Argentina: Panorama de la energía en 2015

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

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 (%)

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)

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

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.

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

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

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

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)

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)

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

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.

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)

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

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

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

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)

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

Cuadro 17 : Balance energético de biocombustibles (10³ TEP)

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) 

Anexo 2. Red de gasoductos

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.

[4]http://www4.unfccc.int/ndcregistry/PublishedDocuments/Argentina First/17112016 NDC Revisada 2016.pdf