO (miles de m3)

Producción Acumulada 2007-2025 835477 Reservas al año 2025 para 10 años de R/P 541363 Reservas Comprobadas al año 2006 411262 Descubrimientos 2007-2025 965579 de Reservas Probables 148664 de Reservas Posibles 219430 de reservas Especulativas 511600 de otras 85885 Promedio anual Descubrimientos 2007-2025 53643 Descubrimientos en el período 1981- 2005 820463 Promedio anual Descubrimientos 1981-2005 34186

Fuente: Elaboración Propia. Las principales conclusiones que surgen del análisis de las Tablas mencionadas son las siguientes: • No resultará fácil alcanzar los valores de producción estimados para los años 2008 a

2012 ya que implicaría que entre el 2008 y 2009 se intensifiquen los esfuerzos para morigerar las tasas de declinación de la producción de las Reservas Comprobadas del año 2006, en especial en la Cuenca Neuquina, cosa que no parece posible, y reactivar las del Golfo San Jorge. Esto es así pese a que se ha supuesto el cese de las exportaciones de crudo en los años 2008 y 2009 y la necesidad de importaciones en el año 2009.

• Para los años 2010 a 2012 se está suponiendo la puesta en producción de las Reservas Probables lo cual implica, en forma urgente, realizar un esfuerzo exploratorio muy superior al observado en los años recientes y que debería prolongarse durante todo el período de proyección. Debe recordarse que desde que se inician las tareas exploratorias hasta que comienza la producción pueden pasar de 3 a 10 años, según la ubicación y conocimiento de las cuencas.

Queda como alternativa eliminar las exportaciones para los años 2010 a 2012, siempre que en el año 2010 ingrese la nueva refinería que mejoraría el rendimiento en la producción de derivados. Todo esto supone a su vez que se cumplan los supuesto de producción e importación de Gas Natural, pues de no ser así aumentarían las demandas de fuel oil, de gas oil y de naftas para abastecer a las Industrias, Usinas y Transporte, lo cual significaría un mayor procesamiento de crudo, parte del cual debería ser importado, o mayor importación de esos derivados.


637

• Respecto de los Descubrimientos necesarios el esfuerzo es muy grande, pues se utilizarían todos los tipos de Reservas, estimados al año 2006, e incluso debería acudirse al aporte de otras totalmente desconocidas actualmente.

Comparativamente en el lapso 2007-2025 deberán incorporarse, anualmente, 1,6 veces más Reservas que durante el período 1981-2005. En consecuencia es muy improbable que este Escenario Tendencial pueda concretarse, tanto en el corto como en el mediano y largo plazo, al menos en lo referente al Petróleo.

2.1.2. Escenario Estructural En la Tabla 2.1.2.1 se observa la evolución de la producción de Petróleo, proveniente de Reservas Comprobadas, Probables, Posibles y Especulativas, para el período 2007 a 2025.

Tabla 2.1.2.1 Producción de Petróleo Crudo por Tipo de Reservas: 2007-2025

Escenario Estructural (Miles de m3)

Reservas


Comprobadas

Producción de

Reservas Probables

Producción de

Reservas Posibles


Especulativas

Producción TOTAL

R/P (Miles m3) (Miles m3) (Miles m3) (Miles m3) (Miles m3) (Miles m3) (Miles m3)

2007 373160 38091 38102 9,8 2008 337093 37459 36068 9,3 2009 448762 37488 36994 12,1 2010 413542 35664 25 35220 11,7 2011 378333 33378 2268 35209 10,7 2012 562588 30630 4944 35175 16,0 2013 526983 27744 6727 1492 35605 14,8 2014 490746 25093 9960 1506 36237 13,5 2015 799292 22247 12636 2237 36836 21,7 2016 761993 20343 12785 4430 0 37299 20,4 2017 724298 18536 12934 6460 0 37695 19,2 2018 686230 16944 13008 8329 0 38068 18,0 2019 646017 12787 12358 13270 0 38260 16,9 2020 607328 11997 11122 15716 0 38689 15,7 2021 568446 10928 9454 18633 0 38881 14,6 2022 528914 9060 7563 22537 0 39051 13,5 2023 489705 8245 6050 25014 0 39209 12,5 2024 450360 7420 4840 27174 0 39345 11,4 2025 410755 6678 3872 29135 0 39605 10,4

Fuente: Elaboración Propia. En la Tabla 2.1.2.2 se incluyen los valores de las distintas categorías de Reservas utilizados en los cálculos.


638


(Miles de m3)

Tipo de Reservas ( miles de m3)

Comprobadas (1) 411262 Probables (1) 148664 Posibles (1) 219430 Especulativas (2) 511600

Fuente: (1): Secretaría de Energía. (2): de las cuales 163900 corresponden a la Cuenca Malvinas: USGS-US Geological Survey 2000. En la Tabla 2.1.2.3 se explicita el cálculo para los Descubrimientos.

Tabla 2.1.2.3 Descubrimientos de Petróleo: 2007-2025


CONCEPTO (miles de m3) Producción Acumulada 2007-2025 711548 Reservas al año 2025 para 10 años de R/P 396045 Reservas Comprobadas al año 2006 411262 Descubrimientos 2007-2025 696331 de Reservas Probables 148664 de Reservas Posibles 219430 de reservas Especulativas (1) 328237 de otras 0 Promedio anual Descubrimientos 2007-2025 38685 Descubrimientos en el período 1981- 2005 820463 Promedio anual Descubrimientos 1981-2005 34186

(1) Sobran 183363. Fuente: Elaboración Propia. Las principales conclusiones que surgen del análisis de las Tablas mencionadas son las siguientes: • No habría problemas para alcanzar los valores de producción estimados para los años

2008 a 2012. Incluso la producción proveniente de las Reservas probables recién comenzaría a tener aportes significativos a partir del año 2011.

• Se podrían generar saldos exportables entre los años 2010 y 2012. • Se supone el ingreso de una nueva refinería en el año 2010. • Como la hipótesis de Comercio Exterior es restrictiva respecto de las exportaciones de

crudo están cesarían a partir del 2008, con saldos marginales exportables entre 2010 y 2012, debido a la instalación de una refinería en el 2010.


639

• Tampoco resultan necesarios aportes de las Reservas Especulativas y solamente una parte de ellas deberían pasar a ser Comprobadas para concretar los Descubrimientos Acumulados Requeridos.

• De todas maneras es necesario intensificar los esfuerzos exploratorios para convertir las

Reservas Probables y Posibles en Comprobadas en los años 2010 y 2013 respectivamente. La concreción de este Escenario supone, a su vez, que se cumplan las hipótesis de producción e importación del correspondiente Escenario Estructural de Gas Natural pues de no ser así aumentarían las demandas de fuel oil, de gas oil y de naftas para abastecer a las Industrias, Usinas y Transporte, lo cual significaría un mayor procesamiento de crudo, con el consiguiente mayor requerimiento de producción, acercando este Escenario al Tendencial y con ello a las advertencias formuladas para dicho Escenario.

• Respecto de los Descubrimientos necesarios el esfuerzo de incorporaciones anuales de

Reservas es muy parecido al verificado en el período histórico 1981-2005, e incluso como se mencionó deberían pasar a la categoría de Comprobadas sólo el 35% de las Reservas Especulativas.

En consecuencia este Escenario podría ser viable, a diferencia del Escenario Tendencial, tanto en el corto como en el mediano y largo plazo, al menos en lo referente al Petróleo.

2.2. El Gas Natural 2.2.1. Escenario Tendencial En la Tabla 2.2.1.1 se observa la evolución de la producción de Gas Natural, proveniente de Reservas Comprobadas, Probables, Posibles y Especulativas, para el período 2007 a 2025.


640

Tabla 2.2.1.1 Producción de Gas Natural por Tipo de Reservas: 2007-2025

Escenario Tendencial (Millones de m3)


Comprobadas

Producción de Reservas Probables


Posibles


Especulativas


(Millones

m3) (Millones m3) (Millones m3) (Millones m3) (Millones m3) (Millones m3) (Años)

2007 394491 51167 3592 54759 7,2 2008 343324 50228 4446 54675 6,3 2009 391772 48846 6805 55651 7,0 2010 332981 46682 9944 56627 5,9 2011 386151 43983 13667 57651 6,7 2012 575839 40649 18038 58687 9,8 2013 512797 37197 17361 5032 59590 8,6 2014 433038 17582 17619 24943 60145 7,2 2015 1080528 12292 18500 29918 60711 17,8 2016 1017731 11112 19381 25171 5325 60988 16,7 2017 955368 10001 19558 23912 7782 61253 15,6 2018 892850 9002 19646 22654 10217 61518 14,5 2019 829927 8103 19650 21395 12876 62024 13,4 2020 759598 27 15720 17620 28886 62253 12,2 2021 693965 0 7860 17116 38156 63133 11,0 2022 640482 0 3144 23157 37747 64048 10,0 2023 649639 0 1258 16210 47496 64964 10,0 2024 659157 0 503 6484 58929 65916 10,0 2025 662892 0 201 5187 60901 66289 10,0

Fuente : Elaboración Propia En la Tabla 2.2.1.2 se incluyen los valores de las distintas categorías de Reservas utilizados en los cálculos.


(Millones de m3)

Tipo de Reservas (millones de m3)


Fuente: (1): Secretaría de Energía. (2): de las cuales 321000 corresponden a la Cuenca Malvinas: USGS-US Geological Survey 2000. En la Tabla 2.2.1.3 se explicita el cálculo para los Descubrimientos.


641

Tabla 2.2.1.3 Descubrimientos de Gas Natural: 2007-2025

Escenario Tendencial (Millones de m3)

CONCEPTO (millones de m3)

Producción Acumulada 2007-2025 1150879 Reservas al año 2025 para 10 años de R/P 662891 Reservas Comprobadas al año 2006 446156 Descubrimientos 2007-2025 1367615 de Reservas Probables 227039 de Reservas Posibles 251709 de reservas Especulativas (1) 718000 de otras 170867 Promedio anual Descubrimientos 2007-2025 75979 Descubrimientos en el período 1981- 2005 566137 Promedio anual Descubrimientos 1981-2005 23589

(1) Adicionalmente 321000 se adjudican a la Cuenca Malvinas Fuente: Elaboración Propia. Las principales conclusiones que surgen del análisis de las Tablas mencionadas son las siguientes: • Resultará muy difícil alcanzar los valores de producción estimados para los años 2007 a

2012 ya que implicaría que entre el 2007 y 2009 se incorpore el 50% de las Reservas Probables a la categoría de Comprobadas y comiencen a producir en el año 2007, aportando el 7% de la producción total de Gas Natural. Para que esto se pudiera cumplir los esfuerzos para morigerar las tasas de declinación de la producción de las Reservas Comprobadas del año 2006, en especial en la Cuenca Neuquina y en la Austral y del Noroeste debería ser muy intensos y esto parece muy difícil. Esto es así pese a que se ha supuesto una drástica disminución en las exportaciones a Chile y en el corto plazo no resulta posible incrementar las importaciones desde Bolivia.

• Esta advertencia llevaría a sustituir el consumo de Gas natural en Usinas, Industrias y

en Transportes, importando para ello Fuel Oil y Gas Oil e incrementando la producción de Naftas., con el correspondiente impacto sobre el Balance en Cuenta Corriente, ya que no es posible producir más petróleo, ni importar petróleo crudo por falta de capacidad de refinación. Es decir que desde el punto de vista del Gas Natura hasta el año 2010 aparece como inviable este Escenario.

• Posteriormente ingresarían importaciones de Bolivia para el Gasoducto del NEA, pero

aún así los requerimientos de Gas Natural serían muy altos y difícilmente se podrían abastecer con producción local. Quedaría entonces recurrir a mayores importaciones, respecto de lo aquí previsto, desde Bolivia, ampliar los Gasoductos del Norte y/o importar GNL.

• La magnitud del esfuerzo de producción de Gas natural está dado por que a partir del

2016 las Reservas Especulativas deberían pasar a ser Comprobadas hasta representar en el año 2025 el 92% de la Producción Total.


642

• Esto implica un enorme esfuerzo exploratorio, y la fortuna correspondiente, para la conversión de las mencionadas Reservas Especulativas y las Posibles en Comprobadas.

• Es que para mantener una duración de 10 años en la vida útil de las Reservas al año

2025, se deberían incorporar en el período 2007-2025, un promedio anual de descubrimientos 3 veces mayor al verificado en el período histórico 1981- 2005.

En consecuencia es muy improbable que este Escenario Tendencial pueda concretarse, tanto en el corto como en el mediano y largo plazo, al menos en lo referente al Gas Natural.

2.2.2. Escenario Estructural En la Tabla 2.2.2.1 se observa la evolución de la producción de Gas Natural, proveniente de Reservas Comprobadas, Probables, Posibles y Especulativas, para el período 2007 a 2025.

Tabla 2.2.2.1 Producción de Gas Natural por Tipo de Reservas: 2007-2025

Escenario Estructural (Millones de m3)


Comprobadas

Producción de

Reservas Probables

Producción de

Reservas Posibles


Especulativas


(Millones m3) (Millones m3) (Millones m3)

(Millones m3) (Millones m3) (Millones

m3) (Años)

2007 394491 51167 2303 53470 7,4 2008 343324 50228 2506 52735 6,5 2009 397338 48846 4468 53314 7,5 2010 341318 46682 7173 53856 6,3 2011 397741 43983 10414 54398 7,3 2012 591188 40649 14279 54928 10,8 2013 532700 37197 15087 2752 55036 9,7 2014 457374 17582 16030 22099 55711 8,2 2015 1109238 12292 16407 27639 56338 19,7 2016 1050839 11112 16973 27688 818 56590 18,6 2017 992934 10001 17915 26429 2449 56795 17,5 2018 934994 9002 18104 25171 4663 56940 16,4 2019 878914 8103 18293 23912 4873 55181 15,9 2020 807682 27 18858 20137 24134 63157 12,8 2021 741748 0 19047 17116 27270 63434 11,7 2022 678041 0 11428 23157 29113 63699 10,6 2023 639518 0 4571 16210 43170 63952 10,0 2024 641928 0 1829 6484 55880 64193 10,0 2025 643253 0 731 5187 58407 64325 10,0

Fuente : Elaboración Propia En la Tabla 2.2.2.2 se incluyen los valores de las distintas categorías de Reservas utilizados en los cálculos.


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(Millones de m3)

Tipo de Reservas (millones de m3)


Fuente: (1): Secretaría de Energía (2): de las cuales 321000 corresponden a la Cuenca Malvinas: USGS-US Geological Survey 2000. En la Tabla 2.2.2.3 se explicita el cálculo para los Descubrimientos.

Tabla 2.2.2.3 Descubrimientos de Gas Natural: 2007-2025

Escenario Estructural (Millones de m3)

CONCEPTO (millones de m^3)

Producción Acumulada 2007-2025 1098049 Reservas al año 2025 para 10 años de R/P 643253 Reservas Comprobadas al año 2006 446156 Descubrimientos 2007-2025 1295146 de Reservas Probables 227039 de Reservas Posibles 251709 de reservas Especulativas (1) 718000 de otras 98398 Promedio anual Descubrimientos 2007-2025 71953 Descubrimientos en el período 1981- 2005 566137 Promedio anual Descubrimientos 1981-2005 23589

(1) Adicionalmente 321000 se adjudican a la Cuenca Malvinas Fuente Elaboración Propia. Las principales conclusiones que surgen del análisis de las Tablas mencionadas son las siguientes: • En este Escenario, con relación al Tendencial, si bien la Producción de Gas Natural

resulta en entre el 2007 y el 2012 un 5% inferior también resultará muy difícil alcanzar esos valores de producción ya que implicaría que entre el 2007 y 2009 se incorpore el 50% de las Reservas Probables a la categoría de Comprobadas y comiencen a producir en el año 2007, aportando el 5% de la producción total de Gas Natural. Para que esto se pudiera cumplir los esfuerzos para morigerar las tasas de declinación de la producción de las Reservas Comprobadas del año 2006, en especial en la Cuenca Neuquina y en la Austral y del Noroeste debería ser también intensos. Esto es así pese a que se ha supuesto una drástica disminución en las exportaciones a Chile y no resulta en el corto plazo posible incrementar las importaciones desde Bolivia.


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• Esta advertencia llevaría a sustituir el consumo de Gas natural en Usinas, Industrias y en Transportes, importando para ello Fuel Oil y Gas Oil e incrementando la producción de Naftas., con el correspondiente impacto sobre el Balance en Cuenta Corriente, ya que si bien resultaría posible aumentar la producción de petróleo respecto de la estimada originalmente en ese Escenario para Petróleo, la falta de capacidad de refinación hasta el año 2010 obligaría a la mencionada importación de derivados. Posteriormente ingresarían importaciones de Bolivia por el Gasoducto del NEA, pero aún así los requerimientos de Gas Natural serían muy altos y difícilmente se podrían abastecer con producción local. Quedaría entonces recurrir a mayores importaciones, respecto de lo aquí previsto, desde Bolivia, ampliar los Gasoductos del Norte y/o importar GNL.

• La magnitud del esfuerzo de producción de Gas natural está dada por que a partir del

2016 las Reservas Especulativas deberían pasar a ser Comprobadas hasta representar en el año 2025 el 90% de la Producción Total.

• Esto implica un enorme esfuerzo exploratorio, y la fortuna correspondiente, para la

conversión de las mencionadas Reservas Especulativas y las Posibles en Comprobadas.

• Es que para mantener una duración de 10 años en la vida útil de las Reservas al año

2025, se deberían incorporar en el período 2007-2025, un promedio anual de descubrimientos, algo inferior a la mencionada para el Escenario Tendencial pero también casi 3 veces mayor al verificado en el período histórico 1981- 2005.

Es decir que si bien las exigencias sobre la Producción de Gas Natural para este Escenario son inferiores a las presentadas para el Escenario Tendencial, ese 5% de diferencia no cambia demasiado las graves advertencias indicadas para la concreción de dicho Escenario. Si se cambiara el Escenario Estructural de Petróleo para adaptarlo al correspondiente de Gas Natural, no se haría más que trasladar del Gas al Petróleo los problemas que en este caso, al menos hasta el año 2010, no podrían ser superados. Conclusión sobre la viabilidad de los Escenarios para Petróleo y Gas natural Se concluye entonces que si las estimaciones de las demanda aquí realizadas se confirmaran, sería muy difícil, que hasta el año 2010, pudieran ser abastecidas con Petróleo y Gas Natural nacional e incluso con Gas Natural importado Parecería entonces que la solución pasa por la disminución entre el 2007 y 2010 de las estimaciones de la demanda del Escenario Estructural, posiblemente de Electricidad, lo cual afectaría el abastecimiento Industrial y traería aparejado un menor crecimiento del PBI. Es que tampoco parece posible, como se indica en el análisis para el sector de electricidad, disponer de los equipamientos térmicos o nucleares adicionales o de la elevación de la cota de Yacyretá antes del año 2010, ni parece viable reemplazarlos por electricidad importada desde Brasil.


645

2.3. El Carbón Mineral

2.3.1. Escenario Tendencial

En la Tabla 1.2.3.1.1 se observa la evolución de la producción de Carbón Mineral, proveniente de Reservas Medidas, para el período 2007 a 2025.

Tabla 2.3.1.1 Producción de Carbón Mineral: 2007-2025

Escenario Tendencial (103 tn)

Año Reservas Medidas Producción Relación

Reservas/Producción

Producción Potencial Expertos

Carbón (1) (103Tn) (103Tn) (años) (103Tn)

2004 477931 50 9478 198 2005 477811 120 3978 312 2006 477418 393 1214 295 2007 476539 878 543 484 2008 476035 505 943 504 2009 475143 892 533 874 2010 474299 844 562 812 2011 473340 959 494 2200 2012 472269 1071 441 3000 2013 471089 1180 399 4500 2014 469831 1258 373 4500 2015 468508 1324 354 4500 2016 467135 1373 340 4500 2017 465727 1408 331 4500 2018 464301 1426 326 4500 2019 462884 1417 327 4500 2020 461495 1389 332 4500 2021 460046 1449 318 4500 2022 458540 1507 304 4500 2023 456976 1564 292 4500 2024 455356 1620 281 4500 2025 453682 1674 271 4500

Fuente: elaboración propia. (1) Las Reservas de Carbón Mineral, Informe Dr. Oscar A. Médico; Ing. José Luis Perez A.;Lic. José Luis Echeverri- Abril 2007. En la Tabla 2.3.1.2 se incluyen los valores de las distintas categorías de Reservas utilizados en los cálculos.


646

Tabla 2.3.1.2 Datos de reservas (al 31/12/2006)

(103 tn)

Tipo de Reservas (103Tn) Medidas 477931 Indicadas 206570 Inferidas 67805 Adicionales 1274506 Totales 2026813

Fuente: Las Reservas de Carbón Mineral, Informe Dr. Oscar A. Médico; Ing. José Luis Perez A.; Lic. José Luis Echeverri- Abril 2007. Las principales conclusiones que surgen del análisis de las Tablas mencionadas son las siguientes: • La totalidad de la producción de Carbón Mineral es del tipo Vapor, o sea destinada a la

generación de electricidad en las centrales de San Nicolás y en la de Río Turbio, actualmente en proceso de adjudicación para su construcción y que comenzaría a funcionar a fines del año 2010.

• En los años 2007, 2009 y 2010 la Producción estimada de Carbón Mineral no podría

alcanzarse pues no estaría finalizada la expansión de la mina de Río Turbio.

Especialmente crítico resulta el año 2007, ya que la producción proyectada es casi el doble que la posible. La producción posible ha sido estimada por los expertos contratados al efecto para este estudio. O sea que o bien se restringe la generación de electricidad con Carbón Nacional o se importa Carbón Vapor.

• A partir del año 2011 la producción posible de Carbón supera ampliamente los

requerimientos de producción. • La duración de las reservas Medidas al año 2025 alcanzarían para sostener durante 271

años la producción proyectada. En consecuencia no son necesarios nuevos descubrimientos.

2.3.2. Escenario Estructural En la Tabla 2.3.2.1 se observa la evolución de la producción de Carbón Mineral, proveniente de Reservas Medidas, para el período 2007 a 2025.


647

Tabla 2.3.2.1 Producción de Carbón Mineral: 2007-2025

Escenario Estructural (103tn)

Año Reservas Producción Relación

Reservas/Producción Producción Potencial Expertos Carbón (1)

(103Tn) (103Tn) (años) (103Tn) 2004 477931 50 9478 198 2005 477804 127 3759 312 2006 477397 407 1172 295 2007 476497 899 530 484 2008 475995 503 947 504 2009 475069 926 513 874 2010 474164 905 524 812 2011 473134 1030 459 2200 2012 471990 1144 413 3000 2013 470772 1218 387 4500 2014 469340 1432 328 4500 2015 467739 1601 292 4500 2016 466028 1711 272 4500 2017 464263 1764 263 4500 2018 462506 1758 263 4500 2019 460824 1681 274 4500 2020 459293 1532 300 4500 2021 457713 1579 290 4500 2022 456095 1619 282 4500 2023 454445 1650 275 4500 2024 452774 1672 271 4500 2025 451089 1685 268 4500

Fuente: Elaboración Propia. Las Reservas de Carbón Mineral, Informe Dr. Oscar A. Médico; Ing. José Luis Perez A.;Lic. José Luis Echeverri- Abril 2007. En la Tabla 2.3.2.2 se incluyen los valores de las distintas categorías de Reservas utilizados en los cálculos.


(103Tn)

Tipo de Reservas (103Tn) Medidas 477931 Indicadas 206570 Inferidas 67805 Adicionales 1274506 Totales 2026813

Fuente: Las Reservas de Carbón Mineral, Informe Dr. Oscar A. Médico; Ing. José Luis Perez A.; Lic. José Luis Echeverri- Abril 2007. Las principales conclusiones que surgen del análisis de las Tablas mencionadas son similares a las mencionadas para el Escenario Tendencial.


648

• Los niveles de Producción en los años con problemas, (2007; 2009; 2010), son entre un 2% y 7% mayores que en el Escenario Tendencial. Es decir que este Escenario propone un consumo, y por ende una producción, superior en casi un 5% a la acumulada del Escenario Tendencial.

• La duración de las reservas Medidas al año 2025 alcanzarían para sostener durante 267

años la producción proyectada. En consecuencia no son necesarios nuevos descubrimientos.


649

Anexo al Punto 2 A continuación y a modo de resumen se presentan los balances de oferta y demanda para el gas natural, petróleo y carbón mineral.

Oferta y Demanda de Gas Natural Escenario Tendencial

en millones m3 2004 2008 2013 2018 2025Produccion 50,455 54,675 59,590 61,518 66,289Importacion 802 2,811 10,111 21,060 32,011Exportacion -7,351 -1,280 -1,540 -1,880 -1,880Cambios de StockOferta Primaria TOTAL 43,907 56,202 68,164 80,693 96,417Balance PetroleoBalance Gas Natural -913 -989 -1,078 -1,113 -1,200Balance de Carbón MineralBalance de NuclearRefineríasCentros de gas -5,111 -6,563 -7,975 -9,460 -11,318Transmision y Distribucion GN -572 -735 -893 -1,059 -1,267CarboneraPlantas de HidrogenoPlantas de BiogasDestilería EtanolPlanta BiodieselCoquería y Alto HornoCentrales Electricas SP Interconectados -10,401 -13,222 -16,130 -19,310 -22,314Centrales Electricas SP Aislados -512 -502 -448 -535 -601Transmision y Distribucion EEAutoproductores -2,312 -3,128 -3,051 -2,916 -3,525Total Transformation -19,820 -25,139 -29,575 -34,392 -40,227Diferencias Estadisticas 164Residencial 7,371 10,237 12,155 13,967 16,489Comercial y Publico 1,488 2,105 2,812 3,431 4,124Industria 5,881 8,346 11,172 14,193 17,890Transporte 3,043 3,227 3,989 4,836 6,087AgropecuarioNo Energetico 1,034 1,666 2,467 3,322 4,177Consumo Propio 5,105 5,483 5,993 6,552 7,423Demanda TOTAL 23,923 31,064 38,588 46,301 56,190

En este escenario se aprecia que de una oferta primaria de gas natural de aproximadamente 120 millones de m3/día en el 2004, se pasará en el 2025 a 264 millones de m3/día (3,8% a.a.). Por su parte, la producción nacional de gas natural aumentará en dicho período al 1,3% a.a., llegando en el 2025 a 182 millones de m3/día. Las importaciones de gas natural se incrementan a una tasa del 19% a.a., llegando a representar en el 2025 el 33% de la oferta primaria de gas natural, con una importación diaria en dicho año de 88 millones de m3/día (parte como gas natural y otra como GNL). Por su parte las exportaciones se mantienen a lo largo del período, cubriendo los requerimientos de gas natural de los sectores residencial y Comercial/Servicios de Chile y Uruguay, así como 1/3 de los requerimientos de gas de la planta de metanol del sur de Chile.


650

Oferta y Demanda de Gas Natural Escenario Estructural

en millones m3 2004 2008 2013 2018 2025Produccion 50,455 52,735 55,036 56,940 64,325Importacion 802 2,811 10,111 15,586 13,395Exportacion -7,351 -1,389 -2,772 -3,990 -4,380Cambios de StockOferta Primaria TOTAL 43,907 54,160 62,380 68,534 73,340Balance PetroleoBalance Gas Natural -913 -954 -996 -1,030 -1,164Balance de Carbón MineralBalance de NuclearRefineríasCentros de gas -5,111 -6,324 -7,296 -8,024 -8,580Transmision y Distribucion GN -572 -708 -817 -899 -960CarboneraPlantas de HidrogenoPlantas de BiogasDestilería EtanolPlanta BiodieselCoquería y Alto HornoCentrales Electricas SP Interconectados -10,401 -12,461 -13,554 -12,988 -9,454Centrales Electricas SP Aislados -512 -502 -448 -488 -864Transmision y Distribucion EEAutoproductores -2,312 -3,128 -2,927 -2,628 -2,257Total Transformation -19,820 -24,078 -26,040 -26,058 -23,280Diferencias Estadisticas 164Residencial 7,371 9,418 10,602 11,602 12,837Comercial y Publico 1,488 2,029 2,500 2,861 3,188Industria 5,881 8,095 10,281 12,459 15,054Transporte 3,043 3,445 4,577 5,819 7,623AgropecuarioNo Energetico 1,034 1,613 2,387 3,184 3,934Consumo Propio 5,105 5,483 5,993 6,552 7,423Demanda TOTAL 23,923 30,082 36,341 42,477 50,060

Por su parte en el Escenario Estructural la oferta primaria de gas natural llegará en el 2025 a los 200 millones de m3/día (2,5% a.a.). En cuanto a la producción nacional de gas natural, ésta aumentará en dicho período al 1,16% a.a., llegando en el 2025 a 176 millones de m3/día. Las importaciones de gas natural se incrementan a una tasa del 14% a.a., llegando a representar en el 2025 el 18% de la oferta primaria de gas natural, con una importación diaria en dicho año de 37 millones de m3/día (parte como gas natural y otra como GNL). Por su parte las exportaciones se mantienen a lo largo del período, cubriendo los requerimientos de gas natural de los sectores residencial y Comercial/Servicios de Chile y Uruguay, así como 100% de los requerimientos de gas de la planta de metanol del sur de Chile.


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Oferta y Demanda de Petróleo Escenario Tendencial

en millones m3 2004 2008 2013 2018 2025Produccion 40.2 37.5 39.7 45.7 54.1Importacion 0.6 0.07Exportacion -10.2Cambios de StockOferta Primaria TOTAL 30.7 37.5 39.7 45.7 54.1Balance PetroleoBalance Gas NaturalBalance de Carbón MineralBalance de NuclearRefinerías -30.7 -37.5 -39.7 -45.7 -54.1Centros de gasTransmision y Distribucion GNCarboneraPlantas de HidrogenoPlantas de BiogasDestilería EtanolPlanta BiodieselCoquería y Alto HornoCentrales Electricas SP InterconectadosCentrales Electricas SP AisladosTransmision y Distribucion EEAutoproductoresTotal Transformation -30.7 -37.5 -39.7 -45.7 -54.1Diferencias EstadisticasResidencialComercial y PublicoIndustriaTransporteAgropecuarioNo EnergeticoConsumo Propio 0.009 0.009 0.010 0.011 0.012Demanda TOTAL 0.009 0.009 0.010 0.011 0.012

En el Escenario Tendencial se observa que la oferta primaria de petróleo se incrementa de 30,7 millones de m3/año en el 2004, a 54,1 millones de m3/año en el 2025 (2,7% a.a.). En lo que respecta a la producción nacional de petróleo, ésta aumentará en dicho período al 1,4% a.a., llegando en el 2025 a 54,1millones de m3/año. En este escenario se plantea la interrupción de las exportaciones a partir del 2008, con saldos exportables marginales en los años 2010, 2011 y 2012 como consecuencia del ingreso de la nueva refinería en el 2010. No se registran importaciones de crudo en el escenario a partir de 2009.


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Oferta y Demanda de Petróleo Escenario Estructural

en millones m3 2004 2008 2013 2018 2025Produccion 40.2 36.0 35.6 38.1 39.7Importacion 0.6 0.00Exportacion -10.2Cambios de StockOferta Primaria TOTAL 30.7 36.0 35.6 38.1 39.7Balance PetroleoBalance Gas NaturalBalance de Carbón MineralBalance de NuclearRefinerías -30.7 -36.0 -35.6 -38.1 -39.5Centros de gasTransmision y Distribucion GNCarboneraPlantas de HidrogenoPlantas de BiogasDestilería EtanolPlanta BiodieselCoquería y Alto HornoCentrales Electricas SP InterconectadosCentrales Electricas SP AisladosTransmision y Distribucion EEAutoproductoresTotal Transformation -30.7 -36.0 -35.6 -38.1 -39.5Diferencias EstadisticasResidencialComercial y PublicoIndustriaTransporteAgropecuarioNo EnergeticoConsumo Propio 0.008 0.009 0.009 0.010 0.012Demanda TOTAL 0.008 0.009 0.009 0.010 0.012

Por su parte, en Escenario Estructural se aprecia que la oferta primaria de petróleo se incrementa a 39,7 millones de m3/año en el 2025 (1,2% a.a.). En lo que respecta a la producción nacional de petróleo, ésta disminuye en dicho período al 0,1% a.a., llegando en el 2025 a 39,7 millones de m3/año. En este escenario se plantea la interrupción de las exportaciones a partir del 2008, con saldos exportables marginales en los años 2010, 2011 y 2012 como consecuencia del ingreso de la nueva refinería en el 2010. No se registran importaciones de crudo en el escenario a partir de 2007.


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Oferta y Demanda de Carbón Mineral Escenario Tendencial

en Ktep 2004 2008 2013 2018 2025Produccion 30 298 696 842 988Importacion 638 972 892 875 850ExportacionCambios de StockOferta Primaria TOTAL 668 1,269 1,589 1,716 1,838Balance PetroleoBalance Gas NaturalBalance de Carbón MineralBalance de NuclearRefineríasCentros de gasTransmision y Distribucion GNCarboneraPlantas de HidrogenoPlantas de BiogasDestilería EtanolPlanta BiodieselCoquería y Alto Horno -523 -613 -697 -772 -850Centrales Electricas SP Interconectados -211 -634 -866 -918 -960Centrales Electricas SP AisladosTransmision y Distribucion EEAutoproductores -12 -16 -18 -18 -18Total Transformation -746 -1,262 -1,581 -1,707 -1,828Diferencias Estadisticas -85ResidencialComercial y PublicoIndustriaTransporteAgropecuarioNo EnergeticoConsumo Propio 7 7 8 9 10Demanda TOTAL 7 7 8 9 10

En el Escenario Tendencial se observa que la oferta primaria de carbón mineral se incrementa de 668 Ktep en el 2004, a 1.838 Ktep en el 2025 (4,9% a.a.). En lo que respecta a la producción nacional de carbón mineral, ésta aumentará en dicho período al 18% a.a., llegando en el 2025 a los 988 Ktep. En este escenario se plantea continuar con las importaciones de carbón mineral, para atender los requerimientos de dicho energético en coquerías y alto horno.


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Oferta y Demanda de Carbón Mineral Escenario Estructural

en Ktep 2004 2008 2013 2018 2025Produccion 30 297 718 1,037 994Importacion 638 967 843 792 721ExportacionCambios de StockOferta Primaria TOTAL 668 1,264 1,562 1,830 1,715Balance PetroleoBalance Gas NaturalBalance de Carbón MineralBalance de NuclearRefineríasCentros de gasTransmision y Distribucion GNCarboneraPlantas de HidrogenoPlantas de BiogasDestilería EtanolPlanta BiodieselCoquería y Alto Horno -523 -617 -680 -732 -788Centrales Electricas SP Interconectados -211 -623 -855 -1,071 -899Centrales Electricas SP AisladosTransmision y Distribucion EEAutoproductores -12 -16 -18 -18 -18Total Transformation -746 -1,256 -1,554 -1,821 -1,705Diferencias Estadisticas -85ResidencialComercial y PublicoIndustriaTransporteAgropecuarioNo EnergeticoConsumo Propio 7 7 8 9 10Demanda TOTAL 7 7 8 9 10

En el Escenario Estructural se aprecia que la oferta primaria de carbón mineral se incrementa al 4,6% a.a., llegando en el 2025 a 1.715 Ktep. En lo que respecta a la producción nacional de carbón mineral, ésta aumentará en dicho período al 18% a.a., llegando en el 2025 a los 994 Ktep. En este escenario se plantea continuar con las importaciones de carbón mineral, para atender los requerimientos de dicho energético en coquerías y alto horno. 3. Prospectiva del Abastecimiento de Derivados de Petróleo Para determinar el abastecimiento futuro de la refinación de petróleo, fue utilizada una de las herramientas que posee LEAP orientada al cálculo de la expansión de los módulos de transformación. Esta herramienta permite al modelo determinar endógenamente las necesidades de ampliación en refinación, en términos de capacidad de destilación atmosférica, requeridas para satisfacer el abastecimiento de derivados de petróleo a lo largo del período en estudio. Para esto, se introdujo en LEAP la estructura de producción de derivados correspondiente al año 2004, representada a partir de una única refinería a nivel nacional. Los datos referidos a los rendimientos (en términos del porcentaje de cada uno de los derivados que


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se obtienen de dicha refinería) y las pérdidas de transformación, fueron obtenidos a partir del Balance Energético Nacional de 2004. A continuación se presenta la estructura de refinación nacional para dicho año:

Estructura refinación a nivel nacional Año 2004

%Fuel Oil 9.0Kerosene 4.9Gasolina Motor 23.4Gas Licuado 4.6Diesel 45.8No Energetico 4.8Gases 2.9Otras Secundarias 4.5Total 100

El modelo calcula para los años de proyección los requerimientos de derivados de petróleo, debido a la demanda total final (esto es el consumo sectorial más el consumo propio y el intermedio). Exógenamente se puede ir modificando los porcentajes de derivados que se podrán obtener de ésta a lo largo del tiempo, a partir de la estructura de la refinería tipo del año 2004. El criterio para dichas modificaciones surge del análisis de las consecuencias del impacto que se produciría en dicha refinería a partir de ampliaciones en unidades tales como el hidrocraqueo catalítico (principalmente orientadas a la producción de Diesel), y unidades de craqueo catalítico (principalmente orientadas a la producción de gasolinas), entre otras. Por lo tanto, una vez que el operador del modelo plantea, con criterios técnicos, la nueva configuración de la refinería tipo para los años de corte, el modelo calcula la cantidad de crudo que debería correr dicha refinería para satisfacer los objetivos de producción que se hayan planteado (la restricción aquí establecida ha sido lograr el autoabastecimiento en materia de Diesel-oil). Se confronta luego, por fuera del modelo, los requerimientos de crudo para los años de corte con la capacidad instalada en destilación atmosférica. A partir de dicho análisis surgen las necesidades de ampliaciones en destilación atmosférica para los años de la prospectiva. Cabe destacar que en ambos escenarios se plantea un incremento en la demanda de Diesel, lo cual implicará realizar inversiones en las refinerías de Argentina si se desea lograr un aumento en la oferta de Diesel, evitándose así un incremento en la dependencia del Diesel de origen importado. Estas inversiones deberán estar principalmente orientadas a lograr una mayor conversión de cortes pesados de las refinerías en intermedios, principalmente Diesel. En tal sentido, recordemos que esto se logra con plantas de hidrocraqueo catalítico o con plantas de hidrotratamiento que permitan poner en condiciones de alta calidad cortes intermedios de derivados. En el año 2004 Argentina contaba con una capacidad instalada de procesamiento de crudo (medida en términos de destilación atmosférica) de 34,9 millones de m3/año, compuesta por 11 refinerías principales y unas 10 pequeñas destinadas estas últimas sólo a la destilación atmosférica. La mayor capacidad está en manos de REPSOL-YPF, Esso, Shell y Petrobras. En términos energéticos se obtenía un 45,8% de Diesel por cada tonelada equivalente de petróleo que ingresaba a las destilerías del país.


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Para el Escenario Tendencial se ha planteado lograr un incremento de la oferta local de Diesel a partir de inversiones en mayor conversión y en ampliaciones de la capacidad atmosférica a partir de la instalación de una refinería en el año 2010, con una capacidad de destilación atmosférica de 24.000 m3/día-operativo. Con ello, se alcanzaría en el año 2010 un rendimiento en términos de Diesel del orden del 52% en el conjunto de las Refinerías del país. Cabe destacar que actualmente en la refinería de Lujan de Cuyo, se obtiene un 56% de Diesel por cada tonelada de crudo que ingresa a la misma. La ampliación en la capacidad de destilación atmosférica deberá ir incrementándose en el tiempo, para hacer frente al crecimiento sostenido de la demanda de derivados que se observa en el Escenario Tendencial, con lo cual en el 2016 se deberá instalar otra refinería con capacidad en destilación atmosférica de 20.000 m3/día-operativo y una adicional en el 2022 de idéntica capacidad, para llegar a producir localmente en el año 2025 el 100% de la demanda interna de Diesel. Por su parte, en el Escenario Estructural se plantean medidas de conservación de la energía, una penetración del 15% del Biodiesel en la mezcla con Diesel y una menor demanda de Diesel en la generación eléctrica, con lo cual la demanda de este energético será menor y por ende los requerimientos de ampliación en refinarías. Como consecuencia de lo aquí expuesto, en este escenario sólo hace falta instalar en el año 2010 una refinería con una capacidad de destilación atmosférica de 24.000 m3/día-operativo, alcanzando un rendimiento en términos de Diesel del orden del 52% en el conjunto de las Refinerías del país. En la siguiente tabla se presenta la evolución de la capacidad de destilación atmosférica para ambos escenarios, así como la evolución del crudo a procesar.


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Evolución de la capacidad instalada en Destilación atmosférica Ambos escenarios

Capacidad Atmosférica Crudo a procesar Capacidad Atmosférica Crudo a procesarm3/dia operativo m3/dia m3/dia operativo m3/dia

2004 105,876 93,077 105,876 93,0772005 105,876 91,464 105,876 90,5532006 105,876 97,798 105,876 95,8502007 105,876 104,331 105,876 101,2162008 105,876 113,700 105,876 109,2762009 -11,717 117,593 -6,201 112,0772010 129,723 107,882 129,723 99,7572011 129,723 111,793 129,723 102,3562012 129,723 115,682 129,723 104,8692013 129,723 120,312 129,723 107,8552014 129,723 123,903 129,723 109,7622015 129,723 127,488 129,723 111,5902016 149,723 131,118 129,723 112,9812017 149,723 134,741 129,723 114,2002018 149,723 138,356 129,723 115,3302019 149,723 141,356 129,723 115,9122020 149,723 145,533 129,723 117,1962021 149,723 148,687 129,723 117,7852022 169,723 151,834 129,723 118,3122023 169,723 154,977 129,723 118,7812024 169,723 158,113 129,723 119,1952025 169,723 164,020 129,723 119,986

Tendencial Estructural

Por su parte, en la siguiente tabla se presenta la evolución de la producción de derivados en cada escenario.


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Evolución de la producción de Derivados Ambos escenarios

Escenario Tendencial

Ktep 2004 2008 2013 2018 2025Fuel Oil 2,321 2,834 917 1,055 1,251Otras Secundarias 1,175 1,435 1,519 1,747 2,071No Energetico 1,236 1,511 1,599 1,839 2,180Kerosene 1,275 1,557 1,648 1,895 2,247Gasolina Motor 6,057 7,399 7,829 9,003 10,674Gases 750 916 970 1,115 1,322Gas Licuado 1,194 1,459 1,543 1,775 2,104Diesel 11,821 14,440 17,361 19,965 23,668Total 25,829 31,552 33,387 38,394 45,516

Escenario Estructural

Ktep 2004 2008 2013 2018 2025Fuel Oil 2,321 2,724 822 879 915Otras Secundarias 1,175 1,379 1,362 1,456 1,515No Energetico 1,236 1,453 1,434 1,533 1,595Kerosene 1,275 1,497 1,477 1,580 1,644Gasolina Motor 6,057 7,111 7,019 7,505 7,808Gases 750 881 869 929 967Gas Licuado 1,194 1,402 1,384 1,480 1,539Diesel 11,821 13,879 15,564 16,642 17,314Total 25,829 30,325 29,930 32,004 33,297


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Anexo I A continuación se presentan los Balances energéticos de los años 2004, 2008, 2013, 2018 y 2025 para ambos escenarios, de acuerdo al formato de Balance que produce el modelo LEAP.


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Año 2004

en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Residual Fuel Oil Coque Metalúrgico Solar Nuclear Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 0 2.379 30 800 649 0 35.551 41.878 0 0 3.284 152 0 544 0 0 85.267Importaciones 655 0 384 622 0 0 0 638 0 0 0 520 666 0 51 0 0 52 0 101 0 3.689Exportaciones -356 -753 -1.120 -1.310 -112 0 0 0 0 0 0 -9.013 -6.101 -1.649 -2.903 0 0 -267 0 -242 0 -23.826Variaciones de Stock 0 -16 3 0 0 0 0 0 0 0 0 133 0 13 -18 0 0 -69 0 14 0 60Oferta Total Energía Primaria 299 -769 -733 -688 -112 0 2.379 668 800 649 0 27.191 36.443 -1.636 -2.870 3.284 152 -284 544 -127 0 65.190Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -758 0 0 0 0 0 0 0 0 -758Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 1.275 11.821 2.321 0 0 0 0 0 0 0 -27.183 0 1.194 6.057 0 0 1.236 0 1.175 750 -1.354Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -4.242 2.631 551 0 0 1.060 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -475 0 0 0 0 0 0 0 0 -475Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 -345 0 218 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -127Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Destilería Etanol 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 195 0 0 -523 0 0 0 0 0 0 0 0 0 292 0 -543 487 -92Centrales Electricas SP Interconectados 7.641 0 -66 -808 0 0 -2.379 -211 0 0 0 0 -8.633 0 0 -3.270 -23 0 0 0 0 -7.749Centrales Electricas SP Aislados 218 0 -65 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -425 0 0 -3 0 0 0 0 0 -275Transmision y Distribucion EE -1.328 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.328Autoproductores 764 0 -16 -150 0 0 0 -12 -167 -85 0 0 -1.919 0 0 -11 0 0 -157 0 -319 -2.072Total Transformacion 7.294 1.275 11.674 1.363 195 0 -2.379 -746 -512 -85 218 -27.183 -16.452 3.825 6.608 -3.284 -23 2.588 -157 632 918 -14.230Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 -85 0 0 0 0 136 -98 0 0 0 0 0 0 69 22Residencial 1.935 135 0 0 0 0 0 0 103 0 218 0 6.118 1.318 0 0 63 0 0 0 0 9.890Comercial y Publico 1.780 0 68 35 0 0 0 0 69 0 0 0 1.235 204 0 0 0 0 0 0 0 3.391Industria 3.500 0 73 225 83 0 0 0 116 564 0 0 4.881 373 0 0 0 225 324 432 237 11.033Transporte 50 369 6.518 39 0 0 0 0 0 0 0 0 2.526 0 3.226 0 0 0 0 0 0 12.727Agropecuario 65 0 4.257 154 0 0 0 0 0 0 0 0 0 58 0 0 66 0 63 0 0 4.663No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 858 332 510 0 0 1.989 0 0 9 3.698Consumo Propio 264 2 25 222 0 0 0 7 0 0 0 8 4.238 2 2 0 0 90 0 73 603 5.535Demanda Total 7.593 506 10.941 675 83 0 0 7 288 564 218 8 19.856 2.287 3.738 0 129 2.304 387 505 849 50.937 �

�Escenario Tendencial Año 2008

en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Residual Fuel Oil Coque Metalúrgico Solar Geotermia Nuclear Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 9 2 2.403 298 861 1.159 0 33.151 45.377 0 0 3.764 488 0 580 0 0 88.092Importaciones 1.084 0 700 271 0 0 0 0 972 0 0 0 64 2.333 0 0 0 0 0 0 0 754 6.177Exportaciones -332 -960 0 0 -117 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.062 -1.935 -3.894 0 0 -49 0 -313 0 -8.662Variaciones de Stock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Oferta Total Energía Primaria 752 -960 700 271 -117 9 2 2.403 1.269 861 1.159 0 33.215 46.648 -1.935 -3.894 3.764 488 -49 580 -313 754 85.607Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -821 0 0 0 0 0 0 0 0 -821Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 1.557 14.440 2.834 0 0 0 0 0 0 0 0 -33.207 0 1.459 7.399 0 0 1.511 0 1.435 916 -1.654Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -5.447 3.379 708 0 0 1.361 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -610 0 0 0 0 0 0 0 0 -610Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -466 0 294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -172Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Destilería Etanol 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 229 0 0 0 -613 0 0 0 0 0 0 0 0 0 342 0 -636 571 -108Centrales Electricas SP Interconectados 10.121 0 -483 -2.288 0 0 -2 -2.403 -634 0 0 0 0 -10.974 0 0 -3.737 -318 0 0 0 0 -10.717Centrales Electricas SP Aislados 221 0 -57 0 0 -9 0 0 0 0 0 0 0 -417 0 0 -10 -6 0 0 0 0 -279Transmision y Distribucion EE -1.345 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.345Autoproductores 1.285 0 -519 -162 0 0 0 0 -16 -88 -409 0 0 -2.596 0 0 -17 0 0 -83 0 -1.238 -3.841Total Transformacion 10.282 1.557 13.381 384 229 -9 -2 -2.403 -1.262 -554 -409 294 -33.207 -20.865 4.838 8.107 -3.764 -324 3.215 -83 799 249 -19.547Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Residencial 2.747 93 0 0 0 0 0 0 0 85 0 294 0 8.497 1.713 0 0 74 0 0 0 0 13.503Comercial y Publico 2.462 0 67 42 0 0 0 0 0 94 0 0 0 1.747 277 0 0 0 0 0 0 0 4.689Industria 5.337 0 121 141 111 0 0 0 0 128 750 0 0 6.927 423 0 0 0 253 422 408 346 15.367Transporte 68 502 7.912 53 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.678 0 3.590 0 0 0 0 0 0 14.804Agropecuario 100 0 5.955 180 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 77 0 0 90 0 75 0 0 6.477No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.383 411 620 0 0 2.816 0 0 10 5.239Consumo Propio 320 2 27 238 0 0 0 0 7 0 0 0 9 4.551 2 2 0 0 97 0 78 648 5.981Demanda Total 11.034 597 14.081 655 111 0 0 0 7 307 750 294 9 25.783 2.903 4.212 0 164 3.166 497 487 1.003 66.060 �


661

Escenario Tendencial Año 2013 en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Residual Fuel Oil Coque Metalúrgico Bioetanol Solar Geotermia Nuclear Biomasa Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica Biodiesel No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 0 38 59 4.308 2.884 696 928 1.700 0 35.146 49.462 0 0 4.202 1.476 0 0 653 0 0 101.552Importaciones 1.290 0 0 2.173 0 0 0 0 0 0 892 0 0 0 0 8.392 0 0 0 0 0 326 0 0 331 13.405Exportaciones -309 -972 0 0 -124 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.278 -2.695 -4.313 0 0 0 0 0 -312 0 -10.003Variaciones de Stock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Oferta Total Energía Primaria 981 -972 0 2.173 -124 0 38 59 4.308 2.884 1.589 928 1.700 0 35.146 56.576 -2.695 -4.313 4.202 1.476 0 326 653 -312 331 104.954Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -895 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -895Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 1.648 17.361 918 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -35.137 0 1.544 7.829 0 0 0 1.599 0 1.519 970 -1.750Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -6.619 4.105 860 0 0 0 1.654 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -741 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -741Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -541 0 342 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -199Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Destilería Etanol 0 0 0 0 0 133 0 0 0 -218 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -85Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.665 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 901 0 0 0 0 -1.764Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 260 0 0 0 0 0 -697 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 389 0 -724 649 -123Centrales Electricas SP Interconectados 13.074 0 -703 -2.303 0 0 0 -59 -4.308 0 -866 0 0 0 0 -13.388 0 0 -4.168 -1.275 -37 0 0 0 0 -14.033Centrales Electricas SP Aislados 214 0 -55 0 0 0 -38 0 0 0 0 0 0 0 0 -372 0 0 -18 -29 -3 0 0 0 0 -300Transmision y Distribucion EE -1.730 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.730Autoproductores 1.499 0 -701 -170 0 0 0 0 0 0 -18 -88 -770 0 0 -2.532 0 0 -17 0 -37 0 -83 0 -775 -3.691Total Transformacion 13.056 1.648 15.903 -1.555 260 133 -38 -59 -4.308 -2.884 -1.581 -629 -770 342 -35.137 -24.547 5.649 8.689 -4.202 -1.304 824 3.642 -83 795 844 -25.312Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Residencial 3.354 63 0 0 0 0 0 0 0 0 0 71 0 342 0 10.089 1.767 0 0 61 0 0 0 0 0 15.746Comercial y Publico 3.067 0 61 31 0 0 0 0 0 0 0 93 0 0 0 2.334 243 0 0 0 2 0 0 0 0 5.831Industria 6.983 0 161 95 136 0 0 0 0 0 0 136 930 0 0 9.273 455 0 0 0 9 265 498 398 459 19.796Transporte 85 611 8.744 65 0 133 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3.311 0 3.789 0 0 434 0 0 0 0 17.170Agropecuario 136 0 6.909 167 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 93 0 0 111 377 0 72 0 0 7.864No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.048 393 585 0 0 0 3.598 0 0 8 6.633Consumo Propio 412 3 28 261 0 0 0 0 0 0 8 0 0 0 9 4.974 3 3 0 0 3 106 0 85 708 6.601Demanda Total 14.037 676 15.903 618 136 133 0 0 0 0 8 299 930 342 9 32.029 2.954 4.377 0 172 824 3.968 570 484 1.175 79.642 Escenario Tendencial Año 2018

en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Residual Fuel Oil Coque Metalúrgico Bioetanol Solar Geotermia Nuclear Biomasa Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica Biodiesel No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 0 59 67 6.809 3.325 842 1.023 2.325 0 40.417 51.055 0 0 5.790 2.313 0 0 751 0 0 114.776Importaciones 1.290 0 0 976 0 0 0 0 0 0 875 0 0 0 0 17.480 0 0 0 0 0 564 0 0 144 21.328Exportaciones -309 -1.144 0 0 -131 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.560 -3.673 -5.295 0 0 0 0 0 -460 0 -12.572Variaciones de Stock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Oferta Total Energía Primaria 981 -1.144 0 976 -131 0 59 67 6.809 3.325 1.716 1.023 2.325 0 40.417 66.975 -3.673 -5.295 5.790 2.313 0 564 751 -460 144 123.533Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -924 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -924Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 1.895 19.965 1.055 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -40.407 0 1.775 9.004 0 0 0 1.839 0 1.747 1.115 -2.013Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -7.852 4.870 1.020 0 0 0 1.962 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -879 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -879Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -614 0 388 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -226Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Destilería Etanol 0 0 0 0 0 146 0 0 0 -240 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -94Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -3.086 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.043 0 0 0 0 -2.043Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 288 0 0 0 0 0 -772 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 431 0 -801 719 -136Centrales Electricas SP Interconectados 16.444 0 -830 -1.271 0 0 0 -67 -6.809 0 -918 0 0 0 0 -16.027 0 0 -5.754 -2.088 -44 0 0 0 0 -17.362Centrales Electricas SP Aislados 263 0 -116 0 0 0 -59 0 0 0 0 0 0 0 0 -444 0 0 -19 -36 -6 0 0 0 0 -416Transmision y Distribucion EE -2.145 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.145Autoproductores 1.568 0 -699 -171 0 0 0 0 0 0 -18 -123 -1.221 0 0 -2.420 0 0 -17 0 -37 0 -116 0 -656 -3.909Total Transformacion 16.130 1.895 18.321 -386 288 146 -59 -67 -6.809 -3.325 -1.707 -737 -1.221 388 -40.407 -28.545 6.645 10.023 -5.790 -2.123 956 4.232 -116 945 1.177 -30.146Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Residencial 3.958 41 0 0 0 0 0 0 0 0 0 57 0 388 0 11.593 1.783 0 0 60 0 0 0 0 0 17.879Comercial y Publico 3.647 0 49 38 0 0 0 0 0 0 0 90 0 0 0 2.848 218 0 0 0 2 0 0 0 0 6.893Industria 8.723 0 208 59 157 0 0 0 0 0 0 139 1.104 0 0 11.780 475 0 0 0 17 267 573 393 540 24.435Transporte 101 708 9.925 75 0 146 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4.014 0 4.158 0 0 491 0 0 0 0 19.620Agropecuario 176 0 8.108 134 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 106 0 0 130 442 0 62 0 0 9.157No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.757 387 567 0 0 0 4.412 0 0 7 8.130Consumo Propio 507 3 30 285 0 0 0 0 0 0 9 0 0 0 10 5.438 3 3 0 0 3 116 0 93 774 7.273Demanda Total 17.111 751 18.321 590 157 146 0 0 0 0 9 287 1.104 388 10 38.430 2.972 4.728 0 190 956 4.795 635 486 1.321 93.387


662

Escenario Tendencial Año 2025

en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Residual Fuel Oil Coque Metalúrgico Bioetanol Solar Geotermia Nuclear Biomasa Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica Biodiesel No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 0 78 78 11.501 3.926 988 1.133 2.912 0 47.914 55.017 0 0 6.897 3.102 0 0 819 0 0 134.364Importaciones 1.290 0 0 901 0 0 0 0 0 0 850 0 0 0 0 26.569 0 0 0 0 0 862 0 0 0 30.472Exportaciones -309 -1.382 0 0 -140 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.560 -5.045 -6.793 0 0 0 0 0 -694 0 -15.924Variaciones de Stock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Oferta Total Energía Primaria 981 -1.382 0 901 -140 0 78 78 11.501 3.926 1.838 1.133 2.912 0 47.914 80.026 -5.045 -6.793 6.897 3.102 0 862 819 -694 0 148.912Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -996 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -996Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 2.247 23.668 1.251 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -47.902 0 2.104 10.674 0 0 0 2.180 0 2.071 1.322 -2.386Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -9.394 5.827 1.220 0 0 0 2.347 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.052 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.052Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -720 0 455 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -265Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Destilería Etanol 0 0 0 0 0 161 0 0 0 -265 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -103Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -3.662 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.238 0 0 0 0 -2.424Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 317 0 0 0 0 0 -850 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 475 0 -882 791 -150Centrales Electricas SP Interconectados 20.619 0 -1.656 -1.412 0 0 0 -78 -11.501 0 -960 0 0 0 0 -18.521 0 0 -6.838 -2.808 -87 0 0 0 0 -23.242Centrales Electricas SP Aislados 264 0 -99 0 0 0 -78 0 0 0 0 0 0 0 0 -499 0 0 -27 -64 -5 0 0 0 0 -508Transmision y Distribucion EE -2.651 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.651Autoproductores 1.847 0 -834 -170 0 0 0 0 0 0 -18 -158 -1.630 0 0 -2.926 0 0 -32 0 -44 0 -149 0 -385 -4.500Total Transformacion 20.078 2.247 21.080 -331 317 161 -78 -78 -11.501 -3.926 -1.828 -878 -1.630 455 -47.902 -33.388 7.931 11.894 -6.897 -2.872 1.101 5.002 -149 1.188 1.728 -38.276Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Residencial 4.827 20 0 0 0 0 0 0 0 0 0 35 0 455 0 13.686 1.753 0 0 78 0 0 0 0 0 20.854Comercial y Publico 4.386 0 24 79 0 0 0 0 0 0 0 87 0 0 0 3.423 198 0 0 0 1 0 0 0 0 8.198Industria 10.868 0 274 25 177 0 0 0 0 0 0 132 1.282 0 0 14.849 458 0 0 0 23 245 635 388 582 29.938Transporte 120 842 11.498 89 0 161 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.052 0 4.590 0 0 569 0 0 0 0 22.921Agropecuario 227 0 9.250 55 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 119 0 0 152 505 0 35 0 0 10.342No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3.468 354 508 0 0 0 5.488 0 0 6 9.823Consumo Propio 631 3 35 323 0 0 0 0 0 0 10 0 0 0 12 6.161 3 3 0 0 4 131 0 106 877 8.297Demanda Total 21.058 865 21.080 570 177 161 0 0 0 0 10 254 1.282 455 12 46.638 2.886 5.101 0 230 1.101 5.864 670 494 1.465 110.372


663

Escenario Estructural Año 2008

en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Fuel Oil Coque Metalúrgico Biogas Solar Geotermia Nuclear Biomasa Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 0 152 1 2.364 14 297 754 1.131 0 31.923 43.773 0 0 3.604 486 0 574 0 0 85.074Importaciones 1.084 0 700 349 0 0 0 0 0 0 967 0 0 0 0 2.333 0 0 0 0 0 0 0 811 6.244Exportaciones -118 -909 0 0 -122 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.153 -2.052 -3.692 0 0 -39 0 -264 0 -8.350Variaciones de Stock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Oferta Total Energía Primaria 966 -909 700 349 -122 0 152 1 2.364 14 1.264 754 1.131 0 31.923 44.953 -2.052 -3.692 3.604 486 -39 574 -264 811 82.968Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -792 0 0 0 0 0 0 0 0 -792Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 1.497 13.879 2.724 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -31.914 0 1.402 7.111 0 0 1.453 0 1.379 881 -1.590Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -5.249 3.256 682 0 0 1.312 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -588 0 0 0 0 0 0 0 0 -588Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -393 0 248 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -145Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 3 0 0 0 -14 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -11Destilería Etanol 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 230 0 0 0 0 0 -617 0 0 0 0 0 0 0 0 0 345 0 -641 575 -109Centrales Electricas SP Interconectados 9.710 0 -475 -2.250 0 0 0 -1 -2.364 0 -623 0 0 0 0 -10.343 0 0 -3.570 -313 0 0 0 0 -10.230Centrales Electricas SP Aislados 221 0 -57 0 0 0 -9 0 0 0 0 0 0 0 0 -417 0 0 -10 -6 0 0 0 0 -279Transmision y Distribucion EE -1.321 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.321Autoproductores 1.263 0 -403 -162 0 0 0 0 0 0 -16 -88 -409 0 0 -2.596 0 0 -24 0 0 -83 0 -1.273 -3.790Total Transformacion 9.872 1.497 12.944 311 230 3 -9 -1 -2.364 -14 -1.256 -481 -409 248 -31.914 -19.985 4.658 7.793 -3.604 -319 3.109 -83 739 182 -18.854Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Residencial 2.813 92 0 0 0 0 127 0 0 0 0 82 0 248 0 7.817 1.527 0 0 74 0 0 0 0 12.780Comercial y Publico 2.388 0 59 37 0 0 4 0 0 0 0 66 0 0 0 1.684 203 0 0 0 0 0 0 0 4.441Industria 5.143 0 88 162 108 0 0 0 0 0 0 125 722 0 0 6.719 410 0 0 0 246 421 397 336 14.876Transporte 67 493 7.801 52 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.859 0 3.499 0 0 0 0 0 0 14.771Agropecuario 113 0 5.669 170 0 3 11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 66 0 0 94 0 71 0 0 6.197No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.339 398 600 0 0 2.727 0 0 9 5.073Consumo Propio 314 2 27 238 0 0 0 0 0 0 7 0 0 0 8 4.551 2 2 0 0 97 0 78 648 5.975Demanda Total 10.838 588 13.644 660 108 3 143 0 0 0 7 273 722 248 8 24.968 2.605 4.101 0 167 3.069 492 475 993 64.114 Escenario Estructural Año 2013

en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Fuel Oil Coque Metalúrgico Biogas Etanol Solar Geotermia Nuclear Biomasa Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica Biodiesel No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 0 0 387 59 4.257 4.241 718 689 1.571 0 31.509 45.684 0 0 4.065 1.488 0 0 627 0 0 95.294Importaciones 1.369 0 0 2.017 0 0 0 0 0 0 0 843 0 0 0 0 8.392 0 0 0 0 0 359 0 0 389 13.369Exportaciones -269 -827 0 0 -135 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.301 -2.955 -3.900 0 0 0 0 0 -212 0 -10.598Variaciones de Stock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Oferta Total Energía Primaria 1.100 -827 0 2.017 -135 0 0 387 59 4.257 4.241 1.562 689 1.571 0 31.509 51.775 -2.955 -3.900 4.065 1.488 0 359 627 -212 389 98.065Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -827 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -827Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 1.477 15.564 822 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -31.499 0 1.384 7.019 0 0 0 1.434 0 1.362 869 -1.569Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -6.056 3.756 787 0 0 0 1.513 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -678 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -678Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -367 0 232 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -135Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 7 0 0 0 0 -36 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -29Destilería Etanol 0 0 0 0 0 0 184 0 0 0 -302 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -118Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -3.902 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.319 0 0 0 0 -2.583Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 254 0 0 0 0 0 0 -680 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 380 0 -706 633 -120Centrales Electricas SP Interconectados 11.911 0 -630 -2.143 0 0 0 0 -59 -4.257 0 -855 0 0 0 0 -11.250 0 0 -4.030 -1.260 -33 0 0 0 0 -12.607Centrales Electricas SP Aislados 214 0 -54 0 0 0 0 -38 0 0 0 0 0 0 0 0 -372 0 0 -18 -29 -3 0 0 0 0 -300Transmision y Distribucion EE -1.417 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.417Autoproductores 1.412 0 -567 -110 0 0 0 0 0 0 0 -18 -88 -770 0 0 -2.429 0 0 -17 0 -30 0 -83 0 -775 -3.474Total Transformacion 12.120 1.477 14.312 -1.431 254 7 184 -38 -59 -4.257 -4.241 -1.554 -454 -770 232 -31.499 -21.613 5.140 7.805 -4.065 -1.288 1.253 3.327 -83 655 728 -23.858Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Residencial 3.245 61 0 0 0 0 0 303 0 0 0 0 64 0 232 0 8.800 1.249 0 0 61 0 0 0 0 0 14.016Comercial y Publico 2.792 0 46 24 0 0 0 17 0 0 0 0 50 0 0 0 2.075 134 0 0 19 2 0 0 0 0 5.159Industria 6.548 0 100 93 119 0 0 0 0 0 0 0 120 802 0 0 8.533 402 0 0 0 11 232 483 358 401 18.202Transporte 82 587 8.224 62 0 0 184 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3.799 0 3.403 0 0 628 0 0 0 0 16.970Agropecuario 171 0 5.914 146 0 7 0 29 0 0 0 0 0 0 0 0 0 62 0 0 119 610 0 62 0 0 7.119No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.981 335 500 0 0 0 3.347 0 0 8 6.171Consumo Propio 382 2 28 261 0 0 0 0 0 0 0 8 0 0 0 9 4.974 2 2 0 0 3 106 0 85 708 6.571Demanda Total 13.220 651 14.312 585 119 7 184 349 0 0 0 8 234 802 232 9 30.163 2.185 3.906 0 199 1.253 3.685 545 444 1.117 74.208


664


en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Fuel Oil Coque Metalúrgico Biogas Etanol Solar Geotermia Nuclear Hidrogeno Biomasa Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica Biodiesel No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 0 0 610 65 6.790 0 5.960 1.037 648 2.094 0 33.692 47.259 0 0 6.686 2.460 0 0 670 0 0 107.971Importaciones 1.648 0 0 474 0 0 0 0 0 0 0 0 792 0 0 0 0 12.936 0 0 0 0 0 667 0 0 259 16.776Exportaciones -738 -871 0 0 -147 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -3.312 -3.808 -4.520 0 0 0 0 0 -280 0 -13.675Variaciones de Stock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Oferta Total Energía Primaria 910 -871 0 474 -147 0 0 610 65 6.790 0 5.960 1.830 648 2.094 0 33.692 56.883 -3.808 -4.520 6.686 2.460 0 667 670 -280 259 111.072Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -855 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -855Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 1.580 16.642 879 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -33.682 0 1.480 7.505 0 0 0 1.533 0 1.456 929 -1.678Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -6.660 4.131 865 0 0 0 1.664 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -746 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -746Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -333 0 210 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -123Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 21 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -119 0 0 0 0 0 -98Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 12 0 0 0 0 0 -61 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -50Destilería Etanol 0 0 0 0 0 0 249 0 0 0 0 -408 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -159Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -5.491 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.856 0 0 0 0 -3.635Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 273 0 0 0 0 0 0 0 -732 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 409 0 -760 681 -129Centrales Electricas SP Interconectados 14.351 0 -624 -723 0 0 0 0 -65 -6.790 0 0 -1.071 0 0 0 0 -10.780 0 0 -6.647 -2.053 -33 0 0 0 0 -14.434Centrales Electricas SP Aislados 251 0 -104 0 0 0 0 -59 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -405 0 0 -22 -45 -5 0 0 0 0 -389Transmision y Distribucion EE -1.662 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.662Autoproductores 1.407 0 -475 -111 0 0 0 0 0 0 0 0 -18 -122 -1.218 0 0 -2.181 0 0 -17 0 -25 0 -115 0 -655 -3.532Total Transformacion 14.348 1.580 15.439 46 273 12 249 -59 -65 -6.790 21 -5.960 -1.821 -455 -1.218 210 -33.682 -21.628 5.610 8.370 -6.686 -2.217 1.792 3.606 -115 696 956 -27.488Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Residencial 3.589 41 0 0 0 0 0 458 0 0 0 0 0 53 0 210 0 9.630 1.010 0 0 61 0 0 0 0 0 15.054Comercial y Publico 3.094 0 31 15 0 0 0 36 0 0 0 0 0 28 0 0 0 2.375 78 0 0 38 3 0 0 0 0 5.698Industria 7.860 0 111 44 125 0 0 6 0 0 0 0 0 112 876 0 0 10.341 386 0 0 0 19 214 508 323 434 21.359Transporte 95 666 8.928 70 0 0 249 0 0 0 21 0 0 0 0 0 0 4.830 0 3.446 0 0 905 0 0 0 0 19.209Agropecuario 232 0 6.339 106 0 12 0 50 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 54 0 0 144 862 0 47 0 0 7.844No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.643 272 402 0 0 0 3.943 0 0 6 7.266Consumo Propio 388 3 30 285 0 0 0 0 0 0 0 0 9 0 0 0 10 5.438 3 3 0 0 3 116 0 93 774 7.154Demanda Total 15.258 709 15.439 520 125 12 249 550 0 0 21 0 9 193 876 210 10 35.256 1.803 3.850 0 243 1.792 4.273 555 417 1.215 83.584 Escenario Estructural Año 2025

en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Fuel Oil Coque Metalúrgico Biogas Etanol Solar Geotermia Nuclear Hidrogeno Biomasa Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica Biodiesel No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 0 0 914 73 11.406 0 9.128 994 573 2.485 0 35.054 53.389 0 0 9.579 3.617 0 0 619 0 0 127.831Importaciones 2.146 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 721 0 0 0 0 11.118 0 0 0 0 0 1.131 0 0 0 15.116Exportaciones -925 -849 0 -117 -165 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -3.635 -4.693 -5.206 0 0 0 0 0 -309 0 -15.899Variaciones de Stock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Oferta Total Energía Primaria 1.221 -849 0 -117 -165 0 0 914 73 11.406 0 9.128 1.715 573 2.485 0 35.054 60.872 -4.693 -5.206 9.579 3.617 0 1.131 619 -309 0 127.048Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -966 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -966Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 1.644 17.314 915 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -35.042 0 1.539 7.808 0 0 0 1.595 0 1.515 967 -1.745Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -7.121 4.417 925 0 0 0 1.779 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -797 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -797Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -278 0 175 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -102Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 131 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -730 0 0 0 0 0 -599Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 19 0 0 0 0 0 -98 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -79Destilería Etanol 0 0 0 0 0 0 388 0 0 0 0 -636 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -248Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -8.394 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.837 0 0 0 0 -5.557Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 294 0 0 0 0 0 0 0 -788 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 440 0 -818 733 -139Centrales Electricas SP Interconectados 16.405 0 -660 -271 0 0 0 0 -73 -11.406 0 0 -899 0 0 0 0 -7.847 0 0 -9.510 -2.552 -35 0 0 0 0 -16.848Centrales Electricas SP Aislados 375 0 -229 0 0 0 0 -78 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -717 0 0 -37 -27 -12 0 0 0 0 -725Transmision y Distribucion EE -1.857 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.857Autoproductores 1.366 0 -450 -81 0 0 0 0 0 0 0 0 -18 -149 -1.533 0 0 -1.873 0 0 -32 0 -24 0 -140 0 -385 -3.320Total Transformacion 16.290 1.644 15.975 563 294 19 388 -78 -73 -11.406 131 -9.128 -1.705 -426 -1.533 175 -35.042 -19.322 5.956 8.733 -9.579 -3.310 2.767 3.814 -140 697 1.315 -32.983Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Residencial 3.974 25 0 0 0 0 0 657 0 0 0 0 0 44 0 175 0 10.655 711 0 0 87 0 0 0 0 0 16.328Comercial y Publico 3.349 0 10 9 0 0 0 72 0 0 0 0 0 7 0 0 0 2.646 18 0 0 48 2 0 0 0 0 6.162Industria 9.340 0 121 3 129 0 0 29 0 0 0 0 0 95 952 0 0 12.495 336 0 0 0 25 178 462 282 434 24.879Transporte 109 766 9.449 81 0 0 388 0 0 0 131 0 0 0 0 0 0 6.327 0 3.292 0 0 1.557 0 0 0 0 22.101Agropecuario 308 0 6.360 30 0 19 0 78 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 35 0 0 172 1.179 0 17 0 0 8.199No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3.265 160 232 0 0 0 4.636 0 0 4 8.298Consumo Propio 432 3 34 323 0 0 0 0 0 0 0 0 10 0 0 0 11 6.161 3 3 0 0 4 131 0 106 877 8.099Demanda Total 17.511 794 15.975 446 129 19 388 836 0 0 131 0 10 147 952 175 11 41.550 1.263 3.527 0 307 2.767 4.945 479 388 1.315 94.066


665

Año 2004

en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Residual Fuel Oil Coque Metalúrgico Solar Nuclear Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 0 2.379 30 800 649 0 35.551 41.878 0 0 3.284 152 0 544 0 0 85.267Importaciones 655 0 384 622 0 0 0 638 0 0 0 520 666 0 51 0 0 52 0 101 0 3.689Exportaciones -356 -753 -1.120 -1.310 -112 0 0 0 0 0 0 -9.013 -6.101 -1.649 -2.903 0 0 -267 0 -242 0 -23.826Variaciones de Stock 0 -16 3 0 0 0 0 0 0 0 0 133 0 13 -18 0 0 -69 0 14 0 60Oferta Total Energía Primaria 299 -769 -733 -688 -112 0 2.379 668 800 649 0 27.191 36.443 -1.636 -2.870 3.284 152 -284 544 -127 0 65.190Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -758 0 0 0 0 0 0 0 0 -758Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 1.275 11.821 2.321 0 0 0 0 0 0 0 -27.183 0 1.194 6.057 0 0 1.236 0 1.175 750 -1.354Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -4.242 2.631 551 0 0 1.060 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -475 0 0 0 0 0 0 0 0 -475Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 -345 0 218 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -127Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Destilería Etanol 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 195 0 0 -523 0 0 0 0 0 0 0 0 0 292 0 -543 487 -92Centrales Electricas SP Interconectados 7.641 0 -66 -808 0 0 -2.379 -211 0 0 0 0 -8.633 0 0 -3.270 -23 0 0 0 0 -7.749Centrales Electricas SP Aislados 218 0 -65 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -425 0 0 -3 0 0 0 0 0 -275Transmision y Distribucion EE -1.328 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.328Autoproductores 764 0 -16 -150 0 0 0 -12 -167 -85 0 0 -1.919 0 0 -11 0 0 -157 0 -319 -2.072Total Transformacion 7.294 1.275 11.674 1.363 195 0 -2.379 -746 -512 -85 218 -27.183 -16.452 3.825 6.608 -3.284 -23 2.588 -157 632 918 -14.230Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 -85 0 0 0 0 136 -98 0 0 0 0 0 0 69 22Residencial 1.935 135 0 0 0 0 0 0 103 0 218 0 6.118 1.318 0 0 63 0 0 0 0 9.890Comercial y Publico 1.780 0 68 35 0 0 0 0 69 0 0 0 1.235 204 0 0 0 0 0 0 0 3.391Industria 3.500 0 73 225 83 0 0 0 116 564 0 0 4.881 373 0 0 0 225 324 432 237 11.033Transporte 50 369 6.518 39 0 0 0 0 0 0 0 0 2.526 0 3.226 0 0 0 0 0 0 12.727Agropecuario 65 0 4.257 154 0 0 0 0 0 0 0 0 0 58 0 0 66 0 63 0 0 4.663No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 858 332 510 0 0 1.989 0 0 9 3.698Consumo Propio 264 2 25 222 0 0 0 7 0 0 0 8 4.238 2 2 0 0 90 0 73 603 5.535Demanda Total 7.593 506 10.941 675 83 0 0 7 288 564 218 8 19.856 2.287 3.738 0 129 2.304 387 505 849 50.937 �

�Escenario Tendencial Año 2008

en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Residual Fuel Oil Coque Metalúrgico Solar Geotermia Nuclear Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 9 2 2.403 298 861 1.159 0 33.151 45.377 0 0 3.764 488 0 580 0 0 88.092Importaciones 1.084 0 700 271 0 0 0 0 972 0 0 0 64 2.333 0 0 0 0 0 0 0 754 6.177Exportaciones -332 -960 0 0 -117 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.062 -1.935 -3.894 0 0 -49 0 -313 0 -8.662Variaciones de Stock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Oferta Total Energía Primaria 752 -960 700 271 -117 9 2 2.403 1.269 861 1.159 0 33.215 46.648 -1.935 -3.894 3.764 488 -49 580 -313 754 85.607Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -821 0 0 0 0 0 0 0 0 -821Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 1.557 14.440 2.834 0 0 0 0 0 0 0 0 -33.207 0 1.459 7.399 0 0 1.511 0 1.435 916 -1.654Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -5.447 3.379 708 0 0 1.361 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -610 0 0 0 0 0 0 0 0 -610Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -466 0 294 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -172Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Destilería Etanol 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 229 0 0 0 -613 0 0 0 0 0 0 0 0 0 342 0 -636 571 -108Centrales Electricas SP Interconectados 10.121 0 -483 -2.288 0 0 -2 -2.403 -634 0 0 0 0 -10.974 0 0 -3.737 -318 0 0 0 0 -10.717Centrales Electricas SP Aislados 221 0 -57 0 0 -9 0 0 0 0 0 0 0 -417 0 0 -10 -6 0 0 0 0 -279Transmision y Distribucion EE -1.345 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.345Autoproductores 1.285 0 -519 -162 0 0 0 0 -16 -88 -409 0 0 -2.596 0 0 -17 0 0 -83 0 -1.238 -3.841Total Transformacion 10.282 1.557 13.381 384 229 -9 -2 -2.403 -1.262 -554 -409 294 -33.207 -20.865 4.838 8.107 -3.764 -324 3.215 -83 799 249 -19.547Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Residencial 2.747 93 0 0 0 0 0 0 0 85 0 294 0 8.497 1.713 0 0 74 0 0 0 0 13.503Comercial y Publico 2.462 0 67 42 0 0 0 0 0 94 0 0 0 1.747 277 0 0 0 0 0 0 0 4.689Industria 5.337 0 121 141 111 0 0 0 0 128 750 0 0 6.927 423 0 0 0 253 422 408 346 15.367Transporte 68 502 7.912 53 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.678 0 3.590 0 0 0 0 0 0 14.804Agropecuario 100 0 5.955 180 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 77 0 0 90 0 75 0 0 6.477No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.383 411 620 0 0 2.816 0 0 10 5.239Consumo Propio 320 2 27 238 0 0 0 0 7 0 0 0 9 4.551 2 2 0 0 97 0 78 648 5.981Demanda Total 11.034 597 14.081 655 111 0 0 0 7 307 750 294 9 25.783 2.903 4.212 0 164 3.166 497 487 1.003 66.060 �


666

Escenario Tendencial Año 2013 en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Residual Fuel Oil Coque Metalúrgico Bioetanol Solar Geotermia Nuclear Biomasa Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica Biodiesel No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 0 38 59 4.308 2.884 696 928 1.700 0 35.146 49.462 0 0 4.202 1.476 0 0 653 0 0 101.552Importaciones 1.290 0 0 2.173 0 0 0 0 0 0 892 0 0 0 0 8.392 0 0 0 0 0 326 0 0 331 13.405Exportaciones -309 -972 0 0 -124 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.278 -2.695 -4.313 0 0 0 0 0 -312 0 -10.003Variaciones de Stock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Oferta Total Energía Primaria 981 -972 0 2.173 -124 0 38 59 4.308 2.884 1.589 928 1.700 0 35.146 56.576 -2.695 -4.313 4.202 1.476 0 326 653 -312 331 104.954Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -895 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -895Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 1.648 17.361 918 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -35.137 0 1.544 7.829 0 0 0 1.599 0 1.519 970 -1.750Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -6.619 4.105 860 0 0 0 1.654 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -741 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -741Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -541 0 342 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -199Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Destilería Etanol 0 0 0 0 0 133 0 0 0 -218 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -85Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.665 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 901 0 0 0 0 -1.764Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 260 0 0 0 0 0 -697 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 389 0 -724 649 -123Centrales Electricas SP Interconectados 13.074 0 -703 -2.303 0 0 0 -59 -4.308 0 -866 0 0 0 0 -13.388 0 0 -4.168 -1.275 -37 0 0 0 0 -14.033Centrales Electricas SP Aislados 214 0 -55 0 0 0 -38 0 0 0 0 0 0 0 0 -372 0 0 -18 -29 -3 0 0 0 0 -300Transmision y Distribucion EE -1.730 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.730Autoproductores 1.499 0 -701 -170 0 0 0 0 0 0 -18 -88 -770 0 0 -2.532 0 0 -17 0 -37 0 -83 0 -775 -3.691Total Transformacion 13.056 1.648 15.903 -1.555 260 133 -38 -59 -4.308 -2.884 -1.581 -629 -770 342 -35.137 -24.547 5.649 8.689 -4.202 -1.304 824 3.642 -83 795 844 -25.312Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Residencial 3.354 63 0 0 0 0 0 0 0 0 0 71 0 342 0 10.089 1.767 0 0 61 0 0 0 0 0 15.746Comercial y Publico 3.067 0 61 31 0 0 0 0 0 0 0 93 0 0 0 2.334 243 0 0 0 2 0 0 0 0 5.831Industria 6.983 0 161 95 136 0 0 0 0 0 0 136 930 0 0 9.273 455 0 0 0 9 265 498 398 459 19.796Transporte 85 611 8.744 65 0 133 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3.311 0 3.789 0 0 434 0 0 0 0 17.170Agropecuario 136 0 6.909 167 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 93 0 0 111 377 0 72 0 0 7.864No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.048 393 585 0 0 0 3.598 0 0 8 6.633Consumo Propio 412 3 28 261 0 0 0 0 0 0 8 0 0 0 9 4.974 3 3 0 0 3 106 0 85 708 6.601Demanda Total 14.037 676 15.903 618 136 133 0 0 0 0 8 299 930 342 9 32.029 2.954 4.377 0 172 824 3.968 570 484 1.175 79.642 Escenario Tendencial Año 2018

en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Residual Fuel Oil Coque Metalúrgico Bioetanol Solar Geotermia Nuclear Biomasa Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica Biodiesel No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 0 59 67 6.809 3.325 842 1.023 2.325 0 40.417 51.055 0 0 5.790 2.313 0 0 751 0 0 114.776Importaciones 1.290 0 0 976 0 0 0 0 0 0 875 0 0 0 0 17.480 0 0 0 0 0 564 0 0 144 21.328Exportaciones -309 -1.144 0 0 -131 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.560 -3.673 -5.295 0 0 0 0 0 -460 0 -12.572Variaciones de Stock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Oferta Total Energía Primaria 981 -1.144 0 976 -131 0 59 67 6.809 3.325 1.716 1.023 2.325 0 40.417 66.975 -3.673 -5.295 5.790 2.313 0 564 751 -460 144 123.533Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -924 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -924Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 1.895 19.965 1.055 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -40.407 0 1.775 9.004 0 0 0 1.839 0 1.747 1.115 -2.013Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -7.852 4.870 1.020 0 0 0 1.962 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -879 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -879Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -614 0 388 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -226Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Destilería Etanol 0 0 0 0 0 146 0 0 0 -240 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -94Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -3.086 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.043 0 0 0 0 -2.043Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 288 0 0 0 0 0 -772 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 431 0 -801 719 -136Centrales Electricas SP Interconectados 16.444 0 -830 -1.271 0 0 0 -67 -6.809 0 -918 0 0 0 0 -16.027 0 0 -5.754 -2.088 -44 0 0 0 0 -17.362Centrales Electricas SP Aislados 263 0 -116 0 0 0 -59 0 0 0 0 0 0 0 0 -444 0 0 -19 -36 -6 0 0 0 0 -416Transmision y Distribucion EE -2.145 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.145Autoproductores 1.568 0 -699 -171 0 0 0 0 0 0 -18 -123 -1.221 0 0 -2.420 0 0 -17 0 -37 0 -116 0 -656 -3.909Total Transformacion 16.130 1.895 18.321 -386 288 146 -59 -67 -6.809 -3.325 -1.707 -737 -1.221 388 -40.407 -28.545 6.645 10.023 -5.790 -2.123 956 4.232 -116 945 1.177 -30.146Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Residencial 3.958 41 0 0 0 0 0 0 0 0 0 57 0 388 0 11.593 1.783 0 0 60 0 0 0 0 0 17.879Comercial y Publico 3.647 0 49 38 0 0 0 0 0 0 0 90 0 0 0 2.848 218 0 0 0 2 0 0 0 0 6.893Industria 8.723 0 208 59 157 0 0 0 0 0 0 139 1.104 0 0 11.780 475 0 0 0 17 267 573 393 540 24.435Transporte 101 708 9.925 75 0 146 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4.014 0 4.158 0 0 491 0 0 0 0 19.620Agropecuario 176 0 8.108 134 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 106 0 0 130 442 0 62 0 0 9.157No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.757 387 567 0 0 0 4.412 0 0 7 8.130Consumo Propio 507 3 30 285 0 0 0 0 0 0 9 0 0 0 10 5.438 3 3 0 0 3 116 0 93 774 7.273Demanda Total 17.111 751 18.321 590 157 146 0 0 0 0 9 287 1.104 388 10 38.430 2.972 4.728 0 190 956 4.795 635 486 1.321 93.387


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Escenario Tendencial Año 2025

en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Residual Fuel Oil Coque Metalúrgico Bioetanol Solar Geotermia Nuclear Biomasa Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica Biodiesel No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 0 78 78 11.501 3.926 988 1.133 2.912 0 47.914 55.017 0 0 6.897 3.102 0 0 819 0 0 134.364Importaciones 1.290 0 0 901 0 0 0 0 0 0 850 0 0 0 0 26.569 0 0 0 0 0 862 0 0 0 30.472Exportaciones -309 -1.382 0 0 -140 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.560 -5.045 -6.793 0 0 0 0 0 -694 0 -15.924Variaciones de Stock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Oferta Total Energía Primaria 981 -1.382 0 901 -140 0 78 78 11.501 3.926 1.838 1.133 2.912 0 47.914 80.026 -5.045 -6.793 6.897 3.102 0 862 819 -694 0 148.912Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -996 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -996Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 2.247 23.668 1.251 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -47.902 0 2.104 10.674 0 0 0 2.180 0 2.071 1.322 -2.386Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -9.394 5.827 1.220 0 0 0 2.347 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.052 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.052Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -720 0 455 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -265Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Destilería Etanol 0 0 0 0 0 161 0 0 0 -265 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -103Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -3.662 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.238 0 0 0 0 -2.424Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 317 0 0 0 0 0 -850 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 475 0 -882 791 -150Centrales Electricas SP Interconectados 20.619 0 -1.656 -1.412 0 0 0 -78 -11.501 0 -960 0 0 0 0 -18.521 0 0 -6.838 -2.808 -87 0 0 0 0 -23.242Centrales Electricas SP Aislados 264 0 -99 0 0 0 -78 0 0 0 0 0 0 0 0 -499 0 0 -27 -64 -5 0 0 0 0 -508Transmision y Distribucion EE -2.651 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.651Autoproductores 1.847 0 -834 -170 0 0 0 0 0 0 -18 -158 -1.630 0 0 -2.926 0 0 -32 0 -44 0 -149 0 -385 -4.500Total Transformacion 20.078 2.247 21.080 -331 317 161 -78 -78 -11.501 -3.926 -1.828 -878 -1.630 455 -47.902 -33.388 7.931 11.894 -6.897 -2.872 1.101 5.002 -149 1.188 1.728 -38.276Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Residencial 4.827 20 0 0 0 0 0 0 0 0 0 35 0 455 0 13.686 1.753 0 0 78 0 0 0 0 0 20.854Comercial y Publico 4.386 0 24 79 0 0 0 0 0 0 0 87 0 0 0 3.423 198 0 0 0 1 0 0 0 0 8.198Industria 10.868 0 274 25 177 0 0 0 0 0 0 132 1.282 0 0 14.849 458 0 0 0 23 245 635 388 582 29.938Transporte 120 842 11.498 89 0 161 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.052 0 4.590 0 0 569 0 0 0 0 22.921Agropecuario 227 0 9.250 55 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 119 0 0 152 505 0 35 0 0 10.342No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3.468 354 508 0 0 0 5.488 0 0 6 9.823Consumo Propio 631 3 35 323 0 0 0 0 0 0 10 0 0 0 12 6.161 3 3 0 0 4 131 0 106 877 8.297Demanda Total 21.058 865 21.080 570 177 161 0 0 0 0 10 254 1.282 455 12 46.638 2.886 5.101 0 230 1.101 5.864 670 494 1.465 110.372 Escenario Estructural Año 2008

en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Fuel Oil Coque Metalúrgico Biogas Solar Geotermia Nuclear Biomasa Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 0 152 1 2.364 14 297 754 1.131 0 31.923 43.773 0 0 3.604 486 0 574 0 0 85.074Importaciones 1.084 0 700 349 0 0 0 0 0 0 967 0 0 0 0 2.333 0 0 0 0 0 0 0 811 6.244Exportaciones -118 -909 0 0 -122 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.153 -2.052 -3.692 0 0 -39 0 -264 0 -8.350Variaciones de Stock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Oferta Total Energía Primaria 966 -909 700 349 -122 0 152 1 2.364 14 1.264 754 1.131 0 31.923 44.953 -2.052 -3.692 3.604 486 -39 574 -264 811 82.968Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -792 0 0 0 0 0 0 0 0 -792Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 1.497 13.879 2.724 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -31.914 0 1.402 7.111 0 0 1.453 0 1.379 881 -1.590Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -5.249 3.256 682 0 0 1.312 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -588 0 0 0 0 0 0 0 0 -588Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -393 0 248 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -145Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 3 0 0 0 -14 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -11Destilería Etanol 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 230 0 0 0 0 0 -617 0 0 0 0 0 0 0 0 0 345 0 -641 575 -109Centrales Electricas SP Interconectados 9.710 0 -475 -2.250 0 0 0 -1 -2.364 0 -623 0 0 0 0 -10.343 0 0 -3.570 -313 0 0 0 0 -10.230Centrales Electricas SP Aislados 221 0 -57 0 0 0 -9 0 0 0 0 0 0 0 0 -417 0 0 -10 -6 0 0 0 0 -279Transmision y Distribucion EE -1.321 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.321Autoproductores 1.263 0 -403 -162 0 0 0 0 0 0 -16 -88 -409 0 0 -2.596 0 0 -24 0 0 -83 0 -1.273 -3.790Total Transformacion 9.872 1.497 12.944 311 230 3 -9 -1 -2.364 -14 -1.256 -481 -409 248 -31.914 -19.985 4.658 7.793 -3.604 -319 3.109 -83 739 182 -18.854Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Residencial 2.813 92 0 0 0 0 127 0 0 0 0 82 0 248 0 7.817 1.527 0 0 74 0 0 0 0 12.780Comercial y Publico 2.388 0 59 37 0 0 4 0 0 0 0 66 0 0 0 1.684 203 0 0 0 0 0 0 0 4.441Industria 5.143 0 88 162 108 0 0 0 0 0 0 125 722 0 0 6.719 410 0 0 0 246 421 397 336 14.876Transporte 67 493 7.801 52 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.859 0 3.499 0 0 0 0 0 0 14.771Agropecuario 113 0 5.669 170 0 3 11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 66 0 0 94 0 71 0 0 6.197No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.339 398 600 0 0 2.727 0 0 9 5.073Consumo Propio 314 2 27 238 0 0 0 0 0 0 7 0 0 0 8 4.551 2 2 0 0 97 0 78 648 5.975Demanda Total 10.838 588 13.644 660 108 3 143 0 0 0 7 273 722 248 8 24.968 2.605 4.101 0 167 3.069 492 475 993 64.114


668


en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Fuel Oil Coque Metalúrgico Biogas Etanol Solar Geotermia Nuclear Biomasa Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica Biodiesel No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 0 0 387 59 4.257 4.241 718 689 1.571 0 31.509 45.684 0 0 4.065 1.488 0 0 627 0 0 95.294Importaciones 1.369 0 0 2.017 0 0 0 0 0 0 0 843 0 0 0 0 8.392 0 0 0 0 0 359 0 0 389 13.369Exportaciones -269 -827 0 0 -135 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.301 -2.955 -3.900 0 0 0 0 0 -212 0 -10.598Variaciones de Stock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Oferta Total Energía Primaria 1.100 -827 0 2.017 -135 0 0 387 59 4.257 4.241 1.562 689 1.571 0 31.509 51.775 -2.955 -3.900 4.065 1.488 0 359 627 -212 389 98.065Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -827 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -827Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 1.477 15.564 822 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -31.499 0 1.384 7.019 0 0 0 1.434 0 1.362 869 -1.569Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -6.056 3.756 787 0 0 0 1.513 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -678 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -678Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -367 0 232 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -135Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 7 0 0 0 0 -36 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -29Destilería Etanol 0 0 0 0 0 0 184 0 0 0 -302 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -118Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -3.902 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.319 0 0 0 0 -2.583Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 254 0 0 0 0 0 0 -680 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 380 0 -706 633 -120Centrales Electricas SP Interconectados 11.911 0 -630 -2.143 0 0 0 0 -59 -4.257 0 -855 0 0 0 0 -11.250 0 0 -4.030 -1.260 -33 0 0 0 0 -12.607Centrales Electricas SP Aislados 214 0 -54 0 0 0 0 -38 0 0 0 0 0 0 0 0 -372 0 0 -18 -29 -3 0 0 0 0 -300Transmision y Distribucion EE -1.417 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.417Autoproductores 1.412 0 -567 -110 0 0 0 0 0 0 0 -18 -88 -770 0 0 -2.429 0 0 -17 0 -30 0 -83 0 -775 -3.474Total Transformacion 12.120 1.477 14.312 -1.431 254 7 184 -38 -59 -4.257 -4.241 -1.554 -454 -770 232 -31.499 -21.613 5.140 7.805 -4.065 -1.288 1.253 3.327 -83 655 728 -23.858Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Residencial 3.245 61 0 0 0 0 0 303 0 0 0 0 64 0 232 0 8.800 1.249 0 0 61 0 0 0 0 0 14.016Comercial y Publico 2.792 0 46 24 0 0 0 17 0 0 0 0 50 0 0 0 2.075 134 0 0 19 2 0 0 0 0 5.159Industria 6.548 0 100 93 119 0 0 0 0 0 0 0 120 802 0 0 8.533 402 0 0 0 11 232 483 358 401 18.202Transporte 82 587 8.224 62 0 0 184 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3.799 0 3.403 0 0 628 0 0 0 0 16.970Agropecuario 171 0 5.914 146 0 7 0 29 0 0 0 0 0 0 0 0 0 62 0 0 119 610 0 62 0 0 7.119No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.981 335 500 0 0 0 3.347 0 0 8 6.171Consumo Propio 382 2 28 261 0 0 0 0 0 0 0 8 0 0 0 9 4.974 2 2 0 0 3 106 0 85 708 6.571Demanda Total 13.220 651 14.312 585 119 7 184 349 0 0 0 8 234 802 232 9 30.163 2.185 3.906 0 199 1.253 3.685 545 444 1.117 74.208 Escenario Estructural Año 2018

en Ktep Electricidad Kerosene Diesel Fuel Oil Coque Metalúrgico Biogas Etanol Solar Geotermia Nuclear Hidrogeno Biomasa Carbon Mineral Leña Bagazo Carbon Vegetal Petroleo Gas Natural Gas Licuado Gasolina Motor Hidro Eolica Biodiesel No Energetico Otras Primarias Otras Secundarias Gases TotalProduccion 0 0 0 0 0 0 0 610 65 6.790 0 5.960 1.037 648 2.094 0 33.692 47.259 0 0 6.686 2.460 0 0 670 0 0 107.971Importaciones 1.648 0 0 474 0 0 0 0 0 0 0 0 792 0 0 0 0 12.936 0 0 0 0 0 667 0 0 259 16.776Exportaciones -738 -871 0 0 -147 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -3.312 -3.808 -4.520 0 0 0 0 0 -280 0 -13.675Variaciones de Stock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Oferta Total Energía Primaria 910 -871 0 474 -147 0 0 610 65 6.790 0 5.960 1.830 648 2.094 0 33.692 56.883 -3.808 -4.520 6.686 2.460 0 667 670 -280 259 111.072Balance Petroleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -855 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -855Balance de Carbón Mineral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Balance de Nuclear 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Refinerías 0 1.580 16.642 879 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -33.682 0 1.480 7.505 0 0 0 1.533 0 1.456 929 -1.678Centros de gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -6.660 4.131 865 0 0 0 1.664 0 0 0 0Transmision y Distribucion GN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -746 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -746Carbonera 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -333 0 210 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -123Plantas de Hidrogeno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 21 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -119 0 0 0 0 0 -98Plantas de Biogas 0 0 0 0 0 12 0 0 0 0 0 -61 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -50Destilería Etanol 0 0 0 0 0 0 249 0 0 0 0 -408 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -159Planta Biodiesel 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -5.491 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.856 0 0 0 0 -3.635Coquería y Alto Horno 0 0 0 0 273 0 0 0 0 0 0 0 -732 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 409 0 -760 681 -129Centrales Electricas SP Interconectados 14.351 0 -624 -723 0 0 0 0 -65 -6.790 0 0 -1.071 0 0 0 0 -10.780 0 0 -6.647 -2.053 -33 0 0 0 0 -14.434Centrales Electricas SP Aislados 251 0 -104 0 0 0 0 -59 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -405 0 0 -22 -45 -5 0 0 0 0 -389Transmision y Distribucion EE -1.662 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.662Autoproductores 1.407 0 -475 -111 0 0 0 0 0 0 0 0 -18 -122 -1.218 0 0 -2.181 0 0 -17 0 -25 0 -115 0 -655 -3.532Total Transformacion 14.348 1.580 15.439 46 273 12 249 -59 -65 -6.790 21 -5.960 -1.821 -455 -1.218 210 -33.682 -21.628 5.610 8.370 -6.686 -2.217 1.792 3.606 -115 696 956 -27.488Diferencias Estadisticas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Residencial 3.589 41 0 0 0 0 0 458 0 0 0 0 0 53 0 210 0 9.630 1.010 0 0 61 0 0 0 0 0 15.054Comercial y Publico 3.094 0 31 15 0 0 0 36 0 0 0 0 0 28 0 0 0 2.375 78 0 0 38 3 0 0 0 0 5.698Industria 7.860 0 111 44 125 0 0 6 0 0 0 0 0 112 876 0 0 10.341 386 0 0 0 19 214 508 323 434 21.359Transporte 95 666 8.928 70 0 0 249 0 0 0 21 0 0 0 0 0 0 4.830 0 3.446 0 0 905 0 0 0 0 19.209Agropecuario 232 0 6.339 106 0 12 0 50 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 54 0 0 144 862 0 47 0 0 7.844No Energetico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.643 272 402 0 0 0 3.943 0 0 6 7.266Consumo Propio 388 3 30 285 0 0 0 0 0 0 0 0 9 0 0 0 10 5.438 3 3 0 0 3 116 0 93 774 7.154Demanda Total 15.258 709 15.439 520 125 12 249 550 0 0 21 0 9 193 876 210 10 35.256 1.803 3.850 0 243 1.792 4.273 555 417 1.215 83.584

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