La producción de petróleo aumentó en octubre de 2018 acumulando ocho meses de incrementos inter anuales consecutivos. La producción acumulada de los últimos doce meses crece levemente.  El desagregado muestra que la producción de PETRÓLEO CONVENCIONAL (88% del total)  disminuyó en octubre 4% i.a y 2,4% en el acumulado del último año móvil. La producción de PETROLEO NO CONVENCIONAL (11,4% del total)  se incrementó 56,6% i.a y 38,9% en el año móvil.

En el mes de octubre de 2018 la producción de petróleo tuvo un incremento i.a. del 2% respecto al mismo mes de 2017, siendo el octavo mes consecutivo de aumento interanual en la producción. Sin embargo, para analizar este dato debe tenerse presente que el nivel de producción en octubre de 2017 estuvo entre los más bajos de las últimas dos décadas. 

Por otra parte, la producción acumulada de petróleo durante los últimos doce meses fue un 1,4% superior a la de igual periodo del año anterior. Sin embargo, al igual que el caso interanual, para analizar este dato hay que tener en cuenta que la producción en los meses de 2017 ha sido la más baja de la últimas dos décadas.

Desagregado por principales operadores se observa que YPF ha incrementado su producción acumulada en el último año móvil un 2,8%, Pan American Energy 4,3% y Tecpetrol 7,3%. Estas tres empresas ocupan el 72% de la producción total de petróleo.

Desagregando por principales operadores, en la cuenca Austral se observa que hay un incremento en la producción acumulada en el año móvil de Total del 3,1% (off-Shore), ENAP Sipetrol del 34,8% (Off-Shore) y Roch (On-Shore) del 142,5%, Estas empresas representan el 30%, 24% y 22% del total de la cuenca respectivamente.

 La producción de petróleo no convencional aumentó 56,6% i.a y 38,9% en el acumulado de los últimos doce meses a octubre de 2018 según datos de la Secretaría de Energía (capitulo IV).

La producción de petróleo no convencional se incrementó 56,6% i.a debido al aumento del 65,5% i.a en el Shale y del 0,7% i.a en el Tight. La producción acumulada en los últimos doce meses de shale creció 39,7% mientras que la de Tight aumentó 34,9% en el mismo periodo.

En el mes de octubre de 2018 la producción no convencional representó el 15,2% del total, mientras que  en el acumulado del último año móvil a octubre es del 12,3% del total producido.  

 La producción de Gas Natural se incrementó 7,5% i.a en octubre  de 2018 respecto del mismo mes de 2017 acumulando once meses de incrementos inter anuales consecutivos. La producción acumulada  en los últimos doce meses a octubre 18 aumentó 4,6% respecto a igual periodo del año anterior. TECPETROL: nuevamente presenta un crecimiento notable.

La Cuenca Austral y la Cuenca Neuquina, que concentran el 84% de la producción Nacional, aumentan su producción acumulada anual 6,4% y 13,1% respectivamente.

Desagregando por principales operadores se observa que la producción acumulada del último año móvil de YPF y  Pan American Energy ha sido 0,7% y 3,5% menor respectivamente. Estas empresas representan el 44% del total. En contraste, Total Austral, que produce el 25% del gas en Argentina, aumentó su producción acumulada en el último año móvil 0,4%.

TECPETROL  con un peso del  7% en el total de la producción nacional duplicó nuevamente su producción acumulada en el último año móvil con un aumento del 119% pasando de 1.481 MMm3 a 3.248 MMm3. Esto implica un aporte de 1.767 MMm3, es decir 3,9 puntos porcentuales de los 4,6 totales que resultó la variación acumulada del año móvil. Esto implica que Tecpetrol ha explicado el 85% del incremento observado en la producción de Gas Natural.  

La producción de GAS NATURAL CONVENCIONAL (66% del total) sigue disminuyendo: en octubre 7,5% i.a y 5,7% en el acumulado del último año móvil. Por el contrario, la producción de GAS NATURAL NO CONVENCIONAL  se incrementa 46,9% i.a y 33,8% en el año móvil siendo el 33,5% del total anual producido. 

La producción de GAS NATURAL NO CONVENCIONAL (33,4% del total)   aumentó 46,9% i.a y 33,8% en el acumulado de los últimos doce meses a octubre de 2018 según los datos de la Secretaría de Energía (capitulo IV).

La producción de gas no convencional se incrementó 46,9% i.a debido al aumento del 243% i.a en el Shale gas, que compensó la caída del 6,3% i.a en la producción de Tight.

La producción acumulada en los últimos doce meses de shale gas creció 164,3% mientras que la de Tight aumentó 5% en el mismo periodo. 

Las ventas de naftas y gasoil disminuyeron en el mes de octubre de 2018 medidas en cantidades. Esta vez la variación fue de -5,4% i.a mientras que en el cálculo acumulado para el último año móvil tuvieron un aumento del 1,6%. Las ventas de Gasoil acumuladas durante los últimos 12 meses tuvieron aumento del 0,7% respecto a igual periodo del año anterior, mientras que las Naftas aumentaron sus ventas acumuladas en el año móvil 4,2%.

·       El Petróleo procesado acumulado para el último año móvil presenta una disminución del 3,9%. Esta caída en el procesamiento de petróleo en el año móvil (-3,9%) se contrasta con la suba en la demanda de naftas y gasoil (+1,6%), lo cual sugiere que las importaciones de combustibles líquidos aumentan.

 El Gas entregado en el mes de septiembre de 2018 totalizó 3.885 millones de m3. Las entregas totales fueron 0,8% inferiores en términos i.a mientras acumula un aumento del 2,4% en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior. El Gas entregado a los usuarios residenciales disminuyó 18,4% i.a a la vez que en el acumulado del último año móvil presenta un incremento del 1,5%. Por otra parte, el Gas entregado a la Industria tuvo un aumento del 4,7% i.a y de 6% en el acumulado para el último año móvil. Las Centrales Eléctricas tuvieron un consumo 11,7% superior al de septiembre de 2017 mientras que han aumentado su demanda un 2,7% en el acumulado de los últimos doce meses corridos.

Este crecimiento de consumo de gas natural en centrales térmicas refleja un proceso de sustitución entre combustibles al interior del sector energético.

La  producción nacional de gas natural crece a un ritmo levemente superior al ritmo de crecimiento  de la demanda interna (spread de 2,1%). El hecho de que en crecimiento en la demanda de gas en el acumulado para el año móvil sea 2,4% y de la oferta 4,6%  implica una baja en las importaciones de este combustible en 10,9%, reflejado en la menor  importación de Gas de Bolivia y principalmente de GNL.

 El precio spot del gas natural Henry Hub fue de U$S 3,28 MMBtu (millón de Btu) en octubre de 2018, incrementándose 13,9% i.a y 9,3% respecto al mes anterior. En el caso Argentino, el precio del Gas Natural en boca de pozo  (lo que reciben los productores locales) fue de 4,72 US$/MMbtu en junio de 2018 (último dato disponible), lo cual implica un precio 6,9% inferior al mes anterior aunque 30,3% superior a igual mes del año anterior.

 Para el mes de octubre de 2018, la demanda total de energía eléctrica fue 3,4% inferior a la del mismo mes del año anterior; la demanda del último año móvil (periodo octubre 2017 a septiembre2018) aumentó el 1,7% respecto a igual periodo del año anterior.

Los datos referentes a la variación de la demanda media del último año móvil son positivos para todas las categorías de consumo: la categoría residencial aumentó 3%, mientras los usuarios comerciales aumentaron 1% su consumo medio del último año móvil. Adicionalmente, los datos son también positivos para  la demanda media móvil de la categoría industrial/comercial (+0,6%).

En octubre de 2018 el costo monómico medio (costo promedio de generación eléctrica) respecto a septiembre de 2017 tuvo un incremento del 127,8% i.a, mientras que el precio monómico estacional (precio promedio que paga la demanda) aumentó 125,7% i.a. Estas variaciones están muy por encima del índice de precios internos mayoristas (IPIM), que en el mismo periodo se incrementó 76,6%.

Con estos valores, el precio promedio que paga la demanda alcanza a cubrir el 50% de los costos de generación, siendo el resto cubierto con subsidios. A igual mes del año anterior, el precio pagado por la demanda cubría el 48% de los costos de generación eléctrica, lo cual implica que a pesar de que los precios que paga la demanda por la energía eléctrica subieron más que el IPIM, no se ha logrado la recuperación de los costos. Es decir, que el esfuerzo que ha hecho la población en pagar la recomposición tarifaria no ha logrado su objetivo primordial: cubrir el costo de generación.

 La producción total de biocombustibles medida en toneladas disminuyó 12,6% i.a en septiembre de 2018, mientras que arroja una variación positiva del 2,5% en el cálculo acumulado para el año móvil al mes de referencia.

La producción de Bioetanol en base a maíz y caña de azúcar aumentó 3,1% i.a en septiembre de 2018. Mientras que en el cálculo acumulado durante los últimos 12 meses al mes de referencia la producción aumentó 4,5%.

La producción de Biodiesel disminuyó en el mes de agosto de 2018, siendo un 18,6% menor respecto al mismo mes del año anterior. Por otra parte, se observa un aumento del 1,9% en la producción acumulada en el último año móvil. 

La balanza comercial energética del mes de octubre de 2018 se muestra superavitaria en US$ 11 millones. A su vez, el déficit comercial energético acumulado a octubre de 2018 se redujo un 15,9%, pasando de un déficit de U$D -3.020 millones en 2017 a uno de U$D -2.541 millones en el mismo periodo de 2018. Esto implica un déficit U$D 479 millones inferior al del mismo periodo de 2017.

Los subsidios energéticos devengados presentan un aumento en términos acumulados al mes de octubre de 2018 según datos de ASAP. 

Las transferencias para gastos corrientes (los subsidios energéticos) aumentaron 46,3% en el acumulado a octubre de 2018 respecto a igual periodo del año anterior. Esto implica mayores subsidios por la suma nominal de $ 40.143 millones en los diez meses de 2018 respecto a igual periodo de 2017.

El valor anualizado a septiembre, al tipo de cambio del mes, de los subsidios energéticos en dólares ha sido de USD 2.846 millones, esto es un 31% inferior a los USD 4.138 millones del año anterior.

Las ejecuciones presupuestarias más importantes acumuladas a octubre de 2018 fueron para CAMMESA ($ 74.095 millones) que aumentó 80,7%, ENARSA con $ 32.791 millones, es decir un 268,1% más que igual periodo del año anterior, y el Programa de Incentivos a la Producción de Gas Natural – ex Plan Gas –  ($ 10.832 millones) que recibió un 55,8% menos en concepto de subsidios respecto a igual periodo del año anterior. Además, el Fondo fiduciario para consumo de GLP ($ 6.271 millones) aumentó 35,8%.

Las transferencias para gastos de capital fueron $ 8.934 millones durante los diez meses acumulados de 2018, reduciéndose en un 48,1% respecto a igual periodo de 2017.