Radiografía completa del estado de los hidrocarburos en Argentina

El trabajo que Memo comparte a continuación es el Anuario de Hidrocarburos 2022 del Instituto Argentino de Energía Gral. Mosconi.

Se incluye el video con la presentación y las explicaciones, a cargo del autor del informe, Julián Rojo, quien es el director del Departamento Técnico IAE Mosconi.

La información puede ampliarse en la web de la entidad: www.iae.org.ar.

Upstream y Downstream

La producción total de petróleo en 2022 fue 34,346 Mm3, esto es 13.1% mayor a la registrada en el año anterior y 6.1% mayor a la del año 2012. La producción de petróleo fue récord de la década, aunque aún se encuentra en niveles bajos respecto a la marca histórica: es 23% menor a la observada en 1998. Actualmente, los niveles de producción son similares al del año 1993. La producción de petróleo aumenta a una tasa promedio anual del 0.6% en la última década.

En la última década la producción anual de petróleo disminuyó, respecto del año anterior, en 5 de las 10 mediciones del periodo. Dentro de los cinco años de crecimiento se puede observar que el año 2015 tuvo un virtual estancamiento de la producción mientras que en 2021 se explica por la recuperación respecto a la pandemia. Sin embargo, en el 2022 se observa un crecimiento notable que logra niveles récord de producción en el periodo. Esto revela que en la última década hubo tres años de crecimiento de la producción, los años 2018, 2019 y 2022.

La producción convencional de petróleo y gas natural, que representan el 58% y 46% del total producido de cada producto, declinan con tasas del 4.6% y 6.5% anual en promedio respectivamente entre los años 2012 y 2022.

En 2022, las tasas de reducción respecto del año anterior tienen comportamientos muy diferentes en el caso del petróleo y el gas: petróleo convencional se reduce 0.5% mientras que la de gas 7.8%. Esto indica que a partir del año 2020 se aceleró la declinación anual de las cuencas convencionales de gas natural mientras que las de petróleo continúan declinando a una tasa menor.

La producción de petróleo convencional en 2022 es 37.3% inferior a la de 2012, mientras que la de gas es 48.9% menor a la de aquel año y ambas declinan con tendencias de larga data con características estructurales.

La producción de petróleo Convencional presenta una declinación crónica que se inicia en 1998, año en que la producción nacional petrolera alcanzó su máximo histórico con 49.148 Mm3 anuales. A su vez, la producción total de 2022 es 30% inferior a total producido en aquel año. En contraste, la producción No Convencional muestra un importante crecimiento a partir del año 2015 que, con las cuencas convencionales en caída ininterrumpida, explica el dinamismo de la producción total nacional.

En el caso del gas natural, la producción en 2022 fue de 48.411 MMm3 y tuvo un aumento respecto al año anterior del 6.9%. La producción del año 2022 es 9.7% mayor a la de 2012 y en la última década aumenta a una tasa promedio anual del 0.9%.

Actualmente, la producción de gas natural es similar a la del año 2001, y se encuentra en un nivel 7.2% menor a su pico histórico dado en el año 2004 con un volumen de 52.157 millones de m3.

Por un lado, la producción de petróleo no convencional fue 47.5% superior a la del año anterior, presentando una tasa de crecimiento promedio anual entre 2015 y 2022 del 38.1%. Durante el último año, el incremento en este tipo de petróleo ha sido impulsada por el shale oil mientras se observa un leve crecimiento de la variante tight.

Por otra parte, la producción de gas natural no convencional fue 22.9% superior a la del año anterior, presentando una tasa de crecimiento promedio anual entre 2015 y 2022 del 21.6%. Durante el último año, el aumento en este tipo de gas ha sido explicada por un incremento en shale mientras hubo un leve aumento en el tight gas.

Cómo debería encararse la transición energética entre 2023 y 2027

En nuestra opinión, la baja experimentada en la producción nacional de hidrocarburos convencionales se enmarca en un contexto de baja inversión y resultados insatisfactorios en la exploración de las formaciones y reservorios convencionales de las cuencas terrestres, con la consiguiente reducción drástica de la inversión de riesgo en esas áreas. A su vez, las operaciones de mejora en el factor de recuperación de los reservorios convencionales no han logrado aumentar significativamente la producción. Finalmente, la incipiente concentración de las inversiones en proyectos de Shale Oil y Shale Gas en la Cuenca Neuquina han dejado poco margen para el financiamiento de los proyectos convencionales.

La insuficiente inversión en exploración se manifiesta claramente en una disminución de las reservas comprobadas, probables y posibles de petróleo y gas natural en las cuencas convencionales según los datos oficiales de la Secretaría de Energía. En el periodo 2011-2021, las reservas comprobadas de petróleo y gas se reducen significativamente en términos absolutos en todas las cuencas con excepción de la Neuquina, que impulsa el crecimiento total a partir de la actividad no convencional.

A su vez, en 2021 las reservas comprobadas convencionales crecen para el petróleo y disminuyen para el gas respecto del año anterior. Sin embargo, la tendencia marca una caída estructural desde el año 2011 para ambos casos. En contraste, las reservas comprobadas no convencionales crecen para el petróleo y gas en todas sus mediciones destacándose una tasa promedio anual de crecimiento del 70% para el petróleo y del 21.4% para el gas.

Las cuencas con mayores caídas en las reservas comprobadas son la Cuyana y Noroeste, con caídas del 72% y 51% respectivamente en petróleo y 78% y 67% respectivamente en gas entre 2011 y 2021. En orden de importancia en la disminución le siguen la cuenca Austral y Golfo San Jorge con un nivel 39% y 18% menor a las del año 2011 en petróleo y del 15% y 23% inferior para gas.

En 2021, las reservas comprobadas de petróleo fueron 14.5% mayores a las del año 2011, mientras que las de gas natural fueron 25.1% superiores que las de aquel año. Este incremento se explica enteramente por el crecimiento de las reservas comprobadas no convencionales que aumentaron 739% y 117% respectivamente.

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Las reservas comprobadas no convencionales de gas natural superan a las registradas para el tipo convencional desde el año 2021.

Por último, los recursos contingentes de petróleo y gas han aumentado significativamente. Con respecto al año anterior, se reporta un crecimiento del 340% y 139% respectivamente.

Downstream

Las ventas de los principales combustibles líquidos muestran, en 2022, un muy importante crecimiento que implicó niveles récord de comercialización. Durante 2022 las ventas de nafta y gasoil aumentaron 13.6% y 7.8% respectivamente en relación a 2021 y constituyen, en ambos casos, el récord de ventas en la última década.

Las ventas totales de gas natural tuvieron un aumento sostenido en la última década hasta el año 2018, momento en que marcó el máximo consumo en 10 años. En 2022 la demanda fue 3.4% menor observándose que no se logró recuperar los niveles de consumo pre-pandemia: la demanda es 4.4% menor a la de 2019 y 8.4% inferior a la del año 2018 momento en que se demandó el máximo de la década.

Subsidios

Las transferencias corrientes nominales medidas en dólares corrientes sumaron USD 13,265 millones y aumentaron 9.9% en el acumulado a diciembre de 2022 respecto del año anterior. Esto implicó mayores subsidios por un monto de USD 1,195 millones explicado por los subsidios a CAMMESA que aumentaron 66% anual en dólares y ocuparon el 67% del total de las transferencias corrientes por conceptos energéticos.

En cuanto a la tendencia histórica de los subsidios a la energía en términos anuales, el pico de subsidios se dio en el año 2014 con un total de USD 24,704 millones. A su vez, en los últimos once años los subsidios acumularon USD 150,928 millones, un monto que prácticamente triplica el préstamo otorgado por el FMI en el año 2018 y que representa el 40% del total del stock de deuda bruta del país en el tercer trimestre de 20221.

Los programas relacionados a la producción de gas natural (Plan Gas no convencional, Ex Plan Gas y Plan Gas.Ar) han recibido transferencias por un total de USD 9,854 millones desde el año 2013, momento en el que entraron en vigencia. En el año 2022 entró en vigencia el Plan Gas.Ar mientras hubo también transferencia por Plan Gas No Convencional (Resol. 46). En conjunto estos dos programas de incentivo vigentes sumaron USD 407 millones con una reducción del 65% respecto al año anterior a la vez que tienen un peso del 3% sobre el total de las transferencias corrientes.

Comercio exterior

La importación de gas de Bolivia se redujo 18.9% entre 2021 y 2022, y es 34,3% menor a la del año 2012. En la última década la importación de gas natural por gasoducto ha disminuido un 4.1% en promedio anualmente.

La importación de Gas natural Licuado (GNL) se redujo 33.5% entre el año 2021 y 2022, mientras que en el último año fue 48.8% menor a la del año 2012. Es decir, bajo este criterio la importación de GNL de redujo 6.5% promedio anual en la última década.

En la suma del total del Gas entregado a usuarios, el 15% corresponde al gas importado (Gas natural y GNL) totalizando compras al exterior por 6,187 MMm3.

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En el año 2022 se redujo la importación de gas natural y GNL por barco. Por otra parte, en el mismo periodo aumentó significativamente la importación de gasoil que, mayormente, se utiliza para la generación de energía eléctrica aunque también se abasteció al mercado de ventas al público debido a una notable escasez en el primer cuatrimestre del año.

Entre 2012 y 2022 el monto total de exportaciones energéticas aumentó 20.3%, lo cual implica un incremento promedio anual del 1.9% en el valor energético exportado en el periodo. Por otra parte, las importaciones tuvieron un incremento absoluto del 41% en la última década y un aumento promedio anual del 3.5%. En el último año las exportaciones crecieron significativamente menos que las importaciones: 58.9% y 120.2% respectivamente en relación a 2021. Esto resultó en un déficit comercial energético de USD 4,470 millones.

*Consideraciones técnicas:

El presente informe anual de hidrocarburos contiene diferencias en los datos históricos respectos a sus versiones anteriores. Esto se debe a que se ha cambiado la utilización de bases de datos principalmente en dos temas centrales: producción de petróleo y gas y subsidios energéticos. En el primer caso se dejó de utilizar la Tabla SESCO para tomar la base de datos de producción de gas y petróleo por pozo (Capitulo IV), mientras que en el segundo caso de utilizan datos del concepto "Transferencias" para partidas seleccionadas publicados en Presupuesto Abierto.

Performance anual del sector hidrocarburífero argentino

1. Upstream: Producción anual de Petróleo y Gas natural

Petróleo

En la última década la producción de petróleo ha sufrido una fuerte y crónica declinación hasta mediados del año 2018, la mayoría de los indicadores que se utilicen para medir su desempeño ha estado en retroceso durante ese periodo. A partir de entonces se observa una moderada recuperación que ha sido interrumpida en el año 2020 debido a los efectos de la pandemia del Covid 19 en toda la industria a nivel local y global. Sin embargo, durante el año 2022 la producción aumentó de manera significativa, un 13.1% anual, y alcanzó el nivel más alto de la última década.

La producción de petróleo crudo aumentó en los últimos diez años en términos absolutos en un contexto de reservas comprobadas que se recuperan luego de varios años de caída a la vez que se han observado transferencias crecientes a la producción en distintas versiones (Ej. Barril Criollo) durante buena parte del periodo, y de precios internacionales que han sido favorables durante algunos de años de la década analizada, en particular entre los años 2012 y 2015 y luego de la invasión de Rusia a Ucrania a principios del año 2022.

Como se puede observar en el Gráfico N° 1.1 durante el año 2022 la producción de petróleo llegó a los 34,346 Mm3 y marca un récord de la última década. Estas cifras arrojan un incremento absoluto del 6.1% entre los años 2012 y 2022, de lo cual se desprende que la producción disminuyó a una tasa promedio anual del 0.6% en el periodo descripto.

Un dato significativo es que en la última década la producción anual de petróleo disminuyó, respecto del año anterior, en 5 de los 10 años del periodo. Dentro de los cinco años de variación positiva se puede observar que el año 2015 tuvo un virtual estancamiento de la producción mientras que 2021 se explica por el recupero de la

caída durante la pandemia. Por esto, es preciso afirmar que los años de crecimiento genuino de la producción han sido 2019, 2019 y 2022.

Como se puede observar en la Tabla N° 1.1, en los últimos 10 años la producción aumenta sólo en la cuenca neuquina mientras disminuye en las demás cuencas en todas las mediciones: inter anual (con excepción de la cuenca noroeste), en términos absolutos y en promedio anual durante el periodo.

La cuenca Neuquina -en donde se encuentran los yacimientos de Shale Oil- que en la actualidad representa el 59% del total de la producción nacional de petróleo, tuvo un aumento absoluto del 54.3% en los años comprendidos entre 2012 y 2022 y muestra un incremento promedio anual del 4.4% en el periodo.

En esta cuenca la producción del último año fue 26.5% superior a la del año anterior. Este dato reviste especial atención debido a que, observada la importante caída en las restantes cuencas, explica la totalidad del aumento, más que compensando a las restantes, en la producción total en todas las mediciones e implica que es la única cuenca que aumentó su producción respecto a la pre-pandemia.

La cuenca con mayor caída en la producción de la última década ha sido la del Austral, con una disminución absoluta del 51.5% y una tasa promedio anual de caída del 7% durante el periodo 2012-2022.

La cuenca Noroeste exhibe una disminución absoluta del 50.6% entre los años 2012 y 2022, y una tasa promedio anual de caída del 6.8%.

La cuenca Cuyana tuvo una disminución absoluta del 40.1% en su producción en la última década, con una tasa de disminución promedio de 5% durante el periodo, y una caída interanual del 5.7% en 2022 respecto a lo producido en 2020. Esta cuenca es la única que presenta caídas inter anuales en todos los años de la década.

Por último, la cuenca Golfo San Jorge -la segunda mayor cuenca productora de Argentina- que representa el 34% del total de petróleo producido en el país, tuvo una disminución absoluta del 22.4% entre 2012 y 2022. Esto

implica una tasa de disminución promedio del 2.5% en la última década. Por otra parte, la producción de petróleo en la segunda cuenca petrolera más importante del país disminuyó 1% en 2022 respecto de 2021. Esta cuenca presenta cuatro años consecutivos de caída inter anual a una tasa y promedio del 3.3%.

En cuanto a la desagregación de la producción por tipo de recurso, la dinámica es algo diferente: la producción no convencional de Shale y Tight Oil continuó creciendo en 2022 en contraste con la caída observada de la producción convencional que representó el 58% de la producción petrolera en 2022.

La producción Convencional de petróleo ocupó el 58% del total y, en 2022, es 4.7% menor a la del año 2020, 37.3% inferior a la del año 2012, y muestra una tasa de disminución promedio anual del 4.6% en el periodo. Esto implica una disminución monótona y crónica sin pausa en la última década: todos los años se produce menos petróleo convencional que el año anterior. En contraste, la producción No Convencional, impulsada por el Shale Oil, crece durante todos los años en la última década llegando a representar el 42% del total del petróleo procido en 2022.

La producción no convencional de petróleo creció a una tasa promedio anual del 38.1% entre los años 2015 y 2022, periodo en el cual se puede considerar que ha tenido una producción suficiente a modo comparativo anual. Al comienzo de la década muestra niveles de producción prácticamente inexistentes.

La producción de Shale Oil creció 49.1% entre 2021 y 2022, mientras que la producción de Tight Oil aumentó 3% en el último año. En conjunto, la producción No convencional de petróleo en 2022 es 47.5% superior a la del año anterior.

La Tabla 1.2 revela que la variante Shale Oil no solo predomina sobre el Tight Oil sino que también explica todo el crecimiento no convencional y es determinante para observar la variación de la producción total en el año 2022. En este sentido, el Shale presentó una producción de 14,082 Mm3 en 2022 con una tasa de crecimiento del 39.8% promedio anual entre 2015 y 2022, mientras que en el caso Tight Oil la producción fue de 342 Mm3 observándose una tasa de crecimiento promedio anual del 11.3% en el mismo periodo.

Gas natural

La producción de gas natural de 2022 aumentó 6.1% respecto a 2021. Esta variación revela estancamiento en la producción y no permite recuperar los valores de producción observados en el año 2019 ya que implica un nivel 2% inferior a la de aquel año. A su vez, la producción es 9.7% mayor a la del año 2012 y se redujo 0.9% promedio anual.

En el Gráfico N° 1.2 se presenta la producción anual de Gas natural entre los años 2012 y 2022.

Como se puede observar en el Gráfico N° 1.2, a partir de 2012 existió una tendencia decreciente en la producción de Gas natural, iniciada en el año 2006, que fue interrumpida en el año 2014 momento en que empieza a crecer hasta el año 2019. Esto indicó un cambio en la tendencia productiva que se mantuvo hasta el año 2019 pero que fue interrumpida durante 2020 debido principalmente a los efectos de la pandemia del Covid-19. Durante los años 2021 y 2022 no se logró recuperar los niveles de producción pre-pandemia.

Entre los años 2012 y 2014 la producción disminuyó a una tasa promedio anual de 3%, mientras que a partir de ese año y hasta el año 2019 la producción aumentó a un ritmo de 3.6% promedio anual. Sin embargo, en 2020 se interrumpió la tendencia creciente en la producción ya que se redujo 8.6% respecto del anterior mientras que en 2021 y 2022 la producción muestra tasas de crecimiento de 0.4% y 6.9% respecto del año anterior. Estas últimas variaciones no alcanzan a recomponer los valores de producción observados en el año 2019.

En la Tabla N° 1.3 se presenta la producción anual de Gas natural desagregada por cuenca de los últimos 10 años.

Como se puede observar en la Tabla N° 1.3 la cuenca Neuquina, que es responsable del 68% de la producción total de gas natural del país, tuvo un crecimiento absoluto del 38.2% entre los años 2012 y 2022, lo cual implica una tasa de crecimiento promedio anual del 3.3%. Esta cuenca es la única que mantuvo una tasa de crecimiento positiva con la excepción del año 2020. A su vez, durante los años 2021 y 2022 la producción en esta cuenca creció un 4.6% y 14% anual respecto del año anterior, y es la que presenta las mayores tasas de crecimiento positivo entre los años 2012 y 2022.

Durante 2022 la cuenca neuquina cuenca aumentó 14% respecto del año anterior y superó el nivel de producción pre-pandemia. De esta manera, se presenta como la única cuenca que alcanzó este logro.

Por su parte, la cuenca Austral, que en la actualidad responsable del 20% del total de Gas natural producido en el país, ha tenido una reducción absoluta del 11% entre 2012 y 2022, es decir que la producción en esta cuenca se redujo a una tasa promedio anual del 1.2% en la última década, mientras que en 2022 presentó una caída anual del 8.8%.

La cuenca Golfo San Jorge tuvo un aumento del 3.5% respecto del año anterior y muestra una disminución absoluta en su producción del 21.9% en el periodo. Esta cuenca muestra una reducción promedio anual del 2.4%.

La cuenca con mayor caída absoluta fue la del Noroeste, con una disminución del 63.6% entre 2012 y 2022. Esto implica que la cuenca ha disminuido su producción a una tasa promedio anual del 9.6% durante la última década. Adicionalmente, en el año 2022 la cuenca tuvo una producción 9% inferior a la del año anterior. Esta cuenca muestra tasas de caída inter anual en todos los años del periodo.

La cuenca Cuyana presenta una disminución absoluta del 12.5% entre 2012 y 2022, a lo cual le corresponde una tasa de disminución promedio anual del 1.3%. Por otra parte, en el último año la producción creció 3.5% respecto del año anterior.

En cuanto a la desagregación de la producción por tipo de recurso, la producción de gas natural No Convencional muestra una muy buena performance durante la última década que ha sido interrumpida en el año 2020 debido a las particularidades de la pandemia del Covid-19. La Tabla N° 1.4 muestra la producción de Gas natural desagregada por tipo de recurso entre los años 2012 y 2022.

Como se puede observar, la producción Convencional de gas natural en 2022 es 7.8% menor a la del año 2021, 48.9% inferior a la del año 2012 y muestra una tasa de disminución promedio anual del 6.5% en los últimos diez años. Esto implica, al igual que en el caso del petróleo convencional, una disminución crónica sin pausa que se refleja en el hecho de que no tuvo ninguna variación positiva anual en la última década.

En contraste, la producción No Convencional creció hasta el año 2020, momento en que se interrumpió la tendencia producto de la pandemia del Covid-19 y sus restricciones.

En 2022 la producción No Convencional es 22.9% mayor a la del año anterior. Dado que en 2020 disminuyó 8%, se puede afirmar que la recuperación de 2021 se transformó en crecimiento ya que, en aquel año, la producción fue mayor a la de 2019 al igual que en 2022 donde muestra un nivel 12% superior al nivel pre-pandemia.

La explicación del crecimiento anual del 11.7% se debe a que la producción de Tight Gas aumentó 1.6% entre 2021 y 2022, mientras que la de Shale Gas se incrementó 36.2% en el último año.

La Tabla 1.4 revela que se produjeron 18,094 MMm3 de Shale Gas en 2022 con una tasa de crecimiento del 48% anual entre 2015 y 2022, mientras que en el caso del Tight Gas la producción fue de 8,415 MMm3 observándose una tasa de crecimiento promedio anual del 6% en el mismo periodo. En conjunto, la producción No Convencional de gas natural creció a una tasa promedio del 21.6% anual entre 2015 y 2022.

2. Reservas y pozos

Reservas de petróleo

Como se ha expuesto, la producción de petróleo presentó una caída tendencial hasta mediados del año 2018 en un contexto donde las reservas comprobadas, probables y posibles también disminuían. A partir de 2018 las reservas comprobadas comenzaron a recuperarse, con la excepción del año 2020.

En 2021 las reservas han aumentado en todas sus mediciones, incluso los recursos, y reflejan los niveles más altos de la década.

En 2021 las reservas comprobadas de petróleo fueron 14.5% mayores a las registradas en el año 2012, lo cual implica una tasa promedio anual del 1.4% en el periodo. De la misma manera han aumentado las reservas probables un 6% promedio anualmente a la vez que son 78.9% superiores a las del año 2011. Por otra parte, las Reservas Posibles son 47.2% mayores respecto del año 2011 y crecen a una tasa promedio anual del 3.9% en la última década. 

En el año 2021 las reservas comprobadas de petróleo crecen al igual que las demás categorías respecto al año anterior: las reservas Comprobadas son 17.7% mayores, las Probables y las Posibles 21.3% y 49.4% superiores respectivamente. Por otra parte, los Recursos contingentes crecieron 339% respecto de 2020. Las reservas Comprobadas presentan una evolución diferente entre las cuencas argentinas. En la última década crecieron las reservas Comprobadas únicamente en la cuenca Neuquina: son 161.8% superiores a las del año 2011 y crecieron a una tasa promedio anual del 10.1%. 

A su vez, las cuencas Noroeste, Cuyana, Golfo San Jorge y Austral presentan niveles de reservas Comprobadas muy inferiores a las del año 2011: son 51.3%, 72.9%, 18.7% y 39.3% menores respectivamente. Por otra parte, respecto de 2021 las cuencas que incrementaron sus reservas comprobadas son la Neuquina, la Cuyana y el Golfo San Jorge que aumentan 41.7%, 32.5% y 0.6% respectivamente. Adicionalmente, las cuencas Noroeste y Austral disminuyen sus reservas comprobadas 4.9% y 8.2% respecto del año anterior.

Las cuencas Noroeste, Cuyana, Golfo San Jorge y Austral disminuyen sus reservas Comprobadas 6.9%, 12.2%, 2.1% y 4.9% en promedio anualmente.

La caída absoluta y tendencial en las cuencas convencionales revela la muy escasa exploración en estas áreas, y se correlaciona con la declinación crónica de la producción de petróleo convencional.

Reservas de gas natural

En este caso, han aumentado las reservas Comprobadas, las Probables, las Posibles y los Recursos de gas natural un 2.3%, 2.9%, 0.4% y 15.8% promedio anual en la última década respectivamente. A su vez, son 25.1%, 33%, 3.6% y 335.1% superiores a las existentes en el año 2011.

En el año 2021 las reservas Comprobadas de gas son 4.7% superiores a las del año anterior mientras que las Probables y Posible son 4.6% menores y 5% superiores a las del año 2020 respectivamente. Por otra parte, los Recursos de gas aumentaron 138.8% respecto de 2020. 

Por otra parte, las reservas Comprobadas de gas aumentan en la cuenca Neuquina, Cuyana y Golfo San Jorge respecto del año anterior: son 10.4%, 3,9% y 3.2% superiores. Sin embargo, la única cuenca que aumenta el nivel de reservas Comprobadas respecto a 2011 es la Neuquina con un incremento absoluto del 91.7% y una tasa promedio anual de crecimiento de 6.7% en el periodo.Las cuencas Noroeste y Cuyana presentan niveles de reservas Comprobadas de gas muy inferiores a las del año 2011: son 67.1% y 78% menores respectivamente. A su vez, las cuencas Golfo San Jorge y Austral muestra un nivel 22.6% y 14.8% menor en relación a las existentes en el año 2011 respectivamente.

Las cuencas Noroeste, Cuyana, Golfo San Jorge y Austral disminuyen sus reservas Comprobadas un 10.5%, 14%, 2.5% y 1.6% en promedio anualmente.

Al igual que en el caso del petróleo, la caída absoluta y tendencial en la mayoría de las cuencas convencionales de gas revela la muy escasa exploración en estas áreas, y se correlaciona con la declinación crónica de la producción de gas natural convencional.

La menor inversión en exploración redunda en un menor nivel de descubrimientos de nuevos yacimientos, lo que trae aparejado, indefectiblemente, una menor producción conforme el paso del tiempo debido a que los rendimientos decrecientes de los yacimientos.

La exploración en áreas poco exploradas de cuencas existentes, o en nuevas cuencas, ha tenido escaso desarrollo en Argentina en al menos los últimos 20 años, dando como resultado la extracción de hidrocarburos en yacimientos maduros y de alto costo de producción con rendimientos decrecientes. De esto se desprende que sin exploración de riesgo la producción hidrocarburífera convencional del país indefectiblemente seguirá su sendero de declinación en el mediano/largo plazo.

Las cuencas Noroeste y Cuyana presentan niveles de reservas Comprobadas de gas muy inferiores a las del año 2011: son 67.1% y 78% menores respectivamente. A su vez, las cuencas Golfo San Jorge y Austral muestra un nivel 22.6% y 14.8% menor en relación a las existentes en el año 2011 respectivamente. Las cuencas Noroeste, Cuyana, Golfo San Jorge y Austral disminuyen sus reservas Comprobadas un 10.5%, 14%, 2.5% y 1.6% en promedio anualmente. 

Al igual que en el caso del petróleo, la caída absoluta y tendencial en la mayoría de las cuencas convencionales de gas revela la muy escasa exploración en estas áreas, y se correlaciona con la declinación crónica de la producción de gas natural convencional. 

La menor inversión en exploración redunda en un menor nivel de descubrimientos de nuevos yacimientos, lo que trae aparejado, indefectiblemente, una menor producción conforme el paso del tiempo debido a que los rendimientos decrecientes de los yacimientos. 

La exploración en áreas poco exploradas de cuencas existentes, o en nuevas cuencas, ha tenido escaso desarrollo en Argentina en al menos los últimos 20 años, dando como resultado la extracción de hidrocarburos en yacimientos maduros y de alto costo de producción con rendimientos decrecientes. 

De esto se desprende que sin exploración de riesgo la producción hidrocarburífera convencional del país indefectiblemente seguirá su sendero de declinación en el mediano/largo plazo.

Reservas por tipo de recurso

Las reservas comprobadas por tipo de recurso comenzaron a informarse en el año 2017. Desde entonces se puede observar un claro patrón de comportamiento que implica una declinación marcada en el caso del petróleo y gas convencional y un aumento significativo para el petróleo y gas no convencional.

En 2022, las reservas comprobadas de petróleo convencional son 8.6% menores respecto de 2017 y, aunque crecieron 3.4% respecto del año anterior, se reducen a una tasa promedio anual del 2.2%.

En el caso del gas convencional se observa que las reservas comprobadas han disminuido 29.4% respecto de 2017 y 6.4% en relación al año anterior. A su vez, disminuyen a una tasa promedio del 8.3% por año.

Las reservas comprobadas no convencionales aumentan en ambos casos y en todas las mediciones. Se destaca el petróleo con un incremento del 739% respecto de 2017 y del 49.7% respecto del año anterior. A su vez, crece a una tasa promedio del 70.2% anual.

Por otra parte, las reservas comprobadas de gas no convencional son 117% más elevadas que las existentes en 2017 mientras fueron 14.2% más respecto del año anterior. En este caso, crecen a una tasa promedio anual del 21.4%.

Estas mediciones por tipo de recurso se complementan a las observadas en la desagregación por cuenca e indica que las reservas comprobadas no convencionales son las únicas que crecen y, en particular, en la cuenca neuquina donde se encuentra la formación Vaca Muerta.

Pozos terminados

La cantidad de pozos terminados arroja información complementaria sobre la actividad y la inversión hidrocarburífera.

Como se puede ver en el Gráfico N° 2.1 la cantidad anual de pozos terminados ha disminuido en los últimos 10 años de manera tendencial, llegando al nivel más bajo durante el 2020 a partir de los efectos de la pandemia del Covid-19 y la paralización de las actividades. Sin embargo, en 2021 y 2022 hubo un repunte: se terminaron 776

pozos: 634 de explotación, 82 de servicio, 28 de avanzada y 32 de exploración. Sin embargo, continúan por debajo de los niveles observados entre 2012 y 2019.

En la

se puede observar la cantidad de pozos terminados por tipo por año y su variación i.a, absoluta y promedio.

Como se muestra en

la cantidad de pozos totales ha tenido una disminución absoluta del 36.7% en 2022 respecto de 2012. Esto da como resultado una tasa de disminución promedio anual del 4.5%, mientras que en el último año el aumento de la cantidad de pozos terminados fue del 12.5% respecto de 2021.

En 2012 se perforaron 98 pozos Exploratorios. Desde ese año hasta 2022 se produce una disminución tendencial prácticamente ininterrumpida en la cantidad de pozos de exploración anuales hasta el año 2020 que, a fines prácticos, no es comparable. En 2021 se perforaron 22 pozos exploratorios mientras que en 2022 se terminaron 32, esto es una cantidad 67.3% inferior a la del año 2012 con una caída promedio anual del 10.6%.

Los pozos de Explotación han tenido una disminución absoluta del 33.3% en 2022 respecto de 2012, es decir, una disminución promedio anual del 4% en la última década. A su vez, en 2022 se observa un aumento del 7.3% respecto del año anterior.

La

muestra que la cantidad de metros perforados ha tenido un incremento absoluto del 3.7% en 2022 respecto de 2012. Esto da como resultado una tasa de crecimiento promedio anual del 0.4%, mientras que en el último año los metros totales perforados aumentaron 18.2%.

3. Downstream: Ventas de los principales combustibles

Principales combustibles líquidos

Las ventas de los principales combustibles líquidos muestran, en 2022, un muy importante crecimiento que implicó niveles récord de comercialización.

Durante 2021 la venta total de Gas Oil al mercado fue un 14.9% superior respecto al año 2020 momento en que se observó la caída más importante desde el año 1994. Sin embargo, durante 2022 las ventas de gasoil aumentaron 7.8% y constituyen el récord de ventas en la última década.

Las naftas crecieron 13.6% durante 2022. A su vez, el importante crecimiento implicó niveles superiores a los comercializados entre 2017 y 2019 y, al igual que en el gasoil, marcó el récord de ventas en la última década.

El aumento en las ventas de gasoil respecto del año anterior está explicado por mayores volúmenes de gasoil grado 2 y de grado 3 (gasoil común y ultra respectivamente). Por otra parte, en el año 2022 se consumió un 9.5% más de gasoil que en el año 2012 y lo explica en su totalidad el aumento del 247% del gasoil Grado 3. Esto sugiere un cambio en la utilización del gasoil común por el gasoil ultra.

A su vez, el gasoil total comercializado presenta una tasa de crecimiento anual promedio del 0.9% en la demanda durante el periodo.

La demanda de naftas aumentó 13.6% respecto del año anterior y presenta un notable dinamismo en la última década: entre 2012 y 2022 las ventas totales aumentaron 32.2% debido al considerable incremento de las ventas de Naftas grado 2 (súper) y grado 3 (ultra). Las ventas de este combustible han aumentado a una tasa promedio anual del 2.8% durante los últimos diez años.

Como se puede observar en el Gráfico y Tabla N° 3.1 la demanda de gasoil presenta, a partir del mínimo del año 2020, dos años de importante dinamismo que implican valores de comercialización récord en el periodo observado.

Ventas de Gas natural

Durante el año 2022 las ventas totales de gas natural se redujeron 3.4% respecto al año anterior. Por otra parte, en 2022 no se logró recuperar los niveles de consumo previos a la pandemia: se consumió 4.4% menos que en 2019 y 8.4% menos que en el pico de la década marcado en 2018.

Por otra parte, entre 2012 y 2022 las ventas totales de gas natural se redujeron 0.6% en términos absolutos observándose una tasa de reducción promedio anual del 0.1% durante el periodo. En este sentido, se observan seis años de crecimiento de la demanda y cuatro años en caída respecto del año anterior.

En particular los usuarios Residenciales, que consumen el 25% del total, aumentaron su demanda 4% entre 2012 y 2022. Esto implica que los consumos de estos usuarios se incrementaron a una tasa promedio anual del 0.4% en ese periodo.

En el caso de las Centrales Eléctricas, que consumen el 37% del Gas natural entregado, se observa una reducción en la demanda entre los años 2012 y 2022: las entregas fueron 5.5% menores respecto de 2012 y se redujeron 0.6% promedio anual en el periodo. A su vez, esta categoría demandó 16% menos de gas que el año anterior.

Por su parte, la Industria, que es responsable del 30% de las ventas totales, consumió 5.5% más de gas natural que en el año 2012, con un aumento promedio anual del 0.5%, y 1.5% respecto del año anterior.

Los usuarios del tipo Comercial, que representan el 3% de la demanda, consumieron 8% menos respecto al año 2012 resultando en una tasa de reducción promedio 0.8% anual entre los años 2012 y 2022. A su vez, aumentaron su demanda 6.3% respecto del año anterior.

1. Precios de los hidrocarburos y derivados

Barril de petróleo: precios locales e internacionales

El año 2022 estuvo marcado por la volatilidad en los precios del barril de petróleo. La invasión de Rusia en Ucrania en el primer trimestre del año exacerbó un proceso de recuperación en los precios surgido a partir de la pandemia del Covid-19 y lo transformó en crecimiento con picos de valor en el mes de junio de 2022.

El barril de petróleo tipo WTI cotizó en diciembre de 2022 a 76.7 USD/bbl. Esto implica un aumento del del 6.9% respecto a diciembre de 2021. Adicionalmente, en promedio, el barril de petróleo WTI cotizó 67.9 USD/bbl durante el año 2021 mientras el promedio de 2022 fue de 94.3USD/bbl, un nivel 38.8% superior.

El barril de petróleo tipo BRENT cotizó en diciembre de 2022 USD/bbl 81.3. Esto es un precio 8.6% superior al del mismo mes del año anterior. A su vez, el precio promedio del año 2021 fue USD/bbl 70.8, mientras el promedio de 2022 fue de USD/bbl 99, un nivel 40% mayor.

Los precios del WTI y el BRENT alcanzaron el máximo del año en el mes de junio de 2022 cotizando 118 y 114 USD por barril respectivamente. Estos valores fueron similares a los picos observados entre 2012 y 2014.

En 2020, en el mercado local el impacto en los precios tuvo correlato y, como consecuencia de ello, volvió a implementarse una política de precio sostén o "Barril Criollo" (Decreto 488/2022) similar a la que estuvo vigente entre los años 2014 y 2017. En este caso el precio sostén duró 3 meses.

La nueva versión del precio sostén puso como referencia una cotización del tipo Medanito de USD/bbl 45 mientras la cotización del crudo tipo BRENT se encuentre por debajo de ese valor. Esta referencia se utilizó para

el cálculo de regalías y se aplicó sin distinción de cuenca o tipo de crudo más allá del ajuste por calidad, a la vez que la determinación del valor de referencia no tuvo un criterio económico explícito.

En 2022, al igual que en el año anterior, se observa una reversión del "barril criollo" con precios al alza. En este

caso, es notable el desacople de los precios internos respecto a los internacionales.

El precio del barril de petróleo del tipo Escalante cotizó en diciembre de 2022 USD/bbl 73.2. Este precio fue 13.3% mayor al del mismo mes del año anterior. Por otra parte, el precio promedio del año 2021 fue USD/bbl

61.8 mientras el promedio del último año fue de USD/bbl 75.9, un valor 22.9% mayor.

En el caso del petróleo del tipo Medanito, el barril cotizó USD/bbl 66.6 en diciembre de 2022. Este precio fue un 11.6% mayor al de igual mes del año anterior. En promedio, el barril de crudo Medanito cotizó USD/bbl 54.4 durante el año 2021, mientras el promedio del último año fue de USD/bbl 67.1, un valor 23.3% mayor.

En diciembre de 2022 el precio de los barriles Escalante y Medanito son 8.2 y 14.7 dólares inferior al barril tipo BRENT. Es decir, el BRENT es 11% y 22% superior respectivamente.

Asimismo, en diciembre de 2022 el precio de los barriles Escalante y Medanito son 3.6 y 10.1 dólares inferior al barril tipo WTI. Es decir, el WTI es 5% y 15.2% superior respectivamente.

El

muestra la evolución de los precios internacionales y locales del barril de petróleo. Como se puede observar, hasta mediados del año 2014 el precio internacional en cualquiera de sus cotizaciones fue superior al precio local. Es preciso destacar que la política de "Barril Criollo" ha estado presente desde el año 2007 hasta el año 2017 y desde mayo a agosto de 2022 en diferentes versiones, incluso aún en los tres años donde los precios locales fueron superiores a los internacionales.

En 2022 se observa una reversión del "barril criollo" con precios al alza. En este caso, es notable el desacople de los precios internos respecto a los internacionales: las cotizaciones del BRENT y WTI se encuentran en promedio un 13% por encima de las cotizaciones locales.

Gas natural: Precio en mercado local, importación y Henry Hub

Al igual que en el caso del petróleo, la pandemia del Covid-19 tuvo un impacto muy significativo en la demanda y en la oferta de gas en todo el mundo durante el año 2020. Durante 2020 se observaron precios del gas que fueron los mínimos de la década tanto en importación como el local y en el mercado de Estados Unidos. Sin embargo, a partir de entonces comenzó a recuperarse.

La recuperación de los precios fue seguida del impacto de la invasión de Rusia en Ucrania en el primer trimestre de 2022 que disparó los precios del gas en Europa, debido a las restricción a la oferta rusa, y por consiguiente en el resto del mundo. El precio del GNL se duplicó en apenas semanas, creció considerablemente el valor del gas en Henry Hub y el precio de la importación desde Bolivia. Sin embargo, el precio local en boca de pozo no siguió igual dinamismo.

En el mercado local, el precio de Gas natural doméstico en boca de pozo tuvo un aumento de 6.3% promedio anual entre 2012 y 2022, tomando como cálculo el precio promedio de cada año. Por otra parte, entre el precio promedio del año 2012 y el precio promedio del año 2022 hubo un incremento del 83.3% en el Gas natural Doméstico. Adicionalmente, en el último año el precio del gas argentino aumentó 13% respecto del año anterior.

Durante los años observados, el precio promedio de importación de Gas natural (Desde Bolivia y Chile) aumentó

% promedio anual mientras el de GNL tuvo una tasa promedio de crecimiento del 6.6% promedio anual. A su vez, en el último año el precio del gas natural del Bolivia fue 85% mayor a la vez que se importó GNL a un precio

promedio 227% superior al del año anterior. Estos precios fueron 18.9% y 89.9% mayores a los registrados en 2012.

El precio del gas natural Henry Hub es el que se registró en el NYMEX6 en Estados Unidos. En promedio, durante 2022 el precio fue de US$/MMbtu 6.42, es decir, 64.2% superior al del año anterior y 133% mayor al del año 2012.

.El

muestra la evolución del precio del gas natural Henry Hub y doméstico en boca de pozo, junto con el precio pagado por la importación argentina de gas natural de Bolivia y GNL durante los meses de importación efectiva. Como se puede observar, desde el año 2012 los precios promedio de importación han sido superiores a la referencia internacional y al precio del gas natural doméstico en boca de pozo.

El precio local del gas natural se encuentra desacoplado de los precios internacionales. En este sentido, si bien sigue la dirección de las referencias, lo hace en una magnitud considerablemente menor sugiriendo cierta rigidez en su valoración.

Nafta y Gas Oil: precios internos

Los precios internos de los principales combustibles líquidos en Argentina tienen diferentes valores dependiendo de la región donde se efectivice la venta al público. Por este motivo, seguir el precio en una región determinada es un buen indicador del nivel de variaciones que ha tenido en el tiempo, aunque, por la razón expuesta, no significa que la trayectoria haya sido exactamente igual en todas las regiones.

En la Tabla N° 4.3 se presenta los precios finales de los principales combustibles líquidos según las ventas minoristas al público en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, informadas por la Secretaría de Energía a diciembre de cada año.

En promedio, los combustibles líquidos han aumentado sus precios medidos en dólares corrientes un 12.5% entre 2021 y 2022.

Por otra parte, en promedio los precios de los principales combustibles son un 21.2% más baratos que en el año 2012 y disminuyeron a una tasa promedio anual del 2.4% en la última década. Los precios máximos y mínimos se dieron en los años 2014 y 2020 respectivamente.

El gasoil grado 2 (común) aumentó 15.4% respecto de 2021, mientras que presenta un precio 19.2% menor al del año 2012. Por otra parte, en los últimos diez años disminuyó a una tasa del 2.1% promedio anual.

El gasoil grado 3 (ultra) aumentó 30.2% respecto de 2021, mientras que presenta un precio 8.3% menor al del año 2012. Por otra parte, en los últimos diez años disminuyó a una tasa del 0.9% promedio anual.

La Nafta Súper tuvo una reducción del 0.6% respecto de 2021, mientras que presenta un precio 32.8% menor al del año 2012. Por otra parte, en los últimos diez años disminuyó a una tasa del 3.9% promedio anual.

La Nafta Premium aumentó 5% respecto de 2021, mientras que presenta un precio 24.3% menor al del año 2012. Por otra parte, en los últimos diez años disminuyó a una tasa del 2.7% promedio anual.

5. Balanza comercial energética

La balanza comercial energética de Argentina se define por la diferencia entre los bienes energéticos vendidos (exportaciones de combustibles y energía) y los bienes energéticos comprados al exterior (importación de combustibles y lubricantes) según las clasificaciones del Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INDEC) para el comercio exterior.

La Tabla N° 5.1 muestra la evolución de las exportaciones e importaciones energéticas y el saldo comercial energético en la última década.

Como se puede observar, entre los años 2012 y 2015 las exportaciones de combustibles y energía han mostrado una tendencia a la baja. A partir de ese momento, y hasta la actualidad, las exportaciones energéticas se presentan crecientes de manera tendencial. Por otra parte, las importaciones muestran una tendencia declinante desde el año 2014 hasta el 2020, mientras que los años 2021 y 2022 presentan un incremento significativo.

Entre 2012 y 2022 el monto total de exportaciones energéticas aumentó 20.3%, lo cual implica un crecimiento promedio anual del 1.9% en el valor energético exportado de los últimos diez años. Por otra parte, las

importaciones tuvieron un incremento absoluto del 41% en los últimos diez años y un aumento promedio anual del 3.5%.

En 2022, y por segundo año consecutivo, las exportaciones aumentaron significativamente menos que las importaciones: 58.9% y 120.2% respectivamente en relación a 2021. Esto resultó en un déficit comercial energético de USD 4,470 millones. En la última década, Argentina tuvo déficit energético en 9 de 10 años: sólo hubo superávit en el año 2020, momento en que la pandemia del Covid-19 paralizó el comercio internacional.

El saldo comercial energético ha sido deficitario desde el año 2012, con excepción del 2020, hasta el2 2022 con picos de déficit en los años 2013 y 2014 (USD -6,163 y USD -6,543 millones), donde se registró la mayor suma de importaciones de energía con USD 11,415 y USD 11.454 millones respectivamente. Sin embargo, el récord de importaciones energética fue en 2022 aunque también lo ha sido el de exportaciones.

Según los datos del Informe de Tendencias del IAE Mosconi en base a INDEC, en el año 2022 las cantidades exportadas de combustible y energía aumentaron 12.5% respecto a 2021, mientras que los precios fueron 43.7% mayores. A su vez, las cantidades importadas de combustible y lubricantes se aumentaron 278.3% respecto a 2021 y los precios de importación fueron 71.7% i.a. mayores.

Las importaciones de los principales productos energéticos en términos de cantidades muestran que en la última década hubo una disminución absoluta en las compras de gas natural de Bolivia (y marginalmente de Chile) del 34.3% debido principalmente a la incapacidad de Bolivia de garantizar volúmenes y la consiguiente renegociación del contrato de venta con Argentina.

A su vez, mientras las exportaciones de gas se redujeron, las compras de combustibles líquidos se incrementaron en la última década.

En 2022 hubo récord de importación de gasoil8 con un total de 2,558 mil m3 y un aumento del 29.7% respecto del año anterior. En términos absolutos, las compras de gasoil fueron 5.4% superiores a las del año 2012 y presentan una tasa de crecimiento anual promedio del 6.6%. Análogamente, se observan valores récord en la importación de naftas9 con un volumen total de 1,166 mil m3 y un incremento y del 100% respecto del año anterior, 200% respecto de 2012 y una tasa de crecimiento anual del 36.2% promedio en el periodo.

La importación de petróleo es nula en los años 2019, 2020 y 2022 luego de haber aumentado considerablemente entre 2012 y 2018, con un pico de compras al exterior en el año 2017 de 1.195 Mm3.

En el caso del gas natural, la importación de Bolivia se redujo 18.9% entre 2021 y 2022, y es 34.3% menor a la del año 2012. En los últimos diez años la importación de gas natural por gasoducto se ha reducido 4.1% promedio anual pasando de importar 5,835 MMm3 en 2012 a 3,835 MMm3 en 2022. Por esto, durante el año 2022 el 9.4% del total de gas entregado a los usuarios es gas natural importado de Bolivia.

La importación de Gas natural Licuado (GNL) se redujo 33.5% entre el año 2021 y 2022, mientras que en el último año fue 48.8% menor a la del año 2012 pasando de 4,595 MMm3 a 2,352 MMm3. Es decir, bajo este criterio la importación de GNL se redujo 6.5% promedio anual en la década, representado el 5.6% del total del gas entregado a usuarios en el año 2022.

En la suma del total del Gas entregado a usuarios el 15% es importado (Gas natural y GNL) totalizando compras al exterior por 6,187 MMm3. Esto es una reducción del 25% respecto del año anterior.

Las exportaciones de petróleo tuvieron un crecimiento importante en el último año mientras que las exportaciones de gas natural crecieron a niveles similares a los años 2019 y 2020.

Las ventas totales de gas natural al exterior fueron récord del periodo en 2022 y sumaron 1,935 millones de m3 a la vez que aumentaron 120.8% respecto a 2021 y 2,704% respecto a 2012. Se observa una tasa de crecimiento promedio anual del 39.6% en el periodo.

De igual manera, Las ventas totales de petróleo fueron récord del periodo en 2022 y sumaron 6,247 mil m3 a la vez que aumentaron 44.2% respecto a 2021 y 63.3% respecto a 2012. En este caso se observa una tasa de crecimiento promedio anual del 5% en el periodo.

El 56.7% de la exportación del año 2022 fue explicada por los envíos de crudo tipo Medanito, de la cuenca Neuquina en la provincia de Neuquén, cuyas ventas al exterior fueron 144.7% mayore a la del año anterior.

A su vez, la exportación de crudo tipo Escalante se redujo 9.2% ocupando el 28.9% del total exportado.

Las ventas al exterior de crudo de la Cuenca Austral suman 657 Mm3 de los cuales 311 Mm3 pertenecen a la producción off-shore. Los envíos de la cuenca Austral representaron el 11%del total y se redujeron 11% respecto del año anterior.

Por otra parte, los envíos de petróleo tipo Medanito de la Cuenca Neuquina suman 3,783 Mm3 de los cuales 3,540 Mm3 fueron producidos en la Provincia de Neuquén, 196 Mm3 en la Provincia de Rio Negro y 47 Mm3 en La Pampa. Estos envíos representaron el 61% del total exportado y aumentaron, en conjunto, 137% respecto del año anterior.

6. Subsidios al sector energético

En términos nominales, los subsidios energéticos y las transferencias de capital totales han crecido de manera tendencial durante los últimos diez años siendo los primeros los que realmente han determinado el dinamismo. Sin embargo, para realizar un mejor análisis se toman las cifras en dólares corrientes. De esta manera, se evidencia una disminución a partir del año 2016 medidos en dólares que se interrumpió en el año 2020.

La devaluación del Peso argentino durante los años 2018 y 2020, la pandemia del Covid-19 y el congelamiento extendido de precios y tarifas energéticas entre 2003 y 2015, y retomado en 2019, fueron eventos determinantes para el dinamismo de los subsidios.

Los episodios devaluatorios implicaron que algunos, que estaban/están nominados en dólares, fueron renegociados en el marco de un frente fiscal deteriorado y la ayuda financiera por parte del Fondo Monetario Internacional. A su vez, la delicada situación económica puso freno a los aumentos tarifarios, que tenían como contrapartida una reducción paulatina de los subsidios energéticos. Por último, aquellos subsidios establecidos en pesos se licuaron conforme a los episodios devaluatorios. Entre 2019 y 2022 el congelamiento tarifario continúo debido a la declaración de emergencia tarifaria y energética plasmada en la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva de diciembre de 2019 que resultó en un congelamiento de los cuadros tarifario de gas natural y energía eléctrica bajo jurisdicción nacional y que, en el caso de la energía eléctrica, fue replicado en las diferentes Provincias por invitación expresa de la Ley.

La sanción de la Ley fue previa a la irrupción de la pandemia del Covid-19. Es así que la situación de emergencia sanitaria, con su impacto en la actividad económica y en los ingresos, no fue el determinante en el congelamiento de los cuadros tarifarios debido a que ya estaba en plena vigencia la Ley 27.541.

En este sentido, entre 2012 y 2016 las transferencias totales a la energía crecieron 12%, explicado por un aumento del 16% de los subsidios corrientes que ocupan el 90% del total de las transferencias.

Las transferencias corrientes nominales en dólares al sector energético aumentaron 9.9% en el acumulado a diciembre de 2022 respecto del año anterior. Esto implicó mayores subsidios por un monto de USD 1,195 millones explicado por los subsidios a CAMMESA que aumentaron 23.4% anual en dólares y ocuparon el 66% del total de las transferencias corrientes.

En cuanto a la tendencia histórica de los subsidios energéticos en términos anuales, el Gráfico 6.1 muestra que el pico de subsidios se dio en el año 2014 con un total de USD 24,704 millones. A su vez, en los últimos once años los subsidios acumularon USD 150,900 millones, un monto que más que triplica el préstamo otorgado por el FMI en el año 2018.

En el año 2022 los subsidios energéticos son similares a los del año 2012, lo cual sugiere que el nivel de subsidios en dólares constante es menor al de aquel año, aunque bastante mayor a los observados entre 2017 y 2020.

Los programas relacionados a la producción de gas natural (Plan Gas no convencional, Plan Gas I, II y III y Plan Gas.Ar) han recibido transferencias por un total de USD 9,854 millones desde el año 2013, momento en el que comenzaron a entrar en vigencia. En el año 2022 solo quedaron transferencias significativas en el Plan Gas No Convencional (Resol. 46) y el reciente Plan Gas.Ar por un total de USD 407 millones.

En 2022 IEASA recibió subsidios por la suma de USD 3,026 millones lo cual implica un aumento de 6.6% respecto al año anterior. Los subsidios en dólares a IEASA se encuentra levemente por encima del promedio histórico siendo éste de USD 2.980 millones entre 2012 y 2022.

En total, el abastecimiento de gas natural tuvo un costo fiscal de USD 3,434 millones durante el año 2022, similar al promedio de los últimos diez años.

Las transferencias corrientes a IEASA se utilizan para cubrir la necesidad de importación de gas natural por gasoducto desde Bolivia y de Gas Natural Licuado (GNL) por barco. En este sentido, en 2020 la pandemia del Covid-19 resultó en una reducción del precio del gas a nivel mundial que pudo ser capitalizada, por parte de IEASA, mediante compras de gas a precios muy bajos. En particular, durante el año 2020 los cargamentos de GNL fueron adquiridos al menor precio histórico. Sin embargo, en el año 202 y en particular en el año 2022 a raíz de la invasión rusa en Ucrania, los precios aumentaron de manera considerable.

Por último, las transferencias de capital totalizaron USD 743 millones en 2022, y son 26.8% superiores a las del año anterior. El monto total lo explica IEASA que recibió USD 516 millones, un 32% menos de recursos que el año anterior.