Rubrique histoire mondiale de l'énergie
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159

Argentina: Panorama de la energía en 2015

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Al igual que la mayoría de los países de la región, Argentina se replantea su avenir en lo que respecta a la oferta energética, una cuestión central por sus impactos sobre el desarrollo socio-económico del país pero también por sus efectos medioambientales. ¿El país debería continuar su desarrollo apoyándose casi exclusivamente en los hidrocarburos convencionales o no convencionales?  En éste último caso, existe la posibilidad de explotar los recursos existentes en gas y petróleo de esquisto (ver: Shale oil y shale gas in Argentina o Pétrole et gaz de schistes en Argentine) asumiendo los riesgos que dichas técnicas representan (ver: ¿Por qué el fracking en Argentina? ou Pourquoi la fracturation hydraulique en Argentine ?). Otra opción sería dejar de lado las energías fósiles altamente emisoras de CO2 en favor de las energías renovables, desde la hidráulica a la biomasa, pasando por la solar y la eólica (Ver: Argentine : la promotion des énergies renouvelables pour la production d'électricité).

A fin de comprender las decisiones que deben tomar los responsables económicos y políticos, una visión general de la evolución de la matriz energética argentina resulta indispensable. ¿Cuáles son las principales fuentes de energía utilizadas? ¿Cómo se ha ido diversificando el balance energético a partir de una preponderancia casi total del petróleo? ¿Dichas evoluciones son susceptible de influenciar los modos de transición energética que elegirá Argentina?

1. Perspectiva general sobre la evolución de la matriz energética argentina 1970-2014

Desde hace décadas, los hidrocarburos líquidos y gaseosos han representado una parte substancial del consumo energético y en los últimos años sólo se ha logrado disminuir levemente su importancia. Es notable la participación del gas natural que desde la época de las privatizaciones (década de 1990) se ha convertido en la principal fuente energética (cuadro 1).

Cuadro 1 : Evolución de la matriz energética argentina: 1970/2014

AÑO
 
Petróleo
Gas Natural
Carbón Mineral
Hidroenergía
Nuclear
Biomasa
Eólica y solar
Total Oferta Primarias
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
 
(KTEP)
1970
71,2
18,1
3,2
0,5
0
7
0,00
31879
1980
62
25,5
2,7
3,7
1,9
4,3
0,00
44224
1990
48,5
36,5
2,3
4
4,6
4,1
0,00
49325
2000
41,2
46,2
1,3
4,7
2,7
3,9
0,00
66588
2009
36,01
50,38
1,41
5,34
2,63
4,22
0,00
79012
2010
38,02
47,68
1,18
5,35
2,77
5,01
0,00
78579
2011
35,50
49,57
1,12
5,06
3,31
5,44
0,00
79666
2012
34,91
51,52
0,86
4,52
2,21
5,98
0,00
79138
2013
34,65
51,99
1,36
4,65
2,00
5,35
0,00
81115
2014
34,17
51,27
1,69
5,03
1,71
5,91
0,22
77408
Fuente: Elaboración Propia en base a los Balances Energéticos del Ministerio de Energía.

El gas natural ha sustituido parcialmente a los derivados del petróleo en prácticamente todos los sectores de consumo. En el residencial en una primera época junto al gas licuado de petróleo (GLP), desplazando al queroseno; en el transporte compitiendo con las naftas; en la industria reemplazando al fuel oil; en la generación de electricidad, no sólo al fuel oil y gas oil, sino convirtiéndose en el fundamento de las centrales térmicas en desmedro de la expansión de la hidráulica y nuclear.

El carbón mineral, cuyas reservas son importantes (durarían 640 años con los niveles de producción requeridos para la central térmica Río Turbio) aparece con una participación muy baja. El fracaso de la explotación del yacimiento de Río Turbio y la disponibilidad de los hidrocarburos gaseosos y líquidos prácticamente excluyó a este recurso de la matriz energética. Por otra parte, su aporte nunca fue significativo pues, a diferencia de los países centrales, Argentina pasó directamente de las biomasas (leña) a los hidrocarburos líquidos y gaseosos. Además, este tipo de energía es fuertemente cuestionada por el elevado nivel de emisión de gases contaminantes.

Otra particularidad de Argentina entre sus pares de América Latina es el bajo peso relativo de la biomasa tradicional (leña y residuos agroindustriales principalmente). Este desplazamiento del consumo de leña, en especial a partir de los años 1940 y 1950 del siglo pasado tuvo bastante que ver con la política implementada por Gas del Estado en cuanto a la difusión del GLP en garrafas que convirtió a Argentina en pionero en este aspecto y abrió el camino a la difusión del gas natural a partir del gasoducto del Sur de los años 1950.

En síntesis, tanto a nivel de la matriz energética como de la matriz de generación eléctrica (cuadro 2) el gas natural aparecía en 2014 acaparando más del 50% de los respectivos consumos y en el primer caso, si se adicionaba el petróleo, puede afirmarse que Argentina era (y es) un país “hidrocarburo dependiente”.

Cuadro 2 : Estructura de Generación de Energía Eléctrica entre 1970 y 2014 (%)

AÑO
CC
DI
TG
TV
HE
UN
EO
SOL
TOTAL
GWh
1970
0
11,8
0
79,4
8,9
0
0
0
16799
1976
0
5
8,4
56,5
19,6
10,2
0
0
25309
1980
0
2,8
5,2
43,1
42,2
6,6
0
0
35687
1990
0
1
9,9
34,4
37,8
15,2
0
0
47822
2000
30,8
0,4
9,4
15,4
35
7,5
0
0
82286
2009
32,41
0,53
9,22
13,62
36,64
6,90
0,00
0,00
100
2010
35,69
1,00
8,22
12,70
34,87
5,80
0,00
0,00
100
2011
37,17
1,27
7,75
14,63
32,52
4,87
0,01
0,00
100
2012
41,30
1,39
8,28
14,75
29,18
4,70
0,28
0,01
100
2013
39,79
1,69
9,92
12,50
31,07
4,42
0,34
0,01
100
2014
38,90
1,66
9,25
13,66
30,99
4,01
0,47
0,01
100
Fuentes: 1970 a 2000: Ministerio de Energía 2009 a 2014: Anuarios de CAMMESA
Donde: CC: Ciclos Combinados; DI: Grupos Diesel: TG: Turbinas de Gas; TV: Turbinas de Vapor; HE: Hidroelectricidad; UN: Energía Nuclear; EO: Aerogeneradores; SOL: Paneles Solares
 
Finalmente, en lo que respecta al autoabastecimiento energético total, el país había oscilado entre valores inferiores al 100%, que denotaban la necesidad de importar energía, entre las décadas 1970 y 1980 y valores superiores al 100% que evidenciaban superávit energético en las décadas del 1990 y 2000. En la década de 2010 se retrotrae a la situación inicial, en especial en el año 2014, con un claro aumente de las importaciones energéticas, especialmente gas. Esencialmente la evolución de la producción de gas natural y de petróleo explican estas oscilaciones en el grado de independencia energética. A mediados de los años 1980 la política ejecutada por las empresas estales, Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) y Gas de Estado, basada en que Argentina debía conservar para las generaciones futuras posibles excedentes de hidrocarburos, se orientaba a alcanzar el autoabastecimiento energético manteniendo valores cercanos al 100%. Sin embargo, la privatización de esas empresas en los años 1990 modificó la mencionada política y las empresas privadas que compraron las estatales, ejecutaron una estrategia de corto plazo, incrementando al máximo la producción de hidrocarburos para, con los excedentes que exportaban, poder recuperar en el menor plazo posible las inversiones realizadas en la compra de las empresas estatales. En consecuencia, dejaron de explorar, cayeron las reservas y con ellas la producción. Así, el país bajó al 92% el nivel de su autoabastecimiento en el año 2014, con valores cercanos al 85% para el gas natural. La nacionalización del 51% de REPSOL –YPF para convertirla en YPF S.A. con cerca del 40% de las reservas no ha podido revertir la situación. Cabe aclarar que dicha situación de desinversión fue agravada en la década pasada por la falta de un cuadro reglamentario que permita tener una visión clara de mediano y largo plazo.

La reciente ola de inversiones en las nuevas energías renovables para la producción de electricidad debería contribuir a término a mejorar dicha situación deficitaria del balance de importaciones y exportaciones de energía. No obstante, también debe tenerse en cuenta el impacto de las importaciones de panales solares y otras tecnologías necesarias para las inversiones en renovables.

2. El petróleo, reducido a un tercio de la oferta energética

En el año 2013 en Argentina cincuenta y cinco empresas producían petróleo, siendo YPF la principal productora con el 37,2 % del total seguida por Pan American Energy con el 17,8%. Las cinco empresas siguientes aportaban el 25,5% y las 48 restantes acaparaban el 16,3%.

YPF fue la primera empresa petrolera estatal de “Occidente”, creada por el gobierno argentino en el año 1922. Se mantuvo estatal hasta 1992, año en el que comenzó su privatización que fue total en 1999, cuando pasó a manos de REPSOL. Argentina se autoabastecía de hidrocarburos desde el año 1980 y la política era de tipo conservacionista. Es decir, se pensaba en asegurar en lo posible el abastecimiento de las generaciones futuras en el mediano y largo plazo. Con la privatización de YPF cambió esta concepción y REPSOL explotó intensamente las reservas comprobadas de hidrocarburos, convirtiendo a Argentina en un país exportador de estos energéticos. Llegó a exportarse hasta el 40% de la producción, en un período donde los precios del petróleo no superaban los 12 U$S el barril. Dicha sociedad quería recuperar lo más rápido posible lo invertido en la compra de YPF. Lamentablemente dejó de explorar para reponer las reservas extraídas (mientras YPF fue estatal perforaba entre 130 y 150 pozos de exploración por año mientras que REPSOL bajó la cantidad a 20-30) y usufrutuó los descubrimientos de YPF.

Desde 2003, la producción total de petróleo disminuye (cuadro 3); la caída de la producción primaria ha sido parcialmente compensada por la producción secundaria. Esta disminución proviene del estancamiento de las reservas comprobadas (cuadro 4) y del número de pozos de desarrollo, a pesar de un leve aumento de la cantidad de pozos explorados (los mismos han pasado de 29 en 2004 a 83 en 2013).

La consecuencia de esta política ha sido la caída de los saldos exportables de crudo con el consiguiente deterioro de la balanza comercial de este energético. Las exportaciones de petróleo crudo han bajado de 10,1 a 2,3 millones de m3 entre 2004 y 2013, mientras que las importaciones pasaron de 0,4 a 0,55 millones de m3.

Cuadro 3 : Producción de petróleo (m3)

Años
Producción Primaria
Producción Secundaria
Producción total de petróleo
2004
25.743.916
14.908.165
40.652.081
2005
24.400.459
14.231.748
38.632.207
2006
24.085.422
14.184.483
38.269.905
2007
22.348.866
14.960.716
37.309.582
2008
21.963.212
14.684.669
36.647.881
2009
21.650.111
14.604.460
36.254.571
2010
20.965.728
14.463.481
35.429.209
2011
19.594.547
13.731.209
33.325.756
2012
20.052.929
13.096.884
33.149.813
2013
19.218.886
13.139.470
32.358.356
2014
18.418.319
13.466.503
31.884.822
Fuente: SIPG, Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.

Cuadro 4 : Reservas comprobadas de petróleo (en miles de m3)

Cuenca
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Austral
19.193
19.280
14.788
14.538
15.464
14.559
13.650
13.451
12.943
12.648
13.559
Cuyana
28.877
27.765
27.783
24.926
25.153
26.279
33.618
33.543
33.056
23.915
22.480
Golfo San Jorge
195.871
188.116
179.294
252.190
248.903
247.835
244.422
253.758
257.969
251.824
251.163
Neuquina
161.780
147.597
118.045
111.976
117.798
105.236
100.316
94.262
84.913
81.224
78.604
Noroeste
19.301
11.168
9.154
7.633
8.596
6.783
7.290
6.308
5.115
4.676
4.568
TOTAL
425.022
393.926
349.064
411.263
415.914
400.692
399.296
401.322
393.996
374.287
370.374
Fuente: Ministerio de Energía.
 
Por otro lado, el país cuenta con recursos significativos en lo que respecta a petróleo y gas no convencionales. La agencia estadounidense de la energía (US Energy Information Administration) publicó en2013 un informe donde destacaba que Argentina se ubicaba, con 27 miles de millones de barriles (equivalentes a once veces sus reservas comprobadas convencionales) en el cuarto lugar en el mundo en cuanto a los recursos de shale y tigth oil y en el segundo, con 707 billones de pies cúbicos (equivalente a 64 veces sus reservas comprobadas de gas natural convencional) en el caso del gas natural de estructuras shale y tigth. Pero estos valores corresponden a recursos y no a reservas comprobadas. Luego de la renacionalización parcial de YPF por parte del Estado Argentino en el 2012, (la empresa se convirtió en una Sociedad Anónima con mayoría estatal), se produjo el denominado “boom” de los “no convencionales”. Esto ha despertado muchas expectativas para recuperar el autoabastecimiento de petróleo y gas natural, pero queda mucho camino por recorrer para que los recursos se conviertan en reservas explotables, la producción pueda mantenerse en el tiempo, se consigan las cuantiosas inversiones necesarias (15000 a 20000 millones de dólares por año durante no menos de diez años) y se dé respuesta a los problemas ambientales que este tipo de yacimientos presenta.

En cuanto a la explotación del petróleo y gas natural no convencionales, YPF S.A. en asociación con otras (Chevron, Dow y Petronas) encabeza los esfuerzos de producción en la formación Vaca Muerta en Neuquén donde está produciendo casi 45000 barriles equivalentes de petróleo y gas natural que representan cerca del 8% de la total del país. YPF posee el 48,2% de los 30000 km2 de superficie de Vaca Muerta; Gas y Petróleo, empresa de la provincia de Neuquén, tiene el 12,3% y actúa asociada con EXXON; Shell y Total. Pluspetrol, empresa Argentina, acapara el 7,6% de la superficie y Wintershall (Alemana) el 7,5%. Además de YPF S.A. están realizando inversiones en proyectos piloto: Shell, EXXON, Wintershall. También realizan inversiones cuatro empresas pequeñas canadienses y dos argentinas.

Mapa 1: Ubicación de las principales refinerías en Argentina La capacidad de refinación llegaba en el año 2013 a 106000 m3/día operativos. YPF SA era la principal empresa refinadora con el 51% de la capacidad total, seguida por SHELL con el 17%; AXXON (ex ESSO) con el 13,2%; Oil Petroleum con el 5,7%; Pan American Energy con el 4,6% y trece más pequeñas con el 8,5%. Hace casi 15 años que no se construye una nueva refinería (mapa 1).  La estructura de las refinerías muestra poca capacidad de conversión (es decir escasos craqueo e hidrocraqueo) lo cual provoca una baja producción de gas oil y a veces excedentes de fuel oil.

El crudo procesado por las 18 empresas existentes era en el año 2013 de 30119 miles de metros cúbicos. YPF SA absorbía el 53,5%, seguida por AXION (ex ESSO comprada por Bridas y Cnoc) y SHELL con el 16,2% cada una. Más atrás aparecían Oil Combustibles (5,3%) y Petrobras (5,5%). Las restantes empresas sólo procesaban el 3,2(%) del crudo. La capacidad de las refinerías limitaba la cantidad de crudo procesado y esto provocaba grandes importaciones de derivados, especialmente gas oil y a veces de fuel oil. Las exportaciones estaban compuestas esencialmente de naftas y gasolinas no aptas para el consumo de automóviles y de fuel oil.

Las ventas de derivados de petróleo en el mercado interno muestran el predominio de los derivados intermedios como el gas oil por la importancia del transporte de carga con camiones y de las tareas agrícolas (cuadro 5).

Cuadro 5 : Ventas de derivados de petróleo

Derivado
Unidad
2009
2010
2011
2012
2013
Motonafta Común
103m3
388,6
278,7
205,4
130,7
122,6
Motonafta Super
103m3
4316
4696
5028
5544
6091
Motonafta Ultra
103m3
1054
1261
1733
1827
1954
Combustible Jet
103m3
1503
1610
1594
1623
1641
Kerosene
103m3
64,3
56,9
43,3
33,4
28,5
Gas Oil
103m3
12483
13188
13602
12886
13075
Fuel Oil
103Tn
1287
554
582
479
562
Lubricantes
103m3
200
223,8
233,1
231
233,2
Grasas
103Tn
5,4
5,7
6,4
5,9
5,6
Solventes
103m3
67,9
189,3
182,7
180,8
171,8
Aguarrás
103m3
17,7
31,2
39,8
38,4
37,8
Asfaltos
103Tn
566,5
571,1
603,4
496,9
563,5
Gas Oil Bunker
103m3
310,5
545,1
565,3
488,2
499,3
Fuel Oil Bunker
103Tn
738,5
1034,1
1319
1715,7
1657,5
Lubricantes Bunker
103m3
5,8
9
8,1
6,3
6,6
Fuente: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.

 

Cuadro 6 : Precio de derivados de petróleo en el mercado interno (USD/litro)

 
2009
2010
2011
2012
2013
01/02/2015(*)
Derivado
S.Imp.
C.Imp.
S.Imp.
C.Imp
S.Imp.
C.Imp
S.Imp.
C.Imp
S.Imp.
C.Imp
S.Imp.
C.Imp
Motonafta Super:
93 Octanos
0,455
0,818
0,56
0,99
0,63
1,128
0,728
1,29
0,724
1,323
0,833
1,353
Motonafta Premium:
95 Octanos
0,514
0,925
0,68
1,2
0,788
1,414
0,798
1,414
0,811
1,473
0,942
1,525
Gas Oil
0,439
0,699
0,53
0,84
0,591
1,189
0,747
1,189
0,747
1,214
0,811
1,231
Fuel Oil
(U$S/kgr)
0,395
0,48
0,43
0,52
0,465
0,628
0,516
0,628
0,531
0,646
0,538(**)
0,655(**)
Fuentes: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas;  (*) Ministerio de Energía; (**) “Informe Mensual de Precios de la Energía" Abril 2015 Montamat y Asociados.
S.Imp. (Sin impuestos); C.Imp. (Con impuestos)
 
Los precios del petróleo crudo en el mercado interno, para los tipos pesados (Chubut- Escalante) e intermedio (Neuquén-Medanito) entre los años 2009 y 2013 han estado siempre por debajo de los internacionales (tipo WTI). En el año 2015, para intentar detener la declinación en la producción de petróleo, una disposición gubernamental fijó una política contraria resultando los precios internos superiores a los internacionales.

Los precios de las motonaftas en el mercado interno, se caracterizan, a diferencia de lo que ocurre en Estados Unidos, por tener una alta carga impositiva (45% sobre el precio de venta). En el caso del gas oil y del fuel oil, derivados de demanda intermedia y final, los impuestos son menores y alcanzan al 38% y 18%, respectivamente. A diferencia de lo que ocurre con otros energéticos (gas natural y electricidad), los precios de los derivados de petróleo en los últimos dos años han crecido más que la tasa de inflación y actualmente se encuentran por encima de la paridad de importación y superan los valores de los países vecinos excepto Uruguay.

3. El gas natural, la espina dorsal de la matriz energética

El gas natural es la más importante de las fuentes primarias de energía de Argentina representando el 54% del total. No obstante, las reservas comprobadas han ido disminuyendo anualmente a una tasa acumulativa del 5,4% desde al menos el año 2004 (cuadro 7). Así la duración de las reservas comprobadas ha caído desde los 47,6 años en 1980 a los 7,9 años en el 2013. Esto ha provocado la necesidad de importar crecientes cantidades de gas natural gaseoso y licuado. Total es la principal empresa en cuanto a la cantidad de reservas comprobadas (36,4%), seguida por Pan American Energy (18,1%) e YPFSA (14,7%). Las 6 empresas subsiguientes poseen el 20,7%; y las restantes 34 el 10,1%. Puede apreciarse el escaso volumen de reservas comprobadas de YPF SA que tendría la responsabilidad de buscar el autoabastecimiento del gas natural del país. Las cuencas Austral y Neuquina acaparaban las ¾ partes de las reservas comprobadas, relegando a las tres cuencas restantes. Por otro lado, los valores de reservas comprobadas de gas natural no incorporan ni el Shale ni el Tigth gas que por ahora se consideran recursos y no reservas. Las estimaciones de dichos recursos indican unos 802 billones de pies cúbicos, equivalentes a 72 veces sus reservas comprobadas convencionales (US Energy Information Administration, 2013).

Cuadro 7 : Reservas comprobadas de gas natural

Cuenca
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Austral
138.223
131.609
123.704
123.638
122.799
116.219
114.041
106.559
103.945
100.781
110.653
Cuyana
509
454
312
692
519
566
925
1.081
1.062
761
744
Golfo San Jorge
38.037
36.727
35.501
43.642
41.046
42.963
44.397
45.915
48.552
48.446
47.849
Neuquina
311.019
275.065
204.665
202.543
194.326
176.889
157.613
161.535
145.292
133.700
138.960
Noroeste
124.503
97.923
74.739
75.641
83.284
61.893
61.845
43.643
33.643
31.821
30.052
TOTAL
612.291
541.778
438.921
446.156
441.974
398.530
378.821
358.733
332.494
315.509
328.258
Fuente: Ministerio de Energía.

La caída de las reservas ha provocado una pronunciada caída de la producción de gas natural (cuadro 8) como consecuencia, lo mismo que para el petróleo, de la falta de exploraciones durante un largo periodo. La caída se dio fundamentalmente en el gas de media y alta presión, aspecto que afectó también la disminución de la producción de petróleo.

Cuadro 8 : Producción de gas natural (Mm3)

Años
Gas de Baja Presión
Gas de Media Presión
Gas de Alta Presión
Producción Total de Gas
2004
10.898.548
28.040.948
13.444.935
52.384.431
2005
13.505.167
24.610.067
13.457.511
51.572.745
2006
15.447.804
22.728.086
13.602.640
51.778.530
2007
21.014.612
18.353.513
11.638.118
51.006.243
2008
24.228.690
15.168.753
11.117.052
50.514.495
2009
24.285.743
14.017.087
10.115.656
48.418.486
2010
24.830.356
15.493.693
6.785.273
47.109.322
2011
23.975.807
16.049.033
5.498.893
45.523.733
2012
24.720.052
15.780.768
3.622.847
44.123.667
2013
25.681.749
13.444.987
2.581.579
41.708.315
2014
27.233.586
11.550.578
2.699.646
41.483.810
Fuente: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.

Hasta el año 2007 las exportaciones de gas natural superaban a las importaciones. Se exportaba, esencialmente a Chile a través de gasoductos especialmente construidos y en menor medida a Uruguay y Brasil. En el año 2004 Argentina llegó a exportar el 15% de la producción, destinando a Chile casi 22 millones de metros cúbicos por día. Sin embargo, debido a la caída de la producción, Argentina comenzó a disminuir los envíos y los suspendió totalmente desde el año 2008. Las importaciones equivalían en el año 2013 al 26,3% de lo inyectado en todos los gasoductos. El 50% de lo importado provenía de Bolivia, vía gasoducto, y el otro 50% llegaba por barcos en forma licuada y luego en dos plantas era gasificado e inyectado a la red. El país exportaba a Chile a menos de 3 dólares el millón de BTU y luego tuvo que importarse a cerca de 9 desde Bolivia y entre 14 y 17 U$S el GNL lo cual muestra una falta de planificación estratégica en el sector. En el año 2013 el comercio exterior de gas natural mostraba un fuerte saldo negativo de 5670 millones de dólares afectando gravemente el balance de pagos del país.

La red de gasoductos de Argentina tiene una extensión casi 15800 Km y fue construida por Gas del Estado (Anexo 2). Cuando fue privatizada en la década de los años 1990 se formaron dos empresas Transportadora de Gas de Norte (TGN) y Transportadora de Gas del Sur (TGS) que se hicieron cargo de la operación. Hace más de 26 años que no se construye un nuevo gasoducto troncal. En el año 2015 estaba licitado el llamado Gasoducto del NEA de 4144 Km y que abastecería a 3,5 millones de habitantes de las provincias de Salta, Formosa, Chaco, Corrientes, Misiones y Santa Fe, algunas de las cuales no cuentan con este servicio.

El principal sector consumidor de gas natural es el de centrales eléctricas (33,2%), lo cual denuncia un descuido en la construcción de centrales alternativas (basadas en energías renovables) que podrían generar electricidad con menores problemas ambientales; siguen luego las industrias (28,0%), que experimentan reiterados cortes de suministro dada la escasez de oferta y la prioridad que tienen para ser atendidos los usuarios residenciales, y las familias (24,4%). Otro usuario de creciente importancia es el transporte (6,4%) con el gas natural comprimido (GNC). De hecho, Argentina es uno de los países con mayor desarrollo del uso de GNC en sustitución de las naftas, con un 15% del parque automotor que lo emplea con casi 1714000 vehículos (cuadro 9).

Cuadro 9 : Distribución del gas natural por tipo de usuario (106m3)

Año
Residencial
Comercial
Entes Oficiales
Industrias
Centrales Eléctricas
Sub Distribuidoras
GNC
TOTAL
2009
8469,1
1274,5
406,0
11804,7
12436,3
669,6
2632,9
37693,1
2010
9182,3
1248
428,5
12037,8
11519,4
727,3
2664,2
37807,5
2011
9552,1
1255
425,6
12511,7
12951,4
878,5
2761,1
40335,4
2012
10031,8
1343
444,2
11661,3
14350,4
936,7
2785,0
41552,4
2013
10491,0
1343,6
445,9
12391,8
14471,7
1012,1
2759,1
42915,2
Fuente: ENERGAS.
Los precios internos promedio del gas natural, a los productores son relativamente bajos (en promedio menos de 2 U$/106 BTU entre 2009 y 2013) y esta política se considera una de las responsables de la caída de la producción. Para intentar corregir esta distorsión el gobierno instrumentó el plan Gas Plus que reconoce a las empresas que incrementen su producción un precio de hasta 7,5 U$/106 BTU, muy por encima del precio medio que en el año 2015 llegaba a 3,8, pero por debajo de los precios de importación.

Los precios promedio del gas natural para los usuarios residenciales estaban fuertemente subsidiados por el Estado nacional. Por último, el precio del GNC que utilizan los automóviles nafteros en sustitución del derivado de petróleo son muy inferiores a este y el costo de los equipos de conversión se amortiza en menos de seis meses.

4. El carbón mineral, un recurso casi olvidado.

A diferencia de lo que ocurre en Europa, en América Latina, a excepción de Colombia y en ciertas regiones de otros países, el carbón mineral no ha sido utilizado por las familias y escasamente por las industrias para generar vapor, circunscribiéndose su empleo, esencialmente, a la generación de electricidad y a la siderurgia (cuadro 10).

Cuadro 10 : Datos de carbón mineral - 103 toneladas

Año
Producción
Importación
Centrales Eléctricas Servicio Público
Centrales Eléctricas Autoproducción
Siderúrgica
2009
81,4
1600,0
352,8
30,5
1229,2
2010
64,4
1318,1
630,6
28,8
686,1
2011
89,8
1250,0
818,1
30,5
455,6
2012
94,9
962,5
962,5
25,4
5,6
2013
83,1
1673,6
851,4
23,7
870,8
Fuente: Secretaría de Energía Balances Energéticos.

Las reservas medidas de carbón mineral llegaban en el año 2013 a 477,9 millones de toneladas, que sumadas a las reservas indicadas de 206,5 e inferidas de 67,8 daban un total de 752,3 millones de toneladas.

La producción de Río Turbio, único yacimiento en explotación, en el año 2013 alcanzaba a 83000 toneladas (mapa 2). El pico máximo de producción se alcanzó en el año 1979 con 1.326.254 toneladas y desde entonces la caída ha sido permanente ya que luego de la privatización de Yacimientos Carboníferos Fiscales (YCF) prácticamente se dejó de invertir en la mina de Río Turbio. Así, la relación reservas medidas a producción llegaba en el año 2013 a 5740 años, poniendo de manifiesto el desaprovechamiento de este recurso.

Mapa 2: Ubicación de la mina de Rio Turbio en la Patagonia Si embargo, como el carbón de Río Turbio no es apto para ser coquificado económicamente, el casi único mercado consumidor lo constituyen las centrales termoeléctricas. Como prácticamente la única planta generadora era la de San Nicolás se explica la drástica disminución de la producción. En el año 2015 estaba terminándose una central eléctrica en la boca de mina de Río Turbio con una capacidad de 240 MW, que consumirá 1.200,000 toneladas por año de carbón bruto. Pero mientras no se reactive la producción de la mina, que no superaba las 100000 toneladas/año, la usina deberá funcionar con gas natural o con carbón importado.

La mayor parte del carbón que se consume es importado, de tipo coquificable, y destinado esencialmente a la industria siderúrgica para alimentar las coquerías. El resto del carbón es utilizado por la central termoeléctrica de San Nicolás. La disminución en el consumo en el 2012 obedeció a la crisis de la industria siderúrgica del país.

5. Energía eléctrica: un difícil camino hacia la diversificación

Hasta principios de la década del 1990, prácticamente todo el sistema eléctrico argentino estaba en manos del Estado, sobresaliendo las empresas Agua y Energía e Hidronor. Posteriormente se privatizaron casi todas las centrales quedando solamente en poder del Estado nacional las dos hidroeléctricas binacionales, Yacyretá (compartida con Paraguay) y Salto Grande (compartida con Uruguay), además de las dos nucleares (Embalse y Atucha I). Transener es una empresa mixta que se ocupa de la transmisión de electricidad en alta tensión. La distribución se reparte entre empresas privadas como EDENOR, EDESUR y EDELAP que actúan en la ciudad de Buenos Aires y en la ciudad de La Plata y empresas provinciales que distribuyen en territorios de las provincias.

CAMMESA[1] es una compañía mixta que opera y despacha el Sistema Eléctrico Interconectado nacional. El ENRE[2] es un organismo público encargado de regular el sistema eléctrico nacional. Por otro parte, existen interconexiones eléctricas con las repúblicas de Chile, Paraguay, Uruguay y Brasil y desde 2015 con Bolivia.

El potencial hidroeléctrico detectado a junio del año 2013 era, de 33959 MW, con capacidad para generar 141900 GWh. El potencial hidroeléctrico era un 8% mayor a la potencia instalada total del país al año 2014. Del potencial hidroeléctrico un 67% estaba en distinto grado de avance para su utilización. Un 0,3% estaba en construcción; un 34% con proyecto básico; un 7% con estudio de factibilidad; un 34% con estudio de pre factibilidad y un 24% inventariado. La potencia hidroeléctrica instalada a fines del 2014 era solamente el 32% del potencial hidroeléctrico detectado. En los últimos doce años se habría descuidado la realización de nuevas obras hidroeléctricas, recayendo la satisfacción de la demanda sobre las centrales térmicas, con el consiguiente efecto negativo sobre la balanza comercial energética, pues el peso recayó sobre el gas natural que debió importarse en valores crecientes a esos efectos.

La potencia instalada a fines de 2014 era preponderantemente térmica (61%) y dentro de ella si bien predominaban los ciclos combinados, no dejaba de ser importante el equipamiento ineficiente de turbinas de gas, que no siempre operaban en la punta de la curva de carga. Las dos centrales nucleares en funcionamiento sólo aportaban el 3% de la potencia y era insignificante el de las turbinas eólicas y los paneles fotovoltaicos (cuadro 11).

Cuadro 11 : Potencia instalada (MW)

Año
Turbinas de Gas
Turbinas de Vapor
Ciclos Combinados
Grupos Diesel
Sub Total Térmicas
Hidro
Nuclear
Eólica
Solar
TOTAL
2009
4232,6
5053
7257,4
716,6
17259,6
10024,3
1018
27,8
0,026
28329,7
2010
3508,5
4532
8968,1
930,1
17938,7
10025,3
1018
27,8
0,026
29009,8
2011
3371,7
4694
9508,1
1190,4
18764,2
10025,2
1018
59,6
1,226
29868,2
2012
4071
4451
9205
1052
18779
11148
1005
112
6
31050
2013
4074
4441
9205
1074
18794
11095
1010
165
8
31072
2014
4035
4451
9191
1388
19065
11106
1010
187
8
31376
Fuentes: Ministerio de Energía años 2009 a 2011; Anuarios Estadísticos Cammesa años 2012 a 2014; En el año 2014 en equipos diesel (DI) se incluyen 329 MW de plantas móviles.
 
La potencia disponible representaba aproximadamente el 80% de la instalada y ésta al ser muy cercana a la demanda máxima dejaba al sistema con muy poco margen de reserva (en el año 2014 apenas llegaba al 3, 5% de la potencia máxima). De hecho, entre el año 2009 y el 2014 la potencia máxima creció en 4468 MW, mientras la potencia instalada sólo lo hizo en 3046 MW, lo cual provocaba problemas de abastecimiento.

La generación por tipo de fuente energética mostraba el predominio creciente de la térmica fósil, que desplazaba cada año más a la hidráulica y a la nuclear, lo cual pone en evidencia el desaprovechamiento de los abundantes recursos hidroeléctricos, eólico y solar. Las nuevas energías renovables (exceptuada la hidroeléctrica de más de 30 MW) contribuían con apenas el 1,5% de las necesidades del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Dentro de las mismas, el mayor aporte lo realizaban las pequeñas hidroeléctricas y se notaba un lento crecimiento de la eólica entre las siete energías renovables detectadas.

Cuadro 12. Generación por tipo - GWh

 
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Térmica
61386
66465
73573
82495
82953
83265
Hidráulica
40318
40226
39339
36626
40330
40663
Nuclear
7589
6692
5892
5904
5732
5258
Eólica y Solar
 
 
16
356
462
629
Importaciones
2040
2351
2412
423
342
1390
TOTAL
111333
115734
121232
125804
129819
131205
Fuente Anuario Cammesa 2014.
 

La demanda total de electricidad por destino se concentra en el MEM cuyo consumo creció entre los años 2009 y 2014 a una tasa anual acumulativa del 3,9%. Casi el 99% de la población contaba con servicio eléctrico en 2013. La facturación por tipo de usuario se concentraba en dos sectores: el residencial (35%) y el industrial (34,7%).

Cuadro 13 : Facturación por sector de consumo - GWh

 
2009
2010
2011
2012
Residencial
31349
33171
35080
37076
Comercial
18205
17378
18433
18927
Industrial
31061
34268
35918
36806
Servicios Sanitarios
1018
1177
1247
1241
Alumbrado
3368
3468
3842
3870
Riego
822
877
1008
1653
Oficial
2803
2971
3183
2087
Rural
974
984
1055
2490
Otros
1640
1577
1647
1287
Transporte
662
674
693
543
Total
91902
96545
102106
105980
Fuente: Ministerio de Energía.
 

El precio monómico[3] del mercado spot horario sin cargos por transporte mostraba una diferencia muy importante con lo recaudado por las distribuidoras (cuadro 14) dado a la existencia un pronunciado atrasado tarifario especialmente en el área del Gran Buenos Aires cubierta por subsidios crecientes del Estado nacional. Los precios del mercado mayorista estaban desfasados respecto de los costos marginales de generación eléctrica. La aplicación de la Resolución de la Secretaría de Energía 240/03, permitía que los precios se establecieran como si existiera plena oferta de gas natural nacional, sin ningún tipo de restricciones, y además se fijaba un precio máximo para la energía en el MEM de 120 $/MWK. Ambos elementos provocaban una importante distorsión respecto de los costos reales, lo cual, a su vez, generaba un aumento sustancial de los subsidios que el Estado aportaba para que siguiera funcionando el sistema eléctrico. Así, CAMMESA acumulaba a febrero del 2015 una deuda con los generadores superior a los 55 mil millones de pesos.

Cuadro 14 : Precio monómico del mercado spot  horario sin cargos por transporte$ corrientes/MWH

Precio
178,8
256,3
319,5
332
389
550
Recaudado  de Distribuidoras
56,6
56,3
55,9
82,9
95,1
95,2
Fuente: Anuarios de CAMMESA.
 
Por último, cabe señalar que, así como el sistema eléctrico mostraba problemas de inversión en la generación de electricidad, no puede decirse lo mismo en lo referente a la transmisión troncal, de manera que al año 2015 todos los sistemas de transporte estaban interconectados, con más de 14300 km de líneas de alta tensión y más de 19000 km de líneas correspondientes a las distribuidoras troncales (33 a 330 kv). En el Anexo 3 de este artículo se presente un mapa detallando la red de transporte de electricidad y la ubicación de las plantas de generación.

6. La descarbonización de la matriz energética, las nuevas energías renovables y el dilema nuclear.

La toma de conciencia internacional sobre las consecuencias del cambio climático implica la adopción de medidas de mitigación a fin de disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero lo más rápido posible. En este sentido, una transición energética desde las energías fósiles (carbón, petróleo y gas) hacia nuevos sistemas energéticos basados en las energías de bajo contenido de carbono (básicamente energía nuclear y energías renovables) se impone en mayor o menor medida a todos los países del planeta. En la primera revisión de la  Contribución Nacional de Argentina al acuerdo climático de Paris[4], el país se comprometió a disminuir de manera incondicional el 18% de sus emisiones de gases de efecto  invernadero entre 2005 y 2030, con respecto a un escenario de base (BAU). También se comprometió a una reducción más profunda (-37% con respecto al escenario BAU) condicionado  a contar con ayuda financiera internacional para tal fin. Dichos objetivos generales esconden una enorme complejidad en lo que respecta a los medios necesarios para su concreción en un contexto de alta incertidumbre, lo cual requerirá de análisis profundos y permanentes en cada uno de los sectores implicados (energía, agricultura, ganadería, etc.).

En contraposición con el consenso bastante generalizado sobre la necesidad de desarrollar fuentes renovables como la eólica, la solar o, a mediano plazo, las energías marinas, las visiones con respecto a la energía nuclear son objeto de fuertes controversias. Mientras que en la gran mayoría de los países desarrollados no se construyen nuevas centrales nucleares, en algunos países emergentes se sigue apostando a la misma, por el hecho de que genera una producción estable de electricidad, a pesar de los riesgos que la misma implica.

En Argentina existen tres centrales nucleares,  inauguradas en 1974, 1984 y 2011 y el gobierno no descarta la construcción de otras en el futuro próximo. La fabricación de los elementos combustibles de las centrales nucleares de Atucha I y Embalse fue realizada hasta el año 1995 con uranio de procedencia nacional. Para ello la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) explotó diversos yacimientos en las provincias de Salta (Don Otto), Chubut (Los Adobes), Córdoba (Los Gigantes) y Mendoza (Huemul en Malargüe y Sierra Pintada en San Rafael).

En 1995 debido a una brusca caída de los precios del uranio en el mercado internacional se procedió a la suspensión de las actividades del yacimiento de Sierra Pintada, en la provincia de Mendoza (único que se encontraba en explotación) y a la importación de concentrado de uranio realizándose el resto de los procesos de transformación en el país. En 2013 el país importaba todo el comestible que consume.

En materia de reservas certificadas el país cuenta con los yacimientos de Sierra Pintada y Cerro Solo de 7000 toneladas de uranio, mientras que las reservas inferidas y pronosticadas son 3000 toneladas adicionales. Por otro lado, el consumo actual de uranio será de 215 toneladas anuales cuando entre en pleno funcionamiento Atucha II. En consecuencia, si se volvieran a producir los elementos combustibles en el país la duración de las 7000 tn certificadas de reservas de uranio sería de 33 años.

Sin embargo, más allá de la cuestión del origen del uranio utilizado, el país necesita una discusión seria y profunda en lo que respecta la pertinencia o no de la continuidad de las inversiones en energía nuclear. Teniendo en cuento los riesgos que implica dicha tecnología y el problema siempre presente de los desechos nucleares, una discusión profunda a diferentes niveles y una decisión del Congreso resulta fundamental.

En lo que respecta a las nuevas energías renovables, básicamente solar, eólica, biomasa y pequeñas hidroeléctricas (< 30Mw), se observa un claro contraste entre una fuerte producción de biocombustibles -principalmente destinados a la exportación y a la mezcla con los carburantes convencionales en el mercado local- y la escasa generación de electricidad a partir de dichas fuentes. De hecho, la ley establecía que el aporte de este grupo de energías debería llegar al 8% de la generación eléctrica total en el año 2016 pero en el año 2014 apenas alcanzaba al 1,5%. El potencial existente es sin embargo significativo, principalmente para las energías eólica y solar.

Cuadro 15 : Generación otras renovables - (GWh)

 
2011
2012
2013
2014
Biodiesel
32,5
170,2
2,2
1,6
Biomasa
97,7
127
133,9
113,7
Eólica
16
348,4
447
613,3
Hidroeléctrica < o =30 MW
876,6
1069,2
895,8
1034,5
Solar Fotovoltaica
1,76
8,1
15
15,7
Biogas
0
35,6
108,5
103
TOTAL
1024,56
1758,5
1602,4
1881,8
Porcentaje de la Demanda del MEM cubierta con Renovables
0,9
1,4
1,3
1,5
Fuente Anuario Cammesa 2014.

La amplitud y diversidad del territorio nacional ofrece un amplio potencial para las energías eólica y solar que es hasta el momento ha sido poco aprovechado a pesar de los distintos sistemas de incentivos que fueron adoptados en las últimas dos décadas (Bersalli, 2017). En lo que respecta a la energía solar, los mapas de radiación solar del Ministerio de Energía permiten deducir que 11 de las 24 provincias argentinas presentan valores medios anuales por encima de 5 Kwh/m2-día que las convierte en aptas para la instalación de paneles fotovoltaicos. Para usos solares térmicos son aptas prácticamente todas las provincias.

La potencia solar instalada total en el año 2014 era solo de de 8Mw Pico y la energía generada de 15,7 GWh. En cuanto a la energía eólica, la potencia instalada total en el año 2014 era de 187 MW y la energía generada de 613,3 GWh. La energía eléctrica generada a partir de biomasa fue la siguiente: biodiesel: 1,6 GWh; biomasa: 113,7 GWh y Biogas: 103,0 GWh. Por su parte, la electricidad generada por pequeñas centrales hidroeléctricas en el año 2014 fue de 1034,5 GWh.

A partir de fines de 2015, puede decirse que comienza una nueva era para las energías renovables. El Estado nacional comenzó a darle un fuerte impulso a dicho sector, reglamentando y aplicando los beneficios contenidos en la nueva ley de promoción de las nuevas energías renovables (Ley N°27191) (Bersalli, 2017). En este marco, ya se organizaron tres rondas de licitaciones (Renovar 1, 1.5 y 2) con resultados muy positivos, que comienzan a concretizarse en nuevas centrales eólicas, solares y de biomasa en distintos puntos del país (cuadro 16). El objetivo fijado por la ley es que dichas tecnologías produzcan el 20% del consumo total de electricidad en 2025, lo cual implica esfuerzos significativos y sostenidos en inversiones para los próximos años.

Por último, el cuadro 17 muestra los Balances para el Bioetanol y el Biodiesel. En el año 2014 el 58% del etanol anhidro se obtenía del maíz y el restante 42% de la caña de azúcar. La mayor parte del biodiesel se obtenía de aceite de soja y una pequeña cantidad de aceites comestibles residuales. El etanol y el biodiesel se mezclaban hasta el 10% con las naftas y el gas oil, porcentaje que fue creciendo progresivamente[5]. Argentina es actualmente junto a los Estados Unidos uno de los mayores productores mundiales de biodiesel.

Cuadro 16 : Resultados de las licitaciones Renovar 1 y 1.5

Ronda/Tecnología
Total de ofertas    (MW)
Total adjudicado
(MW)
Precio medio adjudicado (US$/MWh)
Renovar 1
6341
1142
61,3
Eólica
3468
707
59,4
Solar
2811
400
59,8
Biogás
9
9
154,0
Biomasa
45
15
111,0
Hidroeléctrica (<30MW)
11
11
105,0
Renovar 1.5
2486
1282
54,0
Eólica
1561
765
53,3
Solar
925
516
54,9
Total Renovar 1 + 1.5
8829
2424
57,4
Fuente: CAMMESA

 

Cuadro 17 : Balance energético de biocombustibles (103 TEP)

 
Bioetanol
Biodiesel
 
Producción
Exportación
Centrales eléctricas
Transporte
Producción
Exportación
Centrales eléctricas
Transporte
2010
65
/
/
63
1725
1260
 
483
2011
90
/
/
89
2307
1545
 
714
2012
134
/
/
127
2334
1441
33
799
2013
248
/
/
248
2034
1149
41
844
2014
346
/
/
346
2597
1618
41
938
Fuente: Balances Energéticos del Ministerio de Energía.

Argentina cuenta con una matriz energética fuertemente basada en los hidrocarburos, ya sea para la producción total de energía como para la generación de electricidad. Dentro de este grupo, el gran protagonista es el gas natural que representa actualmente más del 50% de la oferta de energía primaria y ha ido desplazando parcialmente al petróleo que explica un tercio de misma. El carbón, sin embargo, representa una proporción insignificante de la producción de energía, mientras que la biomasa ha ganado terreno gracias principalmente a los biocombustibles, cuestionados por ser prácticamente todos de primera generación.

En lo que respecta al petróleo y gas, la baja permanente en el nivel de las reservas convencionales ha llevado a un estancamiento y luego a una baja de la producción, lo cual ha obligado al país a importar una cantidad creciente de dichos energéticos con el fin de atender a una demanda creciente. En los últimos años varias empresas han comenzado a invertir en la explotación de recursos no convencionales ubicados en provincias tradicionalmente dedicadas a la producción de hidrocarburos (especialmente Vaca Muerta en Neuquén), lo cual debería permitir una recuperación en los niveles de producción.

Si bien el objetivo a largo plazo es llegar a una matriz con 100% de renovables, a mediano plazo el gas seguirá representando una parta sustancial de la matriz energética, siendo una solución transitoria en el marco de la transición energética. El avance de las energías renovables en el sector eléctrico ha sido muy lento pero la situación comienza a revertirse a partir de 2016. A pesar de los recientes avances, los esfuerzos a realizar para descarbonizar  los sectores de la electricidad, transporte, calor y frio, son más que significativos.

Bibliografia

Bersalli G.  (2017).  Evaluation et évolution des politiques de promotion des énergies renouvelables : la transition des secteurs électriques en Amérique Latine. Université Grenoble Alpes. :432
Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (2015). Anuario 2014
Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (2015). Estadísticas de Petróleo y Gas (EPG)
Lara, Ignacio F. (2017), Situación Energética en Argentina. Asuntos del Sur. Buenos Aires.
Malinow, G. (2013). Potencial y desarrollo hidroeléctrico argentino. Documento de trabajo.
Miniserio de Ambiente y Desarrollo Sustentable (2016). Primera Revisión de su Contribución Determinada a Nivel Nacional
Ministerio de Energía y Minería de Argentina (2015). Sitio web: http://www.energia.gob.ar
Montamat y Asociados (2015). Informe Mensual de Precios de la Energía.
US Energy Information Administration (2013). Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale formations in 41 Countries Outside the United States.

 

Anexo 1 : Capacidad de Destilación - (m3 /día operativos)     

Operador
Destilería     
Destilación Atmosférica
Vacío
Reductor de Viscosidad
Craqueo Térmico
Reformación Catalítica
Coque Fondo de Vacío
Coque Crudo Reducido
Hidrocraqueo
Craqueo Catalítico
Hidritratamiento
DAPSA
Dock Sur
1170
245
 
 
 
 
 
 
 
 
PETROBRAS
Bahía Blanca
4850
2000
700
 
1400
 
 
 
1250
1400
ex PASA
 
 
 
 
2300
 
 
 
 
 
Total Petrobras
4850
2000
700
0
3700
0
0
0
1250
1400
OILCOMBUSTIBLES
San Lorenzo
6000
2400
670
826
 
 
 
 
 
 
REFINOR S.A.
Campo Durán
4150
500
 
 
500
 
 
 
 
 
AXON
Campana
14000
7400
 
 
1700
4000
 
 
4100
2200
SHELL C.A.P.S.A.
Dock Sur
18000
6500
2000
 
2500
1000
 
 
4100
7300
PETROLERA CRUZ DEL SUR
Dock Sur
1000
500
 
 
 
 
 
 
 
 
YPF SA
LA PLATA
30000
16500
 
 
1860
5760
 
 
11700
7560
Lujan de Cuyo
20000
10500
 
 
1700
6100
 
6000
6800
2000
Plaza Huincul
4000
 
 
 
480
 
 
 
 
400
Total YPF SA
54000
27000
0
0
4040
11860
0
6000
18500
9960
CASA LUJAN DE CUYO
CASA LUJAN DE CUYO
130
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CASA NEUQUEN
CASA NEUQUEN
16
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CASA ALSINA
CASA ALSINA
240
 
 
 
 
 
 
 
 
 
RASHA
Campana
1100
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SOL
Campana
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
FOX
Neuquén
440
 
 
 
 
 
 
 
 
 
General Rodriguez
Salta
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
General Rodriguez ESTANDART
Neuquén
35
 
 
 
 
 
 
 
 
 
POLIPE
Luján de Cuyo
95
 
 
 
 
 
 
 
 
 
New American
Maipu
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
PETROLERA NEUQUEN
Neuquén
530
 
 
 
 
 
 
 
 
 
NAO
Plaza Huincul
100
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SUALIER
 
20
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Unas 13 Pequeñas
Varios
2719,221364
 
 
 
 
 
 
 
 
 
TOTAL
 
105889,2214
46545
3370
826
12440
16860
0
6000
27950
20860
Fuente: Secretaría de Energía.

 

Anexo 2. Red de gasoductos

Fuente: Ministerio de Energía

 

Anexo 3. Plantas de generación y red de transporte eléctrico

Fuente: Ministerio de Energía
 

Notes et références

[1] Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico.
[2] Ente Nacional Regulador de la Electricidad.
[3] Monto total que equivale a un precio único por concepto de venta o compra de energía y potencia. Es igual al ingreso o costo total por venta o compra de energía y potencia dividido por la energía total vendida o comprada.
[5] A partir de 2016, la mezcla obligatoria de bioetanol es de 12%.