las cifras del petróleo y del gas · el día del petróleo en conmemoración del descu-brimiento...

Editor Martín KaindlCoordinación Romina SchommerEstadísticas Roberto LópezDiseño y Producción Cruz Arcieri & AsociadosImpresión ArtPress

©Instituto Argentino del Petróleo y del GasQueda hecho el depósito que previene la ley 11.723Reservados todos los derechos.

Las cifras del petróleo y del gas : 50 años petrotecnia / edición literaria a cargo de Martín Kaindl. - 1a ed. - Buenos Aires : Inst. Argentino del Petróleo y del Gas, 2010.64 p. : il. ; 20x28 cm.

ISBN 978-987-9139-55-4

1. Recursos. 2. Petroleo. 3. Gas. I. Kaindl, Martín, ed. lit.CDD 333.8

Fecha de catalogación: 01/11/2010

Esta edición de 5000 ejemplares, se terminó de imprimir en ArtPress, en noviembre 2010, en Buenos Aires, Argentina.

Las cifras del petróleo y del gas

50 años de Petrotecnia

3IAPG: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas

Este libro ha sido posible gracias al apoyo de las siguientes empresas:

Bolland & Cía. SA

Camuzzi Gas Pampeana SA

Chevron Argentina SRL

Compañía General de Combustibles SA

Constructora Norberto Oberdrecht SA

Distribuidora de Gas Centro - Cuyo SA (Ecogas)

Emgasud SA

Gas Natural BAN SA

Gas Nor SA

Litoral Gas SA

Medanito SA

Metrogas SA

Occidental Argentina Exploration & Production Inc.

Pan American Energy LLC.

Petrobras Argentina SA

Pluspetrol SA

Rafael G. Albanesi SA

Tecpetrol SA

Tenaris (Siderca SA)

Total Austral SA

Transportadora de Gas del Norte SA

Transportadora de Gas del Sur SA

Wintershall Energía SA

YPF SA


4 IAPG: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas

E n enero de 1960, cuando la Argentina aún tenía 20.013.793 habitantes

pero ya contaba con un consumo de 15 millones de toneladas de

petróleo, apareció el primer número de una revista llamada Petrotecnia.

Era la versión perfeccionada del primer órgano de difusión del por entonces

Instituto Argentino del Petróleo, creado en 1957 como sección nacional del

Instituto Sudamericano del Petróleo. Sus fundadores habían sido un puñado

de profesionales del petróleo, inquietos y ávidos por demostrar a través de

una publicación las actividades de la industria de los hidrocarburos, que

avanzaba con paso firme en el país al punto de convertirse en motor de

progreso y de poblamiento de los rincones más alejados.

Desde la Patagonia hasta el noroeste argentino, allí donde a principios

de siglo apenas podía encontrarse un poblador por hectárea, los

campamentos habían crecido alrededor de los pozos y ya se convertían en

pueblos o en ciudades. La industria petrolera tenía por delante un camino

excepcionalmente prometedor de crecimiento y de prosperidad. Se vivía,

pues, el momento histórico adecuado para que floreciera en el horizonte

argentino una industria de hidrocarburos de gran jerarquía que pondría al

país en el mapa de los productores del mundo.

Petrotecnia llegó en ese momento para cumplir importante misión:

acompañar este crecimiento imparable de la industria petrolera poniendo

a disposición de los profesionales todo el acervo intelectual y técnico

de los expertos más renombrados para “estimular el perfeccionamiento

tecnológico” y alcanzar así “el nivel de los países más desarrollados”, como

se manifestaba en su primer editorial, en 1960.

Como órgano oficial de fuerte vocación institucional, Petrotecnia buscaba

“fomentar y coordinar el estudio del petróleo y sus derivados, tanto desde

el punto de vista científico, estadístico y económico, como del técnico,

relativo a su exploración, explotación, transporte, industrialización y

distribución…”, se anunciaba. Y se agregaba: “Al fomentar la información



y el intercambio técnico entre los diversos sectores, cumplirá también la

misión de favorecer un necesario acercamiento entre los profesionales de la

especialidad alentando la conjunción de esfuerzos como factor determinante

del éxito”.

¿En qué ha podido medirse ese éxito? No sólo en los numerosos premios

que recibió Petrotecnia a lo largo de su historia —como los APTA Rizzuto,

con los que la Asociación de la Prensa Técnica Argentina reconoce la calidad

de los contenidos técnicos—, sino también en tener conciencia de que esta

revista se fue convirtiendo a lo largo de los años, de manera natural, en el

referente por excelencia de los trabajadores del petróleo. Y, desde 1996, en

consonancia con la desregulación del down stream del gas, también de los

hombres del gas natural, quienes decidieron incorporarse al Instituto, a

partir de entonces denominado Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.

Porque Petrotecnia se lee tanto en las oficinas como en la boca de pozo.

Puede enorgullecerse de tener un lugar privilegiado en las bibliotecas de

los institutos especializados, ámbitos académicos, Ministerios de Energía

y de los profesionales del sector. Pero además, ha sido desde su creación

la compañera inefable que viaja en las camionetas que se internan en

el campo, por donde aún no existe siquiera camino, y que transitan en

completa soledad, a veces por horas, la inmensidad de la Argentina,

amparadas sólo por esos atardeceres anaranjados que presagian viento.

Petrotecnia cumple hoy cincuenta años de vida. No llegó a estos

días merced al esfuerzo de pocos, sino gracias al tesón, entusiasmo e

inteligencia de todos los integrantes de la comunidad del petróleo y del gas,

decididamente encaminados a mantener la excelencia de esta industria. Este

libro fue diseñado para celebrar este acontecimiento histórico, libro que el

lector tiene hoy en sus manos y que le permitirá conocer la evolución de la

industria en los últimos cincuenta años y contar con datos estadísticos de

ese período.



Las cifras del petróleo y del gas50 años de Petrotecniapor el Ing. Ernesto A. López Anadón



E n sus cincuenta años de vida, Petrotecnia fue testigo y difusor del desarrollo de la industria del petróleo y del gas en nuestro país, tanto

de sus transformaciones tecnológicas como de las distintas políticas del sector. En este libro, pretende-mos analizar algunos aspectos de estas transforma-ciones durante dicho período.

El nacimiento de una industriaLa industria de los hidrocarburos lleva más de

cien años de trabajo constante en la Argentina. Du-rante este largo período, supo constituirse como un sector clave y adaptarse a las distintas formas en las que se fue estructurando la actividad petrolera en nuestro país.

En un sentido amplio, se trata de una industria minera o extractiva dedicada a la búsqueda, a la extracción y al procesamiento de hidrocarburos para obtener los subproductos que utilizamos tanto en el agro, la industria y en nuestra vida cotidiana. Comienza con la prospección, continúa con la ex-tracción y el transporte de los hidrocarburos y ter-mina con la elaboración y posterior distribución y comercialización de los subproductos obtenidos. Su actividad se desarrolla en un mercado globalizado, con permanentes intercambios regionales e inter-nacionales tanto de productos como de tecnología. Además, las empresas del sector operan también en dichos mercados internacionales, que compiten con el nuestro en su búsqueda por atraer inversiones.

En nuestro país, el 13 de diciembre se celebra el Día del Petróleo en conmemoración del descu-brimiento de petróleo en Comodoro Rivadavia, en 1907, en territorios fiscales de la Nación. Sin em-bargo, existen registros que indican que, ya desde 1787, se sabía de la existencia de un producto que brotaba naturalmente al que se denominaba “brea” o “querosene”, entre otras acepciones.

El primer intento de una explotación petrolera fue una iniciativa privada que data de 1865, cuando Leonardo Villa pide a la Cámara de Diputados de la Nación un privilegio exclusivo por quince años para la fabricación y elaboración de aceite de chapapote o querosene y la propiedad de algunas cuadras de terreno donde estaban situadas las minas en la pro-vincia de Jujuy.

La discusión parlamentaria, en la cual partici-paron Alsina y Sarmiento, fue muy interesante y revela el desconocimiento que se tenía en aquella

época de este combustible. El debate giró sobre si el pedido debería abordarse según la ley de patentes o si se trataba de una concesión comprendida en la ley de minas. Asimismo, se discutió qué autoridad debería otorgar la concesión: las provincias donde se hallaban las minas de petróleo o la nación, a lo cual triunfó la tesis que se inclinaba por la primera opción.

Si bien las trabas legales y el estado de organiza-ción general en que se encontraba el país en aquel momento dieron en tierra con el pedido de Villa, este es considerado el precursor de la industria pe-trolera, ya que su gestión tuvo la virtud de conmo-ver la apatía y provocar la inquietud del Gobierno frente a los asuntos petroleros. Además, la discusión parlamentaria despertó la expectativa pública sobre la posibilidad de crear una industria petrolera en nuestro país.

Las primeras perforaciones registradas en bús-queda de petróleo se llevaron a cabo en Mendoza durante 1880, en Salta durante 1882, en Jujuy du-rante 1883 y en Neuquén durante 1904. La primera refinación comercial de petróleo data del año 1876, cuando se destiló querosene en Jujuy para ser uti-lizado como combustible para iluminación. Todos estos primeros pasos fueron dados por empresas privadas que, hasta 1907, habían perforado unos cuarenta y seis pozos. Como consecuencia, el país se había convertido en uno de los pioneros en la inci-piente actividad petrolera.

Una vez iniciada la explotación estatal de petró-leo, a partir del descubrimiento de Comodoro Riva-davia, la industria creció de manera sostenida.

En 1909, el presidente Figueroa Alcorta decidió apoyar cautelosamente la nueva industria petrole-ra y pidió al Congreso que votara una partida de 500.000 pesos para que el Estado emprendiera la producción petrolera sobre bases sólidas. Para com-patibilizar este pedido con los deseos de los legis-ladores, decretó una importante reducción de la reserva del Estado e incorporó en la legislación pro-puesta una disposición que permitía al Presidente dividir la reserva del Estado en parcelas y rematarlas en subasta pública en caso de que la acción de go-bierno resultara ineficaz después de cinco años.

En 1910, asumió la Presidencia de la República Roque Sáenz Peña, quien enseguida demostró su intención de seguir una política petrolera más vigo-rosa que la de Figueroa Alcorta. Así, a dos meses de su asunción, el 24 de diciembre de 1910, Sáenz Peña



decidió revitalizar la explotación petrolera y reor-ganizarla a partir de la creación de un organismo comercial. Con este fin, creó la Dirección General de Explotación del Petróleo de Comodoro Rivadavia y dictó un decreto donde le transfería la administra-ción de los yacimientos del Estado. Este decreto no sólo establecía el nuevo marco institucional, sino que también planteaba con claridad los objetivos: produ-cir y vender petróleo, “especialmente a la marina y a los ferrocarriles nacionales”.

El 3 de junio de 1922, casi al final de su gestión, el por entonces presidente Hipólito Yrigoyen decidió reorganizar el sector petrolero y creó la Dirección General de Yacimientos Petrolíferos Fiscales, de-pendiente del Ministerio de Agricultura. Durante la presidencia de Marcelo T. de Alvear, YPF logró la autarquía el 23 de abril de 1923 y, conducida por el ingeniero Enrique Mosconi, se consolidó como un actor central en la industria argentina de los hidro-carburos. En ese momento, Mosconi se propuso tres objetivos fundamentales para YPF: convertirla en una empresa integrada, regular el mercado y lograr el autoabastecimiento. Desde ese entonces, la Argentina explotó sus recursos hidrocarburíferos de manera totalmente regulada y con una partici-pación cuasi monopólica de YPF durante más de sesenta años, en los cuales no pudo alcanzar el obje-tivo del autoabastecimiento.

En 1990, se determinó la privatización de la em-presa estatal y la desregulación del sector. Este cambio estructural dio un nuevo impulso a la industria y permitió la llegada de nuevas inversiones que eran in-dispensables para el desarrollo de la actividad, junto

a la necesidad de lograr una mayor eficiencia opera-tiva. El resultado fue un gran aumento en la produc-ción de hidrocarburos y el desarrollo de una industria capaz de competir en los mercados mundiales.

La importancia de la industria del petróleo y del gas en la Argentina

La Argentina basa su matriz energética primaria fundamentalmente en los hidrocarburos. Del to-tal de la energía que aquí se consume, casi el 90% proviene de estos, situación equiparable a la matriz energética mundial, donde los combustibles fósiles representan más del 80%, siendo también el petró-leo y el gas los más utilizados (ver fig. 1).

Para poder hacer frente a esta alta participación de los hidrocarburos, se requieren inversiones per-manentes en el sector. A modo de ejemplo, desde su desregulación, el sector del gas pasó de tener 4,5 millones de usuarios en 1993 a tener 7,4 millones en 2008, es decir, experimentó un crecimiento de nuevos consumidores en el orden del 64%. A su vez, este cambio implicó duplicar la capacidad de transporte y de redes de distribución de gas para poder abastecer a estos nuevos usuarios en más de cuatrocientas localidades donde, hasta entonces, no estaba presente.

De más está recalcar la importancia que para un país tiene disponer de energía suficiente a fin de mover a su sector productivo, sostener el transporte y man-tener la forma de vida de la población. Así como lo es para el presente, también es sumamente relevante que el país asegure el suministro energético a futuro. Contar

Matriz energética mundial - 200812.267 millones de TEP

Otros: 10%

Matriz energética nacional - 200880 millones de TEP

Otros: 19%

Fósiles: 90%Fósiles: 81%

Figura 1. Matriz energética mundial vs. matriz energética nacional. Consumo de energía primaria



cional –el sector agropecuario–, puede verse que, en el período 2002-2008, el sector del petróleo y del gas aportó, en materia de impuestos, unos 43.780 millo-nes de dólares, contra 27.895 millones aportados por el sector agropecuario, es decir, un 57% más.

Organización de la industriaDurante estos cincuenta años de Petrotecnia, la

revista fue testigo de las diversas formas organizati-vas en que se fue desarrollando la actividad según las distintas necesidades y posibilidades de cada momento histórico y del país.

Al comienzo, los recursos hidrocarburíferos se consideraron de dominio provincial, y la actividad estaba sustentada por los emprendimientos priva-dos. El descubrimiento de Comodoro Rivadavia da inicio a la intervención estatal en el sector, que se reafirma con la creación de YPF y la conducción del General Mosconi.

Para entender este proceso, es necesario recordar la experiencia que vivió la Argentina durante la Pri-mera Guerra Mundial por la falta de combustibles, lo que llevó a los representantes del nacionalismo económico del ejército a considerar al petróleo un tema fundamental. La conexión entre poder militar y recursos petroleros, una de las principales lec-ciones estratégicas de la guerra, representó el tema favorito de debate entre los militares en los años veinte. Mosconi fue el resultado de este fenómeno

con la denominada “seguridad de suministro” significa para el país en cuestión una ventaja competitiva, dado que si no se tiene la certeza de disponer de energía a futuro, difícilmente la industria pueda planificar su expansión y menos instalar nuevas plantas.

En nuestro país, a lo largo de más de cien años de explotación de petróleo y de gas, la industria ha sido sostén de muchas economías regionales; ha ayudado a poblar zonas inhóspitas, a formar profe-sionales, técnicos y expertos en temas energéticos; y ha incorporado las últimas tecnologías en toda su cadena de actividades.

Hoy no sólo contamos con la experiencia ne-cesaria para asegurar la mencionada seguridad de suministro, sino que también poseemos una vasta infraestructura (una extensa red de transporte y distribución de gas, refinerías, puertos de carga y descarga, conexiones internacionales, terminal de gas natural líquido, GNL) que permitirá que el país continúe desarrollándose y aproveche las ventajas que esta infraestructura conlleva, entre ellas, la instalación en forma flexible de fuentes de energía renovable, como la eólica o la solar.

En paralelo, se contribuye a aumentar el confort de los argentinos. Prueba de ello es el 40% de creci-miento del consumo de energía per cápita registra-do entre 1991 y 2008: pasó de 1,5 toneladas equiva-lentes de petróleo (TEP) en 1991 a 2,1 en 2008.

Si se compara la actividad de los hidrocarburos con la de uno de los sectores base de la economía na-

517

649 686

1258 1236

840

Reservainicial

ReservainicialProducción

Producción

Reposición

Reposición

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Reservafinal

708 708

Mill

ones

de

TEP

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Período 1973-1990 Período 1991-2008

Figura 2. Reposición de hidrocarburos (1973-1990) - (1991-2008)

Fuentes: Secretaría de Energía - Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios. Instituto Argentino del Petróleo y del Gas



Incorporación de reservasEn primer término, analizaremos la incorpora-

ción de reservas de estos dos períodos partiendo de las reservas iniciales en cada uno para luego restar la producción del intervalo y compararla, en última instancia, con la reserva final obtenida.

Empezaremos con la incorporación de reservas de hidrocarburos (petróleo más gas), dado que, en todo reservorio, coexisten ambos. Las cifras detalla-das a continuación se expresan en toneladas equiva-lentes de petróleo (TEP), incluidos gas y petróleo.

En la figura 2, se aprecia que, durante el lapso que fue de 1973 a 1990, se incorporaron 840 millo-nes de TEP y se produjeron 649; el período terminó con reservas de 708 millones de TEP. En el tramo si-guiente (1991-2008), se observa una notable mejora: la reposición de reservas aumentó un 47%, de 840 a 1236 millones de TEP. Por su parte, la producción casi se duplicó y pasó de 649 a 1258 millones de TEP.

Analicemos ahora el petróleo y el gas por separado.Si tenemos en cuenta únicamente el petróleo en

millones de m3 (fig. 3), vemos que, en el segundo período, hubo un aumento en la producción del 55% comparado con el primero, o sea, se pasó de 473 a 735 millones de m3. Asimismo, la reposición de reservas de petróleo aumentó el 173 %, de 324 a 886 millones de m3, casi el triple.

En la figura 4, tenemos el mismo análisis para el caso del gas natural (en miles de millones de m3). Se observa un aumento en la producción del gas del

ideológico de posguerra y, por eso, defendió activa-mente la causa petrolera dedicando su capacidad or-ganizativa a desarrollar la industria petrolera estatal.

En consecuencia, surgió un sector regulado y controlado por la empresa estatal que, pese a los esfuerzos de los distintos mandatos, nunca logró los niveles de inversión y eficiencia requeridos para satisfacer las necesidades de abastecimiento petrole-ro del país.

En la década de los noventa, se produjeron dos grandes transformaciones en la organización del sector: por un lado, la desregulación y privatización de YPF; por el otro, el traspaso del dominio de los hidrocarburos de la Nación a las provincias a partir de la reforma constitucional de 1994. El dominio de los recursos había sido fuente de discusión durante la primera mitad del siglo xx y se había resuelto a favor de la Nación con el artículo 40 de la Constitu-ción de 1949, cuyo contenido se mantuvo hasta la nueva constitución de 1994.

A modo ilustrativo, analizamos algunos datos de la actividad que nos permiten comparar los resultados de las distintas formas de organización del sector. Para ello, tomamos dos períodos representativos y simila-res en cantidad de años: un primer período regulado desde 1973 hasta 1990, en el que el Estado a través de YPF era regulador y operador del sector a la vez; y un segundo período desde 1991 hasta 2008, que corres-ponde a la etapa desregulada, donde las empresas fue-ron las responsables de la operación y de la inversión.

399473

324401

735

886

Reserva inicial

Producción

Reposición

Reposición

Reservafinal

Reservafinal

Reservainicial

Producción

205 205

Mill

ones

de

m3

0

900

600

800

1000

300

700

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400

200

100


Figura 3. Reposición de petróleo (1973-1990) - (1991-2008)




En cuanto al gas (fig. 6), en las últimas dos dé-cadas, su producción aumentó de manera sostenida hasta alcanzar el pico máximo histórico, con 52 mi-les de millones de m3 en 2004. A partir de entonces, sufrió una pequeña baja hasta llegar a los 48,5 miles de millones de m3 correspondientes a 2009.

Si volvemos a la figura 2, nos daremos cuenta de que la producción total del segundo período supera con creces a la del primer período. También vere-mos que esta mayor producción total en el segundo período es casi igual a la incorporación de reservas de ese mismo lapso. Esto explica por qué, a pesar de que en dicho intervalo se superó ampliamente la incorporación de reservas del período anterior, las reservas finales fueron casi iguales a las primeras, lo que podría dar la errónea sensación de que se ha hecho poco en materia de reservas.

Esta sensación se profundiza más todavía cuan-do se usa el concepto de años de vida de las reservas de petróleo o de gas. Este índice, que no es sino el cociente entre las reservas remanentes al final del período y la producción del año anterior, sólo da una idea de la intensidad de explotación del recur-so: cuanto menor es el número, mayor es la intensi-dad de explotación.

En 1990 (fig. 2), las reservas equivalieron a 708 millones de TEP, y la producción de ese año fue de 44 millones de TEP. El cociente entre ambos, que constituye el índice que mencionamos en el párrafo anterior, da dieciséis años de “vida de las reservas”. En 2008, estas equivalieron a 686 millones de TEP, y

160%, de 282 miles de millones de m3 a 732, es de-cir, casi tres veces más. En cuanto a la reposición de reservas de gas, se nota una disminución del 16%, ya que pasa de 659 a 552 miles de millones de m3.

Aquí debemos aclarar que, entre 1973 y 1990, un solo descubrimiento tuvo un peso inusualmente rele-vante en el total de reservas incorporadas: se trató del yacimiento Loma La Lata, el más grande de la Argen-tina y uno de los dos más grandes de toda América del Sur. Este yacimiento, el más importante del país, se descubrió en 1978, es decir, sesenta años después del primer hallazgo en la cuenca neuquina, con una reserva de 290 miles de millones de m3, o sea, 10 TCF de gas y 20 millones de m3 de condensado.

Este hito marcó el comienzo del uso intensivo de gas en la Argentina. A partir de este descubrimiento, se construyeron los gasoductos Centro Oeste y Neuba, y se ampliaron las redes de distribución en las áreas que estos cubrían.

Fue tan relevante el impacto de Loma de La Lata en la incorporación de reservas de esa época que, si no lo tuviéramos en cuenta para este estudio, vería-mos que el monto remanente de reservas incorpora-das entre 1973 y 1990 fue de 369 miles de millones de m3, contra 552 miles de millones de m3 en el período 1991-2008, es decir, un 50% menos.

Producción de hidrocarburosLa producción de petróleo creció paulatinamen-

te hasta llegar a su pico máximo histórico en 1998, con 49 millones de m3 (fig. 5).

202

282

659

290

399

732

552

Reservainicial

Producción

Reposición

369

ReposiciónReserva

final

Reserva final

Reserva inicial

Producción

579

Mile

s de

mill

ones

de

m3

600

800

300

700

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400

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0


579

L.L.L.

Figura 4. Reposición de gas (1973-1990) - (1991-2008)




Medio ambiente, seguridad y calidad de servicios y productos

Previo al período de la desregulación argentina –desde 1989–, las condiciones de cuidado ambiental estaban todavía poco controladas. Sólo regía la Ley 21353 de 1970, que autorizaba la aceptación del Convenio Internacional para prevenir la contami-nación de los mares en las actividades vinculadas con los hidrocarburos.

A partir de la década de los noventa, en simultá-

la producción, fue de 75 millones de TEP; se aprecia aquí que el índice da nueve años.

Ahora bien, si utilizamos para ambos índices la producción de 1990 como denominador, el índice es prácticamente igual para 1990 que para 2008. Este resultado indica que, durante estos últimos veinte años, nos hemos consumido toda la incorpo-ración de reservas obtenidas a través de un esfuerzo inversor permanente, tanto en exploración como en desarrollo de los yacimientos.

Res

erva

s en

Mm

3

Año

Pro

ducc

ión

en M

m3

400.000

500.000 Producción

300.000

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30.000

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50.000

200.000

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09

Reservas

Figura 5. Reservas vs. producción de petróleo en 1991-2009


Res

erva

s en

MM

m3

Producción

Pro

ducc

ión

de M

Mm

3600.000

800.000

400.000

200.000

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91

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00

20

01

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20

03

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20

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20

09

Reservas

60.000

40.000

50.000

30.000

20.000

10.000

Figura 6. Reservas vs. producción de gas natural en 1991-2009




neo con la conciencia internacional cada vez mayor respecto de la necesidad de proteger el ambiente, la industria petrolera local realizó un importante progreso en la adecuación de sus instalaciones y actividades a mejores prácticas en la materia. Ello permitió enriquecer sus operaciones y también co-rregir impactos ambientales negativos heredados de décadas anteriores por la aplicación de usos y cos-tumbres que nunca fueron cuestionados por el Esta-do. La oportuna emisión de legislación al respecto contribuyó a orientar este esfuerzo.

Por ejemplo, en 1990, la Ley 24292 autorizó el Convenio Internacional contra la Contaminación por Hidrocarburos adoptado por la International Maritime Organization (OMI) en Londres. En cuan-to a las acciones concretas vinculadas con el trabajo cotidiano de la industria, la resolución SE 105 de 1992 aprobó las normas y los procedimientos para proteger el ambiente durante la etapa de explora-ción y explotación. Esta norma fue elaborada por la Secretaría de Energía, basada en una guía de reco-mendaciones preparada por este Instituto. Hoy, la industria petrolera es una de las que tiene los más altos estándares ambientales y las mayores inversio-nes y costos en dicho rubro.

Vale la pena destacar:Venteo• : la eliminación del venteo de gas, ya que, en los setenta, se había llegado a ventear hasta el 30% de la producción de gas en el afán de pro-ducir más petróleo. A partir de las obras para su captura y posterior reinyección a los reservorios, o bien para ser utilizado como consumo propio en las operaciones o para su posterior venta, el ven-teo fue prácticamente eliminado en los últimos años de la década de los noventa (ver tabla 1).Piletas• : el saneamiento y tapado de las más de 20.000 piletas que existían a principios de los noventa en las áreas productivas, y que habían sido construidas a lo largo de décadas anteriores, durante la etapa de perforación de los pozos, para recibir los residuos llevados a superficie por los fluidos de perforación. Estas piletas acumu-laban líquidos y sólidos diversos, y constituían un pasivo ambiental y un riesgo para la salud y la seguridad de la fauna local, aves migratorias, animales de cría, etcétera. Un intenso programa de saneamiento llevado a cabo por las empresas petroleras, previamente aprobado por las autori-dades de aplicación, permitió eliminar estos sitios contaminados y, además, modificar la práctica

Tabla 1

Producción de gas Gas aventado % en Mm3 en Mm3

1970 7.664.918 1.641.589 21,42

1971 8.117.060 1.660.730 20,46

1972 8.316.821 1.601.906 19,26

1973 8.914.381 1.827.044 20,50

1974 9.427.815 1.788.967 18,98

1975 10.275.106 2.278.324 22,17

1976 11.031.772 3.084.930 27,96

1977 11.662.746 3.156.701 27,07

1978 11.504.179 3.650.517 31,73

1979 12.815.343 3.852.512 30,06

1980 13.465.648 3.593.664 26,69

1981 13.629.016 3.002.240 22,03

1982 15.523.345 3.266.393 21,04

1983 17.180.631 3.038.955 17,69

1984 18.763.962 3.636.570 19,38

1985 19.113.137 3.618.742 18,93

1986 19.245.710 2.808.534 14,59

1987 19.168.050 2.403.620 12,54

1988 22.734.097 2.952.071 12,99

1989 24.206.889 2.686.781 11,10

1990 23.017.917 2.641.602 11,48

1991 23.815.487 2.342.991 9,84

1992 25.327.824 2.446.951 9,66

1993 26.729.139 2.856.339 10,69

1994 27.814.505 3.449.239 12,40

1995 30.504.986 3.147.570 10,32

1996 34.640.870 3.379.686 9,76

1997 37.076.093 2.017.711 5,44

1998 38.635.533 1.247.618 3,23

1999 42.425.814 905.566 2,13

2000 45.134.699 630.957 1,40

2001 45.974.424 636.670 1,38

2002 45.872.846 844.276 1,84

2003 50.666.669 1.135.449 2,24

2004 52.384.429 893.176 1,71

2005 51.572.743 691.203 1,34

2006 51.778.528 692.430 1,34

2007 5.1004.233 854.738 1,68

2008 50.507.507 858.783 1,70

2009 48.417.101 894.627 1,85



como “Ruidos en Plantas Compresoras y Plantas Reguladoras”, “Difusión de Olor en Plantas de Odorización” o “Control de la Emisión de Gases Contaminantes”.Integridad• : investigaciones sobre la “Integridad de los Ductos” y la “Evaluación de los Riesgos”, que condujeron a la ducción de accidentes y, en consecuencia, de las emisiones de metano.

Marco normativo• : se adoptaron las normas NAG-153, que especifican los criterios y las exi-

gencias mínimas para identificar y cuantificar impactos ambientales, así como para formular medidas preventivas y correctivas de dichos impactos. También establecen pautas y procedi-mientos comunes a los distintos estudios e in-formes ambientales durante las etapas de plani-ficación, diseño, construcción, operación, man-tenimiento y abandono o retiro de los sistemas de transmisión y distribución de gas. Y abarcan sus respectivas instalaciones complementarias: estudios ambientales previos, estudios de impac-to ambiental y programas de gestión ambiental para todos aquellos proyectos que así lo requie-ran, al tiempo que indica la obligatoriedad de que toda empresa que opere sistemas de trans-porte y distribución de gas cuente con un ma-nual de procedimientos ambientales. En síntesis, en los años transcurridos desde la

privatización de Gas del Estado, mucho se ha avan-zado en materia de cuidados ambientales y respues-tas responsables. Las transportistas y distribuidoras, además de optimizar estas iniciativas, han aportado e incorporado experiencias y estándares de los me-jores desempeños internacionales en su quehacer local. Hoy se evidencian resultados concretos a pe-sar del condicionamiento económico impuesto por la inamovilidad tarifaria.

Es destacable, además, la calidad y la evolución de los indicadores del cuidado del medio ambiente y de seguridad de personas e instalaciones. En este aspecto, es importante mencionar que, dentro del permanente compromiso que la industria tiene con las prácticas de Responsabilidad Social Empresarial, estas no sólo abarcan la dimensión de ayuda comu-nitaria, sino también aquellas que tienen que ver con los factores clave del negocio: los recursos hu-manos, la educación y el medio ambiente.

En conclusión, es notable el cambio producido a lo largo de estos últimos diecisiete años en la di-námica del sector. Se observaron aumentos signifi-

anterior para empezar a utilizar otras modalidades operativas, además de la inmediata reparación de los terrenos, una vez concluidos los trabajos de perforación.Piletas de purga• : la eliminación de las piletas de purga de los pozos productores, donde en el pasado se descargaba el petróleo producido por el pozo durante las tareas de reparación o pulling.Abandono de pozos inactivos• : la adecuación del abandono de pozos inactivos, conforme a su potencialidad y conveniencia económica de su uso futuro. Esta tarea, necesariamente gradual, fue encarada por la industria en los noventa. Se corrigieron también carencias de décadas anteriores durante las cuales no se había realizado un correcto abandono de las instalaciones en desuso.

Asimismo, se fijaron estándares internacionales para la elaboración de productos.

A principios de los noventa, se eliminó el uso nocivo de plomo en las gasolinas para el mercado interno. Esta decisión requirió inversiones en las refinerías, sobre todo en sus plantas de reforming; cambio de catalizadores; nuevas plantas de upgrading, de éteres y de hidrogenación de naftas. Al mismo tiempo, para reducir el contenido de aromáticos en las naftas y de azufre en las naftas y el gasoil, se necesitaron nuevas unidades de fraccionamiento de reforming y de naftas de FCC, y fue menester incre-mentar la severidad en los hidrotratamientos.

Como medida complementaria, la industria refinadora mejoró de modo sostenido sus procesos e instalaciones logísticas en materia de seguridad y medio ambiente. Por otro lado, se aplicaron las me-jores tecnologías disponibles para el almacenamien-to subterráneo y para el control de combustibles en las estaciones de servicio, en la búsqueda de lograr un servicio y una calidad de combustibles de niveles internacionales.

En transporte y distribución de gas natural, tam-bién se obtuvieron importantes mejoras, entre las que se destacan:

Fugas• : la reducción de emisiones fugitivas de metano a la atmósfera mediante el reemplazo de instalaciones antiguas –cañerías de conducción y servicios domiciliarios– y la optimización de las operaciones vinculadas.Metano• : mayor control de las emisiones de metano.Indicadores• : la adopción de indicadores de protección ambiental y calidad de servicio, tales



para obtener 1 m3 de petróleo. Ante este panorama, ¿qué podemos esperar para el futuro?

Si proyectamos la producción y las reservas de petróleo para el período 2010-2020 tomando como tasa de declinación una que siga la tendencia de lo ocurrido en los últimos diez años en cada una de las cuencas productivas e incorporando las reservas obtenidas a través de las inversiones en manteni-miento de la producción y en exploración, puede verse que la producción declinará hasta alcanzar los 29.000 millones de m3 en el año 2020 (fig. 7).

Del mismo modo, calculamos la producción de gas natural: puede notarse que esta disminuye hasta alcanzar los 45.000 millones de m3 en el año 2020 (fig. 8). Debe considerarse que, para los yacimientos de gas, a diferencia de los de petróleo, es más fácil mantener los niveles de producción, pero a expen-sas de una mayor caída de las reservas.

Es conveniente reiterar que las cifras que se presen-tan en las figuras 7 y 8 tienen en cuenta las significa-tivas inversiones de mantenimiento de la producción y de exploración, sin las cuales el descenso real de la producción del petróleo y del gas sería abrupto, como muestra la línea punteada de la figura 7.

Vamos a comparar ahora estas curvas de produc-ción de hidrocarburos con las curvas de demanda, también proyectadas hasta el año 2020 con una hipótesis de crecimiento anual del consumo del 2%.

En la figura 9, se representan la producción de petróleo, las importaciones petroleras junto a los

cativos de producción de gas y petróleo, se incorpo-raron reservas que acompañaron dichos aumentos, se adoptaron nuevas tecnologías e ideas potenciadas por una creciente multiplicidad de actores y, sobre todo, se siguió un enfoque diferente en cuanto a seguridad, medio ambiente y calidad de productos y servicios.

Este cambio en la dinámica también se aprecia desde el lado del Estado. Se dictaron normas sobre muchos aspectos de la actividad de las cuales el país era huérfano, como las normativas sobre seguridad de ductos y operaciones, medio ambiente, calidad de productos, etcétera, tan necesarios para este tipo de actividad. Al mismo tiempo, la creación del Enargas y del marco regulatorio del gas también puso en orden una actividad que, hasta aquel en-tonces, se había desarrollado prácticamente por impulsos. En definitiva, hubo un beneficio compar-tido entre Estado, empresas y usuarios.

Expectativas para el futuroLlevamos más de cien años de explotación inin-

terrumpida de nuestras cuencas productivas. Si bien a lo largo de esos años se han ido incorporando paulatinamente nuevos yacimientos, podemos afir-mar que la mayoría son considerados “maduros”. En la tabla 2, hemos incluido algunas cifras que lo demuestran; por ejemplo, la producción promedio por pozo o la cantidad de agua que debe inyectarse

Años Reservas Producción Producción Producción Producción Inyección de N.° de pozos Media diaria m3 de agua comprobadas primaria secundaria total de de agua agua en extracción por pozo inyectada por en Mm3 en m3 en m3 petróleo en m3 en m3 en m3 efectiva en m3/día m3 de petróleo producido1999 488.281 30.077.121 16.433.832 46.510.953 13.858 9,2

2000 472.781 28.669.436 16.269.431 44.938.867 14.436 8,5

2001 457.674 29.630.017 15.803.469 45.433.486 14.965 8,3

2002 448.270 28.553.752 15.556.340 44.110.092 15.052 8,0

2003 425.113 27.817.228 15.312.691 43.129.919 272.646.454 304.782.697 16.101 7,3 7,1

2004 393.867 25.743.914 14.908.165 40.652.079 288.392.517 339.251.905 17.141 6,5 8,3

2005 349.096 24.400.457 14.231.748 38.632.205 302.608.851 341.773.110 18.018 5,9 8,8

2006 411.230 24.083.808 14.184.483 38.268.291 314.535.572 350.337.116 19.083 5,5 9,2

2007 415.894 22.351.184 14.960.176 37.311.361 314.353.950 346.699.648 19.898 5,1 9,3

2008 400.722 21.961.644 14.684.664 36.646.308 313.974.866 338.088.383 20.753 4,8 9,2

2009 398.213 21.331.753 14.815.035 36.146.788 320.210.300 347.228.938 21.298 4,6 9,6

Tabla 2. Reservas de petróleo vs. producción de petróleo y agua; pozos en extracción efectiva y media diaria por pozo



veces conviene importar uno u otro estacionalmen-te (en la segunda década, las importaciones corres-ponden en su mayor parte a los subproductos).

Al mismo tiempo, existen picos de demanda esta-cional provocados por el incremento de consumo de gasoil de la actividad agraria en la época de la cose-cha o por una mayor generación de energía eléctrica con líquidos, por ejemplo en un año “seco” (baja generación con energía hidroeléctrica). Durante estos

derivados, el consumo interno –que incluye las im-portaciones– y el petróleo elaborado. La diferencia que se observa entre la curva de producción y la de elaboración es la de los saldos de exportación de petróleo que realizan los operadores.

Vemos que el país siempre importó crudo o subproductos, a pesar de contar con saldos exporta-bles de estos, por varias razones. Por ejemplo, según el precio relativo del crudo y de los subproductos, a

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Figura 8. Reservas vs. producción de gas natural en 1991-2020 con tasa de declinación histórica


Figura 7. Reservas vs. producción de petróleo en 1991-2020 con tasa de declinación histórica


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2010, la curva de gas comerciable queda por debajo de la de consumo interno, lo que implica que se deberá continuar importando gas.

Lo visto hasta ahora no incluye una serie de acti-vidades que el país y la industria del petróleo y del gas pueden encarar, que permitirían cambiar el descenso actual de nuestra producción de hidrocarburos.

La exploración, la incorporación de reservas de hi-drocarburos no convencionales, la recuperación asis-tida y el ahorro energético son opciones válidas que, al parecer, mejorarán el panorama en gran medida.

Recuperación asistidaComo ya se ha dicho, la explotación actual de

hidrocarburos se realiza en cuencas con yacimien-tos muy maduros. Existen en el país alrededor de 65.000 pozos perforados, de los cuales 21.300 se encuentran en extracción efectiva, con una produc-ción promedio de 4,6 m3 por día (ver tabla 2). Sin embargo, aun en ellos, hay amplias posibilidades de incorporar reservas mediante nuevas aplicaciones tecnológicas.

Las reservas que se pueden recuperar de un yaci-miento varían según un conjunto de factores, entre ellos, la viscosidad y la densidad, la permeabilidad y la porosidad, la profundidad, la presión, etcétera. Aunque la mayor parte del petróleo es extraído por recuperación primaria, o sea, mediante mecanis-mos naturales de producción, impulsado por la presión del gas o por el empuje del agua, existen

períodos, es necesario importar subproductos, tales como el gasoil o el fueloil para generación de energía eléctrica.

En la figura 9, puede observarse que, para una tasa de crecimiento anual de consumo del 2%, no será sino hasta 2014 que la producción de petró-leo igualará su elaboración. Y así, a partir de 2019, debería importarse crudo para alcanzar a cubrir la demanda nacional.

El gráfico muestra también que los saldos expor-tables de derivados que llevan a cabo los refinadores son superiores a las importaciones hasta llegar a 2017, año en el que serían prácticamente iguales.

La figura 10 refleja la producción bruta de gas natural, el gas comerciable; el consumo interno donde están incluidas las importaciones; y las ex-portaciones de gas.

El gas comerciable es el estandarizado a 9300 kilocalorías, obtenido de la producción bruta, tras sustraerle los consumos propios que realizan los operadores de las áreas, el retenido en planta por la separación de los líquidos del gas (etano, propano, butano y gasolina) y, en menor cantidad, el gas reinyectado a las formaciones.

Puede notarse que, de 1991 a 1999, se realizaron algunas importaciones desde Bolivia, contratadas por YPF y Gas del Estado antes de 1990. Entre 2000 y 2003, no hubo importaciones. A partir de 2004, se reanudaron las importaciones provenientes desde Bolivia; y desde 2008, se importó GNL. A partir de

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Figura 9. Producción de petróleo vs. elaboración y al consumo interno. Declinación histórica. Tasa de crecimiento anual de consumo del 2%




el empuje de agua caliente, la inyección de vapor y la combustión in situ, un sistema que no es de amplia difusión debido a sus dificultades operativas.

En general, durante la vida de un campo de pe-tróleo, se extrae un tercio de los hidrocarburos del reservorio. Antes del comienzo de la explotación en la Argentina, el petróleo original in situ era de aproximadamente 6000 millones de m3. Si se logra-ra aumentar la recuperación final con técnicas su-plementarias, se podrían obtener 60 millones de m3 adicionales por cada 1% de aumento de la misma.

técnicas que permiten aumentar aún más la recu-peración final de hidrocarburos. Este es el caso de la recuperación secundaria, donde se inyecta agua para aumentar el “barrido” del petróleo dentro del reservorio. Esta tecnología, como muestra la tabla 2, está ampliamente difundida en la Argentina. En la actualidad, la producción de petróleo por recupera-ción secundaria equivale al 41% del total.

Más tarde, se pueden utilizar métodos de recupe-ración terciaria en el intento de mejorar la eficacia del desplazamiento a superficie del petróleo, por ejemplo

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Figura 10. Producción de gas natural vs. gas comerciable y consumo interno. Declinación histórica. Tasa de crecimiento anual de consumo del 2%


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Figura 11. Reservas vs. producción de petróleo en 1991-2020 con E.O.R.




privadas. El offshore de aguas profundas conforma una de las áreas de frontera más amplias y apenas exploradas, de altísimo riesgo y que requiere grandes inversiones. Afortunadamente, la tecnología ha evo-lucionado y permitirá acotar en cierta medida estos riesgos y costos.

En la figura 12, hemos incorporado, como ejerci-cio, supuestas reservas que provendrían de la explora-ción de nuevas cuencas asumiendo un posible hallaz-go en el año 2017, con puesta en producción en 2019. Simplemente a modo de ejemplo de lo que demora poner en producción yacimientos en zonas alejadas o en offshore, mencionaremos el caso del yacimiento Hidra y el de Poseidón en el offshore austral.

El pozo descubridor del yacimiento Hidra se per-foró en 1981 y se puso en producción en junio de 1994. El pozo descubridor del yacimiento Poseidón se perforó en junio de 1999 y su producción comen-zó en diciembre de 2003.

Puede apreciarse que este descubrimiento logra-ría cambiar la pendiente de la curva de declinación recién al final de la década. Sin embargo, lo más relevante de un descubrimiento en estas áreas de frontera es que abriría un nuevo horizonte para la explotación del petróleo y del gas en el país. De aquí se desprende la necesidad de comenzar a tra-bajar de inmediato. Para ello, habrá que generar las condiciones necesarias, tanto económicas como legales, para poder sustentar este tipo de actividad en el tiempo.

Si alguno de estos proyectos se llevase adelante y diera buenos resultados, podría aportar reservas y contribuir al aumento de producción de petróleo. En la figura 11, representamos un incremento de la producción gracias a la aplicación de técnicas de recuperación asistida. Vemos el tiempo que deman-da entre el estudio del reservorio, los pilotos y su extensión al resto del yacimiento. Esta estimación es muy conservadora, y consideramos que la evolu-ción de la tecnología y el mejor conocimiento del impacto de estas técnicas en nuestros yacimientos mejorarán esta estimación de forma sustancial.

Exploración en cuencas no tradicionalesLa Argentina aún ofrece muchas posibilidades de

exploración en las denominadas áreas de frontera o de alto riesgo, alejadas de los yacimientos conocidos –algunas con sistema petrolero no probados– o esca-samente exploradas.

La superficie total de las cuencas sedimentarias argentinas es de 3,6 millones de km2. Las cuencas productivas representan el 15% de la superficie to-tal, y el restante 85% pertenece a estas cuencas se-dimentarias no productivas. Hasta 2005, se habían perforado 5107 pozos exploratorios en el país. El 96,6% de ellos se perforó en las cuencas producti-vas; y sólo el 3,4%, en las no productoras.

Dentro de las áreas de frontera, están incluidas las de offshore. En ellas, sólo se perforaron 180 pozos, 170 de los cuales estuvieron a cargo de compañías

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Reservas

Resultados

Producción

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Años

Figura 12. Reservas vs. producción de petróleo en 1991-2020. Exploración de nuevas cuencas




escasa permeabilidad, los esquistos y el gas asociado a lechos de carbón. Para esto, se requiere tecnología e importantes inversiones, necesarias para su bús-queda y desarrollo.

En la figura 13, hemos representado la incor-poración de reservas de gas natural de reservorios no convencionales a la que hemos agregado, como hicimos para el caso del petróleo, el resultado de un presunto descubrimiento en alguna de las cuencas no tradicionales. Aquí hacemos igual consideración

Lo mismo que hemos recorrido más arriba para el petróleo puede aplicarse al gas natural (fig. 13). La exploración en áreas de frontera puede producir descubrimientos tanto de petróleo como de gas.

Adicionalmente, para el caso del gas, queremos hacer hincapié en el potencial que existe para in-corporar reservas de reservorios no convencionales. La Argentina tiene buenas condiciones para la bús-queda y explotación de gas en yacimientos no con-vencionales, como lo son las arenas compactas o de

Res

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Años

Figura 13. Reservas vs. producción de gas natural en 1991-2020. Exploración de nuevas cuencas


9/06

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1,00 1,00 representa el valor promedio de la energía en la región Petróleo +derivados

Gas

Electricidad

Energía

0,50

0,40

Figura 14. Precio de la energía en la Argentina vs. valor promedio de la región

Fuente: Montamat & Asociados



podría aprovecharse mucho mejor tanto eficiente como económicamente a través de una adecuada integración energética.

En la actualidad, no podemos decir que esta integración exista. Hay, sí, algunos proyectos en funcionamiento, pero con un intercambio limitado y, a veces, intermitente. Es decir, los países del Cono Sur aún actúan como compartimentos estancos.

Para cambiar este aspecto, es necesario fomentar proyectos amplios con los países vecinos estable-ciendo legislaciones y regulaciones compatibles.

De esta manera, nos posicionaremos mejor para afrontar los desafíos que se presentan a futuro: entre

que en el caso del petróleo; la estimación es muy conservadora, y la evolución de la tecnología y el mejor conocimiento del impacto de estas técnicas en nuestros yacimientos mejorarán esta estimación de forma sustancial.

Integración regionalLa Argentina cuenta hoy con una excelente in-

fraestructura de energía eléctrica, gas y petróleo y sus derivados, que cubre casi todo el país. Además, tiene un gran potencial para integrar energías reno-vables dentro de su sistema energético. Todo esto

Mill

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Exportación Consumo interno Importación Gas comerciable

Tasa de crecimiento anual de consumo del 2%Segurndo efecto: URE (10%)

Primer efecto: Revertimos la participación (7%)

Figura 16. Producción de gas natural vs. gas comerciable y consumo interno. Exploración de nuevas cuencas. Tasa de crecimiento anual de consumo del 2%Fuente: Secretaría de Energía - Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios. Instituto Argentino del Petróleo y del Gas

Figura 15. Matriz energética nacional. Consumo de energía primaria

Fuente: Secretaría de Energía - Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios

Año 1973: 34,8 millones de TEP

Otros: 8% Otros: 14%

Gas natural: 22%

Gas natural: 38%

Petróleo: 70% Petróleo: 48%

Otros: 11,6%

Gas natural: 51,6%Petróleo: 36,8%

Año 1990: 48,8 millones de TEP Año 2008: 80 millones de TEP



ellos, continuar abasteciendo eficiente y flexible-mente al país. Este objetivo se logrará de manera eficaz si se une el poder de compra de la región y se aprovechan las ventajas comparativas de cada uno de sus integrantes, como puede ser la diferencia en los picos de demanda o en la generación con fuen-tes renovables de energía.

ConclusiónHemos hecho un breve recorrido histórico del

sector y analizado dos momentos bien diferentes para la industria del petróleo y del gas en el país. En ambas, los hombres y las mujeres que desarrollaron sus tareas dentro de esta industria pusieron lo mejor de sí para lograr el éxito. Sin embargo, es indudable que cuando el Estado orientó su política a lo que debía hacer y las empresas se dedicaron a lo que sabían hacer, estos mismos técnicos y profesionales encontraron el ámbito adecuado para poder aplicar sus conocimientos y esfuerzos con mayor éxito y eficiencia.

Para el futuro, queda un largo y complejo cami-no por recorrer. Para ello, es necesario que todos los sectores políticos y empresariales y la sociedad en general acuerden y acepten una política de Estado de largo plazo para el sector. Es esta y no otra la única manera para asegurar una actividad relativa al petró-leo y al gas que sea viable y sustentable en el tiempo.

Estadísticas


Matriz energética nacional 26

Petróleo 32

Gas natural 42

Perforación 54

Elaboración 56

Consumo interno 58

Comercio exterior 62


Nota: Los datos provenientes del SIPG (Sistema Informático de Petróleo y de Gas) se encuentran actualizados a agosto de 2010.



1970 167 - 5356 21.781 3175 30.479

1971 166 - 5791 23.702 2951 32.610

1972 162 - 6674 23.873 2683 33.392

1973 322 - 7535 24.266 2651 34.774

1974 537 454 7406 23.938 3113 35.448

1975 559 877 8281 22.298 2737 34.752

1976 539 905 8823 23.454 2666 36.387

1977 620 653 9026 25.159 2674 38.132

1978 833 1077 8726 25.115 2927 38.678

1979 1146 963 9515 25.779 2643 40.046

1980 1628 837 10.652 26.766 2805 42.688

1981 1579 1036 11.382 26.830 2676 43.503

1982 1891 669 12.542 25.869 2568 43.539

1983 1980 1210 13.894 24.877 2683 44.644

1984 2137 1506 14.914 24.087 2593 45.237

1985 2220 1807 15.322 23.345 2684 45.378

1986 2261 1796 16.127 21.982 2754 44.920

1987 2356 1964 16.376 21.556 2937 45.189

1988 1644 1711 18.994 22.072 2930 47.351

1989 1431 1446 20.237 22.819 2695 48.628

1990 1950 2252 18.530 23.429 2678 48.839

1991 1769 2432 19.592 23.425 2659 49.877

1992 2108 2185 19.605 25.130 2670 51.698

1993 2597 2403 20.746 25.144 2707 53.597

1994 2974 2555 21.576 24.094 3006 54.205

1995 2901 2186 23.314 23.330 3060 54.791

1996 2471 2194 25.603 24.510 3010 57.788

1997 3030 2412 26.246 26.825 2866 61.379

1998 2859 2237 26.619 27.901 2984 62.600

1999 2330 2090 29.510 28.361 3076 65.367

2000 3100 1775 30.744 26.731 3017 65.367

2001 3982 2030 29.901 26.692 2750 65.355

2002 3858 1716 29.894 25.010 2541 63.019

2003 3638 2213 33.588 26.098 2882 68.419

2004 3279 2379 35.685 27.191 2882 71.416

2005 3683 2089 36.359 26.317 3204 71.652

2006 4181 2654 36.722 29.681 3024 76.262

2007 3499 2172 42.288 30.187 3156 81.302

2008 3275 2140 41.264 29.411 3917 80.007

Energía hidráulica Gas natural

Energía nuclear Total

Carbón mineral y otros Años Petróleo

Matriz energética - Oferta interna de energía primaria - 1970-2008, en miles de toneladas equivalentes de petróleo (TEP)


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Carbón mineral y otros Petróleo Gas natural Energía hidráulica

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Energía nuclear

Evolución de la matriz energética - Oferta interna de energía primaria - 1970-2008, en miles de toneladas equivalentes de petróleo (TEP)




Matriz energética - Oferta interna de energía primaria - 1970-2008, en porcentual

1970 17,6 71,5 0,5 - 10,4 100,0

1971 17,8 72,7 0,5 - 9,0 100,0

1972 20,0 71,5 0,5 - 8,0 100,0

1973 21,7 69,8 0,9 - 7,6 100,0

1974 20,9 67,5 1,5 1,3 8,8 100,0

1975 23,8 64,2 1,6 2,5 7,9 100,0

1976 24,2 64,5 1,5 2,5 7,3 100,0

1977 23,7 66,0 1,6 1,7 7,0 100,0

1978 22,6 64,9 2,2 2,8 7,6 100,0

1979 23,8 64,4 2,9 2,4 6,6 100,0

1980 25,0 62,7 3,8 2,0 6,6 100,0

1981 26,2 61,7 3,6 2,4 6,2 100,0

1982 28,8 59,4 4,3 1,5 5,9 100,0

1983 31,1 55,7 4,4 2,7 6,0 100,0

1984 33,0 53,2 4,7 3,3 5,7 100,0

1985 33,8 51,4 4,9 4,0 5,9 100,0

1986 35,9 48,9 5,0 4,0 6,1 100,0

1987 36,2 47,7 5,2 4,3 6,5 100,0

1988 40,1 46,6 3,5 3,6 6,2 100,0

1989 41,6 46,9 2,9 3,0 5,5 100,0

1990 37,9 48,0 4,0 4,6 5,5 100,0

1991 39,3 47,0 3,5 4,9 5,3 100,0

1992 37,9 48,6 4,1 4,2 5,2 100,0

1993 38,7 46,9 4,8 4,5 5,1 100,0

1994 39,8 44,4 5,5 4,7 5,5 100,0

1995 42,6 42,6 5,3 4,0 5,6 100,0

1996 44,3 42,4 4,3 3,8 5,2 100,0

1997 42,8 43,7 4,9 3,9 4,7 100,0

1998 42,5 44,6 4,6 3,6 4,8 100,0

1999 45,1 43,4 3,6 3,2 4,7 100,0

2000 47,0 40,9 4,7 2,7 4,6 100,0

2001 45,8 40,8 6,1 3,1 4,2 100,0

2002 47,4 39,7 6,1 2,7 4,0 100,0

2003 49,1 38,1 5,3 3,2 4,2 100,0

2004 50,0 38,1 4,6 3,3 4,0 100,0

2005 50,7 36,7 5,1 2,9 4,5 100,0

2006 48,2 38,9 5,5 3,5 4,0 100,0

2007 52,0 37,1 4,3 2,7 3,9 100,0

2008 51,6 36,8 4,1 2,7 4,9 100,0

Gas natural hidráulica

Energía EnergíaPetróleo Total %

Carbón mineral y otros Años nuclear



Cincuentenario Petrotecnia

Evolución de la matriz energética - Oferta interna de energía primaria - 1970-2008, en porcentual


Energía hidráulica

17,6 20,0 20,924,2 22,6

25,028,8 33,0

35,9 40,1 37,9 37,9

39,844,3 42,5

47,0 47,450,0 52,0

51,6

19

70

10,0

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40,0

50,0

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20

08

Carbón mineral y otros Petróleo Gas naturalEnergía nuclear

%

71,5 71,567,5 64,5

64,9 62,7 59,4 53,2 48,946,6 48,0

48,644,4 42,4

44,6 40,939,7

38,1 38,937,136,8

Años



Consumo de energía primaria por habitante - TEP(*)/habitante


(*)TEP: Tonelada equivalente de petróleo

1970 30.479 1,30

1971 32.610 1,38

1972 33.392 1,39

1973 34.774 1,43

1974 35.448 1,43

1975 34.752 1,37

1976 36.387 1,41

1977 38.132 1,45

1978 38.678 1,44

1979 40.046 1,46

1980 42.688 1,53

1981 43.503 1,53

1982 43.539 1,51

1983 44.644 1,52

1984 45.237 1,52

1985 45.378 1,50

1986 44.920 1,47

1987 45.189 1,45

1988 47.351 1,50

1989 48.628 1,52

1990 48.839 1,51

1991 49.877 1,53

1992 51.698 1,57

1993 53.597 1,60

1994 54.205 1,60

1995 54.791 1,60

1996 57.788 1,67

1997 61.379 1,75

1998 62.600 1,77

1999 65.367 1,83

2000 65.367 1,82

2001 65.355 1,80

2002 63.019 1,72

2003 68.419 1,85

2004 71.416 1,91

2005 71.652 1,89

2006 76.262 1,96

2007 81.302 2,07

2008 80.007 2,01

Oferta internaen miles de TEP

TEP/habitante Años


(*)TEP: Tonelada equivalente de petróleo


TEP(*)/habitante


19

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1,00

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1,60

1,80

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/ ha

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2,20

Años




Año Petróleo (miles de m3)



Fuente: SIPG - Instituto Argentino del Petróleo y del Gas

1911 2

1912 7

1913 21

1914 44

1915 82

1916 138

1917 192

1918 215

1919 211

1920 262

1921 327

1922 455

1923 530

1924 741

1925 952

1926 1248

1927 1372

1928 1442

1929 1493

1930 1431

1931 1861

1932 2089

1933 2177

1934 2230

1935 2273

1936 2458

1937 2600

1938 2715

1939 2959

1940 3276

1941 3500

1942 3769

1943 3948

1944 3852

1945 3638

1946 3307

1947 3473

1948 3692

1949 3591

1950 3730

1951 3890

1952 3946

1953 4531

1954 4702

1955 4850

1956 4931

1957 5398

1958 5669

1959 7087

1960 10.153

1961 13.428

1962 15.614

1963 15.444

1964 15.943

1965 15.825

1966 16.655

1967 18.232

1968 19.953

1969 20.167

1970 22.798

1971 24.565

1972 25.193

1973 24.441

1974 24.022

1975 22.968

1976 23.147

1977 25.047

1978 26.255

1979 27.434

1980 28.565

1981 28.852

1982 28.470

1983 28.474

1984 27.838

1985 26.675

1986 25.179

1987 24.867

1988 26.123

1989 26.735

1990 28.004

1991 28.571

1992 32.254

1993 34.569

1994 38.767

1995 41.844

1996 45.576

1997 48.427

1998 49.152

1999 46.511

2000 44.939

2001 45.433

2002 44.110

2003 43.130

2004 40.652

2005 38.632

2006 38.268

2007 37.311

2008 36.646

2009 36.147

Total 1.595.087

Petr

óleo





19

59

19

61

19

63

19

65

19

67

19

69

19

71

19

73

19

75

19

77

19

79

19

81

19

83

19

85

19

87

19

89

19

91

19

93

19

95

19

97

19

99

20

01

20

03

20

05

20

07

19

13

19

11

19

15

19

17

19

19

19

21

19

23

19

25

19

27

19

29

19

31

19

33

19

35

20

09

19

37

19

39

19

41

19

43

19

45

Años

Mile

s de

m3

19

47

19

49

19

51

19

53

19

55

19

57

0

5000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000



Reservas comprobadas de petróleo vs. producción; pozos en extracción efectiva y media diaria por pozo


1970 392.494 22.798.439 5323 11,7

1971 392.118 24.565.258 5325 12,6

1972 394.311 25.193.453 5469 12,6

1973 398.683 24.440.932 5580 12,0

1974 391.668 24.022.264 5674 11,6

1975 389.979 22.968.224 5820 10,8

1976 380.402 23.147.463 6062 10,5

1977 368.426 25.047.334 6303 10,9

1978 385.507 26.254.880 6662 10,8

1979 389.138 27.433.915 6969 10,8

1980 392.146 28.565.493 7303 10,7

1981 385.693 28.852.335 7544 10,5

1982 386.119 28.470.104 7977 9,8

1983 389.519 28.474.112 8510 9,2

1984 373.407 27.838.141 8942 8,5

1985 368.289 26.675.061 9250 7,9

1986 355.056 25.178.946 8684 7,9

1987 357.151 24.867.138 9219 7,4

1988 362.470 26.122.680 9722 7,4

1989 344.623 26.734.500 9916 7,4

1990 249.608 28.004.036 9616 8,0

1991 267.618 28.570.670 10.123 7,7

1992 320.747 32.253.903 10.647 8,3

1993 352.441 34.569.112 10.935 8,7

1994 358.142 38.766.516 11.377 9,3

1995 379.403 41.843.924 12.544 9,1

1996 413.434 45.575.808 13.285 9,4

1997 416.733 48.426.971 14.085 9,4

1998 437.757 49.151.982 13.999 9,6

1999 488.281 46.510.953 13.858 9,2

2000 472.781 44.938.867 14.436 8,5

2001 457.674 45.433.486 14.965 8,3

2002 448.270 44.110.092 15.052 8,0

2003 425.113 43.129.919 16.101 7,3

2004 393.867 40.652.079 17.141 6,5

2005 349.096 38.632.205 18.018 5,9

2006 411.230 38.268.291 19.083 5,5

2007 415.894 37.311.361 19.898 5,1

2008 400.722 36.646.308 20.753 4,8

2009 398.213 36.146.788 21.298 4,6

Reservas comprobadasde petróleo (Mm3)

Producciónde petróleo (m3)

Media diariapor pozo (m3/día)

Número de pozos enextracción efectiva de petróleoAños



Reservas comprobadas de petróleo


19

70

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

19

71

19

72

19

73

19

74

19

75

19

76

19

77

19

78

19

79

19

80

19

81

19

82

19

83

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

Mill

ones

de

m3

Años

19

70

10

0

20

30

40

50

19

71

19

72

19

73

19

74

19

75

19

76

19

77

19

78

19

79

19

80

19

81

19

82

19

83

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

Mill

ones

de

m3

Años

19

70

3000

6000

9000

12.000

15.000

18.000

21.000

24.000

19

71

19

72

19

73

19

74

19

75

19

76

19

77

19

78

19

79

19

80

19

81

19

82

19

83

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

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20

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20

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20

06

20

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20

08

20

09

Núm

ero

de p

ozos

Años

19

70

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

19

71

19

72

19

73

19

74

19

75

19

76

19

77

19

78

19

79

19

80

19

81

19

82

19

83

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

Años

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

m3 /

día

Número de pozos en extracción efectiva de petróleo

Media diaria por pozo productivo en m3/día




Producción de petróleo. Producción primaria vs. secundaria

Agua inyectada por m3 de petróleo producido

Producción primaria Producción secundaria Producción total (m3) (m3) de petróleo (m3)

1993 26.484.715 8.084.397 34.569.112

1994 30.604.762 8.161.754 38.766.516

1995 33.382.366 8.461.558 41.843.924

1996 33.643.714 11.932.094 45.575.808

1997 33.236.853 15.190.118 48.426.971

1998 33.288.162 15.863.820 49.151.982

1999 30.077.121 16.433.832 46.510.953

2000 28.669.436 16.269.431 44.938.867

2001 29.630.017 15.803.469 45.433.486

2002 28.553.752 15.556.340 44.110.092

2003 27.817.228 15.312.691 43.129.919

2004 25.743.914 14.908.165 40.652.079

2005 24.400.457 14.231.748 38.632.205

2006 24.083.808 14.184.483 38.268.291

2007 22.351.184 14.960.176 37.311.361

2008 21.961.644 14.684.664 36.646.308

2009 21.331.753 14.815.035 36.146.788

Producción total Producción de Inyección de m3 de agua inyectada por de petróleo (m3) agua (m3) agua (m3) m3 de petróleo producido

2003 43.129.919 272.646.454 304.782.697 7,1

2004 40.652.079 288.392.517 339.251.905 8,3

2005 38.632.205 302.608.851 341.773.110 8,8

2006 38.268.291 314.535.572 350.337.116 9,2

2007 37.311.361 314.353.950 346.699.648 9,3

2008 36.646.308 313.974.866 338.088.383 9,2

2009 36.146.788 320.210.300 347.228.938 9,6





Agua inyectada por m3 de petróleo producido

Producción de petróleo. Producción primaria vs. producción secundaria



5

10

15

20

25

Producción secundaria

Producción primaria

30

35

40

45

50

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

Mill

ones

de

m3

Años

6,0

6,5

7,0

7,5

8,0

8,5

9,0

9,5

10,0

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

m3

Años



Reservas comprobadas de petróleo por cuencas en miles de m3

Cuenca 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979

Austral 12.660 13.071 13.338 15.328 16.004 17.118 16.504 13.811 12.293 13.817

Cuyana 100.966 95.103 88.107 82.287 78.754 73.653 73.804 63.931 58.897 50.911

G. San Jorge 145.635 142.800 155.466 165.815 166.608 172.809 168.594 164.133 161.259 158.912

Neuquina 122.593 127.565 124.211 123.217 120.658 117.748 114.043 120.320 147.734 157.946

Noroeste 10.640 13.579 13.189 12.036 9644 8651 7457 6231 5324 7552

Total 392.494 392.118 394.311 398.683 391.668 389.979 380.402 368.426 385.507 389.138

Cuenca 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989

Austral 16.828 17.707 24.025 24.921 31.188 31.079 30.403 49.517 47.306 48.842

Cuyana 46.986 40.609 36.500 39.767 35.162 39.000 35.465 31.651 37.234 33.469

G. San Jorge 161.383 150.682 141.656 131.718 121.890 112.501 106.745 102.044 96.696 87.926

Neuquina 153.038 159.006 159.603 167.940 160.841 159.780 156.677 147.614 147.540 138.071

Noroeste 13.911 17.689 24.335 25.173 24.326 25.929 25.766 26.325 33.694 36.315

Total 392.146 385.693 386.119 389.519 373.407 368.289 355.056 357.151 362.470 344.623

Cuenca 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

Austral 33.107 30.530 29.225 10.951 21.702 21.903 28.123 25.536 30.756 28.775

Cuyana 28.829 25.928 29.938 35.061 34.519 35.696 33.802 35.990 34.014 37.023

G. San Jorge 61.896 79.501 116.166 145.877 137.394 146.661 153.341 159.700 149.878 174.519

Neuquina 100.227 108.516 125.196 141.040 146.769 160.322 178.016 175.726 190.766 215.251

Noroeste 25.549 23.143 20.222 19.512 17.758 14.821 20.152 19.781 32.343 32.713

Total 249.608 267.618 320.747 352.441 358.142 379.403 413.434 416.733 437.757 488.281

Cuenca 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Austral 26.958 24.836 24.416 19.236 19.317 14.795 14.538 15.464 14.559 13.650

Cuyana 34.697 32.798 31.097 28.879 27.767 27.784 24.926 25.153 26.279 32.539

G. San Jorge 173.407 182.017 188.040 195.887 188.126 179.297 252.190 248.954 247.865 244.422

Neuquina 207.394 188.774 179.391 161.803 147.485 118.066 111.943 117.778 105.236 100.312

Noroeste 30.325 29.249 25.326 19.308 11.171 9155 7633 8596 6783 7290

Total 472.781 457.674 448.270 425.113 393.867 349.096 411.230 415.945 400.722 398.213





Reservas comprobadas de petróleo por cuencas

19

70

100

0

200

300

400

500

19

71

19

72

19

73

19

74

19

75

19

76

19

77

19

78

19

79

19

80

19

81

19

82

19

83

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

AustralG. San JorgeNeuquinaNoroeste

Mill

ones

de

m3

Años

Cuyana



Producción de petróleo por cuencas en m3

Cuenca 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989

Austral 1.457.294 1.510.675 1.363.567 1.219.223 1.371.652 1.338.648 1.070.098 994.443 1.436.693 1.927.000

Cuyana 6.780.291 6.625.415 6.522.233 6.811.457 6.360.223 5.722.947 5.466.817 5.030.588 4.617.689 4.273.800

G. San Jorge 11.930.151 12.320.065 12.331.945 12.306.746 12.012.836 11.706.543 11.121.086 11.037.147 11.028.289 10.845.600

Neuquina 7.922.423 7.817.778 7.595.345 7.398.121 7.250.893 6.886.886 6.501.798 6.873.580 7.997.888 8.747.100

Noroeste 475.334 578.402 657.014 738.565 842.537 1.020.037 1.019.147 931.380 1.042.121 941.000

Total 28.565.493 28.852.335 28.470.104 28.474.112 27.838.141 26.675.061 25.178.946 24.867.138 26.122.680 26.734.500

Cuenca 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

Austral 2.974.678 2.853.912 2.531.158 2.339.437 2.619.990 3.465.293 3.921.398 4.215.357 4.989.571 4.730.857

Cuyana 4.022.860 3.901.236 3.772.935 3.418.401 3.333.549 3.501.148 3.388.001 3.172.927 2.952.018 2.696.001

G. San Jorge 10.555.651 10.567.695 11.352.785 11.929.702 12.743.995 14.555.522 16.244.203 16.612.298 15.917.539 14.110.319

Neuquina 9.455.255 10.233.335 13.625.930 15.859.773 19.039.368 19.355.530 21.116.221 23.333.231 24.153.473 23.789.647

Noroeste 995.592 1.014.492 971.095 1.021.799 1.029.614 966.431 905.985 1.093.158 1.139.381 1.184.129

Total 28.004.036 28.570.670 32.253.903 34.569.112 38.766.516 41.843.924 45.575.808 48.426.971 49.151.982 46.510.953

Cuenca 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Austral 3.956.705 4.011.114 3.394.153 2.950.321 2.723.251 2.350.958 2.300.067 1.813.292 1.964.565 2.028.188

Cuyana 2.468.054 2.589.777 2.835.551 2.643.330 2.373.013 2.271.772 2.199.395 2.095.631 2.023.673 1.914.797

G. San Jorge 14.273.382 15.387.423 15.762.981 16.395.872 16.513.739 16.491.662 16.731.355 16.138.238 15.393.888 15.911.715

Neuquina 23.049.223 22.214.634 20.919.501 20.035.182 18.028.215 16.601.658 16.191.482 16.392.300 16.395.718 15.484.320

Noroeste 1.191.503 1.230.538 1.197.906 1.105.214 1.013.860 916.155 845.993 871.901 868.464 807.769

Total 44.938.867 45.433.486 44.110.092 43.129.919 40.652.079 38.632.205 38.268.292 37.311.362 36.646.308 36.146.789



Gas

natu

ral


Producción de petróleo por cuencas


10

0

20

30

40

50

19

80

19

81

19

82

19

83

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

AustralG. San JorgeNeuquinaNoroeste

Mill

ones

de

m3

Cuyana

Años



Producción de gas natural

Año Gas (millones de m3)




1911 -

1912 -

1913 1

1914 3

1915 7

1916 9

1917 15

1918 18

1919 18

1920 22

1921 28

1922 37

1923 45

1924 75

1925 96

1926 171

1927 152

1928 173

1929 269

1930 270

1931 344

1932 474

1933 657

1934 731

1935 617

1936 533

1937 505

1938 491

1939 518

1940 536

1941 593

1942 675

1943 676

1944 662

1945 608

1946 562

1947 582

1948 605

1949 673

1950 754

1951 829

1952 897

1953 931

1954 981

1955 1058

1956 1147

1957 1414

1958 1653

1959 2152

1960 3574

1961 4908

1962 6173

1963 5946

1964 6535

1965 6236

1966 5962

1967 6468

1968 7054

1969 7007

1970 7664

1971 8117

1972 8316

1973 8914

1974 9427

1975 10.275

1976 11.032

1977 11.663

1978 11.504

1979 12.815

1980 13.466

1981 13.629

1982 15.523

1983 17.181

1984 18.764

1985 19.113

1986 19.246

1987 19.168

1988 22.734

1989 24.207

1990 23.018

1991 23.815

1992 25.328

1993 26.729

1994 27.815

1995 30.505

1996 34.641

1997 37.077

1998 38.636

1999 42.426

2000 45.135

2001 45.974

2002 45.873

2003 50.667

2004 52.385

2005 51.573

2006 51.779

2007 51.004

2008 50.508

2009 48.417

Total 1.170.098

Gas

natu

ral





5000

0

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

19

59

19

61

19

63

19

65

19

67

19

69

19

71

19

73

19

75

19

77

19

79

19

81

19

83

19

85

19

87

19

89

19

91

19

93

19

95

19

97

19

99

20

01

20

03

20

05

20

07

19

13

19

11

19

15

19

17

19

19

19

21

19

23

19

25

19

27

19

29

19

31

19

33

19

35

20

09

19

37

19

39

19

41

19

43

19

45

19

47

19

49

19

51

19

53

19

55

19

57

Mill

ones

de

m3

Años



Reservas comprobadas de gas vs. producción; pozos en extracción efectiva y media diaria por pozo


1970 171.311 7.664.918 333 63

1971 189.881 8.117.060 341 65

1972 196.712 8.316.821 333 68

1973 201.746 8.914.381 281 87

1974 201.054 9.427.815 269 96

1975 200.379 10.275.106 199 141

1976 197.083 11.031.772 231 131

1977 246.177 11.662.746 226 141

1978 432.163 11.504.179 197 160

1979 573.694 12.815.343 232 151

1980 641.105 13.465.648 202 183

1981 648.437 13.629.016 208 180

1982 691.571 15.523.345 210 203

1983 678.887 17.180.631 224 210

1984 668.291 18.763.962 217 237

1985 681.498 19.113.137 269 195

1986 670.806 19.245.710 295 179

1987 693.387 19.168.050 312 168

1988 773.016 22.734.097 331 188

1989 743.927 24.206.889 347 191

1990 579.056 23.017.917 349 181

1991 592.869 23.815.487 400 163

1992 540.429 25.327.824 420 165

1993 516.662 26.729.139 436 168

1994 535.532 27.814.505 521 146

1995 619.297 30.504.986 630 133

1996 685.602 34.640.870 697 136

1997 683.797 37.076.093 680 149

1998 686.584 38.635.533 741 143

1999 748.134 42.425.814 841 138

2000 777.609 45.134.699 933 133

2001 763.526 45.974.424 1056 119

2002 663.403 45.872.846 995 126

2003 612.730 50.666.669 1051 132

2004 542.011 52.384.429 1183 121

2005 438.951 51.572.743 1307 108

2006 446.119 51.778.528 1376 103

2007 441.951 51.004.233 1509 93

2008 398.530 50.507.507 1666 83

2009 378.864 48.417.101 1942 68

Reservas comprobadasde gas (Mm3)

Producciónde gas (Mm3)

Media diariapor pozo (Mm3/día)

Número de pozos enextracción efectiva de gasAños



Reservas comprobadas de gas natural


19

70

100

0

200

300

400

19

71

19

72

19

73

19

74

19

75

19

76

19

77

19

78

19

79

19

80

19

81

19

82

19

83

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

Mile

s de

mill

ones

de

m3

Años

20

09

500

600

700

800

Número de pozos en extracción efectiva de gas

19

70

400

0

800

1200

1600

2000

19

71

19

72

19

73

19

74

19

75

19

76

19

77

19

78

19

79

19

80

19

81

19

82

19

83

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

Núm

ero

de p

ozos

AñosFuente: SIPG - Instituto Argentino del Petróleo y del Gas


19

70

10

0

20

30

40

19

71

19

72

19

73

19

74

19

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300




Producción de gas de baja, media y alta presión

Años Gas de baja Gas de media Gas de alta Producción total presión en Mm3 presión en Mm3 presión en Mm3 de gas en Mm3

2003 9.296.563 21.327.962 20.042.144 50.666.669

2004 10.898.546 28.040.948 13.444.935 52.384.429

2005 13.505.165 24.610.067 13.457.511 51.572.743

2006 15.447.802 22.728.086 13.602.640 51.778.528

2007 21.014.614 18.353.513 11.636.106 51.004.233

2008 24.221.702 15.168.753 11.117.052 50.507.507

2009 24.284.358 14.017.087 10.115.656 48.417.101




Producción de gas de baja, media y alta presión


10

0

20

30

40

50

Mile

s de

mill

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20

09

Gas de baja presiónGas de media presiónGas de alta presión



Producción de gas natural vs. gas aventado y consumo en yacimiento

Años Producción de gas (Mm3) Gas aventado (Mm3) Consumo en yacimiento (Mm3)

1970 7.664.918 1.641.589 1.038.326

1971 8.117.060 1.660.730 1.127.921

1972 8.316.821 1.601.906 1.127.721

1973 8.914.381 1.827.044 1.136.054

1974 9.427.815 1.788.967 1.157.197

1975 10.275.106 2.278.324 1.138.782

1976 11.031.772 3.084.930 1.157.616

1977 11.662.746 3.156.701 1.206.289

1978 11.504.179 3.650.517 1.105.397

1979 12.815.343 3.852.512 1.312.947

1980 13.465.648 3.593.664 1.353.240

1981 13.629.016 3.002.240 1.483.245

1982 15.523.345 3.266.393 1.543.698

1983 17.180.631 3.038.955 1.480.379

1984 18.763.962 3.636.570 1.475.811

1985 19.113.137 3.618.742 1.509.843

1986 19.245.710 2.808.534 1.505.249

1987 19.168.050 2.403.620 1.470.325

1988 22.734.097 2.952.071 1.501.342

1989 24.206.889 2.686.781 1.606.276

1990 23.017.917 2.641.602 1.714.936

1991 23.815.487 2.342.991 1.619.037

1992 25.327.824 2.446.951 1.559.486

1993 26.729.139 2.856.339 1.597.755

1994 27.814.505 3.449.239 1.652.622

1995 30.504.986 3.147.570 1.852.918

1996 34.640.870 3.379.686 2.415.917

1997 37.076.093 2.017.711 2.875.496

1998 38.635.533 1.247.618 3.234.676

1999 42.425.814 905.566 3.413.424

2000 45.134.699 630.957 3.644.134

2001 45.974.424 636.670 3.717.180

2002 45.872.846 844.276 3.868.971

2003 50.666.669 1.135.449 3.957.712

2004 52.384.429 893.176 3.933.758

2005 51.572.743 691.203 3.992.149

2006 51.778.528 692.430 4.028.554

2007 51.004.233 854.738 4.464.383

2008 50.507.507 858.783 4.732.419

2009 48.417.101 894.627 5.036.846




Gas aventado vs. consumo en yacimiento


19

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5

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3

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Mile

s de

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Consumo en yacimiento Gas aventado

Años



Reservas comprobadas de gas por cuencas en millones de m3

Cuenca 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979

Austral 68.558 73.472 74.902 75.346 74.951 77.862 74.468 74.785 65.954 102.254

Cuyana 1842 1708 1581 1475 1371 1252 1221 1233 1350 4164

G. San Jorge 47.885 43.955 41.912 44.795 43.784 42.758 42.100 41.777 45.341 44.651

Neuquina 44.319 64.152 68.809 72.030 72.250 71.339 73.193 122.117 314.064 384.561

Noroeste 8707 6594 9508 8100 8698 7168 6101 6265 5454 38.064

Total 171.311 189.881 196.712 201.746 201.054 200.379 197.083 246.177 432.163 573.694

Cuenca 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989

Austral 94.626 95.510 122.861 103.564 101.356 94.651 90.077 138.178 155.476 168.676

Cuyana 7.101 724 591 908 2421 2311 2206 1895 1291 1292

G. San Jorge 43.792 38.962 38.104 37.633 36.179 37.419 34.891 24.103 33.708 21.060

Neuquina 447.797 449.425 430.670 438.594 430.319 437.627 436.112 428.439 432.788 406.069

Noroeste 47.789 63.816 99.345 98.188 98.016 109.490 107.520 100.772 149.753 146.830

Total 641.105 648.437 691.571 678.887 668.291 681.498 670.806 693.387 773.016 743.927

Cuenca 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

Austral 99.683 90.156 85.731 64.019 115.848 136.347 155.479 160.301 158.023 171.437

Cuyana 822 868 844 1121 861 855 662 806 821 879

G. San Jorge 12.639 12.870 9.955 13.844 10.867 16.148 17.263 21.469 17.105 33.337

Neuquina 321.484 344.179 321.087 313.781 294.711 343.802 338.315 329.158 357.206 377.118

Noroeste 144.428 144.796 122.812 123.897 113.245 122.145 173.883 172.063 153.429 165.363

Total 579.056 592.869 540.429 516.662 535.532 619.297 685.602 683.797 686.584 748.134

Cuenca 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Austral 185.179 175.988 148.641 138.602 131.887 123.711 123.638 122.799 116.219 114.042

Cuyana 733 504 545 516 462 314 692 519 566 967

G. San Jorge 39.044 47.396 40.289 38.048 36.741 35.503 43.642 41.046 42.963 44.397

Neuquina 399.129 377.890 344.447 311.053 274.993 204.683 202.506 194.303 176.889 157.613

Noroeste 153.524 161.748 129.481 124.511 97.928 74.740 75.641 83.284 61.893 61.845

Total 777.609 763.526 663.403 612.730 542.011 438.951 446.119 441.951 398.530 378.864




Reservas comprobadas de gas por cuencas


100

0

200

300

400

500

600

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20

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20

09

AustralG. San JorgeNeuquinaNoroeste Cuyana

Años



Producción de gas natural por cuencas en miles de m3

Cuenca 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Austral 5.789.325 6.054.474 6.861.495 6.629.461 7.172.523 7.945.800 8.193.114 8.002.454 8.406.440 9.026.981

Cuyana 224.680 149.817 115.811 113.609 114.228 112.209 104.556 90.470 79.607 77.041

G. San Jorge 1.697.327 1.911.835 1.919.816 1.867.671 1.662.441 2.485.545 2.712.101 2.670.687 2.494.384 2.835.543

Neuquina 13.647.144 14.767.871 15.305.007 16.407.968 18.414.716 20.605.806 21.316.158 22.374.886 25.123.995 26.033.279

Noroeste 2.457.011 2.443.827 2.527.010 2.795.796 3.141.078 3.491.510 4.750.164 5.497.036 6.321.388 7.161.855

Total 23.815.487 25.327.824 26.729.139 27.814.505 30.504.986 34.640.870 37.076.093 38.635.533 42.425.814 45.134.699

Cuenca 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Austral 8.979.753 8.829.969 9.047.465 9.289.331 9.604.423 10.293.455 9.271.041 9132779.28 9.917.641

Cuyana 74.198 81.278 81.319 64.406 64.416 62.219 58.423 57899.52 59.516

G. San Jorge 3.203.675 3.468.325 3.605.581 3.839.780 4.295.417 4.608.662 4.945.609 4962427.74 5.189.914

Neuquina 25.880.989 25.607.894 29.814.394 31.728.126 30.501.128 29.765.948 29.901.655 29474187.15 26.969.652

Noroeste 7.835.809 7.885.380 8.117.909 7.462.786 7.107.359 7.048.243 6.827.505 6880213.57 6.280.379

Total 45.974.424 45.872.846 50.666.669 52.384.429 51.572.743 51.778.527 51.004.233 50.507.507 48.417.102




Producción de gas natural por cuencas


10

0

20

30

40

50

Mile

s de

mill

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m3

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20

09

AustralG. San JorgeNeuquinaNoroeste Cuyana

Años



Pozos terminados


1970 132 469

1971 147 412

1972 106 509

1973 142 457

1974 115 540

1975 84 469

1976 86 499

1977 143 555

1978 84 773

1979 73 702

1980 112 840

1981 126 825

1982 109 834

1983 133 894

1984 136 884

1985 157 863

1986 102 640

1987 98 843

1988 103 873

1989 98 711

1990 98 783

1991 100 892

1992 52 700

1993 107 667

1994 141 1034

1995 164 1581

1996 106 1486

1997 95 1199

1998 63 841

1999 30 492

2000 50 913

2001 33 1291

2002 30 999

2003 24 1149

2004 29 1095

2005 62 1134

2006 62 1155

2007 54 1280

2008 53 1241

2009 59 1038

Exploración DesarrolloAños

Perf

orac

ión



Pozos perforados


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600

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1200

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Exp

lora

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Desarrollo Exploración

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120

160

200

240

280

320

Años



Elaboración de petróleo

Años Petróleo Petróleo Total de petróleo nacional (m3) importado (m3) elaborado (m3)

1970 22.750.051 1.749.754 24.499.805

1971 24.202.736 2.473.268 26.676.004

1972 25.157.309 1.740.690 26.897.999

1973 24.002.932 3.349.064 27.351.996

1974 23.702.609 3.290.650 26.993.259

1975 22.592.063 2.517.071 25.109.134

1976 22.883.396 3.471.271 26.354.667

1977 24.772.055 3.490.596 28.262.651

1978 25.641.943 2.546.863 28.188.806

1979 27.093.141 1.902.034 28.995.175

1980 27.823.350 2.323.171 30.146.521

1981 28.425.424 1.778.249 30.203.673

1982 28.147.150 976.939 29.124.089

1983 27.963.737 12.017 27.975.754

1984 27.097.059 - 27.097.059

1985 26.264.255 - 26.264.255

1986 24.767.660 - 24.767.660

1987 24.298.220 - 24.298.220

1988 24.937.639 - 24.937.639

1989 25.756.481 - 25.756.481

1990 26.477.938 - 26.477.938

1991 26.224.027 229.503 26.453.530

1992 28.385.043 - 28.385.043

1993 28.233.849 156.822 28.390.671

1994 26.834.802 497.479 27.332.281

1995 25.573.025 753.791 26.326.816

1996 26.765.271 897.771 27.663.042

1997 28.907.339 1.403.876 30.311.215

1998 30.039.675 1.487.025 31.526.700

1999 30.786.874 1.251.248 32.038.122

2000 28.598.067 1.588.310 30.186.377

2001 28.374.193 1.792.375 30.166.568

2002 28.692.908 301.945 28.994.853

2003 29.975.531 259.919 30.235.450

2004 30.880.328 308.377 31.188.705

2005 30.659.390 294.180 30.953.570

2006 32.499.084 113.570 32.612.654

2007 33.282.195 45.437 33.327.632

2008 33.077.560 4870 33.082.430

2009 30.536.800 - 30.536.800


Elab

orac

ión



Petróleo elaborado


5

0

15

10

20

30

25

35

Mill

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Petróleo importado Petróleo nacional

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20

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20

08

20

09

Años



Ventas al mercado interno

Años Motonaftas (m3) Gasoil (m3) GNC (Mm3)*

1970 5.318.138 4.168.783 -

1971 5.647.749 4.389.074 -

1972 6.005.521 4.367.111 -

1973 6.348.620 4.564.644 -

1974 6.154.787 4.877.490 -

1975 5.184.461 5.356.432 -

1976 5.262.189 5.564.083 -

1977 5.690.234 6.008.860 -

1978 6.088.810 6.089.393 -

1979 6.733.918 6.493.776 -

1980 7.330.226 6.539.160 -

1981 7.378.516 6.487.767 -

1982 7.134.124 6.626.160 -

1983 6.909.113 6.869.353 -

1984 6.515.869 6.938.220 -

1985 5.530.230 6.808.485 -

1986 4.994.884 7.069.107 -

1987 4.967.760 7.418.797 -

1988 4.460.613 7.907.695 -

1989 5.064.940 7.448.666 -

1990 5.208.841 7.036.397 -

1991 5.830.385 7.820.745 -

1992 6.314.729 8.327.290 -

1993 6.465.291 8.820.245 760.489

1994 6.716.245 9.635.731 940.372

1995 6.473.900 9.869.335 1.007.209

1996 6.395.490 10.898.147 1.091.846

1997 5.957.178 11.294.097 1.267.936

1998 5.574.333 11.861.113 1.411.854

1999 5.215.929 11.694.816 1.508.915

2000 4.726.558 11.533.566 1.677.234

2001 4.244.576 10.868.144 1.850.565

2002 3.711.013 10.019.183 2.040.319

2003 3.337.883 10.297.952 2.639.989

2004 3.400.198 11.127.225 3.044.449

2005 3.691.958 11.998.606 3.167.844

2006 4.248.780 12.662.370 3.042.869

2007 4.688.703 12.861.029 2.857.797

2008 5.503.108 13.537.111 2.728.449

2009 5.759.246 12.482.541 2.632.877

* El inicio de actividad en el mercado del GNC, comenzó en 1986 con volúmenes poco significativos.

Fuentes: SIPG - Instituto Argentino del Petróleo y del Gas ENARGAS

Cons

umo

inte

rno


El inicio de actividad en el mercado del GNC, comenzó en 1986 con volúmenes poco significativos.

Fuente: ENARGAS


Ventas de motonaftas y gasoil

Ventas de gas natural comprimido (GNC)


2

0

6

4

8

12

10

14

Mill

ones

de

m3

Gasoil Motonaftas

19

70

19

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19

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19

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79

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09

Años

1

0

3

2

4

5

Mile

s de

mill

ones

de

m3

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20

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20

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20

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20

08

20

09

Años



Consumo de gas por tipo de usuario en miles de m3 de 9300 Kcal

Años Residencial Comercial y Industria Centrales GNC Total % respecto Número % respecto entes oficiales eléctricas del año de usuarios de años anterior en millones anteriores

1999 6.556.744 1.340.290 9.776.632 10.679.852 1.508.915 29.862.433 - 5,76 -

2000 6.967.136 1.393.400 9.964.785 10.898.686 1.677.234 30.901.241 3,5 5,91 2,6

2001 6.717.209 1.360.123 9.626.612 8.897.951 1.850.565 28.452.460 -7,9 6,01 1,7

2002 6.655.864 1.340.615 9.797.259 7.783.935 2.040.319 27.617.992 -2,9 6,06 0,8

2003 6.910.466 1.418.657 10.692.597 8.750.872 2.639.989 30.412.581 10,1 6,21 2,5

2004 6.910.376 1.488.285 11.226.085 10.343.291 3.044.449 33.012.486 8,5 6,38 2,7

2005 7.443.171 1.532.423 11.335.299 10.690.040 3.167.844 34.168.777 3,5 6,57 3,0

2006 7.398.353 1.472.322 12.528.182 11.381.576 3.042.869 35.823.302 4,8 6,76 2,9

2007 8.999.864 1.662.838 12.176.447 12.176.020 2.857.817 37.872.986 5,7 6,99 3,4

2008 8.520.761 1.609.574 12.426.366 12.736.186 2.728.448 38.021.335 0,4 7,24 3,6

2009 8.479.637 1.686.234 11.791.142 13.170.628 2.728.448 37.856.089 -0,4 7,42 2,5

Fuente: ENARGAS



Consumo de gas por tipo de usuario

Fuente: ENARGAS

5.000.000

0

25.000.000

20.000.000

15.000.000

10.000.000

35.000.000

30.000.000

40.000.000

ResidencialIndustriaCent. electrónicasGNC Comercial y entes oficiales

19

99

20

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20

01

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20

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09

Años

Mile

s de

m3

de

93

00

Kca

l



Importación y exportación de petróleo y gas natural

Años Importación Exportación Petróleo (m3) Gas (Mm3) Petróleo (m3) Gas (Mm3)

1950 3.559.400 - - -

1951 3.432.500 - - -

1952 3.865.200 - - -

1953 3.890.100 - - -

1954 4.354.200 - - -

1955 4.621.400 - - -

1956 4.752.600 - - -

1957 6.698.000 - - -

1958 7.555.300 - - -

1959 5.943.800 - - -

1960 3.684.630 - - -

1961 2.082.059 - 37.128 -

1962 1.215.466 - 298.732 -

1963 949.599 - 114.509 -

1964 1.707.934 - 18.298 -

1965 4.203.377 - - -

1966 4.122.644 - 3744 -

1967 2.915.937 - 51.301 -

1968 2.350.559 - 324.504 -

1969 2.668.790 - 44.680 -

1970 1.683.612 - 36.379 -

1971 2.540.234 - 30.954 -

1972 1.735.712 - 26.696 -

1973 3.394.588 - 29.544 -

1974 3.429.672 - 80.823 -

1975 2.485.679 1.556.670 18.025 -

1976 3.524.110 1.571.251 - -

1977 3.413.417 1.639.144 - -

1978 2.476.295 1.581.391 - -

1979 2.009.426 1.726.446 - -

Años Importación Exportación Petróleo (m3) Gas (Mm3) Petróleo (m3) Gas (Mm3)

1980 2.528.945 2.038.506 - -

1981 1.447.344 2.195.715 - -

1982 822.955 2.296.812 - -

1983 - 2.227.148 - -

1984 - 2.211.011 - -

1985 - 2.211.038 522.433 -

1986 - 2.214.475 113.963 -

1987 - 2.120.297 114.837 -

1988 - 2.228.535 463.559 -

1989 - 2.209.718 688.591 -

1990 53.000 2.193.244 1.036.211 -

1991 247.400 2.177.740 1.437.770 -

1992 10.851 1.999.000 3.065.940 -

1993 157.286 2.084.164 5.033.050 -

1994 494.883 2.171.411 11.714.428 -

1995 579.072 2.052.605 16.188.762 -

1996 848.505 2.093.012 18.887.546 -

1997 1.278.816 1.703.483 19.328.860 680.174

1998 1.391.583 1.752.181 19.185.183 1.782.336

1999 1.039.305 504.129 15.588.320 3.385.871

2000 1.719.956 - 15.983.394 4.642.703

2001 1.598.175 - 16.357.929 6.051.465

2002 590.765 - 15.686.050 5.846.338

2003 284.877 - 13.031.877 6.460.540

2004 398.663 794.790 10.148.784 7.348.146

2005 262.194 1.734.946 8.463.342 6.600.108

2006 94.590 1.670.288 5.641.025 6.300.250

2007 45.437 1.756.949 4.046.136 2.662.269

2008 6536 1.448.530 3.289.286 1.010.304

2009 - 2.672.526 5.908.447 884.383


Com

erci

o ex

teri

or



Importación y exportación de petróleo

Importación y exportación de gas natural



-20

5

0

-10

- 5

-15

10

Mill

ones

de

m3

Importación Exportación

19

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19

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Años

-8

2

0

-4

-2

-6

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Mile

s de

mill

ones

de

m3

Importación Exportación

19

77

19

79

19

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19

95

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Maipú 639, (C1006ACG) - Buenos Aires, Argentina

Tel.: (54-11) 5277-IAPG (4274). Fax: (54-11) 4393-5494

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las cifras del petróleo y del gas · el día del petróleo en conmemoración del descu-brimiento...

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