Análisis sobre la necesidad de avanzar en la creación de una "Política Energética" para el bloque MERCOSUR

1. Maestría Procesos de Integración Regional MERCOSUR
Universidad de Buenos Aires (UBA)
Orientación en Desarrollo Económico
Juliana Gómez
La Energía en el MERCOSUR
INDICE
Sinopsis
1. INTROUCCION
2. PANORAMA ENERGETICO MERCOSUR (POR PAIS)
2.1 Normativa de la Política Energética
2.2 Matriz Energética Primaria
2.3 Gas Y Petróleo Convencional y no Convencional
3. NORMATIVA ENERGETICA DEL MERCOSUR
3.1. Decisiones del CMC y Resoluciones del GMC
3.2 SGT 9: Energía
3.3 Proyectos Energéticos
3.4 Integración Energética
4. ESTRUCTURA ENERGETICA PRIMARIA EN EL MERCOSUR
4.1 Estructura Producción Energía Primaria
4.2 Consumo Energético Final
4.3 Consumo Final Energetico Por Sectores
5. CONCLUSIONES
6. BIBLIOGRAFIA
Sinopsis

2. Durante la década de los 90, se ha podido apreciar que América Latina se ha sumergido
con gran fuerza en los procesos de integración a nivel regional, sobre todo para el
fortalecimiento de su posición como jugador en el mercado internacional. Pero como es
bien sabido, las economías latinoamericanas han sido muy rezagadas de la coyuntura
mundial, lo que ha llevado a que los países decidan formar mayores lazos, que les
consolide como actores más significativos en dichos ámbitos; o al menos más de lo que
pueden llegar a ser, si se presentan como jugadores individuales.
A este respecto, cabe evidenciar que bajo un proceso de regionalización es posible captar
las ventajas comparativas de cada país y mucho más cuando se pone sobre la mesa la
cuestión energética, que acarrea en sí misma la necesidad de aprovechamiento de los
recursos energéticos de los países vinculados en veras a su complementación y por su
puesto a la optimización del abastecimiento territorial. Pese a ello, en la conjunción de
intereses, saltan a la vista las asimetrías que tomadas en términos de recursos naturales
básicamente no renovables; y a ello sumadas las carencias en infraestructura, transporte,
entre otras; encarnan la falta de lineamientos comunes para la formación de políticas que
consoliden la integración Energética, como se observará en el caso que a este trabajo
compete, el MERCOSUR.
INTRODUCCION

3. El MERCOSUR, es uno de los procesos de integración más exitosos de Latinoamérica,
sobre todo si se le compara con diferentes bloques de la región como pueden ser la CAN,
la UNASUR, entre otros. De esta manera se encuentra que el MERCOSUR, a diferencia
de otros procesos, ha logrado consolidar estructuras normativas, que le han permitido
generar políticas sólidas de integración y consolidación del bloque, lo que se puede ver
legiblemente con la permeación de otras áreas como la social, política y cultural, mas allá
de la enteramente económica-comercial.
En este orden, y siguiendo la lógica de su origen, hacia la complementariedad de las
economías integradas; el MERCOSUR, ha abierto horizontes de inversión en diferentes
ámbitos, siendo uno de los más importantes el energético. El bloque, presenta un fuerte
potencial de energía que varía de un país a otro, tanto en volumen como en fuente; donde
las energías renovables y sustentables, representan un considerable insumo, para el
desarrollo de la integración energética.
Con todo y esto, es importante mencionar, que la matriz energética del MERCOSUR, se
estructuró en base a energías no renovables convencionales, generándose con ello el
consumo a gran escala de combustibles fósiles a nivel domestico. El incremento de la
demanda y el aumento de los precios del petróleo, ha llevado a que los países de la
región, proyecten la diversificación de la matriz energética, con el desarrollo de las fuentes
alternativas, sin cambiar la matriz de consumo existente. Esto siendo consientes de los
altos costos que representa el desarrollo de los combustibles fósiles, en particular y como
ya se dijo el petróleo, por representar impactos ambientales de significación, y por la
condición de dependencia que produce en países sin reservas propias o con reservas
agotables a corto plazo, como es el caso de Paraguay, Uruguay y en cierta medida
Argentina, como lo expone la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
Vale la pena, decir que la Industria, es el sector que representa el mayor crecimiento
económico y por supuesto el mas grande consumidor energético; los sectores vinculados
a la exportación, consumen la mitad de la energía destinada a la industria; de ahí que se
piense el desarrollo del parque industrial en términos de tecnologías más eficientes, que
de igual manera es preocupante ya que las mismas sugieren el abordaje de alrededor del
10% de energía en su producción.
A pesar, del MERCOSUR contar con abundancia de recursos naturales, que son volcados
a la implementación del sector de la energía, de tener una diversidad territorial que le
permite diversificar su fuentes en función de sus necesidades de consumo y de contar con
infraestructura de interconexión energética a nivel nacional para llevar a cabo proyectos
de suministros, que pueden ser proyectados a escala regional; presenta grandes
asimetrías entre sus miembros, las que les han sido por obstáculo en la concreción de
políticas efectivas que logren el fortalecimiento de la integración energética, ya que la
mayoría son pensadas a nivel nacional y no como bloque colocando intereses
individualistas en detrimento de los colectivos.
Se han hecho esfuerzos por la concreción de políticas que incentiven esta integración
energética y prueba de ello han sido los proyectos que se han implementado entre los
Estados miembros: Sistema Itaipu; Hidroeléctrica Corpus Christi; Hidroeléctrica Garabí;
Yaciretá a cota 83, por solo nombrar algunos, todos ellos bajo el marco de la Integración
de la Infraestructura Regional Suramericana (IIRSA). Pero aun así, dichos proyectos no
han logrado generar mayores avances hacia la integración, ya que no han arrojado los
resultados esperados.

4. Así en el presente trabajo se expondrá al lector, el panorama energético de cada país
miembro observando la composición de su matriz energética primaria, destacando
también la importancia en el uso de energía no convencional; así mismo se analizará la
normativa de los Estados en materia de energía, para de esta manera mirar su
compatibilidad con la del bloque; revisando las decisiones del CMC y resoluciones del
GCM, al igual que las políticas impulsas por el SGT 9 y los proyectos realizados por el
bloque encaminados a la integración económica. Una ves revisado su marco normativo,
se examinará la matriz energética a nivel de bloque, estudiando su dependencia hacia las
diferentes fuentes convencionales y no convencionales. Para terminar se plantearán las
conclusiones pertinentes al caso.
2. PANORAMA ENERGETICO MERCOSUR (POR PAIS)
Para analizar el panorama energético del MERCOSUR, es necesario generar el desglose
por país, para observar la legislación energética que aplica en cada Estado, y mirar su
complementación en dirección al bloque.
2.1 ARGENTINA: Normativa de la Política Energética
Con la ley 24.065 de 1991, se estipula el REGIMEN DE LA ENERGIA ELECTRICA, cuyo
objeto es la división de la industria en 3 segmentos: Generación, transporte y
distribución de electricidad.
Generación: La actividad de generación, en cualquiera de sus modalidades, destinada
total o parcialmente a abastecer de energía a un servicio público será considerada de
interés general, afectada a dicho servicio y encuadrada en las normas legales y
reglamentarias que aseguren el normal funcionamiento del mismo. 46 COMPAÑÍAS
COMPITEN A TRAVÉS DE COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN (SEGMENTO
DESREGULADO).
Los objetivos para la política nacional en materia de abastecimiento, transporte y
distribución de electricidad son: a) Proteger adecuadamente los derechos de los usuarios;
b) Promover la competitividad de los mercados de producción y demanda de electricidad y
alentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo; c) Promover la operación,
confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios
e instalación de transporte y distribución de electricidad; d) Regular las actividades del
transporte y la distribución de electricidad, asegurando que las tarifas que se apliquen a
los servicios sean justas y razonables; e) Incentivar el abastecimiento, transporte,
distribución y uso eficiente de la electricidad fijando metodologías tarifarias apropiadas; f)
Alentar la realización de inversiones privadas en producción, transporte y distribución,
asegurando la competitividad de los mercados donde sea posible.
El transporte y la distribución de electricidad deberán prioritariamente ser realizados
por personas jurídicas privadas a las que el Poder Ejecutivo les haya otorgado las
correspondientes concesiones de conformidad con las disposiciones de las leyes 15.336,
23.696 y de la presente ley. En trasporte (7 FIRMAS, 6 REGIONES Y 25.000 KMS) y
distribución (10 EMPRESAS): sujetos a controles y a “PRICE-CAP” –monopolios
naturales regulados1.
1
(S.A). LEY Nº 24.065 REGIMEN DE LA ENERGIA ELECTRICA. (16 de enero de 1992). Recuperado el 15
de diciembre de 2013 En: http://mepriv.mecon.gov.ar/Normas/24065.htm

5. Su regulación esta dada por políticas, supervisión y control EX POST a cargo de la
Secretaria de Energía; Contralor operador del transporte y EDESUR, EDENOR y EDELAP
a cargo del ENRE; el EPRES controla distribuidoras provinciales; el operador del
despacho del sistema es CAMMESA, controlado por la Secretaria de Energía con el
20%(Golden Share) y con 4 accionistas privados (asociaciones)2.
Ley 25.561 de 2002, DE EMERGENCIA PUBLICA Y DE REFORMA DEL RÉGIMEN
CAMBIARIO, en la que se estipula básicamente la Emergencia Pública en Materia Social,
Económica, Administrativa, Financiera y Cambiaria; El Control y Congelamiento de
Tarifas; La Regulación de Exportación; La Pesificación de Tarifas; La Pesificación
Asimétrica; Las Inversiones del Estado y mixtas3.
Regulación Mercado de Hidrocarburos: Ley N° 17.319 de Hidrocarburos, con la cual
se rige su exploración y explotación
Petróleo
Es necesario desatacar los Decretos Nº 1055/89, Nº 1212/89 y Nº 1589/89, conocidos
como los Decretos de Desregulación, con los que se buscó la participación al sector
privado en la actividad petrolera, sin renunciar (a) al planeamiento y al control estratégico
del sector hidrocarburos, b) a la adecuada distribución de la renta petrolera, y c) a la
utilización de YPF como instrumento de política energética. Estos Decretos, consagraban
el principio de libre disponibilidad de los hidrocarburos, pero subordinada al
autoabastecimiento del mercado interno e incluso también subordinado a otros objetivos,
tales como el desarrollo de todo el potencial de la industria petroquímica local.
a) En el Decreto 1055/89 se declara prioritario incrementar la producción nacional de
hidrocarburos para asegurar el autoabastecimiento interno y alcanzar el desarrollo pleno
de las industrias petroquímicas;
b) En el Decreto Nº 1212/89 se reafirma el principio de prioridad del abastecimiento
interno, y de políticas activas en materia de energía
2
Material de clase: Notas de clase del Seminario de Desarrollo Económico correspondiente a los temas: La
Energía en el MERCOSUR: La Política de Petróleo y Gas en Argentina y Brasil - Noviembre 2012
3
(S.A). LEY Nº 25.561. (Enero 6 de 2002). Recuperado el 15 de diciembre de 2013 En:
http://www.mecon.gov.ar/digesto/leyes/ley25561.htm
Material de clase: Notas de clase del Seminario de Desarrollo Económico correspondiente a los temas: La
Energía en el MERCOSUR: La Política de Petróleo y Gas en Argentina y Brasil - Noviembre 2012

6. (c) En el artículo 1º del Decreto Nº 1055/89 se insiste en la prioridad al abastecimiento
interno, y se remite al artículo 6º de la Ley 17.319 (la Ley de Hidrocarburos), en el cual
también las exportaciones quedan sujetas al abastecimiento previo del mercado interno
Gas
La privatización del Servicio Público de Gas ocurrió en Diciembre de 1992. Su Normativa
Regulatoria fue estipulada por la Ley 24.076, sus Decretos Reglamentarios, y lo
establecido en las Licencias de Transporte y Distribución (Decretos 1.738/92 y 2.255/92).
En la actualidad Dec. PEN 180 y 181/04 y Res. SE 265 y 503/04. Traslado del precio del
Gas Natural en Boca de Pozo a Tarifa (Pass Through).
Se dio la separación vertical y horizontal de la industria en 3 etapas: Producción,
Transporte y Distribución. La Separación Horizontal o Geográfica se realizó conforme dos
empresas de Transporte y ocho “Monopolios Naturales” de Distribución
Ley 26741, por la que se declara la expropiación de YPF:
Artículo 1º de la Ley 26741: Debe dárse de interés público nacional y como objetivo
prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así
como la explotación, industrialización, transporte, y comercialización de hidrocarburos…
Artículo 7º de la Ley 26741: declárese de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51%
del patrimonio de YPF S.A. representado por igual porcentaje de las acciones clase D de
dicha empresa pertenecientes a Repsol YPF S.A., sus controlantes o controladas…
Articulo 8°.- Las acciones sujetas a expropiación de las empresas YPF Sociedad Anónima
y Repsol YPF Gas S.A., en cumplimiento del artículo precedente, quedarán distribuidas
del siguiente modo: el cincuenta y uno por ciento (51%) pertenecerá al Estado Nacional y
el cuarenta y nueve por ciento (49%) restante se distribuirá entre las provincias
integrantes de la Organización Federal De Estados Productores De Hidrocarburos4.
YPF: PLAN ESTRATÉGICO 2013-2017, cuyo objetivo es revertir la caída de la
producción de petróleo y gas del -6% anual entre 2004-2011, a un crecimiento del +6%
anual entre 2012-2017. el mismo estará dado en 3 etapas: 1. Alto Impacto: recuperar la
credibilidad, con una nueva plataforma de trabajo para revertir la tendencia negativa. 2.
Crecimiento: basado en la recuperación de yacimientos maduros, desarrollo de recursos
no convencionales, inversiones en refino y comercialización. 3. Nuevo Paradigma para
cambiar el futuro del sector energético: desarrollo masivo de recursos no convencionales
y expansión global5.
4
(S.A). YACIMIENTOS PETROLIFEROS FISCALES ley 26.741. (Mayo 4 de 2012). Recuperado el 15 de
diciembre de 2013 En: http://infoleg.gov.ar/infolegInternet/anexos/195000-199999/196894/norma.htm
5
(S.A).
YPF.
(S.F).
Recuperado
el
15
de
diciembre
http://www.ypf.com/InversoresAccionistas/YPF%20Hechos%20Relevantes/05-062012%20Presentaci%C3%B3n%20Avance%20Plan%20Estrat%C3%A9gico.pdf
de
2013
En:

7. 2.2 Matriz Energética Primaria Argentina
Como se puede observar, la matriz energética Argentina depende en gran manera del gas
y el petróleo que traducen el 86,6% del consumo total de energía de este país, con un
51,6% y 35,0% respectivamente, contabilizados al año de 2009.
Los Hidrocarburos líquidos y gaseosos han representado la parte substancial del
Consumo energético y en los últimos puede decirse 40 años no se ha logrado disminuir
su importancia.
La participación del Gas Natural es algo inminente desde la época de las privatizaciones,
y en lo que Argentina respecta es la principal fuente energética.
El Gas Natural ha sustituido al Petróleo (considerado como sus derivados) en la mayoría
de los sectores de consumo; por ejemplo en el Residencial, en una primera época junto al
GLP, desplazando al Queroseno; en el Transporte pugnando con las Naftas; en la
Industria sustituyendo al Fuel Oil; en la Generación de Electricidad, no sólo al Fuel Oil y
Gas Oil, sino convirtiéndose en el fundamento de las centrales térmicas en desmedro de
la expansión de la hidráulica y nuclear.
Por otra parte, el carbón, con el que se cuentan importantes reservas, asoma con una
participación muy baja en la matriz de energía; esto gracias al fracaso de la explotación
del Yacimiento de Río Turbio y a la disponibilidad de los hidrocarburos gaseosos y
líquidos; de todas maneras vasta decir que su aporte no fue muy significativo ya que
Argentina pasó directamente de las biomasas (leña) a los hidrocarburos líquidos y
gaseosos.
En la generación de Equipamiento Eléctrico, hasta el 2000, se da el desplazamiento de
los Derivados de Petróleo principalmente por GN, consecuencia de la utilización de la
Hidroelectricidad y en menor medida por Combustibles nucleares. Después del año
mencionado, el Petróleo recupera participación, debido fundamentalmente a la escasez
de GN local y al práctico abandono de la Hidroelectricidad y la Nuclear6.
6
(S.A). La Matriz Energética Argentina y la Política Energética. (20/04/2012). Recuperado El 15 de
diciembre
En:
http://www.barilochesemanal.com.ar/noticias/la-matriz-energetica-argentina-y-la-politicaenergetica-_67

8. Reservas de hidrocarburos (Petróleo y Gas)
Según los datos publicados por la Secretaría de Energía de la Nación en agosto de 2012,
de las reservas de hidrocarburos correspondientes al 31 de diciembre de 2011; se
observa claramente la constante caída de las mismas, lo que se viene dando en Argentina
casi interrumpidamente desde el año 2000 en el caso de gas natural y desde 1999 en el
caso del petróleo, cuyas reservas comprobadas también han disminuido, exceptuando el
año de 2006, considerado un periodo de recuperación.
Las reservas comprobadas de gas natural cayeron entre 2010 y 2011 en 7%, y acumulan
una caída de 50% en los últimos diez años, mientras que las reservas comprobadas de
petróleo cayeron 2% entre 2010 y 2011, acumulando una caída del 12% entre 2002 y el
último año.
Las reservas comprobadas totales de hidrocarburos (en TEP2) se redujeron entre 2002 y
2011 un 41%, profundizándose las caídas descriptas en informes anteriores.
Petróleo
Las reservas comprobadas de petróleo eran, al 31 de diciembre de 2011, de 393.996
miles de metros cúbicos; 2% menores que las disponibles al final de 2010, y 12%
menores que el 31 de diciembre de 2002. El 31 de diciembre de 2011, las reservas
comprobadas de petróleo equivalían a 11,85 años al ritmo de producción actual, seis
meses más que a fines de 2010. Es de destacar que este incremento en el horizonte de
reservas responde a una sostenida caída de la producción (6% entre 2010 y 2011), que
se da a un ritmo mayor que la caída de las reservas.
Como en el caso del gas natural, hay una disminución en las reservas comprobadas de
petróleo en todas las cuencas, a excepción de la cuenca del Golfo San Jorge, que
representa el 65% de las reservas comprobadas del país, y que experimentó entre 2010
y 2011 un incremento del 2% en las mismas, acumulando un 37% de incremento desde
2002, crecimiento que parece estarse desacelerando.
En la cuenca Neuquina, que contiene el 22% de las reservas comprobadas de petróleo,
presentó una caída del 10% entre 2010 y 2011, acumulando una caída del 53%, en
aceleración desde el año 2002.
Gas Natural
Las reservas comprobadas de gas natural eran, al 31 de diciembre de 2011, de 332.510
millones de metros cúbicos, lo que equivale al 50% de las reservas comprobadas diez
años antes. A excepción de la cuenca del Golfo San Jorge, cuyas reservas crecieron 6%,
las reservas comprobadas de gas natural disminuyeron en todas las cuencas. En
particular, la cuenca Neuquina, que contenía a fines de 2011 el 44% de las reservas
comprobadas de gas natural, presenta una disminución del 10% acumulando desde 2002
una caída del 58%. A pesar de que la producción de gas natural es decreciente desde el

9. año 2004, el horizonte de reservas continúa disminuyendo: al 31 de diciembre de 2011
era de 7,3 años, poco más que la mitad que el valor correspondiente al año 20027.
Producción de Petróleo y Gas
Como lo muestra el grafico, la producción de petróleo aumentó entre los años 1990 y
1998, pasando de 517 mil barriles diarios ese año a 890 mil barriles en 1998. Sin
embargo, a partir de allí la producción sufrió una reducción ininterrumpida hasta un piso
de 607 mil barriles diarios en 2011. Esto es, en catorce años la producción de petróleo del
país cayó un 32% y ya se ubica en niveles similares a los registrados en 1992. Para el
caso del gas, el comportamiento es similar. Luego de aumentar significativamente hasta
2006 (pasando de producir 17,8 billones de metros cúbicos anuales en 1990 a 46,1 aquel
año), la producción de gas sufrió una disminución del 16% en seis años ubicándose en
38,8
billones
de
metros
cúbicos
el
año
pasado.
7
Luciano Caratori. INFORME: EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS EN ARGENTINA
ENTRE 2002 y 2011. (14 de agosto de 2012). Recuperado el 15 de diciembre de 2013 En:
http://www.iae.org.ar/especiales/informe_reservas_2011.pdf

10. En sentido opuesto, a nivel regional la producción de petróleo aumentó un 7% durante el
período 1998-2011 y; en el caso del gas, la producción regional creció un 11% entre 2006
y 20118.
Fuerte Dependencia Hacia El Gas
Argentina, como se ha mostrado a lo largo de este escrito es líder en el escenario mundial
en materia de consumo de gas, que representa más de la mitad del consumo total
energético; y como lo expone Alieto Aldo Guadagni, el gas es muy importante, ya que
ningún país del mundo tiene más de 1,8 millones de vehículos que utilizan GNC, la
generación eléctrica de origen térmica depende principalmente del gas, toda la industria
petroquímica utiliza el gas como insumo, mientras que las familias y las empresas utilizan
principalmente el gas como fuente combustible y de calor.
Consumo de gas natural por segmento de usuarios
%
Residencial
Comercial
Industrial
Ind. Cerri
Ctral.electr.
Ctral.electr.
Boca de pozo
GNC
Entes oficiales
TOTAL
CONSUMO
24,4
3,3
28,0
3,8
29,0
Incre.
Consumo
93/2010 (%)
62,9
44,0
61,3
22,3
85,0
Incre.
2011
5,4
3,9
6,0
1,4
7,0
3,1
100, 0
250,3
30,7
73,2
Consumo
3,9
-2,0
6,9
12,7
Fuente: Econométrica S.A economic research and forecasts
A partir del año 2002 el consumo interno de gas aumento el 47 por ciento. En el mismo
periodo la producción se mantuvo estancada, habiendo caído a partir del 2005. Esto
explica el fuerte incremento de las importaciones de alto costo. En el 2011 aumenta
fuertemente el consumo de gas para generación de energía eléctrica. La industria y el
comercio representan el 35,1% del consumo total de gas y si se le suma el consumo de
las centrales eléctricas tenemos casi el 2/3 del consumo total gasífero.
Se evidencia una diferencia en la evolución del consumo gasífero en las dos ultimas
décadas; en los noventa la cantidad de usuarios y las redes de distribución crecieron por
encima del crecimiento del consumo familiar. A partir del 2002 pasa lo contrario: el
consumo familiar crece más del doble del número de consumidores conectados a redes,
cuya capacidad crece menos de la mitad del crecimiento del consumo residencial.
8
Joaquín Berro Madero. El desafío que plantea la producción de petróleo y gas en la Argentina. (26 de Junio
de 2012) Recuperado el 15 de diciembre de 2013 En: http://www.elpatagonico.net/nota/157541/

11. Incremento Anual (%)
Cant.usuarios resid
Consumo residencial
1992-2001
3,1
1,9
2002-2010
1,7
3.6
Capacidad gasoductos
Redes de distrib. gas
5,8
5,8
1,9
1,6
Fuente Santiago Urbiztondo (FIEL). Cifras de ENARSA™
En los últimos años (2002-2010) el consumo familiar de gas aumentó más que la cantidad
de usuarios, lo contrario a lo que había ocurrido entre 1992 y 2001. La capacidad de los
gasoductos y de la extensión de redes de distribución también creció mucho menos entre
2002-2010 que en el periodo 1992-2001. Esta evolución del consumo en los últimos años
margina principalmente a los más pobres, ya que según el Censo del 2010 aun el 44% de
la población carece de acceso al gas natural. Lo preocupante desde el punto de vista de
la distribución del ingreso y los subsidios fiscales energéticos, es que en el segmento mas
pobre de la población el 60 %carece de gas por redes. NO ACCEDEN AL GAS POR
RED Y CONSUMEN GARRAFAS: 44% de la población total (según Censo 2010); 8% del
20% más rico de la población; 60% del 20% más pobre de la población.
Exportaciones e Importaciones de Energía
El sector energético dejó de aportar a la balanza comercial y comienza a registrar
crecientes saldos negativos gracias a la caída en la exploración y a la disminución de las
reservas; lo que ha llevado a tener que importar los hidrocarburos del exterior; como ha
sido el caso de la fuerte dependencia que ha registrado en los últimos años Argentina por
el gas de Bolivia9.
Convenio de Gas con Bolivia
9
Alieto Aldo Guadagni. “Presente y Futuro del Gas en la Argentina”. (Febrero 2012). Recuperado el 15 de
diciembre En: http://www.iae.org.ar/Econometrica_FEB_2012.pdf

12. El comercio de gas entre ambos países comienza a partir de septiembre de 1999
Pluspetrol inició la exportación de Gas Natural a la República Argentina vía el
gasoducto Bermejo – Aguas Blancas. A partir de noviembre de 2001 Pluspetrol exportó
Gas Natural del campo Madrejones Boliviano a través de un gasoducto exclusivo
Madrejones – Campo Durán. Después, las exportaciones se realizan del campo Tacobo
por Madrejones.
Desde junio de 2004, YPFB exporta vía gasoducto Santa Cruz – Yacuiba Gas Natural
producido por Repsol YPF E&P Bolivia S.A., Petrobras Bolivia S.A. y a partir del 29 de
abril de 2005 de Pluspetrol Bolivia Corporation S.A. del campo Tacobo. Los contratos de
compra venta de gas YPFB – Pluspetrol S.A., YPFB – Petrobras Energía S.A. y Repsol
YPF S.A. fueron subrogados a favor de ENARSA a partir del 1º de septiembre, 14 de
septiembre y 19 de octubre de 2006, respectivamente.
A raíz del Convenio Marco para la Venta de Gas Natural, firmado entre los Gobiernos de
Argentina y Bolivia en junio de 2006, el 19 de octubre de 2006 se suscribe el Contrato de
Compra Venta de Gas Natural entre YPFB y ENARSA, el mismo que está en vigencia a
partir de enero de 2007, con el compromiso de exportar 7.7 millones de metros cúbicos
diarios (MMmcd) los años 2007 y 2008, 16.0 MMmcd el 2009 y 27.7 MMmcd desde el año
2010 hasta el 202610.
A la fecha, Bolivia no cumplió el convenio firmado entre 2007 y 2009, por el
que debía suministrar a la Argentina 7,7 millones de m3; entregando alrededor de 3
millones m3 en ese periodo. La renegociación mas vigente de ese contrato se da en el
2012, introduciendo suministro ininterrumpible por 2,7 millones de m3 diarios.
2.3 Gas y Petróleo No Convencional
Según la US Energy Agency, Argentina aparece en el tercer lugar de recursos del ranking
Mundial de shale gas, técnicamente recuperables con 774 trillones de pies cúbicos. La
cuenca argentina con mayores posibilidades es la neuquina, donde se destaca la
formación geológica Vaca Muerta.
En diciembre del 2010 YPF anuncio que habían detectado 4,5 TCF de “tight gas”, en el
área de Loma de La Lata (Neuquén); posteriormente en mayo del 2011 YPF volvió a
anunciar alentadores resultados en el área de Vaca Muerta, identificando posibilidades de
recursos de “shale gas”.
A fines del 2011 Exxon Mobil acordó con la empresa canadiense Americas Petrogas
Inc, explorar reservas no convencionales en Argentina, en el área de Los Toldos
(Neuquén). Igualmente CHEVRON, realizo un acuerdo por u$s 1.500 millones. El acuerdo
implica un desembolso inicial de u$s1.240 millones que permitirá el desarrollo de la
primera fase en una zona de 20 kilómetros cuadrados de una nueva área denominada
10
(S.A). EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL BRASIL. (S.F). Recuperado el 15 de diciembre de 2013 En:
http://www.ypfb.gob.bo/documentos/2010_inf_tecnica_financiera/informes/2011_ENERO_JUNIO/g.%20COME
RCIALIZACION%20DE%20GAS%20NATURAL/(Texto)%20Comercializacion%20de%20Gas%20Natural.pdf

13. General Enrique Mosconi, ubicada en Loma La Lata Norte y Loma Campana. Este primer
piloto incluye la perforación de más de 100 pozos11.
No menos importante es el acuerdo con Dow, quien hará una inversión de U$S 120
millones, mientras que YPF aportará U$S 68 millones adicionales. Se desarrollará en el
bloque "El Orejano", ubicado en el noroeste de la provincia de Neuquén y es una ventana
de gas de la formación Vaca Muerta. Inicialmente se realizarán 16 pozos de extracción de
shale-gas12. Los números apuntan a la elevación de los costos de producir shale o tight
gas, en comparación a los de producir gas convencional. Así y todo, sigue resultando mas
favorable que la importación de GNL, que representa valores mas altos de importación.
Brasil: Normativa de la Política Energética
Con el periodo de monopolio estatal sobre las actividades de explotación y producción
de petróleo y gas natural, ejercido de forma exclusiva por Petrobras desde su creación en
1954; en 1995, el Congreso Nacional aprobó la Enmienda Constitucional n.º 9, que
flexibilizó el monopolio del sector; esta enmienda autorizó a la Unión a contratar empresas
estatales o privadas para llevar a cabo las actividades de búsqueda y exploración de los
yacimientos de petróleo y gas natural y otros hidrocarburos líquidos, de refino del petróleo
nacional o extranjero, de importación y exportación de los productos y derivados básicos
resultantes de las actividades de investigación y refino, el transporte marítimo, así como el
transporte, a través de conducto, de petróleo bruto, sus derivados y gas natural de
cualquier origen.
Ley 9.478 de 1997 "Lei do Petróleo", esta ley instituyó los principios de
la política energética nacional y creó el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE)
e instituyó la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles ( ANP),
órgano regulador del sector del petróleo y el gas natural en Brasil. La Ley del Petróleo
estableció un nuevo andamiaje institucional y regulatorio para este sector, además de
determinar la flexibilización del monopolio del Estado ejercido desde el año 1954 por
Petrobras, habiendo sido posteriormente regulada por el Decreto Presidencial 2.455 de
1998. La Ley 9.478/97 y el Decreto Presidencial 2.455/98 constituyen las principales
disposiciones jurídicas del nuevo marco regulador del sector del petróleo y gas
natural en Brasil.
Las competencias de la ANP son: La regulación es la base de acción de la ANP, el control
es la acción ejecutiva de represión de las conductas que infrinjan la legislación y la
promoción es la acción contratante ejercida por la agencia; también le
compete implementar, en su esfera de atribuciones, la Política Nacional sobre
11
(S.A). Acuerdo: Chevron invertirá u$s 1240 millones en Vaca Muerta. (17 de Julio de 2013).
Recuperado
el
15
de
diciembre
En:
http://www.elcomercial.com.ar/index.php?option=com_content&view=article&id=114617:acuerdochevron-invertira-us-1240-millones-en-vaca-muerta&catid=9:edicion-digital&Itemid=65
12
(S.A). YPF firmó un acuerdo con Dow para extraer shale-gas en Vaca Muerta. (24 de septiembre de
2013). Recuperado el 15 de diciembre de 2013 En: http://www.lanacion.com.ar/1622877-ypf-firmo-unacuerdo-con-dow-para-extraer-shale-gas-en-vaca-muerta

14. Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, contenida en la Política Energética Nacional
que emane del CNPE13.
En materia de Energía Eléctrica, en 1996 se crea la Agencia Nacional de Energía
Eléctrica - ANEEL, por Ley Nº 9427 del 26/12, con la finalidad de regular y fiscalizar la
producción, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica en el país.
Se autoriza a la ELETROBRÁS a retener participación accionaria en las empresas de
generación que serán creadas a partir de la fisión de FURNAS, ELETROSUL,
ELETRONORTE e CHESF. Por la Medida Provisoria Nº 1531, del 05/03/98, se autoriza al
Poder Ejecutivo a reestructurar ELETROBRÁS y sus subsidiarias, y se autoriza la retirada
gradual del Estado de los negocios de Energía Eléctrica. El 30 de septiembre de 1998. se
instituye el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica - MAE y se crea el Operador
Independiente del Sistema – ISO14.
Matriz Energética Primaria
Uso Energético:
El consumo de energía en Brasil en 2012
Uso energético (consumo final): 3,4%
Energía disponible: 4,1%
Uso no energético y pérdidas: 80%
Esto indica que el crecimiento del consumo de energía final (personas y empresas) es
menor que el crecimiento de la energía disponible y el aumento de las pérdidas es debido
al aumento de la generación térmica; como lo argumenta el Ministerio de Minas
y Energía del país.
Participación de renovables en la matriz energética
En 2012 la participación de renovables se mantuvo entre las más elevadas del mundo con
un 42%, en comparación con el resto del mundo que participó con el 13,2%. Brasil tuvo
una pequeña reducción comparado con el 2011 cuyo porcentaje respondía al 44,0%,
debido a la menor oferta de energía hidráulica y etanol.
Repartición de la oferta energética
No Renovables con un 57,6% divido en: Petróleo y derivados: 39,2%; Gas
natural 11,5%; uranio 1,5%; Carbón mineral 5,4%.
13
JOSÉ CESÁRIO CECCHI, FLORIVAL RODRIGUES DE CARVALHO, JACQUELINE BARBOZA MARIANO,
TATHIANY RODRIGUES MOREIRA. CAPÍTULO 3: REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE
LOS HIDROCARBUROS EN BRASIL. (S.F). Recuperado el 16 de diciembre de 2013 En:
http://www.ariae.org/download/sistemas_energeticos/brasil.pdf
14
Material de clase: Notas de clase del Seminario de Desarrollo Económico correspondiente a los temas: La
Energía en el MERCOSUR: La Política de Petróleo y Gas en Argentina y Brasil - Noviembre 2012

15. Renovables con un 42,4% repartido en: Biomasa da caña 15,4%; hidráulica
y electricidad 13,8%; Leña y carbón vegetal 9,1%; lixívia y otras renovables 4,1%.
Oferta Interna de Energía en Mtep 2012
RENOVABLES 120,2: Energía hidráulica y electricidad 39,2; Biomasa da cana 43,6; Leña
y Carbón; Vegetal 25,7; Otras renovables 11,8
NO RENOVABLES 163,4 :
15,3; Uranio (U3O8) 4,3
Petróleo 111,2 ;
Gas natural 32,6; Carbón mineral
Gas natural; petróleo y derivados representan el 97% de la oferta interna de energía. De
la misma manera, es necesario mencionar que en el 2012 /2011, el consumo final de
combustibles líquidos representó el 4,9% y el consumo final de energía eléctrica fue de
3,8 %, mayor que el PIB de 0,9%.
Consumo Final de Energía por Fuente 2012
Oleo diesel 18,3%; Oleo combustible 1,6%; Gasolina 9,7%; GLP 3,2%; Queroseno
1,5%; Lixívia 1,8%; Otras fuentes 18,0%; Gas natural 7,2%; Leña 6,5%; Bagazo de caña
11,2%; Electricidad 16,9%; Etanol 4,2%.
El mayor consumo de energía en brasil esta dado por el sector industrial con el 35,1 %,
seguido del transporte de carga y personas con el 31,3%, que representan el 66,4% del
uso energético del país; después se encuentra las residencias con el 9,4%; el sector
energético con el 9,0%; el sector de servicios con el 4,5% y el agropecuario con el 4,1%.
Para un total del 93,4% de uso energético y un restante del 6,6% del no uso energético15.
15
Empresa de Pesquisa Energética. BALANÇO ENERGÉTICO NACIONAL 2013. (ano base 2012).
Recuperado
el
16
de
diciembre
de
2013
En:
https://ben.epe.gov.br/downloads/S%C3%ADntese%20do%20Relat%C3%B3rio%20Final_2013_Web.pdf

16. Matriz Eléctrica de Brasil
Fuente: Ministerio de Minas y Energía
BRASIL
Como se observa alrededor del 85% de la energía eléctrica es renovable, con una fuerte
utilización de la energía hidráulica.
Reservas de Petróleo y Gas (Criterio SPE)
Fuente: PETROBRAS, Reservas Probadas (SPE).
Consumo y Producción de Petróleo
Fuente: Ministerio de Minas y Energía BRASIL

17. Consumo y Producción de Gas
Fuente: Ministerio de Minas y Energía
Oportunidad Para el Autoabastecimiento de Hidrocarburos PRE SAL
PRE SAL, se refiere a un conjunto de rocas ubicadas en las porciones marinas de gran
parte de la costa brasileña, con potencial para la generación y acumulación de petróleo.
Forma un intervalo de rocas que se extiende por debajo de una extensa capa de sal que,
en determinadas áreas de la costa, alcanza un espesor de hasta 2.000 m. La profundidad
total de esas rocas, que es la distancia entre la superficie del mar y los reservorios de
petróleo por debajo de la capa de sal, puede llegar a más de 7 mil metros. Los mayores
descubrimientos de petróleo, en Brasil, fueron realizados recientemente por Petrobras en
la capa presal ubicada entre los estados de Santa Catarina y Espírito Santo, donde se
encontraron grandes volúmenes de crudo ligero. En la Cuenca de Santos, por ejemplo, el
crudo ya identificado en el presal tiene una densidad de 28,5º API, baja acidez y bajo
contenido de azufre. Son características de un petróleo de alta calidad y de mayor valor
de mercado.
Los primeros resultados indican volúmenes muy expresivos. Para tener una idea, solo la
acumulación de Tupi, en la Cuenca de Santos, tiene volúmenes recuperables estimados
entre 5 y 8 mil millones de barriles de crudo equivalente (crudo más gas). A su vez, el
pozo de Guará, también ubicado en la Cuenca de Santos, tiene volúmenes de 1,1 a 2 mil
millones de barriles de petróleo ligero y gas natural, con una densidad de alrededor de 30º
API.
Ya se concluyeron algunas etapas importantes: En mayo de este año Petrobras inició la
prueba de larga duración del área de Tupi, con capacidad para procesar hasta 30 mil
barriles diarios de petróleo. Un mes después, la Refinería de Capuava (Recap), en São
Paulo, refinó el primer volumen de petróleo extraído de la capa presal de la Cuenca de
Santos. Es un hito histórico en la industria petrolífera mundial16.
Cabe resaltar que La licitación para explotar la mayor reserva petrolera de Brasil atrajo a
un solo consorcio integrado por Petrobras (40%), controlada por el Estado, la angloholandesa Shell y la francesa Total (20% cada una) y las estatales chinas CNPC y
CNOOC (10% cada una)para explotar durante 35 años el campo de Libra, en los
16
PETROBRAS: http://www.petrobras.com/es/energia-y-tecnologia/fuentes-de-energia/presal/

18. yacimientos del "presal" brasileño.que ofreció el mínimo exigido, pero la presencia fuerte
de Shell y Total, y minoritaria de los chinos, permite al gobierno dar un suspiro de alivio 17.
Gas y Petróleo No Convencional
Brasil figura en el puesto N° 10 del ranking mundial de reservas técnicamente
recuperables de gas no convencional, conforme a los datos de IEA (2011). Los mapeos,
apuntan a 5 cuencas con perspectivas de tener recursos no convencionales que
son: Parnaíba, Parecis, São Francisco, Paraná y Recôncavo.
La cuenca más avanzada donde se han realizado actividades exploratorias es la cuenca
de São Francisco, donde fueron concedidos 39 bloques exploratorios. Entre las
principales empresas con
licencia para
la exploración de
estas
cuencas
se
encuentra, Imetame, Cemig, Orteng, DELP, Shell, Petrobras y Petra.
En la cuenca Panaíba, 9 bloques fueron concedidos, mientras que en la 65 cuenca de
Parecis, 6 bloques fueron objetivo de concesión. En la cuenca de Paraná, no hay bloques
concedidos, a pesar de esa región contar con un elevado potencial. La región
de Recôncavo fue la primera región productora de gas en el Brasil y hoy tiene 1.700
pozos en producción. La mayor ventaja de esa región, en relación a las demás, es que
esta ya dispone de instalaciones de procesamiento e transporte, además
de tener refinerías e fabricas de fertilizantes instaladas; lo que la hace la región mas
promisoria para la exploración de los recursos no convencionales18.
El 28 de noviembre de 2013, La petrolera estatal Petrobras se adjudicó 49 de las 72
concesiones para explorar y explotar áreas con posibles reservas de gas no convencional
que fueron subastadas por el Gobierno brasileño, informó la Agencia Nacional de Petróleo
(ANP). El órgano regulador recaudó 165,9 millones de reales (unos 75,4 millones de
dólares) con la concesión de los derechos para explotar los 49 bloques ubicados en las
cinco cuencas del país.
Fueron doce empresas inscritas, de las que cuatro eran extranjeras, de tamaño pequeño
o mediano: la colombiana Trayectoria Oil & Gas, la francesa GDF Suez, la canadiense
Alvopetro y el grupo Geopark, con sede en Bermudas. La ANP consiguió otorgar 72 de los
240 bloques que ofreció y en dos cuencas no hubo pujas.
Las 3 empresas americanas se adjudicaron concesiones de forma individual, en tanto que
GDF Suez formó parte de un consorcio vencedor junto a Petrobras. La colombiana se
adjudicó cuatro concesiones tras ofrecer casi 3 millones de reales (1,3 millones de dólares
17
(S.A). El petróleo pre sal en Brasil. (2013-11-01). Recuperado el 16 de diciembre de 2013 En:
http://www.laestrella.com.pa/online/noticias/2013/11/01/el-petroleo-pre-sal-en-brasil-181321.asp
18
Elisa Salomão Lage, Lucas Duarte Processi, Luiz Daniel Willcox de Souza, Priscila Branquinho das Dores,
Pedro Paulo de Siqueira Galoppi. Gás não convencional: experiência americana e perspectivas para o
mercado
brasileiro.
(S.F).
Recuperado
el
16
de
diciembre
de
2013
En:
http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/export/sites/default/bndes_pt/Galerias/Arquivos/conhecimento/bnset/set3
702.pdf

19. aproximadamente) por los derechos sobre bloques ubicados en la cuenca SergipeAlagoas. Alvopetro venció la oferta por cuatro concesiones y Geopark, que actúa en
varios países latinoamericanos, que quedó con una.
Los bloques de la cuenca del Recóncavo fueron precisamente los más disputados, juntos
con los de la cuenca del Paraná. Según la ANP, las nuevas concesionarias tendrán que
realizar inversiones de por lo menos 503,2 millones de reales (unos 228,7 millones de
dólares) en la fase exploratoria, que durará entre 5 y 8 años19.
Uruguay: Normativa de la Política Energética
Ley 8.764 de 1931, de creación de la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y
Portland (ANCAP) (10/14/1931); la misma atribuye a la empresa el cometido de “explorar
y administrar el monopolio del alcohol y carburante nacional y de importar, rectificar y
vender petróleo y sus derivados”.
ANCAP es una empresa estatal, depende del Ministerio de Industria, Energía y Minería
(MIEM), en tanto que la Oficina de Planeamiento y Presupuesto (OPP) realiza una función
de contralor, vinculada a los aspectos relacionados con el nivel de tarifas e inversiones.
Ley 14.181 de 1974, denominada Ley de Hidrocarburos, en la que se establecen
disposiciones vinculadas a la exploración y explotación de hidrocarburos.
Ley 15.312: Establece que los precios de venta de los productos monopolizados por
ANCAP deberán ser establecidos mediante la aprobación del Poder Ejecutivo (8/20/1982)
Decreto 584/993 de 1993, establece que el Ministerio de Industria, Energía y Minería
fijará la política energética en materia de hidrocarburos y las normas generales que
regulen dicha actividad.
Ley 17.598 de 2002, crea la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua
(URSEA), a cargo de la regulación y el control de las actividades correspondientes a los
sectores de electricidad, hidrocarburos (petróleo y gas) y los servicios de agua y
saneamiento.
Decreto 514 de 2003, por el cual se autoriza en forma transitoria a las distribuidoras con
contratos con ANCAP (que vencían a fines de 2003) a continuar desarrollando la
distribución de combustibles líquidos, hasta el otorgamiento de nuevas autorizaciones por
parte del Poder Ejecutivo. Por lo tanto, la distribución de combustibles líquidos
se encuentra actualmente regulada a través de los contratos establecidos por ANCAP con
19
(S.A). Petrobras se adjudica mayoría de las concesiones de gas subastadas en Brasil. (28/11/13). Recuperado el
16 de diciembre En: http://noticias.lainformacion.com/economia-negocios-y-finanzas/petroleo-y-gasesprimarios/petrobras-se-adjudica-mayoria-de-las-concesiones-de-gas-subastadas-enbrasil_7i2qkCzBJYvalc6ITVWLP3/

20. Petróleo
Decreto 930 de 1993, a través del cual el PE habilita la contratación petrolera del
“upstream” a través de diversas modalidades de contratación.
Ley 15.242, del Código de Minería.
Ley 16.213, establece incentivos fiscales para las empresas contratistas de exploración y
explotación de hidrocarburos.
Decreto 454 de 2006, define el régimen de presentación de ofertas para la adjudicación
de contratos de prospección, exploración y explotación de hidrocarburos.
Gas Natural
Decreto 78 de 1999, aprueba la regulación del servicio nacional de importación,
transporte, almacenamiento y distribución de gas natural.
Decreto 324 de 1997, regula las actividades de importación, transporte, almacenamiento
y distribución de gas natural.
Decreto 428 de 1997, regula la distribución de gas natural por redes y fija los objetivos de
la distribución de gas.
Decreto 435 de 1996: Reglamento del Sistema de Abastecimiento de Gas.
A partir de la aprobación en el año 1997 de la Ley de Marco Regulatorio del Sector
Eléctrico (Ley 16.832), se inicia el proceso de reforma del sector energético e introducen
modificaciones en la estructura institucional del sector eléctrico.
Situación Energética
Uruguay no dispone de reservas de combustibles fósiles por lo que la oferta es importada.
La importación de petróleo crudo representa en promedio entre el 55% y 60% de la oferta
primaria de energía, determinando una fuerte dependencia de las condiciones de
abastecimiento del mercado externo. La participación del petróleo en la matriz energética,
depende fuertemente de las condiciones de hidraulicidad anual.
En los últimos años se viene registrando un consumo en aumento de derivados del
transporte, lo que de la mano del agotamiento de la capacidad de generación
hidroeléctrica para atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica, determina
una fuerte presión sobre la demanda de petróleo y derivados.
Así el consumo de derivados del petróleo representa la principal fuente energética a nivel
nacional, con un consumo de 1249 Ktep y una participación del 54% del consumo final de
energía20.
20
(S.A). MARCOS REGULATORIOS Y EL ROL DE LAS EMPRESAS ESTATALES DE HIDROCARBUROS
ESTUDIO DE CASO:URUGUAY. (2007). Recuperado el 16 de diciembre de 2013 En:
http://temp2.olade.org/documentos2/hidrocarburos/MARCOS%20REGULATORIOS%20%20ESTUDIO%20DE%20CASO%20URUGUAY.pdf

21. Paraguay: Normativa de la Política Energética
Ley 779 de 1995 Hidrocarburos, por la cual se establece el régimen legal para la
Prospección, Exploración y Explotación de petróleo y otros hidrocarburos. Sustituyó a la
antigua ley 675 de 1960.
Decreto 10.183 de 2000, por el cual se permite la libre importación, exportación y
comercialización de naftas, a las empresas privadas distribuidoras que sean autorizadas
por el Ministerio de Industria y Comercio
Decreto 10.911 de 2000, por el que se reglamenta la refinación, importación, distribución
y comercialización de todos los combustibles derivados del petróleo y alcohol carburante.
Ley 1182 de 1985, por la que se crea Petropar y autoriza al Ejecutivo a fijar los precios
de los hidrocarburos a propuesta de Petropar.
Decreto 11291/70: Concerniente a GLP
Situación Energética
Sin reservas petroleras probadas, Paraguay depende totalmente de la importación de
crudo y productos para cubrir sus necesidades de productos petroleros. En términos
generales, el petróleo constituye aproximadamente el 46% del consumo de energía del
país. El consumo de energía per cápita es sin embargo muy bajo: menos de 70 millones
de BTU/año.
El país no produce ni consume gas natural, pero en los últimos años ha iniciado proyectos
a nivel regional para la construcción de gasoductos; pese a esto a no han habido mayores
avances.
En adición a la electricidad producida y al consumo de biomasa en general y de madera
en particular, la matriz energética del país depende del sector combustibles el cual se
basa en la importación de productos petroleros y en la producción muy limitada de la
única refinería, propiedad del Estado y situada en las afueras de Asunción. En
esta refinería se realizan algunas mezclas de gasolinas con alcohol y se obtienen
volúmenes muy reducidos de otros productos intermedios21.
Paraguay es un país altamente dependiente de la energía hidroeléctrica, que se genera a
partir de tres grandes represas. Exporta diez veces lo que consume de electricidad,
tornándolo una excepción en el contexto regional. Hasta los años 60 el país era deficitario
en términos energéticos, cambiando radicalmente con la puesta en marcha de las
centrales de Acaray (nacional), Itaipú y Yacyretá (binacionales), que extendieron las redes
de transmisión por todo el país. Las tres centrales concentran la casi totalidad de la
21
Jorge Chamot , Eleodoro Mayorga-Alba, Hilmar Zeissig. Paraguay: Reforma del Sector Hidrocarburos.
(Marzo
2006).
Recuperado
el
16
de
diciembre
de
2013
En:
https://www.esmap.org/sites/esmap.org/files/FR319-06_Paraguay_Reforma_del_Secot_Hydrocarbons(SP).pdf

22. producción eléctrica (97% de la capacidad instalada nacional) y paraguay solo consume el
13% de la energía hidroeléctrica producida22.
3. NORMATIVA ENERGÉTICA EN EL MERCOSUR
3.1 Decisiones del CMC y Resoluciones del GMC
Tratado de Asunción Art 1: La libre circulación de bienes, servicios y factores
productivos entre los países, a través, entre otros, de la eliminación de los derechos
aduaneros y restricciones no arancelarias a la circulación de mercaderías y de cualquier
otra medida equivalente;
El compromiso de los Estados Partes de armonizar sus legislaciones en las áreas
pertinentes, para lograr el fortalecimiento del proceso de integración.
Protocolo de Ouropreto
Decisión CMC N°1/93, que por su importancia estratégica, se requiere continuar con
la definición de los elementos básicos de
la política energética en
el ámbito del
MERCOSUR.
Decisión CMC N°0/95, considera que la profundización hacia el Mercado Común incluye
la optimización de la producción y del uso de las fuentes de energía de la región, la
promoción del uso racional de energía y su conservación y, la promoción de la producción
y uso de energías renovables con bases económicas y ambientales sustentables.
Decisión CMC N° 10/98, MEMORANDUM DE ENTENDIMIENTO RELATIVO A LOS
INTERCAMBIOS ELÉCTRICOS E INTEGRACIÓN ELÉCTRICA EN EL MERCOSUR.
Establece el interés de los Estados partes en impulsar el intercambio de la energía
eléctrica a fin de permitir la complementación y optimización de los recursos energéticos,
la seguridad del abastecimiento a los usuarios, y la colocación de excedentes de energía.
Decisión CMC N° 10/99, reafirmar el interés de los Estados partes del MERCOSUR de
avanzar en la integración gasífera regional.
Decisión CMC N°52/04, considera la necesidad de realizar estudios referentes a la
integración de la infraestructura física de transportes, energía y comunicaciones.
MERCOSURGMCRES Nº 57/93, por el que se aprueba Aprobar el documento
"DIRECTRICES DE POLÍTICAS ENERGÉTICAS EN EL MERCOSUR", y contempla
la integración energética de los Estados parte del MERCOSUR.
Resolución GMC N°150/96, considera necesario realizar estudios orientados a identificar
las
oportunidades
de integración energética e
impacto
de
los
programas
22
(S.A). Energia Hidroelectrica. (S.F). Recuperado el 16 de diciembre
http://cefir.org.uy/atlas/index.php?option=com_content&view=article&id=16&Itemid=24
de
2013
En:

23. de integración energética regional, y programas
la producción y uso de la energía regional.23
para
mejorar
la
eficiencia
en
3.2 Sub Grupo de Trabajo (SGT 9)
MERCOSUR/CMC/DEC. Nº 07/05, por la que se divide el Subgrupo de Trabajo Nº 9
“Energía y Minería” en dos órganos diferentes, ambos subsidiarios del Grupo Mercado
Común, como sigue:
Mantener al Subgrupo de Trabajo Nº 9 con la denominación “Energía”. Crear el Subgrupo
de Trabajo Nº 15 a denominarse en adelante “Minería”24.
El objetivo del SGT 9 es Facilitar el conocimiento de los Estados Partes, de los planes,
proyectos y desempeño de los sistemas energéticos nacionales, identificando
oportunidades para el comercio de energéticos y la realización de obras de integración
energética que generen beneficios para los Estados Partes. Asistir al GMC en la
negociación y promoción de acciones y acuerdos que tiendan a concretar estas
oportunidades, en el marco del proceso de integración económica.
En el 2000, MERCOSUR/CMC/DEC N° 60/00 - REUNIÓN DE MINISTROS DE MINAS Y
ENERGÍA DEL MERCOSUR. Se decide crear la Reunión de Ministros de Minas y Energía
del MERCOSUR, la cual tendrá como función proponer a este Consejo medidas
tendientes a la coordinación y la cooperación en el área de minería y energía para el
MERCOSUR.
En el 2005, se lleva a cabo la Reunión de Ministros de Energía del MERCOSUR, más
Chile, Perú y Bolivia.
2008 - MERCOSUR/SGT N° 9/ACTA N° 1/2008 - XLVI Reunión del Subgrupo de Trabajo
N°9 Energía sobre el “Uso Racional de la Energía y Fuentes Renovables.”25
Recomendación Nº 6/93 para la creación de la "Política Energética".
3.3 Proyectos Energéticos
Convenios Bilaterales de Argentina: Con Uruguay: Diciembre 1946- rápidos de Salto
Grande; Con Chile: Noviembre 1976- Suministro de Gas Natural; Con Brasil: Agosto
1980- Venta de Gas Natural; Con Paraguay: Septiembre 1980- Fuentes Hidroeléctricas;
Con Bolivia: Enero 1983- Intercambio de Gas Natural; Con Chile: 1995 – Interconexión
23
(S.A). FORO DE ESTUDIOS DEL MERCOSUR PARA LA INTEGRACIÓN ENERGÉTICA DEL CONO SUR
DE
AMÉRICA.
(S.F).
Recuperado
el
17
de
diciembre
de
2013
En:
http://webcache.googleusercontent.com/search?q=cache:Tegu1CFgP3IJ:www.ssme.gov.py/vmme/pdf/Anexo
%2520XI%2520Proyecto%2520de%2520Decision%2520FIEMCSAv2.doc+&cd=1&hl=en&ct=clnk&gl=ar
24
(S.A). DIVISIÓN DEL SUBGRUPO Nº 9 “ENERGÍA Y MINERÍA”. (XXVIII CMC - Asunción, 19/VI/05).
Recuperado
el
17
de
diciembre
de
2013
En:
http://www.mercosur.int/msweb/Normas/normas_web/Decisiones/ES/CMC_2005-06-19_NORDEC_07_ES_Divisi%C3%B3n%20SGT%20N%C2%BA%209.PDF
25
Material de clase: Notas de clase del Seminario de Desarrollo Económico correspondiente a los temas: La
Energía en el MERCOSUR: La Política de Petróleo y Gas en Argentina y Brasil - Noviembre 2012

24. Gasífera y Suministro de Gas Natural; Con Brasil: 1996 – Integración en Materia
Energética; Con Bolivia: 1998 – Integración Energética.
Convenios Bilaterales de Bolivia: Con Brasil: Marzo 1998 – Memorandum de
Entendimiento sobre Integración Energética; Con Brasil: Abril 1998 – Declaración
Presidencial Conjunta de Santa Cruz (Banzer Suárez-Cardoso); Con Chile: Junio 1998 Propuesta de Acuerdo de Integración Energética; Con Paraguay: Noviembre 1999 –
Propuesta de Acuerdo de Integración Energética; Con Brasil: Mayo 2000 – Memorandum
de Entendimiento; Con Perú: Julio 2001 – Convenio para la construcción del Poliducto a
Ilo-Perú; Con Paraguay: Marzo 2002 –Integración y Complementación Energética; Con
Uruguay: Agosto 2004 - Complementación Energética; Con Argentina: Octubre 2004 Suministro de Gas Natural del NOA
La región posee tres de las reservas más importantes de gas de Sudamérica, Argentina
con el 8%, Bolivia con 12% y Brasil con el 5%. Entre los años 1996 al 2002 se
construyeron siete gasoductos que unen Argentina – Chile, Bolivia – Brasil, Brasil –
Argentina y Argentina – Uruguay. (Mirar anexo 1).
3.4 Integración Energética
Existen antecedentes de integración energética que responden a: La creación de ARPEL
(Asistencia reciproca de petroleras estatales latinoamericanas), entre las empresas
fundadores se encontraban Y.P.F, Petrobras y ANCAP y la fundación de CIER, formada
por empresas eléctricas de Argentina, Brasil, Paraguay, Uruguay, Chile y Peru (1964). La
OLADE: formada en 1973 a partir del Convenio de Lima por 22 países de la región con el
objeto de propiciar la integración, conservación y aprovechamiento de los recursos
energéticos26.
Iniciativa para la Integración de la Infraestructura Regional Suramericana (IIRSA)
Es un foro de diálogo entre las autoridades responsables de la infraestructura de
transporte, energía y telecomunicaciones en los doce países sudamericanos. Como
marco orientador para el trabajo, el Comité de Dirección Ejecutiva (CDE) de IIRSA definió
un conjunto de siete Principios Orientadores para la
de la Visión Estratégica:
regionalismo abierto; ejes de integración y desarrollo; sostenibilidad económica, de la
información; convergencia normativa; y coordinación público-privada.
En noviembre de 2004, el Comité de Dirección Ejecutiva del IIRSA aprobó una “Agenda
de Implementación Consensuada 2005-2010” que contiene treinta y un proyectos de
integración acordados por los países sudamericanos. La mayoría están relacionados con
la construcción o mejoramiento de carreteras y puentes. Se incluyen procesos sectoriales
(transporte, comunicaciones, etc.), donde en el caso de energía se sostiene que su
objetivo principal “es promover acciones tendientes a crear las condiciones necesarias
para que se desarrollen eficientes interconexiones energéticas regionales, bajo un marco
regulatorio que promueva la competencia y el libre comercio”. El proceso está orientado a
26
ROBERTO DARÍO PONS, ALEJANDRO GERMÁN EINSTOSS. COORDINADORA DE CENTRALES
SINDICALES DEL CONO SUR – SECRETARIA TÉCNICA: MATRIZ ENERGÉTICA DEL MERCOSUR HACIA
UNA INTEGRACIÓN ENERGÉTICA.

25. suscribir una “agenda de consensos entre los gobiernos que permita la optimización de
las interconexiones existentes y la integración energética regional”.
El IIRSA identifica varios “ejes.” El eje del IIRSA que se corresponde con la integración
energética del MERCOSUR es el eje “MERCOSUR-Chile, que abarca todo el Uruguay, el
centro de Chile, el centro y noreste de Argentina, el sur de Brasil y el sudeste del
Paraguay. En este sentido, en el marco de la Comunidad Sudamericana de Naciones se
firmó el Acuerdo de Complementación Energética Regional, con un texto muy general
donde el motor de la integración sigue siendo facilitar la infraestructura para lograr el
mayor suministro de energía al precio más bajo, aumentando la deuda externa de los
países y sin llegar a los sectores que hoy no tienen –o tienen muy escaso- acceso a la
energía.
Integración Energética Cono Sur
Los Proyectos Energéticos del Eje Mercosur-Chile en el Marco del IIRSA son los
siguientes: Sistema Itaipu; Hidroelétrica Corpus Christi; Hidroeléctrica Garabí; Yaciretá a
cota 83; Gasoducto Aldea Brasilera-Uruguayana- Porto Alegre; Línea Transmisión ItaipúLondrina-Araraquara; Línea Transmisión Yaciretá-Ayolas-Carabao; Línea Transmisión
Yaciretá-Buenos Aires; Central Térmica de ciclo combinado de San José (Uruguay);
Hidroeléctrica de Iguazú; Gasoducto Noreste Argentino (único incluido en la Agenda
2005-2010). (Ver anexo 2)
Integración En Energía Eléctrica
Acuerdo de Interconexión Energética firmado entre Argentina y Uruguay (1974);
Convenio de Interconexión Energética entre Uruguay y Brasil (1968). Entre Brasil y
Argentina, el primer Memorandum de Entendimiento sobre Desarrollo de Intercambios
Eléctricos y Futura Integración Eléctrica (1997). El documento base como se mencionó
anteriormente es el Memorando 10/98.
Las interconexiones eléctricas existentes son: Argentina y Brasil (Rincón de Santa MaríaGarabí). Argentina y Uruguay, con la represa de Salto Grande (Central Hidroelécrica,
1900 MW), y la conexión San Javier-Colonia Elía; Uruguay y Brasil en RiveraLivramento27.
Integración Gasífera (Memorando 10/99)
Anillo Energético: Durante el 2005 se comienza a generar el proyecto para unir
energéticamente a Perú con los países de la región del sur MERCOSUR. El mismo es
impulsado por chile para diversificar la oferta de Gas Natural y reducir la dependencia del
gas de origen argentino y boliviano.
La primera parte de este proyecto consiste en la construcción de un gasoducto desde
Pisco (Norte de Perú – yacimientos de Camisea) hasta Tocopilla (Norte de Chile), en un
27
GERARDO HONTY. Interconexión energética sin integración política. Revista del Sur Nº 165 | Mayo /
Junio
2006.
Recuperado
el
17
de
diciembre
en:
http://www.energiasur.com/integracion/HontyIntegracionEnergetica.pdf

26. recorrido de 1200 km de longitud, con una capacidad de 30 millones de metros cúbicos
diarios. Parte del gas se transportará a Argentina, Brasil y Uruguay a través de la red de
gasoductos ya existentes.
La segunda parte del proyecto es la conexión de las ciudades de Asunción, Montevideo y
Porto Alegre a la red ya existente de gasoductos que unen el norte de Argentina y Chile.
Esto permitiría la conexión de los países exportadores de gas con los países
demandantes, esto implica la necesidad de construcción de dos gasoductos.
El primer gasoducto es el llamado “Gasoducto Noroeste Argentino”, conocido como
GNEA. Este irá desde la cuenca de Tarija, al sur de Bolivia, hasta la ciudad de Santa Fe,
con ramificaciones a la ciudad de Asunción del Paraguay. Este gasoducto tiene una
longitud de 1470 km, y un flujo que puede alcanzar los 20 millones de metros cubicos día.
Este proyecto permitirá aumentar la disponibilidad de gas en Argentina, cuyas reservas
probadas no superan los 8 años.
El segundo gasoducto corresponde al “Gasoducto POA”, conocido como Uruguayana,
que une las ciudades de Uruguayana de Argentina, con la ciudad de Porto Alegre en
Brasil. Este proyecto es sin duda el principal proyecto de integración estratégico factible
en el corto plazo entre la Argentina y Brasil, para la comercialización de gas entre estos
dos países. Dicho gasoducto tendría una longitud de 565 km alcanzando los 9 millones
de metros cúbicos día.
Gasoducto Bolivia – Brasil
Para Bolivia la prioridad de suministro es el mercado interno, seguido por Brasil y después
por Argentina. En este sentido se firma en 1993, el acuerdo por el que Bolivia se
compromete a garantiza la comercialización, exportación y transporte de gas natural

27. producido en su territorio a Brasil; priorizando sus reservas para Petrobras. En la
actualidad se proveen 26 millones de m3 cúbicos diarios28.
Propuesta Gasoducto del Sur
En la cumbre del MERCOSUR desarrollada en Montevideo el 9 de diciembre de 2005,
Brasil, Argentina y Venezuela, acordaron un nuevo memorando de entendimiento sobre
interconexión gasífera. La idea es llevar a cabo un gasoducto que llevaría gas natural
desde Venezuela hacia los países del sur, particularmente las áreas metropolitanas de
Buenos Aires y San Pablo. El gasoducto vendrá desde Puerto Ordaz (Venezuela) a
Manaos (Brasil), donde se dividiría en dos ramas, una hacia el noreste brasileño y otra
hacia Brasilia y Río de Janeiro, desde donde seguiría hacia Uruguay y Argentina. A pesar
del fuerte impulso inicial se esperaba que el proyecto de construcción de esta nueva
versión del Gasoducto del Sur no comenzara antes de 2012, debido a problemas de
suministro, rentabilidad e impacto ambiental
Gasoducto “UruParaBol”
Acuerdo a principios de 2006 entre los presidentes de Bolivia y Uruguay para iniciar
estudios en la construcción de un gasoducto entre ambos países; a lo cual invitaron a
Paraguay a hacer parte del proyecto. Dado que los dos países no tienen una frontera
común, el gas debería pasar por territorio argentino, con lo cual lo más probable es que se
amplíen los volúmenes de exportación de gas a Argentina y desde allí se pase a
abastecer a Uruguay y Paraguay. Sin embargo, esto también dependerá de cómo
evolucione el conflicto entre Argentina y Uruguay por el tema de las plantas de celulosa
sobre el río Uruguay29.
4. ESTRUCTURA ENERGETICA
CONVENCIONALES)
PRIMARIA
EN
EL
MERCOSUR
(FUENTES
Oferta Total de Energía
formación oferta
interna
Producción
Importación
1996
2003
2007
Incremento Incremento
2007-2003 2007-1996
56%
1.439.465 1.956.217 2.246.909
15%
434%
92.881 381.867 495.786
30%
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ROBERTO DARÍO PONS, ALEJANDRO GERMÁN EINSTOSS. COORDINADORA DE CENTRALES
SINDICALES DEL CONO SUR – SECRETARIA TÉCNICA: MATRIZ ENERGÉTICA DEL MERCOSUR HACIA
UNA INTEGRACIÓN ENERGÉTICA
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GERARDO HONTY. Interconexión energética sin integración política. Revista del Sur Nº 165 | Mayo /
Junio
2006.
Recuperado
el
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de
diciembre
en:
http://www.energiasur.com/integracion/HontyIntegracionEnergetica.pdf

28. Exportación
Variación de
inventario
no aprovechado
-343.998
-380.398
-399.995
-30.934
-41
-23.167
5%
16%
20%
100%
-13.228
-12.756
Oferta Total Interna 1.157.414 1.934.478 2.316.716
Fuente documento matriz energética
La oferta total de energía del bloque ascendió a 2316 miles de Kbep en 2007, un 20%
mas alto al del año 2003, es decir, una tasa anual promedio del 4,6%. En relación con el
año 1996, la oferta interna del año 2007 es 100% superior; lo que representa una tasa
anual de crecimiento promedio del 3.14%.
4.1Estructura Producción Energía Primaria
Como se observa hubo un fuerte predominio del petróleo y la biomasa, a pesar de las
claras variaciones en sus porcentajes; donde el petróleo muestra una leve bajada si se le
compara con la producción del 2003 donde presentaba un 41%. Lo mismo pasa con la
biomasa que en el 2003 presentaba un 28% de su participación y en el 2007 un 26%, lo
que deja ver una Maida del 2% de su injerencia en la producción energética.
También la participación en Hidroelectricidad del 13% en 2003 pasó a 14% en 2007; y el
Gas Natural 17% en 2003 a 18% en 2007; lo que permite argumentar un leve incremento
del 1% en la producción primaria de energía.
4.2Consumo Energético Final

29. Como se puede apreciar en el cuadro el mayor cionsumo enrgetico esta dado por el
sector de hidrocarburos no renovables con un 43% en el cosumo de petroleo , un 19% en
electricidad y respecto del gas un 14%. De la misma manera tambien se observa un
relevante consumo de la biomasa con un 15% del consumo interno total del bloque.
4.3Consumo Final Energetico Por Sectores
Como lo muestra el cuadro el mayor consumo esta dado por el sector industrial con un
42% y trasnporte 30%, sumando un 72% del total de consumo de eneregia por sectro en
el Mercosur.30
5. CONCLUSIONES
Como se ha visto a lo largo de este trabajo, la región sureña de América Latina, cuenta
con abundancia de recursos naturales, que pueden ser utilizados para el equilibrio del
desbalance energético de la región. En los últimos años se han producido
descubrimientos de nuevos yacimientos petrolíferos que elevan el nivel de producción y
reservas de este hidrocarburo, lo que permite proyectar un suministro de
aproximadamente 20 años, como es el caso del Presal en Brasil. Esto sin mencionar, su
potencial de petróleo y gas no convencional ocupando el puesto número 10 a nivel
mundial. Petrobras tiene la concesión de 49 de 72 pozos concedidos para explotación y
exploración, siendo la cuenca Recôncavo, una de las más deseadas gracias a que cuenta
con maquinaria para llevar a cabo dichos procesos. Esto suma aun más al
potencial energético con el que cuenta el país a la hora de la suplencia de las
necesidades de energía.
De la misma manera, Argentina ocupa el tercer puesto a nivel mundial en países
poseedores de “shale gas” y “tigth gas”, que según los últimos datos arrojan una cifra
de 774 trillones de pies cúbicos técnicamente recuperables (shale gas), lo que vislumbra
un gran oportunidad de suministro de gas, para cubrir la demanda de este energético a
nivel nacional, permitiendo dejar la dependencia de su importación. No obstante es
necesario argumentar, que la extracción de estos hidrocarburos no convencionales traen
30
ROBERTO DARÍO PONS, ALEJANDRO GERMÁN EINSTOSS. COORDINADORA DE CENTRALES
SINDICALES DEL CONO SUR – SECRETARIA TÉCNICA: MATRIZ ENERGÉTICA DEL MERCOSUR HACIA
UNA INTEGRACIÓN ENERGÉTICA

30. consigo, elevados costos, como también fuertes impactos naturales, llevando con ello a
que muchos países entre los que se encuentra Francia y ciertos estados de USA, número
1 en el raking mundial de no convencionales, prohíban su extracción por los daños
ambiéntales que la misma trae, además de las repercusiones que estos puedan tener en
la seguridad de salud humana. En cuanto a sus elevados costos de extracción, una cosa
es segura y es que es menos cotoso que la importación de GLP, que le esta costando
argentina un saldo deficitario en su balanza comercial.
Ahondando más en lo que refiere a la integración energética del bloque, se perciben
varios desafíos, ya que como se ha podido ver en el presente escrito, cada país presenta
diferentes retos energéticos a nivel nacional; por un lado están los países que son
netamente exportadores de energía y otros por el contrario importadores innatos de esta;
palpando un claro desnivel de las distintas matrices energéticas de los países que
componen el MERCOSUR. Las asimetrías económicas, no pasan desapercibidas, como
tampoco su potencial energético; a eso sumado las erradas decisiones en cuanto a la
emanación de la política publica respecto del tema de energía, como son los casos de
Argentina, Uruguay y Bolivia; todo en conjunto hace que los países no logren conciliar la
formulación de una política energética común, que responda a las necesidades de los
países integrados, a pesar de que el GMC/RES Nº 57/93, haya aprobado el documento
"DIRECTRICES DE POLITICAS ENERGETICAS EN EL MERCOSUR", que supone el
trabajo mancomunado de la puesta en marcha de dicha política; empíricamente no se ha
avanzado mucho.
Por otro lado, se han llevado a cabo proyectos integracionales de energía, y el IIRA, es un
claro ejemplo de ello, que como ya se dijo contribuye a la interconexión de centros de
producción muy importantes (San Pablo, metrópolis de Chile, Buenos Aires), y que
solucionaría los latentes problemas de transporte, y vías de comunicación entre los
países, gracias a la falta de infraestructura. Pero como todo mega proyecto, este encara
un costo muy alto, lo que dispara la deuda publica de los países, además de que los
benéficos no son a la medida del favorecimiento que la población en general va a recibir,
ya que sigue existiendo la clara modalidad de unos pocos beneficiados, y esto en cuanto
al sector energético, vale la pena recordar que la mayoría de las ciudades, no se
benefician del suministro energético, es más hay un considerable número de población
que no tiene gas domiciliario, ni acceso eléctrico.
Por todo esto, a la hora de la generación de una verdadera política publica, saltan a la
vista problemas de tipo inversionista, crisis energéticas por la disensión en el manejo
publico-privado, con Estados débiles hacia los marcos regulatorios, entre otras
circunstancias que son necesarias conciliar, para poder emprender un camino energético
verdaderamente común. Así, los países deben incentivar la conducción energética,
logrando con ello abastecer su demanda interna y así mismo responder con los
compromisos que encara una integración de este tipo, ya que muchos de los países han
incumplido con los plazos y con los montos de suministros pactados en muchos de los
acuerdos.
Con todo y ello, la integración energética no deja de ser la salida a muchos de los
problemas que enfrenta la región, como tampoco deja de ser una muy buena oportunidad
para lograr abastecer energéticamente el bloque.

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34. ANEXOS

35. Anexo 2
Generación Hidroeléctrica
Proyecto
Garabí
Corpus
Christi
Cambari
Las Pavas
Arrayzal
Ampliación
de Itaipu
Yacyreta
Chapeton
Paises
involucrados
Brasil y
Argentina
Paraguay y
Argentina
Argentina y
Bolivia
Argentina y
Bolivia
Argentina y
Bolivia
Paraguay y
Brasil
Argentina y
Paraguay
Argentina
Potencia
Energía
instalada Generada
(Mw)
GWh/año
1800
6080
4608
20100
102
543
88
372
93
423
1400
3500
3100
3000
18600