tomo_ii y iii_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”

SEGUNDO INFORME

Tomo II / III

Buenos Aires, Mayo de 2007

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

Segundo Informe Fundación Bariloche

INDICE Tomo II / III

Pág. Actividad e): Impacto del marco regulatorio e institucional ......................................................................... 302�

1. Introducción .................................................................................................................................................. 302�

2. Objetivo.......................................................................................................................................................... 303�

3. El Contexto del Marco General de la Inversión .......................................................................................... 304�3.1. Seguridad Jurídica .................................................................................................................................. 304�3.2. Organización Institucional del Sector Eléctrico, Operatoria y Situación Actual ....................................... 306�

3.2.1. Antecedentes................................................................................................................................... 306�3.2.2. El Modelo de Comienzos de los 90 ................................................................................................. 306�3.2.3. La Operatoria del Modelo ................................................................................................................ 307�3.2.4. Los Resultados................................................................................................................................ 308�3.2.5. La Emergencia ................................................................................................................................ 309�3.2.6. La Iniciación de la Recuperación y el periodo de Transición y Fuerte Intervención ........................ 309�

4. Fundamentos y Propuesta ........................................................................................................................... 310�4.1. La necesaria participación del sector privado en el proceso de inversión............................................... 310�4.2. Los Requerimientos de Inversión Anual Previstos por el Plan ................................................................ 312�4.3. El Marco Propicio para la Inversión Voluntaria........................................................................................ 312�4.4. Asociaciones Público Privadas (APPs), Orígenes, Distintas Formas...................................................... 317�4.5. Formas institucionales de las Asociaciones Público Privadas que se manifiestan en países similares a Argentina (En proceso de elaboración) ......................................................................................................... 321�4.6. Aspectos Conceptuales de una Propuesta (Versión Preliminar) ............................................................ 325�Anexo. Listado de violaciones a la Seguridad Jurídica .................................................................................. 327�

Actividad f): Fuentes Renovables y Biocombustibles................................................................................... 334�

1. Aspectos generales ...................................................................................................................................... 334�

2. Recursos renovables.................................................................................................................................... 335�2.1. Solar ........................................................................................................................................................ 335�2.2. Eólica....................................................................................................................................................... 338�2.3. Biomasa .................................................................................................................................................. 340�2.4. Geotermia................................................................................................................................................ 340�2.5. Hidro........................................................................................................................................................ 340�Anexo 1 al punto 2.1: Ejemplos de tablas de datos climáticos para dos localidades de la Argentina ............ 341�Anexo 2 al punto 2.1: Cartas de radiación solar global en Argentina ............................................................ 344�

3. Estado actual de los aprovechamientos y nichos ..................................................................................... 351�3.1. Solar Fotovoltaica ................................................................................................................................... 351�3.2. Solar Térmica ......................................................................................................................................... 354�

3.2.1. Solar Termoeléctrica........................................................................................................................ 354�3.2.2. Edificios bioclimáticos...................................................................................................................... 355�3.2.3. Cocinas solares ............................................................................................................................... 357�3.2.4. Calentamiento solar de agua........................................................................................................... 358�3.2.5. Detoxificación solar de agua............................................................................................................ 360�3.2.6. Secado solar de productos agropecuarios. ..................................................................................... 360�

3.3. Eólica de alta potencia ............................................................................................................................ 361�3.4. Eólica de baja potencia ........................................................................................................................... 362�3.5. Biomasa .................................................................................................................................................. 363�3.6. Geotérmica de Alta Entalpía ................................................................................................................... 364�3.7. Geotérmica de Baja Entalpía .................................................................................................................. 364�3.8. Pequeños aprovechamientos Hidráulicos .............................................................................................. 364�3.9. Hidrógeno................................................................................................................................................ 367�Anexo al Punto 3.8: Datos de Generación Hidráulica .................................................................................... 368�

4. Prospectiva. Sectores de Demanda ............................................................................................................ 369�4.1. Energía Solar ......................................................................................................................................... 375�

4.1.1. Residencial ...................................................................................................................................... 375�4.1.2. Comercial, Servicios y Público ........................................................................................................ 375�4.1.3. Agricultura ....................................................................................................................................... 375�4.1.4. Industria........................................................................................................................................... 376�

4.2. Energía Eólica ......................................................................................................................................... 376�4.2.1. Residencial Rural............................................................................................................................. 376�4.2.2. Comercial, Servicios y Público ........................................................................................................ 376�



4.2.3. Ganadería........................................................................................................................................ 376�4.3. Biomasa .................................................................................................................................................. 376�

4.3.1. Residencial Urbano ......................................................................................................................... 376�4.3.2. Residencial Rural............................................................................................................................. 377�4.3.3. Comercial, Servicios y Público ........................................................................................................ 377�4.3.4. Industria........................................................................................................................................... 377�4.3.5. Agricultura ....................................................................................................................................... 377�4.3.6. Ganadería........................................................................................................................................ 377�4.3.7. Transporte ....................................................................................................................................... 377�

4.4. Hidrógeno................................................................................................................................................ 378�

5. Prospectiva. Sectores de Transformación (cifras bajo revisión).............................................................. 378�5.1. Solar Termoeléctrica .............................................................................................................................. 378�5.2. Solar Fotovoltaica ................................................................................................................................... 378�

5.2.1. Residencial ...................................................................................................................................... 378�5.2.2. Comercial, Público y Servicios ........................................................................................................ 379�

5.3. Energía Eólica ......................................................................................................................................... 379�5.4. Biomasa ................................................................................................................................................. 381�5.5. Minihidro ................................................................................................................................................. 382�5.6. Geotermia ............................................................................................................................................... 384�5.7. Requerimiento impuesto por la ley Nº 26.190 ......................................................................................... 384�Anexo 1 al punto 5.5: Proyectos Hidroeléctricos ............................................................................................ 386�Anexo 2 al punto 5.5: Proyectos Hidroeléctricos preseleccionados ............................................................... 392�

6. Marco Legal ................................................................................................................................................... 394�6.1. Renovables en general ........................................................................................................................... 394�6.2. Solar y Eólica .......................................................................................................................................... 398�6.3. Biocombustibles ...................................................................................................................................... 399�6.4. Hidrógeno................................................................................................................................................ 400�

Actividad g): Análisis de las Reservas Energéticas ..................................................................................... 402�

1. Definiciones y Confiabilidad de la Información sobre Reservas .............................................................. 402�1.1. Las Definiciones ...................................................................................................................................... 402�1.2. Las Fuentes de Información .................................................................................................................... 404�

2. Las Cuencas Sedimentarias Argentinas..................................................................................................... 404�2.1. Las Cuencas Productivas........................................................................................................................ 405�2.2. Las Cuencas Improductivas .................................................................................................................... 406�

3. Las Reservas de Petróleo ............................................................................................................................ 406�3.1. Introducción............................................................................................................................................. 406�3.2. Análisis Histórico de las Reservas Comprobadas, Probables y Especulativas ....................................... 407�

3.2.1. Evolución de las Reservas Comprobadas por Cuenca.................................................................... 407�3.2.1.1. YPF Estatal: Período 1980-1989 ............................................................................................. 407�3.2.1.2. Comienzos y Auge de la Privatización: Período 1990-1998 .................................................... 408�3.2.1.3. El deterioro de la Privatización: Período 1999-2005 ................................................................ 409�3.2.1.4. Los Tres Períodos.................................................................................................................... 410�

3.2.2. Evolución de la relación Reservas Probables - Comprobadas por Cuenca..................................... 411�3.2.3. Reservas Posibles ........................................................................................................................... 412�3.2.4. Reservas Especulativas .................................................................................................................. 413�

3.3. Evolución de la producción a nivel de Cuenca ........................................................................................ 417�3.3.1. YPF Estatal: Período 1980-1989 ..................................................................................................... 417�3.3.2. Comienzos y Auge de la Privatización: Período 1990-1998 ............................................................ 418�3.3.3. Deterioro de la Privatización: Período 1999-2005 ........................................................................... 419�3.3.4. Los Tres Períodos ........................................................................................................................... 421�

3.4. Evolución de la Relación Reservas – Producción a nivel de Cuenca Sedimentaria................................ 422�3.4.1. YPF Estatal: Período 1980-1989 ..................................................................................................... 424�3.4.2. Comienzo y Auge de la Privatización: Período 1990-1998.............................................................. 425�3.4.3. Deterioro de la Privatización: Período 1999-2005 ........................................................................... 426�3.4.4. Los Tres Períodos ........................................................................................................................... 427�

3.5. Evolución de los Pozos perforados Totales y los de Exploración por Cuenca para el Petróleo y el Gas Natural............................................................................................................................................................ 429�

3.5.1. YPF Estatal: Período 1981-1989 ..................................................................................................... 430�3.5.2. Comienzo y Auge de la Privatización: Período 1990-1998.............................................................. 430�3.5.3. Decadencia de la Privatización: Período 1999-2005 ....................................................................... 431�3.5.4. La información por cuenca se registra desde 1994 al 2005 ............................................................ 432�3.5.5. Pozos productivos. A noviembre del 2006....................................................................................... 433�

3.6. Evolución de las Incorporaciones de Reservas Comprobadas por Cuenca............................................ 434�



3.6.1. A nivel de Cuenca............................................................................................................................ 435�3.6.1.1. Cuenca Noroeste: (al año 2005 poseía el 2,6 % de las Reservas Comprobadas del País) .... 435�3.6.1.2. Cuenca Cuyana: (al año 2005 poseía el 8,0 % de las Reservas Comprobadas del País)....... 437�3.6.1.3. Cuenca Neuquina: (al año 2005 poseía el 33,8% de las Reservas Comprobadas del País)... 439�3.6.1.4 Cuenca del Golfo San Jorge: (al año 2005 poseía el 51,3 % de las Reservas Comprobadas del País) ..................................................................................................................................................... 441�3.6.1.5. Cuenca Austral: (al año 2005 poseía el 4,2 % de las Reservas Comprobadas del País)........ 443�3.6.1.6. Total del País ........................................................................................................................... 445�

3.7. Relación entre las Incorporaciones de reservas Comprobadas de Petróleo por Cuenca y los Pozos Exploratorios y de explotación........................................................................................................................ 445�

4. Las Reservas de Gas Natural....................................................................................................................... 450�4.1. Introducción............................................................................................................................................. 450�4.2. Análisis Histórico de las Reservas Comprobadas, Probables y Especulativas ....................................... 452�

4.2.1. Evolución de las Reservas Comprobadas por Cuenca.................................................................... 452�4.2.1.1. YPF Estatal: Período 1980-1992 ............................................................................................. 452�4.2.1.2. Auge de la Privatización: Período 1993-1999.......................................................................... 454�4.2.1.3. El deterioro de la Privatización: Período 2000-2005 ................................................................ 454�

4.2.2. Evolución de la relación Reservas Probables- Comprobadas para el Gas Natural por Cuenca...... 455�4.2.2.1. Cuenca Neuquina .................................................................................................................... 456�4.2.2.2. La Cuenca Austral ................................................................................................................... 456�4.2.2.3. La Cuenca del Noroeste .......................................................................................................... 457�4.2.2.4. Total de Cuencas del País....................................................................................................... 458�4.2.3. Reservas Posibles ...................................................................................................................... 458�

4.2.4. Reservas Especulativas .................................................................................................................. 460�4.3. Evolución de la Producción de Gas natural a nivel de Cuenca ............................................................... 463�

4.3.1. YPF Estatal: Período 1980-1992 ..................................................................................................... 463�4.3.2. Auge de la Privatización: Período 1993-1999.................................................................................. 464�4.3.3. Decadencia de la Privatización: Período 2000-2005 ....................................................................... 464�

4.4. Las Exportaciones de Gas Natural .......................................................................................................... 466�4.5. Evolución de la R/P a nivel de Cuenca ................................................................................................... 468�

4.5.1. YPF Estatal: Período 1980-1992 ..................................................................................................... 469�4.5.2. Comienzo y Auge de la Privatización: Período 1993-1999.............................................................. 469�4.5.3. Deterioro de la Privatización: Período 2000-2005 ........................................................................... 470�

4.6. Evolución de las Incorporaciones de Reservas Comprobadas ............................................................... 471�4.6.1. Para el Total del País ...................................................................................................................... 471�

4.6.1.1. YPF Estatal: Período 1881-1992 ............................................................................................. 472�4.6.1.2. Comienzo y Auge de la privatización: Período 1993-1999 ...................................................... 473�4.6.1.3. Decadencia de la Privatización: Período 2000-2005 ............................................................... 473�

4.6.2. A Nivel de Cuenca........................................................................................................................... 474�4.6.2.1. Comienzo y Auge de la privatización: Periodo 1991-1999....................................................... 474�4.6.2.2. Decadencia de la privatización: Periodo 2000-2005 ................................................................ 476�

4.7. Los Descubrimientos Recientes de Gas Natural ..................................................................................... 479�

5. Descripción de las Tareas de Exploración en Curso................................................................................. 481�5.1. Introducción............................................................................................................................................. 481�5.2. La legislación de exploración y algunos ejemplos de Exploración para la búsqueda de Gas Natural en Argentina........................................................................................................................................................ 482�5.3. Las actividades y las inversiones de exploración .................................................................................... 483�5.4. Las Áreas de Exploración........................................................................................................................ 486�

5.4.1. Datos para el 2005 y 2004............................................................................................................... 486�5.4.2. El Plan Argentina............................................................................................................................. 487�5.4.3. Oportunidades de Inversión............................................................................................................. 488�5.4.4. Algunos resultados registrados hasta marzo 2007.......................................................................... 490�5.4.5. Algunas Reflexiones ........................................................................................................................ 490�

6. Lista de Anexos............................................................................................................................................. 492�Anexo 1: Lista de Áreas ................................................................................................................................. 493�Anexo 2: Cálculo de los descubrimientos de Petróleo por Cuenca ................................................................ 513�Anexo 3: Cálculo de los descubrimientos de Gas Natural por Cuenca .......................................................... 516�Anexo 4: Archivo HFUVY 2004-2005 ............................................................................................................. 518�Anexo 5: Áreas de Exploración 2004 ............................................................................................................. 537�Anexo 6: Áreas de Exploración 2005 ............................................................................................................. 539�Anexo 7: Áreas de Exploración de REPSOL: 2005........................................................................................ 541�Anexo 8: Plan Argentina................................................................................................................................. 542�Anexo 9: Oportunidades de Inversión ............................................................................................................ 548�Anexo 10: Potencial de las Cuencas Sedimentarias Argentinas .................................................................... 569�


Segundo Informe Fundación Bariloche 302

Actividad e): Impacto del marco regulatorio e institucional 1. Introducción Este trabajo que se realiza en el ámbito del Grupo Asesor en Planificación Estratégica Energética de la Secretaría de Energía (Grupo Asesor), se encuadra dentro de la problemática financiera que afrontarán las inversiones energéticas futuras del plan en preparación. Específicamente, el objetivo del trabajo es formular propuestas y recomendaciones para activar mecanismos que faciliten el financiamiento de las inversiones del plan dentro del marco de la legislación nacional, del Régimen Nacional de Asociaciones Público Privadas así como de otras opciones aptas para tal fin. Así mismo se recopilarán antecedentes sobre estos procesos en aplicación en países de características similares a Argentina. En un sentido amplio, la propuesta se basa en la combinación de las capacidades financiera, técnica y de gestión del sector privado con la imprescindible participación del Estado como planificador estratégico, coordinador y regulador de ciertos sectores clave para el desarrollo económico de un país. De esta sinergia debe surgir una coyuntura que incentive la inversión voluntaria de sector privado en estas actividades, con la garantía de que estas son realizadas en el marco de un plan estratégico de desarrollo, teniendo en cuenta las necesidades del país y resguardando los derechos de los usuarios. Los receptores del trabajo serán técnicos del sector energía (ingenieros, economistas, abogados, contadores, geógrafos, analistas financieros y afines) familiarizados con su problemática, razón por la cual se realizan algunas simplificaciones u omisiones con la intención de facilitar la lectura y limitar la extensión del texto. Se incluyen referencias a los antecedentes bibliográficos utilizados así como a los sitios Web visitados. El trabajo comienza con un capitulo de “Contexto” que describe el marco general, jurídico e institucional, en el que se realizan las inversiones extranjeras en Latinoamérica y particularmente en Argentina, región considerada emergente necesitada de atraer inversiones locales y del capital financiero internacional del moderno mundo globalizado. Esta ambientación general está seguida de una descripción de la situación coyuntural del sector energético argentino a comienzos de 2007 en la que aun tienen efecto los impactos de la crisis de 2001/2002. Este análisis de la situación de la coyuntura argentina incluye como referencias, para completar el diagnóstico, la estructura institucional vigente así como la descripción sintética de las formas de financiamiento de las inversiones estratégicas en ejecución en este periodo considerado de transición y fuerte intervención. Sigue el capítulo denominado “Fundamentos y Propuesta” compuesto por seis puntos principales, que elaboran las conclusiones del diagnóstico, sostén de la propuesta. En primer lugar se discute la necesaria participación del sector privado en las inversiones futuras según el marco legal de la ley 24065, que en consonancia con las corrientes modernas de propiedad de la infraestructura de los servicios públicos concibe una sustantiva participación de estos intereses como inversores y operadores de los emprendimientos energéticos.



El segundo punto comenta el pronóstico de una estimación de inversiones surgida de los modelos de optimización y proyección utilizados por el Grupo Asesor, con los montos requeridos anualmente (en millones de U$S) como indicador de los recursos que deberán ser financiados. El tercer punto analiza la razón de ser de las asociaciones público privadas como medio eficaz de canalizar la inversión privada, siguiendo la iniciativa del sector público. Estas asociaciones de interés público y privado deben estar sujetas a un marco legal claro y transparente que ofrezca igualdad de oportunidad a los grupos privados interesados en participar. Se describen las distintas formas que pueden tomar estas Asociaciones Público Privadas, o “Public Private Partnerships” o “PPP” como son comúnmente conocidas aún en lengua española. En cuarto lugar se desarrolla un punto que describe las condiciones de seguridad jurídica y racionalidad económica esperadas en los países anfitriones, es decir destinatarios de inversión privada por los grupos que lideran el gerenciamiento del flujo inversor. Este desarrollo ha sido extraído de dos fuentes principales: Primero, las conclusiones del Libro Blanco sobre PPPs y BTOs realizado por la Asociación de Contratistas de la Unión Europea sobre el proceso de la inversión extranjera y el contexto esperado desde el enfoque de los colocadores de capital, proveedores y constructores. Y segundo, una encuesta realizada por el Banco Mundial entre diferentes instituciones internacionales que gerencian recursos de inversores en el sector eléctrico (fondos de pensiones, bancos de inversión y otras organizaciones con esas funciones). El quinto y penúltimo punto analizan la ley brasileña de “parcerias público privadas” N° 11079/04 y su reglamentación así como los antecedentes disponibles de otros países latinoamericanos. Esto plantea una formulación lógica al conformar un ámbito orientador y de experiencia práctica en casos similares. En el último punto se comenta el Régimen Nacional de Asociaciones Público Privadas y otra normativa reciente, dentro de la cual se destaca la que surge de la Resolución de la SE 1281/06 que crea el concepto de “energía plus”. Se concluye con un borrador con propuestas de mecanismos e instrumentos para activar y concretar el financiamiento de las inversiones del plan 2. Objetivo El objetivo principal del trabajo es formular propuestas y recomendaciones para activar mecanismos que faciliten el financiamiento de las inversiones del plan dentro del marco legal del sector eléctrico y del Régimen Nacional de Asociaciones Público Privadas. Se deberá recopilar antecedentes sobre estos procesos en aplicación en países de características similares a Argentina. El logro de este objetivo principal implica alcanzar dos objetivos subsidiarios:



recopilar información y sistematizarla sobre propuestas y mecanismos aplicados actualmente por los organismos internacionales de crédito y garantía para financiar a largo plazo planes de expansión de la actividad energética y servicios públicos, incluyendo la participación pública y/o privada; y

� recopilar información y analizar experiencias internacionales recientes de países con características socioeconómicas e institucionales similares a las de Argentina en materia de financiamiento a largo plazo de actividades del sector eléctrico y de servicios públicos.

En base a los estudios anteriores, elaborar una propuesta con recomendaciones sobre posibles mecanismos, instituciones y/o regulaciones a aplicar para financiar las inversiones emergentes del Plan Estratégico de Energía de la República Argentina. Este trabajo está destinado a técnicos del sector energía, con distintas especialidades, familiarizados con su problemática, razón por la cual se realizan algunas simplificaciones con la intención de facilitar la lectura y limitar la extensión del texto. 3. El Contexto del Marco General de la Inversión La restauración del flujo normal del proceso de inversión en el sector eléctrico requiere dos precondiciones básicas que deben darse en la relación entre inversores y estado anfitrión. La primera precondición implica la vigencia de seguridad jurídica como marco general y atemporal de vital importancia para cualquier intento de reinstalar al país en la senda del progreso y del crecimiento La segunda precondición consiste en la reconciliación de intereses entre las expectativas de los grupos inversores privados y la política energética y de precios, en esta coyuntura. Esto último, supone un ejercicio de síncresis entre estos intereses circunstancialmente contrapuestos. Es necesario que la política económica y energética sea prudente y el marco legal respete la racionalidad económica, los principios de la libre competencia, no abusiva y de la igualdad ante la ley consagrados por la Constitución Nacional. 3.1. Seguridad Jurídica Argentina ha vivido en los últimos tres cuartos de siglo un estado de permanente inseguridad jurídica con continuas violaciones del contrato social en general y de los derechos de propiedad de las grandes mayorías en particular. Esta inseguridad jurídica ha sido producto de las sucesivas conmociones políticas y sus consecuencias económicas. Las grandes crisis institucionales han sido además ocasión propicia para producir quiebras sistémicas “fraudulentas” en las que los grupos con mayor “capacidad de lobby” no solo no han perdido, sino que han ganado a costa de los demás.



Se considerara a los efectos de este análisis que este estado de inseguridad jurídica se inicia con el golpe de estado de 1930 y se mantiene hasta la devaluación de comienzos de 2002 y las medidas complementarias subsiguientes. Sin intentar hacer un listado completo de las distintas alteraciones de este período, en el Anexo 5.1 se mencionan los acontecimientos principales que implicaron violaciones, ya sea al contrato social, o al derecho de propiedad de las grandes mayorías. Se hace una referencia más detallada de la devaluación de comienzos de 2002 porque tiene efectos que aun gravitan sobre la actual coyuntura. En primer lugar cabe reconocer que no hay sistema jurídico que pueda asegurar los derechos de propiedad al margen de la realidad económica. Así, los sistemas legales tienen como instrumento leyes de quiebras que reconocen la necesidad de un procedimiento dentro del cual puedan minimizarse las pérdidas de los acreedores de una empresa en riesgo. Si la empresa quiebra, perderán sus accionistas y probablemente también los acreedores. Lo que debe procurar una buena legislación es que las pérdidas se repartan equitativamente entre las partes involucradas. La devaluación y el default subsiguiente fueron la expresión de una quiebra del país en su conjunto. La quiebra fue inicialmente del sector público, que se vio imposibilitado de sostener el endeudamiento acumulado durante los años previos de poca responsabilidad fiscal. La devaluación produjo la quiebra de empresas endeudadas en dólares y el default arrastró a la quiebra virtual a bancos. La devaluación y el default y no fueron una decisión política unilateral y caprichosa, sino fue la consecuencia inevitable de un país que se endeudó masivamente en dólares a tasas altísimas para financiar consumo o inversiones que no generaban capacidad de repago en dólares. Como en una quiebra privada, los derechos de propiedad de bonistas acreedores del sector público y del sector privado, fueron dramática e inevitablemente violados. El largo periodo de quiebre del ordenamiento constitucional y jurídico en general fue resultante de distintos tipos de conmociones políticas. Éstos, a su vez, produjeron desmanejos institucionales, favores del poder de turno a grupos de interés económico, corrupción, carencias de justicia social así como falta de respeto a los derechos humanos que se dieron en forma sucesiva y liderados por diferentes protagonistas. A nivel más general, la expectativa generalizada por seguridad jurídica se basa en que el incumplimiento de la ley y la consecuente imprevisibilidad hacen ilusoria cualquier pretensión de que los inversores piensen en la Argentina. El estado de derecho es planteado así como una condición imprescindible para la atracción de capitales y el progreso económico. Esta postura, que parece obvia, tiene también una condicionalidad importante: el interés general. Un sistema legal no es bueno por el solo hecho de ser estable y garantizar derechos adquiridos, sino porque lo que también está garantizando son derechos adquiridos compatibles con ese interés general. Ahora que desde mediados de 2003 se empieza a retomar el camino del orden en sentido amplio (político, institucional, económico, etc.) con practicidad y realismo ante una situación mundial auspiciosa que no deja espacio para divergencias



ideológicas ni para incumplimientos caprichosos, asoma una luz confiada de esperanza. Hoy a partir de esta democracia en franco proceso de consolidación se abre una instancia que no debería desaprovecharse. Si se consiguen eliminar los generadores básicos de la inseguridad jurídica (ineptitud, egoísmos grupales, ambiciones desmedidas y corrupción) en una movilización democrática para recrear el estado de derecho se podrán aprovechar efectivamente las enormes potencialidades que el país ofrece. 3.2. Organización Institucional del Sector Eléctrico, Operatoria y Situación Actual 3.2.1. Antecedentes A comienzos de la década del ‘90, se produjo una importante transformación en el sector eléctrico argentino, durante una situación socio económica difícil con alta inflación que repercutía naturalmente en el sector energético. El Estado decidió dar lugar a la participación del sector privado en el negocio eléctrico privatizando parte de la prestación del servicio eléctrico. Se dividió el funcionamiento de este servicio en los tres procesos clásicos: generación (empresas que generan la energía eléctrica), transporte (empresas que transportan la energía desde el lugar en que se genera hasta los centros urbanos), y distribución (empresas que la distribuyen desde los nodos de los centros urbanos hasta los usuarios). A la generación, se le permitió la libre competencia y en consecuencia, la liberación del precio de la electricidad a nivel mayorista. Por las características del sistema, el transporte y la distribución, que constituían monopolios naturales, quedaron monopolizados ya que, por una cuestión de infraestructura y mercado, no pueden existir varias empresas para que el usuario pueda optar por una u otra. Para garantizar equilibrio, se crearon los Entes Reguladores y lo convirtieron en un servicio regulado. En diciembre de 1991, se dicta la Ley 24.065, conocida como Marco Regulatorio Eléctrico, que dio lugar a una fuerte corriente de inversiones y rápidamente se pudo salir de la situación de cortes de suministro que interrumpían el servicio. Luego, las inversiones apuntaron a progresar respecto del sistema en sí, de la confiabilidad, la eficiencia y la potencia energética. 3.2.2. El Modelo de Comienzos de los 90 Este modelo de transformación se constituyó en un ejemplo a nivel mundial, tanto por la rapidez con la que se salió de la crisis como por la extensión de la red eléctrica del país. El nuevo modelo de mercado se basaba en la segmentación referida de las etapas eléctricas del sistema. Estas actividades fueron encomendadas a empresas en algunos casos privadas y en otras públicas, tomando el Estado Nacional a su cargo el rol de fijar las políticas del mercado y condicionar el accionar de las empresas mediante la regulación y las señales económicas. Estos tres conjuntos de actores activos, como así también los Grandes Usuarios, han sido



los únicos autorizados a participar del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a través de su previa calificación como “Agentes del Mercado”. El MEM está asociado al SADI (Sistema Argentino de Interconexión) con mas de 7000 kilómetros de líneas en Alta Tensión que cubren ahora desde fines de 2005 toda la extensión del territorio del país. Ha tenido la potestad de ordenar la conformación de unidades de negocio para realizar la privatización de empresas estatales del sector eléctrico. No permite, en principio, la integración vertical ni horizontal de generadores, transportistas, distribuidores, ni con grandes usuarios. A través de este Sistema de Interconexión Nacional, el MEM abastece ahora a la totalidad de la demanda del sistema eléctrico argentino. En este marco, los actores del Sistema Eléctrico Argentino son el Estado Nacional, a través de la Secretaría de Energía y el Ente Regulador de la Electricidad (ENRE), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S. A. (CAMMESA) (en esta configuración juega un rol fundamental) los Agentes del MEM, que son las asociaciones de generadores, transportistas, distribuidores y grandes usuarios y los consumidores. 3.2.3. La Operatoria del Modelo El operador del mercado es CAMMESA, organizada como una sociedad anónima y creada por el decreto 1192 en julio de 1992. Esta sociedad anónima tiene un paquete accionario de cinco partes iguales (20% cada una) y está integrada por el Estado Nacional, a través de la Secretaria de Energía, y por las asociaciones que representan a los generadores, distribuidores, transportistas y grandes usuarios del mercado eléctrico. En el sistema eléctrico argentino se ha previsto, como en el anglo - galés y español, un mercado instantáneo de compras y ventas de energía conocido como mercado “spot”, donde en cada fracción horaria dada se equiparan las ofertas disponibles de generadores y las demandas de distribuidores y grandes usuarios. Asimismo se administran los suministros contratados en contratos a plazo por generadores y consumidores con precios preestablecidos. La operatoria de este mercado consiste en la equiparación de las ofertas hasta la cobertura de la demanda en la fracción horaria. Se establece como precio “spot” el valor de la última unidad ofrecida para cubrir la demanda según la metodología de los costos marginales. El operador de despacho en Argentina coordina tanto las operaciones físicas del sistema como la liquidación las operaciones de compraventa de electricidad producidas, de acuerdo a la información suministrada por los sistemas de medición de las compras efectuadas en el mercado “spot” y la de los contratos. Las primeras de acuerdo a los precios de fracción horaria que establece la norma y los segundos de acuerdo a los valores pactados. CAMMESA monopoliza y es responsable de la programación de la operación de todo el sistema de interconexión en sus diversas actividades, tales como la ordenación del despacho, cálculo de precios estacionales (fijados en base a pronósticos para facilitar la operatoria de los distribuidores), administra los fondos



compensadores y sanciona de los precios “spot”, conforme reglas establecidas en “Los Procedimientos para la Programación, el Despacho de Cargas y el cálculo de los Precios - LOS PROCEDIMIENTOS”, que son las normas que gobiernan el despacho. En el mercado “spot”, una vez efectuado el despacho real, quedan definidos los compradores y vendedores, tanto en cantidades como en precios, y cada uno de ellos resulta deudor / acreedor de los demás, por el mismo precio en distintas cantidades. Es decir, cada deudor debe proporcionalmente a cada acreedor el total de su compra y a la inversa. 3.2.4. Los Resultados El sistema propuesto por este modelo ha operado eficientemente y con independencia a críticas y observaciones tendientes a corregir algunas fallas y perfeccionarlo, y se puede considerar que constituye un instrumento cabal para el funcionamiento de un mercado eléctrico en el que conviven intereses públicos y privados en competencia. En 1998 momento en que la situación macroeconómica comenzó a deteriorarse y se inició un proceso de disminución de la confianza de operadores e inversores que comenzaron a afectar al sector eléctrico. En el periodo 1998 a 2001 la presunción de que se acercaba un conflicto financiero grave planteaba condiciones de incertidumbre a los agentes privados que consideraban que sus inversiones futuras resultaban poco factibles por el marco global. La crisis estalla a fines de 2001 con enrarecimiento del sector financiero primero, la fuga de capitales, "el corralito", "el corralón", la subsiguiente devaluación, "el default de la deuda externa", la pesificación y otras circunstancias negativas que afectan las actividades productivas, financieras y de servicios del país. La situación que se vive configura una emergencia estructural, es decir, producto de varios años sin que se hayan efectuado las correcciones necesarias para superarla. La serie de la evolución de la potencia instalada en el MEM constituye un indicador elocuente declinación de la situación del sector eléctrico.

Tabla 3.2.4.1 Potencia Efectiva Bruta Instalada

En (Mw)

MEM MES TV TG DI CC TERM HI NU TOT

Nov-06 4463 2266 4 6361 13094 9934 1005 24033

Diciembre de Cada Año

2005 4496 2083 4 6299 12882 9415 1005 23302 2004 4526 2098 4 6299 12927 9100 1005 23032 2003 4515 2138 4 6296 12953 9021 1005 22979 2002 4515 2022 4 6271 12812 9021 1005 22838 2001 4515 2039 4 5856 12414 8925 1005 22344 2000 4515 2032 4 4238 10789 8925 1005 20719 1999 4515 2698 4 2365 9582 8925 1005 19512 1998 4548 3161 4 1513 9226 8668 1005 18899



1997 4752 3143 4 550 8449 8748 1005 18202 1996 4783 2943 4 144 7874 8230 1005 17109 1995 4867 2683 4 144 7698 7629 1005 16332 1994 4836 2128 84 84 7132 7309 1005 15446 1993 4836 1597 84 84 6601 6384 1005 13990 1992 4857 1518 82 84 6541 5721 1005 13267

Como se anticipa en el párrafo anterior, a partir de 1998 virtualmente se había detenido la iniciación de nuevas inversiones en generación. La incorporación de las capacidades luego de esa fecha corresponde a las inversiones planeadas e iniciadas antes de esa fecha. El incremento de la oferta de potencia entre 2001 y 2006 resulta inferior al 50% de la que hubiera sido normalmente requerida para una demanda que crece a 5,0% por año.

3.2.5. La Emergencia La Ley 25561, sancionada el 6 de enero de 2002, declaró la emergencia pública en materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria (conocida como Ley de Emergencia Pública), delegando en el Poder Ejecutivo Nacional las facultades contenidas en ella. Esta ley derogó el llamado sistema de la convertibilidad establecido en la ley 23398 de 1991. Este sistema mantenía una paridad cambiaria entre el peso argentino y el dólar estadounidense, paridad producto de un mecanismo de control de la emisión monetaria, diseñado luego de la hiperinflación que sufriera la República Argentina en el año 1989. En lo pertinente a como la crisis afectó a la industria eléctrica, el artículo 8 de la Ley 25561 dispone que a partir de su sanción, los contratos celebrados por la administración pública, bajo normas de derecho público, entre los que se comprenden a los de obras y servicios públicos, no son aplicables a los mismos las cláusulas de ajuste en dólar, o en otras divisas extranjeras y/o cláusulas indexatorias basadas en índices de precios de otros países. Este artículo 8 establece que los precios y tarifas resultantes de dichas cláusulas quedan establecidos en una relación de cambio: un peso argentino, un dólar estadounidense. A partir de ese momento comienza un periodo de desequilibrio de los precios relativos dado que la paridad con el dólar estadounidense pasa del U$S 1 = $ 1 a U$S 1 = $ 3.

3.2.6. La Iniciación de la Recuperación y el periodo de Transición y Fuerte Intervención Como es de conocimiento general en el marco de la emergencia pública en materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria, la S.E: merituó conveniente el principio de no trasladar a los precios estacionales el incremento que se produce en los costos variables del sistema eléctrico y luego segmentar estos precios estacionales con aumentos diferenciales, lo que ha producido un déficit en el fondo compensador que administra CAMMESA. Este fenómeno ha tenido dos efectos principales.



Primero, por un lado, ante este creciente déficit, fue conveniente establecer un mecanismo transitorio para la asignación de los recursos para afrontar las acreencias de los agentes del MEM, buscando privilegiar el pago de los costos aceptados, con el objeto de preservar las demandas que no se encuentran respaldadas por contratos de energía eléctrica en el mercado a término. Estas acreencias se documentaron a los generadores con LVFVD (Liquidaciones de Venta con Fondos con Vencimientos a Definir) con los que en definitiva se constituye el FONINVEMEM (Fondo para Inversiones Necesarias que permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista) en Julio de 2004. Se verá mas adelante como el FONINVEMEM está financiando las dos centrales de ciclo combinado de Campana, Pcia. de Buenos Aires y Timbúes, Pcia. de Santa Fe. Segundo, por otro lado, las condiciones de desbalance de precios relativos aun persisten y todavía plantean pronósticos financieros que resultan poco desalentadores de la inversión privada. En conclusión, la crisis económica – financiera del 2001/2002 ha producido un desbalance general en los precios relativos, específicamente para este caso, entre el tipo de cambio y los precios energéticos. Este desbalance aún no se ha estabilizado y por diferentes razones, quizá se prolongue algún tiempo más. Este fenómeno, en el marco legal de la Ley 24065 afecta a las empresas privadas agentes del sector eléctrico cuya rentabilidad, natural factor de asignación de recursos, desalienta la inversión. Estas rentabilidades, en la actual coyuntura no surgen como variable de la operación del mercado como en la década de 1990, sino como prevé la reciente normativa (ver entre otras Resolución 1281/06 art. 5; Resolución 220/07 art 5) surgirá de negociaciones entre la SE y los agentes privados. Esta forma de determinar la rentabilidad deberá rápidamente sustituirse por una metodología transparente y objetiva. Mientras tanto, las inversiones estratégicas, no diferibles no se han paralizado. Dado que no cuentan con un flujo natural de recursos privados tal como debería surgir del marco legal de la Ley 24065, en la actualidad se están realizando con fondos públicos como fuente financiera principal. Se enuncian a continuación las obras principales en curso del llamado “Plan de Gestión 2004/2008” y los esquemas financieros de cada uno de ellas 4. Fundamentos y Propuesta 4.1. La necesaria participación del sector privado en el proceso de inversión La participación de la inversión privada en el sector eléctrico latinoamericano no es consecuencia de una postura ideológica sino de una realidad económica inexorable. Esta participación comienza a manifestarse a comienzos de la década de los noventa, a partir de la situación crítica que encaraban la mayoría de los países de Latinoamérica y de la firme iniciativa de los organismos internacionales de financiamiento. Se menciona como antecedente la Conferencia de Cocoyoc, México, de 1991 en la que el Banco Mundial plantea la necesidad de la apertura a la participación privada en los sectores eléctricos. En ese momento, los países de latinoamérica comienzan a abandonar el esquema tradicional de propiedad del estado de la infraestructura eléctrica que se había



iniciado a la finalización de la Segunda Guerra Mundial, a mediados de la década del cuarenta. En consecuencia comienza un proceso paulatino de participación de los intereses privados bajo regulación estatal que reviste distintas formas en los países de la región. En Argentina se da un proceso de privatizaciones bajo el marco legal establecido por la ley 24065 de Diciembre de 1991. La causa principal iniciadora de este proceso de entrada de inversores y operadores privados obedece al estado de virtual bancarrota en que estaban casi todos los sectores eléctricos latinoamericanos, enfrentado una crisis financiera insostenible que limitaba su proceso de expansión y consecuentemente el crecimiento económico y mejoramiento del bienestar de la sociedad. Este estado de situación se originaba en casi todos los casos debido a tres causa principales: (i) la generación interna de fondos era inexistente dado que la generación bruta de fondos, en la mayoría de los casos no era suficiente para atender los servicios de la deuda, debido a gerenciamientos y administraciones ineficientes de las empresas eléctricas y bajos niveles tarifarios; (ii) los estados nacionales no disponían de suficientes recursos para invertir ante las crecientes necesidades requeridas por el gasto social: salud, educación y seguridad principalmente; y (iii) los únicos recursos que estaban realmente disponibles para la inversión provenía del financiamiento de los organismos internacionales. Esta fuente se autolimitaba por la exigencia de fondos de contrapartida locales equivalentes, circunstancia que si no se cumplía no permitía alcanzar la normativa y los estándares de solvencia financiera que eran convencionalmente requeridos por los bancos internacionales. La descripción anterior generalizada para los países latinoamericanos, reflejaba el estado de las finanzas del sector eléctrico argentino. Este agravado por la alta inflación presentaba grandes irregularidades dado que algunos meses, a fines de la década de los ochenta y comienzo de los noventa, la recaudación por venta de energía no permitía pagar los sueldos y salarios de las empresas públicas. Este es el momento en el comienza el proceso privatizador en el país siguiendo el modelo anglo sajón, predominante en los países desarrollados, de concesiones del servicio público a empresas privadas propietarias de los activos del servicio eléctrico bajo una estricta regulación en protección de los intereses de los consumidores. Aparte, el negocio eléctrico constituye una de las actividades económicas más atractivas para los inversores privados dado que su sostenida rentabilidad, basada en la firmeza de la creciente demanda de electricidad ya sea como insumo industrial o como producto de consumo final. La regulación plantea un equilibrio entre los intereses de las empresas eléctricas para obtener una razonable rentabilidad sobre sus inversiones y los intereses de los consumidores que deberán recibir un servicio confiable, de calidad y con precios no abusivos. El marco legal argentino del sector de la ley 24065 antes mencionada establece sólidos principios para una operación eficiente de las funciones fundamentales del negocio eléctrico, la generación, el transporte y la distribución. Establece normas de relación claras entre los agentes, sean estos públicos o privados, grandes



consumidores, consumidores y ente regulador. Este marco ha sido ampliamente ratificado en cuanto a su vigencia y al rol previsto para la participación de la inversión privada a través de la normativa reciente. No existen señales de retorno al sistema tradicional de propiedad estatal. En este sentido se mencionan los Considerandos la Resolución 220/2007 (Contratos entre el MEM y las ofertas de disponibilidad de agentes), la Resolución 1281/2006 (Comercialización en el mercado “Spot” – Energía “Plus”) entre otras. 4.2. Los Requerimientos de Inversión Anual Previstos por el Plan Este Capítulo se encuentra en proceso de elaboración. 4.3. El Marco Propicio para la Inversión Voluntaria Este punto se refiere a las condiciones institucionales y de contexto macroeconómico que los inversores extranjeros directos o los administradores de grupos financieros esperan que se den en los países anfitriones, o sea en los países donde se proyecta invertir. En general estas condiciones pueden ser consideradas obvias, porque no son otras que las que cualquier particular tendría en cuenta si estuviera colocando sus recursos personales o los ahorros de sus mayores para que gozaran de una jubilación sin sobresaltos. La síntesis que se desarrolla a continuación se basa principalmente en dos trabajos. En primer término, las conclusiones del Libro Blanco sobre BOT (Construir, Operar, Transferir) y PPP (Asociaciones Público Privadas) realizado por la Asociación Europea de Contratistas Internacionales (AECI) y publicado en Abril de 2003. En segundo término, se consideró una encuesta internacional realizada por el Banco Mundial a inversores en el sector eléctrico (“What International Investors Look for when Investing in Developing Countries – Que buscan los Inversores Internacionales cuando Invierten en Países en Desarrollo”) publicada también en 2003. Se destaca que estos trabajos se incluyen para atender la inquietud generalizada de ¿Cómo se ve a los países en desarrollo? En él se vuelcan sintéticamente las conclusiones de dos trabajos de fuentes confiables. Si bien ambos trabajos están ubicados en el plano del inversor extranjero que explora posibilidades en los países emergentes, se considera que los inversores locales evalúan la viabilidad de sus inversiones utilizando los mismos criterios, tal como lo hacen los inversores argentinos, que estimativamente tienen fuera del circuito de la economía nacional unos U$S 110.000.- millones de U$S, ya sea en el exterior o en distintas formas de atesoramiento dentro del país, según ha informado el BCRA a fines de Marzo. El AECI, cuya denominación en inglés es EIC (“European International Contractors”) es una federación que representa las federaciones de la industria de la construcción de 15 países Europeos, que en el año 2000 ejecutaron obras por 45 billones de U$S en obras fuera de Europa. Es una asociación profesional de contratistas que representa los intereses de la industria europea en todos los aspectos referidos a las construcciones internacionales y se mantiene en contacto permanente con las organizaciones internacionales de financiamiento para apoyar iniciativas que mejoren el marco legal y económico en el que se desarrollan las construcciones de



grandes proyectos. La AECI constituyó un grupo de trabajo con especialistas de las principales compañías asociadas de todos los países miembros para formular recomendaciones sobre proyectos de desarrollo, procesos de licitaciones y problemas financieros. Un resumen de este trabajo, denominado Libro Blanco sobre BOT (Construir, Operar, Transferir) y PPP (Asociaciones Público Privadas) se presenta seguidamente.

1 Los gobiernos deberían adoptar una estrategia realista, consistente y sustentable para las BOT y las PPP.

2 Los gobiernos deberían establecer una unidad especializada para diseñar e implementar una política consistente y uniforme sobre las BOT y las PPP con un enfoque general dirigido a asegurar una coordinación horizontal entre las distintas jurisdicciones políticas (nación, provincias, municipios) y los distintos ministerios o sectores económicos involucrados.

3 Las normas que establecen los estándares contables a utilizar deberán tener en cuenta las peculiaridades de los contratos de concesión. Las metodologías de depreciación y las de costos de financiamiento deben estar vinculadas al perfil del flujo de ingresos.

Preparación de los Proyectos

4 El éxito de los proyectos de BOT o PPP dependen de una profunda y objetiva valoración de los parámetros técnicos, económicos y financieros clave en el marco de un bien definido y transparente proceso licitatorio.

5 Los gobiernos deben establecer prolijamente la estrategia y la política de la gestión de compras (licitaciones) para las necesidades de cada proyecto de BOT/PPP. Esto se realizará con el objetivo de aprovechar la experiencia y capacidad creativa de los potenciales contratistas en el diseño de las soluciones que, mejor satisfagan las necesidades a cubrir con el proyecto.

6 La cantidad y calidad de información puesta a disposición de los oferentes en las licitaciones debe ser mejorada para minimizar que estos deban costosas investigaciones para completar sus ofertas. Los pliegos de la licitación deben proveer la información suficiente para que los oferentes puedan: (i) valorar los riesgos técnicos y comerciales del proyecto; (ii) evaluar los aspectos económicos y los riesgos del mercado y (iii) comprender los criterios y los procedimientos de la evaluación de la oferta.

7 Los gobiernos deben definir claramente los mecanismos de pago y, cuando sea necesario, garantizar la disponibilidad del financiamiento que pueda requerirse para que el proyecto se complete exitosamente.

8 La incertidumbre vinculada a la política tarifaria debe ser reducida tanto como sea posible en un esfuerzo conjunto de los asociados para crear mecanismos que aseguren un flujo firme de ingresos cuando el proyecto comience a operar.

9 Los gobiernos deberán especificar un mecanismo de ajuste de tarifas o criterio de indexación para tener en cuenta la inflación o deflación durante la vida de la concesión.



Proceso Licitatorio 10 Las autoridades del proyecto deben realizar procedimientos o

concursos de precalificación de oferentes para identificar aquellos que tienen las calificaciones requeridas par ejecutar el proyecto BOT/PPP.

11 Las autoridades del proyecto deben definir los criterios para la ejecución del proyecto y la evaluación de las ofertas de la licitación para facilitar la consistencia de las ofertas y la cabal comparación de las mismas.

12 Los criterios de adjudicación de los contratos deben estar claramente especificados en los documentos de la licitación y no deben ser modificados en el curso de la licitación.

13 Las autoridades del proyecto deberán asegurar la estricta confidencialidad de todas discusiones, comunicaciones y negociaciones con todos los oferentes en las distintas etapas del proceso licitatorio. Paralelamente en el mismo sentido no deberá difundirse ninguna información sin la expresa autorización del oferente.

14 Las autoridades del proyecto deben eventualmente proveer una adecuada compensación de los costos incurridos por los oferentes para asegurar la mayor calidad de las ofertas.

15 Las autoridades del proyecto deben alentar al sector privado a enviar propuestas a su propia iniciativa y proveer un marco de creado para proteger los intereses de ambos socios públicos y privados.

Mitigación del Riesgo Financiero en los proyectos BOT/PPP

16 Disponibilidad de un adecuado sistema de mitigación de riesgos es uno de los elementos clave para el éxito del proyecto. Mecanismos de garantía mas específicos y precisos contribuirán a establecer un clima de confianza y seguridad a inversionistas, prestamistas y aseguradores.

17 Los riesgos deben ser soportados por la parte que está en mejor posición para valorar e influir sobre la posibilidad de su impacto financiero, de su ocurrencia así como de administrar las consecuencias de su materialización.

18 El rol de las instituciones financieras internacionales, bancos de desarrollo y agencias de crédito de exportación es de crucial importancia para compensar las eventuales deficiencias de los mercados financieros locales. Su intervención se debería dar en los aspectos siguientes: (i) mejora, diseño y desarrollo de herramientas específicas que respondan a las necesidades de los proyectos de BOT/PPP, y (ii) intensificar los esfuerzos para fortalecer la capacidad institucional de los países anfitriones.

19 Los gobiernos deberán tomar pasos adecuados de política económica y financiera para reducir los riegos monetarios para facilitar la implementación de los proyectos.

20 Garantías en relación con el riesgo político de las agencias de financiamiento multilateral representan una muy importante herramienta de mitigación para proyectos de infraestructura



financiados por grupos privados. Las agencias deberán revisar y extender sus programas de cobertura de riesgo político en términos de alcance y dimensión para adaptar la oferta de sus productos a los particulares requerimientos de ese tipo de proyectos.

21 El financiamiento del proyecto BOT/PPP requiere, en general, mejoras en los sistemas financieros de los países anfitriones. Un mayor aprovechamiento de los beneficios socioeconómicos generados por la infraestructura junto con una ingeniería financiera creativa podrán ayudar al logro de esos objetivos. Para este logro se requerirá, eventualmente, una adaptación del sistema de presupuesto público y de su marco contable.

El Banco Mundial realizó una encuesta internacional a inversores en el sector eléctrico (“What International Investors Look for when Investing in Developing Countries – Que buscan los Inversores Internacionales cuando Invierten en Países en Desarrollo”) que se publicó en 2003. En ella se exponen impresiones de inversores extranjeros que ya poseen y/o planean inversiones en países en desarrollo de distintas regiones del mundo. Es decir, el trabajo incluye opiniones de grupos con experiencia en el relacionamiento con gobiernos y empresas de estos países, entre los que está incluida argentina. Sigue un resumen de las principales conclusiones del trabajo. Las inversiones extranjeras en el sector eléctrico en países en desarrollo, aunque insignificantes durante 1980, crecieron rápidamente a comienzo de los 90’s y se mostraban como para continuar creciendo en forma sostenida. Sin embargo, en los últimos años el interés de los inversores internacionales ha decaído, y un gran número y un alto valor en transacciones patrocinadas por esos inversores están muy por debajo de pico alcanzado en 1997. Esta declinación de la inversión extranjera es una gran preocupación, dado que la demanda de energía eléctrica en los países en desarrollo crecerá alrededor de 4% anual durante las próximas dos décadas. Para mantener el ritmo de este crecimiento de la demanda muchos países necesitan atraer inversión extranjera para sus sectores eléctricos. Esta circunstancia obliga a tener en cuenta los factores que los inversores consideran importante. Para recopilar las percepciones de los factores críticos del éxito o fracaso de sus inversiones, basadas en la experiencia, el Banco Mundial realizó una encuesta entre firmas internacionales con inversiones de capital en energía eléctrica en países en desarrollo. La investigación supuso que su experiencia con la inversiones realizadas en el pasado era posible que suministren información para las futuras decisiones de inversión, ya sea para realizarlas o cancelarlas, y una vez que las inversiones están hechas mantenerlas o liquidarlas. Los resultados de la investigación confirmaron la interpretación del Banco Mundial sobre las percepciones de los inversores. El estudio ha encontrado que muchos inversores se mantienen recelosamente interesados en los países en desarrollo. Las condiciones que ellos buscan son las que los gobiernos reformistas aplican durante sus mandatos para asegurar la plena vigencia de la ley en relación con los derechos de los inversores así como procesos regulatorios y judiciales libres de



interferencias arbitrarias de los gobiernos. Estas conclusiones sugieren que los gobiernos con expectativas de recibir flujos de inversión extranjera deben continuar fortaleciendo el clima interno para propiciar inversiones. Este panorama aplica también para los inversores locales. La organización de la encuesta para la investigación sobre las decisiones de inversión tuvo dos secciones, una referida a las condiciones de los países en sentido amplio (cuyas conclusiones están principalmente dirigidas a los gobiernos), y otra referida a los factores determinantes del éxito o fracaso de los proyectos (cuyas conclusiones están dirigidas a los responsables de los proyectos). Este enfoque ha provisto una clara percepción de los factores que influencian la toma de decisiones que hacen los inversores extranjeros. Sin embargo, dado que los resultados de estas dos secciones de la investigación están íntimamente vinculados, estos se presentan combinados en el desarrollo que sigue. Asegurar que el sector reciba un adecuado flujo de fondos. Los inversores dan una clara prioridad a existencia de flujos de fondos razonables que ofrezca una prospectiva que asegure la recuperación de los costos y que hagan del proyecto un éxito. En el proceso de calificar la importancia de los factores en el país los inversores dan el segundo lugar en las prioridades a la disciplina de pago de los clientes junto con el proceso legal y administrativo por los que se puede hacer cumplir los pagos y si los pagos no se realizan admitir la desconexión. Los inversores consideran que la disciplina de pagos y la vigencia legal de normas para hacer efectiva la obligatoriedad del pago es aún más importante en establecer el éxito de la inversión por la alta calificación que se le otorga. El carácter de adecuado de los flujos de fondos es igualmente importante tanto para las empresas de distribución como para las de generación Mantener la estabilidad y la vigencia plena de leyes y contratos. Para los inversores internacionales la prueba de la existencia de un marco legal satisfactorio es la claridad y los aspectos institucionales que hacen exigible el cumplimiento de los contratos, particularmente los contratos con agencias gubernamentales. Los inversores basan las decisiones de inversión de largo plazo en la confiabilidad, aplicabilidad y la obligatoriedad del cumplimiento de la ley y los contratos. Efectivamente, los inversores califican el marco legal que claramente define los derechos y obligaciones de los inversores privados como el factor más importante para tomar decisiones de inversión en los países en desarrollo, y consecuentemente. Un factor determinante del éxito o fracaso de los proyectos. Atender los reclamos ante las necesidades de los inversores. Demoras en las aprobaciones o licencias que otorgan los gobiernos tienen un alto costo de oportunidad para los inversores internacionales respondiendo a llamados para participación en licitaciones, remates u otro tipo de concursos. Las respuestas de la encuesta demuestran que este costo de oportunidad es significativo también para los sectores eléctricos de los países en desarrollo. Los gobiernos deben tomar conocimiento que los inversores internacionales están menos dispuestos que los inversores locales a tolerar los costos de la ineficiencia administrativa y las burocracias locales. Los inversores califican como una de sus peores experiencias



de inversión a la falta de atención de los gobiernos ante las necesidades de los inversores. Minimizar eventuales interferencias gubernamentales Los resultados de la encuesta sugieren que los gobiernos pueden aumentar significativamente la satisfacción de los inversores permitiendo el máximo control operacional y de gerenciamiento sobre sus inversiones y permitiendo a su vez, la mayor transferencia de los resultados provenientes de sus inversiones. Los inversores califican la posibilidad de ejercitar un efectivo gerenciamiento y control operacional sobre sus activos como el segundo factor que contribuye al éxito de los proyectos. Independencia de los organismos de regulación. La independencia de los entes de regulación y sus procesos de revisión y control de la interferencia del gobierno también informa a los inversores externos y locales para la toma de decisiones de inversión. Los inversores indagados conceden a este factor el quinto lugar entre los criterios considerados en el proceso de toma de decisiones y también el 28 % considera que es un elemento desalentador de inversiones. Los que han respondido la encuesta citan a Chile como un país donde la regulaciones del sector eléctrico están libres de interferencia gubernamental. Disponibilidad de facilidades crediticias o garantías de riesgo. Mientras que los inversores no juzguen a las garantías que ofrecen los gobiernos como factores clave que contribuyen al éxito o fracaso de las inversiones, no se percibe a la disponibilidad de garantías como un factor de importancia para invertir en un determinado país. Las respuestas a la encuesta han dado a los refuerzos o mejoras en las garantías el segundo lugar de importancia como factor para tomar decisiones de inversión, una categoría similar a la disciplina de pago de los consumidores. A su vez, un 40 % de los indagados considera que es un elemento desalentador de inversiones. 4.4. Asociaciones Público Privadas (APPs), Orígenes, Distintas Formas La expansión global de la población y sus necesidades de salud, educación, seguridad y otros servicios públicos, así como el desarrollo económico, generan requisitos de infraestructura que exceden crecidamente los recursos de financiamiento disponibles en los países. Si bien la carencia de fondos difiere de país en país, el problema se extiende de las naciones más pobres hasta las más avanzadas. Esta situación se manifiesta incluso para los países avanzados que gozan de los beneficios de poderes públicos descentralizados, por lo general financieramente autosuficientes, y de extensos mercados de capitales. Se ha reconocido que el déficit en la disponibilidad de fondos ha resultado en una aceptación casi universal de que el sector privado asuma un papel más prominente en el desarrollo de la infraestructura junto al sector público. Esto podría lograrse de manera directa como patrocinador de proyectos, o en forma indirecta como inversionista comprando bonos emitidos para el financiamiento de proyectos específicos o de otras formas que se adapten a las necesidades de cada país.



Asimismo, la calidad del crédito de los instrumentos de deuda que se proponen deberá mejorarse con el fin de involucrar al mercado nacional de capitales. Niveles sustentables de financiamiento de la infraestructura se pueden lograr a través del crédito que tradicionalmente otorga la banca de desarrollo tanto nacional como multilateral, aunque ésta en los últimos tiempos lo ha hecho limitadamente. El depender de empresas patrocinadoras que actualmente desarrollan proyectos es menos confiable, considerando la actual contracción que sufre la industria. En los países avanzados, las llamadas Asociaciones Público Privadas (APPs) para el financiamiento de proyectos surgen y se inician comúnmente de diversas combinaciones de créditos de la banca comercial o de desarrollo o de bonos emitidos directamente por gobiernos de diferentes jurisdicciones (entes nacionales, provinciales o municipales), empresas del gobierno nacional y empresas contratadas por autoridades gubernamentales para proveer un determinado servicio público. La literatura reciente sobre el tema, proveniente de países avanzados se refiere a proyectos de todo tipo de infraestructura pero no de energía, debido a que en este sector económico normalmente no participa el estado por estar librado a la participación de la inversión privada bajo regulación del estado. Sin embargo en la actual coyuntura argentina en la que transcurre una etapa de transición y fuerte intervención, sería natural que se convoque a distintos tipos de proyectos del sector eléctrico, hasta que se superen las circunstancias que desalientan la inversión privada voluntaria. En general, en estas APPs en los mercados emergentes, los sectores públicos y privados compitieron para promover sus respectivos intereses. Por un lado, el sector público procuró el control político y acceso del público a la infraestructura. Por el otro, el sector privado promovió los derechos y el amparo de los inversionistas y la obtención de una tasa de rendimiento (rentabilidad) de la inversión razonable. Las expectativas del mercado también se vieron afectadas por la volatilidad macroeconómica, el gasto político de privatizaciones sin participación del público a nivel local y la incompatibilidad entre los documentos financieros que apoyan las prácticas legales y costumbres del país en cuestión. Finalmente, los proyectos financiados con capital privado se originaron principalmente entre un grupo de empresas de construcción con necesidades continuas de financiamiento y una capacidad muy limitada para realizar inversiones a largo plazo. A pesar de grandes expectativas y una intensa campaña educativa respecto a las diversas etapas en el desarrollo de proyectos - diseño, construcción, operación y transferencia a los entes públicos -, el déficit de financiamiento de infraestructura creció a nivel global.

En varios países ha surgido recientemente una nueva generación de APPs. Los analistas consideran que dichas asociaciones se basarán en una distribución de capital más efectiva y sostenible que las anteriores. Los gobiernos, en asociación con la banca de desarrollo, la banca multilateral y las agencias de ayuda internacional, aunque lentamente, se están dando cuenta que agrupando riesgos de proyectos a través de bancos para la infraestructura y agregando mejoras crediticias, se puede reducir el riesgo financiero asociado a ellos, y así incentivar la participación del capital privado local. Otorgando facilidades crediticias al tratamiento de estos capitales estas coaliciones público privadas estarán en condiciones de optimizar el apalancamiento de sus fondos, mientras que los inversores locales se beneficiarán con la gradual diversificación de las carteras de inversión.



Para que esta nueva generación de APPs se desarrolle, los países patrocinadores deben fomentar algunos cambios importantes en el contexto económico e institucional. Éstos incluyen la promoción de un ambiente macroeconómico estable, el desarrollo de un marco legal y regulatorio sólido para proyectos de infraestructura y el impulso al desarrollo de un mercado local de capitales. Desafortunadamente, estos requisitos no se han institucionalizado en la mayoría de los países del mundo, lo que significa que algunas exigencias en las funciones tradicionales, que son las condicionalidades de los entes multilaterales y la banca de desarrollo para estos casos, seguirán siendo necesarias en el largo plazo. No obstante lo anterior, en los países donde se están adoptando reformas existen oportunidades reales para expandir la disponibilidad de capitales y aprovechar el desarrollo del mercado de deuda local, con el empleo de estructuras de financiamiento que agrupan proyectos y mejoras crediticias.

Se debe tomar en consideración la importancia del derecho administrativo en las APPs que, por definición, se rigen tanto por el derecho comercial así como por el derecho administrativo. Existiría la posibilidad que la justicia dictamine en contra de los derechos e intereses de los socios privados o inversionistas, basando su razonamiento en que el interés público debe elevarse a un nivel superior por la naturaleza esencial del proyecto de servicios públicos y su función de mantener el orden, salud o bienestar social. Es necesario un enfoque más profundo para comprender el valor real del apoyo que los gobiernos ofrecen a los proyectos, que por lo general se malinterpreta como si otorgasen una garantía directa del tesoro público. Las garantías gubernamentales pueden variar sutilmente formando un espectro más amplio de lo que la mayoría de los participantes del mercado reconoce, incluso en los países avanzados. La perpetuación de estos mitos impide la participación y un ritmo de desarrollo sostenido del mercado de capitales local para la infraestructura pública. Sin embargo, la próxima generación de APPs, estructurada en base a la agrupación de riesgos complementada con mejoras crediticias múltiples en forma escalonada, se presenta quizás como una modalidad viable y sólida para que los capitales financien las necesidades de infraestructura. Otros Antecedentes sobre APPs Sin entrar en una síntesis de la historia de la variación de las formas de propiedad de las empresas de servicio público eléctrico, se señala que desde los años 90s la política de muchos piases varió para incluir más privatizaciones en su infraestructura de desarrollo. En el caso de las economías emergentes o en desarrollo, las privatizaciones fueron para satisfacer las crecientes necesidades públicas. En principio, la intervención del sector privado en la prestación de servicios públicos puede darse de tres formas:

(i) Mediante la venta de acciones de empresas públicas o la venta directa de activos públicos;

(ii) Por la subcontratación de servicios públicos gubernamentales a agentes privados; y

(iii) Por la subcontratación del financiamiento del emprendimiento y prestación del servicio público a agentes privados.



La última forma es la que constituye el llamado BOT (comúnmente conocida en su denominación en inglés como “Bi-Ou-Ti” o “Build-Operate-Transfer” o en español Construir, Operar, Transferir) BOT, en su más básica expresión es un proyecto en el que el gobierno o poder concedente otorga una franquicia o concesión de servicio público por un plazo determinado a una compañía privada para el desarrollo de un proyecto. La compañía privada diseña y construye el proyecto sobre la base de especificaciones acordadas y lo opera y gerencia por un determinado período hasta la finalización del plazo establecido. Esto da a la compañía privada la oportunidad de recuperar sus costos de construcción, los gastos de operación y mantenimiento durante el periodo de explotación y una rentabilidad sobre la inversión realizada, con los fondos provenientes de la facturación cobrada por la prestación del servicio prestado. A la finalización del periodo de concesión los derechos de la compañía privada que ejecutó el proyecto son transferidos a gobierno o a alguien que éste disponga, libre de cargos. El gobierno puede continuar la explotación por sí, elegir otro prestador, continuar con el mismo anterior o concursar la explotación futura al que ofrezca un canon o alquiler mayor. En todos los casos las condiciones en las que se realiza la explotación o prestación del servicio son acordadas con el poder concedente. En síntesis: “Build” (Construir): Una compañía privada o consorcio acuerda con el gobierno a través de un contrato de concesión a invertir en un proyecto de infraestructura pública. La obtención del contrato es un instrumento que ayuda para completar el financiamiento del proyecto. “Operate” (Operar): La compañía privada propietaria del emprendimiento opera y gerencia el servicio por el periodo de la concesión (por ejemplo, 20 años) y recupera mediante la facturación a los clientes del servicio, la inversión y los costos de operación y mantenimiento y obtiene una rentabilidad por el costo del capital inmovilizado durante el plazo de la explotación y el riesgo empresario asumido. “Transfer” (Transferir): Una vez que el periodo de concesión ha transcurrido se transfiere la propiedad del emprendimiento al gobierno que debe asumir la prestación del servicio por si o a través de otra institución que el de El esquema de los BOTs incluye algunas variantes Esquema Construye – Transfiere: El contratista realiza la construcción de la obra incluyendo su financiamiento, que una vez terminada transfiere a la unidad correspondiente del gobierno que el la que paga al contratista el precio de la obra en la forma convenida en el acuerdo inicial. Este formato puede ser empleado en la construcción de cualquier tipo de proyectos, especialmente aquellos que por razones estratégicas o de seguridad corresponde que sean operados directamente por el gobierno. Esquema Construye – Transfiere – Alquila – Opera: La unidad correspondiente del gobierno deudora o tomadora del préstamo, que ha recibido por transferencia la infraestructura del proyecto, se la alquila al contratista que la construyó a una tasa equivalente con el programa de servicio de la deuda más el retorno pactado. Esquema Oferta – Opera: Este es un arreglo en el que, si el interés del gobierno así lo requiere, el proveedor de las instalaciones y equipamiento de un determinado proyecto lo opera proveyendo simultáneamente transferencia tecnológica y capacitación.



Entre las principales características que diferencian los proyectos BOT de otras formas de implementar proyectos se puede mencionar que los gobiernos no proveen garantías por los préstamos que financian los proyectos. Está característica requiere una distribución de riesgos no tradicional entre las partes contractualmente interrelacionadas. El hecho de que la responsabilidad repago de cualquier préstamo cambie del garante tradicional – el gobierno – a consorcios o grupos privados implica un aumento del riesgo de los prestamistas. Consecuentemente, estos préstamos son puestos en una situación donde deben buscar medios adicionales para reducir sus riesgos, incluyendo seguros y/o contrataciones con plazos más largos. En general, por magnitud y la naturaleza de los proyectos BOTs, existe una gran incertidumbre generando riesgos (políticos, de construcción, de operación, de terminación de los proyectos, etc.). Este elemento de distribución de riesgos no tradicional entre las varias partes involucradas hace que la etapa precontractual de los proyectos BOTs resulte muy compleja. 4.5. Formas institucionales de las Asociaciones Público Privadas que se manifiestan en países similares a Argentina (En proceso de elaboración) En casi todos los países del mundo las APPs se están utilizando es sus distintas formas como instrumentos institucionales efectivos para facilitar la inversión en todo tipo de infraestructura, en los que participa el sector público y privado. En ellos participa cada socio con su experiencia para mejor satisfacer las necesidades públicas a través de una apropiada asignación de recursos, riesgos y resultados. A su vez este tipo de asociación permite que el estado programe el orden de entrada en operación de las obras según la prioridad que le asigne y establezca las condiciones buscadas de los socios privados en términos de solvencia y experiencia de gestión. En los países en los que en el sector eléctrico se dan condiciones para participación del sector privado en forma exclusiva, este formato es menos frecuente. En general, en los países se dan dos formas. Por un lado están los países que han hecho leyes específicas para las APPs con sus correspondientes reglamentaciones, como es el caso de Brasil. Por otro lado están los países en que las APPs pueden crearse y operar dentro del marco legal existente de las leyes de sociedades, de la obra pública y de la prestación de servicios públicos. En economías desarrolladas como las del Reino Unido, Irlanda, Australia, Nueva Zelanda, Canadá o Estados Unidos, existen organizaciones públicas y privadas que incentivan y/o regulan la creación de APPs para la provisión de diversos servicios públicos. En estas economías, las Asociaciones Público Privadas se orientan principalmente a la construcción, gestión y mantenimiento de escuelas, hospitales, cárceles, caminos y, en algunos casos, provisión de servicio de agua y cloacas, siempre teniendo en cuenta el concepto de “value for money”, que implica reducir el gasto fiscal, descomprimiendo la presión presupuestaria brindando más y mejores servicios.

El país pionero en APPs es el Reino Unido, con la “Public Finance Iniciative” (PFI) implementada desde 1990 por el Ministerio de Economía Inglés (“Treasury”) y



diversos organismos gubernamentales e instancias de gobierno local, para brindar servicios públicos de calidad, respetando los principios de eficiencia y equidad, sin necesidad de aumentar impuestos o presionar las cuentas públicas. Varias prisiones, hospitales e instalaciones del “National Health Service” (NHS – Sistema Nacional de Salud) y escuelas ya han sido construidos y están funcionando bajo esta modalidad. Países como Australia, Canadá e Irlanda han seguido el ejemplo y cuentan con la provisión de este tipo de servicios mediante APPs y con organismos dedicados a su desarrollo y control. En Latinoamérica las APPs se encuentran en un estadio de evolución o incipiente implementación. Desde México, país donde se encuentra mas desarrollada la provisión de servicios mediante APPs, hasta Perú, país donde se están planteando los lineamientos para su creación, pasando por Brasil que cuenta con una muy completa ley recientemente aprobada que reglamenta este tipo de contrataciones, las APPs se insertan en estas economías de diversas formas y con distinta intensidad. México La Secretaría de Hacienda y Crédito Público, dependiente del Gobierno Federal, estableció el marco normativo para el programa Proyectos Para la Prestación de Servicios (PPS) (Ley Orgánica de la Administración Pública del 21/5/2003 reformada últimamente el 2/6/2006), que tiene su antecedente directo en la PFI Británica, cuya finalidad es elevar la cobertura y calidad de los servicios públicos a través del uso eficiente de los recursos públicos y privados, a mediante la contratación de servicios de apoyo proporcionados por un inversionista proveedor. Los PPS son un esquema particular de APP y actualmente se están desarrollando en los sectores salud, educación y transportes y comunicaciones. En el nivel Estatal de gobierno, existen programas APP para al prestación de servicios de sanidad, construcción de centros deportivos y tratamiento de residuos. Colombia En Colombia existe el antecedente de la apertura en 1994 al capital privado de la empresa ISA (Interconexión Eléctrica Sociedad Anónima), originalmente constituida por 100% capital público. Actualmente esta empresa tiene inversiones en Perú y Bolivia y es presentada por sus gerenciadores como un ejemplo exitoso de Asociación Público Privada. También existen casos de APPs orientadas al sector agrícola, principalmente canalizados mediante cooperativas o asociaciones de productores y hay diversos proyectos y documentos en el Departamento Nacional de Planeación referidos al potencial de las APPs, pero no se encuentra desarrollado el esquema normativo hasta el momento. Perú El Ministerio de Economía y Finazas del Perú elaboró a fines de 2005 el documento “Lineamientos para Lograr Mejores Servicios Públicos de Alta Calidad al Menor Costo y las Asociaciones Público Privadas”, que propone sentar las bases para la implementación de APPs. Desde el sector privado, la Confederación Nacional de Instituciones Empresariales Privadas esta impulsando la creación de APPs en Perú,



ofreciéndose para la provisión de diversos servicios y la realización de obras de infraestructura. Chile En Chile el esquema de APP esta principalmente orientado a servicios del salud e infraestructura carretera. En salud, se basan en el “Nacional Health Service” inglés, y el modelo se está desarrollando con la cooperación del “Department of Health” del Reino Unido. También se impulsan APP a nivel de gobiernos locales en el área de transporte. Un caso es el reciente proyecto TranSantiago de transporte urbano de Santiago de Chile. Brasil La normativa general para las Asociaciones Público Privadas a realizar en cualquiera de los niveles de gobierno, es aplicable en general en la administración pública, empresas públicas y de capital mixto, fondos especiales, agencias, fundaciones públicas, y otras entidades que estén directa o indirectamente controladas por el Gobierno Federal, los Estados Federales o las Municipalidades. La ley federal (N° 11079 de la Republica de Brasil) fue promulgada en diciembre de 2004, y desde esa fecha se ha constituido en un instrumento efectivo tanto en la constitución del financiamiento de emprendimientos de infraestructura todo tipo así como en el proceso de orientar inversión hacia proyectos estratégicos. Las características principales de este cuerpo legal, se resumen a continuación. En primer lugar se define a una Asociación Público Privada como un contrato de concesión, que puede tener dos posibles formas: una patrocinada (esponsorizada) y otra administrativa. En el primer caso, (concesión patrocinada de servicios públicos u obras públicas) existen en el financiamiento cargos por tarifas a los usuarios, y pagos directos del socio del sector público a su contraparte del sector privado. El segundo caso (concesión administrativa) implica un contrato para la provisión directa o indirecta de servicios para la administración pública, pudiendo existir la realización de construcciones y/o provisión de otro tipo bienes físicos. Están expresamente excluidos de esta ley los siguientes casos: (i) las concesiones ordinarias, en las que no existen pagos del sector público al socio privado; (ii) los contratos por un monto menor a 20.000.000 de R$ (equivalente a U$S 7.550.000.-; (iii) los contratos por un plazo menor a 5 años; y (iv) los contratos que solo impliquen la provisión de trabajo, instalaciones de equipos o ejecución de trabajos públicos. La ley fija los lineamientos que se deben cumplir en la formulación de los objetivos de los emprendimientos de las Asociaciones Público Privadas en cuestión, que son las siguientes pautas

• Eficiencia en el uso de recursos públicos. • Respeto por los intereses y derechos de los usuarios y las empresas

proveedoras del servicio. • Ejercicio del control y regulación. • Responsabilidad Fiscal. • Transparencia en los procesos y toma de decisiones. • Reparto objetivo del riesgo entre las partes.



• Sostenibilidad y sustentabilidad financiera y beneficios socio económicos de los proyectos en consideración.

En cuanto a la contratación, la ley refiere a condiciones establecidas por el marco legal general y además deben quedar determinados:

• El plazo de contratación debe estar en línea con el tiempo de amortización de las inversiones hechas por el socio privado y no ser menor a 5 años ni mayor a 35, incluyendo posibles extensiones.

• Las penalidades aplicables a la Administración Pública y al socio privado en caso de no cumplir con las obligaciones contractuales, serán siempre determinadas proporcionalmente a la magnitud de la ofensa cometida y de la obligación asumida.

• La distribución de riesgo entre las partes. • La forma de remuneración y ajuste de valores contractuales. • Los mecanismos para preservar la naturaleza de la provisión del servicio. • Los criterios objetivos para evaluar la performance del socio privado. • La participación de la Administración Publica en las ganancias económicas

del socio privado resultantes de la reducción del riesgo crediticio del mismo. • La inspección de los activos a ser transferidos al sector publico que podría

permitir a la autoridad publica eliminar los pagos al socio privado en el monto necesario para reparar cualquier irregularidad que pudiere ser detectada.

• La posibilidad de que los pagos del sector publico puedan ser realizados directamente a los financiadores del proyecto.

Los pagos de la Administración Pública al socio privado podrán tomar distintas formas entre las que se mencionan:

• Giro bancario • Cesión de Créditos no Tributarios • Derechos contra la Administración Pública. • Derechos sobre propiedades del gobierno. • Otros medios permitidos por la Ley.

Las obligaciones de pago tomadas por la Administración Pública en las Asociaciones Público-Privadas podrán ser garantizadas por:

• Las ganancias del proyecto. • Creación o uso de fondos especiales establecidos en la ley. • Obtención de un seguro de garantía de compañías de seguros no

controladas por el Estado • Garantías dadas por Organizaciones Internacionales o Instituciones

Financieras no controladas por el Estado. • Garantías provistas por una empresa estatal creada para este propósito (el

FGP), según se describe mas adelante. • Otros mecanismos permitidos por la Ley.

Es necesario que los posibles adjudicatarios del contrato resultante de la licitación formen una empresa de propósito específico, que será responsable de implementar y gestionar el proyecto. El traspaso del control a esta empresa estará condicionado a la autorización de la autoridad pública, según las disposiciones legales pertinentes. El sector público no podrá poseer la mayoría accionaria de la misma.



Las Asociaciones Público Privadas serán adjudicadas por proceso licitatorio. Las empresas que no cumplimenten los requerimientos técnicos serán descalificadas. Dentro del grupo de empresas calificadas, resultará adjudicataria la propuesta que implique:

• Menores pagos de la Administración Pública. • Mejor combinación entre pagos de la Administración Pública y propuesta

técnica, de acuerdo a ponderaciones fijadas en el pliego de licitación.

Paralelamente, se establecerá un Consejo Interministerial (que operará como órgano gestor) para administrar el Programa de Asociaciones Público Privadas, conformado por los ministerios que tienen a su cargo la planificación, las finanzas y un representante de la presidencia. A su cargo estará definir que servicios deberán ser provistos en el marco de las Asociaciones Público Privadas, los llamados a licitaciones y la evaluación de las propuestas. El Gobierno Federal y sus Agencias Ejecutivas están autorizados a constituir y participar en un Fondo de Garantía de Asociaciones Público Privadas (FGP – Fundo Garantidor de Parcerias) hasta un máximo de R$ 6.000.000.000,00 (equivalente a U$S 2.270.000.000.- millones) creado con el propósito de garantizar las obligaciones de pago que el Gobierno Federal tuviere que realizar por los socios público federales, bajo el régimen de Asociaciones Público Privadas. Este fondo será creado, administrado y representado por una institución financiera controlada por el Gobierno Federal y deberá tener sus propios activos, separados de los de sus accionistas y deberá tener también la atribución de demandar y, consecuentemente, de ser demandado. Sus reglamentaciones internas deberán ser aprobadas por la asamblea de accionistas. El capital del FGA debe estar formado por activos y derechos transferidos por sus accionistas y por los procedimientos generados por su administración. Estos activos a transferir serán valuados previamente, justificando su valuación. Los pagos por las suscripciones de las cuotas del FGP podrán ser realizados en efectivo; bonos del gobierno, bienes inmobiliarios; equipamiento y otros activos que incluyen acciones de empresas públicas. Las garantías serán prestadas en forma proporcional a la participación de cada accionista en el FGP y las garantías no podrán exceder límites de solvencia financiera 4.6. Aspectos Conceptuales de una Propuesta (Versión Preliminar) Del análisis del desarrollo precedente se pueden sintetizar diez conclusiones mayores para preparar la formulación de una propuesta que cumplimentará el objetivo principal del trabajo, es decir, proponer recomendaciones que activen mecanismos para facilitar el financiamiento de las inversiones del plan en preparación.

(i) El marco legal argentino (compuesto por las siguientes leyes principales: N° 24065/1991, Marco Legal de la Energía Eléctrica; N° 13064/1947, Régimen de Obras Públicas; N° 17520/1967 Realización de Obra Pública Mediante Concesión a Particulares; N° 23696/1989, Emergencia Administrativa. Privatizaciones y Participación del Capital



Privado en Programas de Propiedad Participada; N° 17811/1968, Oferta pública de Valores y otras leyes complementarias así como decretos, resoluciones y otra normativa vinculada) ha permitido crear Asociaciones Público Privadas sin limitaciones, tal como se evidencia a través de los emprendimientos ejecutados, otro que se están ejecutando, y de los que eventualmente se pueden realizar a nivel nacional, provincial y municipal.

(ii) Para jerarquizar el régimen de asociaciones público privadas se

deberá crear una Unidad Especial (UE) que unifique los enfoques y criterios de tratamiento de este régimen para los niveles jurisdiccionales involucrados, ya sea nacional, provincial o municipal y para los distintos sectores económicos de pertenencia. Esta UE debería estar incluida en el marco del Régimen Nacional de Asociaciones Público Privadas creado por decreto 967/05. (A DESARROLLAR)

(iii) Esta UE deberá tener una rama específicamente dedicada a energía

que cumplirá con las funciones específicas de promoción que se le asignen de acuerdo con los pronósticos y proyecciones del plan energético o con las estrategias de inversión.

(iv) Se considera como factor determinante y originador de esta propuesta,

“la inexistencia de inversión privada voluntaria”, para expresar la realidad que afecta al sector eléctrico según términos expresos utilizados por la SE, en la presente coyuntura (primer trimestre de 2007).

(v) La reticencia de la inversión privada se explica por la falta de viabilidad

económica financiera de las inversiones, debido al desajuste de los precios relativos de los energéticos con los costos de la inversión, consecuencia ésta de la devaluación de comienzos de 2002, que aun mantiene un remanente residual de sus efectos.

(vi) El sector público (específicamente la Secretaría de Energía) tomó la

iniciativa para crear el FONINVEMEM y promover la inversión de 1600 MW en dos centrales de ciclo combinado, encarando así un principio de solución del problema entre los generadores acreedores de CAMMESA debido a los pagos realizados parcialmente por los suministros al MEM.

(vii) Para la toma de iniciativa en relación con las nuevas inversiones se

deberían realizar convocatorias, conducidas por la Unidad Especial referida en los acápite (ii) y (iii) anteriores. Esta establecerá el cronograma de las inversiones que se requieren según el plan previsto, así como las características contractuales ofrecidas para los emprendimientos incluyendo tipos de oferentes pretendidos, experiencia requerida, garantías, etc.



(viii) La Resolución 1281 al crear el concepto de “energía plus” denota un paso adelante en la dirección correcta hacia el reconocimiento de un margen de rentabilidad empresaria. Sin embargo, el margen de utilidad (o rentabilidad) no debería ser solo definido por la SE como lo establece la norma en su artículo 5, sino que debería surgir de un criterio convencional, transparente, claramente establecido, que permita mejoras por ganancias de eficiencia.

(ix) Este criterio para acordar la rentabilidad deberá describir la

metodología financiera contable para su cálculo, incluyendo eventuales ajustes para correcciones monetarias por inflación.

(x) Restaurar el marco de la ley 24065 introduciendo los ajustes que se

consideren necesarios para su perfeccionamiento, estableciendo las normas operativas que posibiliten un funcionamiento sustentable del sistema, lo que en forma coloquial tanto inversores como operadores llaman “reglas de juego claras y permanentes”.

Anexo. Listado de violaciones a la Seguridad Jurídica Sin intentar hacer un listado completo de las distintas alteraciones que se dieron en este período se mencionan suscintamente los siguientes acontecimientos principales que implican violaciones, ya sea al contrato social, o al derecho de propiedad de las grandes mayorías constituyendo hitos importantes de este período: Golpe de Estado de 1930, derrocamiento del Presidente Hipólito Yrigoyen En 1928 Yrigoyen obtuvo un amplio triunfo en las elecciones presidenciales que no fue suficiente como para consolidar su gobierno. El aislamiento político del presidente, que no mantenía buenas relaciones con su partido y la dureza de la oposición, sumados a los efectos de la crisis mundial del los 30s impidieron una eficaz gestión. La oposición comenzó a conspirar hasta que el 6 de Septiembre de 1930 el General Uriburu con alumnos del Colegio Militar inicio una marcha sobre Buenos Aires y derrocó al débil Presidente Yrigoyen, con el apoyo implícito de las “fuerzas vivas”. Esta primera ruptura del orden constitucional, y por ende del contrato social, que las fuerzas militares produjeron en la historia contemporánea, inicia un proceso de quiebres decenales que llegan hasta la última realizada en 1976. Derrocamiento del Gobierno Constitucional del Presidente Castillo y Golpe de Estado de 1943 A comienzos de la década de los 40s, gobernaba la fórmula elegida para el periodo 1938 – 1944 de Ortiz – Casillo. La declinante salud del Presidente Ortiz hizo que en 1942 Castillo asumiera la presidencia. Su política de neutralidad y moderado nacionalismo económico, ante el avance de ideologías de derecha en el mundo entero movilizó a ciertos grupos en la búsqueda de una salida regeneradora. Entre estos grupos, volvió a germinar entre los militares su vocación de poder, y el 4 de



Junio de 1943 se produce un golpe liderado por el Gral. Arturo Rawson en un primer momento, y luego definitivamente por el Gral. Pedro P. Ramírez Ley N° 12886 de 1946, convencionalmente conocida como Ley de Alquileres Ya en 1943 se sanciona un decreto, que rebajaba los alquileres en diferentes porcentajes de acuerdo con sus montos y establecía que, en caso de que el contrato de locación se venciera, no se podía exigir al locatario la desocupación del bien hasta después de un año y medio de ese vencimiento. Estas medidas beneficiaron a los inquilinos y produjo la violación del derecho de propiedad de los dueños de las casas y departamentos alquilados, pertenecientes principalmente a pequeños ahorristas que con este mecanismo aseguraban un ingreso mayor como refuerzo jubilatorio, ante un sistema jubilatorio aun muy limitado. Esto a su vez trajo como contracara un incipiente mercado sin ofertas para los potenciales nuevos locatarios. Se había comenzado a destruir la idea de que construir para alquilar era un buen ahorro para la vejez. En 1946, con la ley 12886 de Prorroga de las Locaciones, se ahondó esta nueva dirección de conducción política con la ley que prorrogó las locaciones, congeló los alquileres, mantuvo la violación del derecho de propiedad y desalentó por muchos años la inversión en propiedades para alquilar. Vaciamiento de las Cajas de Jubilación a partir de 1950. Creación del Sistema de Jubilaciones de Reparto. Las cajas de jubilación comenzaron a crearse en los albores del siglo XX. Sin embargo, a mediados de la década del 40 solo alcanzaban al 27% de la fuerza laboral. A partir del primer gobierno del General Perón se dinamiza el sistema jubilatorio, y los beneficiarios crecen de 430.000 a 2.328.000. Este gobierno encuentra en las Cajas (concebidas para funcionar como cajas de capitalización) una fuente de financiamiento que usa a discreción. Las Cajas fueron vaciadas contra entrega de títulos de la deuda pública y, seguidamente, la ley 14.370 del 30 de Septiembre de 1954 las transforma y crea el sistema de reparto. Derrocamiento del Gobierno Constitucional del Presidente Perón en 1955. Las presidencias del Gral. Perón transcurrieron en un constante clima de adhesión popular. Desde los comienzos de la gestión del entonces Coronel Perón en la Secretaría de Trabajo y Previsión se tuvo la sensación de que se había optado por resolver cuestiones pendientes con la clase trabajadora. El apoyo de la figura de Eva Perón contribuyó a que aquella adhesión se incrementara y la reelección de 1951 significó un triunfo espectacular obtenido bajo el marco de una cuestionada constitución reformada en1949. Pero las sombras de ciertas conductas antidemocráticas comenzaron a socavar los cimientos del régimen y a dar cohesión a grupos de las fuerzas armadas que comenzaron a conspirar. A esto se sumó un innecesario conflicto con la Iglesia Católica que añadió otro factor de descontento e irritación. En 1955 después de un lamentable y cruel intento fallido en Junio, el 16 de Setiembre se inició un movimiento que triunfó gracias al desconcierto que cundió en las filas del gobierno y significó la tercera irrupción y toma del poder de los militares en 25 años. Este proceso conocido como “Revolución Libertadora” fue conducido por el Gral. Eduardo Lonardi, como Presidente, seguido luego de pocos días por el Gral. Pedro E. Aramburu. Proscripción del Partido Peronista, Decreto3855 de 1955 y Decreto 4161 de 1956.



El gobierno de la llamada “Revolución Libertadora” se inició con un corto período de menos de un mes en el que predominó la actitud integrista de Lonardi. Pero después del 13 de Noviembre, con Aramburu se inicia un período caracterizado por un obcecado “antiperonismo” y una férrea determinación de “desperonizar” el país, hecho que produjo los insólitos decretos referidos en título de este punto, que penalizaban hasta la mención del nombre Perón. Derrocamiento del Presidente Constitucional Arturo Frondizi en 1962. En 1958 Arturo Frondizi gana las elecciones convocadas por el gobierno de la “Revolución Libertadora”, condicionadas por la proscripción del peronismo. Su mandato no pudo ser completado. En cuatro años Frondizi debió afrontar mas de treinta planteos militares que eran los que realmente detentaban el poder. Parte de los problemas que molestaban a poder militar eran la posición del gobierno en las relaciones con la Cuba de Fidel Castro y específicamente la aceptación de la participación peronista en las elecciones de comienzos de 1962. En la madrugada del 29 de Marzo de ese año otra vez la constitución nacional fue violada: el Presidente Frondizi fue depuesto y confinado a la isla de Martín García. Formas Heterodoxas de Financiar la Inversión Pública. Período 1960 a 1975 Este sistema tiene vigencia desde 1960 hasta 1975. La inversión pública fue financiada mediante mecanismos de ahorro forzoso y transferencias de riqueza financiera entre sectores (del tipo llamado “impuesto inflacionario”), en proporción mucho mayor que mediante transacciones voluntarias del marcado. Derrocamiento del Gobierno Constitucional del Presidente Arturo Illia en 1966. La historia del período 1962 a 1966, es la del desencuentro de los partidos políticos populares, en el que se da una disputa dramática comprensible luego del derrocamiento sucesivo en menos de siete años de dos presidentes constitucionales: Perón y Frondizi. En 1963 se produce un nuevo llamado a elecciones, también con el peronismo proscrito, de las que resulta elegido Arturo Illia. También el poder militar muestra su disconformidad con la apertura democrática que se gestó en ese gobierno. De Junio de 1965 a Junio de 1966 el país fue testigo de la gestación de un golpe militar que tuvo la singularidad de ser anunciado por los medios de comunicación locales y extranjeros. El golpe que fue conducido por el Gral. Juan C. Onganía, se denominó “Revolución Argentina” y proclamó la necesidad de erradicar lo brotes guerrilleros y la insurrección de izquierda. Los partidos políticos fueron disueltos, las universidades nacionales intervenidas y se ejerció una censura que abarcó todos los campos del quehacer público y privado, apoyados por funcionarios de origen católico entreguista. El “Rodrigazo” de 1975 El 4 de junio de 1975 el gobierno de la viuda del General Perón nombra Ministro de Economía al Ing. Celestino Rodrigo, que puso en práctica un plan que implicaba una devaluación del 100%, aumento de las naftas de 175%, de la energía eléctrica de 76% y del transporte público entre 80 y 120%. Simultáneamente, se invalidaba el resultado de las convenciones alcanzadas por algunos gremios, que implicaban la anulación de los aumentos de salarios ya negociados. Esto resultó en una neta transferencia de ingresos de pobres a ricos. El 7 de Julio el Ing. Rodrigo, acorralado por la furiosa reacción gremial, renunció, hecho que dejó mal herido al gobierno de la viuda de Perón, que en marzo del año siguiente fue derrocado.



La llamada “Patria Financiera”. Un entramado de actores no siempre poderosos, proveniente de todos los sectores de la economía, incluidos los productivos, que a partir de 1975 comprendieron que en la Argentina se puede ganar mucho más dinero apostando a la inestabilidad, Haciendo “bicicletas financieras” que a la optimización de la producción de bienes y servicios. La llamada “Patria Contratista”. Andamiaje jurídico delictivo constituido por un conjunto de empresas proveedoras importantes que se beneficiaron no solo con la especulación financiera referida anteriormente, sino también por cuantiosas sinecuras, multimillonarios subsidios y contratos permanentemente sobrefacturados. Derrocamiento del Gobierno Constitucional del Presidente Maria Estela Martínez de Perón en 1976. La viuda del Gral. Perón lo sucedió a su muerte el 1° de Julio de 1974. La desaparición del líder frustró la reconciliación nacional y la posibilidad de armonizar los conflictos dentro del movimiento peronista. El accionar del movimiento guerrillero se intensificó y se dio lugar al advenimiento de bandas parapoliciales como la Triple A. El “Rodrigazo” (mencionado anteriormente) exacerbó la crisis económica y el creciente vacío de poder, dada la incapacidad de la viuda de Perón, motivó nuevamente a las fuerzas armadas para intervenir. El 24 de Marzo de 1976 fue destituida y asumió una “Junta” integrada por el Gral. Jorge R. Videla, el Alte. Emilio E Massera y el Brig. Orlando R Agosti, que condujo el llamado “Proceso de Reorganización Nacional”. Esta dictadura militar que se instaló en el país, había preparado un verdadera escalada represiva que se extendería no solo a la vida política, la economía y las relaciones internacionales sino también a la vida social en su conjunto. Los años en los que gobernó la “Junta” fueron los años mas oscuros y crueles de la historia del siglo XX en la Argentina. Cancelación de Avales del Tesoro con títulos de la deuda externa. Sistema de otorgar avales de garantía del estado para financiar obras públicas que realizaban grandes empresas contratistas privadas (mecanismo típico de gobiernos militares) que luego eran cancelados por el Tesoro Nacional. Este sistema duró varios años hasta después del retorno a la vida democrática en 1983. Quitas en deudas al Banco Central de empresas deudoras de entidades financieras liquidadas. Fenómeno financiero que ocurrió varias veces en la historia contemporánea argentina durante gobiernos militares. Los deudores de bancos liquidados eran grupos vinculados a los accionistas de esos bancos, que habían quedado como deudores del Banco Central, que luego “arreglaban” con quitas importantes. Este mecanismo fraudulento contribuyó a vaciar varios bancos con grandes beneficios para los deudores. Regimenes de Promoción Industrial con diferimiento de impuestos con y sin indexación.



Desde la década del 60, pero mas acentuadamente durante la presidencia de la viuda de Perón, todos gobiernos emplearon esta herramienta que mas que promoción para en desarrollo de economías regionales ha significado transferencia de riqueza desde los que tienen menos a los que tienen mas. Sistema de représtamos u “on-lending”. Estas transacciones fueron muy frecuentes entre 1986 y 1988. El Banco Central emitía y compraba dólares en el mercado de cambios con los que cancelaba deuda con un acreedor externo amigo con la condición de que “represtara”a una empresa vinculada al gobierno a una tasa baja como las que cobraba el estado. A cambio de este beneficio, el Banco Central exigía la capitalización de los fondos, es decir, la inversión del dinero en la empresa. El costo a la ciudadanía residía, primero, en la emisión misma que depreciaba el dinero en manos del público. El estado emitía para que la empresa amiga cancelara un pasivo antes que venciera con el propósito de que esta empresa amiga se beneficiara con tasas internacionales, en lugar del propio estado. Además, había otros beneficios colaterales que siempre se filtraban entre los operadores de las transacciones. Capitalización de la deuda externa privada. Hubo varios programas de este tipo en la década de lo 80s que atendieron las necesidades de los que se endeudaron en la época del “Proceso” en forma ingenua y honesta y también en formas no tan ingenuas y honestas. En esencia los programas consistieron en permitir pagar los endeudamientos con el tipo de cambio oficial en lugar del tipo de cambio real que se había disparado y que hubiera hecho difícil las cancelaciones de pasivos. Capitalización de la deuda externa pública. Estos programas incluyeron distintos tipos de bonos y obligaciones emitidos a partir de 1982, por los que se rescataba deuda externa pública y privada. El proceso implicaba un subsidio estatal a empresas privadas determinado por la diferencia entre el valor de bonos y obligaciones en el mercado internacional y el que el Banco central reconocía a los documentos presentados por estas empresas en las licitaciones. Entre 1988 y 1989 se aprobaron presentaciones de 102 firmas. La Hiperinflación de 1988. Hacia Abril de 1988 el cúmulo de violaciones a los derechos de propiedad de las grandes mayorías era de tal magnitud que al gobierno, con apoyos declinantes, le resultaba políticamente imposible continuar con la misma política de reducir salarios por vía de la inflación y simultáneamente continuar subsidiando a las empresas privadas y honrando la deuda externa. Hubo que sacrificar uno de los factores de poder beneficiados por ese comportamiento populista, que naturalmente resultó la suspensión del pago de la deuda pública externa, por lo que se decretó una moratoria El Plan BONEX Consistió en un canje compulsivo de los depósitos bancarios a plazo fijo y de algunos títulos públicos por un bono en dólares que rendía una tasa de interés fija. En 1989 el Banco Central canjeó en forma unilateral los depósitos a plazo fijo que



se convirtieron en indisponibles, por un monto equivalente de bonos en dólares a 10 años de plazo. Las empresas públicas y algunas de las privatizaciones de la década del 90. Las empresas públicas que en el medio local eran ineficientes y corruptas, siempre eran “botín preciado” de la “patria financiera” y de la “patria contratista”. Desde fines de la década del 70 todas las tentativas de privatizar esas empresas públicas fueron boicoteadas, chocando con el poder de cabildeo de proveedores y contratistas, que usufructuaban de las empresas públicas, constituyendo violaciones de los derechos de propiedad de las mayorías. A partir de 1990 se diseñó una estrategia política para involucrar a la “patria financiera” y a la “patria contratista” con operadores e inversores extranjeros. De esta manera, en transacciones poco transparentes, en algunos casos, se privatizaron la mayoría de las empresas públicas nacionales y algunas provinciales. “Coimas” en el Senado en 2001, Presunto pago de un soborno a senadores de la nación para comprar su voto para una ley de gran interés del Poder Ejecutivo en Marzo de 2001, que ha implicado el procesamiento de los mismos así como de otros ex altos funcionarios del gobierno del ex presidente Fernando de la Rua El Megacanje Canje de títulos de la deuda pública para diferir vencimientos realizado entre Mayo y Junio de 2001, que por la ya débil posición negociadora argentina se debieron acordar intereses altísimos (10 puntos por encima de los de mercado) y elevadas comisiones los bancos operadores. El “Corralito”, Decreto 1570 del 1 de Diciembre de 2001. Este decreto preanuncia la crisis financiera de fines del 2001 y comienzos de 2002 al establecer restricciones transitorias para retiro de dinero en efectivo de las cuentas bancarias y transferencias al exterior. Devaluación de comienzos de 2002 Se hace una referencia mayor a este acontecimiento porque es el que tiene efectos que aun gravitan sobre la actual coyuntura. En primer lugar cabe reconocer que no hay sistema jurídico que pueda asegurar los derechos de propiedad al margen de la realidad económica. Así los sistemas legales tienen como instrumento leyes de quiebras que reconocen la necesidad de un procedimiento dentro del cual puedan minimizarse las pérdidas de los acreedores de una empresa en riesgo. Si la empresa quiebra, perderán sus accionistas y probablemente también los acreedores. Lo que debe procurar una buena legislación es que las pérdidas se repartan equitativamente entre las partes involucradas. La devaluación y el default subsiguiente fueron la expresión de una quiebra del país en su conjunto. La quiebra fue inicialmente del sector público, que se vio imposibilitado de sostener el endeudamiento acumulado durante los años previos de poca responsabilidad fiscal. El default público arrastró a la quiebra virtual a bancos y la devaluación a la quiebra virtual de empresas endeudadas en dólares. El default y la devaluación no fueron una decisión política unilateral y caprichosa, sino fue la consecuencia inevitable de un país que se endeudó masivamente en dólares a



tasas altísimas para financiar consumo o inversiones que no generaban capacidad de repago en dólares. Como en una quiebra privada, los derechos de propiedad de bonistas acreedores del sector público y del sector privado, fueron dramática e inevitablemente violados. Este largo periodo de quiebre del ordenamiento constitucional y jurídico en general fue resultante de distintos tipos de conmociones políticas, desmanejos institucionales, favores del poder de turno a grupos de interés económico, corrupción, carencias de justicia social así como de falta de respeto a los derechos humanos que se dieron en forma sucesiva y liderados por diferentes protagonistas.



Actividad f): Fuentes Renovables y Biocombustibles 1. Aspectos generales Las energías renovables presentan un enorme potencial teórico en la Argentina. Sin embargo, sólo resulta de interés práctico para el presente estudio aquella fracción de dicho potencial que puede ser aprovechada después de considerar una serie de restricciones (tecnología, costo de explotación, área disponible, etc.), dando lugar a los conceptos de potencial técnico y potencial económico que serán empleados en la presente evaluación de los recursos renovables. Asimismo, no todas las tecnologías renovables (existentes o a desarrollar) son viables en un determinado contexto, dando lugar al concepto de nicho para identificar aquellas que tienen mayor probabilidad de penetración y mayor efectividad para cumplir con determinados objetivos. Este concepto tiene en cuenta cuestiones relacionadas con la madurez tecnológica, el potencial de desarrollo local y adaptación de la tecnología, el costo, aspectos culturales, existencia y disponibilidad de recursos energéticos, existencia de capacidad de implementación, entre otros. A continuación se analiza el potencial de penetración de las energías renovables (ER) en el contexto del escenario socioeconómico y de los dos escenarios energéticos. Dicho análisis involucra el estudio de:

� Potencial existente para cada recurso renovable (solar, eólica, biomasa, hidro, geotermia),

� Tecnologías (tanto desde el punto de vista de su disponibilidad actual como de su potencial de desarrollo dentro del plazo de estudio)

� Capacidades (investigación y desarrollo, industrial, institucional, etc.) � Experiencias previas (historial de aplicación de ER en Argentina) � Barreras (estudio de las principales problemas que enfrenta la diseminación

de las ER en Argentina) � Las normas vigentes en materia de ER

Todos estos elementos se conjugan para identificar los nichos de penetración para las diferentes energías renovables y para los diversos sectores de demanda y transformación. Para los sectores de demanda esto involucra además la definición de metas de penetración asociadas a cada nicho que sean acordes con los lineamientos de política definidos por la SE. Se presenta además una descripción y análisis de los nichos identificados y una cuantificación preliminar del potencial técnico de los recursos renovables. En lo que atañe a la participación de las energías renovables, se brindan los elementos necesarios que sirven como base para realizar la proyección de la demanda final de energía y de la oferta energética para cada escenario energético y cada nicho identificado. Para cada nicho renovable asociado a la demanda de energía se cuantifica el grado de penetración de cada tecnología/energético renovable por sector/subsector de tal



forma que fue utilizado como input para la proyección de la demanda mediante el modelo LEAP. Para cada nicho asociado a la transformación de energía se cuantifica el potencial existente en función del costo para cada recurso renovable de tal forma que pueda ser utilizado para el cálculo del módulo de transformación que está siendo realizado por un grupo de trabajo integrado por la SE y la CNEA 2. Recursos renovables 2.1. Solar Se tiene un razonable conocimiento de la energía solar disponible y de su distribución geográfica aunque hay regiones que deberían ser estudiadas con mayor detalle. Los datos en general son antiguos. La Red Solarimétrica, publicó 13 Boletines semestrales de datos de radiación solar global desde 1979 hasta 1985. En 1987 la entonces Comisión Nacional de Investigaciones Espaciales publicó, en base a información de la Red Solarimétrica, las “Tablas de datos meteorológicos para 118 localidades de la Argentina” que luego fueron sistematizadas y cargadas en soporte magnético por MR-Consultores en planillas electrónicas en formato Excel. En 1997 Hugo Grossi Gallegos elaboró un conjunto de cartas a nivel de superficie del campo de la radiación solar global en Argentina, para lo cual se procesó toda la información disponible en el país, evaluándose la precisión y validez de los resultados obtenidos. Está en marcha una red universitaria de medición de radiación solar entre la UTN y la Universidad de Lujan con apoyo de la SECyT, que se espera ampliar con otros aportes, y que permitirá obtener datos actualizados y con continuidad. Red Solarimétrica Actualmente la Red Solarimétrica dependiente del Servicio Meteorológico Nacional (SMN) opera bajo la responsabilidad de la División Radiación Solar San Miguel sólo 3 estaciones de medición:

� Cerrillos (Salta), INTA � Paraná (Entre Ríos) INTA � San Miguel (Buenos Aires)

A través de un convenio entre la Universidad de Lujan y la Universidad Tecnológica Nacional se está estructurando una red Universitaria que se adicionará a las tres estaciones antes mencionadas Bajo la responsabilidad de la Universidad Nacional de Lujan están las estaciones:

� Luján (Buenos Aires) � Anguil (La Pampa) � San Patricio del Chañar (Neuquén)



� Paso de Indios (Chubut), por convenio con el SMN Bajo la responsabilidad de la UTN y la ACOSM, y con un subsidio de la Secretaría de Ciencia y Técnica de la Nación, Programa de Recursos Renovables, no Renovables y Prevención de Catástrofes, Subprograma Energía y Transporte, durante 2005 y 2006 se realizó un programa que se encuentra en etapa de instalación final y puesta en funcionamiento de equipos de registro de radiación solar global en las siguientes Facultades Regionales de la UTN:

� Fac. Reg. Santa Fe (Santa Fe), en operación � Fac. Reg San Rafael (Mendoza), en operación, con proceso de recalibración

del equipo � Fac. Reg Bahía Blanca (Buenos Aires, en operación � Fac. Reg Rafaela (Santa Fe), en operación, � Fac. Reg Tucumán (Tucumán), en operación. � Fac. Reg Resistencia (Chaco). Equipo en calibración � Fac. Reg Concepción del Uruguay (Entre Ríos), en operación. � Fac. Reg Mendoza (Mendoza). Equipo en calibración � Fac. Reg Río Grande (Tierra del Fuego). Equipo en calibración � Fac. Reg San Miguel (Buenos Aires): Estación de referencia, en operación Con un subsidio de la Secretaría de Ciencia y Tecnología, Programa de Recursos Renovables, no Renovables y Prevención de Catástrofes, Subprograma Energía y Transporte, en el 2007 se está poniendo en marcha la elaboración de la electrónica y la compra de solarímetros fabricados por la CNEA para instalar en otras 10 Facultades Regionales de la UTN, que en principio serían: � Fac. Reg. Buenos Aires (Buenos Aires) � Fac. Reg. Rosario (Santa Fe) � Fac. Reg. Villa María (Córdoba) � Fac. Reg La Rioja (La Rioja). � Unidad Académica Trenque Lauquen (Buenos Aires) � Unidad Académica Chubut (Puerto Madryn) � Unidad Académica Reconquista (Santa Fe) � Unidad Académica Confluencia (Plaza Huincul, Neuquén) � Unidad Académica Concordia (Entre Ríos) � Unidad Académica Río Gallegos (Santa Cruz)

Los datos obtenidos del conjunto de estaciones se publicarán en Internet a través de una Página que será operada por la Facultad Regional Bahía Blanca de la UTN.



Tablas de Radiación Solar Las primeras series de mediciones permitieron preparar en 1987, las tablas de datos meteorológicos para 118 localidades de la Argentina71 que luego fueron sistematizadas y cargadas en soporte magnético por MR-Consultores. Para poder construir estas tablas, dado que en muchas localidades no se contaba con series de datos de radiación solar pero sí de largas series de heliofanía efectiva72, fue necesario correlacionar apropiadamente estos parámetros (en las localidades con datos de ambos tipos), para así obtener coeficientes de regresión que permitiesen estimar el recurso solar en aquellas localidades. Como usualmente el instrumental para medir radiación solar se instala en forma horizontal, a la hora de utilizar los datos para dimensionar sistemas, siempre es necesario calcular la radiación solar incidente sobre el plano de recepción de los colectores solares, ya sean estos fotovoltaicos o fototérmicos. Por esta razón, y para facilitar la tarea del proyectista, se consideró práctico incorporar a las tablas la estimación de la radiación solar incidente sobre distintos planos. Esta información se complementó con las temperaturas medias y las velocidades medias mensuales del viento. Todos los datos climáticos de las 118 localidades fueron ordenados en planillas electrónicas en formato Excel, de las cuales en el Anexo 1 al punto 2.1 se incluyen dos ejemplos. Cartas a nivel de superficie de la radiación solar global en Argentina Se elaboraron en 1997 un conjunto de cartas a nivel de superficie del campo de la radiación solar global en Argentina73, para lo cual se procesó toda la información disponible en el país, ya fuera de mediciones directas del parámetro o de estimaciones obtenidas a partir de información meteorológica terrestre o satelital, complementada con la de los países vecinos, evaluándose la precisión y validez de los resultados obtenidos. Los valores medios mensuales de la radiación solar global diaria recibida sobre un plano horizontal se expresaron en unidades convenientes para el dimensionamiento de sistemas de conversión fotovoltaica, esto es, kWh/m2, trazándose las isolíneas espaciadas 0.5 kWh/m2 para evitar que, con el nivel de incerteza fijado por las mediciones, extrapolaciones y estimaciones, ocurriera superposición en los meses de mayores niveles de irradiación. En muchas regiones la cobertura espacial resultó inadecuada, deficiente (en particular, en la Patagonia) o inexistente, por lo que se recomendó continuar la medición del recurso mejorando la cobertura espacial y la instrumentación utilizada. De todas maneras, se considera que estas cartas responden adecuadamente a los datos disponibles en Argentina,

71 “Tablas de datos meteorológicos para 118 Localidades de la República Argentina necesarios para el Dimensionamiento de sistemas solares”, J.Pracchia, A.Fabris y A.Rapallini, Departamento de Energía Solar, Comisión de Investigaciones Espaciales, 1987. 72 La heliofanía efectiva es la cantidad de horas diarias durante las cuales el sol no está cubierto por nubes. En los países de habla inglesa este parámetro es llamado sunshine hours. 73 Grossi Gallegos, H. (1998) Distribución de la radiación solar global en la República Argentina. II. Cartas de radiación. Energías Renovables y Medio Ambiente, vol. 5, pp. 33-42.



siendo compatibles con el mejor nivel del estado del conocimiento del recurso en esta fracción del continente americano. Se adjunta como Anexo 2 al punto 2.1 las 12 figuras que presentan los promedios mensuales del año completo. Los datos numéricos serán publicados como Atlas Solar por la Universidad Nacional de Lujan con un subsidio de la Secretaria de Ciencia y Tecnología de la Nación, Programa de Recursos Renovables, no Renovables y Prevención de Catástrofes, Subprograma Energía y Transporte. 2.2. Eólica En el año 1982 la Comisión Nacional de Investigaciones Espaciales publicó como parte de la “Red Solarimétrica” una “Evaluación preliminar del recurso eólico en Argentina”. En 1983, la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), publicó el primer Atlas Eólico de América Latina y el Caribe, indicándose en el mismo que dicho Atlas tenía carácter preliminar. En el año 1986 se publicó la segunda edición del “Atlas del potencial eólico del sur Argentino”, realizada por el “Centro Regional de Energía Eólica (CREE)”. Recientemente el CREE conjuntamente con la UTN (con fondos en este caso de la SECyT) y aporte de provincias, realizó para el Ministerio de Planificación Federal y Crédito Público un atlas eólico de cada una de las provincias argentinas, en el marco del Plan Eólico Estratégico Nacional. La Cámara Argentina de Generadores Eólicos (CADEGE) recomienda la creación de una red anemométrica para mediciones de viento con fines energéticos, similar a la red solarimétrica en curso de constitución. A modo de ejemplo la siguiente figura presenta la variación estacional intradía del recurso eólico disponible y su relación con una curva típica de generación eléctrica.



Figura 2.2.1 Variación estacional intradía del recurso eólico

Fuente: Cámara Argentina de Generadores Eólicos (CADEGE) En relación a la variación estacional, la Tabla 2.2.1 presenta la evolución de la velocidad del viento en una estación de medición de Comodoro Rivadavia a lo largo del año.

Tabla 2.2.1 Variación de la velocidad media del viento en Comodoro Rivadavia a lo largo del año

Fuente: CADEGE De acuerdo con la CADEGE los factores de carga efectivamente alcanzados en la Argentina se sitúan entre 30% y 45%, dependiendo de las condiciones de viento en el lugar de emplazamiento, de la eficiencia del proyecto, de la tecnología, y de la disponibilidad técnica de los generadores y de las redes.



2.3. Biomasa Se tiene una estimación del potencial extraíble de leña de montes y bosques nativos, distribuido por provincia, sin asumir los incrementos que podrían obtenerse si los montes y bosques nativos estuvieran bajo manejo forestal sustentable, el cual da un total 27,094,380 t. Se tiene estimado por provincia, el potencial disponible de otra leña (generados por los procesamientos de los rollizos, es decir la de costaneros, aserrín y aserrín tánico) resultando un total de residuo generado de 1,870,148 t y un total de residuo disponible de 536.367t. Se tiene estimado el bagazo resultante de la molienda de la caña de azúcar (4,518,437 t en el 2004), los residuos generados por las principales producciones de la agricultura (Soja, Maíz, Trigo, Sorgo, Arroz, Algodón) con un total de 34,345 miles de t, la generación de residuos agroindustriales (Algodón, Arroz, Maní, Soja, Girasol) de 1,318 miles de t, y los residuos pecuarios (14,253,026 t). 2.4. Geotermia El Departamento de Geotermia de la Secretaría de Minería realizó un análisis del potencial teórico del recurso geotérmico en la Argentina partiendo del conocimiento de base que se tiene de dicho recurso. Este tiene un dispar grado de profundización según las regiones del país que se considere, pero a escala regional el grado de conocimiento permite caracterizar todos los recursos geotérmicos y delimitar las zonas que ocupan los yacimientos hidrotermales asociados al vulcanismo y los yacimientos hidrotermales no volcánicos en sus dos tipos; yacimientos hidrotermales convectivos y yacimientos hidrotermales conductivos. Es necesario completar y profundizar el conocimiento de los yacimientos de alta entalpía. 2.5. Hidro En 1987 la Secretaría de Energía de la Nación publicó un “Inventario Nacional de Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos”, que cubre hasta potencias de 5 MW. Posteriormente dicha Secretaría efectuó una nueva recopilación de esta información y la publicó en el año 1998 en un trabajo titulado: “Proyectos Hidroeléctricos en la República Argentina de potencias menores o iguales a 5 MW – Recopilación”. Actualmente la SE está realizando un inventario hasta potencias de 15 MW.



Anexo 1 al punto 2.1: Ejemplos de tablas de datos climáticos para dos localidades de la Argentina

Los símbolos utilizados en estas tablas son: Kt (adimensional): valor medio mensual del índice de claridad o de transparencia de la atmósfera, el cual se obtiene haciendo el cociente entre los valores medios mensuales de la radiación solar global total diaria incidente sobre el plano horizontal y la radiación que teóricamente incidiría sobre el mismo plano en ausencia de atmósfera. Ho (kWh/m2.día): radiación solar media mensual teórica (en ausencia de atmósfera) sobre el plano horizontal. Hgh (kWh/m2.día): radiación solar global media mensual incidente sobre el plano horizontal H(L±±±±a) (kWh/m2.día): radiación solar global sobre un plano inclinado un ángulo igual a la latitud del lugar (L) más o menos “a”, valor que se lo ha hecho variar desde +20° a –20° con saltos de 5°. Tmed (°C): temperatura media mensual Tmaxmed (°C): temperatura máxima media mensual Tminmed (°C): temperatura mínima media mensual VelViento (km/h): velocidad media mensual del viento.



Tabla 1. Datos del recurso solar en Las Breñas, Chaco (latitud 27°05', longitud 61°07', Altura 102m) Unidades Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual Día medio ---- 17 47 75 105 135 162 198 228 258 288 318 344 Kt ---- 0.58 0.58 0.54 0.54 0.53 0.51 0.52 0.55 0.54 0.56 0.58 0.58 0.55 Ho (teor) kWh/m2.día 11.76 10.93 9.60 7.85 6.32 5.60 5.89 7.13 8.84 10.43 11.49 11.92 8.98 Hhoriz kWh/m2.día 6.82 6.34 5.18 4.24 3.35 2.85 3.06 3.92 4.77 5.84 6.67 6.91 5.00 H(L-20) kWh/m2.día 6.71 6.37 5.34 4.52 3.70 3.20 3.41 4.25 4.98 5.91 6.59 6.77 5.15 H(L-15) kWh/m2.día 6.61 6.35 5.43 4.70 3.93 3.43 3.64 4.46 5.10 5.93 6.51 6.64 5.23 H(L-10) kWh/m2.día 6.47 6.30 5.48 4.85 4.13 3.64 3.85 4.64 5.20 5.92 6.40 6.48 5.28 H(L-5) kWh/m2.día 6.31 6.23 5.51 4.98 4.31 3.83 4.04 4.80 5.27 5.88 6.26 6.29 5.31 H(L) kWh/m2.día 6.12 6.12 5.51 5.08 4.47 4.00 4.20 4.93 5.31 5.81 6.09 6.08 5.31 H(L+5) kWh/m2.día 5.91 5.99 5.48 5.15 4.61 4.15 4.34 5.04 5.32 5.71 5.90 5.85 5.29 H(L+10) kWh/m2.día 5.67 5.82 5.43 5.20 4.71 4.27 4.46 5.12 5.31 5.59 5.68 5.59 5.24 H(L+15 kWh/m2.día 5.41 5.64 5.35 5.22 4.80 4.37 4.55 5.17 5.27 5.44 5.44 5.32 5.17 H(L+20) kWh/m2.día 5.14 5.42 5.24 5.21 4.85 4.45 4.62 5.19 5.20 5.27 5.19 5.03 5.07 Tmed °C 26.4 25.6 23.4 20.1 17.8 14.6 15.1 16 18.8 21.9 24 25.9 20.80 Tmaxmed °C 33.9 32.7 30.3 27.0 24.4 21.3 22.3 24.0 26.7 26.4 31.4 33.2 27.8 Tminmed °C 20.7 20.1 18.7 15.3 12.7 9.5 9.6 9.8 12.3 15.4 17.6 19.7 15.12 VelViento km/h 14 13 14 13 13 13 14 16 18 18 17 15 15



Tabla 2. Datos del recurso solar en San Miguel, Buenos Aires (latitud 34°33', longitud 58°49', Altura 26m) Nro.: 8 Localidad: San Miguel Obs. Latitud: 34°33' 34,33

Provincia: Buenos Aires Longitud: 58°49' 58,49

Altura (m): 26

Unidades Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual

Día medio ---- 17 47 75 105 135 162 198 228 258 288 318 344 Kt ---- 0,55 0,54 0,53 0,47 0,46 0,42 0,45 0,48 0,48 0,5 0,48 0,55 0,49

Ho (teor) kWh/m2.día 11,88 10,71 9,00 6,92 5,23 4,45 4,77 6,14 8,11 10,08 11,52 12,14 8,41 Hgh kWh/m2.día 6,53 5,78 4,77 3,25 2,41 1,87 2,15 2,94 3,89 5,04 5,53 6,68 4,24

H(L-20) kWh/m2.día 5,02 4,66 4,11 3,00 2,42 1,93 2,20 2,83 3,40 4,08 4,20 5,06 3,58

H(L-15) kWh/m2.día 4,94 4,66 4,21 3,14 2,59 2,09 2,38 3,00 3,51 4,11 4,16 4,96 3,65

H(L-10) kWh/m2.día 4,84 4,64 4,28 3,27 2,76 2,24 2,55 3,15 3,60 4,12 4,09 4,84 3,70

H(L-5) kWh/m2.día 4,72 4,60 4,33 3,38 2,91 2,38 2,69 3,29 3,67 4,11 4,01 4,70 3,73

H(L) kWh/m2.día 4,58 4,53 4,35 3,48 3,04 2,50 2,83 3,40 3,72 4,08 3,91 4,54 3,75

H(L+5) kWh/m2.día 4,42 4,44 4,35 3,55 3,15 2,61 2,94 3,50 3,75 4,02 3,80 4,37 3,74

H(L+10) kWh/m2.día 4,25 4,33 4,33 3,60 3,24 2,70 3,04 3,58 3,76 3,95 3,67 4,17 3,72 H(L+15 kWh/m2.día 4,06 4,20 4,28 3,64 3,32 2,77 3,12 3,63 3,75 3,86 3,52 3,97 3,68

H(L+20) kWh/m2.día 3,85 4,06 4,21 3,65 3,37 2,83 3,18 3,66 3,72 3,75 3,37 3,75 3,62

Tmed °C 23,2 22,0 19,8 16,2 13,1 10,0 10,2 11,0 13,5 15,9 19,0 21,9 16,3

Tmaxmed °C 29,4 28,2 26,0 22,4 19,1 15,5 15,5 16,8 19,2 21,5 24,8 28,1 22,2

Tminmed °C 17,2 16,6 14,7 11,0 8,4 5,9 6,0 6,1 8,1 10,7 13,2 15,9 11,2

VelViento km/h 10 9 9 8 8 9 8 9 11 11 10 11 9



Anexo 2 al punto 2.1: Cartas de radiación solar global en Argentina 74 En 1997 Grossi Gallegos (6), estudiadas las condiciones de la variabilidad espacial de la radiación global y de la heliofanía relativa, establecido el nivel de confidencia de los promedios mensuales de la radiación solar global diaria, verificada la estabilidad del comportamiento de los sensores utilizados y descartada la variabilidad secular de los parámetros de interés, las constantes de la regresión establecida entre el índice de claridad y la heliofanía relativa pudo utilizar para calcular, en base a los promedios de heliofanía de los últimos 20 o 30 años, los promedios mensuales de radiación global en esas zonas, de manera de completar el banco de datos a utilizar para la construcción de las cartas destinadas a describir la distribución de la radiación solar global en la República Argentina. Los valores de los promedios de la irradiación solar global diaria se expresaron en kWh/m2-día teniendo en cuenta la demanda habitual de los diseñadores de sistemas de conversión fotovoltaica (lo que constituye uno de los temas de aplicación que más ha crecido en los últimos años) y los valores numéricos correspondientes a las isolíneas trazadas en los mapas se ubicaron del lado creciente de las mismas. Como consecuencia de las anteriores consideraciones se estableció como espaciamiento adecuado entre las isolíneas sucesivas el valor 0.5 kWh/m2 para que no se produjera superposición de las cotas de error en los meses de máxima radiación. Puede considerarse en general que las cartas mensuales de la distribución espacial de la radiación solar global elaboradas responden adecuadamente a los datos disponibles en Argentina, dentro de las condiciones que se impusieron en la metodología, siendo compatibles con el mejor nivel del estado del conocimiento del recurso en esta parte del continente con una incerteza de 10%.

Figura 1. 74 Grossi Gallegos, H. (1998) Distribución de la radiación solar global en la República Argentina. Cartas de radiación, Energías Renovables y Medio ambiente, vol 5, pp. 33-42.



Figura 2.

Figura 3.



Figura 4.

Figura.5.



Figura 6.

Figura 7.



Figura 8.

Figura 9.



Figura 10.

Figura 11.



Figura 12.



3. Estado actual de los aprovechamientos y nichos 3.1. Solar Fotovoltaica 75 Se brinda en primer lugar información sobre las instalaciones para uso de servicio eléctrico en domicilios particulares y centros comunitarios, y una estimación del total de sistemas fotovoltaicos instalados en el país. PERMER La Secretaría de Energía obtuvo un préstamo en 1999 del Banco Mundial para la financiación del Proyecto Energías Renovables en Mercado Rurales (PERMER)76, conformado por 30 millones de dólares, a lo cual se sumó 10 millones de dólares del Fondo Mundial del Medio Ambiente (GEF) otorgado en carácter de donación. El PERMER es un proyecto destinado a financiar la compra e instalación de sistemas para dotar de energía eléctrica a usuarios que, por su ubicación, alejados de las líneas de distribución, carecen de dicho servicio, y no podrán tenerlo en el corto ó mediano plazo. Se hizo la distinción entre usuarios residenciales y servicios públicos (escuelas, puestos sanitarios, dependencias policiales, puestos de gendarmería y de prefectura, etc., según las provincias), dividiéndose los primeros entre población rural dispersa y población rural aglomerada. El proyecto está en operación desde Octubre de 1999. Los objetivos del proyecto son: i) suministrar energía a las áreas rurales dispersas, de manera sustentable, con la utilización de fuentes renovables; ii) acompañar al Gobierno Nacional en la consolidación de la estrategia de reforma del sector eléctrico; iii) acompañar al Gobierno Nacional a expandir la participación del sector privado en la provisión de energía en las áreas rurales y iv) fortalecer la función regulatoria de los Gobiernos Provinciales en el sector eléctrico. El monto de de financiamiento estimado del PERMER es de aproximadamente USD 58,2 millones, siendo el ~70% aportado por la Secretaría de Energía a través del préstamo del Banco Mundial (BM) y la donación del Fondo para el Medio Ambiente Mundial (GEF) mencionados, el ~4% por el Ministerio de Educación para la electrificación de escuelas rurales, el ~9% con fondos provinciales y el ~17% restante por el sector privado (concesionarios y usuarios). Se han firmado Convenios de Participación con las provincias, que constituyen el marco institucional para la implementación del proyecto. En la Tabla 3.1.1 se resumen las instalaciones realizadas y en etapas de licitación o adjudicadas en cada provincia.

75 Información provista por el Dr. Jaime Moragues. 76 Información suministrada por el Programa PERMER.



Tabla 3.1.1 Sistemas instalados y en proceso licitatorio a nivel domiciliario y servicios públicos

Provincia Tipo de servicio Cantidad Potencia Wp

Catamarca Escuelas (etapa de instalación) 32 790

Escuelas 61 10,300 Chaco

Domiciliario 500 50,000

Domiciliario 1,500 150,000

Domiciliario (en Instalación) 400 40,000 Jujuy

Escuelas (Licitación) 58 29,000

Escuelas (licitación adjudicada) 51 51,700

Domiciliario (en Instalación) 500 60,000 Neuquén

Puestos de la Gendarmería Nacional 14 14,000

Salones Comunitarios y de Asistencia Médica a las

Comunidades Aborígenes Guaraníes 42 16,800

Misiones

Escuelas 24 500

Río Negro Escuelas (Instalación) 30 39,400

Escuela 178 95,100

Servicios públicos (adjudicados) 270 135,000 Salta

Domiciliarios (etapa de instalación) 2,100 210,000

San Juan Escuelas (adjudicadas) 16 8,000

Santiago del Estero Escuelas (etapa de adjudicación) 165 55,000

Escuelas 35 13,600

Tucumán

Domiciliarios (etapa de instalación) 250 25,000

TOTAL 1,004,190

Instalaciones totales de paneles fotovoltaicos Al no existir datos desagregados de las instalaciones fotovoltaicas existentes en la Argentina por tipo de aplicación, en la Figura 3.1.1 se presentan valores estimados a partir de la importación de celdas y paneles y la exportación de celdas77. Es necesario recalcar que estas cifras presentan una incerteza en relación al dato de la potencia, el cual no es relevado por la Aduana, y también en relación a la asignación anual por existencia de stocks comerciales.

77 Información suministrada por Ing. Alejandro Zitzer, Numericon S.A.



Figura 3.1.1 Instalación anual de paneles fotovoltaicos y potencia acumulada para el período 1993-2006

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Año

Pot

enci

a an

ual i

nsta

lada

(kW

p)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Pot

enci

a ac

umul

ada

(MW

p)

Fuente: Alejandro Zitzer, Numericon S.A Para estimar la energía generada mediante esta potencia instalada se asume una exposición equivalente a 5 horas de radiación pico como promedio para Argentina, con lo cual se obtiene para el año 2006 una generación aproximada de 16,600 MWh. Estos valores representan el 0,038% de la potencia instalada y el 0,016% de la energía eléctrica generada en el 2006 respectivamente. En particular el mercado estará por mucho tiempo centrado en las zonas rurales aisladas para uso domiciliario, y en aplicaciones especiales tales como electrificación de alambrados, protección catódica de gasoductos y oleoductos, repetidoras para sistemas de comunicación, los cuales desde el puno de vista de potencias instaladas no será de mucho peso. El costo de los sistemas fotovoltaicos pequeños para uso residencial (aproximadamente 100 Wp) es de 12 a 13 $US/Wp cuando se consideran los costos de instalación.



3.2. Solar Térmica 78 Existe en el país investigación y desarrollo de sistemas solares térmicos llevada adelante por diversas entidades públicas y privadas. La actividad comercial es reducida, debido en parte a la inexistencia de medidas de promoción y de un marco legal que contemple los usos térmicos de las energías renovables. A continuación se describe la actividad existente en cada una de las tecnologías solares térmicas. 3.2.1. Solar Termoeléctrica Se ha retomado en los últimos años la utilización de concentradores de radiación solar para generar fluidos a alta temperatura a fin de accionar una turbina y generar electricidad, sistemas que habían sido desarrollados en la década del 80 pero que no alcanzaron a difundirse. Se considera que se debe tener en cuenta estas centrales para el periodo límite considerado, año 2025, como una alternativa de generación de electricidad. En la Argentina sólo existen equipos a nivel de laboratorio e instalación de demostración de baja potencia. Actualmente, en el mundo existen sólo nueve instalaciones solartérmicas que operan comercialmente, las cuales se encuentran en su totalidad en el estado estadounidense de California y que generan una potencia total de 354 megavatios. Estas centrales de energía solar de concentradores parabólicos que operan desde hace más de 15 años, produjeron hasta el momento aproximadamente 10 TWh y demuestran el gran potencial de esta tecnología. Hay varias plantas en construcción, mencionamos en particular las correspondientes a España:

� Planta Solar torre central PS10 – Sevilla. Se ha terminado de instalar la central PS 10 por Abengoa en colaboración con el CIEMAT en Sanlúcar la Mayor (Sevilla), pendiente de su conexión a la red eléctrica próximamente. El receptor es de vapor saturado, la potencia es de 11 MWe (624 Helióstatos y torre de 114 metros de altura)y se espera una producción anual de 24,2 GWh.

� Se ha iniciado ya la ejecución de la PS20 (con 1255 helióstatos y torre de 150 metros) con una potencia de 20 Mwe, situada al oeste de la PS10, y están en distintas fases de ingeniería otras plantas, tanto de torre (como PS10 y PS20), cilindro parabólicos y mixtas, hasta un total de 305 MWe

� En la provincia de Granada/Andalucía, la empresa alemana Solar Millennium AG construirá las primeras dos centrales de energía solar de concentradores parabólicos de Europa con una potencia de 50 megavatios respectivamente.

78 Información provista por el Dr. Jaime Moragues y extraída del trabajo “Mitigación de emisiones a través del desarrollo de la utilización de Energías Renovables” MR-Consultores, 2º Comunicación Nacional del Gobierno de la República Argentina, Proyecto BIRF TF 51287/AR. Diciembre 2005.



Anualmente, cada una de las dos instalaciones podrá generar 157 GWh de energía solar pura, la cual abastecerá la red de alimentación de corriente eléctrica de España.

� Se haya en construcción la planta termosolar Andasol-1, que promueven conjuntamente en la localidad granadina de Aldeire la empresa Cobra, filial de ACS, y la compañía alemana Solar Millennium, con una inversión de 260 millones de euros. Se trata de la primera de las tres fases de la mayor planta termosolar que se instala en Europa y la segunda en el mundo después de la Planta Nevada Solar One en Nevada (EEUU). La central Andasol-1 se levantará sobre un terreno de 195 hectáreas, en el que se instalarán 625 colectores que ocuparán 510.120 m2 y generarán una potencia de 50 MW. La planta suministrará a la red electricidad sin fluctuaciones ni interrupciones, evitando la emisión de 150.000 toneladas de CO2 al año.

� SEPI Desarrollo Empresarial (SEPIDES) junto a Solúcar Energía S.A. (Grupo Abengoa) y el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) iniciarán los trámites para construir en Almadén una central solar termoeléctrica de 20 MW de potencia. Según un comunicado de SEPIDES, el proyecto se basa en una central solar termoeléctrica de 20 MW de potencia y una producción anual prevista de 48 GWh. Las obras de la central, con tecnología de torre y helióstatos, comenzarán en 2007 y su coste estimado será del orden 80 millones de euros. La central con una extensión de aproximadamente 100 hectáreas, tendrá una torre de 140 m de altura, concentrándose en el receptor situado en su parte más alta la radiación solar reflejada por 1.200 helióstatos de 120 m2 c/u.

3.2.2. Edificios bioclimáticos Los sistemas más utilizados de captación solar en viviendas son los llamados sistemas pasivos y comprenden el uso adecuado de las ventanas, invernaderos, muros de captación solar y otros. Estos sistemas captan la radiación y llevan el calor al interior de la vivienda sin uso de elementos mecánicos (bombas o ventiladores) en forma natural utilizando técnicas de convección en el aire o agua. También existen sistemas activos que hacen uso de esos elementos. La experiencia ha mostrado que los mismos son de un costo mayor, por lo que la gran mayoría de las viviendas solares están basadas en el uso de sistemas pasivos. En esta área la actividad se centra casi exclusivamente en investigación, desarrollo y demostración en viviendas y edificios llevada adelante por diversas instituciones del país. A pesar de ello se puede apreciar un grado incipiente de aplicación de esta tecnología en Argentina. En la Tabla 3.2.2.1 se presenta una lista de algunas de las construcciones bioclimáticas existentes en nuestro país (los datos disponibles se refieren principalmente a edificios públicos). Estas edificaciones hacen uso de URE y las diversas técnicas de acondicionamiento bioclimático (muros colectores, ventanas de captación solar, invernaderos, etc.).



Tabla 3.2.2.1 Edificios bioclimáticos

Grupo Tipo de edificio Lugar Observaciones

Escuela Yapeyú Departamento San Carlos

Reciclaje Bioclimático

Escuela Elpidio González

Departamento Lavalle

Reciclaje Bioclimático

Vivienda Solar Laboratorio experimental Ciudad de Mendoza

Varios sistemas bioclimáticos Área: 150 m2

Escuela Técnico Agraria Departamento de San Martín Varios sistemas bioclimáticos Área: 1300 m2

Escuela Nicolás Avellaneda Departamento Junín Construcción bioclimática

Área: 400 m2

Escuela Medrano Departamento Rivadavia Construcción Bioclimática

Arroyo Claro Departamento Tunuyán Construcción bioclimática Área: 120 m2

Escuela Marcelino Blanco Departamento La Paz Construcción bioclimática Área: 1136 m2

Escuela Albergue Yapeyú Departamento San Carlos Reciclaje Bioclimático Albergue de la escuela Scalabrinbi Departamento san Rafael Diseño Bioclimático

Área: 302 m2

LAHV (Mendoza)

Escuela petroleros del Sur Malargue Reciclaje Bioclimático Área :310 m2

Escuela de Antofalla Antofagasta Construcción bioclimática

Hostería de Aconquija El Alamito Depto. Tinogasta Construcción bioclimática

Complejo Termas De Fiambalá Depto Tinogasta Construcción Bioclimática

Escuela Albergue Laguna Blanca Depto. Belén Construcción bioclimática

Campamento de Vialidad, Paso San Francisco Depto. Tinogasta Construcción

bioclimática

Grupo E. Solar (Catamarca)

Antofagasta de la Sierra --- Construcción bioclimática Casa director Estación Abra Pampa Quebrada de Humauaca Construcción Bioclimática

Área: 200 m2 Puesto Sanitario Castro Tolay La Puna, Jujuy Construcción Bioclimática

Área: 120 m2

Barrio de 17 viviendas Cachi, Salta Construcción bioclimática Área: 120 m2 c/u

INENCO Salta

Hospital en construcción Susques, la Puna, Jujuy Construcción Bioclimática, Area: 700 m2

Instituto de Acond. Ambiental Tucumán

3 prototipos Ciudad de Tucumán Construcción bioclimática

Escuela Algarrobo del Águila --- Construcción bioclimática

Área : 357 m2

Pabellón de ecología Facultad de Agronomía Santa Rosa

Construcción Bioclimática Área: 315 m2

Residencias Universitarias 12 viviendas Gral. Pico Construcción bioclimática

Área: 840 m2 Auditorio de la facultad de Ciencias Exactas y Naturales Santa Rosa Construcción bioclimática

Área: 634 m2

Residencias Universitarias Santa Rosa Construcción bioclimática Área: 480 m2

Grupo de E. Solar La Pampa

Escuela EGB3 Catriló Construcción bioclimática Área: 1050 m2

En el país se han construido varias decenas de edificios solares pero no existe aún un esfuerzo masivo necesario para lograr un uso extenso. Para ello se requiere un marco legal y regulatorio adecuado que obligue a los edificios a cumplir con condiciones de envolvente y perdidas mínimas de energía por la misma y al uso de equipos solares.



3.2.3. Cocinas solares Existen dos tipos de cocinas solares, las familiares y las comunitarias. Estas últimas se utilizan principalmente en escuelas albergue para la cocción de entre 40 y 200 kg de comida por sesión. En cambio, las cocinas familiares están diseñadas para entre 4 a 6kg de comida. Existen diversas tecnologías, desde la simple caja aislada con tapa transparente y elementos reflectores planos, hasta las cocinas con espejo curvado concentrador y con soporte para seguir el movimiento solar. Se presenta a continuación algunos de los desarrollos y aplicaciones en nuestro país. INENCO Este instituto ha desarrollado un modelo de cocina solar comunal con dos concentradores de 2 m2 de área cada uno que puede cocinar unos 35 kg de guiso cada 3 horas. Cada concentrador calienta una caldera produciendo vapor, el cual se lleva hasta la olla mediante una manguera. Para hornear se utiliza un horno colocado en el concentrador, el cual tiene una capacidad para hornear 4 kg de pan por hora y alcanza una temperatura de 240 ºC. Recientemente se han distribuido 13 cocinas en 10 escuelas de Jujuy, Salta, Catamarca y Córdoba. Muchas de estas escuelas se encuentran ubicadas a gran altura sobre el nivel del mar. También se ha instalado un concentrador en Amblayo, Salta y se emplea para la pasteurización de queso de cabra fabricado artesanalmente. El INENCO también ha desarrollado una cocina familiar tipo caja hecha con tambores de 200 litros, distribuyéndose unas 30 cocinas de este tipo en Salta y Jujuy en dos años. Por último, el INENCO desarrolló una cocina familiar tipo concentrador con espejo de 1.2 m2 de área, la cual se puso en producción en el 2005. LAHV Se desarrolló una cocina familiar tipo caja hecha en madera. También se organizan talleres de autoconstrucción. Se distribuyeron 34 cocinas solares familiares en la provincia de Mendoza.

Se sabe de la existencia de otras iniciativas pero no se posee mayor información al respecto.

Las cocinas solares son aptas para ser utilizadas en el caso de regiones soleadas como las que se dispone en la zona andina y valles subandinos de la Argentina. Sin embargo, es posible que algunas restricciones durante los meses invernales en los que los que la radiación solar es menor. Para dichos periodos, así como para las



jornadas en las que las condiciones meteorológicas son adversas, un programa de difusión de cocinas solares podría incorporar como complemento un uso más eficiente de las tecnologías que utilizan GLP, leña o carbón vegetal, por ejemplo mediante la difusión de las denominadas "cocinas mejoradas". Las cocinas solares pueden ser de uso familiar o comunal, en particular en escuelas albergue que atienden varias decenas de alumnos, comedores comunales para mayores, o para microemprendimientos como ser la cocción de dulces artesanales, la producción de pan, la pasteurización de leche para producir quesos y otros similares. El costo de venta de una cocina con concentrador familiar está en el orden de los $ 550 (US$ 180) por unidad de 1,2 m2 de área efectiva. El costo actual de venta de una cocina con concentración comunal está en el orden de los 4.500 $ (US$ 1.500) por un sistema con dos concentradores, las calderas y hornos, mangueras y el recipiente aislado para la olla. La demanda futura de cocinas solares no se espera que sea muy alta, por el costo alto de la inversión inicial, la falta de difusión de estas nuevas tecnologías y la falta total de incentivos económicos. 3.2.4. Calentamiento solar de agua Existen unas pocas empresas fabricando colectores solares planos para calentamiento de agua. Entre ellas está, por ejemplo, la compañía Tecnosolar que desarrolla sus actividades en San Luis y ha estado trabajando por más de 20 años en este tema. Ha instalado varios cientos de colectores solares en diversas regiones de Argentina. Los modelos comercializados tienen la particularidad de soportar bien el funcionamiento en zonas con heladas frecuentes donde hay riesgo de congelamiento nocturno del agua. El costo aproximado de un sistema con 4 m2 de colector y un tanque acumulador de 400 litros está en el orden de los $ 3.300 (septiembre/2005). La energía solar permite el calentamiento de agua a temperaturas del orden de los 60 °C, la cual tiene múltiples usos:

a) Uso Familiar. Una familia de clase media típica se consume actualmente unos 40 litros por persona diarios, es decir, unos 200 litros por familia.

b) Uso institucional, El agua caliente tiene consumos mayores en hoteles, hospitales y sanatorios.

Consumo de agua en los servicios de Hospedería establecidos para todo uso (limpieza del cuarto, uso de duchas, baño, cocina, etc.)



Establecimiento turístico Consumo total de agua (agua fría + agua caliente)

(litros/pasajero) Hoteles 200 Moteles 255 Camping 80

Otros 100 Consumo diario de un turista de 30 litros a 60°C Hospital un consumo diario de 70 litros a 60°C por cama En la actualidad el combustible utilizado para calentar agua puede ser: gas natural, gas de garrafa (GLP), energía eléctrica o leña. En algunas zonas urbanas se usa el gas natural distribuido por cañerías, cuyo precio es bajo debido a las políticas que lo subsidian. Sin embargo, el suministro de gas natural no cubre todas las zonas urbanas, estimándose que abastece al 50% de la población. El resto de la demanda urbana se satisface básicamente con GLP a precios muchos más elevados. En las zonas rurales también se usa GLP, aunque en algunos casos existen problemas de provisión asociados a la dificultad de acceso. Aún en los casos en los cuales el GLP está disponible, su elevado precio constituye una importante barrera para los sectores de bajos ingresos Por lo tanto, la población rural no abastecida con GN o GLP también recurre a la leña comercial, la leña recolectada y los desechos agrícolas, dependiendo del nivel socioeconómico y los recursos circundantes. En zonas rurales áridas el problema de provisión se complica aún más por la falta de leña. Los colectores solares para producir agua caliente tuvieron un mercado en la década del 80, pero luego se dejaron de fabricar en el país a causa de los bajos precios de los combustibles convencionales, tanto del gas natural como del gas licuado de petróleo, con los que tenía que competir. Actualmente donde hay gas natural es difícil que se pueda amortizar la inversión en un calefón solar en un tiempo razonable, pero donde se utiliza GLP se abre un posible mercado. De cualquier forma eso requiere de un programa a nivel nacional que impulse el empleo de los calefones solares y de un apoyo a la fabricación de los mismos. El sistema típico para viviendas familiares tiene 2 m2 de colector solar plano y un tanque de 200 litros para el agua caliente. Eso suministra 40 litros diarios de agua caliente por persona en una familia con 4 integrantes, lo que constituye un consumo típico en la actualidad. El costo actual de este sistema en el país es de unos $ 2.500 (US$ 850), que resulta ser menor que el costo internacional. En relación al calentamiento de agua para uso industrial se pueden considerar dos casos:

� A temperatura baja (60-80-°C) (uso de colectores planos). Un uso típico es el de limpieza en tambos y otros establecimientos relacionados con la actividad agropecuaria, mataderos. etc.



� A temperaturas medias y altas (100-300°C) (con concentradores). Actualmente hay un resurgimiento del empleo de concentradores para obtener temperaturas medias y altas (100-300 °C) a nivel mundial, por lo que se debe tener en cuenta en aplicaciones futuras a nivel industrial, en particular para el período final del presente estudio, el año 2025.

3.2.5. Detoxificación solar de agua En la Argentina el 40% de la superficie tiene una contaminación salina importante y por ende esta tecnología tiene el potencial de resolver una problemática importante. El INENCO ha desarrollado equipos tipo invernadero modulares con un área de 2 m2 por módulo para instalar rápidamente en zonas rurales. Los equipos son de fácil desarme para la limpieza de la sal. La producción oscila entre 3 y 7 litros por m2 y por día dependiendo de la época. Algunas de las instalaciones realizadas son:

� 6 equipos de entre 15 y 25 m2 de área cada uno, financiados por la compañía de agua (Aguas de Salta) en el norte del Chaco salteño.

� 2 equipos de 8 m2 cada uno en la zona sur del Chaco salteño con serios problemas de contaminación arsenical.

También se han construido equipos solares multiefecto que multiplican por un factor 2.5 la producción de los destiladores. Se han instalado en laboratorios bioquímicos de Salta. La compañía TecnoSolar ha producido destiladores de agua de tipo invernadero para zonas con problemas salinos, utilizando la patente del sistema multiefecto que ha desarrollado el INENCO. 3.2.6. Secado solar de productos agropecuarios. Esta tecnología tiene una potencial importancia económica para el país dado que la actividad de secado de productos agropecuarios es muy grande. El INENCO trabaja en el desarrollo y ensayo de prototipos desde fines de los 70. Se han realizado algunas experiencias de transferencia de tecnología:

� Diseño, construcción y ensayo de un secador solar de tabaco con 700 m2 de área de colectores calentadores de aire, un acumulador de 250 toneladas de piedra y cámaras para 5000 kg de producto fresco. No se realizó una transferencia directa de los sistemas debido a su alto costo.

� Diseño y desarrollo de secadores de pimiento dulce en los valles Calchaquíes, Salta. Se usaron colectores de plástico horizontales de bajo costo, ventiladores eléctricos para impulsar el aire y túneles de secado con carga mediante carritos con ruedas. Cada equipo posee unos 400 m2 de colección y túneles de secado. Se seca en 3 días con una producción diaria de 1000 kg. Estos sistemas se han comenzado a instalar para productores,



financiados por los mismos, combinados con calentamiento auxiliar mediante gas o leña.

� Instalación de secadores de aromáticas similares en diseño a los anteriores, con secado en el orden de un día y producción diaria de 1000 kg. Se está realizando una instalación piloto con financiación de las Naciones Unidas en la zona de la quebrada de Humahuaca.

� Diseño y ensayo de secadores pequeños de carne de llama y vacuno para producción de charqui, especialmente para su exportación a Europa. Los secadores tienen unos 2 m2 de área y cumplen condiciones estrictas de higiene. Funcionan con ventiladores eléctricos (con 220 V o con fotovoltaico) o con chimenea. Se están usando en los valles calchaquíes y se ha exportado una pequeña partida para Bolivia a un productor con financiación internacional.

� Diseño y ensayo de secadores de tamaño intermedio que usan locales tipo invernadero para el secado solar en bandejas. Se han ensayado prototipos para diversos productos en colaboración con productores.

El IFIR (Universidad de Rosario y CONICET) trabaja desde hace años en el secado de productos agrarios, especialmente granos, dada su ubicación en una zona de gran producción. El grupo ha desarrollado, entre otros:

� Un secador solar de granos para secado en silo. Se utiliza un colector solar plano inclinado fabricado en chapa sin cubierta transparente. Un ventilador mueve el aire. Sistemas de 50 m2 han sido utilizados. El sistema ha sido entregado a una empresa para su comercialización. El secador será utilizado en el secado de granos para semillas, un 10% de la producción total

� Secadores de productos hortícolas, frutas hierbas aromáticas y medicinales � Secadores de cianobacterias (spirulina) � Secadores económicos para huertos urbanos

Por último, el Grupo de Energía Solar de la Universidad Nacional de Catamarca ha desarrollado y construido secadores para los productos de mayor comercialización en la provincia de Catamarca. Entre ellos cabe mencionar:

� Secadero - invernadero de pimiento; Municipalidad de Santa María, Catamarca.

� Secadero - invernadero de pimiento; Municipalidad de Pomán, Catamarca. � Secadero natural de uva para pasa; Municipalidades de Santa María y

Tinogasta, Catamarca. 3.3. Eólica de alta potencia En la Tabla 3.3.1 se presenta un listado de las instalaciones eólicas de alta potencia existentes en la Argentina hasta el año 2005.



Tabla 3.3.1 Instalaciones eólicas de alta potencia en la Argentina. Año 2005

Fuente: CADEGE Durante el año 2004 las turbinas existentes entregaron 72,446 MWh, constituyendo una contribución aproximada del 0.09% de la generación total de electricidad. En base a datos provistos la Cámara Argentina de Generadores Eólicos (CADEGE), la Tabla 3.3.2 presenta los costos de referencia internacionales de la energía eólica de alta potencia.

Tabla 3.3.2 Costos de la energía eólica de alta potencia

Item Valor Componentes

Inversión 1.5 – 2 10^6 USD/MW instalado Equipamiento e instalación Costos fijos 10% - 12% de la venta anual de

energía Derecho de uso de terrenos, seguros, operación, administración, servicios contables y legales, decomisionado, consumo de energía, otros

Costos variables de O&M 2% - 3% de la inversión inicial (anual) o 15% - 20% de la venta anual de energía

Operación, mantenimiento, reparaciones

Fuente: CADEGE. La vida útil de los generadores se estima en 20 años 3.4. Eólica de baja potencia Según el Censo Nacional Agropecuario 2002, en dicho año había en operación 350.226 molinos multipala para extracción de agua en establecimientos agropecuarios (EAP), que si le asignamos 300 W promedio por equipo, se obtiene



una capacidad instalada de 105 MW. De la misma fuente se tiene que hay 1.162 aerogeneradores instalados en establecimientos agropecuarios (EAP) para producción de electricidad, suponiendo un valor promedio de 500 W por equipo se obtiene una capacidad instalada de 581 kW. Además e independientemente de los aerogeneradores instalados en EAP se identificaron en la Provincia de Chubut 92,7 kW instalados en aldeas escolares y a pobladores dispersos. En la Provincia de Buenos Aires se instalaron aerogeneradores que totalizan 86 kW en escuelas rurales. 3.5. Biomasa La fabricación de carbón vegetal es uno de los aprovechamientos de mayor importancia. Se lo emplea en numerosas industrias y para uso doméstico. La mayor aplicación industrial se concentra en la industria siderúrgica Altos Hornos Zapla, instalada en la provincia de Jujuy. Se obtiene a partir de biomasa extraída de bosques nativos y de plantaciones de eucaliptus expresamente realizadas para ese fin. La leña representa el 0,9% del recurso energético según Balance Energético Nacional del año 2004. Otro aprovechamiento importante es el empleo de bagazo de caña de azúcar como combustible para las calderas de los ingenios azucareros. En algunos casos permite la autosuficiencia energética de los mismos. El bagazo representa el 0,8% del recurso energético según Balance Energético Nacional del año 2004. Son varios los programas que se desarrollaron para el aprovechamiento de la biomasa, habiendo algunos finalizado sin mayores consecuencias, mientras que otros fueron discontinuados. Como ejemplo pueden citarse:

� Programa de Alconafta (1984 a 1990), Programa ADE/933/87/05, � Uso Energético de la Biomasa en la Región NEA (Chaco, Corrientes, Entre

Ríos, Formosa, Misiones y Santa Fe)” (1988- 1991), � Programa “Acción Estratégica Concertada para la Energización Rural en

Latinoamérica”, desarrollado por la Unión Europea (1995 a 1997) � Proyecto de Cooperación INTI-GTZ de 1992 sobre gasógenos de

ferrocemento. Existen algunos casos aislados de generación de electricidad con residuos de biomasa (bagazo, cáscara de tung, residuos de aserradero) y leña (6 proyectos), con potencias que van de 200 a 300 kW c/u de los cuales no se dispone de datos detallados. Actualmente existen en el País unas 20 plantas en las que se produce biodiesel en pequeña escala para abastecimiento a establecimientos agropecuarios. Además, existen plantas de procesamiento destinadas a la exportación.



3.6. Geotérmica de Alta Entalpía 79 Para el aprovechamiento de la energía geotérmica de alta entalpía el único proyecto de carácter demostrativo que se realizó en el país es la Central Eléctrica Piloto de ciclo binario de 0,67 MW, instalada en 1988 en el campo geotérmico de Copahue, Neuquén, la cual está fuera de operación desde hace varios años. Un estudio realizado con financiamiento de la Agencia Japonesa de Cooperación Internacional (JICA) determinó que el campo geotérmico de Copahue tiene un potencial comprobado de 30 MW eléctricos. 3.7. Geotérmica de Baja Entalpía 80 En la actualidad hay 93 emprendimientos con una capacidad instalada total de 149,9 MWt, que utilizan los fluidos termales en uso directo. El 56% son aplicaciones en Balneologia, que no reemplazan en general el uso de otras fuentes de energía, dado que su empleo es por razones terapéuticas, siendo la potencia destinada a usos térmicos directos de 66,4 MWt (Uso sanitario, calefacción domiciliaria, invernaderos, cría de peces, uso industrial, derretimiento de nieve). 3.8. Pequeños aprovechamientos Hidráulicos 81 Las Tablas 3.8.1 a 3.8.3 presentan las centrales existentes de menos de 30MW (Fuente: SE, Dirección Nacional de Prospectiva).

79 Información provista por el Ing. Abel Pesce. 80 Información provista por el Ing. Abel Pesce. 81 Información provista por el Ing. Héctor Reynal.



Tabla 3.8.1 Centrales hidráulicas de menos de 30MW existentes en Catamarca, Córdoba y Jujuy

POTENCIA ENERGIA HORAS FACTOR PROPIETARIO

INSTALADA KW MEDIA MW/año AÑO CARGA PROMOTOR

CATAMARCA

LA CARRERA 1000 0 AISLADO EDECAT

CHUBUT

EL CAJON 350 1847 5277 0.60 AISLADO DGSP En funcionamiento

LOS ALERCES 176 541 3074 0.35 AISLADO DGSP En funcionamiento

RIO PICO 179 496 2771 0.32 AISLADO DGSP En funcionamiento

TOTAL 705 2884 4091 0.47

CORDOBA

CASSAFFOUSTH 17280 60551 3504 0.40 MEM EPEC En funcionamiento

CRUZ DEL EJE 1700 1909 1123 0.13 MEM EPEC En funcionamiento

FITZ SIMON 10800 57773 5349 0.61 MEM EPEC En funcionamiento

LA CALERA 5000 11439 2288 0.26 MEM EPEC En funcionamiento

LA VIÑA 16000 26418 1651 0.19 MEM EPEC En funcionamiento

LOS MOLINOS II 1500 9423 6282 0.72 MEM EPEC En funcionamiento

PIEDRAS MORAS 6300 36669 5820 0.66 MEM EPEC En funcionamiento

SAN ROQUE 26000 71390 2746 0.31 MEM EPEC En funcionamiento

TOTAL 84580 275572 3258 0.37

JUJUY

CIENEGA 20 19 950 0.11 AISLADO EJSEDSA En funcionamiento

CUSI CUSI 20 36 1800 0.21 AISLADO EJSEDSA En funcionamiento

LA CIENAGA 450 589 1309 0.15 AISLADO EJSEDSA En funcionamiento

LAS MADERAS 30000 60302 2010 0.23 INOMEM HIDROCUYO SA En funcionamiento

PAMPICHUELA 25 51 2057 0.23 AISLADO EJSEDSA En funcionamiento

RIO REYES 7000 20681 2954 0.34 INOMEM EJESA En funcionamiento

SAN FRANCISCO (Valle Grande) 38 92 2421 0.28 AISLADO EJSEDSA En funcionamiento

VALLE GRANDE 48 113 2354 0.27 AISLADO EJSEDSA En funcionamiento

TILCARA 180 347 1928 0.22 INOMEM EJESA En funcionamiento

TOTAL 37781 82230 2177 0.25

CENTRAL ESTADOMERCADO



Tabla 3.8.2 Centrales hidráulicas de menos de 30MW existentes en La Pampa, Mendoza, Misiones y

Neuquén



LA PAMPA

LOS DIVISADEROS 100 219 2185 0.25 INOMEM APE En funcionamiento

MENDOZA

25 DE MAYO 6600 33308 5047 0.58 INOMEN GEMSA-HIDROCUYO SA En funcionamiento

EL CARRIZAL 17000 80891 4758 0.54 MEM SEMPPSA-HIDROCUYO SA En funcionamiento

EL TIGRE 14400 58793 4083 0.47 MEM HIDISA En funcionamiento

NIHUIL IV 30000 147130 4904 0.56 MEM HIDRO NIHUIL SA-LIHUEN SA En Funcionamiento

GRAL. SAN MARTÍN 6000 26692 4449 0.51 INOMEN GEMSA-HIDROCUYO SA En Funcionamiento

TOTAL 74000 346814 4687 0.54

MISIONES

SALTITO I 640 1510 2359 0.27 INOMEM COOP. 2 DE MAYO En funcionamiento

SALTITO II 640 1646 2572 0.29 INOMEM COOP. 2 DE MAYO En funcionamiento

TOTAL 1280 3156 2466 0.28

NEUQUEN

CHIQUILIHUIN 120 0 0 AISLADO E. P. E. N.

LA FRAGUA 120 0 0 AISLADO E. P. E. N.

SANTO TOMAS 65 0 0 INOMEM E. P. E. N.

ALUMINE 400 0 0 INOMEM E. P. E. N.

AUQUIINCO 24 0 0 INOMEM E. P. E. N.

BUTACO 400 0 0 AISLADO E. P. E. N.

SAN MARTÍN 400 0 0 INOMEM E. P. E. N.

TRICAO MALAL 69 0 0 INOMEM E. P. E. N.

TOTAL 1598 0 0




Tabla 3.8.3 Centrales hidráulicas de menos de 30MW existentes en Río Negro, Salta, San Juan y

Tucumán



RIO NEGRO

EMILIO FREY 1600.00 6288.00 3930 0.45 INOMEM CEB Ltda. En funcionamiento

BAR. P. MORENO 360.00 0.00 0 INOMEM CEB Ltda.

LA MOSCA 106.00 0.00 0 AISLADO CEB Ltda.

CIPOLLETTI 5780.00 24483.00 4236 0.48 INOMEM R.N.G.H. S.A. En funcionamiento

GENERAL ROCA 1309.00 4081.50 3118 0.36 INOMEM R.N.G.H. S.A. En funcionamiento

JULIAN ROMERO 6630.00 25767.00 3886 0.44 INOMEM R.N.G.H. S.A. En funcionamiento

LOMA ATRAVESADA 2300.00 10071.00 4379 0.50 AISLADO EdERSA En funcionamiento

PUERTO MORENO 360.00 1260.00 3500 0.40 INOMEM CEB Ltda./DPA En funcionamiento

GUILLERMO CESPEDES 5610.00 21176.00 3775 0.43 INOMEM R.N.G.H. S.A. En funcionamiento

TOTAL 23589.00 93126.50 3948 0.45

SALTA

RIO CORRALITO 13200 34712 2630 0.30 INOMEM EDESA SA En funcionamiento

EL TUNAL 11000 38496 3500 0.40 MEM AES J SA En funcionamiento

CHUSCHA 660 2134 3233 0.37 AISLADO EDESA SA En funcionamiento

LA POMA 40 0 0 AISLADO EDESA SA

LOS TOLDOS 160 11 69 0.01 AISLADO EDESA SA En funcionamiento

TOTAL 25020 75353 3012 0.34

SAN JUAN

SALTO DE LA LOMA-CS 1232 0 INOMEN Energía San Juan SA

CUESTA DEL VIENTO 10800 0 INOMEN COOP CHCV

TOTAL 12032 0

SGO.DEL ESTERO

RIO HONDO 19000 120697 6352 0.73 MEM H. RIO HONDO SA En funcionamiento

LOS QUIROGA 2500 12071 4828 0.55 MEM H. RIO HONDO SA En funcionamiento

TOTAL 21500 132768 6175 0.70

TUCUMAN

TAFI DEL VALLE 334 0 0 0.00

CADILLAL 14000 26334 1881 0.21 MEM H. TUCUMAN S.A. En funcionamiento

ESCABA 30000 55347 1845 0.21 MEM H. TUCUMAN SA En funcionamiento

PUEBLO VIEJO 19200 57381 2989 0.34 MEM H. TUCUMAN S.A. En funcionamiento

TOTAL 63200 139062 2200 0.25

TOTAL POTENCIA INST 347225

TOTAL P. INS. EN FUNC. 331755 1151184 3470 0.40


En el Anexo al punto 3.8 se brindan algunas de las características de la generación hidráulica para el año 2005. 3.9. Hidrógeno No hay programas en funcionamiento de aprovechamiento del hidrógeno, salvo la pequeña planta experimental de Pico Truncado de electrólisis del agua a partir de electricidad de origen eólico. Existen numerosos grupos de investigación dedicados al tema, en particular para el aprovechamiento en celdas de combustible.



Anexo al Punto 3.8: Datos de Generación Hidráulica

POTENCIA ENERGÍA HS. AÑO % P/PT %PMH/PHI %E/ET %EMH/EHITOTAL PAIS 25,674,800 96,650,913 3,764 100 100TOTAL HIDRÁULICA PAIS 8,946,222 34,192,298 3,822 34.84 100 35.38 100TOTAL MIHIDRÁULICA PAIS 347,225 1,151,184 3,470 1.35 3.88 1.19 3.37

F C PTPOTENCIA HIDRÁULICA TOTAL PAIS PHI

CHUBUT 4091 0.47 POTENCIA MINIHIDRÁULICA TOTAL PAIS PMHCORDOBA 3258 0.37 ETJUJUY 2177 0.25 ENERGÍA HIDRÁULICA TOTAL PAIS EMHLA PAMPA 2185 0.25 ENERGÍA MINIHIDRÁULICA TOTAL PAIS EHIMENDOZA 4687 0.54 HSFMISIONES 2466 0.28 F CRIO NEGRO 3948 0.45 C DSALTA 6175 0.70SANTIAGO DEL ESTERO 6175 0.70 Ciclo Combinado Gas CG Minihidráulicas MHITUCUMAN 2200 0.25 Ciclo Combinado Vapor CV Nuclear UNVALOR PROMEDIO MH 3736 0.43 Turbo Gas TG Eólico EODESVIACIÓN EST. MH (42%) 1564 0.18 Turbo Vapor TV Solar SO

Diesel DI Geotérmica GTVALOR MEDIO TOT PAIS (E/P) 3764 0.43 Hidráulica de Bombeo HBVALOR MEDIO MH PAIS (E/P) 3470 0.40 Grandes Hidráulicas HHI

CG CV TG TV DI HB HHI MHI UN EO SO GT TOTALPOTENCIA TOTAL PAIS 4,453,500 2,573,900 2,737,338 4,551,000 392,385 974,000 8,614,467 331,755 1,018,000 27,829 26 600 25,674,800% POTENCIA TOTAL PAIS 17.35 10.03 10.66 17.73 1.53 3.79 33.55 1.29 3.96 0.11 0.00 0.00 100.00ENERGÍA TOTAL PAIS 36,130,211 663,795 4,632,978 13,853,674 229,024 33,041,114 1,151,184 6,873,471 75,381 81 96,650,913% ENERGÍA TOTAL PAIS 4.79 14.33 0.24 34.19 1.19 7.11 0.08 0.00 0.00 100.00HORAS DE FUNC. ANUAL 1693 3044 584 3836 3470 6752 2709 3115 0 3764FACTOR DE CARGA 0.19 0.35 0.07 0.44 0.40 0.77 0.31 0.36 0.00 0.43

GENERACIÓN DE ENERGIA ELÉCTRICA - POTENCIAS Y ENERGIAS 2005 (Fuente: SE-DNP)

VALORES MEDIOS DE HSF/AÑO

COSTO DIRECTO

POTENCIA TOTAL PAIS

ENERGÍA TOTAL PAIS

0.60

HORAS DE FUNCIONAM. AÑOFACTOR DE CARGA

523638.07

Fuente: SE, Dirección Nacional de Prospectiva



4. Prospectiva. Sectores de Demanda Con el fin de realizar la prospectiva energética de los sectores de demanda final de energía se recibieron propuestas de los especialistas en las diversas energías renovables para la participación de estas tecnologías en el consumo final de energía en cada escenario energético. En base a dichas propuestas se incorporaron en la modelización realizada mediante el modelo LEAP las participaciones indicadas en las Tablas 4.1, 4.2 y 4.3. En dichas tablas se puede observar una regresión de las biomasas tradicionales (leña, carbón vegetal, bagazo y otras primarias) a lo largo del tiempo en ambos escenarios. En relación a las demás renovables, en el Escenario Tendencial se presenta una leve regresión de la energía eólica y la penetración del bioetanol y el biodiesel en concordancia con lo dispuesto por la Ley Nº 26.093. Las energías renovables en su conjunto aumentan su participación en este escenario, pasando del 3.48% del consumo final en el año base al 4.07% en el año horizonte. En el Escenario Estructural la participación de las renovables aumenta hasta el 7.2% del consumo final en el año horizonte, principalmente debido a la penetración de los biocombustibles (biodiesel, bioetanol, biogas) que va del 0% del consumo final de energía en el año base al 3.7% en el año horizonte, y de la energía solar desde 0% hasta el 0.97% en igual período. En cuanto a la participación de las fuentes renovables por sectores, en el año base los sectores residencial rural, ganadería e industria presentan las mayores participaciones, con el 21.5%, 16.7%, y el 9.1% del consumo final de cada sector respectivamente. En residencial rural destacan la utilización de la leña y la energía eólica para bombeo, en ganadería el bombeo eólico, y en industria la utilización de leña y otras biomasas. En el año horizonte del Escenario Tendencial las principales participaciones se siguen presentando en los mismos sectores que en el año base pero con valores apreciablemente distintos. En residencial rural la participación de las renovables pasa del 21.5% al 8.9% del consumo final, principalmente por la regresión de la leña. En ganadería aumenta del 16.7% al 22.46%, por la penetración del biodiesel. En industria se reduce del 9.1% al 6.9% por la regresión de la leña y otras biomasas. En el Escenario Estructural la participación de las renovables en ganadería crece desde el 16.7% en el año base hasta el 42.7% en el año horizonte, gracias a la penetración del biodiesel y en menor medida del bombeo eólico. En agricultura también crece significativamente debido a la penetración del biodiesel y en menor medida la energía solar para secado, pasando del 1.5% al 15.6% del consumo final en el año horizonte. En cambio, en residencial rural y en industria, la regresión de las biomasas tradicionales reduce el nivel de participación general en el año horizonte. En el sector residencial la penetración de la energía solar en este escenario incrementa la participación desde el 2.4% al 4.9%, a pesar de la caída en la utilización de la leña y el carbón vegetal. La penetración en el sector transporte es muy significativa en ambos escenarios debido a la aparición del biodiesel y en menor medida del bioetanol, pasando del 0% en el año base al 3.2% y al 9.4% en el año horizonte de los Escenarios Tendencial y Estructural respectivamente.



En las Figuras 4.1 y 4.2 se puede apreciar la evolución del consumo de cada energía renovable en cada escenario.

Figura 4.1 Consumo final de energías renovables en el Escenario Tendencial

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Año

Con

sum

o fin

al (m

iles

de k

tep)

Solar Otras Primarias LeñaHidrógeno Eólica Carbón VegetalBiogas Bagazo EtanolBiodiesel

Figura 4.2 Consumo final de energías renovables en el Escenario Estructural

0

1

2

3

4

5

6

7

2004

2005

2006

2007

2008

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2019

2020

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2024

2025

Año

Con

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al (m

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tep)

Solar Otras Primarias LeñaHidrógeno Eólica Carbón VegetalBiogas Bagazo EtanolBiodiesel

En el Escenario Tendencial se puede apreciar la importante contribución de las energías de la biomasa, principalmente del bagazo y residuos de biomasa, y a partir del año 2010 del biodiesel. En el Escenario Estructural la participación del bagazo y de los residuos de biomasa también es importante pero se vuelve más reducida frente a la penetración del biodiesel. En este escenario también se aprecia una significativa penetración de la energía solar.



La Figura 4.3 presenta la participación de las energías renovables en la demanda final de energía de cada escenario. Hasta el año 2009 las participaciones en ambos escenarios son similares, estando constituidas mayoritariamente por las energías de biomasa. A partir del año 2010 los escenarios se empiezan a diferenciar en forma apreciable. La contribución en el Escenario Tendencial cae respecto del año 2010, mientras que en el Escenario Estructural crece en relación al mismo año, principalmente debido a la fuerte penetración del biodiesel.

Figura 4.3 Participación de las energías renovables en la demanda final de energía

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

7.0%

8.0%

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Año

Par

ticip

ació

n en

el c

onsu

mo

final

(%) Tendencial

Estructural



Tabla 4.1 Participaciones de las energías renovables en la demanda final de energía por uso. Año Base

Energía

Sector Solar Eólica Leña CV Biocombustibles Hidrógeno Otras

Primarias Total

Residencial urbano - -

Cocción: 0.38% Calefacción: 0.22% Calentamiento de agua: 0.04%

Cocción: 9.28% - - - 2.40%

Residencial rural - Bombeo de agua: 93.3%

Calentamiento de agua:7.6% Cocción: 17.4% Calefacción: 30.6%

Cocción: 4.4% - - - 21.49%

Comercial, Servicios y Público - - Todos los usos:

2.03% - - - - 2.03%

Transporte - - - - - - - -

Agricultura - - - - - - 1.48% 1.48%

Ganadería - Todos los usos (bombeo): 16.68%

- - - - - 16.68%

Industria - -

Minerales no metálicos:1.46% Resto Industrias: 7.57%

- - - 2.93% + 5.11% (bagazo)

9.09%

Total - 0.28% 0.63% 0.48% - - 2.09% 3.48%



Tabla 4.2 Participaciones de las energías renovables en la demanda final de energía por uso. Escenario Tendencial – Año 2025

Energía


Primarias Total

Residencial urbano - - Cocción: 0.1% Calefacción: 0.1%

Cocción: 9.4% - - - 2.26%

Residencial rural - Bombeo de agua: 95%

Calentamiento de agua: 0.5% Cocción: 2.6% Calefacción: 5%

Cocción: 5% - - - 8.91%

Comercial, Servicios y Público - - Todos los usos:

1.07% - BD Todos los usos: 0.01% - - 1.07%

Transporte - - - -

BD Carretero: 2.67% BE Carretero: 0.76%

- - 3.18%

Agricultura - - - - BD: 4.9% - 0.37% 5.24%

Ganadería - Todos los usos (bombeo): 17.46%

- - BD: 5% - - 22.46%

Industria - -

Minerales no metálicos: 0.56% Resto Industrias: 3.27%

- BD: 0.08% - 2.12% + 4.28% (bagazo)

6.92%

Total - 0.22% 0.25% 0.45% BD: 1.08% BE: 0.16% - 1.92% 4.07%



Tabla 4.3 Participaciones de las energías renovables en la demanda final de energía por uso. Escenario Estructural – Año 2025

Energía


Primarias Total

Residencial urbano Calentamiento de agua: 12% Calefacción: 0.6%

- Cocción: 0.2% Calefacción: 0.1%

Cocción: 4.5% - 4.9%

Residencial rural Calentamiento de agua: 34.5% Cocción: 5.6%

Bombeo de agua: 98%

Calentamiento de agua: 0.5% Cocción: 1% Calefacción: 15%

Cocción: 1% - 19.2%

Comercial, Servicios y Público

Todos los usos (Calentamiento de agua, cocción y calefacción): 1.14%

Todos los usos (bombeo): 0.78%

Todos los usos: 0.1% - BD Todos los usos:

0.04% 2.1%

Transporte - - - -

BD Carretero: 7.55% BE Carretero: 1.88%

Carretero: 0.64% 9.4%

Agricultura Secado: 12% - - - BD: 14.3% 0.23% 15.59%

Ganadería - Todos los usos (bombeo): 25% - - BD: 15%

BG: 2.7% 42.7%

Industria Resto Industrias (Calor de proceso): 1.1%:

-

Minerales no metálicos: 0.49% Resto Industrias: 2.8%

- BD: 0.10% 1.86% + 3.83% (bagazo)

6.29%

Total 0.97% 0.36% 0.17% 0.20% BD: 3.2% BE: 0.45% BG: 0.02%

0.15% 1.67% 7.2%



4.1. Energía Solar 82 4.1.1. Residencial Se contempla la utilización de energía solar para calentamiento de agua, calefacción y cocción en el Escenario Estructural. La participación de la energía solar alcanza en el año 2025 un 4% del consumo final de energía del sector. En el caso de calentamiento de agua se asumió que en el año 2025 se tendrá una capacidad instalada cercana a los 4.000.000 m2. Esto es equivalente a un promedio de 0.085 m2/habitante y a una energía neta de 608.000 tep/año, lo cual representa el 13% del consumo de energía para calentamiento de agua en el sector residencial en el año 2025. La penetración comienza en el año 2008 En el caso de calefacción se asumió que en el año 2025 existirán unos 25,000 hogares urbanos con calefacción solar, con un ahorro equivalente de combustibles de 25,000 ktep (alrededor de 900kg de GLP/hogar.año). Esto representa el 0.6% del consumo residencial urbano para calefacción en el año 2025. La penetración comienza en el año 2008 con un 0.15%. Para el caso de la cocción se asume que en el año 2025 todos los hogares rurales de las zonas de Argentina con buena insolación directa tendrán una cocina solar. Estimando que la población rural representará aproximadamente el 8% de la población total, esto da un total aproximado de 108,000 hogares con cocinas solares que sustituirán unos 23 ktep/año de otros energéticos (5.6% del consumo residencial rural para cocción). La penetración comienza en el año 2008. 4.1.2. Comercial, Servicios y Público Al igual que en el caso residencial se contempla la penetración de la energía solar en los usos de calentamiento de agua, cocción y calefacción a partir del año 2008 y para el Escenario Estructural. La penetración de la energía solar en este sector al año 2025 alcanza el 1.14% del consumo final de energía. En calentamiento de agua se estima la existencia de unos 36,000 m2 de colectores instalados en escuelas albergue y centros comunitarios en el año 2025. Esto equivale a la sustitución de 5,500tep de otros energéticos. Para cocción se asume la existencia de 12,000 cocinas solares en escuelas y centros comunitarios en el año 2025, sustituyendo un equivalente a 6,800 tep. Por último, también se considera la existencia en el año horizonte de 60,000 edificios con calefacción bioclimática que permitirán sustituir 59,000tep de otros energéticos. 4.1.3. Agricultura

82 En base a información provista por el Dr. Jaime Moragues y estimaciones propias.



Se contempla el secado solar de productos agrícolas en el Escenario Estructural. Se asume que es en su mayoría para secado de productos producidos en economías regionales y en menor medida para secado de granos. El secado solar representará el 1% del consumo final del sector agrícola en el año 2025 (equivale al 12% del consumo estimado para secado de productos agrícolas). 4.1.4. Industria 100MWth de solar para vapor de proceso en minería en el año 2025 en el Escenario Estructural. Esto equivale a la sustitución de unos 20ktep de combustibles convencionales. 4.2. Energía Eólica 4.2.1. Residencial Rural En los hogares con electricidad la energía eólica penetra paulatinamente en ambos escenarios, tomando el 95% y el 98% de la demanda de energía para bombeo de agua en el año 2025 en los Escenarios Tendencial y Estructural respectivamente. En los hogares sin EE el bombeo eólico satisface el 100% de la demanda de energía para bombeo de agua en ambos escenarios 4.2.2. Comercial, Servicios y Público El bombeo eólico sólo está presente en el Escenario Estructural penetrando muy levemente hasta satisfacer el 0.78% de la demanda total del sector en el año horizonte. Corresponde principalmente a servicios comunitarios y escuelas en zonas rurales. 4.2.3. Ganadería El bombeo de agua para ganado con molinos multipala continúa presente en ambos escenarios energéticos. En el Escenario Tendencial incrementa su participación levemente (pasa del 16.68% del consumo total del sector en el año base al 17.46% en el año horizonte). En el Escenario Estructural alcanza a satisfacer el 25% de la demanda total en el año 2025. 4.3. Biomasa 4.3.1. Residencial Urbano En ambos escenarios se presenta un consumo principalmente de carbón vegetal y en mucha menor medida de leña para cocción. En el Escenario Tendencial el CV incrementa muy levemente su participación pasando de 9.3% del consumo para cocción en el año base al 9.4% en el año horizonte. Por su parte, la participación de la leña se reduce del 0.38% al 0.1%. En el Escenario Estructural en cambio, el carbón vegetal reduce su participación del 9.3% al 4.5% en el año horizonte. La leña por su parte reduce su participación desde el 0.38% al 0.2% en cocción.



Por otra parte en ambos escenarios la escasa participación de la leña para calentamiento de agua y calefacción se reduce paulatinamente hasta prácticamente desaparecer de las áreas urbanas en el año horizonte. 4.3.2. Residencial Rural En el ámbito rural la leña regresa fuertemente desde el 11.5% al 1.78% del consumo final total en el Escenario Tendencial y al 2.86% en el Estructural. El carbón vegetal mantiene su participación cercana al 1.7% del consumo final total en el Escenario Tendencial, mientras que se reduce hasta el 0.36% en el Estructural. 4.3.3. Comercial, Servicios y Público El consumo de leña se reduce aún más en ambos escenarios desde una participación del 2%, prácticamente desapareciendo en el Escenario Estructural. 4.3.4. Industria Tanto la participación de los residuos agroindustriales como de la leña se reduce en ambos escenarios. Los residuos pasan del 2.93% al 2.12% del consumo final total del sector en el año horizonte del Escenario Tendencial y al 1.86% en el Estructural. La leña desciende del 1% al 0.44% en el Tendencial y al 0.38% en el Estructural. 4.3.5. Agricultura Se aplica aquí el corte obligatorio del gasoil con un 5% de biodiesel a partir del año 2010. En el Escenario Tendencial se mantiene este porcentaje en el tiempo, mientras que en el Escenario Estructural se incrementa paulatinamente hasta alcanzar el 7.5% en el 2010 y 14.8% en el año horizonte. 4.3.6. Ganadería Al igual que en caso de agricultura en el Escenario Tendencial el biodiesel representa el 5% de la mezcla de diesel más biodiesel a partir del año 2010. En el Escenario Estructural la penetración es del 7.5% al 2010 y del 15% al 2025. Se contempló además la producción de biogas a partir de residuos pecuarios. En base a un potencial de producción de metano de 100ktep al año83, se supuso que en el año 2025 se podrían sustituir con biogas unos 19ktep de GLP y otros combustibles convencionales. 4.3.7. Transporte El biodiesel y el bioetanol penetran en ambos escenarios a partir del año 2010, aunque en diferente magnitud. En el escenario base se considera que la penetración obedecerá exclusivamente a lo estipulado en la ley Nº 26.093 sobre biocombustibles. El consumo de

83 Argentine Profile - Animal Waste Management Methane Emissions, J.A. Hilbert, INTA, September 2006.



biocombustibles en este escenario representa el 5% del consumo de diesel a partir del año 2010, manteniéndose esta relación hasta el año 2025. Algo análogo sucede para el consumo de bioetanol, pero esta vez en relación al consumo de gasolina motor. En el Escenario Estructural la penetración del biodiesel y el bioetanol comienza en el año 2010 con un 7.5% y asciende paulatinamente hasta el 15% del consumo de diesel y gasolinas respectivamente en el año 2025. 4.4. Hidrógeno Transporte. En el Escenario Estructural se produce una penetración del hidrógeno a partir del año 2016 en vehículos automotores particulares (1.3% del parque en el 2025), taxis (1% del parque en el 2025) y cargas de menos de 4 toneladas (1.2% del parque en el 2025). De esta forma el hidrógeno representa el 0.59% del consumo total del sector en el año horizonte (131ktep). 5. Prospectiva. Sectores de Transformación (cifras bajo revisión) Al igual que para los sectores de demanda de energía, se estimó en forma preliminar la participación de las energías renovables en los sectores de transformación de energía en base a las recomendaciones hechas por expertos en energías renovables. Las propuestas preliminares se resumen a continuación. 5.1. Solar Termoeléctrica 84 Se incorporan en el año 2015 del Escenario Estructural dos centrales solares termoeléctricas de 50MW cada una, con una generación de 54,000MWh/año (eficiencia solar-EE 30%, 6 horas/día, 300 días/año En el año 2025 la potencia instalada podría elevarse a un máximo de 1000MW. Sin embargo, aún debe definirse qué fracción de este potencial se incluirá en el Escenario Estructural. 5.2. Solar Fotovoltaica 85 5.2.1. Residencial

Año Potencia instalada (MW) Generación (MWh/año) 2004 7.8 11,863 2008 13.5 20,498 2015 48.3 73,450 2025 1397 2,125,000

Las cifras planteadas para el año 2025 se refieren a un potencial máximo. Aún se debe determinar qué fracción de dicho potencial se incorporará efectivamente al Escenario Estructural. Dada la magnitud del potencial de penetración al año 2025,

84 Información provista por el Dr. Jaime Moragues. 85 Información provista por el Dr. Jaime Moragues.



se considera que una parte corresponde a FV interconectada (techos solares), donde se utiliza un doble sistema de control. 5.2.2. Comercial, Público y Servicios

Año Instalaciones Generación (MWh/año) 2004 500 escuelas 430 a 730 2008 2000 escuelas 1,750 a 2,900 2015

2025 4000 escuelas, puestos sanitarios, etc. 3,480 a 5,840

Una instalación típica FV en escuelas tiene en el orden de 600 a 1000 Wp dependiendo de la zona geográfica. Suponiendo 4 horas pico de radiación solar (1000 W/m2) estas instalaciones entregan entre 876 y 1460 kWh/año. El Ministerio de Educación registra 1000 escuelas en 2006 con instalaciones FV, o sea 870 a 1.460 MWh/año. El Ministerio estima tener cubiertas otras 1000 escuelas para 2007-2008, que serían todas las registradas sin electricidad. La meta propuesta es que pase de las 3000 a 4000, en este paquete podría pensarse que están los puestos de gendarmería, los puestos sanitarios y algunos puestos policiales. 5.3. Energía Eólica La Tabla 5.3.1 presenta un listado de los proyectos eólicos en cartera a instalar hasta el año 2015 y sus principales características.

Tabla 5.3.1 Lista de proyectos eólicos en cartera

Proyecto Potencia a

Instalar (MW)

Turbina Eólica

Clase IEC

Velocidad Mediaº

m/s.

Factor de Utilización

%

Eficiencia del Parque

%

Producción Anual

Estimada MWh/año

Fecha de puesta en operación

PERMER 0,90 - 7 / 9 39 - 3.074,8 2006/2010

1) T. D 140 II 8.0 / 8.5 34 97 416.976 2009

2) BARDA 9,6 II 8.0 / 8.5 34 97 28.592 2010

3) B. N 50,4 II 8.0 / 8.5 34 97 150.112 2010

4) GESA 50,25 I + 12 47 97 206.889 2011

5) R.M 7 I + 12 46 97 28.207 2011

6) GEPSA 60 I + 10 44 97 231.264 2012

7)“V.P.I” 60 I + 11 / 13 48 97 252.288 2006

8)“V.P.II” 60 I + 11 / 13 48 97 252.288 2007

9)“V.A” 60 II 8.5 / 9 42 97 220.752 2007

10)“V.B.A.I” 60 II 8.5 / 9 42 97 220.752 2008

11)“V.B.A.II” 100 II 8.0 / 8.5 40 97 350.400 2008

12)“V.N” 40 II 8.5 / 9.0 42 97 147.168 2009



Proyecto Potencia a

Instalar (MW)

Turbina Eólica

Clase IEC

Velocidad Mediaº

m/s.

Factor de Utilización

%

Eficiencia del Parque

%

Producción Anual

Estimada MWh/año

Fecha de puesta en operación

13) Chubut 300 11/13 48 97 1.261.844 2012

14) Santa Cruz 300/400 11/12 48 97 1.147.122/ 1.529.496 2014

15) Río Negro 100 8/10 42 97 321.194 2013

16) Neuquén 100 8.5 41 97 313.546 2013

17) La Rioja 300 8.5/9 42 97 963.582 2013

18) Bs. As. 100/200 8/8.5 40 97 305.899 / 611.798

2011/2014

TOTAL 1.898,15/ 2.098,15

6.821.450/ 7.510.223

Fuente: Informe “Mitigación de emisiones a través del desarrollo de la utilización de Energías Renovables” MR-Consultores, 2º Comunicación Nacional del Gobierno de la República Argentina, Proyecto BIRF TF 51287/AR. Diciembre 2005. Al margen de los proyectos listados en la Tabla 5.3.1 deben considerarse aquellos que puedan surgir de la firma del convenio Northern Power con Tierra del Fuego para la realización de sistemas híbridos diesel eólico a partir del 2007, 100MW de EMGASUD y el estudio para el período 2009/2012 de distintas empresas como ser TECGAS SISPETROL y SOWITEC que estiman una introducción de 500MW en el sistema interconectado nacional Línea de 500kV hasta Gallegos (Arq. Héctor Mattio, Comunicación personal). Por otra parte, de acuerdo a la CADEGE la potencia eólica factible de ser instalada en la República Argentina se lista en la Tabla 5.3.2. Entre los supuestos asumidos por la CADEGE para realizar estos cálculos están: � Factor de carga del parque de generación eléctrica convencional efectivamente

disponible aprox. 65% (Informe CAMMESA, enero 2007). � Crecimiento del consumo de energía eléctrica: 5% anual acumulativo � En los próximos 10 años, incorporación de Eólica a la matriz eléctrica en el orden

de 12% de la nueva capacidad de generación eléctrica. � Factor de capacidad promedio del parque eólico 40%.



Tabla 5.3.2 Potencia eólica factible de ser instalada en Argentina según la CADEGE

Fuente: CADGE, Comunicación personal. De acuerdo a la CADEGE, estos proyectos podrían formar parte del Escenario Estructural dadas las condiciones que se requieren para su implementación (F. Petrucci, Comunicación personal). En cuanto a la eólica de baja potencia, se estima como mínimo la instalación de 900kW para 8000 pobladores rurales dispersos de la provincia de Chubut en el marco del proyecto PERMER. Resta por analizar cuáles de estos proyectos formarán parte de cada escenario energético. En este sentido cabe decir que el Plan Eólico Nacional contempla la instalación de 300 MW. 5.4. Biomasa 86 Al momento actual se cuenta con una estimación de la potencia instalable en Centrales de Generación en base a residuos de biomasa realizada para el Estudio de “Mitigación de Emisiones mediante Energías Renovables”. Dicho estudio indica un potencial de generación de electricidad a través de 8 Centrales en un período de 10 años a partir del 2004, con potencia máxima de 8,5 MW cada una (total 68 MW), con funcionamiento de unas 7.000 h/año, y un consumo de 142.100 t/año de biomasa leñosa (leña y residuos de los aserraderos), estimándose una generación de electricidad de alrededor de 59.500 MWh por central (Total 476.000 MWh). Se propone instalarlas en Chaco, Santiago del Estero, Formosa y Salta.

86 Información extraída del trabajo “Mitigación de emisiones a través del desarrollo de la utilización de Energías Renovables” MR-Consultores, 2º Comunicación Nacional del Gobierno de la República Argentina, Proyecto BIRF TF 51287/AR. Diciembre 2005.



Se estima también que existirá un no despreciable aporte de los ingenios azucareros al SIN en base al aprovechamiento del bagazo de la caña de azúcar, que aún debe ser cuantificado. 5.5. Minihidro 87 El Ing. Héctor Reynal proveyó información acerca de los proyectos hidroeléctricos inferiores a 30MW de potencia factibles de ser explotados en el plazo de estudio considerado. Las Tablas 5.5.1 a 5.5.2 presentan un ranking de los proyectos de acuerdo a su grado de avance y puntaje obtenido en una evaluación multicriterio. Esta evaluación toma en cuenta características energéticas y no energéticas de cada proyecto, además de su rentabilidad económica. Algunos de los aspectos considerados son: • Vinculación ó proximidad a las redes eléctricas • Diferir y/o aplazar obras de incremento de la capacidad de transporte de energía

en media y alta tensión • Reemplazar el uso de combustibles líquidos convencionales • Reducir emisiones de CO2 • Crear empleo y contribuir al desarrollo local • Mejorar la calidad de vida y contribuir a la mitigación de la pobreza • Incrementar áreas productivas (agricultura y ganadería) • Desarrollar nuevos procesos productivos con capacidad de generar oferta

exportable • Desarrollar actividades de turismos y recreación en las proximidades de los

aprovechamientos • Contribuir al control de emergencias hidráulicas predecibles • Contribuir a la disponibilidad de agua para consumo humano e industrial • Permitir la recuperación de la inversión y optimizarla en función de la capacidad

instalada, energía anual a generar, etc • Basarse en información estadística hidrológica, geológica y de demanda confiable

y suficiente • Reunir el interés multi-jurisdiccional. En el Anexo 1 al punto 5.5 se presentan las características de cada uno de ellos.

Figura 5.5.1 Proyectos hidro según estado de factibilidad

87 Información provista por el Ing. Héctor Reynal.



PROYECTO PROVINCIA PUNTAJE TOTAL NIVEL PROYECTOSAN MARTÍN II NEUQUÉN 86RÍO CHICO SANTA CRUZ 81ARROYO CATARATAS NEUQUÉN 79LAS LAJITAS NEUQUÉN 78SAN MARTÍN I NEUQUÉN 76VIZCACHAS I SANTA CRUZ 76ALTO RÍO SENGUERR CHUBUT 74ANDALGALÁ CATAMARCA 73VIZCACHAS II SANTA CRUZ 72VILLA TRAFUL NEUQUÉN 70RÍO BLANCO NEUQUÉN 69PINO HACHADO 1 NEUQUÉN 69VIZCACHAS III SANTA CRUZ 68PUNTA LAGO MELIQUINA NEUQUÉN 67LAS PIRQUITAS CATAMARCA 64POMÁN CATAMARCA 63LAGUNAS DE EPULAFQUEN NEUQUÉN 62ROBLESILLOS NEUQUÉN 62CANAL JUME ESQUINA EMPLAZAMIENTO 1A SANTIAGO DEL ESTERO 60CANAL DEL NORTE SAN JUAN 58.5SURIPOZO PROG. 11,682 SANTIAGO DEL ESTERO 58SURIPOZO PROG. 3,587 SANTIAGO DEL ESTERO 58CANAL SAN MARTÍN SANTIAGO DEL ESTERO 58RIO OLIVIA TIERRA DEL FUEGO 54CANAL JUME ESQUINA EMPLAZAMIENTO 1B SANTIAGO DEL ESTERO 54PICHANAS CÓRDOBA 54RÍO HERMOSO NEUQUÉN 46.9EL SOBERBIO MISIONES 40MOQUEHUE NEUQUÉN 38.5ANISACATE CÓRDOBA 35.5JAVIER DE LA ROSA-CANAL DEL NORTE SAN JUAN 35.5ULLUM-JAVIER DE LA ROSA SAN JUAN 35.5COCHICO NEUQUÉN 31.5LONDRES CATAMARCA 30COMPENSADOR LA VIÑA CÓRDOBA 30LOS ANGELES CATAMARCA 30

INVENTARIO

PROYECTO PROVINCIA PUNTAJE TOTAL NIVEL PROYECTORÍO TARDE SANTA CRUZ 73RÍO ORO SANTA CRUZ 68RÍO VIPOS I TUCUMÁN 68PARTIDOR SAN EMILIANO SAN JUAN 62Aº ESCONDIDO NEUQUÉN 61PASO PUYEHUE NEUQUÉN 59CANAL G. CÉSPEDES Km 14,9 SAN JUAN 59MALALCO NEUQUÉN 57CANAL G. CÉSPEDES Km 15,2 SAN JUAN 57CANAL G. CÉSPEDES Km 11,836 SAN JUAN 57CANAL G. CÉSPEDES Km 12,99 SAN JUAN 57CANAL G. CÉSPEDES Km 14,24 SAN JUAN 57LOS ALAZANES CÓRDOBA 57CHILECITO Nº 1 LA RIOJA 53.2CANAL G. CÉSPEDES Km 15,8 SAN JUAN 53.1PORTECELO CÓRDOBA 39.9LA FALDA CÓRDOBA 39.9EL INFIERNILLO LA RIOJA 39LAS PADERCITAS LA RIOJA 37ANILLACO LA RIOJA 32SANAGASTA LA RIOJA 31.5IGUAZÚ MISIONES 31EL CHAÑAR CÓRDOBA 30.5CHAÑARMUYO LA RIOJA 30.5CUESTA BLANCA CÓRDOBA 29.5RÍO TALA TUCUMÁN 29.5EL CAJÓN CÓRDOBA 28.5LA QUEBRADA CÓRDOBA 28.5SAN JERÓNIMO CÓRDOBA 27.5LA TROYA LA RIOJA 0QUEBRADA DE SEGOVIA LA RIOJA 0VINCHINA LA RIOJA 0

ESQUEMA



En el Anexo 2 al punto 5.5 se brinda una preselección tentativa de proyectos según la Dirección Nacional de Promoción de la SE. 5.6. Geotermia 88 Se contempla el desarrollo e interconexión al SIN de una Central Eléctrica en el campo geotermal de Copahue, ya que es el único yacimiento estudiado a nivel de anteproyecto. Se considera una potencia máxima instalable en dicho campo de 30 MWe. Esta central podría entrar en operación en el año 2010, entregando 199,730 MWh/año, (factor de capacidad medio de 76%). El resto de yacimientos de alta entalpía aún se hayan en etapas menos avanzadas de estudio y por ende se debe evaluar la posibilidad de que alguno de ellos sea incorporado recién a partir del año 2015. 5.7. Requerimiento impuesto por la ley Nº 26.190 La ley Nº 26.190/06 de fomento para el uso de las fuentes renovables de energía destinadas a la producción de energía eléctrica plantea que en un plazo de 10 años el 8% del consumo de energía eléctrica nacional debe ser satisfecho mediante fuentes renovables de energía. Este requerimiento impone una condición de contorno al nivel mínimo de penetración de las energías renovables que debe ser tomado en cuenta en los escenarios energéticos. La Tabla 5.7.1 presenta la demanda de energía eléctrica proyectada para el año 2017 mediante el modelo LEAP para cada escenario y la magnitud aproximada de generación que representa el requerimiento del 8% mencionado por la ley. Dicha magnitud se afecta por un 7% de pérdidas en transmisión y distribución para estimar la generación necesaria para satisfacer la demanda. Las cifras del Escenario Estructural son inferiores a las del Escenario de Demanda debido a las medidas de URE.

Tabla 5.7.1

Generación requerida para cumplir con el requerimiento de la Ley 26.190

Escenario

Base Estructural Demanda de EE Año 2017 (GWh) 186,143 168,655 8% (GWh) 14,891 13,492

Incorporando pérdidas 7% en T&D (GWh) 16,012 14,508

La Tabla 5.7.2 presenta un ensayo de lo que implicaría el requerimiento impuesto por la ley (14,508GWh de generación renovable para el escenario Estructural) en términos de potencia instalada y generación de cada energía renovable en el año 2017. Las potencias indicadas resumen los proyectos potenciales indicados por los expertos en energías renovables.

88 Información extraída del trabajo “Mitigación de emisiones a través del desarrollo de la utilización de Energías Renovables” MR-Consultores, 2º Comunicación Nacional del Gobierno de la República Argentina, Proyecto BIRF TF 51287/AR. Diciembre 2005.



Tabla 5.7.2 Posible distribución de la generación con renovables para cubrir el requerimiento de la ley

26.190 Requerimiento ER para el Escenario Estructural (año 2017)

Potencia

(MW) Generación (GWh/año)

Minihidro 434 1900 Biomasa 70 480 Ingenios 800 5486 Geotermia 30 200 Solar fotovoltaica 50 77 Solar termoeléctrica 100 54

Eólica 1,501 6,312

Total 2,985 14,508

Según la tabla 5.7.2 satisfacer el requerimiento de la ley implica desarrollar prácticamente la totalidad de los proyectos eólicos en cartera, además de una importante cantidad de generación proveniente de ingenios azucareros, la totalidad de los proyectos hidro de menos de 30MW y una magnitud no despreciable de plantas solares termoeléctricas y fotovoltaicas.



Anexo 1 al punto 5.5: Proyectos Hidroeléctricos

EVALUACIÓN ECONÓMICA BASE ORDENADOS POR COSTO MEDIO DE ENERGIA

PRECIOS NACIONALES DE COMBUSTIBLES

DATOS DEL PROYECTO TIR VALOR PRESENTE NETO ($) COSTO MEDIO

GENERACIÓN

COSTO UNITARIO

VPN/INV + O&M

ACTUAL

ORDEN PROYECTO PROVINCIA PI (MW) EMA (GWh)

COSTO DIRECTO ($)

PLAZO OBRA (MESES)

% 8% 10% 12% $/MWh $/KW TASA 10%

75 SAN MARTÍN II NEUQUÉN 3.6 28 10,509,600 20 28.2% 26,010,973 19,792,684 15,091,094 57.99 2,919 1.29

88 PARTIDOR SAN EMILIANO SAN JUAN 1.8 8.6 4,054,037 12 25.7% 7,542,552 5,591,887 4,121,015 71.26 2,252 0.97

2 LAS PIRQUITAS CATAMARCA 4 20 9,460,000 18 23.7% 17,068,694 12,503,251 9,044,278 73.08 2,365 0.91

109 POTRERO DE LAS TABLAS TUCUMÁN 4.3 18.68 10,184,907 18 20.3% 14,470,163 10,190,193 6,942,157 84.24 2,369 0.69

62 LAS LAJITAS NEUQUÉN 0.5 1.6 921,600 12 21.9% 1,321,271 941,802 655,362 87.08 1,843 0.72

1 ANDALGALÁ CATAMARCA 0.84 4 2,405,700 24 17.9% 2,656,276 1,760,715 1,078,564 93.59 2,864 0.50

5 POMÁN CATAMARCA 0.16 1 633,611 12 17.3% 585,467 377,095 219,511 95.79 3,960 0.42

103 SURIPOZO PROG. 11,682 SGO DEL ESTERO 0.192 1.54 984,173 12 16.6% 833,971 522,578 286,996 96.61 5,126 0.37

74 SAN MARTÍN I NEUQUÉN 3 23 14,655,950 24 15.7% 12,165,902 7,363,213 3,696,841 99.16 4,885 0.34

26 CHILECITO Nº 2 LA RIOJA 4.68 30.5 20,217,780 18 15.2% 15,820,216 9,422,778 4,547,522 102.42 4,320 0.32

102 CANAL SAN MARTÍN SGO DEL ESTERO 0.1 0.81 562,569 12 14.8% 370,738 209,975 88,225 104.99 5,626 0.26

83 CANAL G. CÉSPEDES Km 14,9 SAN JUAN 0.44 2.28 1,607,642 12 15.5% 1,168,249 691,147 329,968 106.59 3,654 0.30

104 SURIPOZO PROG. 3,587 SGO DEL ESTERO 0.17 1.34 967,769 12 14.1% 562,686 298,342 98,048 109.18 5,693 0.22



84 CANAL G. CÉSPEDES Km 15,2 SAN JUAN 0.43 2.16 1,572,150 12 14.9% 1,046,927 595,894 254,329 110.03 3,656 0.27

81 CANAL G. CÉSPEDES Km 12,99 SAN JUAN 0.35 1.96 1,460,716 12 14.2% 858,427 457,951 154,523 112.66 4,173 0.22

112 RÍO VIPOS I TUCUMÁN 3.4 11.9 8,939,875 12 15.4% 6,397,592 3,760,572 1,764,155 113.57 2,629 0.30


54 Aº MALALCO NEUQUÉN 0.025 0.15 115,194 12 13.5% 58,816 28,678 5,831 116.10 4,608 0.17


100 CANAL JUME ESQUINA 1A SGO DEL ESTERO 0.3 2.41 1,908,730 12 12.4% 755,647 291,875 -60,013 119.73 6,362 0.11

115 SOLCO 3 TUCUMÁN 5.3 30.6 23,088,151 36 12.5% 11,247,517 4,620,963 -513,526 120.94 4,356 0.13

101 CANAL JUME ESQUINA 1B SGO DEL ESTERO 0.3 2.41 1,963,773 12 11.9% 673,658 213,390 -136,000 123.18 6,546 0.08

107 LA ANGOSTURA 2 TUCUMÁN 9.3 50.6 39,105,940 36 12.5% 17,697,395 6,693,643 -1,838,091 123.88 4,205 0.11

114 SOLCO 2 TUCUMÁN 21 79.5 61,045,601 48 12.3% 32,148,387 13,003,741 -2,027,299 127.79 2,907 0.14

43 EL SAPO MENDOZA 6 46.72 38,776,770 20 11.0% 11,225,455 2,064,486 -4,956,676 128.24 6,463 0.04

18 LOS ALAZANES CÓRDOBA 0.17 0.603 515,720 12 12.8% 228,446 99,191 1,156 129.29 3,034 0.13

108 LA ANGOSTURA 3 TUCUMÁN 7.2 43.6 35,409,181 36 11.5% 11,756,926 2,487,409 -4,717,820 130.18 4,918 0.05

19 PICHANAS CÓRDOBA 1.6 8 6,966,747 12 11.6% 2,181,021 582,129 -631,930 131.65 4,354 0.06

59 LAGO ESPEJO NEUQUÉN 4 27 22,610,000 30 53.9% 160,726,262 130,059,707 106,947,977 132.27 5,653 3.86

79 CANAL DEL NORTE SAN JUAN 0.56 3.23 2,910,440 12 10.7% 648,050 22,882 -452,248 136.22 5,197 0.01

52 ALUMINÉ 3 NEUQUÉN 10 57.5 48,892,908 36 10.6% 12,597,881 389,893 -9,116,027 136.30 4,889 0.01

78 SALTO ANDERSEN RÍO NEGRO 7.2 49.15 43,523,926 24 9.6% 8,212,118 -1,510,282 -8,996,722 137.81 6,045 -0.02

85 CANAL G. CÉSPEDES Km 15,8 SAN JUAN 0.82 3.24 2,956,333 12 11.3% 856,793 189,481 -317,331 137.94 3,605 0.04

71 RÍO HERMOSO NEUQUÉN 0.75 5.2 4,844,400 18 9.4% 532,292 -470,685 -1,241,821 143.94 6,459 -0.07



11 ARROYO CORTO CÓRDOBA 5 17 15,597,825 30 10.9% 4,285,417 465,169 -2,490,609 144.93 3,120 0.02

57 CENTRAL DEL LAGO NEUQUÉN 2.54 20 18,260,800 36 9.1% 1,477,378 -2,557,197 -5,714,229 146.35 7,189 -0.09

20 PORTECELO CÓRDOBA 0.11 0.412 400,760 12 10.4% 77,767 -6,452 -70,479 147.05 3,643 -0.01

56 ARROYO CATARATAS NEUQUÉN 2.6 14.8 14,120,100 24 52.6% 86,099,845 69,376,432 56,781,260 148.47 5,431 3.35

25 CHILECITO Nº 1 LA RIOJA 4.12 27 26,021,208 24 8.9% 1,462,284 -3,789,691 -7,845,475 149.98 6,316 -0.10

16 LA FALDA CÓRDOBA 0.21 0.75 752,360 12 10.0% 117,459 -36,007 -152,730 151.65 3,583 -0.03

116 SOLCO 4 TUCUMÁN 4.5 28 26,665,075 36 8.8% 1,311,739 -4,442,174 -8,949,154 152.65 5,926 -0.11

113 SOLCO 1 TUCUMÁN 17.8 66.1 62,534,226 48 9.4% 8,201,090 -7,388,329 -19,772,472 157.44 3,513 -0.08

49 IGUAZÚ MISIONES 14 49 48,580,899 48 8.9% 3,330,961 -8,285,541 -17,535,956 165.00 3,470 -0.11

87 LA PALCA SAN JUAN 34.9 184 183,899,081 48 8.0% -7,756,629 -48,417,859 -80,953,052 166.33 5,269 -0.17

39 EL DIQUE MENDOZA 4.5 21.55 23,619,870 20 7.6% -1,750,518 -5,933,973 -9,164,282 169.35 5,249 -0.17

17 LA QUEBRADA CÓRDOBA 0.1 0.38 431,600 12 7.9% -22,051 -95,544 -151,606 171.70 4,316 -0.16

110 RÍO MEDINA SALTO 2 TUCUMÁN 16 55 60,746,700 36 7.9% -3,201,670 -15,303,188 -24,816,472 177.04 3,797 -0.17

111 RÍO TALA TUCUMÁN 0.55 2.6 3,108,657 12 6.6% -518,637 -989,465 -1,349,418 180.75 5,652 -0.22

3 LONDRES CATAMARCA 0.84 4 4,755,520 24 6.4% -922,023 -1,688,439 -2,284,748 185.01 5,661 -0.24

93 RÍO CHICO SANTA CRUZ 1 8.7 10,448,154 18 42.2% 46,893,556 37,290,726 30,053,609 185.56 10,448 2.45

45 LAS PIEDRAS MENDOZA 1.77 9.15 11,050,404 18 6.1% -2,432,909 -4,127,634 -5,442,259 186.60 6,243 -0.26

86 JAVIER LA ROSA-CANAL NORTE SAN JUAN 11.1 61.85 72,788,763 36 6.1% -17,555,510 -29,824,794 -39,552,292 188.64 6,558 -0.27

64 NAHUEVE NEUQUÉN 4 27.5 32,952,000 30 5.6% -9,099,750 -14,218,145 -18,250,619 189.27 8,238 -0.29

14 EL CAJÓN CÓRDOBA 0.5 1.2 1,518,000 12 7.6% -113,950 -366,518 -559,262 191.23 3,036 -0.17

58 COCHICO NEUQUÉN 0.09 0.75 946,500 18 4.8% -316,912 -444,420 -543,798 194.99 10,517 -0.32



13 CUESTA BLANCA CÓRDOBA 0.6 4.5 5,926,400 12 4.5% -2,067,547 -2,789,694 -3,344,465 199.09 9,877 -0.33

106 LA ANGOSTURA 1 TUCUMÁN 10.4 39.1 50,050,289 36 5.8% -13,954,796 -22,084,971 -28,544,204 205.18 4,813 -0.29

9 LA ESCONDIDA CHUBUT 10 40.2 52,643,167 36 5.3% -16,894,320 -25,085,196 -31,608,967 209.90 5,264 -0.32

40 EL MANZANO I MENDOZA 2.24 11.58 16,420,041 20 3.9% -6,766,768 -8,772,440 -10,341,850 219.09 7,330 -0.37

72 ROBLESILLOS NEUQUÉN 0.2 1.2 1,740,780 12 40.5% 6,120,560 4,814,279 3,831,552 219.30 8,704 1.94

51 ALUMINÉ 2 NEUQUÉN 2.4 19.2 26,861,400 30 3.4% -12,688,104 -16,003,340 -18,648,312 220.98 11,192 -0.40

12 COMPENSADOR LA VIÑA CÓRDOBA 0.75 3.56 5,218,302 12 3.7% -2,145,942 -2,728,880 -3,177,713 221.59 6,958 -0.37

41 EL MANZANO II MENDOZA 2.8 14.93 21,852,836 20 3.4% -9,847,316 -12,379,710 -14,365,825 226.15 7,805 -0.39

96 RÍO TARDE SANTA CRUZ 0.12 0.9 1,359,375 12 38.5% 4,479,901 3,508,558 2,777,657 228.34 11,328 1.81

98 VIZCACHAS II SANTA CRUZ 1.6 11.2 16,555,813 18 34.7% 55,982,537 43,746,175 34,511,137 228.39 10,347 1.81

29 LAS PADERCITAS LA RIOJA 1.6 8.7 12,805,760 24 3.3% -5,985,291 -7,479,504 -8,658,491 229.06 8,004 -0.40

24 CHAÑARMUYO LA RIOJA 0.62 4.5 7,053,970 12 2.1% -3,726,846 -4,380,511 -4,886,585 236.97 11,377 -0.44

23 ANILLACO LA RIOJA 0.25 1.5 2,357,300 12 2.3% -1,207,279 -1,431,927 -1,605,697 237.57 9,429 -0.43

69 PUNTA LAGO MELIQUINA NEUQUÉN 0.12 0.9 1,451,300 12 35.8% 4,342,975 3,377,484 2,650,754 243.78 12,094 1.63

36 CACIQUE I y II MENDOZA 5.2 28.9 46,447,255 18 2.1% -25,564,454 -30,193,246 -33,849,958 248.32 8,932 -0.45

42 EL PUESTO MENDOZA 1.77 9.15 14,999,444 18 2.0% -8,413,665 -9,882,767 -11,044,394 253.28 8,474 -0.45

70 RÍO BLANCO NEUQUÉN 0.15 1.1 1,855,140 12 34.1% 5,190,315 4,014,898 3,129,952 254.95 12,368 1.52

95 RÍO ORO SANTA CRUZ 0.2 1.5 2,543,033 12 33.9% 7,053,291 5,452,045 4,246,465 256.29 12,715 1.50

73 RUCACHOROY NEUQUÉN 2 12 19,892,140 30 1.5% -12,203,542 -14,202,060 -15,818,713 261.84 9,946 -0.48

55 Aº MENDOZA NEUQUÉN 0.06 0.4 694,100 12 33.1% 1,863,862 1,436,781 1,115,194 262.32 11,568 1.45

27 EL INFIERNILLO LA RIOJA 1 4 7,031,079 12 1.5% -3,991,305 -4,597,873 -5,068,607 265.73 7,031 -0.46



94 RIO MITRE SANTA CRUZ 3.2 22 38,725,000 24 29.1% 100,304,797 76,529,968 58,537,406 273.93 12,102 1.35

10 ANISACATE CÓRDOBA 40 58.4 96,385,827 48 5.2% -34,075,238 -50,506,207 -63,902,052 274.67 2,410 -0.33

38 EL CONFIN MENDOZA 1.5 8.37 15,062,012 18 0.6% -9,848,361 -11,095,972 -12,091,908 278.04 10,041 -0.51

44 LA JUNTA MENDOZA 4.27 20.45 37,634,568 20 0.5% -24,712,441 -27,812,711 -30,288,413 284.35 8,814 -0.51

68 PINO HACHADO 2 NEUQUÉN 0.06 0.36 680,400 12 30.1% 1,600,573 1,218,757 931,116 285.72 11,340 1.26

15 EL CHAÑAR CÓRDOBA 2 3.8 6,987,000 24 3.1% -3,418,231 -4,208,681 -4,833,362 286.14 3,494 -0.41

99 VIZCACHAS III SANTA CRUZ 1.4 9.8 19,000,000 18 26.4% 42,148,851 31,699,917 23,794,132 299.56 13,571 1.14

6 ALTO RÍO SENGUERR CHUBUT 4 25 46,999,588 36 24.9% 108,166,540 80,809,491 59,967,452 301.34 11,750 1.14

7 CHOLILA CHUBUT 0.9 6.34 12,953,930 24 24.9% 26,151,510 19,402,294 14,285,444 317.97 14,393 1.02

34 SANAGASTA LA RIOJA 2.4 15.5 31,680,820 24 -1.4% -24,621,032 -26,721,621 -28,442,604 318.08 13,200 -0.57

60 LAGUNAS DE EPULAFQUEN NEUQUÉN 0.05 0.35 744,580 12 26.2% 1,423,918 1,059,370 784,518 321.60 14,892 1.00

53 Aº ESCONDIDO NEUQUÉN 0.25 0.15 321,902 12 32.3% 837,674 643,954 498,068 324.42 1,288 1.40

76 VILLA TRAFUL NEUQUÉN 0.18 1.3 2,835,000 12 25.4% 5,179,650 3,830,974 2,813,950 329.68 15,750 0.95

32 MIRANDA VI LA RIOJA 3.46 10.4 21,847,857 36 -0.2% -16,301,492 -18,190,000 -19,765,514 336.73 6,314 -0.55

97 VIZCACHAS I SANTA CRUZ 1 7 15,517,719 18 22.9% 27,158,698 19,806,372 14,234,788 342.52 15,518 0.88

37 DRUMOND MENDOZA 0.72 3.88 8,751,360 18 -2.6% -7,219,761 -7,701,086 -8,097,262 348.50 12,155 -0.60

63 MOQUEHUE NEUQUÉN 0.24 1.2 2,725,920 20 -2.6% -2,244,618 -2,395,232 -2,519,151 350.98 11,358 -0.60

89 ULLUM-JAVIER LA ROSA SAN JUAN 4 22.09 49,660,536 36 -2.6% -43,087,424 -46,398,736 -49,244,696 360.35 12,415 -0.62

46 LAS TRES TERRAZAS MENDOZA 4.5 21.55 52,440,400 24 -3.6% -45,834,712 -48,485,562 -50,715,251 378.69 11,653 -0.63

66 PEREYRA I NEUQUÉN 0.075 0.45 1,171,800 12 20.7% 1,522,127 1,065,309 720,338 393.66 15,624 0.64

61 LAS COLORADAS I NEUQUÉN 0.22 1.8 4,752,000 12 20.2% 5,910,928 4,100,966 2,733,898 399.10 21,600 0.61



77 QUEMQEMTREU RÍO NEGRO 2.43 4.09 10,540,668 24 20.7% 15,418,708 10,880,006 7,430,537 401.06 4,338 0.70

47 LOS SALTOS MENDOZA 0.72 3.88 10,218,353 18 -5.3% -9,441,497 -9,839,007 -10,178,348 406.91 14,192 -0.66

67 PINO HACHADO 1 NEUQUÉN 0.15 0.9 2,449,440 12 19.6% 2,886,600 1,979,703 1,294,563 411.43 16,330 0.57

65 PASO PUYEHUE NEUQUÉN 0.06 0.4 1,101,547 12 19.3% 1,256,953 855,808 552,710 416.31 18,359 0.54

22 CASPALÁ JUJUY 0.07 0.241 668,800 12 19.6% 783,988 537,046 350,483 419.52 9,554 0.56

30 MIRANDA II LA RIOJA 1.82 4.9 13,027,143 36 -3.4% -11,745,212 -12,541,907 -13,234,571 426.15 7,158 -0.64

31 MIRANDA V LA RIOJA 1.83 5.5 14,763,571 36 -3.9% -13,619,076 -14,471,825 -15,219,249 430.26 8,068 -0.65

92 RÍO CHALÍA SANTA CRUZ 0.12 1 3,045,641 18 15.8% 2,601,415 1,602,203 841,195 470.58 25,380 0.36

90 FITZ ROY SANTA CRUZ 0.12 0.85 2,722,112 12 15.9% 2,095,427 1,268,504 642,650 484.13 22,684 0.33

8 JARAMILLO CHUBUT 24 81 244,956,413 48 -6.6% -257,452,136 -271,424,023 -284,650,475 503.28 10,207 -0.71

48 EL SOBERBIO MISIONES 28 82 263,075,788 48 -7.4% -281,065,902 -295,328,048 -308,976,006 533.92 9,396 -0.72

50 YABEBIRI MISIONES 18.6 39 138,313,594 48 -8.1% -149,463,612 -156,686,907 -163,656,280 590.21 7,436 -0.72

105 LA OLIVIA TIERRA DEL FUEGO 5.92 36.66 130,523,600 48 11.7% 56,860,209 17,858,038 -12,833,104 592.52 22,048 0.09

91 LOS ANTIGUOS SANTA CRUZ 2.1 13.5 51,738,733 36 11.2% 17,298,156 3,734,438 -6,808,146 614.31 24,637 0.05

21 SAN JERÓNIMO CÓRDOBA 0.03 0.06 287,480 12 < 0 -315,789 -315,773 -316,426 724.32 9,583 -0.77

4 LOS ANGELES CATAMARCA 0.08 0.4 2,333,915 12 < 0 -2,848,550 -2,802,100 -2,772,702 882.07 29,174 -0.84

28 LA TROYA LA RIOJA 3.39

33 QUEBRADA DE SEGOVIA LA RIOJA

35 VINCHINA LA RIOJA 0.32



Anexo 2 al punto 5.5: Proyectos Hidroeléctricos preseleccionados

PRESELECCIÓN TENTATIVA DE PROYECTOS SEGÚN LA DIRECCIÓN NACIONAL DE PROMOCIÓN, SE

PROYECTOS SIN OBRA EXISTENTE:

Nº �� NIVEL ��

1 �� !��"#�� $"%!&'"�$&� ()�*� +�)� 0.60 183,899,081

2 �� !�,-��&� �� $� � !��"#�� !".��$- -�-/�/� 0)� �+� 0.39 244,956,413

3 ++)� �&��&1��$&�0� ��,2�� !��"#�� !".��$- -�-/�/� 0+� �*�3� 0.43 32,148,387

4 ++(� �&��&1��$&�+� ��,2�� !��"#�� !".��$- -�-/�/� +�� 44�+� 0.42 62,534,226

5 30� ��,-�5�(� �"�6�5�� !��"#�� !".��$- -�-/�/� +7� 3��3� 0.66 42,892,908

6 +7�� 8&�� 9&:$�!��;��$&� 0� ��,2�� !��"#�� !".��$- -�-/�/� *�(� 37�4� 0.62 39,105,940

7 )(� ��%&� �"�/&<�� !��"#�� $"%!&'"�$&�� 4� )4��0� 0.89 38,776,770

8 +7�� 8&�� 9&:$�!��;��$&� (� ��,2�� !��"#�� !".��$- -�-/�/� ��0� )(�4� 0.69 35,409,181

9 *� ��:�&�/-/�� $� � !��"#�� !&'"�$&�="��$-#&� +7� )7�0� 0.46 52,643,167

10 37� �� " -!-� �-:-&�":� � !��"#�� !".��$- -�-/�/� +��4� (*� 0.24 138,313,594

11 ++3� �&��&1��$&�(� ��,2�� !��"#�� !".��$- -�-/�/� 3�(� (7�4� 0.66 23,088,151

12 (4� ��-6�"��'�� "�/&<�� !��"#�� $"%!&'"�$&�� 3�0� 0��*� 0.63 48,447,255

13 ++4� �&��&1��$&�)� ��,2�� !��"#�� !".��$- -�-/�/� )�3� 0�� 0.71 26,665,075

14 4)� ��"#"� �"�6�5�� !��"#�� !".��$- -�-/�/� )� 0��3� 0.78 32,952,000

15 3*� ��9&�:%"=&� �"�6�5�� !��"#�� !".��$- -�-/�/� )� 0�� 0.77 22,610,000

16 *)� �-&��-$!"� ��$��!�<� � !��"#�� $"%!&'"�$&� (�0� 00� 0.78 38,725,000

17 (*� ��-6�"� �"�/&<�� !��"#�� $"%!&'"�$&�� )�3� 0+�33� 0.55 23,619,870



18 )4� ��:��!":��"!!�<�:� �"�/&<�� !��"#�� $"%!&'"�$&�� )�3� 0+�33� 0.55 52,440,400

19 ))� ��$�� "�/&<�� !��"#�� $"%!&'"�$&�� )�0�� 07�)3� 0.55 37,634,568

TOTAL 198.27 915.77 0.53 1,176,861,986

PROYECTOS CON OBRAS PARCIALMENTE CONSTRUIDAS:

Nº �� >�� FALTANTE ��

20 7788 SSaallttoo AAnnddeerrsseenn RRííoo NNeeggrroo Presa - Conducción EEnn ccoonnssttrruucccciióónn 77..22 4499..1155 0.78 43,523,000

21 110066 RRííoo LLaa AAnnggoossttuurraa -- AA11 TTuuccuummáánn Presa - Conducción PPrreeffaaccttiibbiilliiddaadd 1100..44 3399..11 0.43 50,050,289

22 8899 UUlllluumm -- JJ.. RRoossaa PPrrooyy.. 22 AA SSaann JJuuaann Presa - Conducción IInnvveennttaarriioo 44 2222..0099 0.63 49,660,536

23 1111 AArrrrooyyoo CCoorrttoo CCóórrddoobbaa Presa - Conducción AAnntteepprrooyyeeccttoo 55 2200..55 0.47 15,597,825

24 22 LLaass PPiirrqquuiittaass CCaattaammaarrccaa Presa - Conducción IInnvveennttaarriioo 44 2200 0.57 9,460,000

TOTAL C OBRA 30.6 150.84 0.56 168,291,650

FC FACTOR DE CARGA CD COSTO DIRECTO

TOTAL 228.87 1066.61 0.53 1,345,153,636

HS FUNC. AÑO 4660



6. Marco Legal Se resumen las leyes y decretos que están vigentes a nivel nacional y provincial para el aprovechamiento de las energías renovables. 6.1. Renovables en general

� Ley N° 26.190/12-2006, Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía Destinada a la Producción de Energía Eléctrica.

Esta ley es complementaria de la ley N° 25.019/1998, Decreto Nº 1.597/1999 (Régimen Nacional de Energía Eólica y Solar, ver más abajo), extendiéndose a las demás fuentes renovables (energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, hidráulica, biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración y biogás). Declarar de interés nacional la generación de energía eléctrica con destino a la prestación de servicio publico, a partir del uso de fuentes de energía renovables89, estableciendo como objetivo del presente régimen, alcanzar una contribución de las fuentes de energía renovables del OCHO POR CIENTO (8%) del consumo de energía eléctrica nacional en el plazo de DIEZ (10) años a partir de la puesta en vigencia del presente régimen. Propone entre otros: a) elaborar, en coordinación con las jurisdicciones provinciales, un Programa Federal para el Desarrollo de las Energías Renovables. b) coordinar con las universidades e institutos de investigación el desarrollo de tecnologías aplicables al aprovechamiento de las fuentes de energía renovables, en el marco de lo dispuesto por la Ley N° 25.467 de Ciencia, Tecnología e Innovación. c) identificar y canalizar apoyos con destino a la investigación aplicada, el fortalecimiento del mercado y aplicaciones a nivel masivo de las energías renovables. Beneficiarios Serán beneficiarios del régimen instituido las personas físicas y/o jurídicas que sean titulares de inversiones y/o concesionarios de obras nuevas de producción de energía eléctrica generada a partir de fuentes de energía renovables con radicación en el territorio nacional, cuya producción esté destinada al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y/o la prestación de servicios públicos. Propone, por un periodo de 10 años, un Régimen de Inversiones para la construcción de obras destinadas a la producción de energía eléctrica generada a partir de fuentes de energía renovables con los beneficios impositivos siguientes:

1. En lo referente al Impuesto al Valor Agregado y al Impuesto a las Ganancias, será de aplicación el tratamiento dispensado por la ley 25.924 y sus normas reglamentarias, a la adquisición de bienes de capital y/o la realización de obras que se correspondan con los objetivos del presente régimen.

89 energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, hidráulica, biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración y biogas, con excepción de los usos previstos en la Ley Nº 26.093.



2. Los bienes afectados por las actividades promovidas por la presente ley,

no integrarán la base de imposición del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta establecido por la ley 25.063, o el que en el futuro lo complemente, modifique o sustituya, hasta el tercer ejercicio cerrado, inclusive, con posterioridad a la fecha de puesta en marcha del proyecto respectivo.

Integración nacional Se dará especial prioridad, en el marco del presente régimen, a todos aquellos emprendimientos que favorezcan, cualitativa y cuantitativamente, la creación de empleo y que propongan una integración, con bienes de capital de origen nacional. La autoridad de aplicación fijará el porcentaje mínimo de integración con bienes de capital de origen nacional para cada fuente de energía renovable, cuando exista, probadamente, oferta tecnológica competitiva a nivel local. Sustituyese el artículo 5° de la Ley 25.019, el que quedará redactado de la siguiente forma: “ARTICULO 5º - La Secretaría de Energía de la Nación en virtud de lo dispuesto en el Artículo 70 de la Ley 24.065 incrementará el gravamen dentro de los márgenes fijados por el mismo hasta 0,3 $/MWh, destinado a conformar el FONDO FIDUCIARIO DE ENERGIAS RENOVABLES, que será administrado y asignado por el Consejo Federal de la Energía Eléctrica y se destinará a:

i. Remunerar, en hasta UNO COMA CINCO CENTAVOS POR KILOVATIO HORA (0,015 $/kWh) efectivamente generados por sistemas eólicos instalados y a instalarse, que vuelquen su energía en los mercados mayoristas y/o estén destinados a la prestación de servicios públicos.

ii. Remunerar en hasta CERO COMA NUEVE PESOS POR KILOVATIO HORA (0,9 $/kWh) puesto a disposición del usuario con generadores fotovoltaicos solares instalados y a instalarse, que estén destinados a la prestación de servicios públicos.

iii. Remunerar en hasta UNO COMA CINCO CENTAVOS POR KILOVATIO HORA (0,015 $/kWh) efectivamente generados por sistemas de energía geotérmica, mareomotriz, biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración y biogás, a instalarse que vuelquen su energía en los mercados mayoristas y/o estén destinados a la prestación de servicios públicos. Están exceptuadas de la presente remuneración, las consideradas en la Ley Nº 26093.

iv. Remunerar en hasta UNO COMA CINCO CENTAVOS POR KILOVATIO HORA (0,015 $/kWh) efectivamente generados, por sistemas hidroeléctricos a instalarse de hasta TREINTA MEGAVATIOS (30 MW) de potencia, que vuelquen su energía en los mercados mayoristas y/o estén destinados a la prestación de servicios públicos.

Los equipos a instalarse gozarán de esta remuneración por un período de QUINCE (15) años, a contarse a partir de la solicitud de inicio del período de beneficio. Los equipos instalados correspondientes a generadores eólicos y generadores fotovoltaicos solares, gozarán de esta remuneración por un período de QUINCE (15) años a partir de la efectiva fecha de instalación.



No hay ninguna ley a nivel nacional que apoye o impulse el aprovechamiento térmico de la energía solar, lo cual es una carencia importante dadas las múltiples aplicaciones de esta fuente de energía en el ámbito térmico.

� LEY Nº 12603: Provincia de Buenos Aires. Generación y producción de energía eléctrica a través del uso de fuentes de energía renovables

La provincia de Buenos Aires promulgó el 3 de Enero de 2001 la Ley 12603 de generación y producción de energía eléctrica a través del uso de fuentes de energía renovables factibles de aprovechamiento en la Provincia, mediante Decreto N° 28/01 publicado en el Boletín Oficial N° 24212 de 5 de Febrero del 2001 Exime del pago del Impuesto inmobiliario a los inmuebles o parte de los mismos destinados a la instalación de equipos de transformación de energías renovables en eléctrica, por el término de diez (10) años desde iniciada la actividad; de la misma manera podrán ser beneficiados los establecimientos ya instalados desde el momento en que la solicitan. Por cada kW/h que los generadores de energía eléctrica de origen renovable, comercialicen a través del mercado eléctrico mayorista y/o a través de la red pública, percibirán una compensación tarifaria de $ 0,01 (un centavo). Las empresas distribuidoras de energía eléctrica deberán adquirir obligatoriamente, a precio de mercado, los excedentes de energía y potencia, producidas por transformación de energías renovables de todo tipo de generador, efectivamente medidas en el nodo de conexión. La Comisión de Investigación Científica de la Provincias debe promover programas de investigación para el aprovechamiento del potencial de las distintas fuentes de energía renovables y su generación y producción en el territorio provincial.

� Ley 2796/2005. Prov. Santa Cruz. Régimen Provincial de Energías Renovables

La provincia de Santa Cruz ha sancionado 25 de Agosto del 2005 la Ley 2796 que declara de Interés Provincial la generación de energía eléctrica y/o térmica a partir del aprovechamiento de los recursos renovables de origen eólico, solar, mareomotriz, hídrico hasta 15 MW, biomasa u otros susceptibles de encuadrarse como fuentes de energía no contaminante. Exime por el término de diez (10) años del pago del Impuesto Inmobiliario a los inmuebles o parte de los mismos que sean destinados a la instalación de equipos de transformación de energía renovable en eléctrica y/o térmica. De la misma manera beneficia a los ya instalados. Asimismo exime de todo gravamen impositivo provincial, por el término de diez (10) años, a las actividades de fabricación de equipamiento mecánico, eléctrico, electrónico, electromecánico o metalúrgico que realicen empresas radicadas o a radicarse en la Provincia de Santa Cruz, de origen nacional o internacional, con destino a la fabricación de equipos para el aprovechamiento de energías renovables. En el caso que localmente sólo se integren y ensamblen las partes producidas fuera de la Provincia de Santa Cruz, la alícuota de desgravación será del cincuenta por ciento (50%). En el caso que los componentes producidos localmente sean menor que el cien por cien (100%) del equipo que se trate, la alícuota de desgravación será proporcional al porcentaje de integración que tengan esos equipos, entre el 50% y el 100%. Para la generación de energía eléctrica a partir de fuente eólica o solar, producida por equipos instalados en la jurisdicción de la Provincia de Santa Cruz y que se comercialice a través del Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Patagónico o a



través de las redes públicas de sistemas eléctricos aislados, por medio de sistemas públicos de distribución, o en el futuro a través del Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Argentino de Interconexión se establece que por cada kilovatio-hora (kWh) generado el generador percibirá un subsidio que irá desde un centésimo de peso ($ 0,01) a tres centésimos de peso ($ 0,03), según el porcentaje de integración de los equipos generadores y sus elementos conexos - importado, nacional y provincial.

� Ley 12503/2005. Provincia de Santa Fe

Declárase de interés provincial la generación y el uso de energías alternativas o blandas a partir de la aplicación de las fuentes renovables en todo el territorio de la Provincia de Santa Fe. Las energías alternativas renovables tienen por objeto el uso racional y ambientalmente sostenible de los recursos energéticos renovables, tales como el sol, el viento, el biogas, la biomasa, la geotermia, la mini-hidráulica, y toda otra que científicamente se desarrolle manteniendo las cualidades básicas que distinguen a este tipo de energías. Se considerarán servicios prestados en base a energías renovables, alternativas o blandas aquellos que se presten utilizando:

• 1. Energía solar fotovoltaica: es la que mediante tecnología apropiada permite transformar la energía lumínica del sol en energía eléctrica.

• 2. Energía solar térmica: es la que se produce aprovechando la energía calórica del sol para calentamiento de fluidos en forma directa o indirecta.

• 3. Energía solar pasiva: permite el aprovechamiento de las cualidades lumínicas y calóricas del sol para ser aprovechadas en el hábitat humano, conocida como arquitectura bioclimática.

• 4. Energía eólica de alta potencia: es la que permite aprovechar la energía del viento en grandes magnitudes.

• 5. Energía eólica de baja potencia: la que permite aprovechar la energía del viento en pequeña escala, desde lo individual a lo colectivo.

• 6. Biomasa: es la energía producida de residuos vegetales o cultivos especiales a tal fin, cuidando de que en el proceso de conversión energética se conserven los parámetros de protección medioambiental.

• 7. Biogas: es la que surge como producto del tratamiento anaeróbico de residuos sólidos o líquidos orgánicos de origen industrial, rural, de servicios y domésticos.

• 8. Geotérmica: es la que permite aprovechar el potencial térmico interior del globo terráqueo.

• 9. Mini-Hidráulica: permite aprovechar el potencial de pequeños cursos de agua.

Promueve la investigación y el uso de las distintas fuentes renovables, en organismos y establecimientos públicos atendiendo a las necesidades de escuelas, campos de deportes, comedores escolares, edificios públicos, centros de atención social, planes habitacionales y servicios varios. Asimismo, promueve la incorporación de artefactos que aprovechen la energía solar como cocinas, hornos solares, deshidratadores solares, sistemas de agua caliente solares y otros del mismo tenor.



En los planes provinciales de construcción de viviendas y de edificios públicos y en la construcción de edificios escolares, se deberán incorporar medidas tendientes a tener en cuenta el aprovechamiento de energías renovables 6.2. Solar y Eólica

� Ley N° 25.019; Decreto Nº 1597. Régimen Nacional de Energía Eólica y Solar.

En el año 1998 se sancionó la Ley de "Régimen nacional de energía eólica y solar", publicada en el Boletín Oficial N° 29008 el 26 de Octubre de 1998. Esta ley declara de interés nacional la generación de energía eléctrica producida a partir de las mencionadas fuentes. Da beneficios a los capitales invertidos con ese fin en lo referente al pago diferido del impuesto al valor agregado (IVA) por el término de 15 años, dando estabilidad fiscal para aquellos que vuelquen la electricidad generada en los mercados mayoristas y/o que esté destinada a la prestación de servicios públicos. En particular, establece para la electricidad generada por energía eólica una remuneración de un centavo por kWh efectivamente generado con esta fuente que sea entregado a los mercados mayoristas y/o estén destinados a la prestación de servicios públicos, también por un período de 15 años. Asimismo establece que los distribuidores de energía compren a los generadores de electricidad de origen eólico, el excedente de su generación con un tratamiento similar al recibido por centrales hidroeléctricas de pasada. No hay ninguna mención al impulso del desarrollo de tecnología de origen nacional. Con fecha 9 De Diciembre de 1999 se promulgó el Decreto Reglamentario. Se indica que los beneficiados de remuneración de Un Centavo de Peso por kilowatt hora (0,01 $/kWh) establecida en el Artículo 5 de la Ley N. 25.019 será aplicable a:

�� Todo generador o autogenerador titular de una instalación eólica que sea agente del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), alcanzándole dicha remuneración sólo a la de tal origen que sea transada en tal ámbito.

�� Todo generador o autogenerador titular de una instalación eólica que no sea agente del MEM, que venda toda o parte de su energía a un prestador de servicios públicos, alcanzándole dicha remuneración sólo a la energía de tal origen que sea vendida a dicho prestador.

�� Todo prestador de un servicio público, que explote unidades de generación de energía eléctrica de origen eólico, sea o no agente del MEM, alcanzándole dicha remuneración sólo a la energía de tal origen que sea utilizada por el prestador para la satisfacción de dicho servicio público.

El beneficio del diferimiento de pago es: Diferir el pago del Impuesto al Valor Agregado que correspondiere abonar a sus proveedores Responsables Inscriptos del gravamen o a la Dirección General de Aduanas, dependiente de la Administración Federal de Ingresos Públicos, según corresponda, desde la aprobación del Proyecto de Instalación de Central de Generación de Energía de Fuente Eólica o Solar y hasta la fecha de su puesta en servicio definitiva y se realiza en 15 cuotas anuales iguales.

� Ley Eólica Nº 4389/98, Decreto N0 235/98 Prov de Chubut.



La provincia de Chubut ha sancionada en julio de 1998 una ley referente a la energía eólica, reglamentada mediante Decreto 235/99 en Marzo de 1999, que declara a esta fuente limpia y renovable de interés provincial Exime de todo gravamen impositivo provincial por el término de 10 años a las empresas que se establezcan en la provincia para la fabricación de equipos para el aprovechamiento de la energía solar, da estabilidad fiscal a la actividad de generación de electricidad de dicho origen, e incorpora a la líneas de créditos de la provincia los emprendimientos con ese fin. Para gozar del beneficio, los aerogeneradores a instalarse deberán cumplimentar el cronograma de componentes fabricados o ensamblados en la Provincia del Chubut, que a continuación se detalla:

A partir del 1° de enero de 1999: 10% A partir del 1° de enero del 2001: 30% A partir del 1° de enero del 2003: 60% A partir del 1° de enero del 2005: 80% A partir del 1° de enero del 2007: 100%

Asimismo, establece la remuneración de 5 milésimo de peso por cada kWh generado por sistemas eólicos instalados en el territorio provincial, que sea entregado al sistema mayorista patagónico o destinado a servicios públicos. Por otro lado, establece una reducción al aporte al Fondo de Compensación Tarifaria para los distribuidores, proporcional al total de energía distribuida de origen eólico, sobre el total de la electricidad, para usuarios residenciales. 6.3. Biocombustibles

� Ley 26.093/06, Decreto 109/07. Régimen de regulación y promoción para la producción y uso sustentables de biocombustibles.

Este régimen tendrá una vigencia de 15 años a partir de su aprobación. La ley 26.093 establece incentivos para la producción y uso de bioetanol, biodiesel y biogas producidos a partir de materias primas agropecuarias, agroindustriales o desechos orgánicos, siempre y cuando cumplan con los requisitos de calidad que establecerá la autoridad de aplicación. Dicha autoridad será determinada oportunamente por el PEN y contará con la asistencia de la Comisión Nacional Asesora, integrada por representantes de la Secretaría de Energía, Secretaría de Agricultura, Ganadería, Pesca y Alimentos, Secretaría de ambiente y Desarrollo Sustentable, Secretaría de Hacienda, Secretaría de Política Económica, Secretaría de Comercio, Industria y de la Pequeña y Mediana Empresa, Secretaría de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva, y Administración Federal de Ingresos Públicos y todo otro organismo o institución público o privada relevante. Las funciones de la Autoridad de Aplicación son amplias y abarcan: la promoción y control de la producción y uso de los biocombustibles; establecer las normas de calidad; establecer normas para la habilitación de las plantas de producción y mezcla de biocombustibles; establecer criterios para la selección de proyectos beneficiarios del presente régimen; determinar y aplicar porcentajes de participación



de los biocombustibles en los cortes con gasoil o nafta; publicar los precios de referencia de los biocombustibles; aplicar sanciones por incumplimiento. Según la ley sólo podrán producir y mezclar biocombustibles las plantas habilitadas a tal efecto por la autoridad de aplicación, procedimiento que incluye la realización de una Evaluación de Impacto Ambiental. El porcentaje de mezcla se fija como mínimo en un 5% medido sobre la cantidad total de producto final, tanto para cortes con nafta como con gasoil. Esta obligación tendrá vigencia a partir del 1º de enero del año 2010. La Autoridad de Aplicación tiene la atribución de aumentar el porcentaje de corte en función de la evolución de las variables de mercado interno, o bien de disminuir el mismo ante situaciones de escasez. La ley establece que existirá un cupo fiscal para los beneficios promocionales que se fijará anualmente y se distribuirá priorizando los proyectos en función de la promoción de pequeñas y medianas empresas, de productores agropecuarios y economías regionales. Los beneficios promocionales incluyen un tratamiento frente al Impuesto al Valor Agregado e Impuesto a las Ganacias igual al establecido por la Ley Nº25.094 y sus normas reglamentarias en relación a la adquisición de bienes de capital y la realización de obras de infraestructura. Los bienes afectados a los proyectos aprobados no integrarán la base de imposición del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta. El biodiesel y bioetanol producidos por los proyectos aprobados no estarán alcanzados por la Tasa de Infraestructura Hídrica, por el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y el Gas Natural, por el impuesto denominado “Sobre la transferencia a título oneroso o gratuito, o sobre la importación de gasoil”, así como tampoco por los tributos que en el futuro puedan sustituir o complementar los mismos. La ley también indica que la Secretaría de Agricultura, Ganadería, Pesca y Alimentos promoverá aquellos cultivos que favorezcan la diversificación productiva del sector agropecuario. 6.4. Hidrógeno

� Ley 26.123/06. Régimen para el desarrollo de la tecnología, producción, uso y aplicaciones del hidrógeno como combustible y vector de energía

La ley 26.123 declara de interés nacional el desarrollo de la tecnología, la producción, el uso y las aplicaciones del hidrógeno como combustible y vector de energía. Establece la Autoridad de Aplicación e infracciones, y crea el Fondo Nacional de Fomento del Hidrógeno y un régimen fiscal promocional. Adicionalmente se promueve la investigación, el desarrollo, la producción y el uso del hidrógeno como combustible y vector energético, generado mediante el uso de energía primaria, y regula el aprovechamiento de su utilización en la matriz energética.



Entre los objetivos de la ley se encuentran incentivar la aplicación de tecnologías que permitan la utilización del hidrógeno; incentivar la participación privada en la generación y producción del hidrógeno, priorizando proyectos que contemplen el desarrollo de la industria nacional y utilicen recursos humanos locales; promover la formación de recursos humanos locales y la cooperación regional; impulsar el estudio de la obtención del hidrógeno a partir del uso de energías renovables y no renovables y el montaje de plantas piloto; incentivar el desarrollo y producción de equipos que utilicen hidrógeno; impulsar la investigación en celdas de combustible. La Autoridad de aplicación será determinada por el Poder ejecutivo Nacional. Dicha Autoridad tendrá a su cargo la formulación, el seguimiento y la ejecución de un Programa Nacional de Hidrógeno. La ley crea el Fondo Nacional de Fomento del Hidrógeno. El mismo estará integrado por una contrapartida del presupuesto de la Administración Nacional, fondos generados con su actividad, préstamos, aportes, legados y donaciones, los importes correspondientes a la aplicación de sanciones, partidas de subsidios. El régimen fiscal promocional consiste en: un tratamiento en lo referente al Impuesto al Valor Agregado y al Impuesto a las Ganancias según lo dispuesto por la Ley 25.924 y sus normas reglamentarias, a la adquisición de bienes de capital y/o la realización de obras; los bienes afectados a las actividades promovidas por la presente ley no integrarán la base de imposición del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta; el hidrógeno producido por los proyectos registrados por la Autoridad de Aplicación, y que sea utilizado como combustible vehicular, no estará alcanzado por el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y el Gas Natural establecido en el Capítulo I, Título III de la ley 23.966, por el impuesto al gasoil, ni por la tasa de infraestructura hídrica. La Autoridad de aplicación realizará una propuesta en relación a la distribución del cupo fiscal de los beneficios promocionales mencionados anteriormente. No estará alcanzado por los beneficios de la presente ley el uso del hidrógeno como materia prima en procesos destinados a usos químicos o petroquímicos con destino final, ni empleado en todos aquellos procesos que no tengan directa relación con el uso energético establecido en los objetivos del presente régimen. El régimen dispuesto por la presente ley tendrá una vigencia de 15 años a contar desde el año 2007.



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. 443374 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. - 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 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.

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. � “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. 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. 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.

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.

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.

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 de las 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.

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


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 7,828

CUYANA 27,783 5,886 3,331

NEUQUINA 118,066 43,481 31,753SAN JORGE 179,297 79,810 55,356

AUSTRAL 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.



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.



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 1951

Gas 1.0

Total 627 1840 3630 1951

OFF SHORE

Petróleo 1.0 240 1124 2754 1267

Gas 1.0

Total 240 1124 2754 1267

GRAN TOTAL

Petróleo 1.0 867 2964 6384 3218

Gas 1.0 0 0 0 0

Total 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.



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 74 217 442 233

gas 6

Extensional structures

petróleo 1 36 107 218 115

gas 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


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:

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 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 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 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

Tabla 3.3.2.1

Evolución de la Producción de Petróleo por Cuenca 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


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.

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



Tabla 3.3.3.1 Evolución de la Producción de Petróleo por Cuenca

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.

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%


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 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 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 autoabastecededor 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.

Figura 3.4.1 RELACION RESERVAS-PRODUCCION 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.

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.

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. 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


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.



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. 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%


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.





(N °)


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

Total 340 104 483 927 9.2% 10110

% sobre total pozos 3% 1% 5% 9% 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.





(N °)


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

Total 144 39 75 258 3.3% 7776

% sobre total pozos 2% 1% 1% 3%


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. 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. 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)



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.



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.



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.




Producción e Incorporaciones de Reservas: 1981-2005 Cuenca Cuyana

(miles de m3)

Año




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.



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.




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.



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


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.




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



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


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.




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



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.



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

Cuenca Noroeste

Período Incorporación De Reservas

(miles m3)

Pozos de Exploración

(N °) 1994/1998 17,966 2

1999/2005 -15,349 2

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

Tabla 3.7.2

Relación entre la Incorporación de Reservas y los Pozos de Exploración Cuenca Cuyana


(miles m3)


(N °) 1994/1998 15,301 13

1999/2005 11,347 4


Tabla 3.7.3

Relación entre la Incorporación de Reservas y los Pozos de Exploración Cuenca Neuquina


(miles m3)


(N °) 1994/1998 156,724 79

1999/2005 71,938 70


Tabla 3.7.4

Relación entre la Incorporación de Reservas y los Pozos de Exploración Cuenca Golfo San Jorge


(miles m3)


(N °) 1994/1998 80,075 98

1999/2005 138,365 60




Tabla 3.7.5 Relación entre la Incorporación de Reservas y los Pozos de Exploración

Cuenca Austral


(miles m3)


(N °) 1994/1998 39,017 15

1999/2005 8,152 8


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.



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.



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.



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).

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

60,0001 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). 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 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

Evolución de las Reservas Comprobadas de Gas Natural por Cuenca 1993-1999

(millones de m3 y %)

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. 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 Evolución de las Reservas Comprobadas de Gas Natural por Cuenca


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%. 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.



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.



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



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%). 4.2.3. 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)

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.

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.



4.2.4. 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 par el año 2000 por el USGS - US Geological Survey.

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.



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


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


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.



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. 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. 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

(millones de m3 y %)

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



Tabla 4.3.3 Evolución de la Producción de Gas Natural por Cuenca


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




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.

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:


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

50.001 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 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

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. 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. 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)


(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. 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.

Año Reservas

(millones m3)

Producción (millones m3


(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



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.

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)


(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





(millones de m3) 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





(millones de m3) 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





(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

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


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)


(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


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.



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

Período 2000-2005

CUENCA NOROESTE





(millones de m3) 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





(millones de m3) 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





(millones de m3) 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






(millones de m3) 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) 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




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


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. 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. 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. 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? 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 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 Petrobrás 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 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 6,338

Aries Norte (incluye Aries) 9,486 5,720

Suma de Ambas 36,317 12,058


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.

Tabla 5.3.1.1 Reservas Comprobadas y Probables de Petróleo Y Gas Natural

RESERVAS COMPROBADAS COMPROBADAS PROBABLES PROBABLES

PETRÓLEO GAS Natural PETRÓLEO GAS Natural

(Miles m3) (Millones m3) (Miles m3) (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 COMPROBADAS

PETRÓLEO GAS

(Miles m3) (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. 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. Conviene aclarar que estas actividades están en su fase inicial y, si bien existen iniciativas para probar las posibilidades de las áres licitadas y se verifica una buena concurrencia e interés en cada llamado, resultaría arriesgado suponer en qué proporción pueden llegar a materializarselas 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.

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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 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. En cuanto a las áreas en concurso o licitación, es difícil que puedan catalogarse como “nuevas” las de las provincias de Neuquen, 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. Lista de Anexos � 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 � 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



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 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)



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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) 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)



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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

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)



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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 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)



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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) 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)



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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) 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



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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) 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)



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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) 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)



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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 (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)



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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) 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)



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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) 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)



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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) 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



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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) 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)



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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)

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)



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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) 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)



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PUESTO MUÑOZ (Id:Z302) RIO SALADO (Id:Z330) 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) LOS ESQUINEROS (Id:Z235) MEDANO DEL SAUCE (Id:Z250)



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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) 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



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(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) 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)



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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) 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)



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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)



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



PETRÓLEO Miles de m3 CUENCA NEUQUINA Cálculo de Reservas


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



PETRÓLEO Miles de m3 CUENCA AUSTRAL cálculo de Reservas


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 Miles de m3 TOTAL PAIS cálculo de

Reservas Producción Indice años de reservas

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



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

CUENCA NOROESTE





(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

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





(millones de m3) 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





(millones de m3) 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








(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



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



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



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



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



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



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



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



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



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



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



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



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



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



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



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



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



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.



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



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



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



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



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



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%



Anexo 7: Áreas de Exploración de REPSOL: 2005

Comprobadas Probables

Petróleo Gas Petróleo Gas

REPSOL RESERVAS Miles m3 MM m3 Miles m3 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



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



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



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 - -



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



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



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. 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. 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 . propender al desarrollo sostenido generando y distribuyendo ingesos - 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 Reasources, 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 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 Investmen 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. 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. 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 US$ 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 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 Neuquen, 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 Neuquen 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 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". 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 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 millonesla 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 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 piés cúbicos/día 2006 1223 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. L a 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 norestede 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. SAN BERNARDO: Abarca laSierra 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 Clevelan 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 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. 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 m.3, 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. 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 areas 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 deberan cumplir dichas empresas en concordancia de los objetivos emanados por el Poder Ejecutivo Provincial para dichas areas: 1. Aumentar las inversiones actuales en el territorio provincial. 2. Propiciar el aumento de generacion de mano de obra santacruceña en esas actividades. 3. Propiciar la participacion 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 areas 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 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. "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$s100 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. - 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$s4.128 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. 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. * 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.



Anexo 10: Potencial de las Cuencas Sedimentarias Argentinas En este Anexo se presentarán tres trabajos que muestran información sobre la potencialidad de las cuencas sedimentarias de Argentina en dos períodos históricos. Uno se refiere al período 1960-1975 está tomado de los siguientes trabajos: � Boletín de Informaciones petroleras de YPF N° 320 de 1960. � Conferencia Mundial de Energía de octubre 1973. � “Las cuencas sedimentarias petrolíferas Argentinas sus resultados” del Dr

Eduardo Padula de Mayo- Junio 1973. � “Perspectivas petrólíferas de la plataforma Continental Argentina”del Dr Juvenal

J. Zambrano de 1975. El otro Período incluye trabajos de 2006: � “La exploración del margen continental Argentino presente y futuro” del Dr. Pedro

Lesta de Abril 2006. � “Situación de las Cuencas Marinas de la República Argentina “ Dr. Juan Carlos

Pucci de Abril 2006.

tomo_ii y iii_g

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