La producción de hidrocarburos en Argentina: señales de agotamiento y alarma en el actual contexto internacional.

1. Indicadores de Coyuntura Nº 574, abril de 201622 Indicadores de Coyuntura Nº 574, abril de 201622
Hidrocarburos: desempeño
reciente y perspectivas de
corto plazo
Argentina busca aumentar la producción de petróleo y gas natural desde hace años, claramente
luego de la expropiación del 51% deYPF en 2012. El mundo observa (además de los movimientos
de los países de la OPEP y las proyecciones de demanda mundial) la evolución de la producción
de petróleo en EE.UU. para pronosticar el inicio de la recuperación de su precio internacional. En
esta nota se actualizan distintos indicadores presentados en octubre de 2015 para caracterizar
ambas experiencias. Los datos revelan que, domésticamente, la recuperación de la producción
de petróleo y gas natural de YPF y el cese de la contracción de la producción del resto de las
empresas muestran señales de agotamiento durante los últimos meses, mientras que en EE.UU.
continúa lentamente la contracción de la producción de petróleo iniciada poco menos de un
año atrás, la cual deberá profundizarse para que el precio internacional del crudo se recupere
hasta niveles en torno a los 60 US$/barril, de manera tal que el precio doméstico actualmente
vigente quede mínimamente alineado con dicho valor internacional. Como se sugiere en esta
nota, además, el continuo crecimiento de los stocks de petróleo crudo en EE.UU., inicialmente
resultante de la sobre-producción en dicho país, en la actualidad bien puede reflejar la decisión
estratégica de las compañías refinadoras de aprovechar precios bajos mientras sea posible,
de manera tal que perdería sentido la importancia otorgada a dicha variable por parte de los
analistas del mercado.
regulaciones
*Economista de FIEL
por Santiago Urbiztondo1
*

2. 23Indicadores de Coyuntura Nº 574, abril de 2016 23
regulaciones
700
800
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1400
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jun-05jun-05jun-05
jul-05ene-12abr-12
jul-12oct-12ene-13abr-13
jul-13oct-13ene-14abr-14
jul-14oct-14ene-15abr-15
jul-15oct-15ene-16
Gas Natural (MM m3) Petróleo (1.000 m3)
GN sin P Hernández Petróleo sin P Hernández
Gráfico 1. Producción mensual de YPF, 2001-2011,
y Ene.2012 - Ene.2016*
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
20%
2004
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2006
2007
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2011
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2013
2014
2015
III.2012
IV.2012
I.2013
II.2013
III.2013
IV.2013
I.2014
II.2014
III.2014
IV.2014
I.2015
II.2015
III.2015
IV.2015
Ene.2016
Petróleo Total Gas Total Petróleo YPF Petróleo Resto Gas YPF Gas Resto
Gráfico 2. Variación anual de la producción de petróleo y gas natural,
YPF y total, 2004-Ene.2016
estabilizándose en valores que podrían oscilar entre 50
US$/barril y 70 US$/barril al cabo de los próximos 12
meses. En ese contexto, el precio promedio del petróleo
en Argentina (actualmente en torno a los 60 US$/barril
debido a la intervención del gobierno nacional) podría
terminar siendo razonable, aunque claramente no lo es
hoy. En todo caso, aún reconociendo que el mismo precio
seguramente será más confiable en el futuro al coincidir
con el precio internacional en tal escenario, los datos de
producción del último semestre no permiten pronosticar
una recuperación de la producción agregada de petróleo
en los próximos años.
La dificultad para detener la caída de la
producción doméstica
Producción
El Gráfico 1 muestra claramente que la expropiación par-
cial de YPF en abril de 2012 permitió detener y revertir
A
un año y medio de haber co-
menzado la contracción del
precio internacional del petró-
leo, la Argentina intenta mantener su
producción doméstica mientras en el
resto del mundo se espera una con-
tracción de la oferta, tanto por me-
dio de un acuerdo de congelamiento
del nivel actual de producción de
varios de los mayores productores
mundiales (países de la OPEP y Rusia)
como por la esperada contracción de
la producción de petróleo en EE.UU.,
cuyo fuerte aumento entre 2005 y
2014 debido a la explotación cre-
ciente de recursos no convencionales
provocó el exceso de oferta que fi-
nalmente dejó de ser acomodado por
(una menor producción de) la OPEP y
provocó la fuerte caída del WTI. La
expropiación parcial de YPF en mar-
zo de 2012, junto con la recomposi-
ción de los precios domésticos ma-
yoristas del gas natural y el petróleo
desde entonces, han tenido por obje-
tivo revertir las caídas de producción
de petróleo y gas natural verificadas
durante la década previa, cuando los
precios mayoristas y minoristas fue-
ron deprimidos artificialmente.
En esta nota se actualiza la realidad
doméstica en materia de producción,
inversión y precios en el upstream
del sector de hidrocarburos, y se
incluyen referencias salientes sobre
la evolución reciente del upstream
petrolero en EE.UU. Confirmando
las perspectivas presentadas pocos
meses atrás, domésticamente se
observa que la recuperación de la
producción de petróleo y gas natural
de YPF, y la reducción del ritmo de
la contracción de la producción del
resto de las empresas tomadas en
conjunto, verificadas durante 2014 y
la primera parte del año 2015, muestran señales de ago-
tamiento durante los últimos meses. Por otra parte, en
EE.UU. los menores precios del petróleo por el exceso de
oferta han llevado a una contracción de la producción más
gradual que lo sugerido por la contracción observada en-
tre julio y septiembre de 2015, que no se ha traducido en
una reducción de los stocks acumulados por las compañías
refinadoras en dicho país. Esta cuestión, típicamente, es
interpretada por los analistas como una señal de una dis-
tancia todavía considerable para digerir el exceso de ofer-
ta e iniciar un sendero creciente más robusto del precio
del petróleo (pero que, como se discute más adelante en
esta nota, no es tan claro que deba ser así).
En ese sentido, más allá de las oscilaciones de corto pla-
zo, y suponiendo que no existan grandes cambios en la
producción del resto de los grandes productores mundia-
les y en la demanda mundial, cabe esperar que la recu-
peración incipiente del precio internacional iniciada en
marzo de este año se mantenga en los próximos meses,
Fuente: Elaboración propia en base a SE. * YPF no incluye Apache, adquirida en Feb-14.
Fuente: Elaboración propia en base a SE. Nota: YPF no incluye Apache; sí incluye participación
de Petrobras Argentina en Puesto Hernández.

3. Indicadores de Coyuntura Nº 574, abril de 201624
regulaciones
la caída de producción de petróleo y
gas natural verificada durante la dé-
cada previa: entre marzo 2012 y ene-
ro 2016 YPF aumentó el 15,9% su pro-
ducción de petróleo (11% si se resta
la producción de adquirida en Puesto
Hernández a Petrobras Argentina en
2014) y 29,8% de gas natural (29,3%
sin Puesto Hernández).
Sin embargo, este crecimiento ha
mostrado una tendencia levemente
decreciente: en 2014 su producción
aumentó 8,9% en petróleo y 12,5% en
gas natural, en 2015 el aumento fue
del 4% en petróleo y del 10,2% en gas
natural, y en enero 2016 el aumento
interanual fue sólo del 2,4% en petró-
leo y del 5% en gas natural. En todo
caso, ello sólo ha permitido a la em-
presa volver a los niveles de produc-
ción del año 2008 en petróleo y de
2009 en gas natural, todavía muy por
debajo (29% y 8%, respectivamente)
de los niveles promedio del período
2001-2003 por ejemplo.
Más generalmente, el Gráfico 2
muestra que tanto en 2013 como
en 2014 este cambio de tendencia
en la evolución de la producción de
YPF no se observó en el resto de las
empresas tomadas en conjunto; por
el contrario, la producción conjunta
de petróleo y gas natural del resto de
los productores argentinos continuó
cayendo a una velocidad superior
que la observada hasta 2012. Asimis-
mo, si bien los datos del año 2015
mostraron un aparente cambio en la
tendencia del resto del mercado (la
producción conjunta de las terceras
empresas cayó sólo 2,8% en petróleo
e incluso aumentó 1% en gas natural,
luego de varios años con caídas que
oscilaban entre el 5% y el 10% anual),
ello no parece mantenerse durante
2016 (mes de enero), particularmen-
te en lo que respecta al petróleo.
Así, en 2015 la producción total de
petróleo creció 2% y la de gas natu-
ral 5%, pero en enero de 2016 dichos
crecimientos (interanuales) fueron
de –1,6% (petróleo) y +3,2% (gas na-
tural).
Inversión
El esfuerzo de inversión puede eva-
luarse en base a las erogaciones
realizadas como según indicadores
físicos asociados (distinto tipo de
perforaciones, equipos disponibles,
etc.). Cada uno tiene sus virtudes y
limitaciones, entre las cuales está su
disponibilidad.
Los montos destinados a inversión se condicen con los da-
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015p
YPF Resto Total
Gráfico 3. Inversiones hidrocarburíferas upstream, total país, 2005-
2015p (en MM de US$)
0
50
100
150
200
250
1998
1999
2000
2001
2002
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2005
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2007
2008
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2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016*
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Exploración Desarrollo (avanzada y servicio) Explotación (eje derecho)
Gráfico 4. 1
Pozos hidrocarburíferos terminados, total país, 1998-2017*
0
100
200
300
400
500
600
1998
1999
2000
2001
2002
2003
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2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016*
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Exploración Desarrollo (avanzada y servicio) Explotación (eje derecho)
Gráfico 4. 2
Metros perforados (miles) en pozos hidrocarburíferos terminados,
total país, 1998-2016*
tos de producción, pero no permiten ver la situación más
reciente. En efecto, la Secretaría de Energía informa los
montos invertidos por cada empresa en el upstream, pero
Fuente: Elaboración propia en base a SE. 2015p son previstas.
Fuente: Elaboración propia en base a SE. * 2016 proyecta Enero anualizado.
Fuente: Elaboración propia en base a SE. * 2016 proyecta Enero anualizado.

4. 25Indicadores de Coyuntura Nº 574, abril de 2016 25
40
50
60
70
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90
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110
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ene-09
abr-09
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oct-09
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abr-10
jul-10
oct-10
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abr-11
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oct-11
ene-12
abr-12
jul-12
oct-12
ene-13
abr-13
jul-13
oct-13
ene-14
abr-14
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oct-14
ene-15
abr-15
jul-15
oct-15
Gráfico 5.
Número de equipos de perforación, Enero 2009 - Diciembre 2015
20
40
60
80
100
120
140
ene-06
may-06
sep-06
ene-07
may-07
sep-07
ene-08
may-08
sep-08
ene-09
may-09
sep-09
ene-10
may-10
sep-10
ene-11
may-11
sep-11
ene-12
may-12
sep-12
ene-13
may-13
sep-13
ene-14
may-14
sep-14
ene-15
may-15
sep-15
ene-16
Precio Escalante Precio promedio crudo doméstico WTI
Gráfico 6 . Evolución del precio del petróleo crudo (US$/barril),
Ene.2006-Mar.2016
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Gráfico 7. EE.UU., producción diaria de petróleo, en miles de barriles
diarios, 2000 - Marzo 2016
la información llega al año 2014,
siendo los valores del año 2015 aque-
llos previstos por dichas empresas
en sus declaraciones juradas. Así, si
bien entre 2011 y 2014 se observan
importantes aumentos en los mon-
tos totales invertidos (pasando de
US$ 5,2 mil millones a US$ 8,6 mil
millones de US$ como se observa en
el Gráfico 3), ello ocurrió de manera
concentrada en YPF, quien aumentó
171% su inversión cuando el resto de
las empresas (tomadas en junto) sólo
lo aumentó un 6%. Demás está decir
que la previsión de inversiones para
el año 2015 seguramente resultó ser
optimista, y en todo caso (cuestiones
regulatorias aparte, especialmente
en cuanto al precio del gas natural)
difícilmente sea menos optimista
que la del año 2016.
En lo que respecta a los indicadores
físicos de inversión, los Gráficos 4.1
y 4.2 muestran que los pozos ter-
minados y los metros perforados en
exploración, avanzada y producción,
no tuvieron un desempeño positivo
durante el año 2015, e insinúan un
desempeño marcadamente peor en
2016. Concretamente, los metros
perforados en explotación y en desa-
rrollo sí aumentaron en 2013 y 2014,
pero cayeron en 2015 y más aún en
enero 2016, mientras que los metros
perforados en exploración aumen-
taron fuerte en 2012 pero eso no se
sostuvo en 2013-2015 (con una fuerte
caída adicional en enero 2016).
Del mismo modo, el fuerte creci-
miento post-2012 en la cantidad de
equipos de perforación disponibles
que muestra el Gráfico 5 (liderado
fuertemente por YPF, que aumentó
de 25 a 80 los equipos de perfora-
ción disponibles entre 2011 y 2014),
en buena medida estuvo asociado
con los mayores requisitos de la ex-
ploración y explotación no conven-
cional de Vaca Muerta que con un
crecimiento agregado en el esfuerzo
inversor tendiente a incrementar la
producción de hidrocarburos res-
pecto de los niveles observados en
la década previa al menos. En todo
caso, tal crecimiento no se mantuvo
durante 2015 y durante el último tri-
mestre incluso comenzó a revertirse
de forma violenta.
Precios
El Gráfico 6 muestra la evolución de distintos precios ma-
yoristas del petróleo, donde se observa que la contracción
del precio internacional (TWI) iniciada en agosto de 2014
continuó profundizándose durante todo el año 2015, ca-
yendo incluso hasta 30 US$/barril en febrero 2016, para
recuperarse parcialmente durante el mes de marzo (en
torno a los 38 US$/barril en promedio). Tal reducción del
precio internacional tuvo primero el efecto de cerrar la
brecha con el precio doméstico del petróleo crudo (inter-
venido por debajo de la paridad de exportación hasta me-
Fuente: Baker hughes, en IAPG.
Fuente: SE
Fuente: EIA
regulaciones

5. Indicadores de Coyuntura Nº 574, abril de 201626
diados de 2014 inclusive), perforán-
dolo desde octubre de 2014 gracias
a que el precio doméstico pudo man-
tenerse por encima de la paridad de
importación luego de la Resolución
CPCEPNIH 14/2015 por medio de la
cual se fijó un valor doméstico pro-
medio en torno a los 69 US$/barril,
que desde enero 2016 fue reducido
hasta un valor promedio levemente
superior a los 60 US$/barril.
La sobre-producción de pe-
tróleo en EE.UU.
En Estados Unidos, la explotación
no convencional de hidrocarburos
permitió incrementar su producción
de petróleo y gas natural de manera
notable durante la última década. El
Gráfico 7 muestra la evolución de la
producción de petróleo en el período
2000-2016 (hasta marzo).
Para observar con mayor detalle la
evolución durante los últimos años,
el Gráfico 8 se focaliza en el período
post-2012 con una apertura mensual,
y permite verificar que el continuo
crecimiento de la producción de pe-
tróleo recién alcanzó un máximo en
mayo de 2015, acumulándose stocks
de petróleo crudo en las refinerías
desde fines de 2014 de manera coin-
cidente con el inicio de la caída del
WTI. En efecto, dado que las inver-
siones de exploración y desarrollo
ya completadas o a medio camino
no podían revertirse a fines de 2014,
la producción continuó aumentando
hasta varios meses después de la re-
ducción del precio, debiendo constituirse en mayores ni-
veles de inventarios (stocks) dada la demanda existente.
En tal sentido, la situación reciente que muestra el Gráfi-
co 8 es la que permanentemente monitorean los analistas
del mercado. Dado que el incremento de los stocks du-
rante el último año y medio fue producto del exceso de
producción que llevó a la reducción del WTI, la perspec-
tiva es que los stocks caerán de manera pronunciada sólo
después de que se verifique una contracción adicional en
la producción no convencional de crudo en EE.UU., resul-
tante a su vez luego de que se consolide la fuerte contrac-
ción en la inversión upstream observada en 2015 (ver nota
anterior publicada en octubre de 2015) y de que se agote
el ciclo extractivo (no superior a los 2 años en el caso de
las explotaciones no convencionales) de las inversiones ya
completadas.
Al respecto, es oportuno plantear un punto de vista al-
ternativo, fundado en el Gráfico 9, donde se incluye, en
un período más breve aún, la evolución de las importa-
ciones de crudo a los Estados Unidos. Concretamente, a
diferencia de la interpretación habitual (en cuanto a que
el alto nivel de stocks de petróleo crudo aún señalan la
existencia de sobre-producción), una interpretación al-
regulaciones
20
30
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50
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10000
Producción diaria (1.000 bpd), eje derecho Stocks en días de producción
Stocks en días de abastecimiento WTI (US$/barril)
Gráfico 8. EE.UU., producción, stocks y precio de petróleo crudo,
Ene.2012 - Mar.2016
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
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nov-14
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mar-15
abr-15
may-15
jun-15
jul-15
ago-15
sep-15
oct-15
nov-15
dic-15
ene-16
feb-16
mar-16
0
100
200
300
400
500
600
Stocks comerciales (MM de barriles), eje derecho
Producción diaria de petróleo crudo (1.000 bpd), eje derecho
Importación diaria de petróleo crudo (1.000 bpd)
Gráfico 9. EE.UU., Stocks, producción e importación de crudo,
Ene.2014 - Mar.2016.
Fuente: Elaboración propia en base a EIA.
Fuente: EIA.
ternativa es que el alto nivel de los stocks (e incluso su
continuo crecimiento durante el primer trimestre del año
2016, más allá del impacto por la sorpresiva situación de
sobre-producción en 2014), obedece a una decisión estra-
tégica por parte de las refinerías de EE.UU., quienes ante
la perspectiva de que el precio del crudo suba en el futuro
inmediato deciden mantener e incrementar sus stocks por
medio de crecientes importaciones (al no haber disponi-
ble mayor producción doméstica). En tal sentido, el nivel
de los inventarios no sería la variable más relevante para
anticipar la recuperación del precio del petróleo: tales
inventarios comenzarán a caer cuando la perspectiva de
aumento del precio del petróleo sea menos clara, pero
en tal caso podría ocurrir ante una situación de renova-
da abundancia de petróleo en el mundo.... Vale decir, la
evolución de la producción de petróleo crudo en EE.UU.
es el dato verdaderamente relevante que debe auditarse
de dicho mercado, y el mantenimiento de niveles eleva-
dos de stocks no debería interpretarse como la ausencia
de un ajuste suficiente con el fin de reducir o eliminar la
brecha de sobre-oferta emergente con la explotación no
convencional una década atrás. De estar en lo cierto, la
recuperación del precio del petróleo estaría más cerca de
lo que la mayoría de los analistas piensa.