Cadena del Petróleo y el Gas Natural en la Región Patagónica

Cadena del Petróleo y el Gas Natural en la Región Patagónica 3er Foro Federal de la Industria - Región Patagonia Jornada de Trabajo - 21 y 22 de mayo de 2004 El Calafate

-1- Enfoque del Trabajo y Objetivos - Este informe preliminar ha sido elaborado para su utilización en el trabajo de las Mesas del 3er Foro Federal de la Industria (Región Patagónica) - El mismo se elaboró en base a la revisión de estudios existentes, la generación propia de información y el contacto con diferentes eslabones de la Cadena del Petróleo y el Gas Natural - Como resultado se intenta interpretar las visiones de los participantes de la Cadena de manera de servir de base al trabajo de hoy - Se propone su análisis en forma conjunta y efectuar las observaciones que permitan agregar valor y generar una VISION COMUN y una AGENDA DE TRABAJO conjunto

Las cadenas del petróleo y el gas natural constan de 4 etapas, en las cuales se explora y extrae el hidrocarburo, se transporta y luego se refina y distribuye Sector Industria del Petróleo PETRÓLEO Etapa Principales Actividades Upstream Midstream Downstream Comercialización Exploración sísmica y perforación Perforación - cementación, perfilaje, entubamiento Extracción - mantenimiento del pozo Tratamiento del petróleo: separación de gases, deshidratación Transporte del crudo a las refinerías o puertos de embarque, por: - vía terrestre (camión, ferrocarril) - vía marítima - oleoducto Refinación del petróleo crudo - Destilación primaria o topping - Procesos secundarios de conversión (reforming, cracking, coqueo, hidrocracking, isomerización, etc.) Mercado interno - petróleo crudo - productos derivados del petróleo Mercado externo - petróleo crudo - productos derivados del petróleo Sector Industria del Gas Natural GAS NATURAL Etapa Principales Actividades Exploración / Perforación / Extracción Tratamiento del gas: - Gas asociado: separación de gas y petróleo - Gas no asociado: separación de propano y butano en planta LTS Almacenamiento Precios desregulados Fuente: Análisis propio en base a entrevistas Producción Transporte Distribución Compresión Transporte por gasoducto Separación de derivados: la realiza el productor o el transportista Exportación GNL: licuefacción transporte regasificación Tarifas reguladas; en proceso de renegociación de contratos -2- Distribución de los productos del Gas Natural Usuarios Residenciales Comercios PyMEs Usinas eléctricas Estaciones de GNC Almacenamiento Tarifas reguladas; en proceso de renegociación Comercialización Comercialización: a cargo de distintos agentes de la cadena Mercado Interno Mercado Externo Precios libres

El petróleo es la fuente de energía más importante del mundo, y sus reservas se encuentran concentradas en países del Medio Oriente (petróleo) y Rusia (gas) Matriz Energética Mundial Participación de las distintas fuentes de Energía Total: 9405 Millones de TEP* - Año 2002 26% 6% 38% Total: 9405 MM de TEP 24% 6% Reservas Mundiales de Petróleo por Región Total: 166,6 Mil Millones de m 3 - Año 2002 Gas Natural Hidroelectricidad Carbón 60,7 y Leña 40,6 años años Petróleo Nuclear Tendencias Mundiales de los Hidrocarburos El Petróleo es el commodity de mayor peso en el comercio internacional, y su precio es ciertamente uno de los más volátiles Los países miembros de la OPEP tienen la capacidad de regular su producción y comercio, actuando colectivamente El Gas Natural no puede ser tan fácilmente comercializado internacionalmente, dado que requiere inversiones mayores para su transporte Sin embargo, el Gas Natural es cada vez más un bien transable a nivel regional, a través de una extensa red de gasoductos Reservas Mundiales de Gas Natural por Región Total: 155,8 Billones de m 3 - Año 2002 66% 7% 4% 5% 9% 9% 0,3% Norte América America Central y del Sur** Argentina Europa Eurasia Medio Oriente Africa 36% 8% 4% 39% 5% 4% 0,5% Norte América America Central y del Sur** Argentina Europa Eurasia Medio Oriente Africa Asia Pacífico Asia Pacífico * TEP: Toneladas equivalentes de petróleo ** América Central y del Sur excluye a la Argentina Fuente: World Oil / BP Statistics -3-

En el mundo, la Argentina es un partícipe pequeño en escala productiva Producción Mundial de Petróleo Millones de M 3 Diarios Período 1992-2003 La producción de petróleo está atada a la la evolución de la la economía mundial 11,4 11,1 10,8 10,7 10,5 11,9 11,7 11,8 12,2 11,8 11,4 TACC* 1,5% Producción Mundial de Gas Natural En Miles de Millones de m 3 Período 1992-2002 2.290 2.352 2.493 2.528 2.436 2.235 2.239 2.101 2.141 2.0452.080 TACC* 2,1% 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Producción Mundial de Petróleo por Región Total: 12,16 Millones de M 3 Diarios Año 2003 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Producción Mundial de Gas Natural por Región Total: 2527,6 Miles de Millones de m 3 Año 2002 28% 11% 22% 11% 19% 8% 1,1% Norte América America Central y del Sur** Argentina Europa Eurasia Medio Oriente Africa TACC: Tasa Anual de Crecimiento Compuesto ** América Central y del Sur excluye a la Argentina Fuente: World Oil / International Energy Agency / BP Statistics Asia Pacífico -4-9% 40% 5% 12% 30% 3% 1,4% Norte América America Central y del Sur** Argentina Europa Eurasia Medio Oriente Africa Asia Pacífico

Fuente: IAPG / Informe Petrosur -5- pero con un muchos pozos en actividad; por una relativamente baja productividad media por pozo Potencial Petrolero: Países Seleccionados Año 2002 Reservas de Petróleo (MM de M 3 ) Arabia Saudita EEUU Argentina 41.209 3.392 448,4 Producción de Petróleo (miles de M 3 /día) - Año 2003 1.348 1.264 118 Producción Promedio (M 3 / día / pozo) 759 1,68 7,79 Pozos de Petróleo en Actividad 1.560 563.360 15.144 Pozos Perforados y Producción Diaria Pozos Perforados: En Unidades Año 2003 Producción Diaria: Miles de M 3 /día Año 2003 30498 1264 1348 1200 Pozos Perforados Producción Diaria En Argentina los pozos tienen una declinación promedio en su producción del 14% anual. 362 266 310 118 483 283 605 601 615 320 Esto implica un mayor requerimiento de exploración y perforación EEUU UK Arabia S. Argentina Brasil México Venezuela

Fuente: IAPG -6- Evolución Histórica del Mercado Petrolero Argentino Producción y Demanda Interna Período 1950-2003 60 50 Producción Interna (YPF) Producción Interna (Resto) MM m 3 / año 40 30 Petróleo Importado Curva de Demanda Interna Saldos Exportables 20 10 0 1950 1960 1970 1980 1990 2000

Fuente: Análisis propio -7- La industria del Petróleo y del Gas es una importante fuente de creación de actividad local, con un valor agregado del orden de los U$S 11.500 millones (en 2001), y el desarrollo de numerosos sectores vinculados Su importancia radica en que tanto el Petróleo como el Gas y sus Derivados, son insumos vitales para el desarrollo de otras industrias. Generación de Valor de la Industria (Estimado) Año 2001 Exploración, Producción y Transporte de Petróleo U$S 6.500 MM Sectores que Utilizan a los Hidrocarburos como Insumo Clave Observaciones Exploración, Producción, Transporte y Distribución de Gas Natural Separación y ventas de Gas Licuado de Petróleo (GLP) Refinación de Combustibles Líquidos TOTAL U$S 2.000 MM Industria El El Agro La Industria utiliza los hidrocarburos: - Como Insumo (plásticos petroquímica, otras) - Como Combustible U$S 600 MM 14% de los costos directos del U$S 2.400 MM U$S 11.500 MM Transporte sector lo representan los combustibles y sus derivados El agro consume el 27% de la oferta interna del gas oil 25% de los costos del transporte suburbano lo representan los combustibles El transporte consume el 50% de la oferta interna de gas oil

En este sentido, la industria es fuertemente generadora de actividad en múltiples sectores, con un alto impacto sobre el PBI Operadores de la Cadena de Gas y Petróleo Upstream Midstream Downstream Exploración y Explotación: Petróleo 33 productores Gas - 31 productores Concentración geográfica: Petróleo Cuenca Neuquina y Golfo de S.J. Gas - Cuencas Neuquina, Austral y NOA Transporte: Petróleo 10 empresas transportistas Gas 2 transportistas 4 Empresas principales de Refinación (Petróleo). Concentración Geográfica: Provincia de Buenos Aires y Mendoza 9 Distribuidoras Gas Concentración Geográfica: Buenos Aires y centros poblados Requerimientos de elevadas inversiones y desarrollo tecnológico Importante presencia de Compañías internacionales regionales y locales Grado variado de integración Actividad intensiva en requerimientos de capital Sectores Vinculados Servicios Específicos Sísmica Perforación Terminación y Reparación Inyección Perfilaje / Ensayo de pozo Waste Management Cementación Estimulación de pozos Fuente: IAPG / Secretaría de Energía Proveedores de Bienes Tubos Bombas Cabezas de Pozo Trépanos Aparatos de Bombeo Compresores de Gas Químicos Tanques de Almacenamiento -8- Servicios Generales Tendido de Línea Obra Civil / Mecánica Transporte Tornerías y Talleres Metalúrgicos Impacto sobre múltiples actividades Concentración variada según la actividad Coexistencia de PyMEs locales y Multinacionales Fuerte generadora de Mano de Obra Alto grado de especialización

Fuente: Ministerio de Economía / Matriz Insumo Producto -9- y en el empleo, estimándose en más de 400.000 puestos de trabajo directos e indirectos en todo el país Empleo Directo por Actividad En Miles de Empleados Subtotal: 112.800 51,8 21,6 9,5 2,0 4,3 23,6 Producción de Petroleo y Gas Refinación y Comercialización Ductos Distribución Petroquímica Electricidad Empleo Indirecto por Actividad En Miles de Empleados Subtotal: 331.700 Total Empleos Directos e indirectos : 444.500 70,0 91,1 5,6 18,1 63,5 83,4 Producción de Petroleo y Gas Refinación y Comercialización Ductos Distribución Petroquímica Electricidad

Fuente: IAPG / Análisis propio -10- Asimismo, el sector es impulsor del desarrollo regional, disperso geográficamente a nivel Nacional, y destacándose su papel en las provincias patagónicas Reservas de Petróleo Reservas de Gas Natural Miles de m 3 Mil Millones de m 3 NOROESTE CUYANA NEUQUINA GOLFO SAN JORGE 25,326 (6%) 31,097 (7%) 179,547 (40%) 188,040 (42%) 129,481 (20%) 545 (0%) 344,567 (52%) 40,289 (6%) AUSTRAL 24,416 (5%) TOTAL COMPROBADAS AÑOS DE PRODUCCIÓN RESERVAS PROBABLES 148,641 (22%) 448,426 663,523 10,2 años 14,5 años 179,687 306,117 En la Patagonia, los yacimientos se encuentran en lugares alejados de los centros de consumo, despoblados y de climas extremos, dándole a la industria un carácter colonizador y de arraigo en zonas de frontera y de bajísima densidad poblacional Alta Inserción Social de la Actividad Mejoras en la Infraestructura local Generador de desarrollo industrial en sectores vinculados

Fuente: IAPG / Secretaría de Energía -11- La producción de petróleo sufrió una caída en los últimos años, en contraposición con la situación en el mercado de gas Producción Argentina de Petróleo En Millones de m3 Principales Productores de Petróleo Año 2003 Repsol YPF 44,59% 28,6 32,2 34,4 38,7 41,7 TACC 8% 45,5 48,4 49,1 46,5 44,8 45,3 44,1 43,0 Declinación de yacimientos maduros Pan American Chevron Petrobras Tecpetrol Total Austral Vintage 12,60% 9,56% 7,18% 4,40% 4,01% 3,88% Pecom 3,48% 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Producción Argentina de Gas Natural En Miles de Millones de m 3 34,6 30,5 26,7 27,7 25 50,60 42,4 45,1 46,1 45,9 37,1 38,6 TACC 6% La apertura a la la actividad privada y los bajos precios del gas incentivaron la la demanda RESTO 10,31% Principales Productores de Gas Natural Año 2003 Repsol YPF Total Austral 19,78% Pan American 10,98% Pluspetrol 10,06% Petrobras 6,51% Tecpetrol 6,46% Chevron 2,69% 33,24% 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 RESTO 8,16%

La desregulación de la industria generó un aumento de la producción que permitió la exportación de excedentes de petróleo y gas Exportaciones de Petróleo, Gas y Derivados En Millones de U$S 4776 Gas Natural Prod Derivados Crudo 3060 3091 25 2147 746 880 555 1592 2314 2186 2689 2161 139 85 981 685 1391 1569 4313 199 1421 2693 4072 4030 320 316 264 2221 1427 1610 2329 2156 2235 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Destino de las Exportaciones de Petróleo Destino de las Exportaciones de Gas Natural En Términos Porcentuales - Valor FOB En Términos Porcentuales Valor FOB 7% 26% Brasil Chile EEUU Otros 4% 5% 0% 18% 19% 22% 30% 21% 15% 11,2% 19% 24% 0% A Chile A Uruguay A Brasil 6% 1% 14% 10% 1% 1% 1% 6% 1% 31% 36% 41% 44% 50% 56% 60% 100% 100% 99% 93% 85% 89% 93% 36% 25% 25% 33% 28% 10% 5% 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003-12- 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

La Patagonia genera más del 80% de la producción nacional de Petróleo y Gas, constituyéndose en una de las principales actividades de la región Producción de Petróleo por Región Total = 118,082 m3/día 43,0 Millones m 3 - Año 2003 Austral Noroeste Patagonia: Cuyana 7% 3% 91% 6% Producción de Gas Natural por Región Total = 138,904 Miles de m3/día 50,6 Miles de Millones de m 3 - Año 2003 Golfo San Jorge Cuyana 0% 7% Patagonia: 84% Noroeste 16% 46% Neuquina 59% Neuquina Golfo San Jorge 38% Austral 18% Importancia de la Patagonia para el Sector En Términos Porcentuales respecto del Total Nacional Resto del País Patagonia 2% 20% 13% 16% 20% 32% Aporte del Sector de Energía y Petróleo a la Economía Regional Participación del sector en el PBG de la Patagonia Año 2002 63% Restantes Sectores 80% 87% 68% 84% 98% 80% 37% Sector PyG Reservas Gasíferas Reservas Petroleo Empleo* Pozos de Petroleo Pozos Gasíferos *Empleo excluye Petroquímica e indirectos de Refinación Fuente: Secretaría de Energía / FIEL / INDEC / Análisis propio Regalias -13- Producto Bruto Geográfico

con una importante masa de ingresos a las cuentas públicas de las provincias que la integran Regalías de Petróleo Crudo Regalías de Gas Natural Millones de U$S* 841,6 Resto del País $ 2077,3 151,9 Patagonia 690,6 671,4 143,7 140,4 502,7 87,9 355,3 689,6 64,7 546,9 531,1 414,7 290,6 $ 1778,2 593,8 119,8 474,0 Millones de U$S* Resto del País Patagonia 169,4 27,1 86,2 9,2 142,4 73,0 193,7 34,2 159,5 210,4 40,3 170,1 $ 299,4 96,8 18,9 77,9 $ 341,1 113,9 23,2 90,7 1993 1999 2000 2001 2002 2003 1993 1999 2000 2001 2002 2003 * Tipo de Cambio Promedio 2002 = 3.09 Tipo de Cambio Promedio 2003 = 2.99 Fuente: Secretaría de Energía / CEI / Análisis propio -14-

Fuente: Secretaría de Energía / Enargas -15- La estructura de la matriz energética ha verificado un cambio en su composición, en donde el gas representa actualmente el 46,4% del total Matriz Energética Primaria Argentina En Millones de TEP 1990 49,0% Gas Natural 2002 40,4% 3,2% 3,7% Total: 47,8 MM de TEP 3,0% 2,4% Hidroelectricidad Carbón y Leña Petróleo 1,9% 6,1% Total: 63,6 MM de TEP 1,6% 3,6% 38,7% Nuclear Otros 46,4% Demanda Interna de Derivados de Petróleo En Términos Porcentuales Año 2002 Demanda Interna del Gas En Términos Porcentuales Año 2003 Total 30,828 Miles de Millones de m 3 Usuarios Industriales Transporte Comercial y Público Usuarios Industriales Usuarios Residenciales Comerciales 7% 15% 69% 8% 1% 34,7% 28,4% 22,4% 8,6% 3,3% 2,7% Agropecuario Usuarios Residenciales Centrales Eléctricas GNC Otros

-16- Inversiones en el Sector Energético Inversiones Realizadas entre los años 1990 y 2000 En Millones de U$S / Período 1990 2000 Incluye Adquisiciones U$S 9.109 MM U$S 7.689 MM U$S 2.849 MM U$S 16.475 MM Formación de Capital U$S 78.024 Millones U$S 40.978 MM U$S 41.904 MM Adquisiciones U$S 37.048 MM Participación del Sector en el PBI Nacional Exploración y Producción Refinación / Comercialización Transporte y Distribución Petroquímica Electricidad 2,17% 2,48% 0,49% 0,51% 1,32% Total Inversiones 1990/2000 6,97%

El aumento del consumo de gas fue influido, entre otros factores, por el diferencial de precios Precios del Gas Natural en Boca de Pozo En U$S / MM BTU* - Año 2003 Precio Mercado Interno 1,45 Precio Exportación 1,2 1,03 0,89 0,51 0,42 0,36 1,7 Comparación de Precios de Combustibles Residenciales en Buenos Aires En U$S/ MM BTU Pre y Post devaluación 20,84 15,81 Pre-devaluación Post-Devaluación 6,92 3,39 Cuenca Neuquina Cuenca NOA Cuenca Austral Bolivia El congelamiento de precios en boca de pozo, originó señales que alentaron la sustitución de combustibles alternativos (como el GLP y el fuel oil) por el Gas Natural GLP Residencial Gas Natural Comparación de Precios de Combustibles Industriales en Buenos Aires En U$S/ MM BTU Pre y Post devaluación Pre-devaluación Post-Devaluación 3,90 1,40 5,00 6,20 * BTU: British Termal Unit -17- Gas Natural Usuario Firme Fuel Oil

La diferencia de precios e impositiva entre los distintos combustibles, genera desequilibrios en el mix de consumo de los hidrocarburos Comparación de Precios en Surtidor de Nafta, Gasoil y GNC en el Mercado Local En U$S/MM BTU* - Enero Año 2004 Evolución Mix de Consumo naftas + gas oil + GNC En base a kep** - Período 1993-2003 Precios en surtidor (incluye impuestos) 19,7 6% 8% 8% 8% 9% 10% 9% 10% 12% 14% 17% 12,6 53% 55% 56% 57% 58% 59% 67% 68% 68% 66% 65% 4,9 41% 38% 36% 35% 33% 31% 24% 22% 20% 20% 19%.... GNC Gas Oil Nafta Super.. 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Naftas Gas oil GNC * BTU: British Termal Unit ** kep = kilo equivalente de petróleo -18-

Fuente: Secretaría de Energía / Enargas / Análisis propio -19- Los cambios en la demanda relativa de los distintos combustibles genera desequilibrios en la producción de las refinerías, con la consecuencia de importantes costos logísticos adicionales e inversiones para su readecuación Las diferencias impositivas entre el gas oil y la nafta, llevaron a un cambio en el mix de consumo, en donde el consumo de gas oil superó largamente al de la nafta, debiendo las refinerías (las cuales tienen parámetros de producción de derivados poco variables) adaptar su operación a dos esquemas alternativos: Operar al 100% de su capacidad destinando los excesos de nafta al mercado externo Operar a una capacidad reducida importando el gas oil necesario para cumplir con sus obligaciones comerciales Evolución del Destino de la Producción de Naftas Período 1994-2003 Exportación Período 1993-2003 Consumo Interno Evolución de la Oferta Interna de Gas Oil Importación Producción Local 79% 82% 82% 79% 76% 66% 58% 59% 49% 58% 97% 89% 85% 91% 93% 90% 90% 94% 98% 98% 98% 21% 18% 18% 21% 24% 34% 42% 41% 51% 42% 3% 11% 15% 2% 9% 7% 10% 10% 2% 2,3% 6% 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Fuente: Secretaría de Energía / Análisis propio -20- Desarrollo de las inversiones en exploración de Petróleo y Gas Evolución de los Pozos Petrolíferos Terminados Período 1993-2003 Evolución de Pozos Gasíferos Terminados Período 1993-2003 41 518 44 825 56 48 38 1297 1247 984 95 103 126 118 96 70 28 74 82 95 22 684 Exploración Explotación Avanzada 373 680 1063 824 981 108 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 14 31 7 18 17 13 19 74 12 17 10 48 12 36 31 5 6 5 9 5 6 Exploración Explotación Avanzada 27 3 55 8 7 71 79 46 50 16 16 8 11 5 3 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 0 2 Hoy la exploración es más cara (en términos de trade-off) y de mayor riesgo geológico Esto hace que la competencia con otras regiones del mundo dificulta el avance de Argentina en exploración Condiciones Necesarias para reactivar la inversión en el Sector: Reglas de juego claras y estables en el tiempo Incentivos a la exploración en zonas de alto riesgo geológico - áreas no exploradas Necesidad de una visión de largo plazo con políticas alineadas para lograr promover la satisfacción de la demanda A partir del 2001 se produjo una caída en dicha inversión en exploración, fundamentalmente en pozos gasíferos

Esto impacta directamente sobre las reservas y la capacidad de abastecimiento local, pudiéndose agravar la situación por el incremento del consumo interno y las exportaciones de gas Reservas Comprobadas de Petróleo en Argentina En Millones de m 3 Período 1992 2003* Reservas Comprobadas de gas natural en Argentina En Miles de Millones de m 3 Período 1992 2003* 321 352 358 379 413 417 438 488 473 458 448 424 540 517 536 619 686 684 687 748 778 764 664 610 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 En años (en función a la producción) En años (en función a la producción) 9,9 10,2 9,2 9,1 9,1 8,6 8,9 10,5 10,6 10,1 10,2 9,9 21,6 19,4 19,3 20,3 19,8 18,4 17,7 17,6 17,2 16,6 14,5 12,1 La caída de reservas en años se haría más evidente ante el incremento de la demanda resultado de la recuperación de la economía 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 * Año 2003 Estimado Fuente: Secretaría de Energía / IAPG -21-1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

-22- La capacidad de transporte de gas se ha expandido un 69% en los últimos años, aunque continua saturándose en época invernal Evolución de la Red de Transporte Troncal En Km / Período 1993-2002 Los gasoductos de transporte interno tienen una capacidad total de 120,8 MMm3/dia y una extensión de 12.773 Km, con 5 subsistemas conectados en GBA, principal centro de consumo La capacidad de los gasoductos de exportación llega a 48 MMm3/dia y está dirigida principalmente al mercado chileno 1993 2002 Longitud Cap. Nom. Longitud Cap. Nom. (Km) (MM M 3 /d) (Km) (MM M 3 /d) TGN 4.164,3 24,8 5.485,2 54,4 Norte 2.081,2 13,4 2.562,6 22,5 Centro Oeste 1.310,5 11,4 2.142,1 31,9 Tramos Finales 772,6 780,2 TGS 6.027,7 46,6 6.236,1 66,35 Neuba I 643,4 11 643,4 13,5 Neuba II 592,0 18,5 682,4 28,4 San Martín 2.312,4 15,4 2.752,7 22,3 Tramos Finales 1.841,0 2.076,1 Anillo Bs As 82,1 82,1 Regionales Cordillerano 243,7 1,2 312,8 1,2 Plaza Huincul-Senillosa 67,1 0,5 67,3 0,45 Mainque-Conesa 246,0 219,6 0,5 Interconexión y derivación - - TOTAL SISTEMA TRANSPORTE 10.192,0 71,4 12.230,3 120,75 +69% TGN TGS

-23- Los problemas de abastecimiento interno de gas, pueden generar un impacto negativo sobre el crecimiento de la economía Evolución del Consumo de Gas En Millones de M 3 / Período 1993-2003 Contexto de la Problemática del Gas Natural 35 30 25 20 15 10 5 0 Industria GNC 7,4 7,2 0,8 0,9 5,9 5,7 7,2 1,0 Centrales Resto 8,7 8,2 8,8 8,4 7,4 7,3 7,4 8,4 1,5 1,7 2,6 1,1 1,3 1,4 1,9 2,0 8,5 8,6 8,5 7,1 10,7 10,9 8,7 8,9 7,8 7,7 8,8 9,2 9,8 9,7 9,9 9,8 10,0 9,7 9,8 10,7 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 El incremento del consumo del gas, tanto en la industria, como residencial y en transporte genera desequilibrios entre la oferta y la demanda Adicionalmente, se produce un cuello de botella en el transporte de gas (cuyo precio está regulado para el mercado interno) Como resultado de la falta de gas, los cortes energéticos, pueden dificultar la recuperación industrial El incremento en la producción de gas fue absorbido por la recuperación del mercado interno y por el incremento en las exportaciones

Existen 22 cuencas sedimentarias, pero sólo 5 están en producción. El potencial exploratorio se encuentra tanto en áreas off-shore como on-shore Mapa de Cuencas aún no Productivas CUENCAS SEDIMENTARIAS Total % Cuencas Productivas Cuencas no Productivas 590.400 Km2 1.254.600 Km2 32% 68% Cuencas On - Shore Cuencas Off Shore (hasta 200 mts) 1.457.550 Km2 387.450 Km2 79% 21% Áreas Bajo Riesgo Áreas mediano Riesgo Áreas Alto y Muy Alto Riesgo Cuencas Improd. Muy Alto Riesgo 55.360 Km2 110.700 Km2 424.350 Km2 1.254.600 Km2 3% 6% 23% 68% Fuente: Petrosur -24- el cual debe estimularse equilibradamente con: - Los requerimientos ambientales - El desarrollo social de las regiones involucradas - Las exigencias de las regalías por parte de las provincias

-25- Análisis de fortalezas y debilidades del sector Fortalezas - Importantes cuencas no exploradas con posibilidades geológicas (incluyendo off-shore), aunque con alto riesgo - Buena capacidad instalada de refinación de petróleo y transporte de gas - Los criterios de calidad, productividad, seguridad y cuidado del medio ambiente siguen criterios internacionales de creciente exigencia (alta concientización) - Balanza comercial positiva - Muy buen posicionamiento en gas natural - Recursos humanos altamente capacitados para todas las actividades, incluido Investigación & Desarrollo - Existencia de varias cuencas sedimentarias: producción diversificada geográficamente Debilidades - Ausencia de una Visión de Mediano y Largo Plazo, que contemple las interacciones entre las distintas fuentes de energía y el aprovechamiento de las capacidades instaladas - Previsibilidad de las reglas de juego - Insuficiente inversión en exploración - Distorsión de precios de los combustibles en el mercado doméstico (especialmente por el Gas). Falta de incentivos para explorar en los precios del gas - Poca infraestructura en localidades petroleras patagónicas (caminos, conexiones, vuelos entre ciudades, localidades con baja radicación de familias) - Insuficiente resguardo de la información petrolera (geológica y geofísica) - Alto costo de capital (prima de riesgo)

-26- Análisis de fortalezas y debilidades del sector (Cont.) Amenazas - La carga impositiva distorsiona los precios finales de los combustibles, cambiando la configuración de la producción de combustibles - Acciones descoordinadas de las provincias productoras, entre ellas y con la Nación, al desarrollar su propia normativa y política fiscal - Riesgos de pérdida de productividad e inversiones por el descontrol de la acción gremial y la protesta social (piquetes y agresiones a instalaciones) Oportunidades - Mayor desarrollo de la industria por el mantenimiento de altos precios del WTI (Acción coordinada de la OPEP) - Incremento de la demanda global: EEUU planea redireccionar su demanda externa de crudo y derivados. Crecimiento de consumo de energía en China - Oportunidad de integración energética regional - Aumento de la participación regional del gas en la matriz energética como fuente eficiente de generación de Energía Eléctrica (potencial de exportación) - Países limítrofes con poca industria gasífera - Oportunidades en Gas para el desarrollo de: Producción de Metanol (hoy Chile lo produce con gas argentino) Producción de Fertilizantes GTL (Gas to Liquid) que permite transformar el gas en combustible líquido