Indicadores Energéticos de Argentina, año 2007

Indicadores Energéticos de Argentina, año 2007
Por Ricardo De Dicco, José Francisco Freda y Federico Bernal
Buenos Aires, Junio de 2008
TABLA DE CONTENIDOS
PRESENTACIÓN............................................................................................................ 1
INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 2
CARACTERIZACIÓN DEL SECTOR HIDROCARBUROS ................................................. 2
Las cuencas sedimentarias productivas......................................................... 2
Remanente de las reservas comprobadas, extracción, exportación, importación
y esfuerzos exploratorios de petróleo y gas natural ....................................... 3
Capacidad de refinación, procesamiento de petróleo, subproductos obtenidos,
exportación e importación de combustibles................................................... 5
Breve caracterización del mercado de hidrocarburos argentino ....................... 8
El ingreso de ENARSA al mercado de hidrocarburos argentino ........................ 9
Anexo: Mapas del Transporte de Hidrocarburos en Argentina ........................11
CARACTERIZACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO..........................................................14
El Sistema Eléctrico de Argentina ................................................................14
Síntesis del Mercado Eléctrico Mayorista ......................................................15
Anexo: Mapa del Sistema Argentino de Interconexión...................................16
EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS .......................................................................... 17
EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO ..................................................................................17
EXTRACCIÓN DE GAS NATURAL .............................................................................20
POZOS EXPLORATORIOS DE HIDROCARBUROS........................................................ 23
EXPORTACIÓN DE HIDROCARBUROS ........................................................................ 24
EXPORTACIÓN DE PETRÓLEO ................................................................................24
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL...........................................................................27
EXPORTACIÓN DE GAS OIL ...................................................................................31
EXPORTACIÓN DE FUEL OIL ..................................................................................33
EXPORTACIÓN DE AEROKEROSENE........................................................................35
EXPORTACIÓN DE NAFTAS (Común, Súper, Ultra y Virgen) ......................................37
EXPORTACIÓN DE OTRAS NAFTAS O CORTES DE ELLAS ..........................................45
EXPORTACIÓN DE BUTANO NO PETROQUÍMICO .....................................................47
EXPORTACIÓN DE PROPANO NO PETROQUÍMICO ...................................................49
IMPORTACIÓN DE HIDROCARBUROS........................................................................ 51
IMPORTACIÓN DE PETRÓLEO ................................................................................51
IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL...........................................................................52
IMPORTACIÓN DE GAS OIL ...................................................................................53
IMPORTACIÓN DE FUEL OIL ..................................................................................54
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PETRÓLEO PROCESADO Y SUBPRODUCTOS OBTENIDOS.......................................... 55
PETRÓLEO PROCESADO ........................................................................................55
SUBPRODUCTOS OBTENIDOS ................................................................................57
DEMANDA INTERNA DE GAS NATURAL...................................................................... 63
OFERTA Y DEMANDA DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA ................................. 65
POTENCIA INSTALADA NOMINAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA ......................................65
CONSUMO DE COMBUSTIBLES FÓSILES EN USINAS TERMOELÉCTRICAS ..................70
GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA...................................................................71
BALANCE DE ENERGÍA ..........................................................................................73
AVANCE DEL PLAN ENERGÉTICO NACIONAL 2004-2013 .......................................... 74
REFLEXIONES Y PROPUESTAS ................................................................................... 81
Reflexiones...........................................................................................................81
ENARSA como instrumento de poder para el desarrollo ............................................81
Propuestas ...........................................................................................................82
Propuesta Institucional...............................................................................82
Propuesta Normativa .................................................................................82
Propuesta área de negocio Upstream de Hidrocarburos.................................82
Propuesta área de negocio Downstream de Hidrocarburos ............................83
Propuesta Servicios Públicos, Gas y Electricidad ...........................................83
Propuesta Sector Gas Natural .....................................................................83
Propuesta Sector Eléctrico ..........................................................................83
Propuesta Fuentes de Energía Alternativas ..................................................84
Propuesta Uso Racional de la Energía / Ahorro Energético.............................84
APÉNDICE: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE L0S INDICADORES ENERGÉTICOS ............ 87
FUENTES DE INFORMACIÓN CONSULTADAS ............................................................. 94
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PRESENTACIÓN
E
n la Argentina que hoy nos asiste vivir, pero también de cara al país futuro, el estudio y análisis objetivo,
ecuánime y desinteresadamente crítico del sector energético nacional no sólo constituyen un fin en sí
mismo, sino que además suponen los pilares en la elaboración de una política energética sustentable,
autosuficiente y soberana, subordinada a su vez a un modelo industrialista, socialmente justo y avanzado
científica y tecnológicamente.
En efecto, para cualquier investigador o especialista que se precie de tal, resulta un deber y una obligación
reflexionar la energía con “cabeza propia”, es decir, en función de las necesidades colectivas, propias y
regionales, presentes y futuras. Un pensamiento igualmente provisto del condimento histórico-político, pues de lo
contrario se estaría ejercitando una ciencia ajena y divorciada del interés colectivo, de sus generaciones venideras
y su destino común.
Y es justamente con este propósito que las fuerzas del atraso y la servidumbre bombardean copiosamente los
estratos científico, técnico y periodístico del país, sin distinciones sociales, ideológicas ni generacionales. La
auscultación de la pedagogía y la práctica profesional reinantes confirman que la vasta mayoría de las
universidades, instituciones –independientemente de su origen público o privado– y entes gubernamentales se
proponen la formación de cuadros profesionales y de funcionarios adoctrinados en una suerte de Triple A
científico-cultural: el ser apátrida, la apolítica y la aversión a la defensa de la seguridad jurídica del pueblo
argentino. Revertir esta superestructura de dominación es una magna, irrenunciable y pendiente tarea. Pero una
tarea que sólo podrá ser lograda desde el Estado Nacional, sin que por ello deje de ser librada por terceros. Y es
en este último grupo de pertenencia donde el Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas
(CLICeT) desarrolla su labor y despliega su aporte. Efectivamente, el CLICeT –continuación y evolución natural
del área de Recursos Energéticos y Planificación para el Desarrollo del Instituto de Investigación en Ciencias
Sociales (IDICSO) de la Universidad del Salvador– se propone hacer patria con la ciencia y ciencia con la patria.
Es en este sentido que su dirección editorial se complace en presentar el primer y más abarcativo informe del
sector energético nacional jamás publicado en el país. “Indicadores Energéticos de Argentina” en su versión 2007,
resume la esencia y el espíritu del CLICeT: “pensar con cabeza propia”, refutando técnicamente la tarea de lobby
y proporcionando soluciones y respuestas concretas en base al desarrollo socioeconómico argentino primero y
regional después. Un análisis objetivo que además de llevar como prerrequisito la neutralidad de las
argumentaciones y conclusiones, las encuadra en un proyecto de país.
Nuestro compromiso con la ciencia nacional es irrenunciable, como ineludible el compromiso con la verdad y la
realidad. En un mayúsculo esfuerzo, inauguramos el primero de los informes “Indicadores Energéticos de
Argentina” en su versión 2007, ambicionando se constituya en un documento imprescindible para todo aquel
estudioso, especialista, funcionario y periodista independiente (es decir, con genuina libertad de expresión)
deseoso de reencontrarse con la evidencia fáctica, con los testimonios reales, libres de todo sesgo.
Anhelamos, finalmente, que el informe aquí presentado contribuya al desenvolvimiento de una comunidad
científica devota del destino de grandeza que argentinos y sudamericanos se merecen.
Ricardo De Dicco, José Francisco Freda y Federico Bernal. Buenos Aires, 30 de Junio de 2008.
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INTRODUCCIÓN
CARACTERIZACIÓN DEL SECTOR HIDROCARBUROS
Las cuencas sedimentarias productivas
E
n la República Argentina se han identificado 19 cuencas sedimentarias, con una superficie total de
aproximadamente 1.750.000 km2. Cinco de estas cuencas tienen continuidad sobre la plataforma
continental, mientras que otras tres se extienden bajo las aguas del mar. La superficie de las ubicadas sobre
el continente es de alrededor de 1.350.000 km2, y las de la plataforma continental, tomando como límite la isóbata
de 200 mts, de unos 400.000 km2, cifra que puede ser duplicada si se la considera hasta el pie del talud.
Históricamente, las cuencas productivas de hidrocarburos son cinco: Noroeste, Cuyana, Neuquina, Golfo de San
Jorge y Austral o de Magallanes. Considerando solamente la porción emergida, su superficie abarca un 40% de lo
que en la actualidad se conoce como cuencas útiles a los fines petroleros.
Cuencas Sedimentarias de Argentina
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación.
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Remanente de las reservas comprobadas, extracción, exportación, importación y esfuerzos exploratorios de
petróleo y gas natural
La información oficial disponible sobre las reservas comprobadas de hidrocarburos del país “hasta el final de las
concesiones” (HFC), suministrada por la Secretaria de Energía de la Nación, corresponde al remanente registrado
al 31 de Diciembre de 2007: 325,2 millones de m3 de reservas petroleras y 393.546 millones de m3 de reservas
gasíferas, observándose una variación porcentual respecto al remanente registrado a fines del año anterior de un
6,4% de incremento en las reservas comprobadas de petróleo y una disminución del -3,1% en las reservas
comprobadas de gas natural.
A continuación se presenta una tabla con la variación porcentual registrada entre los remanentes de las reservas
comprobadas de hidrocarburos HFC de fines de 2007 y fines de 2006:
Distribución del remanente de las Reservas Comprobadas de Hidrocarburos por Provincia al 31/Dic/2007 y
variación porcentual respecto al remanente registrado a fines del año anterior, hasta el final de las
concesiones (en millones de metros cúbicos y porcentajes)
Reservas Comprobadas de Petróleo
Provincias
Variación %
2007/2006
Millones de m3
Reservas Comprobadas de Gas Natural
Millones de m3
Variación %
2007/2006
Salta
7,1
12,2%
75.626
10,2%
Jujuy
0,1
5,1%
0
0,0%
Formosa
0,6
2,3%
0
0,0%
Mendoza
33,5
1,6%
8.819
Neuquén
56,2
-3,8%
155.923
-6,9%
Río Negro
15,0
-4,1%
3.888
-3,0%
La Pampa
6,1
5,1%
3.113
60,1%
140,8
25,6%
27.371
4,9%
57,6
-12,1%
34.136
-7,6%
Tierra del Fuego
5,4
-3,9%
41.940
-13,7%
Estado Nacional
2,7
7,3%
42.682
2,2%
TOTAL PAIS
325,2
6,4%
393.546
Chubut
Santa Cruz
-18,1%
-3,1%
Coeficiente de las Reservas Comprobadas HFC / Extracción de Hidrocarburos al 31/Dic/2007 (en millones de
metros cúbicos y años)
Hidrocarburos
Reservas Comprobadas
3
Extracción
Horizonte de Vida
3
(millones de m )
(millones de m )
(años)
Petróleo
325,2
37,2
8,7
Gas Natural
393.546,0
50.948,0
7,7
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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A continuación se presenta un gráfico con la distribución geográfica de las reservas comprobadas de
hidrocarburos HFC por cuenca productiva:
Distribución geográfica del remanente de Reservas Comprobadas HFC de Hidrocarburos, al 31/Dic/2007, por
Cuenca Productiva (en porcentajes)
Reservas Petróleo %
Reservas Gas %
NOROESTE
2,4%
19,2%
CUYANA
4,9%
0,1%
NEUQUINA
29,2%
43,5%
G. SAN JORGE
59,2%
9,3%
AUSTRAL
4,3%
27,9%
TOTAL
100,0%
100,0%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
Con respecto a la clasificación de los tipos de petróleo crudo distribuidos en las cuencas productivas de
Argentina, de acuerdo a su gravedad API,1 se identifican los “livianos” (con gravedades API entre 31,1 y 39,9),
los “medios” (entre 22,3 y 31,0 grados API), y, en menor medida, los “pesados” (entre 10 y 22,2 grados API); no
existen en el país reservas de petróleo extra-pesado (inferior a 10 grados API). En suma, alrededor del 30% del
remanente de reservas comprobadas de petróleo al 31/12/2007 correspondía a petróleos “livianos”, un 61% a
petróleos “medios”, 2% a petróleos “pesados” y 7% a gasolina natural. En relación a la extracción petrolera, el
39% corresponde a petróleos “livianos”, 60% a petróleos “medios” y 1% a petróleos “pesados”.
La extracción petrolera en 2007, de 37,2 millones de m3, registró una caída del -2,5% respecto al año anterior. En
lo concerniente al destino de la extracción petrolera, el 91,1% fue entregado a los centros de transformación para
la obtención de subproductos derivados con el fin de comercializados tanto en el mercado interno como en
mercados internacionales, mientras que el 8,9% restante de la explotación de petróleo se destinó a la exportación:
53,3% a los EE.UU., 46,7% a la República Popular China y 9,6% a Chile. Con respecto a la importación de
petróleo, la misma proviene de Bolivia con el fin de llevar a cabo un procesamiento del petróleo boliviano para
obtener gas oil que luego será exportado a dicho país. El pico de extracción de petróleo se alcanzó en 1998. Para
mayor información, consultar el capitulo “Extracción de Hidrocarburos” del presente informe. Las provincias
con mayores volúmenes de extracción de petróleo durante 2007 son Chubut (25,7%), Neuquén (25,6%) y Santa
Cruz (19,6%).
La extracción gasífera de 2007, de 50.948 millones de m3, registró una disminución del -1,4% respecto al año
anterior. En lo concerniente al destino de la extracción gasífera, el 75,6% correspondió al mercado interno y el
5,1% a la exportación (donde el 91,7% se destinó a Chile, 4,5% a Brasil y 3,8% a Uruguay), mientras que el
19,3% restante correspondió al consumo propio de las empresas petroleras en yacimiento, al venteo, a las
pérdidas del sistema de transporte, etc. (según triangulación de datos de la Secretaría de Energía de la Nación y
del Ente Nacional Regulador del Gas). Con respecto a la importación de gas natural, la misma proviene de
Bolivia, y en 2007 registró una caída del -6,6% respecto al año anterior. El pico de extracción de gas natural se
alcanzó en 2004. Para mayor información, consultar el capitulo “Extracción de Hidrocarburos” del presente
1
API (American Petroleum Institute), es una unidad de medida estadounidense de densidad, la cual describe que tan pesado o liviano es
un determinado petróleo comparándolo con el agua.
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informe. Las provincias con mayores volúmenes de extracción gasífera durante 2007 fueron Neuquén (51,9%),
Salta (13,3%), Santa Cruz (9,1%) y Tierra del Fuego (8,6%).
En relación a la perforación de pozos durante el año 2007, según la Secretaría de Energía de la Nación, las
compañías petroleras realizaron escasas inversiones en la exploración de nuevos yacimientos, registrándose
apenas 27 pozos de exploración de petróleo y 18 de gas natural. En relación al año anterior, se observa una
disminución del -28,9% en los pozos exploratorios de petróleo, y un incremento del 100% en los pozos
exploratorios de gas natural; en conjunto, los 45 pozos exploratorios de hidrocarburos realizados por las empresas
operadoras en 2007 fue un -4,3% inferior a los realizados en el año anterior. En comparación con los esfuerzos
exploratorios de la década del ’80, la YPF estatal realizaba un promedio anual de 117 pozos de exploración de
hidrocarburos. Para mayor información, consultar el capitulo “Pozos Exploratorios de Hidrocarburos” del
presente informe.
Capacidad de refinación, procesamiento de petróleo, subproductos obtenidos, exportación e importación
de combustibles
El parque de refinación del país cuenta en la actualidad con aproximadamente una capacidad de procesamiento de
petróleo (por momentos totalmente colapsada) de 100.000 m3/diarios.
Concentración de la capacidad de refinación por empresa al 31/Dic/2007 y comparación con 1992
Capacidad de procesamiento
Empresa
m3/diarios
barriles/diarios
Participación
Porcentual
Variación %
2007 / 1992
REPSOL YPF
52.600
330.801
52,1%
1,3%
SHELL
16.800
105.655
16,7%
0,0%
ESSO
13.000
81.757
12,9%
0,0%
PETROBRAS
12.000
75.468
11,9%
33,3%
REFINOR (YPF, Pluspetrol y Petrobras)
4.500
28.301
4,4%
0,0%
Otras empresas
2.000
12.578
2,0%
25,0%
100.900
634.560
100,0%
4,2%
TOTAL PAIS
Nota 1: la variación porcentual se realiza respecto a 1992 porque en ese año fue privatizada la petrolera estatal de
Argentina (YPF). A excepción de las refinerías de ESSO y SHELL, todas las instalaciones de procesamiento de
petróleo existentes en el país fueron construidas por YPF Sociedad del Estado.
Nota 2: REPSOL YPF incluye las refinerías de La Plata (28.000 m3/d) en la Provincia de Buenos Aires, Luján de Cuyo
(20.000 m3/d) en la Provincia de Mendoza y Plaza Huincul (4.600 m3/d) en la Provincia del Neuquén.
Nota 3: PETROBRAS incluye las refinerías de San Lorenzo (8.000 m3/d) en la Provincia de Santa Fe y de Bahía
Blanca (4.000 m3/d) en la Provincia de Buenos Aires.
Nota 4: la refinería de REFINOR se ubica en Campo Duran (Provincia de Salta), la de SHELL en Dock Sud (Provincia
de Buenos Aires) y la de ESSO en Campana (Provincia de Buenos Aires).
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Todas las instalaciones complejas e integradas de procesamiento de petróleo fueron construidas por YPF
Sociedad del Estado (las refinerías de La Plata, Lujan de Cuyo, Plaza Huincul, San Lorenzo, Bahía Blanca y
Campo Duran), a excepción de las refinerías de SHELL y ESSO (en Dock Sud y Campana, respectivamente).
Desde la privatización de YPF no se han registrado inversiones en la construcción nuevas plantas, y sólo se han
observado pocos esfuerzos por incrementar la capacidad de refinación de las instalaciones existentes (y ninguna
adaptación de las mismas para procesar crudos pesados), como ser los casos de la refinería de San Lorenzo
(PETROBRAS), que pasó de 5.000 m3/diarios a 8.000 m3/diarios, y de la refinería de Plaza Huincul (REPSOL
YPF), que pasó de 3.900 m3/diarios a 4.600 m3/diarios.
La capacidad ociosa promedio en 2007 fue de casi 6.300 m3/diarios, la cual equivale al 70% del petróleo
exportado durante 2007 (véase el capitulo Exportación de Hidrocarburos del presente informe).
En relación al procesamiento de petróleo crudo durante 2007, de 34,5 millones de m3, se observa un incremento
del 5,5% respecto al año anterior. El procesamiento incluye los siguientes crudos: Petróleo San Sebastián (Prov.
de Tierra del Fuego), Petróleo Cuenca Marina (Prov. de Tierra del Fuego), Petróleo Cerro Redondo (sur de la
Prov. de Santa Cruz), Petróleo Cañadón Seco (norte de la Prov. de Santa Cruz), Petróleo Escalante (Prov. de
Chubut), Petróleo Cuenca Neuquina (provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa y sur de Mendoza), Petróleo
Mendoza (norte de la Prov. de Mendoza), Petróleo Jujuy (Prov. de Jujuy), Petróleo Palmar Largo (Prov. de
Formosa), Petróleo Salta (Prov. de Salta) y Petróleo Importado (de Bolivia). Para mayo información, consultar el
capitulo “Petróleo Procesado y Subproductos Obtenidos” del presente informe.
Los principales subproductos obtenidos de la refinación de petróleo son: naftas (común, súper y ultra), gas oil,
fuel oil, aerokerosene, butano y propano (estos dos últimos son combustibles que se envasan en garrafas y tubos,
respectivamente, que en el mercado interno son comercializados en puntos de venta ubicados en aglomeraciones
urbanas que carecen parcial o totalmente de provisión de gas natural por redes).
A continuación se presentan los volúmenes de dichos subproductos obtenidos en las instalaciones existentes en el
país durante 2007:
Principales subproductos obtenidos en 2007 (en metros cúbicos, toneladas y porcentajes)
Subproductos obtenidos
Nafta Común >83 RON (m3)
2007
Variación % 2007 / 2006
715.577
-21,1%
3
Nafta Súper >93 RON (m )
3.612.005
12,2%
Nafta Ultra >97 RON (m3)
1.637.580
-7,2%
12.915.597
2,7%
4.266.924
24,7%
Aerokerosene (m )
1.283.058
7,8%
Butano (toneladas)
524.737
-4,6%
Propano (toneladas)
428.885
-4,7%
Gas Oil (m3)
Fuel Oil (toneladas)
3
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
•
Con respecto a las naftas, en 2007 se obtuvieron de las plantas de procesamiento del país unos 5.965.162 m3,
registrándose un incremento del 1,3% en relación al año anterior. Cuando se analizan las variaciones
porcentuales en cada uno de los tres subproductos, se observa que, del total de naftas obtenidas, 715.577 m3
corresponden a nafta común (>83 RON), la cual registró una disminución del -21,1% respecto al año anterior;
3.612.005 m3 corresponden a nafta súper (>93 RON), la cual aumentó 12,2% respecto al año anterior; y;
1.637.580 m3 corresponden a nafta ultra (>97 RON), con una caída del -7,2% respecto al año anterior.
•
El gas oil obtenido de las refinerías en 2007 fue de 12.915.597 m3, representando un 2,7% más que en 2006.
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•
El fuel oil obtenido en 2007 fue de 4.266.924 toneladas, incrementándose 24,7% respecto al año anterior.
•
El aerokerosene obtenido en 2007 fue de 1.283.058 m3, aumentando 7,8% respecto al año anterior.
•
El butano obtenido en 2007 fue de 524.737 toneladas, registrando una caída del -4,6% respecto al año
anterior.
•
El propano obtenido en 2007 fue de 428.885 toneladas, marcando una disminución del -4,7%.
Para mayor información, consultar el capitulo “Petróleo Procesado y Subproductos Obtenidos” del presente
informe.
Los principales combustibles exportados en 2007 fueron: naftas (común, súper, ultra y virgen), otras naftas o
cortes de ellas, aerokerosene, fuel oil, butano y propano.
A continuación se presentan los volúmenes de exportación de estos combustibles durante 2007:
Principales combustibles exportados en 2007 (en metros cúbicos, toneladas y porcentajes)
Exportación de Combustibles
2007
Variación % 2007 / 2006
1.056.243
-19,5%
Nafta Súper >93 RON (m )
336.774
-49,5%
Nafta Ultra >97 RON (m3)
7.920
-68,0%
1.282.764
27,1%
Otras naftas o cortes de ellas (m )
1.519.146
16,6%
3
Aerokerosene (m )
89.087
-19,4%
Fuel Oil (toneladas)
1.657.532
11,6%
Butano (toneladas)
119.914
-72,3%
Propano (toneladas)
42.769
-87,9%
3
Nafta Común >83 RON (m )
3
Nafta Virgen (m3)
3
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
•
El volumen de exportación de naftas en 2007 fue de 1.400.937 m3, el cual representó una caída del -30,1%
respecto al volumen exportado el año anterior. Cuando se analizan las variaciones porcentuales en cada uno
de los tres subproductos, se observa que, del total de naftas exportadas, 1.056.243 m3 corresponden a nafta
común, registrando una disminución del -19,5%; 336.774 m3 corresponden a nafta súper, registrando un
descenso del -49,5% respecto al año anterior; 7.920 m3 corresponden a nafta ultra, disminuyendo -68%
respecto al año anterior; y; 1.282.764 m3 corresponden a nafta virgen, registrando un incremento del 27,1% en
relación al año anterior.
•
En relación a las “otras naftas o cortes de ellas”, el volumen exportado en 2007 fue de 1.519.146 m3, con un
incremento del 16,6% respecto al año anterior.
•
El volumen de aerokerosene exportado en 2007 fue de 89.087 m3, con una caída del -19,4% respecto al año
anterior.
•
El volumen de fuel oil exportado en 2007 fue de 1.657.532 toneladas, registrando un aumento del 11,6% en
relación al año anterior.
•
El volumen de butano exportado en 2007 fue de 119.914 toneladas, con una disminución del -72,3% respecto
al año anterior.
•
El volumen de propano exportado en 2007 fue de 42.769 toneladas, con un descenso del -87,9% respecto al
año anterior.
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Para mas información sobre la exportación de combustibles, véase al respecto el capitulo “Exportación de
Hidrocarburos” del presente informe.
Los principales combustibles importados en 2007 fueron el gas oil y el fuel oil:
Principales combustibles importados en 2007 (en metros cúbicos, toneladas y porcentajes)
2007
Variación % 2007 /
2006
Gas Oil (m3)
847.077
89,5%
Fuel Oil (toneladas)
988.379
0,2%
Importación de Combustibles
Nota: resulta interesante observar que de haberse prohibido la exportación de fuel oil no habría sido necesario importar
una sola tonelada del mencionado combustible.
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
•
El volumen de importación de gas oil en 2007 fue de 847.077 m3, registrando un incremento del 89,5%
respecto al año anterior.
•
El volumen de importación de fuel oil en 2007 fue de 988.379 toneladas, registrando un leve aumento del
0,2% respecto al año anterior. Resulta interesante observar que de haberse prohibido la exportación de fuel oil
no habría sido necesario importar una sola tonelada del mencionado combustible.
Para mas información sobre la importación de combustibles, véase al respecto el capitulo “Importación de
Hidrocarburos” del presente informe. También recomendamos la lectura de los artículos de opinión publicados
por el CLICeT en Mayo/2008: “Algunas notas sobre el mercado de combustibles en la Republica Argentina”, de
Federico Bernal, y “La escasez de combustibles y la suba de precios”, de Juan Manuel García.
Breve caracterización del mercado de hidrocarburos argentino
A partir de la Reforma del Estado de 1989 el sector hidrocarburos de Argentina sufrió una importante
desregulación, particularmente a raíz de la privatización de sus principales activos estratégicos en 1992, YPF
Sociedad del Estado y Gas del Estado. Dicho sector fue dividido en dos grandes áreas de negocio: upstream
(exploración y extracción de petróleo y gas natural) y downstream (transporte de hidrocarburos y subproductos
derivados, refinación de petróleo, fraccionamiento de gas natural, distribución y comercialización de
hidrocarburos y subproductos derivados), conformando un mercado oligopólico de empresas privadas (locales y
extranjeras en un principio, años mas tarde casi todas extranjeras) para operar en ambas áreas y tener a cargo la
disponibilidad total de los hidrocarburos.
El impacto de la desregulación y privatización del sector resultó ser totalmente negativo para el aparato
productivo nacional, pues, al desentenderse el Estado de sus funciones básicas de gestión, planificación, control y
regulación del sector hidrocarburífero (de igual forma se replicó en el sector eléctrico), se observó a partir de
entonces una drástica disminución de las reservas comprobadas de hidrocarburos por las escasas inversiones de
capital de riesgo en exploración (al mismo tiempo que aumentaba significativamente la exportación de petróleo y
de subproductos derivados, de la cual el Estado se beneficiaba muy poco porque no existían retenciones y porque
las empresas gozaban de un 70% de libre disponibilidad de las divisas), una explotación irracional de los
yacimientos que no era acompañada por el incremento de las reservas, una nula inversión para expandir la
capacidad de transporte de gas natural para el mercado interno por destinar las empresas prestatarias del servicio
publico de transporte de gas y las propias compañías petroleras a cargo de la extracción de dicho hidrocarburo,
enormes gastos a la construcción de gasoductos de exportación, así como también se registraron bajas inversiones
por parte de las empresas petroleras para incrementar la capacidad de refinación y adaptar las refinerías para
procesar crudos pesados (sumado a ello la nula construcción de refinerías nuevas).
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Buenos Aires, Jun/2008
Ricardo De Dicco, José Francisco Freda y Federico Bernal
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Como si fuera poco, los precios de los combustibles líquidos fluctuaron de acuerdo a cómo lo hacia el precio de
referencia internacional del barril de petróleo (que por cierto nunca disminuían cuando lo hacía el precio de
referencia internacional), un hecho totalmente absurdo en un país con autoabastecimiento petrolero, y las tarifas
de gas y electricidad evolucionaron de acuerdo a cómo lo hacia la inflación de Estados Unidos de América, como
si Argentina fuera un Estado mas de la Unión… Los altos precios de la energía impactaron negativamente en la
estructura de costos del aparato productivo nacional, imposibilitando al sector agropecuario y a diversas ramas de
la actividad industrial a competir con la colocación de productos tanto en el mercado interno como en los
mercados internacionales.2
En ese contexto, a partir de 2003 la Administración Kirchner inició el retorno paulatino del Estado a cumplir con
sus funciones básicas; en ese sentido creó en el año 2004, por medio de la Ley Nacional 25.943, la empresa
Energía Argentina S.A. (ENARSA), y se implementó el “Plan Energético Nacional 2004-2008”, cuyas metas
estaban destinadas a disminuir el riesgo de desabastecimiento de energético mediante la importación de gas
natural de Bolivia y de gas oil y fuel oil de Venezuela, así como la expansión y aumento de la capacidad del
sistema de transporte de gas natural (que también dichas inversiones del Estado Nacional se replicaron al sector
eléctrico, como se presentará en el próximo apartado). No obstante ello, si bien el mercado ha dejado de operar
anárquicamente, todavía no han sido resueltos los incumplimientos contractuales de las empresas privadas que
operan en el mercado ampliado de la energía, particularmente en el sector hidrocarburos, y, por otra parte, todavía
sigue en manos de las empresas privadas la operatoria de cada uno de los eslabones de cada circuito productivo
del sector energético en general y del hidrocarburífero en particular, como se podrá observar en los próximos
capítulos del presente informe.
El ingreso de ENARSA al mercado de hidrocarburos argentino
La Ley de creación de ENARSA le otorga a dicha empresa controlada por el Estado Nacional la titularidad de los
permisos de exploración y concesiones de explotación de todos los bloques del off-shore argentino que no
estuvieran adjudicados a la fecha de su creación. Dichos bloques se distribuyen en las siguientes cuencas
sedimentarias: Salado, Colorado, Rawson, Península Valdez, San Jorge, Malvinas y Austral. En ese sentido,
ENARSA suscribió acuerdos estratégicos con empresas petroleras multinacionales para la exploración, el
desarrollo y extracción de hidrocarburos en la plataforma continental argentina. Ademas, ENARSA ha formado
una sociedad (ENARSA Aeropuertos) con la empresa Corporación América S.A., para el diseño, construcción,
operación y explotación de instalaciones de almacenamiento, administración y distribución de combustible de
aviación en el Aeropuerto Internacional de Ezeiza.
Por otra parte, ENARSA está a cargo de las operaciones de importación de gas natural proveniente de Bolivia
(acuerdo de compra-venta de gas natural firmado con la petrolera estatal boliviana, YPFB, en 2006), así como del
proyecto de construcción del gasoducto troncal del Noreste Argentino (Gasoducto del NEA), la ampliación del
Gasoducto Fueguino, otros proyectos de construcción de gasoductos regionales, y proyectos de instalaciones de
regasificación de gas natural licuado (GNL) en Bahía Blanca, al sur de la Provincia de Buenos Aires (éste último
inició su primera fase con la puesta en marcha de un buque regasificador a mediados de Junio de 2008), quedando
2
Para mayor información al respecto, sugerimos la lectura de los informes pertinentes publicados en las áreas de “Energía en
Argentina” y de “Estadística, Prospectiva y Planificación Energética” del CLICeT y en el área de “Recursos Energéticos y
Planificación para el Desarrollo” del IDICSO-USAL, y además la lectura de los siguientes libros:
• Bernal, De Dicco y Freda: Cien años de petróleo argentino. Descubrimiento, saqueo y perspectivas (Editorial Capital Intelectual,
Colección Claves para Todos, Buenos Aires, 2008).
• De Dicco, Freda, Deluchi y García: La Cuestión Energética en la Argentina (FCE-UBA-ACARA, Buenos Aires, 2006).
• De Dicco: 2010, ¿Odisea Energética? Petróleo y Crisis (Editorial Capital Intelectual, Colección Claves para Todos, Buenos Aires,
2006).
• Bernal: Petróleo, Estado y Soberanía. Hacia la empresa multiestatal latinoamericana de hidrocarburos (Editorial Biblos, Buenos
Aires, 2005).
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pendiente la construcción de una planta de regasificación, también en Bahía Blanca, para la cual ha formado una
sociedad (ENARSA PDV) con la petrolera estatal venezolana PDVSA.
Sin embargo, mas allá de la necesaria y estratégica existencia de ENARSA, el mercado hidrocarburífero continúa
siendo operado por empresas privadas, mayoritariamente extranjeras, y es casi improbable que, de continuar el
actual contexto caracterizado antes, ENARSA pueda convertirse en el principal agente económico formador de
precios de combustibles y en rector de la disponibilidad de los hidrocarburos antes de agotarse las reservas locales
de estos recursos estratégicos, por lo que se infiere que hasta tanto ocurra ello, el rol de ENARSA continuará
siendo operar como el principal agente importador de energía. Si ENARSA construye de aquí a cuatro años una
refinería de 30.000 m3/diarios y, además, comienza en un par de años la explotación del yacimiento petrolero que
tiene adjudicado en Venezuela, podrá convertirse en un verdadero instrumento de poder para el Estado Nacional,
ya que le posibilitaría una planificación del sector hidrocarburífero en beneficio exclusivo del desarrollo del
aparato productivo nacional en general y del desarrollo industrial del país en particular.
Las obras estructurales en materia hidrocarburífera planificada por la actual administración pública al 31/12/2007,
se encontraban divididas en dos objetivos: la exploración de hidrocarburos para incrementar el remanente actual
de las reservas comprobadas y el aumento de la capacidad de procesamiento de petróleo del actualmente saturado
parque de refinación del país a fin de poder satisfacer las necesidades de combustibles líquidos del mercado
interno.
La actividad exploratoria de hidrocarburos la está liderando ENARSA mediante dos ejes: la exploración de
hidrocarburos en áreas off-shore en Argentina y la exploración de hidrocarburos en la Cuenca del Orinoco en
Venezuela (se supone que en el transcurso de 2008 estarán finalizadas las tareas de cuantificación y certificación
del Bloque 6 de Ayacucho concesionado a la sociedad ENARSA-PDVSA).
En relación a posibles inversiones en el sector refinación, para fines de 2007 el gobierno nacional se encontraba
en tratativas y gestiones con PDVSA para la construcción de una nueva refinería en Argentina, que sea apta para
procesar crudos pesados.
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Anexo: Mapas del Transporte de Hidrocarburos en Argentina
Transporte de Petróleo Crudo y de Subproductos Derivados al 31/12/2007
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación.
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Gasoductos troncales y regionales de abastecimiento del mercado interno, de exportación (a Chile,
Brasil y Uruguay) y de importación (de Bolivia), al 31/12/2007
Fuente: Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
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Sistema de Transporte y Distribución Troncal de Gas Natural del mercado argentino
Prestatarias del Servicio Público de Distribución
Distribuidora
Provincia
Jujuy, Salta, Tucumán y
Santiago del Estero
Formosa, Chaco, Misiones,
Corrientes y Entre Ríos (solo
esta ultima esta conectada al
sistema troncal de gasoductos)
Gasnor S.A.
Gasnea S.A.
Distribuidora del Gas del Centro
S.A.
Catamarca, La Rioja y Córdoba
Litoral Gas S.A.
Santa Fe y noreste de Buenos
Aires
Distribuidora de Gas Cuyana
S.A.
San Juan, Mendoza y San Luis
Gas Natural BAN S.A.
Metrogas S.A.
Norte y oeste del Conurbano
Bonaerense
Ciudad de Buenos Aires y Sur
del Conurbano Bonaerense
Camuzzi Gas Pampeana S.A.
La Pampa y Buenos Aires
Camuzzi Gas del Sur S.A.
Neuquén, Río Negro, Chubut,
Santa Cruz, Tierra del Fuego y
extremo sur de Buenos Aires
Prestatarias del Servicio Público de
Transporte
Transportista
Cuenca / Destino
Transportadora de Gas
del Sur S.A. (TGS)
Transporte gas natural
de las cuencas NOA y
Cuyana para las
distribuidoras Gasnor,
Gasnea, Distribuidora de
Gas del Centro,
Distribuidora de Gas
Cuyana y Litoral Gas
Transportadora de Gas
del Norte S.A. (TGN)
Transporte gas natural
de las cuencas Austral,
Golfo de San Jorge y
Neuquina para las
distribuidoras Camuzzi
Gas del Sur, Camuzzi
Gas Pampeana,
Distribuidora de Gas
Cuyana, Metrogas y Gas
Natural BAN
Fuente: elaboración propia en base a datos del ENARGAS.
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CARACTERIZACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO
El Sistema Eléctrico de Argentina
El Sistema Eléctrico de Argentina está conformado por usinas generadoras de electricidad, líneas eléctricas de
alta tensión, redes eléctricas de distribución y por diversos consumidores de electricidad. Dicho sistema no
almacena energía eléctrica, lo cual significa que en todo momento la generación debe ser igual a la demanda o
consumo del mercado, viéndose necesaria la exportación del excedente. Cuando la demanda es superior a la
generación, emerge la necesidad de efectuar cortes de servicio para reducir el consumo y adecuarlo a la
generación; en caso contrario se produce el colapso del sistema eléctrico.
Las usinas o centrales eléctricas son plantas que se encargan de producir energía eléctrica. Se ubican en las
proximidades de fuentes de energía primaria (yacimientos de hidrocarburos y combustibles nucleares, ríos, lagos,
etc.) y en cercanías de los centros de consumo (grandes aglomeraciones urbanas o zonas industriales). En las
usinas existen máquinas eléctricas llamadas generadores, que transforman la energía mecánica en electricidad.
Estas máquinas deben ser movidas por otras, denominadas primarias, que pueden ser de combustión interna
(motores diesel o turbinas de gas), centrales de vapor (de combustible fósil o nuclear), centrales hidráulicas y
aerogeneradores (energía eólica). Existen diferentes tipos de centrales eléctricas, las cuales dependen de disímiles
materias primas que son empleadas para la obtención de energía eléctrica, y se diferencian por la fuente de
energía primaria que origina la transformación. En Argentina se emplean tres tipos de usinas para generación en
gran escala: termoeléctricas, hidroeléctricas y nucleoeléctricas.
Los generadores eléctricos se conectan entre sí y con los centros de consumo por medio de las redes de transporte
y distribución. Las redes de transporte o transmisión consisten en sistemas de líneas de extra y alta tensión que
transportan la electricidad desde los generadores hasta las aglomeraciones urbanas y parques industriales. Las
redes de distribución son aquellas que se encargan de distribuir la electricidad desde los sistemas de líneas de
media y baja tensión a los medidores de hogares (urbanos y rurales), comercios, fábricas, hospitales, escuelas,
organismos públicos, ferrocarriles metropolitanos, alumbrado público, etc.
Todos estos elementos e instalaciones de transmisión, compensación y maniobra integran lo que se conoce como
Sistema Argentino de Interconexión (SADI), conformado por el Sistema de Transporte de Energía Eléctrica y por
los Sistemas de Transporte por Distribución Troncal de las diferentes regiones eléctricas del país.
Hasta Febrero de 2006 las regiones eléctricas que conforman el SADI se encontraban interconectadas entre sí, a
excepción de la región Patagonia, que operaba en forma aislada en el Sistema Interconectado Patagónico (SIP),
debido a la nula inversión por parte de las empresas privadas beneficiadas con la desregulación y privatización del
sector eléctrico en 1992. Por lo tanto, en el SADI operaba el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y en el SIP el
Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Patagónico (MEMSP). A partir del 1º de Marzo de 2006, mediante
inversiones realizadas por el Estado Nacional, se estableció la interconexión del MEMSP al MEM (por lo que
ambos mercados conforman, a partir de entonces, un solo MEM, operando sobre el SADI), por medio de la Línea
de Extra Alta Tensión de 500 kV que une la Estación Transformadora (ET) Choele Choel (Provincia de Río
Negro) con la nueva ET Puerto Madryn (Provincia de Chubut). Desde Diciembre de 2007 la línea de 500 kV llega
a Pico Truncado (Provincia de Santa Cruz), y según el “Plan Energético Nacional 2004-2013” debería llegar a
Río Gallegos antes de finalizar el año 2009.
El parque de generación de energía eléctrica del MEM-SADI se encuentra conformado por diferentes equipos de
generación, y distribuido a lo largo y ancho del territorio nacional. Los equipos instalados en el SADI y que
comercializan su generación de energía eléctrica en el MEM se clasifican aquí de acuerdo al recurso natural que
utilizan: Térmico Fósil, Nuclear e Hidráulico. Ninguno de los demás equipos tecnológicos empleados en el país,
como los aerogeneradores eólicos, solares y geotérmicos, se encuentran operando actualmente en el SADI, ya que
lo hacen de forma aislada satisfaciendo necesidades de aglomeraciones urbanas o semi-urbanas que no están
conectadas al sistema interconectado.
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Síntesis del Mercado Eléctrico Mayorista
Según la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), la potencia efectiva
bruta total instalada (nominal) al 31 de Diciembre de 2007 en el MEM-SADI era de 24.406 MWe, donde el
54,3% corresponde a equipos de generación termoeléctricos, 41,6% a usinas hidroeléctricas y 4,1% a centrales
nucleoeléctricas. La potencia máxima bruta generada durante 2007 para satisfacer las necesidades del mercado
interno, fue de 18.345 MWe, registrada el 14/Jun/2007 a las 19:56 hs.
El parque de generación de energía eléctrica del país se distribuye en siete regiones:
•
GBA+BAS+LIT (Capital Federal y Conurbano Bonaerense + Provincia de Buenos Aires + provincias de
Santa Fe y Entre Ríos).
•
NEA (provincias de Formosa, Chaco, Corrientes y Misiones).
•
NOA (provincias de Jujuy, Salta, Tucumán, Santiago del Estero, Catamarca y La Rioja).
•
CENTRO (provincias de Córdoba y San Luis).
•
CUYO (provincias de Mendoza y San Juan).
•
COMAHUE (provincias de Neuquén, Río Negro y La Pampa).
•
PATAGONIA (provincias de Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego).
Las vinculaciones existentes al 31/Dic/2007 entre las regiones eléctricas son las siguientes:
(1.792 MWe) NOA
NEA (2.188 MWe)
↕
↕
(2.131 MWe) CENTRO ↔ GBA+BAS+LIT (10.059 MWe)
↕ ↔ PATAGONIA (818 MWe)
↕
CUYO
COMAHUE
(1.451 MWe)
(5.966 MWe)
Hacia 2009 deberían quedar vinculadas las regiones eléctricas NOA↔NEA y CUYO↔COMAHUE.
Potencia bruta instalada por equipos de generación
Potencia bruta instalada por regiones eléctricas
Potencia bruta instalada por equipos de
generacion en el SADI, para DIC/2007 (en %)
Potencia bruta instalada por regiones
electricas del SADI, para DIC/2007 (en %)
NUCLEAR
4%
COMAHUE
24%
CUYO
6%
TERMICA
54%
HIDRAULICA
42%
TERMICA
HIDRAULICA
NUCLEAR
NOA
7%
PATAGONIA
3%
NEA
9%
GBA+BAS+LIT
42%
CENTRO
9%
GBA+BAS+LIT
CENTRO
NEA
NOA
CUYO
COMAHUE
PATAGONIA
Fuente: elaboración propia en base a datos de CAMMESA.
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Las obras realizadas por el Estado Nacional, concernientes a la expansión del sistema de transporte de energía
eléctrica, en el marco del Plan Energético Nacional 2004-2008, y en su nueva versión de continuación y
ampliación 2004-2013, según el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, se observan
en los 1.072 km de líneas de extra alta tensión en 500 kV que se encontraban disponibles al 31/12/2007: 354 km
Choele Choel-Puerto Madryn, 543 km Puerto Madryn-Pico Truncado y 175 km Mendoza-San Juan.3
Las obras correspondientes al incremento de la potencia instalada en el MEM-SADI alcanzaron los 1.692 MWe al
31/12/2007: 450 MWe en la hidroeléctrica Yacyretá en Corrientes (NEA), 350 MWe en la hidroeléctrica Río
Grande en Córdoba (CENTRO), 27 MWe en la termoeléctrica Molinos San Lorenzo en Santa Fe (LIT), 203 MWe
por interconexión con la termoeléctrica Termoandes en Salta (NOA), 22 MWe en el turbogenerador Río Grande
en Tierra del Fuego (PATAGONIA, aunque no interconectada todavía esta provincia), 465 MWe en la
termoeléctrica Aluar en Chubut (PATAGONIA), 175 MWe en Generación Eléctrica Distribuida. Por otra parte, el
Estado Nacional destinó inversiones para nueva capacidad de transformación (1.530 mega voltios amperes) y para
obras en seguridad del sistema eléctrico del país.4
Para mayor información, consultar el capitulo “Oferta y Demanda del Mercado Eléctrico Mayorista” del
presente informe.
Anexo: Mapa del Sistema Argentino de Interconexión
Esquema geográfico del Sistema Interconectado Argentino, los sistemas uruguayo, paraguayo, chileno y del
sur de Brasil, al 31/Dic/2007
a C.T.Arica
REFERENCIAS
Colorado
La Cascada
Centrales y Estaciones
Transformadoras
Tamagural
P
Collahuasi
BOLIVIA
R
A
El Abra
G
Tomic
Chuquicamata
Calama
U
Tartagal
Laberinto
Oran
J U J U Y
L.Bayas
Las Maderas
Campo
Santo
Corralito
S A L T A
Potrerillos
Salta
D.de
Almagro
O
R
Grl.Guemes
O
V.Hayes
S
A
Minera Mantos
de Oro
Ibarreta
El Tunal
Cardones
Cerrillos
Belé n
Guacolda
Tinogasta
LA
La Rioja
RIOJA
CORDOBA
Chamical
Santiago
Alfalfal
Renca
Tupungato
Cápiz
A.JAHUEL
La Toma
Montecaseros
San Martín
San Luis
GRAN MENDOZA
Bajo Tunuyan
El Carrizal
Moldes
Itahue
Grl.
Pico
Malargüe
COLBUN
Pehuenche
Machicura
Santa Rosa
Young
M.B
NO
Saladillo
Bocamina
L A
Concepcion
El Toro
Antuco
Charrua
F.Morado
Chihuído
El Trapial
NEUQUEN
Las Lajas
Zapala
S. Picada
P A M P A
Divisaderos
Cutral Co
Punta Alta
Rio Colorado
Derqui
a Campana
Bancalari
Nogés
Ameghino
Futaleufú
9 de Julio
La Reja
Zappalorto
Centro
a S.Roque
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M.Abasto
El Pino
Este
N.Cordoba
a Yocsina
0
Plaza Huincul
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Oeste
CRUZ
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Alto
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Gral. Roca
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40 km
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Ciudadela
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C H U B U T
Cerro
Negro
V.Lopez
Caseros
Hurlingam
Castelar
Catonas
Migueletes
Rotonda
Sevel
Morón
Malvinas
Munro
Malaver
Muniz
Terminal
2
a Villa Lia
S.Isidro
Edison
V.Adelina
S.Miguel
a Luján
A Miramar
0
Boulogne
Suarez
Pueyrredon
A Necochea
2 km
Victoria
S.Fernando
Talar
Gral.Rodriguez
Plta.
Aluminio
Trelew
1
Tigre
Benavidez
Ford
Del
Viso
a Ramallo
a Gral. Rodriguez
0
Maschwitz
Tortuguitas
Punta Colorada
PUERTO MADRYN
a Ramallo Industrial
Matheu
Pilar
a Villa Lia
Jara
El Coihue
Esquel
a Pergamino
DETALLE GRAN BUENOS AIRES
a Zarate
Ruta 2
A Balcarce
Mar del Plata
Sierra Grande
San Carlos
de Bariloche
Ramallo
Siderca 0
a Gral Rodriguez
a Matheu
10 km a Gral Rodriguez
5
DETALLE MAR DEL PLATA
Carmen de
Patagones
Viedma
Argener
Campana
132
a1
M. Belgrano
P. Luro
San
Antonio
Este
erc
Campana
Pasa
Necochea
Cnl. Dorrego
Pilcaniyeu
Canutillar
Siderar
a Rosario Oeste
Praxair
a San Antonio
de Areco
0
San
Antonio
Oeste
San Nicolas
a Villa Constitucion
Zarate
Corcemar
Sid
R I O
N E G R O
PIEDRA
DEL ÁGUILA
ALICURA
Urbana
a Colonia Elia
Las Palmas
Villa Lia
Mar del Plata
Miramar
CHOELE-CHOEL
EL CHOCON
PICÚN LEUFÚ
Piedra
Pío Protto del Águila
Protisa
San Clemente
del Tuyú
AES Parana
Balcarce
Quequén
Chelforó
Chimpay
C. Valentina
A. HuergoVa. Regina
Arroyito
Neuquen-Cipolletti
Fray L. Beltrán
Céspedes
Temuco
Valdivia
A LOS
REYUNOS
A ANCHORIS
Eatsman
Mar de Ajó
Pinamar
Villa Gesell
10 km
DETALLE SAN NICOLAS-RAMALLO
Atucha
Mar del Tuyú
Madariaga
Las Armas
5
DETALLE ZARATE-CAMPANA
a Ramallo
a San Pedro
Dolores
Cachari
Rauch
Tres Arroyos
Pichi Mahuida
Termo Roca
Maldonado
P.del Este
Barker
Gonzales
Chaves
Indio Rico
Grl. Roca
AGUA
DEL CAJON Allen
0
Pan de
a Ramallo
Tandil
GRAN
MENDOZA
A AGUA
DEL TORO
SAN CARLOS Rocha
Minas
Pando Bifurcacion
MONTEVIDEO Azucar
Verónica
Pampita
Laprida
Chillar
Pringles
Tornquist
BAHÍA
BLANCA
L.Negra
Mega
R. Neuquén
P. Huincul
La Tablada
Rodriguez
Libertad
Rincon/Bolsa
S. Vázquez
Plata
Magdalena
AIRES
Pigüé
Guatraché
PUELCHES
Casa de Piedra
E.Lomas
PLANICIE
BANDERITA
A SAN MARTIN
A LUJ AN
Rosario
J. Lacaze
Colonia
Newton
OLAVARRÍA
Cnl.
Suárez
Pto. Hernández
Pto.
Seccionamiento
Medanitos
LOMA
LA LATA
A MONTECASEROS
CRUZ DE
PIE DRA
LUJ AN DE CUYO
PA RQUE INDUSTRIAL
PETROQUIMICO
Chascomús
HENDERSON
MACACHÍN
Grl. Acha
P.Trill
Chos Malal
Abanico
CARBOMETAL
SA N
MA RTIN
Florida
Monte
Rosas
Las
Flores
RODEO
DE LA CRUZ
A SAN JUAN
GUAYMALLEN
GODOY
CRUZ
ALVA REZ
CONDARCO
Martinez
ABASTO
Lobos
BUENOS
Tres Lomas
ELG
RA
Morón
Gral.
EZEIZA
V ILLA NUEVA
S . MA RTIN
CACHE UTA
Treinta y
Tres
Valentines
Trinidad
RODRIGUEZ La
Las Heras
MENDOZA
LA S HERAS
BOULOGNE
NUE VA
CA CHEUTA
Melo
G.Terra
Baygorria
PALMAR
Durazno
Azul
S.VIcente
DETALLE Cdad.
Pelo tas
Quinta
S.JAVIER
F.Bentos Mercedes
Atucha
a
Las Palmas
Siderc
A
Zárate
PAN Nueva Palmira
CAM
V.Lía
Conchillas
Chivilcoy
Trenque
Lauquen
Osorio 2
Fibraplac
Ciu dad
Industrial
Porto Alegre
Camaqua
Pte.
Medici
Gualeguaychú
Salto
S.A.de
Areco
Chacabuco
Luján
Ind.
Mercedes
Chacabuco
Pehuajó
Cipreses
Isla
Curillinque
G RAVATAI
Guaiba 2
Bage 2
URUGUAY
San Pedro
Bragado
9 de Julio
C.Casares
Rivadavia
Taquara
Campo Bon
S. Cruz
Polo Petroquimico
Charqueadas
Rivera
Tacuarembo
C.ELIA
Lajeado Grande
CAXIAS
Livramento 2
Arapey
Lincoln
Gral. Villegas
Realico
Farroupilha
Santa
Maria 3
J. Lacerda
Sideropolis
Caxias 5
Caxias 2
Garibaldi
Lajeado
V. Aires Scharlau
D.Francisca
T.Gomensoro
SGRU
Paysandu
Concepcion
del Uruguay
RAMALLO
Cap.
Sarmiento
Rojas
Junín
I.M.S.A.
Huinca Renanco
Itauba
4 Bocas
Masisa
San José
Basavilbaso
V.Const.
Gualeguay
San Nicolas
Baradero
Pergamino
Arrecifes
Venado
Tuerto
Grl. Alvear
Nihuil
Nihuil I
Rosario
Ramallo Ind.
Colon
P. Rojas
Nova
Prata
Passo Real
Artigas
Acindar
Firmat
Bruzone
El TigreSan Rafael
P. Vargas
Nihuil IV
Nihuil III
II
A.del Toro
Casilda
Rufino
Laboulaye
uno
s
LUIS
Rey
Los
Sauzal
Tapera
S. Vicente
Alegrete
Chajari
Concordia
San Salvador
RIOS
Paraná
Crespo
u
Rapel
Viamonte
S.Angelo
Jacui
Uruguaiana
Monte
Caseros
Conquistadores
E N T R E SGRA
Santa Fé
R.OESTE
Inriville
Palh oca
Sta.
Marta
Macambara
Sta. Elena
El Pingo
Gral. Levalle
V.Mackenna
San Javier
Justo
Nelson
SANTO
TOMÉ
Isla Verde
Guatimozin
Canals
Va. Mercedes
MENDOZA
yito
El Tío
Arro
Reolín
P. Moras
F. Simons
Cassafouth
EMBALSE
Sampacho
L.C. 35
Queltehues
ANCOA
Esquina
Crespo
F ESan
Esperanza
San Carlos
Centro
S. Jorge
Payzume
Nogoya
LasGalvez
La Ribera
Rosas
Leones M. Juarez Arocena
Grl. San Martín
Refisan
Victoria
C. de
Carcaraña
S.Lorenzo
Gomez
Mathe
Rancagua
S A N T ACalchaquí
Rafaela
Oncativo
Las Varillas
Oliva
P. del Molle
J. Craik
Tío Pujio
A. Algodón
ALMAFUERTE Villa María
Ausonia
Tancacha
Laguna
Gral. Deheza
Etruria
Gral. Cabrera
Las Higueras
Chazón
Río Cuarto
La Carlota
Las Ferias
Vertientes
SAN
C. de Piedra
Cacheuta
L. de Cuyo
Anchoris
S.Isidro
POLPAICO
RIO GRANDE
CHILE
Cabildo
Ventanas
V. del Rosario
La Franc
ia
Devot
o
San
Franc
isco
Juan
a
Pilar
Los Molinos
Sta.
Rosa
Sunchales
Jesús María
MALVINAS
ARGENTINAS
S. Temple
Cordoba
La Viña
Va.Dolores
LUJAN
Bell Ville
S. Marcos
San Juan
Caucete
M.
Va. Carlos Paz
Cavic
Ullúm
Led
esm
a
Aria
s
P. Rieles
Quebrada de Ullúm
Illapel
Arrufó
S. Guillermo
Río Ceballos
La Falda
Va. Allende
Pelambres
Itajai
CAMPOS
NOVOS
MACHADINHO
S.ANGELO
Missoes
Paso de
los Libres
Curuzu Cuatia
Patquía
San Jose
de Jachal
S A N
J U A N
Ovalle
Ceres
BLUMENAU
ITA
Passo
Fundo
Sta.Rosa
Apostoles
GARABI
La Cruz
ROMANG
Nonogasta
El Indio
NUEVA
MERCEDES
Goya
Joinville
Ganoinhas
Guarita
Obera
S. Isidro
V.Virasoro
S. Tomé
Reconquista
San Mateus
BENTO
MUNHOZ
Xanxere
P. Mineral
A.del Valle
Roca
Sao Borja
Tostado
RECREO
A IBUNA
CURITIBAS
AREIA
NEY BRAGA
Pato Branco
El Dorado
Pt. Piray
Natalio
Trinidad
RINCON
SANTA
MARIA
Va. Ocampo
La Paz
Chilecito
Va. Unión
ESTERO
Frías
Aimogasta
Pajonales
Incahuasi
Ita-Ibate
S.Catalina
CORRIENTES
Bella Vista
Wanda
P. Celulosa
C.A.Lopez
S.Pedro
BATEIAS
Ponta Grossa sur
SALTO
SANTIAGO
Pt. Iguazu S.CAXIAS
Uruguaí
Paranambu
Caazapa
Corrientes
Barranqueras
Resistencia Norte
CD 5
CD 6
Va. Angela
Añatuya
Catamarca
Agarrobo
Valp araiso
S.Pedro
RESISTENCIA
DEL
Suncho Corral
La Calera
Maintencillo
Parana
Villarrica
Caapucu
San Patricio
Encarnacion
Ayolas
COMPLEJO HIDROELECTRICO
YACYRETA APIPE
Posadas
A Jaguariaiva
Ponta Grossa Norte
Salto
Osorio
Foz Do
Chopin
Alto
Villalbin
P.DE LA
PATRIA
ITAIPU
x4
Acaray
kM 30
Pilar
Pres. de
la Plaza
Charata
A AREA
SAN PABLO
IVAIPORA
CASCABEL
600 kV
OESTE
CC +/Cascabel
E.T.
Margen
Derecha
Cnel.
Campo
Oviedo Caaguazu Dos
Quiindy
Formosa
Grl.J.de San Martín
Pres.Roque
Saenz Peña
SANTIAGO
Tucuman
El Colorado
Tres Isletas
C H A C O
Burruyacu
El Cadillal
EL BRACHO
P. Viejo
V. Quinteros
Aconquija
Río Hondo
Aguilares
Andalgalá
Escaba
La Banda
Los Pizarros
La Cocha
Santiago Centro
Huacra
Itaquyry
Carayao
Paraguari
J.J. Castelli
Trancas
TUCUMAN
A.Blanca
Anpajango
M. Alumbrera
A Figueira
Campo
Morau
Acepar
Limpio
S.Lorenzo
Caacupe
Itagua
Pirané
P. Grande
Cafayate
CATAMARCA
Quinquimo
Pto.Botanico
Caballero
Lambare
Guarambare
Clorinda
Metan
Pinto
Pan
Pan de
de
Azucar
Líneas de 132 kV
Líneas de 110 kV
Líneas de 66 kV
A Maringa
A Apucarina A LONDRINA
GUAIRA
Catuete
San Estanislao
M
J.V.
Gonzalez
El Carril
Los Vilos
Líneas de 150 kV
Conversoras
Líneas de 138 kV
Curuguaty
Cobos
Cabra Corral
Romeral
Líneas de 154 kV
Nudos
A Dourados
Sta.Rosa
F
San Pedro
S.Juancito
Minetti
Palpalá
Castilla
Central Nuclear
L
P.J.Caballero
Yby-Yau
Horqueta
Libertador
Jujuy
Taltal
Huasco
y 345 kV
Líneas de 220 kV
Bella Vista
Y
Pichanal
Atacama
Zaldivar
La Escondida
El Salvador
I
Vallemi
A
Minsal
Oeste
Blancos
Líneas de 500 kV
Líneas de 330 kV
Central Hidráulica
S
ENCALADA
Mina Ivan
O'Higgins
Refimet
Coloso
A
Central Térmica Vapor o TG
ES
Michilla
Chacaya
Mejillones
Pampa
Antofagasta
Líneas
E.T. 500 kV
Estación Transformadora
R
ON
Crucero
Norgener
Tocopilla
B
A
SI
Lagunas
MI
Cvancha
Patache
BLANCO
Pozo al Monte
Iquique
15
CD 6
30 km
S. Catalina
Barranqueras
a Bella Vista
6 km
DETALLE Cdades
CORRIENTES Y
RESISTENCIA
Isla de los Estados
DETALLE CAPITAL FEDERAL
ESQUEMA GEOGRAFICO
SISTEMA INTERCONECTADO
ARGENTINO - URUGUAYO
SISTEMAS PARAGUAYO,
CHILENO Y SUR DE BRASIL
Observaciones:
La delimitación geográfica
y las trazas de las líneas
son solo indicativas.
VERSION ACTUALIZADA ABRIL DE 2008
Gerencia Programación
de la Producción
ARCHIVO : GEOSADI2008_04.dwg
Nota: se recomienda ampliar (zoom) a 600% para poder visualizar en detalle el mapa.
Fuente: CAMMESA.
3
Para mayor información al respecto véase el capitulo “Situación del Plan Energético Nacional 2004-2013 al 31/12/2007” publicado al
final del presente informe del CLICeT.
4
Ídem anterior.
Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas
Buenos Aires, Jun/2008
Ricardo De Dicco, José Francisco Freda y Federico Bernal
17 de 94
Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS
EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO
Volúmenes de Extracción de Petróleo en Argentina durante 2007 y variación porcentual respecto
a 2006, por empresa operadora (en metros cúbicos y porcentajes)
Extraccion 2007 (m3)
OPERADOR
Apache Energía + Apache Petrolera
Apco Argentina
Variacion % 2007/2006
499.298
+100,0
537
-42,3
Capex
64.763
-11,0
Central International
78.861
3,9
Central Patagonia
10.730
1,4
3.439
-54,4
Chañares Herrados
204.831
7,7
Chevron Argentina
3.109.925
0,2
11.714
-42,5
Cñía. Gral. de Combustibles (CGC)
Clear
Cñías. Asociadas Petroleras (CAPSA)
Colhué Huapi
Cri holding
ENAP SIPETROL
Epsur
Geopark Arg.
623.420
1,1
32.618
-2,2
7.849
-26,4
424.850
-43,8
18.111
+100,0
5.409
-55,0
Golden Oil
11.815
+100,0
Gran Tierra Energy Argentina
24.990
+100,0
Grecoil
5.382
+100,0
Ingeniería Alpa
9.138
-96,6
Ingeniería Sima
146
-84,0
Internergy
Medanito
Mihazar
Occidental Exploration (OXY)
Oil M&S
Pan American Energy
Petro Andina Resources
Petrobras Energía
4.811
-
26.185
76,6
440
-
1.993.241
+100,0
970
-
6.189.609
-1,0
636.347
+100,0
2.928.369
-16,7
Petróleos Sudamericanos
123.840
-6,1
Petrolera El Trébol
121.999
+100,0
Petrolera Entre Lomas
698.272
0,7
Petrolera LF
263.296
+100,0
468
-
Petrolera Piedra del Águila
Petrolera San José
42.413
-10,5
Petrolífera Petroleum
457.971
+100,0
Petroq. Comodoro Rivadvia
329.325
22,4
Pluspetrol + Pluspetrol Energy
948.799
7,3
Roch
128.683
25,7
Tecpetrol
1.815.879
-5,0
Total Austral
1.396.179
-5,2
13.971.623
-5,6
37.226.543
-2,5
YPF
TOTAL PAIS
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas
Buenos Aires, Jun/2008
Ricardo De Dicco, José Francisco Freda y Federico Bernal
18 de 94
Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Comparacion Extraccion Petrolera 2007 respecto a 2006 (en m3)
3.400.000
3.200.000
3.000.000
2.800.000
2.600.000
2.400.000
2.200.000
2.000.000
m3
1.800.000
1.600.000
1.400.000
1.200.000
1.000.000
800.000
600.000
400.000
200.000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
2006
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2007
Concentracion de la Extraccion Petrolera en 2007, por empresa (en %)
Total Austral
4%
Pluspetrol
3%
Petr. Entre Lomas
2%
Tecpetrol
5%
Resto
11%
YPF
37%
OXY
5%
Petrobras Energia
8%
Chevron
8%
Pan American Energy
17%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas
Buenos Aires, Jun/2008
Ricardo De Dicco, José Francisco Freda y Federico Bernal
19 de 94
Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Extracción de Petróleo en Argentina durante 2007 y variación porcentual respecto
a 2006, por Provincia (en metros cúbicos y porcentajes)
PROVINCIA
CHUBUT
VARIACION PORCENTUAL
2007/2006 (%)
EXTRACCION 2007 (m3)
9.552.374
-0,4
124.402
-9,1
21.089
-9,2
LA PAMPA
1.049.252
9,7
MENDOZA
5.524.188
4,9
NEUQUÉN
9.530.784
-2,3
RÍO NEGRO
2.296.959
0,2
727.334
6,0
7.308.995
-10,2
TIERRA DEL FUEGO
903.886
-8,6
ESTADO NACIONAL (áreas off-shore)
187.278
-42,8
37.226.543
-2,5
FORMOSA
JUJUY
SALTA
SANTA CRUZ
TOTAL PAIS
Distribucion Geografica de la Extraccion Petrolera en 2007, por Provincia
(en %)
LA PAMPA
3%
RÍO NEGRO
6%
TIERRA DEL FUEGO
ESTADO NACIONAL FORMOSA
2%
SALTA
1%
0%
2%
JUJUY
0%
CHUBUT
25%
MENDOZA
15%
SANTA CRUZ
20%
NEUQUÉN
26%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas
Buenos Aires, Jun/2008
Ricardo De Dicco, José Francisco Freda y Federico Bernal
20 de 94
Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
EXTRACCIÓN DE GAS NATURAL
Volúmenes de Extracción de Gas Natural en Argentina durante 2007 y variación porcentual
respecto a 2006, por empresa operadora (en miles de metros cúbicos y porcentajes)
EXTRACCION 2007 (miles de m3)
OPERADOR
Apache Energía + Apache Petrolera
Capex
Central International
Central Patagonia
Cñía. Gral. de Combustibles (CGC)
VARIACION PORCENTUAL
2007/2006 (%)
1.132.077
+100,0
826.831
-11,3
7.473
-1,5
473
-10,8
2.079
-11,3
Chañares Herrados
7.677
1,3
Chevron Argentina
913.497
-8,4
Clear
14.275
+100,0
Cñías. Asociadas Petroleras (CAPSA)
26.983
-6,4
5.943
12,0
Colhué Huapi
Cri Holding
215
-8,9
147.998
-83,8
Epsur
4.593
+100,0
Geopark Argentina
1.628
-11,9
Gran Tierra Energy Argentina
1.301
+100,0
ENAP Sipetrol
Grecoil
252
42,4
Ingeniería Alpa
600
-97,5
Ingeniería Sima
2.589
+100,0
100.998
+100,0
Medanito
Misahar
Occidental Exploration (OXY)
Pan American Energy
Petro Andina Resources
Petrobras Energía
Petróleos Sudamericanos
Petrolera El Trébol
Petrolera Entre Lomas
Petrolera LF
Petrolera Piedra del Águila
Petrolera San José
Petrolífera Petroleum
Petroq. Comodoro Rivadvia
Pluspetrol + Pluspetrol Energy
Roch
Tecpetrol
269
-
537.538
+100,0
5.899.248
-11,3
4.085
-
4.804.760
0,0
46.421
-18,9
4.042
95,1
341.829
-10,2
2.031.455
+100,0
11.174
-
3.404
-6,3
62.878
+100,0
189.477
11,0
4.399.695
-6,8
225.816
42,4
1.772.254
-15,0
Total Austral
12.768.223
0,6
YPF
14.647.659
-0,5
50.947.707
-1,4
TOTAL PAIS
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas
Buenos Aires, Jun/2008
Ricardo De Dicco, José Francisco Freda y Federico Bernal
21 de 94
Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Comparacion Extraccion Gasifera 2007 respecto a 2006 (en miles de m3)
miles de m3
4.600.000
4.400.000
4.200.000
4.000.000
3.800.000
3.600.000
3.400.000
3.200.000
3.000.000
2.800.000
2.600.000
2.400.000
2.200.000
2.000.000
1.800.000
1.600.000
1.400.000
1.200.000
1.000.000
800.000
600.000
400.000
200.000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
2006
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2007
Concentracion de la Extraccion Gasifera durante 2007, por empresa (en %)
Tecpetrol
3%
Apache
2%
Chevron
2%
Capex
2%
Resto
7%
YPF
29%
Pluspetrol
9%
Petrobras Energia
9%
Pan American Energy
12%
Total Austral
25%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas
Buenos Aires, Jun/2008
Ricardo De Dicco, José Francisco Freda y Federico Bernal
22 de 94
Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Extracción de Gas Natural en Argentina durante 2007 y variación porcentual
respecto a 2006, por Provincia (en miles de metros cúbicos y porcentajes)
Variacion Porcentual
2007/2006 (%)
Extraccion 2007 (miles de m3)
Provincia
CHUBUT
3.165,7
5,0
31,0
-0,3
5,2
-3,7
LA PAMPA
436,1
9,2
MENDOZA
2.314,7
10,5
NEUQUÉN
26.425,7
-0,7
727,0
5,8
SALTA
6.790,9
-3,2
SANTA CRUZ
4.626,5
-8,7
TIERRA DEL FUEGO
4.396,3
-5,1
ESTADO NACIONAL (áreas off-shore)
2.028,2
-3,4
50.947,7
-1,4
FORMOSA
JUJUY
RÍO NEGRO
TOTAL PAIS
Distribucion Geografica de la Extraccion Gasifera en 2007, por Provincia
(en %)
TIERRA DEL FUEGO
9%
LA PAMPA
1%
MENDOZA
5%
RÍO NEGRO
1%
SALTA
13%
FORMOSA
0%
ESTADO NACIONAL
4%
JUJUY
0%
CHUBUT
6%
SANTA CRUZ
9%
NEUQUÉN
52%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
POZOS EXPLORATORIOS DE HIDROCARBUROS
Cantidad de Pozos Exploratorios de Hidrocarburos en 2007 y variación porcentual respecto a 2006, por
empresa operadora
Cantidad de Pozos Exploratorios de Hidrocarburos
Empresa operadora
PETRÓLEO
Var. %
07/06
GAS
NATURAL
Var. %
07/06
TOTAL
Var. %
07/06
Chañares Herrados
0
-100,0%
0
0,0%
0
-100,0%
Chevron San Jorge
0
0,0%
1
100,0%
1
100,0%
Pan American Energy
3
-85,0%
0
-100,0%
3
-87,0%
Petrobras
5
0,0%
2
0,0%
7
0,0%
Petróleos Sudamericanos
0
-100,0%
0
0,0%
0
-100,0%
Petro Andina
3
100,0%
0
0,0%
3
100,0%
Petrolera Entre Lomas
0
-100,0%
0
0,0%
0
-100,0%
Petrolífera Petroleum
6
100,0%
1
100,0%
7
100,0%
Pluspetrol
2
100,0%
1
0,0%
3
50,0%
Tecpetrol
2
100,0%
1
0,0%
3
50,0%
Total Austral
1
0,0%
12
+100,0%
13
+100,0%
YPF
5
0,0%
0
0,0%
5
0,0%
27
-28,9%
18
100,0%
45
-4,3%
CANTIDAD TOTAL DE POZOS
Distribucion de la cantidad de pozos exploratorios de
hidrocarburos en 2007, por empresa (en %)
YPF
11%
TOTAL AUSTRAL
28%
CHEVRON
2%
PAN AMERICAN
ENERGY
7%
PETROBRAS
15%
PETRO ANDINA
7%
TECPETROL
7%
PLUSPETROL
7%
PET. PETROLEUM
16%
Fuente: elaboración propia en base a datos del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
EXPORTACIÓN DE HIDROCARBUROS
EXPORTACIÓN DE PETRÓLEO
Volúmenes de Exportación de Petróleo durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006, por compañía
petrolera (en metros cúbicos y porcentajes)
VARIACION PORCENTUAL
2007/2006 (%)
EXPORTACION 2007 (m3)
COMPAÑÍAS PETROLERAS
Capex
33.215
n/a
Cñía. Gral. de Combustibles (CGC)
14.698
-76,4
Chevron International Argentina
50.727
-84,1
Cñías. Asociadas Petroleras (CAPSA)
196.484
9,0
ENAP Sipetrol
228.010
+100,0
Energy Development
72.536
n/a
Occidental Exploration (OXY)
40.830
n/a
2.222.358
-30,4
Petrobras Energía
125.726
+100,0
Tecpetrol
305.188
24,3
11.401
-97,3
3.301.173
-35,0
Pan American Energy
YPF
TOTAL EXPORTADO
Comparacion Exportacion Petrolera 2007 respecto a 2006 (en m3)
600.000
570.000
540.000
510.000
480.000
450.000
420.000
390.000
360.000
330.000
m3
300.000
270.000
240.000
210.000
180.000
150.000
120.000
90.000
60.000
30.000
0
Ene
Feb
Mar
2006
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2007
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Exportaciones de Petroleo por pais de destino en 2007
(en %)
CHILE
10%
CHINA
37%
EE.UU.
53%
Exportaciones de Petroleo por pais de destino en 2006
(en %)
CHILE
26%
SUDAFRICA
7%
BRASIL
0%
CHINA
35%
EE.UU.
32%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Exportación de Petróleo durante 2007, por compañía petrolera y país de destino (en metros
cúbicos)
PAISES DE DESTINO DE LAS
EXPORTACIONES DE PETRÓLEO
EMPRESAS
CHINA
Capex
CHILE
EXPORTACIONES
TOTALES
EE.UU.
0
0
33.215
33.215
Cñía. Gral. de Combustibles (CGC)
14.698
0
0
14.698
Chevron International Argentina
15.232
0
35.495
50.727
131.006
0
65.478
196.484
ENAP Sipetrol
80.820
82.400
64.790
228.010
Energy Development
31.061
18.279
23.196
72.536
Occidental Exploration (OXY)
17.188
22.257
1.386
40.831
824.856
0
1.397.502
2.222.358
27.807
52.048
45.871
125.726
113.802
98.958
92.428
305.188
0
11.401
0
11.401
Cñías. Asociadas Petroleras (CAPSA)
Pan American Energy
Petrobras Energía
Tecpetrol
YPF
Exportaciones de Petroleo por empresa en 2007
(en %)
TECPETROL
9%
PETROBRAS
4%
YPF
0%
ENAP
SIPETROL
7%
ENERGY DEV.
CAPSA
2%
6%
OXY
1%
CHEVRON
CAPEX
2%
1% CGC
0%
PAN AMERICAN
ENERGY
68%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL
Volúmenes de Exportación de Gas Natural durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006, por empresas
productoras y transportistas (en miles de metros cúbicos y porcentajes)
TIPOS DE EMPRESAS
EXPORTACION 2007 (miles de m3)
VARIACION % 2007/2006
770.265
-69,2
1.829.032
-54,8
2.599.297
-60,3
PRODUCTORES
TRANSPORTISTAS
TOTAL EXPORTADO 2007
Comparacion Exportacion Gasifera 2007 respecto a 2006 (en miles de m3)
800000
760000
720000
680000
640000
600000
560000
520000
miles de m3
480000
440000
400000
360000
320000
280000
240000
200000
160000
120000
80000
40000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
2006
Oct
Nov
Dic
2007
Exportaciones de Gas Natural por pais
de destino durante 2007 (en %)
BRASIL
5%
Sep
URUGUAY
4%
Exportaciones de Gas Natural por pais
de destino durante 2006 (en %)
BRASIL
7%
URUGUAY
2%
CHILE
91%
CHILE
91%
Fuente: elaboración propia en base a datos del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Exportación de Gas Natural a Chile durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006,
por gasoductos de empresas productoras y transportistas (en miles de metros cúbicos y porcentajes)
Empresas
Compañías
Petroleras
Productoras
Empresas
Transportistas
(TGN y TGS)
TOTAL
EXPORTADO
2007 (miles de m3)
Variación
Porcentual
2007/2006 (%)
VOLUMEN EXPORTADO EN 2007
770.265
1.613.841
2.384.106
-60,0
Exportaciones de Gas Natural a Chile durante 2007 respecto a 2006
(en miles de m3)
700000
650000
600000
550000
500000
miles de m3
450000
400000
350000
300000
250000
200000
150000
100000
50000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
2006
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2007
Nota: TGN: Transportadora de Gas del Norte S.A.; TGS: Transportadora de Gas del Sur S.A.
Fuente: elaboración propia en base a datos del ENARGAS.
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Volúmenes de Exportación de Gas Natural a Brasil durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006,
por gasoducto de TGN (en miles de metros cúbicos y porcentajes)
TGN
Empresa Transportista
3
Uruguayaza (miles de m )
VOLUMEN EXPORTADO EN 2007
Variación Porcentual
2007/2006 (%)
-75,2
117.629
Exportaciones de Gas Natural a Brasil durante 2007 respecto a 2006
(en miles de m3)
75000
70000
65000
60000
55000
50000
miles de m3
45000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
2006
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2007
Fuente: elaboración propia en base a datos del ENARGAS.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Exportación de Gas Natural a Uruguay durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006,
por gasoductos de las empresas de transporte TGN y TGS (en miles de metros cúbicos y porcentajes)
Empresas Transportistas
TGN
TGS
TOTAL
EXPORTADO
Petrouruguay
Cruz del Sur
(miles de m3)
Variación
Porcentual
2007/2006
(%)
25.872
71.690
97.562
-20,3
VOLUMEN EXPORTADO EN 2007
Exportaciones de Gas Natural a Uruguay durante 2007 respecto a 2006
(en miles de m3)
miles de m3
12500
12000
11500
11000
10500
10000
9500
9000
8500
8000
7500
7000
6500
6000
5500
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
2006
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2007
Fuente: elaboración propia en base a datos del ENARGAS.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
EXPORTACIÓN DE GAS OIL
Volúmenes de Exportación de Gas Oil durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006, por compañía
petrolera (en metros cúbicos y porcentajes)
Compañías petroleras
REFINOR
YPF
TOTAL
EXPORTADO (m3)
Variación %
2007/2006
VOLUMEN EXPORTADO EN 2007
33.112
13.459
46.571
-57,2
Exportaciones de Gas Oil durante 2007 respecto a 2006
(en m3)
20.000
19.000
18.000
17.000
16.000
15.000
14.000
13.000
12.000
11.000
m3
10.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
2006
Oct
Nov
Dic
2007
Exportaciones de Gas Oil por pais de
destino durante 2007 (en %)
URUGUAY
10%
Sep
Exportaciones de Gas Oil por pais de
destino durante 2006 (en %)
BOLIVIA
90%
CHILE
1%
BOLIVIA
99%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Exportación de Gas Oil durante 2007, por compañía petrolera y país de destino (en metros
cúbicos)
EMPRESAS EXPORTADORAS
PAISES DE DESTINO
BOLIVIA
URUGUAY
TOTAL EXPORTADO
REFINOR
YPF
TOTAL EXPORTADO
33.112
8.672
41.784
0
4.787
4.787
33.112
13.459
46.571
Concentracion de la Exportacion de Gas Oil durante 2007, por empresa
(en %)
YPF
29%
REFINOR
71%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
EXPORTACIÓN DE FUEL OIL
Volúmenes de Exportación de Fuel Oil (azufre <1% y >1%) durante 2007 y variación porcentual respecto a
2006, por empresa (en toneladas y porcentajes)
Compañías
petroleras
ESSO
PETROBRAS
REFINOR
SHELL
YPF
TOTAL
EXPORTADO (ton.)
Var. %
07/06
VOLUMEN
EXPORTADO
EN 2007
271.377
102.938
5.896
238.095
1.039.227
1.657.533
+11,6
Exportaciones de Fuel Oil durante 2007 respecto a 2006
(en toneladas)
Ton.
250.000
240.000
230.000
220.000
210.000
200.000
190.000
180.000
170.000
160.000
150.000
140.000
130.000
120.000
110.000
100.000
90.000
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
2006
URUGUAY
1%
PTO. RICO
30%
BAHAMAS
2%
Oct
Nov
Dic
2007
Exportaciones de Fuel Oil por pais de destino
durante 2007 (en %)
PARAGUAY
8%
BRASIL
6%
Sep
No
Identificado
2%
Exportaciones de Fuel Oil por pais de destino, durante
2006 (en %)
ITALIA
PTO. RICO ANTILLAS
5%
HOLANDESAS
SINGAPUR
9%
EE.UU.
51%
5%
ESPAÑA
13%
URUGUAY
2%
NO IDENTIFICADO
3%
2%
PARAGUAY
1%
EE.UU.
32%
BRASIL
13%
BARBADOS
15%
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Volúmenes de Exportación de Fuel Oil (azufre <1% y >1%) durante 2007, por empresa y país de destino
(en toneladas)
PAISES DE DESTINO DE LAS EXPORTACIONES DE FUEL OIL
EMPRESAS
EXPORTADORAS
Uruguay
Brasil
Paraguay
Bahamas
Pto.
No
EE.UU.
Rico
Identificado
TOTAL
ESSO
0
0
5.966
0
182.895
82.516
0
271.377
PETROBRAS
0
102.938
0
0
0
0
0
102.938
REFINOR
0
0
5.896
0
0
0
0
5.896
SHELL
0
0
23.949
0
214.146
0
0
238.095
8.574
0
0
31.981
201.429
759.895
37.348
1.039.227
8.574
102.938
35.811
31.981
598.470
842.411
37.348
1.657.533
YPF
TOTAL EXPORTADO
Concentracion de la Exportacion de Fuel Oil durante 2007,
por empresa (en %)
Refinor
0%
ESSO
16%
Petrobras
6%
SHELL
14%
YPF
64%
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
EXPORTACIÓN DE AEROKEROSENE
Volúmenes de Exportación de Aerokerosene durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006, por
compañía petrolera (en metros cúbicos y porcentajes)
Compañías
petroleras
ESSO
TOTAL
EXPORTADO 2007
79.296
SHELL
TOTAL EXPORTADO
(m3)
Variación
Porcentual
2007/2006
(%)
9.791
89.087
-19,4
m3
Exportaciones de Aerokerosene 2007 respecto a 2006 (en m3)
25.000
24.000
23.000
22.000
21.000
20.000
19.000
18.000
17.000
16.000
15.000
14.000
13.000
12.000
11.000
10.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
2006
Oct
Nov
Dic
2007
Exportaciones de Aerokerosene por pais de
destino durante 2007 (en %)
PARAGUAY
24%
Sep
EL
SALVADOR
10%
Exportaciones de Aerokerosene por pais de
destino durante 2006 (en %)
EE.UU.
20%
CHILE
66%
EL
SALVADOR
2%
URUGUAY
0%
BRASIL
0%
CHILE
44%
PARAGUAY
34%
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Volúmenes de Exportación de Aerokerosene durante 2007, por compañía petrolera y país de destino (en
metros cúbicos)
EMPRESAS EXPORTADORAS
PAISES DE DESTINO
ESSO
SHELL
TOTAL EXPORTADO
Chile
58.583
0
58.583
Paraguay
11.027
9.791
21.829
El Salvador
8.675
0
8.675
79.296
9.791
89.087
TOTAL EXPORTADO
Concentracion de la Exportacion de Aerokerosene durante 2007, por empresa
(en %)
SHELL
11%
ESSO
89%
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Ricardo De Dicco, José Francisco Freda y Federico Bernal
37 de 94
Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
EXPORTACIÓN DE NAFTAS (Común, Súper, Ultra y Virgen)
Volúmenes de Exportación de Nafta Común >83 RON durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006,
por compañía petrolera (en metros cúbicos y porcentajes)
Compañías
petroleras
ESSO
SHELL
PETROBRAS
YPF
TOTAL
EXPORTADO (m3)
Var. %
2007/2006
TOTAL
EXPORTADO 2007
204.695
2.672
18.276
830.600
1.056.243
-19,5
Exportaciones de Nafta Comun >83 RON durante 2007 respecto a 2006 (en m3)
160.000
150.000
140.000
130.000
120.000
110.000
100.000
m3
90.000
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
2006
MEXICO
35%
Sep
Oct
Nov
Dic
2007
Exportaciones de Nafta Común >83 RON por pais
de destino durante 2007 (en %)
EE.UU.
34%
Exportaciones de Nafta Común >83 RON por
pais de destino durante 2006 (en %)
No Identificado
4%
PARAGUAY
6%
ISLAS CAYMAN
2%
GUATEMALA
3%
EL SALVADOR
0%
HONDURAS
0%
BRASIL
12%
PANAMA
2%
HONDURAS
1%
NICARAGUA
1%
BRASIL
5%
EL SALVADOR
1%
URUGUAY
1%
ANT. HOLAND.
5%
GUATEMALA
5%
PARAGUAY
10%
EE.UU.
17%
MEXICO
56%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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38 de 94
Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Exportación de Nafta Común >83 RON durante 2007, por compañía petrolera y país de
destino (en metros cúbicos)
EMPRESAS EXPORTADORAS
PAISES DE DESTINO
ESSO
SHELL
PETROBRAS
TOTAL
EXPORTADO
YPF
0
0
0
6.509
6.509
Paraguay
83.360
2.672
18.276
0
104.308
Brasil
54.753
0
0
0
54.753
México
0
0
0
366.529
366.529
EE.UU.
0
0
0
369.218
369.218
Antillas Holandesas
0
0
0
50.328
50.328
Guatemala
24.268
0
0
26.892
51.160
El Salvador
8.739
0
0
3.814
12.553
Nicaragua
6.952
0
0
0
6.952
Honduras
8.101
0
0
7.310
15.411
18.522
0
0
0
18.522
204.695
2.672
18.276
830.600
1.056.243
Uruguay
Panamá
TOTAL EXPORTADO
Concentracion de la Exportacion de Nafta Común
>83 RON durante 2007, por empresa (en %)
ESSO
19%
PETROBRAS
2%
SHELL
0%
YPF
79%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Exportación de Nafta Súper >93 RON durante 2007 y variación porcentual respecto a
2006, por compañía petrolera (en metros cúbicos y porcentajes)
Compañías
petroleras
ESSO
SHELL
PETROBRAS
TOTAL
EXPORTADO (m3)
Variación %
2007/2006
TOTAL
EXPORTADO 2007
189.756
127.500
19.518
336.774
-49,5
m3
Exportaciones de Nafta Súper >93 RON durante 2007 respecto a 2006 (en m3)
115.000
110.000
105.000
100.000
95.000
90.000
85.000
80.000
75.000
70.000
65.000
60.000
55.000
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
2006
EL SALVADOR
12%
HONDURAS
7%
GUATEMALA
13%
URUGUAY
1%
Oct
Nov
Dic
2007
Exportaciones de Nafta Súper >93 RON por
pais de destino durante 2007 (en %)
PANAMA
6%
NICARAGUA
10%
Sep
CHILE
37%
Exportaciones de Nafta Súper >93 RON por
pais de destino durante 2006 (en %)
PARAGUAY
26%
CHILE
74%
PARAGUAY
14%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Exportación de Nafta Súper >93 RON durante 2007, por compañía petrolera y
país de destino (en metros cúbicos)
EMPRESAS EXPORTADORAS
PAISES DE DESTINO
ESSO
SHELL
TOTAL
EXPORTADO
PETROBRAS
0
122.982
0
122.982
28.092
0
19.518
47.610
0
4.518
0
4.518
Guatemala
45.205
0
0
45.205
El Salvador
38.817
0
0
38.817
Nicaragua
32.352
0
0
32.352
Panamá
21.823
0
0
21.823
Honduras
23.467
0
0
23.467
189.756
127.500
19.518
336.774
Chile
Paraguay
Uruguay
TOTAL EXPORTADO
Concentracion de la Exportacion de Nafta Super >93 RON durante
2007, por empresa (en %)
SHELL
38%
PETROBRAS
6%
ESSO
56%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Exportación de Nafta Ultra >97 RON durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006,
por compañía petrolera (en metros cúbicos y porcentajes)
Compañías petroleras
ESSO
SHELL
PETROBRAS
TOTAL
EXPORTADO (m3)
Variación %
2007/2006
TOTAL
EXPORTADO 2007
2.906
4.286
728
7.920
-68,0
Exportaciones de Nafta Ultra >97 RON durante 2007 respecto a 2006 (en m3)
9000
8500
8000
7500
7000
6500
6000
5500
m3
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
2006
Sep
Dic
Exportaciones de Nafta Ultra >97 RON por
pais de destino, durante 2006 (en %)
PARAGUAY
46%
URUGUAY
0%
Nov
2007
Exportaciones de Nafta Ultra >97 RON por
pais de destino durante 2007 (en %)
CHILE
54%
Oct
PARAGUAY
19%
CHILE
81%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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42 de 94
Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Exportación de Nafta Ultra >97 RON durante 2007, por compañía petrolera y país de destino
(en metros cúbicos)
EMPRESAS EXPORTADORAS
PAÍS DE DESTINO
ESSO
SHELL
PETROBRAS
TOTAL
EXPORTADO
Paraguay
2.906
0
716
3.622
Uruguay
0
0
12
12
Chile
0
4.286
0
4.286
2.906
4.286
728
7.920
TOTAL EXPORTADO 2007
Concentracion de la Exportacion de Nafta Ultra >97 RON durante 2007,
por empresa (en %)
ESSO
37%
SHELL
54%
PETROBRAS
9%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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43 de 94
Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Exportación de Nafta Virgen durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006, por
compañía petrolera (en metros cúbicos y porcentajes)
Mes
ESSO
Petrobras
Petrolera
Argentina
Refinor
SHELL
YPF
TOTAL
EXPORTADO (m3)
Var. %
07/06
TOTAL
EXPORTADO 2007
12.479
120.056
21.956
493.056
201.338
433.839
1.282.764
+27,1
m3
Exportaciones de Nafta Virgen durante 2007 respecto a 2006 (en m3)
145.000
140.000
135.000
130.000
125.000
120.000
115.000
110.000
105.000
100.000
95.000
90.000
85.000
80.000
75.000
70.000
65.000
60.000
55.000
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
2006
Oct
Nov
Dic
2007
Exportaciones de Nafta Virgen por pais de
destino durante 2007 (en %)
EL SALVADOR
0%
Sep
Exportaciones de Nafta Virgen por pais de
destino, durante 2006 (en %)
EE.UU.
2%
PARAGUAY
0%
BRASIL
100%
No Identificado
1%
ISLAS CAYMAN
4%
PARAGUAY
1%
URUGUAY
0%
BRASIL
92%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Exportación de Nafta Virgen durante 2007, por compañía petrolera y país de destino (en
metros cúbicos)
EMPRESAS
EXPORTADORAS
ESSO
PAISES DE DESTINO DE LAS EXPORTACIONES DE NAFTA VIRGEN
El Salvador
Brasil
Paraguay
TOTAL
1.556
10.923
0
12.479
Petrobras
0
120.056
0
120.056
Petrolera Argentina
0
21.956
0
21.956
Refinor
0
493.046
0
493.046
SHELL
0
197.140
4.248
201.388
YPF
0
433.839
0
433.839
1.556
1.276.960
4.248
1.282.764
TOTAL EXPORTADO 2007
Concentracion de la Exportacion de Nafta Virgen durante 2007, por empresa (en %)
ESSO
1%
PETROBRAS
9%
SHELL
16%
YPF
34%
PETROLERA ARG
2%
REFINOR
38%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
EXPORTACIÓN DE OTRAS NAFTAS O CORTES DE ELLAS
Volúmenes de Exportación de “Otras Naftas o cortes de ellas” durante 2007 y variación porcentual respecto
a 2006, por compañía petrolera (en metros cúbicos y porcentajes)
ESSO
SHELL
PETROBRAS
YPF
TOTAL
EXPORTADO (m3)
Variación %
2007/2006
TOTAL
EXPORTADO 2007
488.379
239.618
425.550
365.598
1.519.146
+16,6
m3
Compañías petroleras
220.000
210.000
200.000
190.000
180.000
170.000
160.000
150.000
140.000
130.000
120.000
110.000
100.000
90.000
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
Exportaciones de “Otras Naftas o cortes de ellas” durante 2007 respecto a 2006
(en m3)
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
2006
REP. CENT. AFR.
5%
HONDURAS
1%
PARAGUAY
2%
PANAMA
1%
ANT.
HOLANDESAS
3%
Oct
Nov
Dic
2007
Exportaciones de “Otras Naftas o cortes de
ellas” por pais de destino durante 2007 (en %)
GUATEMALA
1%
Sep
PTO RICO
URUGUAY
1%
0%
MEXICO
2%
Exportaciones de "Otras Naftas o cortes de ellas" por
pais de destino, durante 2006 (en %)
ANTILLAS
HOLANDESAS
13%
HONDURAS
4%
NICARAGUA
2%
GUATEMALA
4%
REP. CENT.
AFRICANA
3%
PARAGUAY
1%
CHILE
1%
NICARAGUA
1%
EL SALVADOR
4%
EE.UU.
29%
NO Identificado
5%
NIGERIA
13%
EE.UU.
19%
BRASIL
42%
EL SALVADOR
7%
NO Identificado
8%
BRASIL
28%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Exportación de “Otras Naftas o cortes de ellas” durante 2007, por compañía petrolera y país
de destino (en metros cúbicos)
EMPRESAS EXPORTADORAS
PAÍS DE DESTINO
ESSO
SHELL
PETROBRAS
YPF
TOTAL
EXPORTADO
Brasil
90.001
0
388.859
177.862
656.722
EE.UU.
94.523
50.883
0
139.256
284.662
Nigeria
54.398
143.740
0
0
198.138
No identificados
74.151
0
0
0
74.151
Rep. Central Africana
68.517
0
0
0
68.517
El Salvador
55.925
0
0
0
55.925
Antillas Holandesas
0
31.326
15.016
0
46.342
México
0
0
0
34.828
34.828
Paraguay
1.309
11.154
21.675
0
34.138
Panamá
10.642
0
0
0
10.642
Guatemala
18.418
0
0
0
18.418
Puerto Rico
0
0
0
13.652
13.652
Nicaragua
11.916
0
0
0
11.916
Honduras
8.580
0
0
0
8.580
Uruguay
0
2.515
0
0
2.515
488.379
239.618
425.550
365.598
1.519.145
TOTAL EXPORTADO 2007
Concentracion de la Exportacion de
“Otras Naftas o cortes de ellas” durante
2007, por empresa (en %)
YPF
24%
SHELL
16%
ESSO
32%
PETROBRAS
28%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
EXPORTACIÓN DE BUTANO NO PETROQUÍMICO
Volúmenes de Exportación de Butano No Petroquímico durante 2007 y variación porcentual respecto a
2006, por compañía petrolera (en toneladas y porcentajes)
EMPRESAS
ESSO
SHELL
YPF
TOTAL EXPORTADO
2007 (ton.)
Variación %
2007/2006
TOTAL EXPORTADO 2007
783
2.692
116.439
119.914
-72,3
Exportaciones de Butano No Petroquimico durante 2007 respecto a 2006 (en ton.)
80.000
75.000
70.000
65.000
60.000
55.000
Toneladas
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
2006
URUGUAY
9%
MARRUECOS
14%
SENEGAL
7%
NIGERIA
5%
BRASIL
26%
CHILE
10%
Oct
Nov
Dic
2007
Exportaciones de Butano No Petroquimico por
pais de destino durante 2007 (en %)
A. SAUDITA
9%
Sep
PARAGUAY
20%
JAPON
6%
Exportaciones de Butano No Petroquimico por
pais de destino, durante 2006 (en %)
MARRUECOS
5%
PARAGUAY
6%
EE.UU.
14%
CHILE
NIGERIA
2%
1%
URUGUAY
0%
JAMAICA
0%
BRASIL
66%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Exportación de Butano No Petroquímico durante 2007, por compañía petrolera y
país de destino (en toneladas)
EMPRESAS EXPORTADORAS
PAISES DE DESTINO
ESSO
SHELL
TOTAL
EXPORTADO
YPF
0
0
31.620
31.620
783
2.692
20.921
20.921
Marruecos
0
0
16.935
16.935
Chile
0
0
11.730
11.730
Arabia Saudita
0
0
10.934
10.934
Uruguay
0
0
10.446
10.446
Senegal
0
0
7.851
7.851
Nigeria
0
0
6.002
6.002
783
2.692
116.439
119.914
Brasil
Paraguay
TOTAL EXPORTADO
Concentracion de la Exportacion de Butano No Petroquimico durante
2007, por empresa (en %)
ESSO
1%
SHELL
2%
YPF
97%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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49 de 94
Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
EXPORTACIÓN DE PROPANO NO PETROQUÍMICO
Volúmenes de Exportación de Propano No Petroquímico durante 2007 y variación porcentual respecto a
2006, por compañía petrolera (en toneladas y porcentajes)
EMPRESAS
ESSO
SHELL
YPF
TOTAL EXPORTADO
2007 (ton.)
Variación %
2007/2006
TOTAL EXPORTADO 2007
402
1.050
41.317
42.769
-87,9
Exportaciones de Propano No Petroquimico durante 2007 respecto a 2006 (en ton.)
55.000
52.500
50.000
47.500
45.000
42.500
40.000
37.500
35.000
Toneladas
32.500
30.000
27.500
25.000
22.500
20.000
17.500
15.000
12.500
10.000
7.500
5.000
2.500
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
2006
ESPANA
28%
PARAGUAY
3%
CHILE
30%
COLOMBIA
28%
Oct
Nov
Dic
2007
Exportaciones de Propano No Petroquimico por
pais de destino durante 2007 (en %)
BRASIL
11%
Sep
Exportaciones de Propano No Petroquimico por
pais de destino, durante 2006 (en %)
EE.UU.
15%
JAPON
13%
ECUADOR
1%
PARAGUAY
1% URUGUAY
0%
CHILE
38%
BRASIL
32%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Volúmenes de Exportación de Propano No Petroquímico durante 2007, por compañía petrolera y
país de destino (en toneladas)
EMPRESAS EXPORTADORAS
PAISES DE DESTINO
ESSO
SHELL
TOTAL
EXPORTADO
YPF
Chile
0
0
13.245
13.245
Colombia
0
0
11.781
11.781
España
0
0
11.781
11.781
Brasil
0
0
4.510
4.510
402
1.050
0
1.452
402
1.050
41.317
42.769
Paraguay
TOTAL EXPORTADO
Concentracion de la Exportacion de Propano No Petroquimico durante
2007, por empresa (en %)
ESSO
1%
SHELL
2%
YPF
97%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
IMPORTACIÓN DE HIDROCARBUROS
IMPORTACIÓN DE PETRÓLEO
Importación de Petróleo de Bolivia para realizar “fasón” durante 2007 y variación porcentual
respecto a 2006 (en metros cúbicos y porcentajes)
Compañía petrolera
REFINOR (m3)
Variación Porcentual
2007/2006 (%)
TOTAL IMPORTADO 2007
45.437
-49,3
Importacion de Petroleo durante 2007 respecto a 2006 (en m3)
28000
26000
24000
22000
20000
18000
16000
m3
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
Ene
Feb
Mar
2006
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2007
Nota 1. La importación de petróleo desde Bolivia es para realizar “fasón”. Es decir, como dicho país tiene
su capacidad de procesamiento de petróleo colapsada, YPFB (petrolera estatal boliviana) le vende petróleo
a REFINOR (véase capitulo “Introducción” del presente informe) para que procese el mismo a fin de
obtener Gas Oil, subproducto derivado que luego será exportado por Argentina (Refinor) a Bolivia (YPFB).
En suma, el petróleo importado de Bolivia NO es consumido por el mercado argentino.
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL
Importación de Gas Natural de Bolivia durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006 (en metros
cúbicos y porcentajes)
Compañía petrolera
YPF (m3)
Variación Porcentual
2007/2006 (%)
TOTAL IMPORTADO 2007
1.693.350.000
-6,6
Importacion de Gas Natural durante 2007 respecto a 2006
(en m3)
m3
220.000.000
210.000.000
200.000.000
190.000.000
180.000.000
170.000.000
160.000.000
150.000.000
140.000.000
130.000.000
120.000.000
110.000.000
100.000.000
90.000.000
80.000.000
70.000.000
60.000.000
50.000.000
40.000.000
30.000.000
20.000.000
10.000.000
0
Ene
Feb
Mar
2006
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2007
Nota 1. El promedio diario de volumen gasífero boliviano importado por Argentina durante el año 2007 fue de 4,63 millones de m3.
Nota 2. La gestión y control, al igual que la negociación con YPFB (petrolera estatal boliviana) de los volúmenes de gas natural a ser
importados es ejercida por la empresa estatal argentina ENARSA. La compañía petrolera YPF S.A. realiza la operación de importación.
Nota 3. Nótese la drástica caída en los volúmenes de importación a partir del mes de Agosto/2007. La misma se debe a dos factores:
al notable aumento de los volúmenes de gas natural importados por Brasil a partir de Mayo/2007 (alcanzando un 7,3% de incremento
anual respecto a 2006), y a la fuerte declinación de la extracción gasífera boliviana destinada a la Argentina por parte de las compañías
petroleras extranjeras que operan en dicho país, pese a que la producción total se incrementó en un 3,7% en relación a 2006.
Fuente: elaboración propia en base a datos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y de la Secretaria de Energía de la
Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
IMPORTACIÓN DE GAS OIL
Importación de Gas Oil durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006, por empresa (en metros
cúbicos y porcentajes)
EMPRESAS
PETROBRAS
YPF
ESSO
SHELL
TOTAL IMPORTADO
(m3)
Variación %
2007/2006
TOTAL
IMPORTADO 2007
223.207
572.615
41.255
10.000
847.077
+89,5
Importacion de Gas Oil durante 2007 respecto a 2006 (en m3)
m3
200.000
190.000
180.000
170.000
160.000
150.000
140.000
130.000
120.000
110.000
100.000
90.000
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
2006
DINAMARCA
9%
RUSIA
12%
Oct
Nov
Dic
2007
Importaciones de Gas Oil por pais de
destino durante 2007 (en %)
PTO RICO
PANAMA
CHILE
SUECIA
4%
LITUANIA
2%
KUWAIT
5%
3%
0%
3%
HOLANDA
5%
Sep
CHILE
9%
EE.UU.
31%
BRASIL
26%
Importaciones de Gas Oil por pais de
destino, durante 2006 (en %)
EE.UU.
4%
ARGELIA
8%
SINGAPUR
2%
LIBIA
2%
ARABIA
SAUDITA
12%
BOLIVIA
2%
RUSIA
46%
BRASIL
15%
Nota: las importaciones correspondientes al año 2007 provenientes de Chile, Puerto Rico, Panamá, Suecia, Lituania y
Dinamarca NO son importaciones tradicionales, sino intercambios entre empresas, a diferencia de las importaciones
provenientes de EE.UU., Brasil, Rusia, Holanda y Kuwait. Situación similar se replica para el año 2006, donde las
exportaciones provenientes de Chile, Bolivia y Singapur son intercambios entre empresas.
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
IMPORTACIÓN DE FUEL OIL
Importación de Fuel Oil durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006, por empresa (en toneladas y
porcentajes)
Variación Porcentual
2007/2006 (%)
TOTAL IMPORTADO 2007
(ton.)
Participación Porcentual
(%)
878.814
88,9
-9,7
YPF
47.842
4,8
-
SIDERAR
31.500
3,2
-
T 6 IND.
15.135
1,5
-
BUNGE ARG.
5.000
0,5
-
VICENTIN
5.000
0,5
-
MOLINOS
5.000
0,5
-
REFINOR
88
0,0
-198,6
988.379
100,0
+0,2
EMPRESAS
CAMMESA
TOTAL IMPORTADO 2007
Importacion de Fuel Oil durante 2007 respecto a 2006 (en toneladas)
285.000
270.000
255.000
240.000
225.000
210.000
195.000
180.000
ton.
165.000
150.000
135.000
120.000
105.000
90.000
75.000
60.000
45.000
30.000
15.000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
2006
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2007
Nota: no se dispone de información concerniente a los paises de donde provienen los volúmenes de Fuel Oil importado.
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Dirección General de Aduanas.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
PETRÓLEO PROCESADO Y SUBPRODUCTOS OBTENIDOS
PETRÓLEO PROCESADO
Petróleo procesado por empresa durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006 (en m3 y %)
Empresa
TOTAL (m3)
Tipo de Petróleo Procesado
Combustibles Argentinos
Cuenca Neuquina
Kilwer
Cuenca Neuquina y Mendoza Norte
New American Oil
Variación % 07/06
410
100,0%
2.682
105,7%
Cuenca Neuquina
28.970
87,7%
Polipetrol
Cuenca Neuquina y Mendoza Norte
46.397
64,7%
Fox Petrol
Cuenca Neuquina
49.379
41,5%
Petrolera Argentina
Cuenca Neuquina
125.849
88,2%
REFINOR
Importado, Jujuy, Palmar Largo y Salta
923.507
-11,6%
PETROBRAS
Cerro Redondo, Cuenca Neuquina, Cañadón Seco,
San Sebastián y Cuenca Marina
4.395.604
21,4%
ESSO
Cañadón Seco, Escalante, Cuenca Neuquina
4.988.002
5,1%
5.042.217
2,1%
18.915.787
3,7%
34.518.804
5,5%
San Sebastián, Cañadón Seco, Escalante y Cuenca
Neuquina
Cuenca Neuquina, Mendoza Norte, Cañadón Seco,
Escalante y Cerro Redondo
SHELL
YPF
TOTAL PROCESADO
Petroleo Procesado durante 2007 respecto a 2006 (en m3)
3.200.000
3.000.000
2.800.000
2.600.000
2.400.000
2.200.000
2.000.000
1.800.000
m3
1.600.000
1.400.000
1.200.000
1.000.000
800.000
600.000
400.000
200.000
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
2006
Sep
Oct
Nov
Dic
2007
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Concentracion del Procesamiento de Petroleo en 2007, por empresa (en
%)
Otras
1%
YPF
54%
PETROBRAS
13%
ESSO
14%
SHELL
15%
REFINOR
3%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
SUBPRODUCTOS OBTENIDOS
Selección de principales Subproductos obtenidos de la refinación de Petróleo durante 2007 y variación
porcentual respecto a 2006, por compañía petrolera (en metros cúbicos y toneladas, según corresponda, y
porcentajes)
Principales
Subproductos Obtenidos
ESSO
SHELL
PETROBRAS
YPF
Otras
TOTAL
Var. %
OBTENIDO
07/06
Aerokerosene (m3)
382.553
269.154
0
955.794
0
1.607.501
Nafta Común >83 RON (m3)
129.008
63.888
64.890
434.923
22.868
715.577
-21,1%
Nafta Súper >93 RON (m3)
383.643
862.445
428.154
1.865.843
71.920
3.612.005
12,2%
Nafta Ultra >97 RON (m3)
199.251
320.756
168.797
939.568
9.208
1.637.580
-7,2%
0
207.623
545.771
2.078.891
617.932
3.450.217
25,6%
1.682.449
1.731.619
1.693.988
7.461.499
346.042
12.915.597
Fuel Oil (ton.)
593.036
678.598
752.394
2.140.890
102.006
4.266.924
24,7%
Butano (ton.)
92.600
43.159
69.241
312.129
7.608
524.737
-4,6%
Propano (ton.)
55.151
69.634
16.555
283.452
4.093
428.885
-4,7%
Nafta Virgen uso petroq.
Gas Oil (m3)
7,7%
2,7%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Concentracion del Aerokerosene obtenido de la refinacion de petroleo
durante 2007, por empresa (en %)
ESSO
24%
SHELL
17%
YPF
59%
Concentracion de la Nafta Comun >83 RON obtenida de la refinacion de
petroleo durante 2007, por empresa (en %)
Otras
3%
ESSO
18%
SHELL
9%
PETROBRAS
9%
YPF
61%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Concentracion de la Nafta Super >93 RON obtenida de la refinacion de
petroleo durante 2007, por empresa (en %)
Otras
2%
YPF
51%
ESSO
11%
SHELL
24%
PETROBRAS
12%
Concentracion de la Nafta Ultra >97 RON obtenida de la refinacion de
petroleo durante 2007, por empresa (en %)
Otras
1%
ESSO
12%
YPF
57%
SHELL
20%
PETROBRAS
10%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Concentracion de la Nafta Virgen consumo petroquimico obtenida de la
refinacion de petroleo durante 2007, por empresa (en %)
SHELL
6%
Otras
18%
PETROBRAS
16%
YPF
60%
Concentracion del Gas Oil obtenido de la refinacion de petroleo durante
2007, por empresa (en %)
Otras
3%
ESSO
13%
SHELL
13%
YPF
58%
PETROBRAS
13%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Concentracion del Fuel Oil obtenido de la refinacion de petroleo
durante 2007, por empresa (en %)
Otras
2%
ESSO
14%
YPF
50%
SHELL
16%
PETROBRAS
18%
Concentracion del Butano obtenido de la refinacion de petroleo
durante 2007, por empresa (en %)
Otras
1%
YPF
60%
ESSO
18%
SHELL
8%
PETROBRAS
13%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Concentracion del Propano obtenido de la refinacion de petroleo
durante 2007, por empresa (en %)
Otras
1%
ESSO
13%
SHELL
16%
PETROBRAS
4%
YPF
66%
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
DEMANDA INTERNA DE GAS NATURAL
Demanda de Gas Natural en el mercado argentino durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006,
por tipos de usuarios (en miles de metros cúbicos de 9.300 Kcal. y porcentajes)
Mes
Residencial
Comercial
Entes
Oficiales
Industria
Centrales
Eléctricas
SDB
GNC
TOTAL
TOTAL
2007
8.999.864
1.241.184
421.654
12.176.447
12.176.020
658.111
2.857.816
38.531.096
Var. %
07/06
21,6%
12,6%
13,9%
-2,8%
7,0%
22,2%
-6,1%
6,0%
Demanda Gas Natural en el Mercado Interno durante 2007 respecto a 2006
(en millones de m3)
3800000
3600000
3400000
3200000
3000000
2800000
2600000
millones de m3
2400000
2200000
2000000
1800000
1600000
1400000
1200000
1000000
800000
600000
400000
200000
0
Ene
Feb
Mar
2006
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2007
Nota. SDB: Subdistribuidores. GNC: Gas Natural Comprimido (o GNV: Gas Natural Vehicular).
Fuente: elaboración propia en base a datos del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Concentracion de la demanda interna de gas natural durante 2007,
por tipo de usuario (en %)
COMERCIAL
3%
RESIDENCIAL
23%
GNC
7%
SDB
2%
ENTES
OFICIALES
1%
INDUSTRIA
32%
USINAS ELECTRICAS
32%
Demanda Gas Natural en el Mercado Interno durante 2007 por tipo de usuario
(en miles de m3)
1700000
1600000
1500000
1400000
1300000
1200000
1100000
1000000
900000
800000
700000
600000
500000
400000
300000
200000
100000
0
Ene
Residencial
Feb
Mar
Comercial
Abr
May
Entes Oficiales
Jun
Jul
Industria
Ago
Sep
Usinas Electricas
Oct
Nov
SDB
Dic
GNC
Fuente: elaboración propia en base a datos del ENARGAS.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
OFERTA Y DEMANDA DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
POTENCIA INSTALADA NOMINAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Potencia bruta instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Enero de 2007 por regiones
eléctricas (en MWe)
Región
CUYO
COMAHUE
NOA
CENTRO
GBA-LIT-BAS
NEA
PATAGONIA
TOTAL SADI ENE/07
TV
120
261
200
3.857
25
4.463
TG
90
578
369
297
613
123
196
2.266
CC
374
741
828
68
4.287
DI
4
63
6.361
4
TER
584
1.319
1.462
565
8.757
148
259
NU
13.094
1.005
648
357
HID
850
4.637
219
914
945
1.850
519
TOTAL
1.434
5.957
1.681
2.127
10.059
1.998
777
9.934
24.033
Potencia bruta instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Febrero de 2007 por regiones
eléctricas (en MWe)
Región
TV
TG
CC
DI
TER
NU
HID
TOTAL
CUYO
120
90
374
584
851
1.435
COMAHUE
574
741
1.315
4.647
5.962
NOA
261
369
828
4
1.462
220
1.682
CENTRO
200
297
68
565
648
918
2.131
GBA-LIT-BAS
3.857
613
4.287
8.757
357
945
10.059
NEA
25
123
148
2.040
2.188
PATAGONIA
194
63
257
519
776
TOTAL SADI FEB/07
4.463
2.260
6.362
4
13.089
1.005
10.139
24.233
Potencia bruta instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Marzo de 2007 por regiones
eléctricas (en MWe)
Región
TV
TG
CC
DI
TER
NU
HID
TOTAL
CUYO
120
90
374
584
851
1.435
COMAHUE
574
741
1.315
4.647
5.962
NOA
261
369
828
4
1.462
220
1.682
CENTRO
200
297
68
565
648
918
2.131
GBA-LIT-BAS
3.857
613
4.287
8.757
357
945
10.059
NEA
25
123
148
2.040
2.188
PATAGONIA
194
63
257
519
776
TOTAL SADI MAR/07
4.463
2.260
6.362
4
13.089
1.005
10.139
24.233
Potencia bruta instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Abril de 2007 por regiones eléctricas
(en MWe)
Región
TV
TG
CC
DI
TER
NU
HID
TOTAL
CUYO
120
90
374
584
851
1.435
COMAHUE
574
741
1.315
4.647
5.962
NOA
261
369
828
4
1.462
220
1.682
CENTRO
200
297
68
565
648
918
2.131
GBA-LIT-BAS
3.857
613
4.287
8.757
357
945
10.059
NEA
25
123
148
2.040
2.188
PATAGONIA
194
63
257
519
776
TOTAL SADI ABR/07
4.463
2.260
6.362
4
13.089
1.005
10.139
24.233
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.
(CAMMESA).
Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas
Buenos Aires, Jun/2008
Ricardo De Dicco, José Francisco Freda y Federico Bernal
66 de 94
Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Potencia bruta instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Mayo de 2007 por regiones eléctricas
(en MWe)
Región
TV
TG
CC
DI
TER
NU
HID
TOTAL
CUYO
120
90
374
584
851
1.435
COMAHUE
574
741
1.315
4.647
5.962
NOA
261
369
828
4
1.462
220
1.682
CENTRO
200
297
68
565
648
918
2.131
GBA-LIT-BAS
3.857
613
4.287
8.757
357
945
10.059
NEA
25
123
148
2.040
2.188
PATAGONIA
194
63
257
519
776
TOTAL SADI MAY/07
4.463
2.260
6.362
4
13.089
1.005
10.139
24.233
Potencia bruta instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Junio de 2007 por regiones eléctricas
(en MWe)
Región
TV
TG
CC
DI
TER
NU
HID
TOTAL
CUYO
120
90
374
0
584
0
857
1.441
COMAHUE
574
741
1.315
4.647
5.962
NOA
261
369
828
4
1.462
220
1.682
CENTRO
200
297
68
565
648
918
2.131
GBA-LIT-BAS
3.857
613
4.287
8.757
357
945
10.059
NEA
25
123
148
2.040
2.188
PATAGONIA
194
63
257
519
776
TOTAL SADI JUN/07
4.463
2.260
6.362
4
13.089
1.005
10.145
24.239
Potencia bruta instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Julio de 2007 por regiones eléctricas
(en MWe)
Región
TV
TG
CC
DI
TER
NU
HID
TOTAL
CUYO
120
90
374
584
857
1.441
COMAHUE
577
741
1.318
4.647
5.965
NOA
261
369
828
4
1.462
220
1.682
CENTRO
200
297
68
565
648
918
2.131
GBA-LIT-BAS
3.857
613
4.287
8.757
357
945
10.059
NEA
25
123
148
2.040
2.188
PATAGONIA
194
63
257
519
776
TOTAL SADI JUL/07
4.463
2.263
6.362
4
13.092
1.005
10.145
24.242
Potencia bruta instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Agosto de 2007 por regiones
eléctricas (en MWe)
Región
TV
TG
CC
DI
TER
NU
HID
TOTAL
CUYO
120
90
374
584
857
1.441
COMAHUE
577
741
1.318
4.647
5.965
NOA
261
369
828
4
1.462
220
1.682
CENTRO
200
297
68
565
648
918
2.131
GBA-LIT-BAS
3.857
613
4.287
8.757
357
945
10.059
NEA
25
123
148
2.040
2.188
PATAGONIA
194
63
257
519
776
TOTAL SADI AGO/07
4.463
2.263
6.362
4
13.092
1.005
10.145
24.242
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.
(CAMMESA).
Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas
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Ricardo De Dicco, José Francisco Freda y Federico Bernal
67 de 94
Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Potencia bruta instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Septiembre de 2007 por regiones
eléctricas (en MWe)
Región
TV
TG
CC
DI
TER
NU
HID
TOTAL
CUYO
120
90
374
584
857
1.441
COMAHUE
577
741
1.318
4.647
5.965
NOA
371
369
828
4
1.572
220
1.792
CENTRO
200
297
68
565
648
918
2.131
GBA-LIT-BAS
3.857
613
4.287
8.757
357
945
10.059
NEA
25
123
148
2.040
2.188
PATAGONIA
194
63
257
519
776
TOTAL SADI SEP/07
4.573
2.263
6.362
4
13.202
1.005
10.145
24.352
Potencia bruta instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Octubre de 2007 por regiones
eléctricas (en MWe)
Región
TV
TG
CC
DI
TER
NU
HID
TOTAL
CUYO
120
90
374
584
857
1.441
COMAHUE
577
741
1.318
4.647
5.965
NOA
371
369
828
4
1.572
220
1.792
CENTRO
200
297
68
565
648
918
2.131
GBA-LIT-BAS
3.857
613
4.287
8.757
357
945
10.059
NEA
25
123
148
2.040
2.188
PATAGONIA
194
63
257
519
776
TOTAL SADI OCT/07
4.573
2.263
6.362
4
13.202
1.005
10.145
24.352
Potencia bruta instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Noviembre de 2007 por regiones
eléctricas (en MWe)
Región
TV
TG
CC
DI
TER
NU
HID
TOTAL
CUYO
120
90
374
584
857
1.441
COMAHUE
577
741
1.318
4.647
5.965
NOA
371
369
828
4
1.572
220
1.792
CENTRO
200
297
68
565
648
918
2.131
GBA-LIT-BAS
3.857
613
4.287
8.757
357
945
10.059
NEA
25
123
148
2.040
2.188
PATAGONIA
194
63
257
519
776
TOTAL SADI NOV/07
4.573
2.263
6.362
4
13.202
1.005
10.145
24.352
Potencia bruta instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Diciembre de 2007 por regiones
eléctricas (en MWe)
Región
TV
TG
CC
DI
TER
NU
HID
TOTAL
CUYO
120
90
374
584
868
1.451
COMAHUE
578
741
1.319
4.647
5.966
NOA
317
369
828
4
1.572
220
1.792
CENTRO
200
297
68
565
648
918
2.131
GBA-LIT-BAS
3.857
613
4.287
8.757
357
945
10.059
NEA
25
123
148
2.040
2.188
PATAGONIA
236
63
299
519
818
TOTAL SADI DIC/07
4.573
2.306
6.362
4
13.245
1.005
10.156
24.406
Nota: el SADI (Sistema Argentino de Interconexión), es donde opera el Mercado Eléctrico Mayorista.
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.
(CAMMESA).
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Los equipos instalados en el MEM se pueden clasificar en tres tipos, de acuerdo con el recurso natural que
utilizan: Térmico Fósil (TER), Nuclear (NUC) o Hidráulico (HID). Los térmicos a combustible fósil a su vez se
pueden subdividir en cuatro tipos tecnológicos de acuerdo con el tipo de ciclo térmico que utilizan para
aprovechar la energía: Turbina de Vapor (TV), ciclo Rankine, que utiliza la energía del vapor de agua; Turbina de
Gas (TG), ciclo Joule Bryton que utiliza la energía contenida en los gases producidos en la combustión; Turbina
de Gas en Ciclo Combinado (CC), Rankine + Joule-Bryton combinación de los tipos anteriores donde se
aprovecha la alta temperatura de los gases de escape de la turbina de gas para producir vapor y los Motores Diesel
(MD), ciclo Diesel. Fuente: Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).
Distribución geográfica de la potencia bruta instalada en el MEM,
para Diciembre de 2007 (en %)
3%
6%
7%
42%
9%
9%
24%
GBA-BAS-LIT
COMAHUE
CENTRO
NEA
NOA
CUYO
PAT
Fuente: elaboración propia en base a datos de CAMMESA y CNEA.
Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas
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Ricardo De Dicco, José Francisco Freda y Federico Bernal
69 de 94
Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Potencia Bruta instalada por equipos de generación en el MEM,
para Diciembre de 2007 (en %)
4%
42%
54%
TERMICA
HIDRAULICA
NUCLEAR
Fuente: elaboración propia en base a datos de CAMMESA y CNEA.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
CONSUMO DE COMBUSTIBLES FÓSILES EN USINAS TERMOELÉCTRICAS
Consumo de combustibles fósiles en Usinas Termoeléctricas del MEM durante 2007
3
Consumo de Combustibles en Usinas Termicas en 2007 (en Dm )
1600000
1500000
1400000
1300000
1200000
1100000
Dm3
1000000
900000
800000
700000
600000
500000
400000
300000
200000
100000
0
Gas Natural
ENE
FEB
1189574 1187730
MAR
ABR
1148794 1074412
MAY
JUN
JUL
AGO
752867
669128
672120
614167
SEP
OCT
NOV
1018658 1104935 1116695
DIC
1427405
Gas-Oil
746
1971
3047
5537
63437
109289
192123
200931
37203
10678
1387
3440
Fuel-Oil
38328
81411
48032
61859
266457
341054
369910
389106
220968
28675
9302
41974
Carbón
44488
83093
43007
59976
64504
25258
28536
46065
91840
19402
13769
69414
Consumo de combustibles fosiles durante 2007 (en %)
Gas-Oil
4%
Fuel-Oil
13%
Carbon Mineral
4%
Gas Natural
79%
Fuente: elaboración propia en base a datos de CAMMESA y CNEA.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Evolución de la Generación Neta para cubrir demanda promedio diario mensual
2006-2007 (en GWh/dia)
315
310
305
300
295
GWh. 290
285
280
275
270
265
260
255
250
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
2006
267,6
275
271,4
262,5
273,4
288,7
284
288,8
272,8
271,3
277,9
297,2
2007
293,2
302
289
277,7
298,1
310,3
306,2
306,6
278,3
279,8
285,8
297,6
Fuente: elaboración propia en base a datos de CAMMESA y CNEA.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Máxima Generación Bruta en Horas Pico
durante 2007 respecto a 2006 (en MWh)
MWh
18500
18300
18100
17900
17700
17500
17300
17100
16900
16700
16500
16300
16100
15900
15700
15500
ENE
FEB
2006
2007
17073
17654
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
16335
15898
16876
17037
17395
17309
17097
17252
17237
17323
17400
17881
18279
18345
17743
17669
16590
16745
17281
17786
Nota 1. Los datos correspondientes a 2006 se toman a partir del 1ro de Marzo, fecha en que se efectuó la interconexión
entre el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Patagónico (MEMSP).
Nota 2. Las potencias señaladas en el gráfico no incluyen abastecimiento de exportaciones.
Nota 3. El record histórico de 18.345 MW, registrado el 14/Jun/2007 a las 19:56 hs.
Fuente: elaboración propia en base a datos de CAMMESA y CNEA.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
BALANCE DE ENERGÍA
Balance de Energía Neto Acumulado del MEM durante 2007 y variación porcentual respecto a 2006 (en GW/h
y porcentajes)
2007
Variación Porcentual 2007/2006
GENERACION NETA
Térmica
60.994,5
13,1%
Hidráulica
37.294,4
-13,2%
Nuclear
6.720,7
-6,0%
Importación
3.457,6
+100,0%
TOTAL OFERTA
108.467,2
3,1%
102.949,9
5,5%
DEMANDA
Demanda MEM (incluye Patagonia)
Exportación
712,2
-73,3%
Bombeo
565,8
63,7%
4.239,3
-6,7%
108.467,2
3,1%
Perdidas Red
TOTAL DEMANDA
Generacion Neta local durante 2006
(en %)
Generacion Neta local durante 2007
(en %)
36%
41%
52%
58%
6%
TERMICA
7%
NUCLEAR
HIDRAULICA
TERMICA
NUCLEAR
HIDRAULICA
Fuente: elaboración propia en base a datos de CAMMESA y CNEA.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
AVANCE DEL PLAN ENERGÉTICO NACIONAL 2004-2013
E
l “Plan Energético Nacional 2004-2013”, que es una continuación y ampliación del Plan anterior (20042008), se está desarrollando por medio de cinco frentes: obras en el Sistema Energético Nacional;
exploración y refinación de hidrocarburos; reactivación de la actividad nuclear; integración energética
regional con Sudamérica; y; energía eólica. A continuación se presenta un resumen ejecutivo del mismo.
Obras en el Sistema Energético Nacional:
Comparación del Plan Energético Nacional 2004-2008 (original) con el Plan Energético Nacional 2004-2013
(actual)
Ampliaciones al
Sistema Estructural
Energético
Situación del
Sistema en 2004
Ampliación Plan
Original 2004-2008
Ampliación Plan
Actual 2004-2013
Situación del
Sistema a 2013
Oferta de Gas
(millones de m3/d)
123,6
43,8
(+35%)
70,2
(+57%)
193,8
(+57%)
Líneas de Extra Alta
Tensión en 500 kv
(kilómetros)
8.800
5.192
(+59%)
6.134
(+70%)
14.934
(+70%)
Generación
Eléctrica
(megavatios)
21.500
2.835
(+13%)
11.791
(+55%)
33.291
(+55%)
Evolución de las Obras en el Plan Energético Actual 2004-2013
Ampliaciones al Sistema
Estructural Energético
2004-2007
2008
2009
2010-2013
Ampliación Plan
2004-2013
Oferta de Gas
(millones de m3/d)
4,7
18,5
21,0
26,0
70,2
Líneas de Extra Alta
Tensión en 500 kv
(kilómetros)
529
1.645
3.960
0
6.134
Generación Eléctrica Nueva
(megavatios)
1.692
2.676
3.642
3.781
11.791
Participación del Programa de Generación Eléctrica “Energía Plus”
Ampliaciones al Sistema de
Generación Eléctrica
2004-2007
2008
2009
2010-2013
Ampliación del
Plan
Por Programa
“Energía Plus” (MW)
0
774
2.342
100
3.216
Por otros mecanismos
financieros (MW)
1.692
1.902
1.300
3.681
8.575
Total Generación Eléctrica
Nueva (MW)
1.692
2.676
3.642
3.781
11.791
Fuente: Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
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Inversiones en Obras del Plan Energético Nacional 2004-2013:
TIPO DE CAMBIO (Diciembre/2007): 3,15 $/U$S
El monto total actual de obras en el marco del Plan Energético Nacional 2004-2013 asciende a U$S 18.965
millones ($ 59.741 millones), de los cuales:
•
•
•
Finalizado: U$S 1.083 millones ($ 3.412 millones).
En ejecución: U$S 7.534 millones ($ 23.733 millones).
A iniciarse: U$S 10.348 millones ($ 32.596 millones).
Para aumentar la oferta de gas natural en 70,2 millones de m3/d, que representa una ampliación superior al 57%
sobre la oferta de gas del año 2003, se planificaron obras por U$S 5.973 millones ($ 18.816 millones):
•
•
•
Finalizado: U$S 444 millones ($ 1.400 millones).
En ejecución: U$S 2.795 millones ($ 8.804 millones).
A iniciarse: U$S 2.734 millones ($ 8.612 millones).
Para aumentar en 6.134 kilómetros, el sistema de transporte eléctrico en extra alta tensión de 500 kV, que
representa un incremento superior al 70% respecto al sistema de transporte eléctrico de 500 kV existente a 2003,
se planificaron obras por U$S 2.516 millones ($ 7.927 millones):
•
•
•
Finalizado: U$S 152 millones ($ 479 millones).
En ejecución: U$S 859 millones ($ 2.706 millones).
A iniciarse: U$S 1.505 millones ($ 4.742 millones).
Para aumentar en 11.791 MWe la oferta de generación de energía eléctrica, que representa un incremento superior
al 55% respecto a la oferta de generación eléctrica existente a 2003, se planificaron obras por U$S 9.826 millones
($ 30.951 millones):
•
•
•
Finalizado: U$S 202 millones ($ 637 millones).
En ejecución: U$S 3.794 millones ($ 11.950 millones).
A iniciarse: U$S 5.830 millones ($ 18.364 millones).
Para el resto de las obras menores del Plan Energético Nacional 2004-2013 (líneas de alta tensión inferiores a 500
kV, obras de transformación eléctrica y distribución de gas natural), se planificaron obras por U$S 650 millones
($ 2.047 millones):
•
•
•
Finalizado: U$S 285 millones ($ 897 millones).
En ejecución: U$S 86 millones ($ 272 millones).
A iniciarse: U$S 279 millones ($ 878 millones).
Fuente: Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Fuentes de Financiamiento
Fuente de Aporte
Monto ($)
Presupuesto Nacional
14.551.727.886
Fideicomiso
26.313.347.573
Financiamiento Externo
4.444.800.000
Financiamiento a definir
9.291.000.000
Inversión Privada
5.140.450.000
TOTAL
59.741.325.459
Nota: incluye la central térmica Río Turbio y las centrales hidroeléctricas Cóndor Cliff y Barrancosa.
Fuente: Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios.
Ejecución de las Obras del Plan Energético (en pesos)
Obras de infraestructura
Inversión Total
Terminado
En Ejecución
A iniciarse
Gasoductos Troncales
16.956.103.343
1.400.000.000
8.804.303.343
6.751.800.000
Barcos Regasificadores
s/d
s/d
s/d
s/d
Plantas Regasificadoras
1.860.000.000
0
0
1.860.000.000
Gasoductos de Distribución
1.271.923.847
682.200.212
147.583.074
442.140.561
Líneas de Extra Alta Tensión
de 500 kV
7.927.000.000
478.200.000
2.706.500.000
4.742.300.000
Líneas de Alta Tensión
294.304.670
0
0
294
Generación Eléctrica
(con iniciativa publica y/o mixta)
25.810.503.371
598.150.000
9.876.500.000
15.335.853.371
Generación Eléctrica
(con iniciativa privada)
5.140.450.000
38.750.000
2.073.900.000
3.027.800.000
Transformación
481.040.228
214.710.228
124.520.000
141.810.000
TOTAL
59.741.325.459
3.412.010.440
23.733.306.417
32.596.008.602
Promedios
100%
6%
40%
55%
Fuente: Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
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Obras del Plan Energético Nacional correspondientes al periodo 2004-2007:
Al finalizar el año 2007 se incorporaron al sistema energético argentino:
•
4,7 millones de m3/diarios de nueva oferta de gas, de los cuales a Diciembre de 2007 se encuentran
disponibles en su totalidad. La obra corresponde a:
o Ampliaciones de Gasoductos 2004-2005, de 4,7 millones de m3/diarios: TERMINADO.
•
Ampliaciones a los sistemas de distribución de gas natural en las provincias de Chubut, Santa Cruz,
Mendoza y Córdoba:
o Gasoducto Patagónico (Chubut): TERMINADO.
o Gasoductos del Calafate, Río Turbio y Barrio San Benito (Santa Cruz): TERMINADO.
o Gasoducto Lavalle (Mendoza): TERMINADO.
o Gasoducto Ruta Nacional 8 (Córdoba): TERMINADO.
•
529 km de líneas de extra alta tensión en 500 kV para el sistema de transporte de energía eléctrica, de los
cuales a Diciembre de 2007 se encuentran disponibles 529 km:
o Línea Choele-Choel, de 354 km: TERMINADO.
o Línea Mendoza-San Juan, de 175 km: TERMINADO.
•
1.692 MWe nuevos de generación eléctrica, de los cuales a Diciembre de 2007 se encuentran en operación
1.692 MWe:
o Elevación de cota de la Central Hidroeléctrica Binacional Yacyretá de 76 msnm a 78 msnm (350
MWe): TERMINADO.
o Ampliación en la central hidroeléctrica Río Grande en Córdoba (350 MWe): TERMINADO.
o Central termoeléctrica Molinos San Lorenzo en Santa Fe (27 MWe): TERMINADO.
o Interconexión de central térmica Termoandes en Salta (203 MWe): TERMINADO.
o Turbogenerador Río Grande en Tierra del Fuego (22 MWe): TERMINADO.
o Central térmica de ciclo combinado Aluar en Chubut (465 MWe): TERMINADO.
o Proyecto ENARSA “Generación Eléctrica Distribuida” (175 MWe): TERMINADO.
o Elevación de cota de la Central Hidroeléctrica Binacional Yacyretá de 78 msnm a 78,5 msnm (100
MWe): TERMINADO.
•
1.530 mega voltios amperes de capacidad de transformación nueva, de los cuales a Diciembre de 2007 se
encuentran en operación 1.530 mega voltios amperes:
o Auto-transformador nuevo para Estación Transformadora (ET) Campana en Buenos Aires (300
mega voltios amperes): TERMINADO.
o Transformador nuevo para ET Almafuerte en Córdoba (300 mega voltios amperes):
TERMINADO.
o ET Cañada Honda en San Juan (30 mega voltios amperes): TERMINADO.
o Auto-transformadores nuevos para ET Ramallo en Buenos Aires (600 mega voltios amperes):
TERMINADO.
o Auto-transformador nuevo para ET Rosario Oeste en Santa Fe (300 mega voltios amperes):
TERMINADO.
•
Obras en seguridad del sistema eléctrico de todo el país:
o A Diciembre de 2007 se han concluido 58 obras destinadas a la seguridad del sistema eléctrico
argentino en su conjunto.
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Obras del Plan Energético Nacional correspondientes al año 2008:
Al finalizar el año 2008, se deberían haber incorporado al sistema energético argentino:
•
18,5 millones de m3/diarios de nueva oferta de gas natural. La obra corresponde a:
o Primera y Segunda Etapa Ampliaciones Gasoductos 2006, de 8,5 millones de m3/diarios.
o Barco Regasificador en Bahía Blanca, de 8 millones de m3/diarios.
o Planta Propano Aire en La Matanza, de 1,5 millones de m3/diarios.
•
Ampliaciones a los sistemas de distribución de gas natural en Tierra del Fuego, Santa Fe, Santa Cruz y
Entre Ríos:
o Loops Fueguinos (Tierra del Fuego).
o Gasoducto Ruta Nacional 34 (Santa Fe).
o Gasificación de Pico Truncado y Perito Moreno (Santa Cruz).
o Gasoducto Entre Ríos (Entre Ríos).
•
1.645 km de líneas de extra alta tensión en 500 kV para el sistema de transporte de energía eléctrica:
o Tercera Línea Yacyretá (912 km).
o Línea Recreo-La Rioja (190 km).
o Línea Puerto Madryn-Pico Truncado (543 km). TERMINADO en Diciembre/2007.
•
30 km de líneas de alta tensión en 220 kV para el sistema de transporte de energía eléctrica:
o Línea Puerto-Colegiales (30 km), en Capital Federal. Con esta obra se podrán transmitir 200 MWe
adicionales de la existente en la central termoeléctrica Puerto.
•
300 km de líneas de alta tensión en 132 kV para el sistema de transporte de energía eléctrica:
o Línea Puerto San Julián-Gregores (300 km), en Santa Cruz.
•
2.676 MWe nuevos en generación eléctrica:
o Elevación de cota de la Central Hidroeléctrica Binacional Yacyretá de 78,5 msnm a 81 msnm (527
MWe).
o Cierre del ciclo combinado de la central térmica EdelSur en Chubut (60 MWe), bajo el “Programa
Energía Plus”.
o Central termoeléctrica Belgrano en Buenos Aires a ciclo abierto (550 MWe).
o Central termoeléctrica San Martín en Santa Fe a ciclo abierto (550 MWe).
o Proyecto ENARSA “Generación Eléctrica Distribuida II” (275 MWe).
o Central termoeléctrica Ing. Bazan en Córdoba (120 MWe), bajo el “Programa Energía Plus”.
o Ampliación central termoeléctrica Guemes en Salta (89 MWe), bajo el “Programa Energía Plus”.
o Central termoeléctrica Necochea II en Buenos Aires (120 MWe), bajo el “Programa Energía Plus”.
o Central termoeléctrica Tartagal en Salta (15 MWe), bajo el “Programa Energía Plus”.
o Central termoeléctrica Maranzana II en Córdoba (120 MWe), bajo el “Programa Energía Plus”.
o Proyecto Genelba Plus en Buenos Aires (250 MWe), bajo el “Programa Energía Plus”.
•
250 mega voltios amperes de capacidad de transformación nueva:
o Transformador nuevo para ET Ezeiza en Buenos Aires (250 mega voltios amperes).
•
Obras en seguridad del sistema eléctrico de todo el país:
o Compensación del sistema de transmisión Estaciones Transformadoras El Chocón-Bahía Blanca.
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Obras del Plan Energético Nacional correspondientes al año 2009:
Al finalizar el año 2009, se deberían haber incorporado al sistema energético argentino:
•
21 millones de m3/diarios de nueva oferta de gas natural. Las obras corresponden a:
o Primera Etapa Gasoducto del NEA (9 millones de m3/diarios).5
o Tercera y Cuarta (ultima) Etapa Ampliaciones Gasoductos 2006 (12 millones de m3/diarios).
•
3.960 km de líneas de extra alta tensión en 500 kV para el sistema de transporte de energía eléctrica:
o Línea Comahue-Cuyo (708 km).
o Línea Pico Truncado-Rio Gallegos (2.092 km).
o Línea NEA-NOA (1.160 km).
•
3.642 MWe adicionales en generación de energía eléctrica:
o Modernización de central termoeléctrica Villa Gesell en Buenos Aires (75 MWe).
o Elevación de cota de la Central Hidroeléctrica Binacional Yacyretá de 81 msnm a 83 msnm (373
MWe).
o Central termoeléctrica Belgrano II en Buenos Aires (560 MWe), bajo el “Programa Energía Plus”.
o Terminación de la usina hidroeléctrica Caracoles en San Juan (120 MWe).
o Central Solvay Indupa-Albanesi (165 MWe), bajo el “Programa Energía Plus”.
o Cierre del ciclo combinado de la central termoeléctrica Belgrano en Buenos Aires (273 MWe).
o Cierre del ciclo combinado de la central termoeléctrica San Martín en Santa Fe (274 MWe).
o Central Sipar Indupa-Albanesi (165 MWe), bajo el “Programa Energía Plus”.
o Central termoeléctrica Brigadier López en Santa Fe (280 MWe), bajo el “Programa Energía Plus”.
o Central termoeléctrica Ensenada de Barragán en Buenos Aires (560 MWe), bajo el “Programa
Energía Plus”.
o Modernización de la central termoeléctrica 9 de Julio en Buenos Aires (185 MWe).
o Cierre del ciclo combinado de la central termoeléctrica Loma La Lata en Neuquén (171 MWe),
bajo el “Programa Energía Plus”.
o Ciclo combinado de la central termoeléctrica Ingentes en Chubut (430 MWe), bajo el “Programa
Energía Plus”.
o Cogenerador Aceitera General Deheza en Córdoba (11 MWe), bajo el “Programa Energía Plus”.
Obras del Plan Energético Nacional correspondientes al año 2010:
Al finalizar el año 2010, se deberían haber incorporado al sistema energético argentino:
•
11 millones de m3/diarios de nueva oferta de gas natural. La obra corresponde a:
o Segunda Etapa (ultima) Gasoducto del NEA (11 millones de m3/diarios).6
•
1.301 MWe adicionales en generación de energía eléctrica:
o Finalización de la central nuclear Atucha II en Buenos Aires (735 MWe).
o Parque Eólico Ingentes en Chubut (100 MWe), bajo el “Programa Energía Plus”.
o Modernización y repotenciación de centrales termoeléctricas EPEC en Córdoba (466 MWe).
5
El Proyecto del Gasoducto del Nordeste Argentino (Gasoducto del NEA) dependerá de su cumplimentación de acuerdo al
cumplimiento contractual en el suministro de gas natural por parte de la petrolera estatal boliviana, YPFB, a la empresa importadora
argentina ENARSA.
6
Idem anterior.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Obras del Plan Energético Nacional correspondientes al año 2011:
Al finalizar el año 2011, se deberían haber incorporado al sistema energético argentino:
•
330 MWe adicionales en generación de energía eléctrica:
o Central termoeléctrica a carbón mineral Río Turbio en Santa Cruz (240 MWe).
o Central hidroeléctrica Portezuelo del Viento (90 MWe).
Obras del Plan Energético Nacional correspondientes al año 2012:
Al finalizar el año 2012, se deberían haber incorporado al sistema energético argentino:
•
5 millones de m3/diarios de nueva oferta de gas natural. La obra corresponde a:
o Planta Regasificadora de Gas Natural Licuado (GNL), Convenio Uruguay (5 millones de m3/d).
•
750 MWe adicionales de generación de energía eléctrica:
o Complejo hidroeléctrico Barrancosa en Santa Cruz (750 MWe).
Obras del Plan Energético Nacional correspondientes al año 2013:
Al finalizar el año 2013, se deberían haber incorporado al sistema energético argentino:
•
10 millones de m3/diarios de nueva oferta de gas natural. La obra corresponde a:
o Planta Regasificadora de GNL, Convenio Venezuela (10 millones de m3/d).
•
1.400 MWe adicionales de generación de energía eléctrica:
o Complejo hidroeléctrico Cóndor Cliff en Santa Cruz (1.400 MWe).
Obras sin fechas definidas:
•
Gasoducto Corrientes, Provincia de Corrientes: mayor distribución.
•
Gasoducto Camarones, Provincia de Chubut: mayor distribución.
•
Gasoducto CECRECE, provincias de Córdoba, Santa Fe y Santiago del Estero: mayor distribución.
•
Gasoducto La Rioja, Provincia de La Rioja: mayor distribución.
•
Nueva ET Arroyo Cabral, Provincia de Córdoba: seguridad del sistema.
Fuente: Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios.
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REFLEXIONES Y PROPUESTAS
Reflexiones
D
esde el descubrimiento en 1907 del petróleo en Comodoro Rivadavia, como consecuencia de la laboriosa
y tenaz investigación minera y geológica emprendida por aquellos hombres de la fines del siglo XIX que
buscaban independizarnos energética, tecnológica y económicamente, para plasmar un modelo de
desarrollo autónomo y democrático, Argentina encontró el camino para evolucionar de un modelo agroexportador
a un modelo industrialista, lo que significó un mejoramiento sustancial de las condiciones de vida de los
ciudadanos. Cien años más tarde, nos encontramos con un país desindustrializado, empobrecido y con similares
contradicciones pseudo-ideológicas en torno a si el Estado debe garantizar o no la disponibilidad de los recursos
energéticos. Pero he aquí que los hidrocarburos ya no podrán ser el motor de crecimiento para el siglo XXI como
lo fueron en el anterior, porque el proceso de enajenación y saqueo de los mismos a partir de la privatización de
YPF ha dejado al país ante un abismo energético sin precedentes.
Como se muestra en el presente informe, Argentina es un país hidrocarburo-dependiente, ya que el gas natural y
el petróleo satisfacen el 90% de las necesidades energéticas del aparato productivo nacional, en un contexto
donde el remanente de reservas comprobadas de ambos recursos naturales estratégicos y no renovables alcanza
para sólo 8,7 años de petróleo y 7,7 años de gas natural, al nivel de extracción de 2007. No obstante, la
importación neta podría comenzar antes de finalizar la década.
Ello es el resultado de haber enajenado aquellos activos estratégicos y económicamente viables del Estado
Nacional.
La experiencia adquirida en los últimos dieciséis años de actividad privada de industria petrolera, dejó al
descubierto una triste realidad:
No invirtió en exploración de riesgo para incrementar las reservas de hidrocarburos.
Sobreexplotó los yacimientos para generar grandes saldos exportables y “hacer caja” en forma acelerada.
No tiene en cuenta ni le importa cuál puede ser el futuro del país ni de sus generaciones futuras.
Esto es así porque esa es la razón de ser de la actividad privada en el marco del neoliberalismo económico:
“maximizar los beneficios en el menor tiempo posible”, sin importar país, sociedad, subdesarrollo, pues estos
aspectos conciernen a los Estados que a través de la sanción y del dictado de normas jurídicas irracionales le
permite a las empresas privadas que actúen de esa forma.
Sin energía abundante y barata resulta imposible encarar un desarrollo económico sostenible basado en la
reindustrialización y avance científico-técnico.
Por consiguiente, es inexcusable la ausencia del Estado en la política y planificación energética de cualquier país
soberano.
ENARSA como instrumento de poder para el desarrollo
El país necesita prever su crecimiento para que este sea sustentable. Eso no se logra a través de mecanismos
puramente economicistas, por imagen externa o por las reservas del Banco Central, eso se logra mostrando que a
las inversiones productivas en el país se les asegura una disponibilidad energética de largo plazo ¡Sin energía no
hay desarrollo!
Es fácil imaginar que la creciente demanda de petróleo por parte de los paises con economías desarrolladas y con
poder militar, comiencen a hacer sentir en la próxima década una mayor presión sobre la oferta de combustibles
de los paises productores para que su crecimiento no se vea obstaculizado, produciendo cada vez menores
disponibilidades para el resto del mundo. Esto también implicara que las nuevas tecnologías y nuevas formas de
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energía solo estarán disponibles para los paises con economías subdesarrolladas cuando los paises desarrollados
produzcan esa tecnología por carencia de petróleo. Por lo tanto, en ese periodo, solo es previsible un deterioro en
las condiciones de vida de muchos pueblos; en nuestro caso, para evitar que esto suceda resulta necesario
disponer de un planeamiento nacional previsible de disponibilidad y seguridad energética.
En este aspecto es importante que el país disponga de una empresa que, además de poder explotar los yacimientos
que la Nación posee (en áreas off shore), pueda hacerlo también en el exterior, tal el caso de Venezuela, Bolivia y
Ecuador, que pueden brindar una seguridad a la disponibilidad energética futura.
No hay que tener dudas de la necesidad que tiene el país de contar con una empresa creada por ley nacional, como
ENARSA, que pueda operar en todos los segmentos del mercado ampliado de la energía, y constituirse en la
herramienta moderna con que cuente el Estado para ofrecer a las futuras generaciones un desarrollo continuo y
sustentable de su actividad económica y social.
Propuestas
En ese sentido, presentamos a continuación los siguientes lineamientos propositivos, basados en estudios previos
que hemos realizado en los equipos técnicos del IDICSO-USAL y del CLICeT (en base a datos oficiales):
Propuesta Institucional
1) Reestructuración de la Secretaría de Energía de la Nación y de organismos dependientes (incluyendo entes
reguladores), adecuando su accionar a esta nueva concepción, que incluye la formulación de un nuevo
Plan Energético Nacional con metas a corto, mediano y largo plazo, considerando la problemática
energética actual, la prospectiva energética a por lo menos treinta años, el riesgo de los intereses vitales
presentes y futuros de la Nación y el crecimiento sustentable.
Propuesta Normativa
2) Encarar un plan energético con metas de corto, mediano y largo plazo, a consensuar con todas las
provincias del país, en el cual se afirme el concepto de recurso estratégico del Petróleo, Gas Natural y
Uranio.
3) Replanteo de las normas legales vigentes en materia de exportación de hidrocarburos y productos
derivados, mientras el horizonte de vida de las reservas comprobadas sea inferior a los 20 años.
4) La disponibilidad de hidrocarburos y productos derivados debe ser gestionada únicamente por el Estado
Nacional, de modo de asegurar en su totalidad el abastecimiento del mercado interno.
5) Dictado de normas que obliguen a la explotación racional de los yacimientos y a la realización de
inversiones de capital de riesgo en exploración.
Propuesta área de negocio Upstream de Hidrocarburos
6) Realización de auditorías generales de todos los activos correspondientes a la cadena hidrocarburífera y a
los yacimientos, con participación de las universidades nacionales y del CONICET.
7) Anular y transferir a ENARSA aquellas concesiones de explotación de yacimientos hidrocarburíferos que
violen el sistema normativo vigente.
8) Mientras se mantenga el sistema de concesiones de explotación a compañías petroleras privadas, el Estado
Nacional debería obligar a realizar inversiones de capital de riesgo en exploración.
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83 de 94
9) Incrementar la integración petrolera con los paises miembros del Consejo Energético Suramericano de
UNASUR. Para ello, es indispensable que ENARSA se constituya en el instrumento de poder que permita
al país mostrar que su disponibilidad energética es real y sustentable.
Propuesta área de negocio Downstream de Hidrocarburos
10) Deberá asegurarse la presencia del Estado Nacional en cada uno de los eslabones del circuito productivo
del petróleo y de la cadena gasífera, de forma tal que aseguren un crecimiento armónico de la economía en
su conjunto, tendiendo a mejorar las condiciones de vida de los ciudadanos.
11) Considerando la actual situación del parque de refinación, debería estudiarse la posibilidad de construir,
por parte de ENARSA, una refinería apta para el procesamiento de crudos pesados (los crudos pesados
son los de mayor abundancia en los reservorios del mundo), cuya capacidad de refinación no sea inferior a
30.000 m3/diarios, proyecto que podría ejecutarse asociada a PDVSA (para aprovechar la futura
explotación de petróleos crudos pesados en la Cuenca del Orinoco).
12) Realizar auditorias a las refinerías para detectar posibles pasivos ambientales, particularmente las plantas
localizadas en el polo petroquímico de Dock Sud.
13) Viabilizar el crecimiento del sector de Cooperativas de Gas y Electricidad mediante convenios con
ENARSA y financiamiento para sus obras y proyectos de inversión, etc., con el propósito de protegerlas
de las presiones y obstáculos propios del sector monopolizado.
Propuesta Servicios Públicos, Gas y Electricidad
14) Evaluar los cumplimientos contractuales de las empresas prestatarias de los Servicios Públicos del Gas y
la Electricidad y anular las concesiones de aquellas empresas que tengan incumplimientos contractuales y
pasivos ambientales.
Propuesta Sector Gas Natural
15) Concluir las ampliaciones del sistema troncal y de los sistemas regionales de gasoductos iniciadas por el
anterior gobierno y continuadas en el actual en el marco del Plan Energético Nacional 2004-2013.
Propuesta Sector Eléctrico
16) Concluir las ampliaciones en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y restantes obras para el
incremento de potencia instalada (Yacyretá, Atucha II, ciclos combinados, etc.), iniciadas por el anterior
gobierno y continuadas en el actual en el marco del Plan Energético Nacional 2004-2013.
17) Realizar compulsivas inversiones en el incremento de la potencia instalada mediante la construcción de
micro-centrales hidroeléctricas.
18) Realizar compulsivas inversiones en el incremento de la potencia instalada de generación nucleoeléctrica
e hidroeléctrica a fin de disminuir la dependencia termoeléctrica del MEM, y comenzar una gradual
modificación de la matriz de suministro de energía eléctrica:
a. Construcción de centrales nucleares de alta potencia (de 700 MWe –uranio natural y agua pesada–
y de 1600 MWe –de uranio levemente enriquecido y agua liviana–).
b. Emprender los proyectos de aprovechamiento hidroeléctricos binacionales Garabí (1.500 MWe de
potencia) y Corpus Christi (2.900 MWe de potencia).
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
c. Desarrollar el aprovechamiento hidroeléctrico del Río Santa Cruz, donde podrían construirse un
complejo de dos represas con una potencia instalada total que alcanzaría los 2.000 MWe.
19) Financiar urgentemente la construcción de un prototipo de la Central Argentina de Elementos Modulares
(CAREM) y la posterior fabricación en serie de módulos de baja y mediana potencia (de 25 a 300 MWe),
diseñada por la CNEA e INVAP Sociedad del Estado, para que operen en el SADI; además para la
producción de radioisótopos de uso industrial y medicinal, desalinización del agua de mar, producción de
hidrógeno y, desde ya, para la exportación.
a. El destino de la fabricación en serie de módulos CAREM de 300 MWe debe tener como máxima
prioridad aquellos parques industriales y aglomeraciones urbanas de mayor consumo de energía
eléctrica dentro del MEM.
b. Incentivar a los grandes consumidores industriales para financiar módulos CAREM de 100 a 300
MWe.
Propuesta Fuentes de Energía Alternativas
20) Incentivar la investigación y desarrollo de biocombustibles en base a vegetales NO tradicionales, y
también del hidrógeno vehicular a partir de fuentes de energía renovables.
21) Desarrollo de parques eólicos con tecnología local (INVAP e IMPSA), para satisfacer necesidades de
aglomeraciones urbanas o semi-rurales no conectadas al SADI.
Propuesta Uso Racional de la Energía / Ahorro Energético7
22) Uso Racional de la Energía:
a. Educación:
i. Se presenta como una sólida barrera a superar para la implementación de un programa
inteligente de Uso Racional de la Energía, aspectos culturales y de falta del conocimiento
del concepto del “Recurso Natural No Renovable” y del vocabulario técnico, en un
importante porcentaje de la población.
ii. Se observa un profundo desconocimiento de terminologías técnicas como ser unidades de
medida, cuantificación de recursos, terminología ambiental, etc., que dificultan la recepción
de la información a la hora de transmitir publicidad acerca del Uso Racional de la Energía,
así como también la falta de comprensión del por qué es imperativo usar racionalmente
estos recursos estratégicos y no renovables.
iii. Considerado lo anterior, se concluye en la necesidad de elaborar un proyecto de ley
educativo con el fin de introducir dentro de la currícula de escuelas primarias y
secundarias, modificaciones tales que permita concientizar a los estudiantes sobre la
explotación racional de estos recursos y, en particular, sobre el Uso Racional de la Energía,
cuya disponibilidad podría en el futuro condicionar el crecimiento económico del país;
ilustrar acerca de las terminologías energéticas precisas y necesarias.
b. Cogeneración:
i. Según estudios realizados por el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI), por
cada 1 MWe (megawatt eléctrico) que se consume en Argentina destinado al área
industrial, se consumen 9 MWt (megawatt térmicos) en procesos industriales.
7
Agradecemos la valiosa colaboración de nuestro colega Juan Manuel García en la elaboración de este apartado.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
85 de 94
ii. Esta potencia térmica es producida mayoritariamente por la quema de combustibles fósiles
en calderas de baja presión, con el fin de obtener vapor de proceso para usos monopropósito de industrias múltiples como ser: refinerías de petróleo; plantas productoras de
aceites comestibles; industria textil; industria láctea; etc.
iii. A la vez se observa que el promedio del rendimiento termodinámico del parque térmico de
generación eléctrica en Argentina es de alrededor del 43%. Esto indica que un 57% de
energía térmica se pierde principalmente en los condensadores de dichas usinas.
iv. El ahorro energético propuesto está orientado a poder modificar levemente el rendimiento
de las turbinas de vapor en las centrales eléctricas en detrimento de una leve pérdida de
rendimiento efectivo (al trabajarlas en contra presión) con el fin de obtener vapor de
proceso en escape de baja presión (5 atm). Este vapor sería comercializado a las plantas
industriales que son altas consumidoras del mismo, que por razones técnicas tendrían que
situarse próximas a los correspondientes equipos de generación.
v. Entre los beneficios, se destacan:
1. Un rendimiento global al poder utilizar la energía de desecho de las usinas en
grandes procesos industriales, superior al 88%.
2. Una ganancia extra para las usinas eléctricas que resultará de la venta del vapor.
3. Beneficios económicos a las empresas demandantes de este vapor de proceso, ya
que no tendrían que comprar energía para producirlo, ni comprar ni mantener
costosos sistemas de producción de este.
4. Y principalmente para el país, ya que se ahorraría en combustibles, alrededor de la
misma cantidad que se utiliza para producir energía eléctrica, en el caso de poder
cerrar el círculo de cogeneración de todo el parque térmico.
c. Adecuación del código de infraestructura:
i. Se propone adecuar el código de edificación urbano con el fin de ingresar como carácter
obligatorio conceptos pertinentes a arquitectura sustentable con el fin de concebir edificios
conservativos, eficientes desde la óptica energética y que, a su vez, aprovechen al máximo
posible los recursos energéticos renovables.
ii. A este fin, se deberá instrumentar la normativa correspondiente y crear los recursos
humanos que puedan cumplimentarla. Así como incentivar con mecanismos de
financiamiento privilegiado y premios a los proyectos que cumplan con esta normativa.
iii. Se esperará como resultado, obtener edificios que manteniendo su confort y productibilidad
consuman considerablemente menos energía, tanto para su operatividad como en su
construcción.
d. Transporte:
i. Se observa en Argentina, desde comienzos de los años ‘90, una fuerte concentración del
transporte de mercancías y pasajeros hacia el área de automotor carretero, en detrimento
del transporte ferroviario e hidrovías internas.
ii. Considerando que la relación masa transportada por potencia requerida promedio es de:
•
12 HP/ton arrastrada para camiones
•
1,4 HP/ton arrastrada por tren
•
0,8 HP/ton arrastrada por embarcaciones
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
iii. Desde el punto de vista energético, y del Uso Racional de la Energía, resulta conveniente
direccionar las fuentes de transporte hacia los sistemas más eficientes, que consuman
menos energía por masa trasportada.
iv. Para ello se propone realizar una auditoria del estado de todos los activos de transporte a
nivel nacional y elaborar un proyecto de ley con el objeto de diversificarlo hacia un
transporte más eficiente desde el punto de vista energético, lo cual requerirá una urgente
planificación industrial, ferroviaria y naval, con todos los beneficios que ello implica para
el país (particularmente por la generación de nuevos puestos de trabajo de diversas
calificaciones).
e. Replanteo de las normas legales vigentes en materia de Exportaciones de Hidrocarburos:
i. Como parte de la utilización racional de los recursos estratégicos naturales y no renovables,
y tendiendo nuestro país en el futuro inmediato a convertirse en un importador neto de
hidrocarburos y productos derivados, corresponde al Estado Nacional asumir la
responsabilidad de asegurar a las futuras generaciones (y a la actual) la seguridad plena de
abastecimiento de estos energéticos al aparato productivo nacional.
ii. Considerando lo anterior y la evidencia empírica expuesta a lo largo del presente informe,
urge la necesidad de limitar sensiblemente las exportaciones de hidrocarburos y productos
derivados, de lo contrario resulta contradictorio aplicar programas de Uso Racional de la
Energía / Ahorro Energético para ser cumplidos por los ciudadanos argentinos, porque ello
sólo beneficia a las compañías petroleras para que continúen exportando y beneficiándose
con los altos precios de exportación.
f. Otras propuestas:
i. Subvencionar la venta al público de lámparas de bajo consumo.
ii. Mejorar el factor de potencia en los edificios de organismos públicos.
iii. Realizar un programa intensivo de reciclado de residuos industriales, especialmente los
residuos metálicos, con el fin de lograr un importante ahorro energético en su reciclado.
iv. Mejorar y ampliar los programas de energías alternativas en mercados dispersos con el fin
de impedir la migración de poblaciones e industrias PyMEs hacia suburbios de importantes
aglomeraciones urbanas, con el consecuente aumento de la demanda energética que esto
implica.
v. Creación de proyectos de obligatoriedad de uso de energía solar en edificios para
calefacción y uso sanitario (inspirarse en el modelo español).
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
APÉNDICE: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE L0S INDICADORES ENERGÉTICOS
Oferta Interna de Energia Primaria, 1980-2006
(en miles de toneladas equivalentes de petroleo)
80.000
75.000
70.000
65.000
60.000
55.000
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1980
1982
Energía Hidráulica
1984
1986
Nuclear
1988
1990
1992
Gas Natural
1994
Petroleo
1996
1998
2000
2002
Carbón Mineral
2004
2006
Renovables
Nota: la Oferta Interna incluye la producción local y la importación.
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
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Evolución del remanente de las reservas certificadas de PETROLEO,
período 1980-2007 (en millones de metros cubicos)
20
06
20
04
20
02
20
00
19
98
19
96
19
94
19
92
19
90
19
88
19
86
19
84
19
82
19
80
500
475
450
425
400
375
350
325
300
275
250
225
200
175
150
125
100
75
50
25
0
Evolución del remanente de las reservas certificadas de GAS NATURAL,
período 1980-2007 (en miles de millones de metros cubicos)
800
750
700
650
600
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
20
06
20
04
20
02
20
00
19
98
19
96
19
94
19
92
19
90
19
88
19
86
19
84
19
82
19
80
0
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación y del ENARGAS.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Horizonte de Vida de Reservas Petroleras
Extracción Petrolera
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
1984
1983
1982
1981
50
48
46
44
42
40
38
36
34
32
30
28
26
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
1980
Extracción y Exportacion en millones de metros cubicos
Reservas en años
Evolución de la extracción, exportacion y del horizonte de vida de las
reservas certificadas de PETROLEO, período 1980-2007
Exportacion de Petroleo
Horizonte de Vida de Reservas Gasíferas
Extracción Gasífera
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
1984
1983
1982
1981
54
52
50
48
46
44
42
40
38
36
34
32
30
28
26
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
1980
Extracción y Exportacion en miles de millones de metros cubicos y
Reservas en años
Evolución de la extracción, exportacion y del horizonte de vida de las
reservas certificadas de GAS NATURAL, período 1980-2007
Exportacion de Gas Natural
Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación y del ENARGAS.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Evolución de los pozos exploratorios de Hidrocarburos
y del precio promedio internacional del barril de crudo (WTI),
período 1999-2007
75
70
Cantidad Pozos y Precio WTI / barril
65
60
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Años
1999
2000
2001
Pozos de exploración
2002
2003
2004
Precio WTI barril U$S
2005
2006
2007
Costo Total Barril U$S
Cantidad Pozos Exploracion
Evolución de los Pozos Exploratorios de Petróleo y Gas Natural,
período 1999-2007
54
51
48
45
42
39
36
33
30
27
24
21
18
15
12
9
6
3
0
1999
2000
2001
2002
TOTAL Pozos de Exploración
2003
2004
2005
2006
2007
Pozos Exploratorios de Petroleo
Pozos Exploratorios de Gas Natural
Nota: precios no ajustados por inflación.
Fuente: elaboración propia en base a datos del CLICeT, IDICSO-USAL, Secretaría de Energía de la Nación y de la Energy
Information Administration (EIA) del United States Department of Energy (US DOE).
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Potencia instalada en el MEM (periodo 1999-2007) y en el MEMSP (periodo 1999-2005), y potencia máxima
bruta generada en el MEM durante periodo 1999-2007 (en MW)
Indicadores
Potencia
instalada en el
MEM
Potencia
instalada en el
MEMSP
Potencia Máx.
bruta generada
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
24.406
24.033
23.302
23.032
22.501
22.838
22.344
20.719
19.512
N/A
N/A
777
777
777
777
845
777
836
18.345
16.777
16.143
15.032
14.359
13.481
14.061
13.574
12.730
Evolucion potencia instalada en el MEM y MEMSP, y potencia maxima bruta
generada, periodo 1999-2007 (en MW)
25.000
24.000
23.000
22.000
21.000
20.000
19.000
18.000
17.000
16.000
15.000
14.000
13.000
12.000
11.000
10.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
1999
2000
2001
TOTAL POTENCIA INSTALADA MEM
2002
2003
2004
2005
TOTAL POTENCIA INSTALADA MEMSP
2006
2007
POT. MAX. BRUTA GENERADA
Nota: Hasta Febrero de 2006 las regiones eléctricas que conforman el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se
encontraban interconectadas entre sí, a excepción de la región Patagonia, que operaba en forma aislada en el Sistema
Interconectado Patagónico (SIP), debido a la nula inversión por parte de las empresas privadas beneficiadas con la
desregulación y privatización del sector eléctrico en 1992. Por lo tanto, en el SADI operaba el Mercado Eléctrico Mayorista
(MEM) y en el SIP el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Patagónico (MEMSP). A partir del 1º de Marzo de 2006,
mediante inversiones realizadas por el Estado Nacional, se estableció la interconexión del MEMSP al MEM (por lo que ambos
mercados conforman, a partir de entonces, un solo MEM, operando sobre el SADI), por medio de la Línea de Extra Alta
Tensión de 500 kV que une la Estación Transformadora (ET) Choele Choel (Provincia de Río Negro) con la nueva ET Puerto
Madryn (Provincia de Chubut).
Fuente: elaboración propia en base a datos de la CAMMESA.
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Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
Potencia instalada en el MEM (periodo 1999-2007) y en el MEMSP (periodo 1999-2005), por equipos de
generación (en MW)
Indicadores
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
Térmica
13.245
13.094
13.141
13.186
12.734
13.071
12.740
11.047
9.899
Hidráulica
10.156
9.934
9.934
9.619
9.540
9.540
9.444
9.444
9.444
Nuclear
1.005
1.005
1.005
1.005
1.005
1.005
1.005
1.005
1.005
Evolucion potencia instalada en el MEM y MEMSP por equipos de generacion,
periodo 1999-2007 (en MW)
13.500
13.000
12.500
12.000
11.500
11.000
10.500
10.000
9.500
9.000
8.500
8.000
7.500
7.000
6.500
6.000
5.500
5.000
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
1999
2000
TERMICA
2001
2002
2003
2004
2005
NUCLEAR
2006
2007
HIDRAULICA
Nota: interconexión MEM/MEMSP a partir del 1ro de Marzo de 2006.
Fuente: elaboración propia en base a datos de la CAMMESA.
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Balance de Energía Neto Acumulado en el MEM durante el periodo 1999-2007 (en GWh)
Indicadores
Generación
Térmica
Generación
Hidráulica
Generación
Nuclear
Importación
Demanda MEM
Exportación
Perdidas de red
TOTAL
OFERTA/DEMANDA
Racionamiento x
cortes/tensión
TOTAL
REQUERIDO
110.000
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
60.995
53.708
49.802
48.024
38.093
31.429
35.251
41.958
41.102
37.294
42.356
36.000
31.821
35.448
37.714
38.056
31.269
24.859
6.721
7.153
6.374
7.313
7.025
5.393
6.541
5.731
6.586
3.458
1.125
1.736
1.234
1.234
2.210
1.450
1.011
310
102.950
96.818
87.780
82.969
77.752
72.109
73.599
71.740
68.771
712
2.671
1.800
2.070
434
1.009
4.201
4.715
712
4.239
4.507
3.899
3.536
3.543
3.563
3.458
3.383
2.900
108.467
104.341
93.913
88.719
81.777
76.745
81.298
79.969
72.858
-
-
4
14
-
14
8
8
14
108.467
104.341
93.917
88.733
81.777
76.759
81.306
79.977
72.871
Evolucion potencia instalada en el MEM y MEMSP por equipos de generacion,
periodo 1999-2007 (en GWh)
105.000
100.000
95.000
90.000
85.000
80.000
75.000
70.000
65.000
60.000
55.000
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
GENERACION TERMICA
GENERACION HIDRAULICA
GENERACION NUCLEAR
IMPORTACION
DEMANDA MEM
EXPORTACION
PERDIDAS DE RED
TOTAL OFERTA/DEMANDA
RACIONAMIENTO CORTES/TENSION
TOTAL REQUERIDO
Nota: interconexión MEM/MEMSP a partir del 1ro de Marzo de 2006.
Fuente: elaboración propia en base a datos de la CAMMESA.
Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas
Buenos Aires, Jun/2008
Ricardo De Dicco, José Francisco Freda y Federico Bernal
Indicadores Energéticos de Argentina, Año 2007
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FUENTES DE INFORMACIÓN CONSULTADAS
Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA):
http://www.cnea.gov.ar
- Datos estadísticos del capítulo “Oferta y Demanda del Mercado Eléctrico Mayorista”.
Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA):
http://www.cammesa.com.ar
- Datos estadísticos del capítulo “Oferta y Demanda del Mercado Eléctrico Mayorista”.
- Información del apartado “Síntesis del Mercado Eléctrico Mayorista”, subcapítulo “Caracterización del Sector
Eléctrico”, capítulo “Introducción”.
- Datos estadísticos del Apéndice.
ENARSA PDV S.A.
http://www.enarsapdvsa.com.ar
- Información del apartado “El ingreso de ENARSA en el mercado de hidrocarburos argentino”, subcapítulo
“Caracterización del Sector Hidrocarburos”, capítulo “Introducción”.
Energía Argentina S.A. (ENARSA):
http://www.enarsa.com.ar
- Información del apartado “El ingreso de ENARSA en el mercado de hidrocarburos argentino”, subcapítulo
“Caracterización del Sector Hidrocarburos”, capítulo “Introducción”.
Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS):
http://www.enargas.gov.ar
- Datos operativos del subcapítulo “Exportación de Gas Natural”, capítulo “Exportación de Hidrocarburos”.
- Datos operativos del capítulo “Demanda Interna de Gas Natural”.
- Datos estadísticos del Apéndice.
Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG):
http://www.iapg.org.ar
- Datos estadísticos del capítulo “Pozos Exploratorios de Hidrocarburos”.
Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios
- Datos del informe “Plan Energético Nacional 2004-2008” (publicado en el año 2004).
- Datos del informe “Plan Energético Nacional 2004-2013” (publicado en el año 2007).
Secretaría de Energía de la Nación:
http://www.energia.gov.ar
- Datos estadísticos de todos los capítulos, a excepción de los siguientes: “Pozos Exploratorios de
Hidrocarburos”, “Demanda Interna de Gas Natural” y “Oferta y Demanda del Mercado Eléctrico Mayorista”.
- Datos estadísticos del Apéndice.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB):
http://www.ypfb.gov.bo
- Datos estadísticos del subcapítulo “Importación de Gas Natural”, capítulo “Importación de Hidrocarburos”.
Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas
Buenos Aires, Jun/2008
NOTAS SOBRE LOS AUTORES
Ricardo A. De Dicco
•
Es especialista en Economía de la Energía y en Infraestructura y Planificación
Energética del Instituto de Investigación en Ciencias Sociales (IDICSO) de la
Universidad del Salvador.
•
Se desempeñó entre 1991 y 2001 como consultor internacional en Tecnologías
de la Información y de las Telecomunicaciones.
•
A partir de 2002 inició sus actividades de docencia e investigación científica
sobre la problemática energética de Argentina y de América Latina en el Área
de Recursos Energéticos y Planificación para el Desarrollo del IDICSO-USAL
(Instituto de Investigación en Ciencias Sociales de la Universidad del Salvador),
desde 2005 en la Universidad de Buenos Aires y a partir de 2006 como Director
de Investigación Científico-Técnica del Centro Latinoamericano de
Investigaciones Científicas y Técnicas (CLICeT).
•
También brindó servicios de consultoría a PDVSA Argentina S.A. y de
asesoramiento a organismos públicos e internacionales, como ser la Comisión
de Energía y Combustibles de la H. Cámara de Diputados de la Nación y la
Organización de Naciones Unidas.
•
Ha participado como expositor en numerosos seminarios y congresos
nacionales e internacionales sobre la problemática energética de Argentina y
de América Latina.
•
Es autor de más de un centenar de informes de investigación y artículos de
opinión publicados en instituciones académicas y medios de prensa del país y
extranjeros.
•
Entre sus últimas publicaciones, se destacan: “2010, ¿Odisea Energética?
Petróleo y Crisis” (Editorial Capital Intelectual, Colección Claves para Todos,
Buenos Aires, 2006), co-autor de “La Cuestión Energética en la Argentina”
(FCE-UBA y ACARA, Buenos Aires, 2006), de “L’Argentine après la débâcle.
Itinéraire d’une recomposition inédite” (Michel Houdiard Editeur, París, 2007) y
de “Cien años de petróleo argentino. Descubrimiento, saqueo y perspectivas”
(Editorial Capital Intelectual, Colección Claves para Todos, Buenos Aires, 2008).
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Ciencia y Energía es la Publicación Oficial del CLICeT
José Francisco Freda
•
Ing. en Electrónica y Telecomunicaciones de la Universidad Tecnológica
Nacional y tiene un postgrado en Ingeniería de Producción de Campos
Petroleros de la University of Texas at Austin.
•
Ha desempeñado su labor profesional en la Secretaría de Energía y Minería de
la Nación entre 1964 y 1992, llegando a estar a cargo de la Dirección Nacional
de Combustibles.
•
A partir de entonces brindó servicios de asesoramiento a las cámaras de
Diputados y de Senadores de la Nación hasta mediados del actual decenio, y
también como analista en economía de la energía en el Instituto de Energía e
Infraestructura de la Fundación Arturo Illia (FAI).
•
También fue Presidente de la Comisión de Hidrocarburos de la Asociación
Argentina para el Uso Racional de la Energía (AAPURE), miembro de la
Comisión Directiva del Instituto Legal y Técnico de la Electricidad (ILTE) y
docente de grado en la Universidad del Salvador y en la Universidad de Morón,
y de postgrado en la Universidad de Ciencias Empresariales y Sociales. Durante
2005 y 2006 ha brindado servicios de consultoría a PDVSA Argentina S.A.
•
Actualmente, es Director de Investigación Científico-Técnica del Centro
Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas (CLICeT) y docente e
investigador del Área de Recursos Energéticos y Planificación para el Desarrollo
del IDICSO-USAL (Instituto de Investigación en Ciencias Sociales de la
Universidad del Salvador).
•
Ha participado como expositor en numerosos seminarios y congresos
nacionales e internacionales sobre la problemática energética de Argentina y
de América Latina.
•
Es co-autor de “La Cuestión Energética en la Argentina” (FCE-UBA y ACARA,
Buenos Aires, 2006) y de “Cien años de petróleo argentino. Descubrimiento,
saqueo y perspectivas” (Editorial Capital Intelectual, Colección Claves para
Todos, Buenos Aires, 2008).
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Federico Bernal
•
Es bioquímico y biotecnólogo de la Universidad de Buenos Aires.
•
Fue becario de investigación en el Instituto Nacional de Tecnología
Agropecuaria (INTA), en el Instituto Nacional de Alimentos (INAL) y en el
Instituto Nacional de Medicamentos (INAME).
•
Desde hace varios años se desempeña como Director Ejecutivo de la Sociedad
Iberoamericana de Información Científica (SIIC) y como Director Editorial del
Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas (CLICeT).
•
También se desempeña como colaborador del Área de Recursos Energéticos y
Planificación para el Desarrollo del IDICSO-USAL (Instituto de Investigación en
Ciencias Sociales de la Universidad del Salvador), y como columnista
especializado en materia energética del periódico Página/12 y del mensuario Le
Monde Diplomatique “el Dipló” (Edición Cono Sur).
•
En 2006 fue conductor del programa de TV por cable “Conciencia y Energía”,
transmitido por Canal Metro.
•
Ha participado como expositor en numerosos seminarios y congresos
nacionales e internacionales sobre la problemática energética de Argentina y
de América Latina.
•
Entre sus últimas publicaciones, se destacan: “Petróleo, Estado y Soberanía.
Hacia la empresa multiestatal latinoamericana de hidrocarburos” (Ed. Biblos,
Buenos Aires, 2005) y co-autor de “Cien años de petróleo argentino.
Descubrimiento, saqueo y perspectivas” (Editorial Capital Intelectual, Colección
Claves para Todos, Buenos Aires, 2008).
•
Es bisnieto del Ing. Enrique Hermitte, descubridor del petróleo argentino en
Comodoro Rivadavia, el 13 de Diciembre de 1907.
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Staff del CLICeT
Dirección Editorial
Federico Bernal y Ricardo De Dicco
editorial@cienciayenergia.com
Dirección de Investigación Científico-Técnica
Ricardo De Dicco y José Francisco Freda
investigacion@cienciayenergia.com
Dirección Comercial y Prensa
Juan Manuel García
comercialyprensa@cienciayenergia.com
Dirección de Arte y Diseño Gráfico
Gabriel De Dicco
webmaster@cienciayenergia.com
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Coordinadores de los Departamentos de la Dirección de
Investigación Científico-Técnica
o
Latinoamérica e Integración Regional
Gustavo Lahoud y Federico Bernal
o
Defensa Nacional, Seguridad Hemisférica y Recursos Naturales
Gustavo Lahoud
o
Industria, Ciencia y Tecnología para el Desarrollo
Federico Bernal y Ricardo De Dicco
o
Agro, Soberanía Alimentaria y Cuestión Nacional
Federico Bernal y José Francisco Freda
o
Estadística, Prospectiva y Planificación Energética
Ricardo De Dicco, José Francisco Freda y Alfredo Fernández Franzini
o
Energía en Argentina
Federico Bernal y José Francisco Freda
o
Energía en el Mundo
Gustavo Lahoud y Facundo Deluchi
o
Energías Alternativas
Juan Manuel García y Ricardo De Dicco
o
Combustibles Renovables
Juan Manuel García y Federico Bernal
o
Tecnología Nuclear Argentina
Ricardo De Dicco y Facundo Deluchi
o
Tecnología Aeroespacial Argentina
Ricardo De Dicco y Facundo Deluchi
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