Diagnóstico de la Oferta y Demanda de Energía Eléctrica de Argentina, período , y perspectivas al año 2030

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2 Diagnóstico de la Oferta y Demanda de Energía Eléctrica de Argentina, período , y perspectivas al año 2030 Por Ricardo A. De Dicco Buenos Aires, Agosto de 2006 TABLA DE CONTENIDOS Introducción...1 Capítulo 1. Principales características del sistema eléctrico argentino...4 Capítulo 2. La potencia instalada de energía eléctrica...11 Capítulo 3. Diagnóstico-perspectivas de la oferta y demanda de energía eléctrica..19 A modo de conclusión...25 Apéndice de imágenes y mapas...30 Referencias bibliográficas...43

3 1 de 44 Introducción D iversos estudios realizados en la última década coinciden en pronosticar el agotamiento de las reservas mundiales de los hidrocarburos petróleo y gas natural para dentro de 44 y 65 años, respectivamente, 1 al nivel de consumo correspondiente al año No obstante, de mantenerse una tasa de crecimiento anual del 2,5% durante los próximos 20 años, el horizonte actual de reservas mencionado antes podría disminuir drásticamente. La relevancia de esta información se refleja al observar que tales recursos naturales no renovables cubrían en 2004 el 60% de las necesidades energéticas mundiales, con tendencia similar en el año 2030 (63%). 2 Y el grave problema es que ya no existen importantes reservas de hidrocarburos en el planeta por descubrir. Incluso, en el hipotético y optimista caso de que las reservas aumentaran para poder cubrir esta demanda, otro hecho no menos importante, como la contaminación atmosférica derivada de la combustión de tales recursos energéticos, impondría un límite a su explotación. Como resultado de ello, es imperativo el urgente desarrollo de fuentes de energía primaria alternativas y de combustibles renovables. Argentina, lamentablemente, no se encuentra aislada de esta problemática. Su matriz de oferta de energía primaria se conformaba a finales de 2004 en un 48,8% por gas natural y en un 41,5% por petróleo; en conjunto, ambos hidrocarburos explicaban el 90,3% de dicha oferta (el resto: carbón mineral 0,8%, hidroenergía 3,8%, nuclear 2,7% y otros primarios 2,4%). 3 La dependencia hidrocarburífera denota una preocupación muy seria cuando se observa que las reservas comprobadas de petróleo y gas natural del país alcanzan en el presente, al nivel de extracción de 2005, para sólo 8,1 y 8,6 años, respectivamente. 4 Es decir, que Argentina se quedará sin disponibilidad propia de hidrocarburos mucho antes que los países industrializados, con todo lo que ello implica. Pero el problema energético argentino no corresponde únicamente al agotamiento de las reservas de hidrocarburos, pues también se observan problemas estructurales de gran magnitud. La capacidad instalada de refinación de petróleo crudo se encontraba en 2005 al borde de la saturación (85,2%), y no hay indicios de incrementarla porque las compañías petroleras que lideran el sector no tienen interés en construir nuevas refinerías. Por consiguiente, teniendo en cuenta la vulnerabilidad en el abastecimiento del mercado interno de combustibles líquidos por paradas de las plantas de refinación (ya sean programadas o por contingencias no previstas) y, sumado a ello, una tasa de crecimiento del 5% anual en el consumo de los combustibles del mercado interno, la proyección para el año 2010 señala que se manifestará un déficit en caso de no incrementarse la actual capacidad instalada de refinación. Esto sugiere que la importación neta de hidrocarburos y derivados será una realidad en los próximos 3 o 4 años. 5 1 Véase De Dicco y Freda (2006). 2 La participación total de los hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos en el consumo energético mundial de 2004 registró 86%: carbón mineral 27%, petróleo 36% y gas natural 23%. La proyección estimada para 2030 de la participación de estos hidrocarburos en el consumo mundial de energía alcanzaría 90%: carbón mineral 27%, petróleo 37% y gas natural 26% (De Dicco y Freda, 2006). 3 Véase De Dicco (2006). 4 Véase De Dicco y Freda (2006). 5 Véase al respecto De Dicco y Freda (2006).

4 2 de 44 En el caso particular del sector eléctrico, también se observan problemas estructurales, más precisamente de la potencia instalada, generación térmica (gas natural, fuel-oil y diesel-oil) y capacidad de transporte de alta tensión de energía eléctrica. Tras la privatización del sector eléctrico en 1992 (Ley Nº ), el capital privado no realizó inversiones para expandir el Sistema de Transporte de Alta Tensión y los Sistemas de Transporte por Distribución Troncal del país, así como tampoco efectuó las inversiones correspondientes para interconectar al Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Patagónico (MEMSP) con el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Por otra parte, la nula construcción de nuevas usinas hidráulicas y nucleares (por parte del Estado), sumado a ello el incremento de la potencia instalada de ciclos combinados alimentados a gas natural (por parte del capital privado), acentuó la dependencia gasífera del suministro eléctrico. Esto último cobra gran relevancia cuando se advierte que el 55% del suministro eléctrico del país proviene de la generación termoeléctrica, mayoritariamente en base a gas natural, y en menor medida del fuel-oil, diesel-oil y carbón mineral. Considerado este contexto de agotamiento de las reservas y de alta dependencia hidrocarburífera, el presente estudio se acotará al análisis de la situación particular de nuestro país en materia de potencia instalada, oferta y demanda de energía eléctrica, y a identificar cuáles son las opciones de contingencia que se presentan para superar o al menos paliar los efectos de la inminente crisis estructural del sector eléctrico, teniendo en cuenta que los recursos hidrocarburíferos del subsuelo argentino dejarán de cubrir la demanda del mercado interno creciente en un lapso breve, como fuera mencionado antes, obligando al país a importar en cantidades crecientes dichos recursos estratégicos, con el consiguiente impacto negativo del precio internacional en constante aumento sobre la estructura de costos del aparato productivo nacional. A modo ilustrativo de lo que significará la importación de energía a partir del inicio de la década entrante, se caracterizará a continuación el consumo final total resultante de la oferta de energía primaria y secundaria del mercado argentino: Los sectores socioeconómicos consumieron en 2004, según la Secretaría de Energía de la Nación (2006), 42 millones de toneladas equivalentes de petróleo (TEP), donde el sector Transporte participó con el 30,3% del consumo, el Industrial con 27%, el Residencial con 23,5%, el Agropecuario con 11,1% y el Comercial/Público con 8,1%. Los energéticos de mayor consumo fueron el gas distribuido por redes, el dieseloil + gas-oil y la electricidad. Los sectores de mayor consumo del gas distribuido por redes fueron el Residencial y el Industrial, y en menor medida el Transporte y el Comercial/Público. La casi totalidad del consumo de diesel-oil + gas-oil correspondió a los sectores Trasporte y Agropecuario, con escaso consumo de los sectores Comercial/Público e Industrial. Y en relación a la electricidad, los mayores consumidores fueron el sector Industrial, el Residencial y el Comercial/Público, con escaso consumo de los sectores Transporte y Agropecuario. El bagazo, el carbón residual, el gas de coquería, el gas de alto horno y el coque de carbón son de consumo exclusivo del sector Industrial; las motonaftas las consume sólo el sector Transporte. El sector Residencial consumió 9,9 millones de TEP, de los cuales el 61,9% correspondió al gas distribuido por redes, 19,6% a electricidad, 13,3% a gas

5 3 de 44 licuado de petróleo envasado, 2,2% a carbón de leña, 1,4% a kerosene, 1% a leña y 0,6% a Otros Primarios. El sector Comercial/Público consumió 3,4 millones de TEP, de los cuales el 52,5% correspondió a la electricidad, 36,5% al gas distribuido por redes, 6% a gas licuado de petróleo envasado, 2% a leña, 2% a diesel-oil + gas-oil y 1% a fuel-oil. El sector Transporte consumió 12,7 millones de TEP, de los cuales el 51,2% correspondió al diesel-oil + gas-oil, 25,3% a motonaftas, 19,9% al gas distribuido por redes (GNC: gas natural comprimido para uso vehicular), 2,9% al aerokerosene, 0,4% a electricidad y 0,3% a fuel-oil. El sector Agropecuario consumió 4,7 millones de TEP, de los cuales el 91,3% correspondió al diesel-oil + gas-oil, 3,3% a fuel-oil, 2,8% a Otros Primarios, 1,4% a electricidad y 1,2% a gas licuado de petróleo envasado. El sector Industrial consumió 11,4 millones de TEP, de los cuales el 42,9% correspondió al gas distribuido por redes, 30,8% a electricidad, 5% a fuel-oil, 5% a bagazo, 3,8% a carbón residual, 3,3% a gas licuado de petróleo, 2,8% a Otros Primarios, 2% a No Energético, 1,5% a gas de alto horno, 1% a leña, 0,7% a coque de carbón, 0,6% a diesel oil + gas-oil y 0,6% a gas de coquería. En suma, los hidrocarburos petróleo y gas natural satisfacen el 90% de las necesidades energéticas del país, lo que denota una preocupación muy seria cuando se observa un agotamiento sin retorno de las reservas de ambos recursos naturales no renovables, sumado a ello el costo que significará para el aparato productivo nacional la importación de estos recursos estratégicos una vez que la oferta propia sea escasa o inexistente. El presente informe consta de tres capítulos principales. En el primer capítulo se basará en la caracterización del sistema eléctrico argentino con el fin de indagar sobre los resultados del programa de privatización del sector y las medidas que para tales efectos está tomando la actual Administración Pública. En el segundo capítulo se abordará el análisis de la evolución a partir de la privatización del sector eléctrico y hasta el presente (período ) que han tenido las diversas fuentes energéticas utilizadas para cubrir los aumentos en la potencia instalada de generación de energía eléctrica, y su dependencia de las políticas implementadas por el Estado, junto con la existencia, o falta, de márgenes adecuados de reserva de capacidad para satisfacer con seguridad los aumentos previstos de la demanda del mercado interno. Y en el tercer capítulo se estudiará la evolución de la oferta y demanda de energía eléctrica durante el período , y la perspectiva para los próximos 25 años (o hasta el 2030), contemplando tres escenarios posibles de crecimiento (bajo, medio y alto), las posibilidades de aumento de la potencia instalada, y la probable dimensión de la energía no suministrada resultante del desfasaje de estas dos variables.

6 4 de 44 Capítulo 1. Principales características del sistema eléctrico argentino E l sistema eléctrico de Argentina se encuentra 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 suministro 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 proximidades de los centros de consumo (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). En Argentina se emplean tres tipos de usinas para generación en gran escala: termoeléctricas, hidroeléctricas y nucleoeléctricas. En el Apéndice de imágenes y mapas se exhiben el diagrama de flujo de una central termoeléctrica de ciclo combinado, el esquema de una instalación hidroeléctrica e imágenes fotográficas de centrales hidroeléctricas y nucleoeléctricas. A continuación se presentarán las principales características de los distintos equipos de generación: Las centrales termoeléctricas. o Estas centrales se abastecen con combustibles sólidos (carbón mineral), líquidos (diesel-oil y fuel-oil, que se obtienen de la refinación del petróleo crudo) y gaseosos (gas natural). La energía eléctrica en este tipo de centrales surge como resultado de la energía térmica de combustión. El grave problema de los hidrocarburos es que son recursos naturales no renovables y altamente contaminantes. o Las centrales termoeléctricas se ubican en las proximidades de los yacimientos de hidrocarburos, de las grandes aglomeraciones urbanas y de parques industriales, en todas las regiones eléctricas del país. o La construcción de una central termoeléctrica de ciclo combinado (alimentadas con gas natural) 6 de 800 MWe de potencia, similar a las que desea construir el actual gobierno nacional para localizar en el norte de la Provincia de Buenos Aires y sur de la Provincia de Santa Fe, demanda entre 3 y 4 años. El costo total (que incluye los costos fijos, variables y de capital) de una central de tales características podría ser, en la actualidad, de U$S 6 Las centrales térmicas de ciclo combinado son aquellas que emplean el alto calor residual propio de las turbinas de gas para generar vapor, el cual se inyecta en turbinas secundarias, mejorándose de esta manera el rendimiento general del sistema.

7 5 de 44 31,1 el MWh a U$S 3 por millón de BTU (British Thermal Unit), o de U$S 37,6 el MWh a U$S 4 por millón de BTU, o de U$S 43,8 a U$S 5 por millón de BTU (véase Rey, 2005). Las centrales hidroeléctricas. o Estas centrales poseen turbinas hidráulicas que son accionadas por el agua, proveniente de cuencas hídricas, como resultado de la energía cinética o de la presión que ha desarrollado en su descenso. El agua es previamente retenida, encausada y controlada. Se deben distinguir dos tipos de centrales: centrales de pasada y centrales de agua embalsada. o Si bien la hidroenergía es limpia y renovable, el gran problema de las centrales hidráulicas es que dependen del régimen de precipitaciones, alteran los ecosistemas y su construcción provoca la destrucción de circuitos productivos del sector agropecuario y el reasentamiento involuntario de las poblaciones afectadas por el embalse. o Las centrales hidroeléctricas se ubican generalmente lejos de los grandes centros de consumo, y el lugar de asentamiento de las mismas está condicionado por características hidrológicas y topográficas. Entre las centrales hidroeléctricas más importantes del país se destacan: Piedra del Águila (1.400 MWe de potencia), El Chocón (1.200 MWe de potencia) y las binacionales Yayiretá (1.700 MWe de potencia), con Paraguay, y Salto Grande (1.890 MWe de potencia), con Uruguay. o La construcción de una central hidroeléctrica similar al Proyecto Corpus Christi, demanda entre 10 y 12 años, dependiendo de los tiempos concernientes a la reconstrucción de los circuitos productivos destruidos y al reasentamiento involuntario de las poblaciones afectadas por el embalse. El costo total (que incluye los costos fijos, variables y de capital) de una central de tales características podría ser, en la actualidad, de $ 47,11 el MWh. Las centrales nucleoeléctricas. o Las centrales nucleoeléctricas utilizan vapor como fluido, pero a diferencia de las centrales con turbinas de vapor que usan hidrocarburos, el agua se calienta mediante la energía liberada en procesos de fisión de núcleos atómicos. o Las centrales nucleoeléctricas no producen lluvia ácida, deterioro de la capa de ozono, ni otro tipo de contaminación, desmitificando el famoso problema insoluble de los residuos nucleares, ya que luego de 32 años de operación de Atucha I y 22 años de Embalse todos los elementos combustibles 7 usados están almacenados en forma segura en ambas centrales (Fernández Franzini y De Dicco, 2006). 7 Los elementos combustibles son los responsables de producir energía en los reactores o centrales nucleoeléctricas, generando calor durante dicho proceso, como cualquier otro tipo de combustible. Al hablar de elementos combustibles de los reactores basados en la reacción de fisión (es decir, todos los reactores comerciales actuales y una buena parte de los reactores de investigación), generalmente se considera como tal a un dispositivo que comprende al combustible propiamente dicho (uranio, plutonio), los materiales que resultan contenedores de los mismos y la disposición geométrica que este conjunto toma en base al diseño (Fernández Franzini y De Dicco, 2006).

8 6 de 44 o Argentina cuenta con dos centrales en operación: Atucha I (357 MWe de potencia bruta) y Embalse (648 MWe de potencia bruta), las cuales pueden consumir uranio natural o uranio levemente enriquecido, y una tercera en construcción que estará operativa a partir del año 2010: Atucha II (750 MWe de potencia bruta). o La construcción de una central nucleoeléctrica con reactor CANDU de 700 MWe de potencia bruta demanda entre 4 y 5 años. El costo total (que incluye los costos fijos, variables y de capital) de una central de tales características podría ser, en la actualidad, de U$S 37,1 el MWh. Los generadores eléctricos se conectan entre sí y con los centros de consumo por medio de las redes de transporte y distribución. 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 Alta Tensión y por los Sistemas de Transporte por Distribución Troncal de las diferentes regiones eléctricas del país. Las redes de transporte o transmisión consisten en sistemas de líneas de 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. Entre las principales regiones eléctricas que conforman el SADI, se destacan: Buenos Aires: Provincia de Buenos Aires. Centro: Provincias de Córdoba y San Luis. Comahue: Provincias de La Pampa, Neuquén y Río Negro. Cuyo: Provincias de Mendoza y San Juan. Gran Buenos Aires: Capital Federal y Gran Buenos Aires. Litoral: Provincias de Entre Ríos y Santa Fe. Noreste: Provincias de Chaco, Corrientes, Formosa y Misiones. Noroeste: Provincias de Catamarca, Jujuy, La Rioja, Salta, Santiago del Estero y Tucumán. Patagonia: Provincias de Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego. 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). Por lo tanto, en el SADI operaba el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y en el SIP el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Patagónico (MEMSP). Según la Comisión Nacional de Energía Atómica (2006a), a partir del 1º de Marzo de 2006 se estableció la interconexión del MEMSP al MEM, por medio de la Línea Eléctrica de Alta Tensión (LEAT) de 500 kv que une la Estación Transformadora (ET) Choele Choel con la nueva ET Puerto Madryn.

9 7 de 44 Cabe destacar que la sanción de la Ley Nº (de 1989, a inicios de la Administración Menem) permitió la creación del Fondo Provincia de Santa Cruz, mediante el cual los ciudadanos argentinos financiarían por medio de las facturas de electricidad (representando el 0,6% del importe de la boleta de luz) las obras de interconexión del MEMSP con el MEM. Durante las administraciones Menem ( ), De la Rua ( ) y Duhalde ( ) los secretarios de Energía no planificaron la ejecución de dichas obras, considerando los abultados ingresos fiscales obtenidos por la Ley Nº Por ello mismo, con la presentación del Plan Energético Nacional el 11 de Mayo de 2004 (véase Secretaría de Energía de la Nación, 2004), la Administración Kirchner puso en marcha la ejecución del vínculo SADI-SIP, cuya primera etapa concluyó el 1º de Marzo de 2006, concretándose la interconexión del MEM con el MEMSP: Choele Choel - Puerto Madryn, mencionada antes, restando la segunda etapa: Puerto Madryn - Pico Truncado - Río Gallegos, cuyas obras deberán estar finalizadas para el año No obstante, cabe recordar que durante el período , el actual Presidente de la Nación, Néstor Kirchner, fue gobernador de la Provincia de Santa Cruz, lo que implica su cuota de responsabilidad en la no realización de las obras de infraestructura eléctrica pertinentes financiadas por las facturas de electricidad de todos los ciudadanos argentinos. Con motivo de la crisis energética que se presentó en 2004, que en el caso del sector eléctrico fue resultante de las nulas inversiones de las empresas privadas beneficiadas con el programa de privatización correspondiente a la Ley Nº (de 1992), la Administración Kirchner tomó una serie de medidas que se encuentran en curso de implementación y otras en proceso de desarrollo para corto y mediano plazo. Estas medidas forman parte del denominado Plan Energético Nacional , entre las cuales se destacan, para lo que concierne al sector eléctrico, las siguientes: Importación de Fuel-Oil. A partir de 2004 se inició la importación de fuel-oil de Venezuela para satisfacer las necesidades de consumo del parque de generación turbo vapor del SADI, como resultado de la falta de entrega de gas natural por parte de las compañías petroleras extractoras. En ese sentido, Petróleos de Venezuela (PDVSA) se comprometió a proveer desde esa fecha los volúmenes del combustible solicitados por la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista S.A. (CAMMESA), en el contexto del Convenio Integral de Cooperación entre la República Argentina y la República Bolivariana de Venezuela. Yacyretá. Elevación del nivel de embalse de 76 metros sobre el nivel del mar (msnm) hasta la cota prevista de 83 msnm de la Central Hidroeléctrica Binacional Yacyretá para finales del año Ello permitirá incrementar la potencia instalada de la central, de MWe a MWe; es decir, de una generación anual de GWh pasará a generar GWh anuales. Para el primer semestre de 2005 la cota había alcanzado 78 msnm, y se prevé que para 2007 alcance 80 msnm. Plazo máximo de finalización de las obras: año Inversión Total aproximada de las obras: U$S 575 millones. Atucha II. Finalización de las obras relativas al reestablecimiento de las condiciones en que se encontraba el proyecto (previo a su paralización), construcción, montaje y puesta en marcha de la Central Nucleoeléctrica Atucha

10 8 de 44 II (CNA-II), de 750 MWe de potencia bruta, durante el período Recientemente, autoridades de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA-SA) anunciaron que la central estará operativa para el segundo semestre de Esta demora tiene origen en el fracaso de las negociaciones iniciadas en 2003 con el Grupo Siemens (diseñador de la central). Por ello mismo, en 2005 el Poder Ejecutivo Nacional designó a la empresa INVAP Sociedad del Estado y a la CNEA a cargo de las actividades de construcción, montaje y puesta en marcha de CNA-II, que deberán estar finalizadas, como se mencionó antes, para el segundo semestre de La potencia neta será de 692 MWe y entregará al MEM alrededor de GWh anuales, ahorrándole al país alrededor de millones de m 3 de gas natural. Plazo máximo de finalización de las obras: año Inversión Total aproximada: U$S 473 millones. Ampliaciones en el SADI. o Ampliación LEAT 500 kv Sistema de Transmisión Yacyretá. El objetivo es lograr que dicha ampliación incremente la transferencia de potencia y energía proveniente tanto de la Central Hidroeléctrica Binacional Yacyretá como del sistema brasileño. Plazo máximo de finalización de las obras: año Inversión Total aproximada: U$S 100 millones. o LEAT 500 kv ET Choele Choel - ET Puerto Madryn. El objetivo de estas obras, de interconexión del MEM - MEMSP, se cumplió el 1º de Marzo de 2006, mediante la unión de la ET Choele Choel del sistema de 500 kv en la localidad de Pomona, Provincia de Río Negro, con una nueva ET en la localidad de Puerto Madryn, Provincia de Chubut, donde se conecta con el sistema de 300 kv de la Central Hidroeléctrica Futaleufú (cuya generación se destina totalmente a la planta industrial de aluminio ALUAR, ubicada en las afueras de Puerto Madryn). Inversión Total aproximada: U$S 77 millones. o LEAT 500 kv Puerto Madryn - Pico Truncado - Río Gallegos. El objetivo es finalizar el proceso de integración de la Patagonia Austral al SADI. Plazo máximo de finalización de las obras: año Inversión Total aproximada: U$S 251 millones. o LEAT 500 kv NOA - NEA. El objetivo es interconectar las regiones Noroeste (NOA) y Noreste (NEA), para resolver el problema estructural que afecta la creciente demanda doméstica del subsistema NOA, mejorando la utilización de la potencia instalada de generación. Dichas obras darán una mejor confiabilidad al SADI, creando un anillo eléctrico que servirá a la integración regional entre Argentina, Brasil y Chile. Plazo máximo de finalización de las obras: año Inversión Total aproximada: U$S 228 millones. o LEAT 500 kv Comahue - Cuyo. El objetivo es interconectar las regiones Comahue y Cuyo, con el fin de disminuir los riesgos de generación forzada y de colapso por aislamiento de la región Cuyo (Gran Mendoza y San Juan), reduciendo, así, los precios del suministro eléctrico en el MEM con la colocación de la oferta de generación hidroeléctrica de la región Comahue en los grandes centros de consumo de Cuyo. Plazo

11 9 de 44 máximo de finalización de las obras: año Inversión Total aproximada: U$S 169 millones. Todas estas medidas son financiadas por el Estado nacional y están destinadas a satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica del mercado interno. Ahora bien, por qué el Poder Ejecutivo Nacional (PEN) no obliga a las compañías prestatarias del servicio público del transporte y distribución troncal de energía eléctrica, beneficiadas con la Ley Nº , a financiar todas esas inversiones con las rentas extraordinarias obtenidas de los ilícitos aumentos tarifarios correspondientes al período , en lugar de hacerlo el Estado? O, en rigor de cumplimiento del marco regulatorio, es decir, en defensa de la seguridad jurídica de los ciudadanos argentinos: por qué el PEN no procede a expropiar a dichas prestatarias por incumplimientos contractuales e incompetencia? Para finalizar con la lista de medidas estipuladas en el Plan Energético Nacional que respectan al sistema eléctrico argentino, también se contempla el estudio de los proyectos de aprovechamientos hidroeléctricos existentes, más precisamente aquellos que superen los 400 MWe, entre los cuales se destacan los binacionales Corpus Christi (con Paraguay) y Garabí (con Brasil); pero todavía no se han fijado fechas para la ejecución de los mismos. Por otra parte, la Secretaría de Energía de la Nación tiene pensado incrementar la oferta termoeléctrica mediante la incorporación de MWe (de inversión mixta: entre agentes privados y el Estado nacional). Para tales efectos, el secretario de Energía de la Nación, Ing. Daniel Cameron, anunció que está previsto el ingreso al MEM en 2007 de unos MW como ciclos abiertos, y 530 MW adicionales con el cierre de los ciclos combinados en 2008 (véase Comisión Nacional de Energía Atómica, 2006b). Considerando las demoras en la ejecución de obras que caracteriza en parte a la actual Administración, es muy probable que la construcción de ambas unidades sufra al menos un año de demora. Por otra parte, cabe señalar que la Secretaría de Energía (dependiente del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Publica y Servicios de la Nación) ha demostrado con este anuncio de construir dos usinas térmicas que consumirán gas natural (o fuel-oil ante escasez del mismo) un total desconocimiento de la realidad actual y del futuro del sector clave de la economía argentina cuando se toman medidas que profundizan la dependencia del aparato productivo nacional respecto a los hidrocarburos, recursos naturales no renovables y que tienen en el país un horizonte de vida inferior a los 9 años al nivel de extracción actual. Lo mencionado arriba obliga a quien suscribe a plantear las siguientes preguntas: de dónde vendrá el gas natural para alimentar a dichas unidades cuando estén construidas en 2009 o 2010, a solo 3 o 4 años del agotamiento total las reservas comprobadas de gas natural del país, y con graves problemas por la saturación de la capacidad de transporte del fluido?; de Bolivia?, acaso el Ministerio de Planificación Federal ha planificado acelerar el inicio de las obras del gasoducto troncal del NEA para antes de finalizar 2006 y, además, iniciar la construcción de, al menos, otros 3 gasoductos troncales de similar capacidad de transporte al del NEA (27,7 millones de m3/diarios) para cubrir las futuras necesidades de consumo de gas natural por

12 10 de 44 parte de la estructura socioeconómica del país cuando la oferta propia se escasa? Sucede que al gobierno nacional no se le ocurrió ponerse en contacto con el Ministro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia, Dr. Andrés Soliz Rada, para preguntarle cual es el remanente de reservas comprobadas de gas natural de su país. Bolivia apenas posee 750 mil millones de m 3 de reservas comprobadas de gas natural (al 31/12/2005), algo mas que Argentina (445 mil millones de m 3 al 31/12/2005), o, si se prefiere, Bolivia concentra el 0,3% de las reservas comprobadas de gas natural del mundo, y al ritmo de extracción actual tendrá agotadas dichas reservas gasíferas a comienzos de la década del 20 (que Brasil haya concretado con Bolivia acuerdos de abastecimiento de gas hasta 2019 es una clara muestra de esta proyección realizada por el IDICSO-USAL). En relación al incremento de potencia instalada de generación nucleoeléctrica, recientemente el ministro de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios de la Nación, Arq. Julio De Vido, anunció a los medios masivos de comunicación social que existe fuerte interés por llevar a cabo la construcción de una cuarta central nucleoeléctrica y, además, de financiar un prototipo de la Central Argentina de Elementos Modulares (CAREM), diseñada por la CNEA y por la prestigiosa empresa científico-tecnológica INVAP Sociedad del Estado. Hasta el momento no se asignaron los presupuestos pertinentes para ejecutar dichos proyectos. Y el fuerte interés por parte del gobierno nacional ha quedado escrito en estas pagina y en medios de prensa grafica, no en la partida presupuestaria para el inicio del proyecto. En el próximo capítulo se analizará la evolución de la potencia instalada de energía eléctrica y su distribución geográfica por las regiones eléctricas del país. En el Apéndice de imágenes y mapas se exhiben los siguientes mapas: Mapa 1: Ubicación geográfica de las unidades de generación eléctrica instaladas en el país. Mapa 2: Esquema eléctrico nacional y las correspondientes interconexiones con los países limítrofes (dicho mapa permite apreciar en toda su dimensión las características radiales del SADI, dada la ubicación geográfica disímil de la oferta hidroeléctrica de la demanda final de energía eléctrica). Mapa 3: Interconexión Choele Choel - Puerto Madryn (LAT 500 kv). Mapa 4. Interconexión Puerto Madryn - Pico Truncado (LEAT 500 kv). Mapa 5. Interconexión Comahue - Cuyo (LEAT 500 kv). Mapa 6. Interconexión NEA - NOA (LEAT 500 kv).

13 11 de 44 Capítulo 2. La potencia instalada de energía eléctrica E l concepto de potencia se emplea cuando se habla de transformación de energía en cualquier sistema, elemento mecánico o eléctrico. En ese sentido, se denominará potencia a la cualidad que determina la mayor o menor rapidez en realizar un trabajo; es decir, a la cantidad de energía que se intercambia en una unidad de tiempo. Dicho de otra forma, la potencia es el coeficiente entre el trabajo realizado y el tiempo empleado en realizarlo. Se denomina potencia instalada de una central eléctrica a la capacidad de producir energía que tiene esa planta. Al conjunto de centrales eléctricas de una región o de un país se lo denomina parque eléctrico. La potencia total instalada de un parque eléctrico es la sumatoria de las potencias de las usinas que lo conforman. Cada central eléctrica computa sobre el final de cada año la energía total entregada al MEM, y se la compara con la energía que debería haber suministrado de haber operado a pleno y constantemente durante las horas que tiene el año (365 días). Al coeficiente entre la cantidad real suministrada y la cantidad deseable se lo denomina factor de disponibilidad, o de carga o de utilización anual de la usina. Veamos el siguiente ejemplo. La potencia neta instalada del sector de generación nucleoeléctrica de Argentina es de 935 MW (la potencia bruta instalada es de MW). Entonces, para conocer cuánta energía eléctrica podrían suministrar al MEM las centrales nucleoeléctricas Atucha I y Embalse funcionando al 85% de su potencia (factor de carga anual), durante las horas del año, debe realizarse el siguiente cálculo: 935 MW x (85/100) x (8.760 horas) = GWh. Cuando la potencia total instalada de un parque eléctrico no alcanza para satisfacer las necesidades de consumo del mercado en las horas pico, se producirán cortes en el suministro de energía por sectores; lo mismo ocurre cuando el factor de disponibilidad es pequeño. Ahora bien, según CAMMESA (2006c), al 31 de Diciembre de 2005 la potencia bruta total instalada (Nominal) del parque eléctrico de Argentina (MEM + MEMSP) era de MW, correspondiendo 54,6% a la generación termoeléctrica ( MW), 41,2% a la hidroeléctrica (9.934 MW) y 4,2% a la nucleoeléctrica (1.005 MW). De esos MW de potencia bruta total instalada, MW correspondían al MEM (96,8%) y 778 MW al MEMSP (3,2%). De los MW de potencia bruta total instalada en el MEM, 55,3% eran de generación termoeléctrica ( MW), 40,4% hidroeléctrica (9.415 MW) y 4,3% nucleoeléctrica (1.005 MW); y de los 778 MW de potencia bruta instalada en el MEMSP, 66,7% era hidroeléctrica (519 MW) y el 33,3% restante de generación termoeléctrica (259 MW). A continuación se exhiben un cuadro y un gráfico con la distribución de la potencia total instalada del parque eléctrico de Argentina (MEM + MEMSP) por fuentes de generación al 31 de Diciembre de 2005:

14 12 de 44 Cuadro 1. Potencia bruta instalada (Nominal) por fuentes de generación de energía eléctrica (MEM + MEMSP), 31/Dic/2005 (en MW y porcentajes) Tipo de generación Termoeléctrica MEM MEMSP Hidroeléctrica MEM MEMSP Nucleoeléctrica MEM MEMSP TOTAL MEM MEMSP Potencia bruta instalada (MW) Participación (%) 54,6 98,0 2,0 41,2 94,8 5,2 4,2 100,0 0,0 100,0 96,8 3,2 Fuente: elaboración propia en base a datos de CAMMESA (2006c). Gráfico 1. Participación porcentual de las fuentes de generación en la potencia bruta instalada del país (MEM+MEMSP), al 31 de Diciembre de ,2 41,2 54,6 Nucleoeléctrica Hidroeléctrica Termoeléctrica Fuente: elaboración propia en base a datos de CAMMESA (2006c).

15 13 de 44 Con respecto a la potencia total instalada del parque eólico del país, de apenas 27,8 MW, no se incluye en el cuadro precedente por no encontrarse dentro del ámbito del MEM ni tampoco del MEMSP, pues los aerogeneradores operan en forma aislada o generando energía eléctrica en cooperativas, descontando, así, demanda al momento de realizar las compras pertinentes al mercado eléctrico que corresponda (véase García, 2006). A los efectos de evaluar el potencial de generación por área geográfica del país, se presentará a continuación un cuadro elaborado por la Comisión Nacional de Energía Atómica (2006b), en el que se detallan las potencias instaladas por área geográfica y por equipos de generación. Los datos del cuadro mencionado corresponden a Junio de 2005, pues para tal desagregación la información más actualizada a la que se tuvo acceso corresponde a la fecha mencionada: Cuadro 2. Potencia bruta instalada (Nominal) clasificada por región geográfica y equipo de generación (MEM + MEMSP), a Junio de 2005 (en MWe) Región/Tipo TV TG CC MD Total TER NUC HID TOTAL CUYO COMAHUE NOA CENTRO LITORAL GBA+BAS NEA Total MEM MEMSP TOTAL MEM + MEMSP ,7% ,2% ,1% ,0% Notas de CNEA (2006b: 31): Los equipos instalados en MEM y MEMSP 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, 2006b: 31).

16 14 de 44 Como puede observarse en el Cuadro 2, los datos de la Comisión Nacional de Energía Atómica (2006b: 31) para Junio de 2005 señalan una potencia bruta instalada para el total país (MEM + MEMSP) de MW (96,8% MEM y 3,2% MEMSP). El 54,7% de esa potencia bruta instalada corresponde a centrales termoeléctricas (CC 48,2%, TV 34,3%, TG 17,5% y MD menos de 0,1%), 8 41,1% a hidroeléctricas y 4,2% a nucleoeléctricas. En lo concerniente a la distribución geográfica de esa potencia bruta instalada, se observa en dicho cuadro que el combinado regional GBA + BAS concentra el 33,3% de la misma y la región Comahue 24,7%, mientras que la región Centro participa con el 8,9%, la región Litoral 8,6 %, la región NEA 8,3%, la región NOA 7,1%, la región Cuyo 5,9% y la región Patagonia 3,2%. En el Gráfico 2 se puede observar con mayor claridad la descomposición de la potencia instalada de generación por las diferentes regiones eléctricas del país: Gráfico 2. Distribución geográfica de la potencia bruta instalada, para Junio de 2005 (en porcentajes) 8,3 7,1 5,9 3,2 33,3 8,9 8,6 24,7 GBA-BAS COMAHUE LITORAL CENTRO NEA NOA CUYO MEMSP Fuente: Comisión Nacional de Energía Atómica (2006b). Retomando la lectura del Cuadro 2, puede observase que el combinado regional GBA + BAS concentra MW de potencia bruta instalada, de la cual el 95,6% corresponde a centrales termoeléctricas (47,4% TV, 44,8% CC y 7,8% TG) y el 4,4% restante a la Central Nucleoeléctrica Atucha I. Mientras que de los MW de potencia bruta instalada de la región Comahue, un 77,9% corresponde a centrales hidroeléctricas, y el 22,1% restante a centrales termoeléctricas (56,2% CC y 43,8% TG). Con respecto a la región Centro, con MW de potencia bruta instalada, la mayor participación se observa en las centrales hidroeléctricas, que concentran el 42,3% de la potencia bruta 8 CC: Turbina de Gas en Ciclo Combinado; TV: Turbina de Vapor; TG: Turbina de Gas; y; MD: Motores Diesel.

17 15 de 44 instalada, seguida por la Central Nucleoeléctrica Embalse con una participación del 30%, mientras que las centrales termoeléctricas explican el 27,7% restante (49,7% TG, 38,9% TV y 11,4% CC). La región Litoral concentra MW de potencia bruta instalada, donde la generación hidroeléctrica participa con el 45,5% de la misma y la generación termoeléctrica con el 54,5% restante (74,6% CC, 21,9% TV y 3,5% TG). De los MW de potencia bruta instalada de la región NEA, un 92,6% corresponde a la generación hidroeléctrica, mientras que el 7,4% restante proviene de la termoeléctrica (83,1% TG y 16,9% TV). En la región NOA se concentran MW de potencia bruta instalada, de los cuales 87,2% corresponden a centrales termoeléctricas (55,5% CC, 26,7% TG, 17,5% y 0,3% MD) y el 12,8% restante a centrales hidroeléctricas. Y la región Cuyo, con MW de potencia bruta instalada, la mayor participación se observa en las centrales hidroeléctricas, que concentran el 59,3%, mientras que las centrales termoeléctricas explican el 40,7% restante (64% CC, 20,6% TV y 15,4% TG). Ahora bien, la construcción de centrales eléctricas comenzó en Argentina a finales del siglo XIX, y su cantidad aumentó progresivamente a principios del siglo XX, mostrando un primer crecimiento importante de la potencia instalada en el período En la década de 1930 continuó incrementándose la potencia instalada, aunque con menor intensidad que en el período previo. A partir del año 1943, el Estado comienza a intervenir en el sector eléctrico argentino diversificando el riesgo de suministro de energía eléctrica mediante la construcción de centrales hidráulicas, con el propósito de intentar disminuir la dependencia de los combustibles fósiles en la producción de energía eléctrica. No obstante, durante la segunda mitad de la década de 1940 y primera mitad de la década de 1950 el bloqueo comercial de EE.UU. y del Reino Unido, junto a la complicidad de algunas empresas extranjeras, sumado a ello el ineficiente accionar del gobierno de turno ante tales contingencias, provocó una crisis estructural en el sistema eléctrico argentino, reflejado en el desgaste de las usinas eléctricas por los problemas derivados de la importación de las maquinarias y equipos pertinentes; por consiguiente, la progresiva expansión del aparato productivo nacional, resultado de la profundización del proceso de industrialización para sustituir importaciones, fue acompañada por un aumento significativamente menor de la potencia instalada de energía eléctrica (prácticamente permaneció estancada), lo que derivó en cortes del suministro y fallas parciales en la capacidad de fuerza de las usinas. Sin embargo, al promediar la segunda mitad de la década de 1950 la potencia instalada del parque hidroeléctrico se había incrementó significativamente y a niveles no registrados hasta entonces, como resultado de la planificación y prospectiva energética de la primer Administración Perón ( ), la cual tuvo que padecer la experiencia de implementar opciones de contingencias para hacer frente al bloqueo del mercado externo, mencionado antes. Es así cómo nace la planificación estatal de importantes proyectos de aprovechamiento hidroeléctricos en las distintas regiones eléctricas del país, los cuales se harían realidad a partir de la década de En suma, la potencia total instalada de generación hidroeléctrica pasó de una participación del 5% en 1943 al 9% en 1958, mientras que la participación termoeléctrica pasó del 95% al 91% en igual período.

18 16 de 44 Durante las décadas de 1960, 1970 y 1980 el Estado realizó compulsivas inversiones para diversificar la potencia instalada del parque eléctrico del país, construyendo usinas hidroeléctricas de gran envergadura y desarrollando el parque nucleoeléctrico. Como resultado de ello, la participación térmica disminuyó de un 88% en 1960 a 67% en 1980, mientras que en igual período la participación hidráulica pasó de un 12% a casi un 30%. Cabe destacar la importancia que tuvo el arribo de la nucleoelectricidad, primero con Atucha I en 1974 y luego con Embalse en 1984, logrando alcanzar la primera una participación de casi el 5% de la potencia total instalada del parque eléctrico argentino en 1974 (aportando el 13% del total de la generación de energía eléctrica), y luego las dos unidades en 1984 con una participación del 8% (aportando en conjunto el 16% de la generación de energía eléctrica). Por otra parte, vale la pena mencionar que durante la Administración Alfonsín ( ) el incremento de la potencia instalada del país fue relativamente menor al registrado durante el período Desde la privatización del sector eléctrico en 1992 (Ley Nº ) prácticamente no se han construido nuevas centrales eléctricas (sólo se sumaron un par de centrales termoeléctricas nuevas). Como puede observarse en el Gráfico 4, entre 1994 y 2000 se observa un incremento significativo de la potencia instalada del parque termoeléctrico, pero debido principalmente a la conversión de centrales con turbinas de gas en ciclos combinados, obteniéndose así un mayor rendimiento; desde 2001 a la fecha no hubo incrementos relevantes en la potencia instalada, los últimos registrados fueron las conversiones a ciclos combinados de AES Paraná (845 MW) y de Dock Sud (773 MW). Con respecto al parque hidroeléctrico, entre 1993 y 1997 también se observa un importante aumento de su potencia instalada, puesto que se adicionaron turbinas en algunas de las usinas; sólo a partir de 2005 se vuelve a observar un incremento de la potencia instalada, relacionado a los trabajos de incremento de cota en Yacyretá. En relación al parque nucleoeléctrico, durante el período estudiado se observa un nulo incremento de su potencia instalada. En suma, el período se caracteriza por la inexistencia de una planificación y gestión del sistema eléctrico nacional por parte del Estado, como resultado del modelo privatizador durante las administraciones Menem ( ), y por la incompetencia y desinterés de las administraciones De la Rua ( ) y Duhalde ( ) en realizar inversiones en torno a la construcción de usinas alternativas a las térmicas. En los gráficos 3 y 4 se presenta la evolución de la potencia instalada de generación de energía eléctrica para el total país (MEM + MEMSP), durante el período :

19 17 de 44 Gráfico 3. Evolución de la potencia bruta instalada Nominal (MEM+MEMSP), período (en MW) MW Años Potencia inst. total país Potencia inst. MEM Potencia inst. MEMSP Fuente: elaboración propia en base a datos de CAMMESA (2006c). Gráfico 4. Evolución de la potencia bruta instalada por fuentes de generación (MEM+MEMSP), período (en MW) MW Años C. Termoeléctricas C. Nucleoeléctricas C. Hidroeléctricas Fuente: elaboración propia en base a datos de CAMMESA (2006c).

20 18 de 44 En base a datos de la CNEA, IDICSO-USAL y CEPEN-UBA, para el año 2024 Argentina necesitará alrededor de MW Reales adicionales a los MW de potencia instalada Nominal registrada a fines de Los anuncios efectuados por la Administración Kirchner señalan la finalización de las obras en la Central Hidroeléctrica Binacional Yacyretá para fines del año 2008 (1.400 MW netos adicionales a los MW existentes), la terminación de la Central Nucleoeléctrica Atucha II para el segundo semestre de 2010 (de 692 MW netos adicionales) y la puesta en marcha de dos nuevas centrales térmicas de ciclo combinado hacia (de 800 MW netos cada una: MW ingresarán en 2007 y 530 MW en 2008). Es decir, MW de potencia prevista a instalar. En suma, las preguntas que emergen de este problema y de los concretos anuncios del gobierno son: cómo, cuándo, durante cuál período de tiempo y con cuál tecnología se resolverá el problema de los MW restantes que deberán instalarse entre 2010 y En ese sentido, vale repasar los proyectos de mediano y largo plazo de la Administración Kirchner. Existen intenciones fundadas para llevar a cabo los proyectos binacionales de aprovechamiento hidroeléctrico Garabí (con Brasil) y Corpus Christi (con Paraguay), según el Plan Energético Nacional, (Secretaría de Energía de la Nación, 2004); Garabí tendría una potencia instalada de MW y Corpus Christi probablemente de MW (en vez de MW). Con respecto a las centrales nucleares, si bien debe tenerse en cuenta que el actual gobierno es el primero en casi dos decenios en resolver la finalización de las obras en Atucha II, existen vagos indicios oficiales respecto a financiar un prototipo de la Central Argentina de Elementos Modulares (CAREM), diseñada por la CNEA e INVAP Sociedad del Estado (de 25 a 350 MW), 9 y de importar con transferencia de tecnología reactores de mayor potencia (de 900 a MW). Esto sugiere la urgente inversión por parte del Estado en la construcción de nuevas centrales nucleoeléctricas e hidroeléctricas. A propósito de ello, cabe destacar que los tiempos de planificación energética no son nada bondadosos. Pues, la planificación de una central hidroeléctrica como Garabí supone un tiempo de entre 10 y 12 años su cumplimentación, cuya demora se debe a los estudios de factibilidad técnica, socioeconómica y ambiental, y, en particular, al reasentamiento involuntario de las poblaciones afectadas por el embalse, así como el desplazamiento-reconstrucción de los circuitos productivos a ser dañados. Las centrales nucleoeléctricas, por su parte, demandan alrededor de 5 años su construcción, son más baratas que las hidroeléctricas y no producen gases de efecto invernadero, a diferencia de las centrales térmicas que se abastecen con carbón mineral, gas natural y productos derivados del petróleo crudo (fuel-oil y diesel-oil); tampoco las usinas nucleoeléctricas producen lluvia ácida, deterioro de la capa de ozono, ni otro tipo de contaminación, desmitificando el famoso problema insoluble de los residuos nucleares, ya que luego de 32 años de operación de Atucha I y 22 años de Embalse todos los elementos combustibles usados están almacenados en forma segura en ambas centrales, como fuera mencionado en el Capítulo 1. 9 Para información técnica del CAREM, ingresar a

21 19 de 44 Capítulo 3. Diagnóstico-perspectivas de la oferta y demanda de energía eléctrica C omo fuera analizado en el capítulo precedente, de la evolución de la potencia instalada de generación de energía eléctrica puede observarse que durante el período , tanto el mayor porcentaje de crecimiento, así como el mayor crecimiento absoluto, corresponden a la generación térmica. En ese sentido, se observa en el Gráfico 4 que la expansión de la potencia instalada de generación se basó, a partir de la privatización del sector, principalmente sobre la base de incorporación de turbinas en algunas centrales hidráulica (entre 1993 y 1997), de turbinas de gas estacionarias para abastecer la extracción de hidrocarburos en boca de pozo y de tecnologías de ciclos combinados de alto rendimiento (entre 1994 y 2000); en menor medida, de turbinas para aerogeneradores de media y alta potencia, los cuales operan en forma aislada fuera del MEM y del MEMSP. Cabe señalar que el equipamiento tecnológico correspondiente a la generación térmica es mayoritariamente importado, lo cual profundiza la dependencia económica y tecnológica. En el Gráfico 5 se descompone la evolución de las distintas formas de generación a partir de la privatización del sector, la cual evidencia el tipo de soluciones técnicas en la que se ha basado, como fuera analizado oportunamente Gráfico 5. Evolución de la oferta local de generación bruta de energía eléctrica, período (en GW/h anuales) GW/h anuales Años Total Oferta Local Generación Nuclear Generación Térmica Generación Hidráulica Fuente: elaboración propia en base a datos de CNEA (2006b) e IDICSO-USAL. Cuando se analiza la evolución de la oferta de generación y demanda de energía eléctrica, se hace referencia a la efectiva utilización de la potencia instalada, en función de los requerimientos de la demanda final del aparato productivo nacional. Dadas las características particulares de la generación eléctrica, en las cuales se requieren ajustes

22 20 de 44 instantáneos de la oferta y la demanda, se consideró a ambas como equivalentes a los efectos de simplificar los análisis. En el Gráfico 6 se exhibe la evolución de la cantidad de energía eléctrica generada (incluyendo la importación) y consumida durante el período analizado: Gráfico 6. Evolución de la demanda y oferta total (generación neta local + importación), período (en GW/h anuales) GW/h anuales Años Demanda Oferta Total Fuente: elaboración propia en base a datos de CAMMESA (2006). Como puede observarse en el Gráfico 6, durante el período la demanda de energía eléctrica se incrementó a una tasa promedio anual del 5,2%. Se aprecia también en dicho gráfico el crecimiento constante de la demanda aún en períodos de caída de la actividad industrial (como el caso del año 2001: 2,3% respecto al consumo del año 2000), y sólo se observa una caída de -2% de la demanda ante el colapso macroeconómico sufrido por la Argentina en el año 2002, del cual se empezaron a notar signos de reversión hacia finales de ese mismo año y principios del siguiente: en 2003 la demanda de energía eléctrica aumentó un 7,8% respecto a 2002; en 2004 el incremento fue del 6,7% respecto a 2003, y en 2005 se observa un aumento del 5,8% respecto al consumo de Este crecimiento constante de la economía tras la crisis económica de , irónicamente, denota una preocupación muy seria cuando se realiza una prospectiva para los próximos 30 años y se concluye que la actual Administración Pública tiene la inevitable responsabilidad de realizar compulsivas inversiones a fin de evitar un colapso del sistema eléctrico, el cual será realidad a comienzos de la década entrante, en caso de no concretarse las mismas. Ello debe comprenderse en un contexto de nulo financiamiento público para la construcción de usinas hidroeléctricas y nucleoeléctricas durante el período , y de escasa inversión por parte de las empresas beneficiadas con el programa de privatización del sector en todo el sistema eléctrico

23 21 de 44 argentino, desde 1992 hasta el presente. En efecto, las únicas incorporaciones de usinas y expansión del SADI proyectadas desde 2003 están siendo financiadas y ejecutadas por el Estado nacional. Dichas obras corresponden a las medidas de corto, mediano y largo plazo presentadas en el Plan Energético Nacional , las cuales fueron analizadas oportunamente en el Capítulo 1 del presente informe; sumado a ello la incorporación de un par de ciclos combinados que en conjunto alcanzarían MW de potencia prevista a instalar, cuya financiación sería compartida entre el Estado y agentes económicos privados. En el Gráfico 7 se presenta la evolución de la oferta total de energía eléctrica (generación neta local + importación) durante el período analizado: Gráfico 7. Evolución de la oferta total de energía eléctrica (generación neta local + importación), período (en GW/h anuales) GW/h anuales Años Térmica Nuclear Hidráulica Importación Fuente: elaboración propia en base a datos de CAMMESA (2006). Con respecto a la oferta de energía eléctrica registrada en el año 2005, equivalente a GWh netos según CAMMESA (2006), el 98,2% ( GWh) fue generada en usinas ubicadas en el país, y el restante 1,8% correspondió a la importación (1.737 GWh netos). De la generación local de energía eléctrica, un 54% ( GWh) provino de centrales térmicas, 39% de hidráulicas ( GWh) y 7% de nucleares (6.374 GWh). Nótese nuevamente la alta dependencia hidrocarburífera, especialmente gasífera, e incluso también hidroeléctrica (la cual trae problemas cuando se presentan años hidrológicamente malos), que tiene Argentina para satisfacer su demanda de energía eléctrica. En lo concerniente a la demanda de energía eléctrica del mercado interno, en el año 2005 se registraron GWh netos (CAMMESA, 2006). Cuando se analiza la evolución del record de potencia demandada durante el periodo Julio/ Jul/2006, se observan los siguientes consumos (en base a datos del IDICSO y CAMMESA):

24 22 de 44 13/Jul/2000: MW 28/Feb/2001: MW 10/Jul/2003: MW 14/Dic/2004: MW 5/Ene/2005: MW 22/Feb/2005: MW 14/Jun/2005: MW 21/Jun/2005: MW 6/Jul/2005: MW 22/Nov/2005: MW 17/Feb/2006: MW 20/Feb/2006: MW 21/Feb/2006: MW 23/May/2006: MW 27/Jun/2006: MW 31/Jul/2006: MW Según relevamientos preliminares del IDICSO-USAL, la potencia bruta instalada Real a Jul/2006 se situó en casi MW, lo que sugiere que si alguna/s de las usinas terminas y/o nucleares sale/n de operación por paradas programadas o por contingencias no previstas, sumando una salida total de MW, considerando el crecimiento de la demanda de energía eléctrica se observa que podrán presentarse graves inconvenientes para satisfacer el consumo de las diferentes ramas de actividad del sector industrial, ya que ante una emergencia de tales características es muy poco probable que el gobierno nacional permita cortes de luz a los usuarios residenciales (en mi opinión personal, solo porque 2007 es un año electoral). Ahora bien, considerando tres posibles escenarios de crecimiento de la demanda de energía eléctrica (bajo de 3,2%, medio de 4,1% y alto de 5,6%) para el período , se analizará a continuación cómo se verá afectada la misma de mantenerse sólo los incrementos de potencia señalados antes: MW anunciados por el gobierno (1.400 MW de Yacyretá, 692 MW de Atucha II y MW correspondiente a las dos usinas de ciclo combinado). Ante todo debe tenerse en cuenta que muchas centrales térmicas se encuentran en un estado de envejecimiento muy alarmante, lo que sugiere que el ingreso de las dos nuevas centrales de ciclo combinado sólo terminarán complementando la salida de algunas viejas usinas. Por otra parte, cabe destacar que la Central Nuclear Embalse (de 600 MWe de potencia neta) deberá salir de operación entre ocho y diez meses debido a tareas de modernización, con el fin de expandir la vida útil de la misma hasta el año 2030; de acuerdo a la información que hasta el momento tiene acceso el autor de este informe, dichas tareas podrían realizarse en 2008 o en 2011 (lo más probable es que la CNEA tenga planificada la salida de servicio temporal de Embalse hacia 2011, para

25 23 de 44 aprovechar la incorporación de Atucha II en Octubre de 2010, a fin de disminuir el impacto). Y en el año 2013, se supone que por igual motivo quede fuera de servicio durante varios meses la Central Nuclear Atucha I (de 335 MWe de potencia neta), siempre y cuando se decida la modernización pertinente para extender la vida útil de la usina por al menos diez años más; caso contrario, deberá salir definitivamente del SADI. Entonces, con una tasa anual de crecimiento alto de la demanda interna (5,6%), los problemas de energía eléctrica no suministrada se presentarán en forma alarmante durante todo el período proyectado ( ): el sistema operará al límite entre 2007 y 2009, y con un colapso total del sistema eléctrico en el año 2010, y dimensiones catastróficas en 2011 (por la salida temporal de Embalse); incluso la energía no suministrada alcanzará el nivel de oferta total (generación local más importación) en 2022 y lo superará en Con tasa anual de crecimiento medio (4,1%), el primer gran problema se presentará en 2011 (por la salida temporal de Embalse), perpetuándose durante el año 2012, y a partir de 2013 se presentarán graves problemas de suministro eléctrico (colapso del sistema) y continuarán durante el resto del período proyectado. Mientras que en la hipótesis de tasa anual de crecimiento bajo (3,2%), los problemas de gran envergadura en el suministro de energía eléctrica se presentarán a partir del año 2015 (colapso eléctrico) y se mantendrán durante el resto del período proyectado. En el Gráfico 8 se exhibe la proyección de demanda de energía eléctrica (con escenarios de crecimiento alto, medio y bajo) del aparato productivo nacional y de la oferta en caso de no incrementarse potencia instalada mediante la construcción de nuevas usinas, para el período : Gráfico 8. Proyección de la oferta y demanda con escenarios de crecimiento alto (5,6%), medio (4,1%) y bajo (3,2%), período GW/h anuales Años Demanda Alta Demanda Media Demanda Baja Oferta Fuente: elaboración propia en base a datos del IDICSO-USAL y CEPEN-UBA.

26 24 de 44 En suma, la única forma de evitar un colapso eléctrico a partir de la década entrante surge del incremento de potencia del parque de generación nucleoeléctrica, principalmente, y de la hidroeléctrica (proyectos binacionales de largo plazo), en menor medida. Para ello, la Administración Kirchner debería financiar a la CNEA e INVAP Sociedad del Estado en forma urgente la fabricación de un primer prototipo del CAREM (27 MW de potencia), e inmediatamente la construcción de un modulo de 300 o 350 MW de potencia, para que esté operando en 2010, y a partir de ese año financiar la construcción anual en serie de módulos de 300/350 MW de potencia, durante las próximas dos décadas. En forma simultánea, debería financiar a la CNEA un primer plan de construcción de centrales nucleares de alta potencia (de 900 a MW), cuya cantidad debería ser de por lo menos siete usinas, cuyo ingreso al MEM se contemple entre 2011 y Por otra parte, es de vital importancia acelerar el desarrollo de los proyectos de aprovechamiento hidroeléctricos binacionales Garabí (de MW de potencia) y Corpus Christi (de MW de potencia), a fin de que ingresen al MEM en 2017 y 2020, respectivamente. Además, el gobierno nacional y el gobierno de la Provincia de Santa Cruz deberían realizar estudios de factibilidad para la construcción de al menos 3 represas en el aprovechamiento hidroeléctrico del Río Santa Cruz, que sumen un total de MW, para estar concluidos entre 2012 y 2014 (al no existir aglomeraciones urbanas que se vean afectadas por los embalses, se pueden acelerar los tiempos de puesta en marcha de las usinas hidráulicas). Por último, cabe mencionar la relevancia de contar con una mayor potencia instalada del parque eólico, que actualmente posee casi 28 MW de potencia (véase García, 2006), para satisfacer necesidades de aglomeraciones urbanas aisladas del SADI Por el bajo factor de disponibilidad de los aerogeneradores (0,25 a 0,45%), ya que no podrá hacer frente al factor de disponibilidad de las centrales térmicas (0,65 a 0,80%), como sí pueden hacerlo las centrales nucleares (0,80 a 0,99%).

27 25 de 44 A modo de conclusión D esde la privatización del mercado ampliado de la energía, no se han realizado las inversiones pertinentes para acompañar el crecimiento de la demanda del aparato productivo nacional ni tampoco se ha financiado el desarrollo de fuentes de energía alternativas a los hidrocarburos. Por el contrario, y como se viene denunciando en todos los informes publicados por el IDICSO-USAL desde 2002 hasta la fecha, se optó por implementar un modelo energético caracterizado por: divorciar al Estado de sus funciones básicas (planificación, control, regulación y gestión del sector energético); no diversificar la configuración de la matriz energética (más bien se acentuó la dependencia gasífera); incrementar irracionalmente los niveles de extracción de hidrocarburos y desarrollar los pozos sin cuidado del medio ambiente; exportar hidrocarburos y productos derivados del crudo en un contexto de agotamiento de reservas; fijar una política de nula inversión en infraestructura de refinación de petróleo crudo, en centrales eléctricas y en transporte energético (gasoductos, oleoductos, poliductos y líneas eléctricas de alta tensión), y de escasas inversiones de capital de riesgo en exploración de yacimientos de petróleo y gas natural; crear un mercado de competencia extremadamente imperfecto: oligopolio energético (un puñado de empresas actúa en la formación de precios de combustibles y tarifas de gas y electricidad). Argentina es un país hidrocarburo-dependiente con reservas petroleras y gasíferas en plena declinación, graves problemas estructurales en la refinación de crudo, en la potencia y generación de energía eléctrica, y en el transporte de gas natural por redes y de energía eléctrica. Ello es el resultado de la enajenación de activos estratégicos y económicamente viables del Estado nacional: YPF, Gas del Estado, Agua y Energía Eléctrica, Hidronor, etc. Entonces, cabe preguntarse: cómo hará Argentina para disponer de energía a partir del próximo quinquenio si tendrá que importarla a precios internacionales? La situación será muy complicada si el país no cuenta con una política energética que priorice sus necesidades internas y al bien común de sus ciudadanos por sobre los intereses particulares de las empresas, y un planeamiento que obligue a una explotación racional de nuestros escasos recursos hidrocarburíferos y diversifique el riesgo de abastecimiento energético. Repasemos brevemente los principales problemas estructurales del sector eléctrico analizados a lo largo del presente estudio. Es de vital importancia destacar la peligrosa e irracionalmente elevada dependencia hidrocarburífera, principalmente gasífera, en la generación de energía eléctrica; pues, las empresas beneficiadas con la privatización del sector eléctrico sólo incrementaron la potencia instalada del parque termoeléctrico mediante la conversión de centrales con

28 26 de 44 turbinas de gas en ciclos combinados, con el fin de obtener mejores rendimientos y ganancias, y no construyeron nuevas centrales eléctricas. Con respecto a la generación nucleoeléctrica, durante la gestión del Ing. Jorge Lapeña en la Secretaría de Energía y Minería de la Nación (gobierno de Alfonsín), se paralizó absurda e irracionalmente el plan nuclear nacional con el argumento falaz de que Argentina era un país gasífero, y que se debía emplear a este recurso natural no renovable para la satisfacción presente y futura de las necesidades energéticas del aparato productivo nacional. Ello significó la casi paralización de las obras en la Central Nuclear Atucha II, la que debió ingresar al Sistema Argentino de Interconexión en 1987 (Fernández Franzini y De Dicco, 2006). Con la reforma del Estado menemista el sector nuclear sufrió fuertes disminuciones presupuestarias y fugas al exterior de buena parte de su personal altamente calificado, y las obras en Atucha II quedaron totalmente paralizadas a comienzos de la década de Entonces, considerando que el 54% del suministro eléctrico local proviene de centrales térmicas que consumen principalmente gas natural y en menor medida derivados del crudo (fuel-oil y diesel-oil) y carbón mineral, urge la necesidad de aumentar cuanto antes la potencia instalada del parque de generación nucleoeléctrica. En suma, de los diferentes desarrollos realizados en los capítulos precedentes y de las conclusiones parciales manifestadas arriba, surgen las siguientes conclusiones y reflexiones finales. Conclusiones finales De no revertirse el diagnóstico planteado a lo largo del presente estudio, Argentina marchará hacia un colapso energético sin retorno en el corto plazo, como resultado de la privatización del mercado ampliado de la energía y de la deserción del Estado de sus funciones básicas. La hipótesis plantea un colapso en el sistema de transmisión de energía eléctrica y fallas parciales en un principio, totales luego con origen en la capacidad de fuerza de las usinas. Por otra parte, considerando los informes publicados por el IDICSO-USAL durante los últimos cuatro años, debe añadirse que, además, hacia el año 2010 la escasez de combustibles obligará al futuro gobierno ( ) a implementar y regular un programa de racionamiento en la entrega de gas natural para uso domiciliario, industrial y vehicular, de gas licuado de petróleo envasado en garrafas y tubos, de combustibles derivados del petróleo crudo (naftas, gas-oil, aerokerosene, fuel-oil, diesel-oil, etc.), sin olvidar la escasez de insumos requeridos por la industria petroquímica para la elaboración de agroquímicos, fertilizantes, plásticos, solventes, etc. Las fuerzas del mercado no lo evitarán planificando la disponibilidad energética del país en el futuro, ya que la razón de ser de la empresa privada es maximizar beneficios en el menor tiempo posible, minimizando las inversiones, y en particular las de capital de riesgo. En ese sentido, no se puede criticar a una empresa privada por querer obtener una renta extraordinaria, reduciendo sus costos operativos y aumentando los precios de los combustibles y tarifas de servicios públicos (gas y electricidad) cuando ostenta una posición monopólica u oligopólica, según el caso, otorgada por el Estado. Por el

29 27 de 44 contrario, ésta es la actitud esperable de un agente económico privado, de acuerdo con la teoría del laissez faire, laissez passer. Lo que sí debe criticarse es que las empresas cometan violaciones a la legislación nacional e incumplimientos contractuales (es decir, violar la seguridad jurídica de los ciudadanos argentinos), fraudes contables y evasión impositiva, y, por sobre todo, que el Estado no se haga cargo de esa problemática y fomente el descontrol de los mercados energéticos, en detrimento del abastecimiento presente y futuro del aparato productivo nacional. Al Estado le corresponde la responsabilidad de encausar mediante una intervención y regulación apropiada, los requerimientos socioeconómicos y el planeamiento estratégico nacional, sin perder de vista el objetivo de la actividad privada de obtener ganancias. Las inversiones de capital de riesgo son necesarias para evaluar las posibilidades energéticas de un país, que son la base sobre la que el Estado debe planificar su desarrollo sostenible. Si la actividad privada no está obligada a realizar tales inversiones, tiene la posibilidad de evitarlas. No es posible esperar inversiones en ningún área de la productividad o de la industria si no se asegura al inversor la disponibilidad de energía, por tiempo razonable y a precios que le permitan competir en los mercados (interno e internacional). Pensar que llegarán inversiones por la imagen del gobierno o por las señales del mercado financiero, es menospreciar la capacidad de planeamiento de los países centrales, o de las empresas que a ellos responden, y no ver la realidad, por así decirlo, más allá de las narices. La actual Administración Pública tiene la oportunidad de recuperar los activos estratégicos y económicamente viables del Estado si hace respetar la seguridad jurídica (el producto del sistema normativo) de los ciudadanos argentinos, principalmente si orienta la renegociación de los contratos de prestación de servicios públicos de la energía (gas natural y electricidad) a la evaluación de los cumplimientos contractuales por parte de las empresas pertinentes. De no hacerlo, no habrá forma de financiar el desarrollo de fuentes energéticas alternativas a los hidrocarburos, y, con ello, el colapso del sector clave de la economía nacional será una triste realidad. Reflexiones finales Cuando pensamos en planificación, inmediatamente estamos pensando en una tarea en relación al futuro, y no puede concebírsela de otro modo. Entonces, qué futuro deseamos los argentinos?, sobre qué bases descansa el futuro deseado?, realmente estamos pensando los argentinos en el futuro? No hay dudas que en las mentes y corazones de muchos compatriotas el deseo tan ansiado es lograr convertir a la Argentina en un país desarrollado, y en este sentido se destaca la importancia que adquieren las siguientes preguntas: qué tipo de desarrollo?, cuáles son los objetivos que se pretenden alcanzar con el desarrollo? La planificación del desarrollo es un instrumento que ayuda a prever la construcción del futuro, y la misma es una función de la que el Estado nacional no puede estar divorciado. Argentina debe asegurarse un desarrollo autónomo en un contexto de Integración Regional Sudamericana (basada en los ejes energético, hidrográfico,

30 28 de 44 industrial y científico-técnico), que exprese la soberanía política y económica del país, con el propósito de dar fin a las relaciones de dependencia económica, tecnológica y cultural con los países centrales (véase Diagrama Modelo Lahoud - De Dicco - Bernal ). Sin desarrollo energético no hay desarrollo integral de la economía, de modo tal que cualquier planificación para mejorar las condiciones de vida, provocar expansión económica con real efecto derrame sobre la sociedad en su conjunto (y no sobre el sector primario de la economía, beneficiando únicamente a una clase social minoritaria), aumentar el poderío industrial y la potencialidad global de un país o región, debe tener planteada como condición previa el mejoramiento sustancial de la oferta energética. En suma, la planificación energética es una función clave de los Estados soberanos de América Latina. Sin este tipo de planificación la profundización del subdesarrollo insostenible y el colapso energético resultan inevitables. Cómo hará Argentina para emanciparse del subdesarrollo insostenible? La vía de la industrialización y del avance científico-técnico en un contexto de Integración Regional Sudamericana, es el vector. La energía, la plataforma de lanzamiento. Este es el camino posible y necesario para lograr transformar nuestra actividad económica de un perfil extractor-exportador de materias primas de escaso valor agregado a una de productor-exportador de productos industriales avanzados de alta tecnología y valor agregado, generador de demanda de mano de obra altamente calificada. Ricardo A. De Dicco. Buenos Aires, 17 de Agosto de 2006 Se exhibe a continuación un diagrama modelo de Integración Regional Sudamericana, basado en tres ejes estratégicos: energético-hidrográfico e industrial-científico-técnico:

31 29 de 44 Diagrama Modelo Lahoud - De Dicco - Bernal Los ejes estratégicos de la Integración Regional Sudamericana Eje de Integración Energética e Hidrográfica - CONO ENERGÉTICO: Petroamérica: Petrosur, Petroandina y Gas del Sur (en un sentido más amplio Petrocaribe). Integración de la cadena energética: Redes de oleoductos, poliductos, gasoductos y electroductos, Refinerías, Petroquímicas y Centrales Eléctricas bajo la gestión y planificación de los Estados de la Comunidad Sudamericana de Naciones. Nucleoeléctrica de la Patria Grande. Desarrollo de la tecnología nuclear para la generación de energía eléctrica, extracción de crudos pesados, alimentación de plantas de electrólisis para producir hidrógeno-vehicular y procesamiento de radioisótopos de uso industrial y medicinal, bajo la gestión y planificación de los Estados de la Comunidad Sudamericana de Naciones (Proyecto CAREM, de la CNEA e INVAP Sociedad del Estado). Objetivos: Brindar acceso a la energía a todos los ciudadanos de la región (el acceso a la energía es un derecho humano y obligación de los Estados), optimización de costos y ventajas competitivas de los aparatos productivos de las unidades nacionales reindustrialización y avance científico-técnico autónomo en un contexto de integración regional financiada con la renta energética controlada por los Estados de la Comunidad Sudamericana de Naciones. - CANAL SUDAMERICANO: ORINOCO-AMAZONAS-PARANÁ-DE LA PLATA. Integración de las Cuencas. Comunicación Fluvial. Proyección Marítima. Infraestructura Portuaria. Eje de Integración Industrial y Científico-Técnico - Asociación de los Estados de la región en el desarrollo de cadenas productivas de valor agregado y complementación sectorial entre unidades nacionales. - Asociación de los Estados de la región en la transferencia-socialización de conocimientos y tecnologías entre unidades nacionales.

32 30 de 44 Apéndice de imágenes y mapas Diagrama de flujo de una central térmica de ciclo combinado Fuente: Secretaría de Energía de la Nación. Esquema de una instalación hidroeléctrica Nota: La potencia de la central es proporcional al caudal de agua, Q, por la altura del salto, H. q es el caudal aportado por el río (Legisa y Reali, 1989). Fuente: Legisa y Reali (1989).

33 31 de 44 Imagen 1. Central Hidroeléctrica Binacional Yacyretá (Provincia de Corrientes) Fuente: Entidad Binacional Yacyretá (Rep. Argentina - Rep. de Paraguay). Imagen 2. Central Hidroeléctrica Binacional Salto Grande (Provincia de Entre Ríos) Fuente: Comisión Técnica Mixta de Salto Grande (Rep. Argentina - Rep. O. del Uruguay).

34 32 de 44 Imagen 3. Central Hidroeléctrica Piedra del Águila (Provincias del Neuquén y Río Negro) Fuente: Hidronor S.A. Imagen 4. Central Hidroeléctrica Alicurá (Provincias del Neuquén y Río Negro) Fuente: Organismo Regulador de Seguridad de Presas (ORSEP).

35 33 de 44 Imagen 5. Central Hidroeléctrica El Chocón (Provincias del Neuquén y Río Negro) Fuente: Organismo Regulador de Seguridad de Presas (ORSEP). Imagen 6. Central Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú (Provincias del Neuquén y Río Negro) Fuente: Organismo Regulador de Seguridad de Presas (ORSEP).

36 34 de 44 Imagen 7. Central Nucleoeléctrica Atucha I (Provincia de Buenos Aires) Fuente: Nucleoeléctrica Argentina S.A. Imagen 8. Central Nucleoeléctrica Atucha II (Provincia de Buenos Aires) Fuente: Nucleoeléctrica Argentina S.A.

37 35 de 44 Imagen 9. Central Nucleoeléctrica Embalse (Provincia de Córdoba) Fuente: Nucleoeléctrica Argentina S.A. Imagen 10. Central Argentina de Elementos Modulares (CAREM) Fuente: INVAP Sociedad del Estado. Imagen 11. Central Argentina de Elementos Modulares (CAREM)