Plan de Acción Nacional de Energía y Cambio Climático

1.1 El cambio climático y el sector energía 23

1.1.1 Consumo de combustibles y emisiones de gases de efecto invernadero 23

1.1.2 Impactos del cambio climático y adaptación 26 2. Visión, alcance y objetivos del Plan de Acción 28

2.1 Visión 28

2.2 Alcance 28

2.3 Objetivos al 2030 28

2.4 Escenarios considerados 28 3. Medidas de mitigación del Plan de Acción 31

3.1 Eje de oferta de energía: medidas de mitigación 34

3.1.1 Generación eléctrica a partir de fuentes renovables no convencionales conectadas a la red 34

3.1.2 Generación eléctrica distribuida 36

3.1.3 Corte con biocombustibles 38

3.1.4 Generación hidroeléctrica 40

3.1.5 Generación nuclear 42

3.1.6 Generación eléctrica aislada de la red 46

3.1.7 Sustitución de fósiles con mayor factor de emisión por gas natural en la generación eléctrica 47

3.1.8 Mejora en la eficiencia de centrales térmicas 47

3.2 Eje de demanda de energía: medidas de mitigación 48

3.2.1 Economizadores de agua 48

3.2.2 Calefones solares 49

3.2.3 Alumbrado público 50

3.2.4 Eficiencia en electrodomésticos 53

3.2.5 Bombas de calor 55

3.2.6 Envolvente térmica en edificios 56

3.2.7 Calefones eficientes 58

3.2.8 Iluminación residencial 59 4. Medidas de adaptación 60 5. Pasos a seguir 60 Bibliografía y fuentes 61 Anexos 63 Anexo I: Información sobre el sector energía 63 Anexo II: Categorías del Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero relevantes 83 para el sector energía 4 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Índice de figuras Figura 1. Proceso de desarrollo de la Contribución Nacional. 8 Figura 2. Participación del sector energía, atribuible a MINEM, en las emisiones totales de Gases de Efec- 9 to Invernadero (INGEI 2014). Figura 3. Visión, alcance y objetivos del Plan de Acción. 10 Figura 4. Estructura del Plan de Acción. 11 Figura 5. Hitos de la Argentina en cambio climático. 15 Figura 6. Proceso de desarrollo de la Contribución Nacional. 15 Figura 7. Meta de mitigación presentada en la Contribución Nacional. 16 Figura 8. Instancias de trabajo del Gabinete Nacional de Cambio Climático (2016-2017). 17 Figura 9. Inventario nacional de gases de efecto invernadero por organismo de aplicación (2014). 18 Figura 10. Proceso de elaboración de los planes de acción sectoriales de cambio climático en el mar- 19 co del Gabinete Nacional de Cambio Climático. Figura 11. Sistema de Mapas de Riesgo del Cambio Climático. 20 Figura 12. Consumo final de energía por fuentes (2016). 21 Figura 13. Consumo final de energía por sector (2016). 22 Figura 14. Participación por fuente en la oferta interna total de energía (2016). 22 Figura 15. Potencia instalada (2016). 23 Figura 16. Emisiones totales de gases de efecto invernadero por sector IPCC (2014). 23 Figura 17. Inventario del sector energía (2014). 24 Figura 18. Evolución histórica de las emisiones por subsector (1990-2014). 25 Figura 19. Inventario de energía sin subsectores transporte e industria manufacturera. 25 Figura 20. Principales impactos del cambio climático en la Argentina. 26 Figura 21. Visión, alcance y objetivos del Plan de Acción. 28 Figura 22. Oferta interna total de energía 2030. 29 Figura 23. Fuentes de generación de energía eléctrica. 30 Figura 24. Estructura de Plan de Acción. 31 Figura 25. Aporte del sector nuclear a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. 44 Figura 26. Áreas de gestión de la información. 63 Figura 27. Participación de cada fuente en la oferta interna total de energía (2016). 64 Figura 28. Evolución de la oferta interna total de energía (1960-2016). 65 Figura 29. Evolución de la producción de petróleo por cuenca (2007-2016). 66 Figura 30. Evolución de la producción de petróleo por tipo de recurso (2007-2016). 66 Figura 31. Evolución de la producción de gas natural por cuenca (2007-2016). 67 Figura 32. Evolución de la producción de gas natural por tipo de recurso (2007-2016). 68 Figura 33. Contenido energético de subproductos obtenidos en refinerías (2016). 69 Figura 34. Evolución de la oferta interna y del comercio exterior de gas natural. 71 Figura 35. Gas natural entregado por tipo de usuario (2016). 71 Figura 36. Distribución del gas natural entregado por tipo de usuario (enero y julio de 2016). 72 Figura 37. Evolución de la producción, de las ventas y de las exportaciones de biodiésel (2008-2016). 73 Figura 38. Evolución de la producción y de las ventas de bioetanol (2009-2016). 73 Figura 39. Potencia instalada (2016). 74 Figura 40. Evolución de la generación eléctrica por tecnología (2007-2016). 75 Figura 41. Fuentes energéticas utilizadas para la generación eléctrica (2016). 75 Figura 42. Evolución de la balanza comercial energética (2007-2016). 76 Figura 43. Consumo final de energía por fuentes (2016). 77 Figura 44. Consumo final de energía por sector (2016). 78 Figura 45. Consumo final total de energía por sector y por fuente (2016). 78 Figura 46. Consumo final de energía del sector residencial por fuente (2016). 79 Figura 47. Consumo final de energía del sector comercial y público por fuente (2016). 80 Figura 48. Consumo final de energía del sector transporte por fuente (2016). 81 Figura 49. Consumo final de energía del sector agropecuario por fuente (2016). 82 Figura 50. Consumo final de energía del sector industrial por fuente (2016). 83 PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 5 Índice de tablas Tabla 1. Medidas previstas en el Plan de Acción. 12 Tabla 2. Emisión del sector energía según categoría. 26 Tabla 3. Principales medidas previstas para el sector energía hasta 2030. 32 Tabla 4. Reducciones consideradas y generación eléctrica a partir de la generación mediante fuentes 35 renovables. Tabla 5. Reducciones consideradas y generación eléctrica a partir de la generación distribuida. 37 Tabla 6. Reducciones consideradas y consumo de biodiésel y bioetanol a partir del corte con bio- 38 combustibles. Tabla 7. Reducciones y consumo de biodiésel y bioetanol según el objetivo adicional. 39 Tabla 8. Reducciones consideradas a partir de la generación hidroeléctrica. 40 Tabla 9. Reducciones consideradas a partir de la generación nuclear. 43 Tabla 10. Reducciones consideradas y actividad a partir de la implementación de la medida. 46 Tabla 11. Reducciones consideradas y viviendas alcanzadas por la medida de economizadores de agua. 48 Tabla 12. Reducciones consideradas, viviendas alcanzadas y colectores acumulados a partir de la 50 implementación de calefones solares. Tabla 13. Reducciones consideradas y tecnología utilizada en el alumbrado público. 51 Tabla 14. Reducciones consideradas a partir de la incorporación de electrodomésticos eficientes. 53 Tabla 15. Reducciones consideradas y cantidad de equipos a partir de la incorporación de bombas de calor. 55 Tabla 16. Reducciones consideradas y cantidad de viviendas alcanzadas por la mejora de la envolvente 56 térmica. Tabla 17. Reducciones consideradas y porcentaje de equipos eficientes. 58 Tabla 18. Reducciones consideradas y porcentaje de iluminación LED. 59 Tabla 19. Evolución de la oferta interna total de energía (2007-2016). 64 Tabla 20. Evolución de la producción de petróleo por cuenca (2007-2016). 65 Tabla 21. Evolución de la producción de petróleo por tipo de recurso (2007-2016). 66 Tabla 22. Evolución de la producción de gas natural por cuenca (2007-2016). 67 Tabla 23. Evolución de la producción de gas natural por tipo de recurso (2007-2016). 68 Tabla 24. Balance de transformación en centros de refinación (2007-2016). 69 Tabla 25. Evolución de las ventas al mercado interno de los principales derivados del petróleo (2007-2016). 70 Tabla 26. Evolución de la oferta interna y del comercio exterior de gas natural (2007-2016). 70 Tabla 27. Evolución del gas natural entregado por tipo de usuario en el total sistema (2007-2016). 71 Tabla 28. Evolución de la producción, de las ventas y de las exportaciones de biodiésel (2008-2016). 72 Tabla 29. Evolución de la producción y de las ventas de bioetanol (2009-2016). 73 Tabla 30. Balance del Mercado Eléctrico Mayorista (2007-2016). 74 Tabla 31. Evolución de la generación eléctrica por tecnología (2007-2016). 75 Tabla 32. Importaciones y exportaciones por producto (2016). 76 Tabla 33. Evolución del consumo final de energía por fuente (2007-2016). 77 Tabla 34. Evolución del consumo final de energía por sector (2007-2016). 77 Tabla 35. Evolución del consumo final de energía del sector residencial por fuente (2007-2016). 79 Tabla 36. Evolución del consumo final de energía del sector comercial y público por fuente (2007-2016). 80 Tabla 37. Evolución del consumo final de energía del sector transporte por fuente (2007-2016). 81 Tabla 38. Evolución del consumo final de energía del sector agropecuario por fuente (2007-2016). 82 Tabla 39. Evolución del consumo final de energía del sector industrial por fuente (2007-2016). 82 6 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Siglas BID Banco Interamericano de Desarrollo LFC Lámparas fluorescentes compactas BIRF Banco Internacional de Reconstrucción y MAyDS Ministerio de Ambiente y Desarrollo Fomento Sustentable BUR Biennial Update Report / Informe Bienal de MDL Mecanismo para un Desarrollo Limpio Actualización MEM Mercado Eléctrico Mayorista CAF Banco para el Desarrollo de América Latina MINEM Ministerio de Energía y Minería CAMMESA Compañía Administradora del Mercado NC No convencional Mayorista Eléctrico NDC Nationally Determined Contributions / CAREM Central Argentina de Elementos Modulares Contribución Nacionalmente Determinada CEED Centro de Estudios de Energía para el ONG Organización No Gubernamental Desarrollo ONU Organización de las Naciones Unidas CENEREE Centro de Energías Renovables y Eficiencia OTBN Ordenamiento Territorial de Bosques Energética Nativos CMNUCC Convención Marco de las Naciones Unidas PAH Pequeños aprovechamientos hidroeléctricos sobre el Cambio Climático PANAGyCC Plan de Acción Nacional de Agricultura, CNEA Comisión Nacional de Energía Atómica Ganadería y Cambio Climático COFEMA Consejo Federal de Medio Ambiente PANEyCC Plan de Acción Nacional de Energía y CONICET Consejo Nacional de Investigaciones Cambio Climático Científicas y Técnicas PANIyCC Plan de Acción Nacional de Industria y COP Conferencia de las Partes Cambio Climático DNCC Dirección Nacional de Cambio Climático PANTyCC Plan de Acción Nacional de Transporte y DOE Department of Energy / Departamento de Cambio Climático Energía de los Estados Unidos PCN Primera Comunicación Nacional EBISA Emprendimientos Energéticos Binacionales S.A. PERMER Proyecto de Energías Renovables en EBY Entidad Binacional Yacyretá Mercados Rurales ENARSA Energía Argentina Sociedad Anónima PHWR Pressurized Heavy Water Reactor / Reactor ENGHo Encuesta Nacional de Gastos de los de Agua Pesada a Presión Hogares PLAE Plan de Alumbrado Eficiente EsIA Estudio de Impacto Ambiental PNA Plan Nacional de Adaptación FAO Food and Agriculture Organization / PNUD Programa de las Naciones Unidas para el Organización de las Naciones Unidas para la Desarrollo Alimentación y la Agricultura PPP Participación público-privada FODER Fondo Fiduciario para el Desarrollo de PROBIOMASA Proyecto para la Promoción de Energía Energías Renovables Derivada de Biomasa FODIS Fondo para la Generación Distribuida de PRONUREE Programa Nacional de Uso Racional y Energías Renovables Eficiente de la Energía FOSOL Fondo Fiduciario para el Desarrollo de PWR Pressurized Water Reactor / Reactor de Energía Solar Térmica Agua a Presión GEF Global Environment Facility / Fondo para el RCP Representative Concentration Pathways / Medio Ambiente Mundial Trayectorias de concentración GEI Gases de efecto invernadero representativas GENREN Programa de Generación de Energía SAP NT Nuevas Tecnologías de Sodio de Alta Eléctrica a partir de Fuentes Renovables Presión GNCC Gabinete Nacional de Cambio Climático SCN Segunda Comunicación Nacional GNU General Public License SIMARCC Sistema de Mapas de Riesgo del Cambio IAEA Atomic Energy Agency / Organismo Climático Internacional de Energía Atómica SMR Small Modular Reactors / Reactores INDC Intended Nationally Determined Modulares Pequeños Contributions / Contribución Prevista y TCN Tercera Comunicación Nacional Determinada a Nivel Nacional TG Turbina de gas INDEC Instituto Nacional de Estadística y Censos TV Turbina de vapor INGEI Inventario Nacional de Gases de Efecto UBA Universidad de Buenos Aires Invernadero UNaM Universidad Nacional de Misiones IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change / UNLP Universidad Nacional de la Plata Panel Intergubernamental de Cambio UTE Unión Transitoria de Empresas Climático YPF Yacimientos Petrolíferos Fiscales IRAM Instituto Argentino de Normalización y Certificación LED Light-emitting diode / Diodo electroluminiscente PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 7 Resumen ejecutivo Compromiso de la Argentina en materia y costos de tecnología y de financiamiento para no exce- de cambio climático der las 369 MtCO2eq adicionalmente al 2030. Estas me- didas adicionales no integran la Contribución Nacional pero definen el trabajo a futuro hacia el que se procurará El Acuerdo de París establece el objetivo global avanzar junto con la comunidad internacional en pos de de “mantener el aumento de la temperatura media resolver los aspectos que fundamentan su condicionali- mundial muy por debajo de 2 ºC con respecto a los dad, para incluirlas en la próxima Contribución Nacional. niveles preindustriales, y proseguir los esfuerzos para limitar ese aumento de la temperatura a 1,5 ºC con La Contribución Nacional se logrará a través de la im- respecto a los niveles preindustriales, reconociendo plementación de una serie de medidas de mitigación a que ello reduciría considerablemente los riesgos y lo largo de la economía, focalizando en los sectores de los efectos del cambio climático”. Energía, Agricultura, Bosques, Transporte, Industria e Infraestructura (incluyendo residuos sólidos urbanos). En este marco, el Acuerdo convoca a las partes firman- En materia de adaptación a los impactos del cambio tes a presentar ante la Convención Marco de las Nacio- climático, el país se comprometió a desarrollar un Plan nes Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) sus Nacional de Adaptación (PNA) para el año 2019. Figura 1. Proceso de desarrollo de la Contribución Nacional. “Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional” (NDC, Con el objetivo de reforzar la posición de liderazgo, por sus siglas en inglés) como parte de la respuesta proactividad y compromiso frente al cambio climáti- mundial frente al cambio climático, así como a realizar co, durante 2017, el país inició el desarrollo de planes y comunicar esfuerzos ambiciosos con miras a alcan- de acción sectoriales de cambio climático para orga- zar el propósito del Acuerdo. nizar la implementación de la Contribución Nacional. Los planes de acción sectoriales de cambio climático La Argentina adoptó el Acuerdo de París bajo la plantean la estrategia de los ministerios competen- CMNUCC mediante la Ley 27.270 y depositó el instru- tes para ejecutar las medidas de mitigación y adap- mento de ratificación ante el Secretario General de las tación de la Contribución Nacional, incluyendo para Naciones Unidas el 21 de septiembre de 2016. Durante ello hojas de ruta para cada medida, que definen li- la vigésima segunda Conferencia de las Partes (COP22), neamientos concretos para alcanzar los objetivos. realizada en Marruecos en noviembre de 2016, la Ar- gentina presentó su Contribución Determinada a Nivel En las hojas de ruta se describe el posible camino Nacional en su versión Revisada, que reemplazó a la de implementación de cada medida, incluyendo Contribución Prevista y Determinada a Nivel Nacional los organismos responsables de su ejecución, las (INDC, por sus siglas en inglés) del año 2015 (Figura 1). barreras y los instrumentos regulatorios y econó- micos que posibilitan actual o potencialmente la La Argentina fue el primer país en presentar una revisión implementación. Además, se menciona el finan- de su Contribución Nacional para hacerla más ambicio- ciamiento existente y necesario para desarrollar sa. La meta absoluta asumida es “no exceder la emisión las medidas y se presentan los indicadores y las neta de 483 millones de toneladas de dióxido de carbo- variables que permitirán realizar el seguimiento no equivalente (MtCO2eq) en el año 2030”. Se incluyeron y monitoreo del cumplimiento de los objetivos además medidas sujetas a condiciones de disponibilidad cuantitativos asumidos. 8 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Figura 2. Participación del sector energía, atribuible a MINEM, en las emisiones totales de gases de efecto invernadero (INGEI 2014). Fuente: Dirección Nacional de Cambio Climático. Secretaría de Cambio Climático y Desarrollo Sustentable. Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable. El proceso de revisión de la Contribución Nacional Por su parte, el sector comercial y público representó realizado en 2016 y, posteriormente, el desarrollo de el 8,6 % de la demanda, mientras que el sector agrope- planes de acción sectoriales en 2017, se realizaron en cuario representó el 7,4 % restante. el marco del Gabinete Nacional de Cambio Climático (GNCC), que es una instancia de articulación para la Los principales consumos de energía se satisfacen definición de políticas públicas de cambio climático, mediante gas natural y derivados de petróleo (cada creado por el Poder Ejecutivo Nacional mediante el uno aporta un 38 %), energía eléctrica (21 %) y otros Decreto 891/2016. El Gabinete está conformado por (3 %). Particularmente, en el sector residencial, la diecisiete ministerios, es presidido por el Jefe de demanda de energía se satisface con gas natural en Gabinete de Ministros y cuenta con la coordinación un 64 %, seguido por energía eléctrica en un 25 %, y técnica de la Secretaría de Cambio Climático y Desa- el 11 % restante, con otras fuentes energéticas. rrollo Sustentable del Ministerio de Ambiente y De- sarrollo Sustentable de la Nación (MAyDS). Emisiones de gases de efecto invernadero Características del sector energía El sector energía es el más importante en términos de emisiones de gases de efecto invernadero (53 %) de La oferta interna de energía se caracteriza por su acuerdo con el Inventario Nacional de Gases de Efecto fuerte dependencia de los combustibles de origen Invernadero 2014, por lo que la Contribución Nacional fósil. Esta fuente representó, en el año 2016, el 88,4 % correspondiente al sector también es la que presenta el de la oferta interna total, en la que un 55,4 % corres- mayor potencial de mitigación. pondió al gas natural, un 31,8 % al petroleo y sus derivados, y 1,2 % al carbón mineral y derivados. En Las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) referencia a la capacidad de generación de electrici- sobre las cuales el Ministerio de Energía y Minería dad, el 61,2 % de la potencia instalada correspondió (MINEM) podría tener influencia directa represen- a fuentes térmicas; seguidas por las hidroeléctricas, tan el 28,7 % de las emisiones nacionales, es decir, con un 31,5 %; las nucleares, con un 5,2 % y por las alrededor de 106 MtCO2eq. Dichas emisiones son fuentes renovables no convencionales (pequeños producto de la combinación de la matriz del abas- aprovechamientos hidroeléctricos, solar, eólica, bio- tecimiento energético, la tecnología y los hábitos de masa y biogás), con un 2,1 %. consumo. En relación con el consumo de energía, el sector trans- porte representó, en 2016, el 31,3 % del consumo final, Plan de Acción Nacional de Energía y manteniéndose como el sector de mayor importancia Cambio Climático en términos de consumo. El sector residencial apareció como el segundo más relevante con el 28,6 %, seguido Este documento tiene como objetivo planificar la im- por el sector industrial con una participación del 24,1 %. plementación de las medidas contenidas en la Contri- PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 9 bución Nacional bajo la jurisdicción del MINEM, con el Las medidas y acciones de mitigación conside- fin de acompañar el desarrollo del país de acuerdo con radas en la Contribución Nacional se estructu- los compromisos asumidos en materia de cambio cli- ran en dos ejes centrales correspondientes a la mático. oferta y la demanda de energía. En su conjunto, permitirían una reducción de emisiones para el La elaboración del Plan fue coordinada por la Di- año 2030 de 77 MtCO 2eq. Se espera que este rección Nacional de Cambio Climático (DNCC) objetivo sectorial de reducción de emisiones de del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Susten- GEI contribuya de manera significativa al cum- table (MAyDS) conjuntamente con el Ministerio plimiento de la meta de la Contribución Nacio- de Energía y Minería (MINEM), con el apoyo del nal. Las medidas referidas al sector transporte Programa de las Naciones Unidas para el Desa- se encuentran detalladas en el Plan de Acción rrollo (PNUD). También fue consensuado con los Nacional de Transporte y Cambio Climático ministerios que componen el GNCC, con la Mesa (PANTyCC). de Energía del GNCC, y con actores representati- vos de los sectores académicos, organizaciones Asimismo, mediante un conjunto de medidas adi- no gubernamentales (ONG), cámaras, empresas y cionales se podrían lograr ahorros por 24 MtCO2eq el sector de los trabajadores, y participantes de que llevarían a reducciones de 101 MtCO2eq para el las mesas ampliadas del GNCC. año 2030, en caso de superar las barreras para su implementación, que actualmente fundamentan su La siguiente visión estratégica guía el desarrollo condicionalidad. del presente Plan de Acción: La Figura 4 y la Tabla 1 clasifican, describen y muestran el potencial de reducción de GEI de Para el año 2030, la Argentina habrá imple- las medidas de mitigación consideradas en el mentado políticas, acciones y medidas para el PANEyCC. abastecimiento asequible de energía de mane- ra limpia, confiable y sostenible, acompañando el crecimiento productivo y poblacional e in- corporando el uso responsable de la energía a través de la promoción de la eficiencia energé- tica como eje rector, logrando una reducción sustancial de las emisiones de GEI y mecanis- mos de adaptación al cambio climático que reduzcan la exposición al riesgo y la vulnerabi- lidad social y de los sistemas energéticos. Figura 3. Visión, alcance y objetivos del Plan de Acción. META INCONDICIONAL 10 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Figura 4. Estructura del Plan de Acción. Cada una de estas medidas está brevemente ca- Cabe destacar que los planes de acción sectoriales racterizada en el documento y, para la mayoría de presentan partes de su estructura en desarrollo y ellas, se estimó el impacto en materia de ahorro se elaborarán, complementarán o ajustarán pro- de emisiones como resultado de su implementa- gresivamente. Por otra parte, las hojas de ruta de ción, hasta el año 2030 como horizonte temporal las medidas de mitigación constituyen contenidos de referencia. No obstante, todas las cuantifica- sometidos a una mejora continua. ciones se realizaron en función de parámetros y supuestos vigentes al momento de la estimación En cuanto al desarrollo de actividades de adap- y elaboración del presente Plan. Los valores obte- tación, se planifica la incorporación de estudios nidos se modificarán y actualizarán de acuerdo a para reforzar la identificación de necesidades, la disponibilidad de nuevos datos, a la actualiza- riesgos y vulnerabilidades que permitan profun- ción de supuestos y a los ajustes por interacción dizar el desarrollo de medidas de adaptación es- entre medidas. pecíficas, en línea con los cambios esperados a futuro y con los potenciales impactos en el sector. Por lo tanto, la cuantificación individual de cada Asimismo, se requiere un análisis en profundidad medida en el presente documento tiene como de las interacciones entre las medidas y un mayor objetivo apoyar la planificación interna en el ajuste de los aspectos vinculados con el financia- marco del GNCC y del Consejo Federal de Me- miento actual y futuro para la implementación de dio Ambiente (COFEMA) y no constituyen ob- las medidas, que se realizarán en etapas subsi- jetivos sectoriales específicos. El compromiso guientes del plan de trabajo. ante la comunidad internacional es la meta ab- soluta establecida en la Contribución Nacional. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 11 Tabla 1. Medidas previstas en el Plan de Acción. Ejes de Reducción intervención Medida Tipo al 2030 Descripción (MtCO2eq) Oferta Generación Incondicional 17,55 Instalación de centrales de generación a partir de eléctrica a fuentes renovables no convencionales. Incluye cen- partir de fuentes trales eólicas, solares, pequeños aprovechamientos renovables Adicional 4,61 hidroeléctricos (PAH) (< 50 MW), generación con no conven- biomasa y otras fuentes renovables, según la Ley cionales conectadas 27.191. a la red Generación Adicional 0,29 Generación de electricidad a nivel residencial y eléctrica comercial/industrial pequeño, conectada a la red, distribuida empleando fuentes renovables de energía. Esta medida propone que una parte de la generación se realice directamente en los puntos de consu- mo, disminuyendo la carga sobre los sistemas de transporte y distribución de energía. Corte con Incondicional 5,11 Utilización de combustibles de origen vegetal para el biocombus- corte de los combustibles de origen fósil en el trans- tibles Adicional 1,06 porte carretero. Incluye biodiésel y bioetanol. El obje- tivo incondicional consiste en mantener el corte del diésel en 10 % y el de nafta en 12 %. Generación Incondicional 6,30 Generación de electricidad a partir de recursos hídri- hidroeléc- cos de gran escala (> 50 MW), conectados a la red. El trica Adicional 0,73 objetivo incondicional al 2030 establece la incorpora- ción de 2.173 MW. Generación Incondicional 11,74 Instalación de centrales de generación nuclear nuclear conectadas a la red. Considerando solamente las Adicional 3,00 medidas incondicionales, la generación nuclear pasaría a representar, en 2030, casi el 13 % de la generación anual total. Generación Incondicional 0,05 Generación eléctrica renovable (eólica, solar y eléctrica PAH) en viviendas e instalaciones públicas aisla- aislada de la das de la red. El Proyecto de Energías Renovables red en Mercados Rurales (PERMER) tiene como obje- (PERMER) tivo facilitar el acceso a la energía de poblaciones rurales dispersas, alejadas de las redes de distri- bución. Sustitución Nueva Sustitución de combustibles fósiles carbono inten- de fósiles con sivos (carbón, fueloil y diésel) por gas natural para mayor factor la generación de energía eléctrica conectada a red. de emisión por gas natural en la generación eléctrica 12 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Oferta Mejora en Nueva Aumento de la eficiencia en la generación. Incluye la eficiencia actividades como el reemplazo de turbinas de gas de centrales a ciclo abierto por sistemas de ciclo combinado térmicas para generación eléctrica conectada a la red, entre otros. La adecuación tecnológica de los cierres de ciclo incluye la instalación de calderas recuperado- ras de calor y de turbinas de vapor. Demanda Economi- Adicional 3,10 Utilización de dispositivos reguladores del caudal zadores de de agua en los grifos para reducir el consumo de agua combustible en el calentamiento de agua. Calefones Incondicional 0,64 Utilización de calefones solares para el calenta- solares miento del agua sanitaria. La distribución entre Adicional 0,39 incondicional y adicional está aún en etapa de de- finición. Alumbrado Incondicional 4,62 Incorporación de luminarias de mayor eficiencia público energética en el alumbrado público (uno de los sectores de mayor potencial para la reducción de emisiones). Los nuevos sistemas incluyen tanto tecnología light-emitting diode (LED) como nue- vas tecnologías de Sodio de Alta Presión (SAP NT), para sustituir las luminarias tradicionales de SAP o de mercurio. Eficiencia en Incondicional 10,62 Actualización del parque de electrodomésticos y electrodo- su reemplazo por equipos de mayor eficiencia. In- mésticos Adicional 1,30 cluye el etiquetado de heladeras, lavarropas, equi- pos de aire acondicionado y televisores, y la incor- poración de equipos con reducción de consumo en modo stand-by. Bombas de Adicional 3,20 Reemplazo de las estufas de tiro balanceado por calor equipos de aire acondicionado frío-calor (bombas de calor). Envolvente Adicional 1,21 Mejora de las aislaciones residenciales y uso de térmica en materiales innovadores que mejoren la envolvente edificios térmica del edificio, reduciendo los consumos de combustibles y electricidad. Calefones Incondicional 0,38 Utilización de calefones de mayor eficiencia, sin pi- eficientes loto, y sustitución de termotanques por calefones. Adicional 1,96 Iluminación Incondicional 20,37 Reemplazo de lámparas convencionales por ilu- residencial minación LED en el sector residencial. El objetivo incondicional al 2030 es que el 100 % de la ilumi- nación residencial sea LED. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 13 Introducción El Plan de Acción Nacional de Energía y Cambio Cli- institucionales y la metodología de trabajo para la mático (PANEyCC) fue elaborado en el marco del elaboración del plan y su actualización y mejora Gabinete Nacional de Cambio Climático (GNCC) continua. como parte de las acciones del Gobierno para pro- mover el desarrollo sustentable, dando cumplimien- En el Capítulo 1 se ofrece información sobre el con- to a los compromisos internacionales asumidos en texto del sector energía, sus emisiones de GEI, los la materia. impactos del cambio climático y su adaptación. El desarrollo de los planes de acción sectoriales En el Capítulo 2 se exponen la visión, el alcance y los constituye un importante paso para lograr un Plan objetivos del PANEyCC, y los escenarios considera- Nacional de Respuesta al Cambio Climático en el dos a 2030 en relación con el consumo energético mediano plazo, que responda integralmente a la ne- y la diversificación de la matriz. cesidad de la Argentina de hacer frente, de manera coordinada y eficiente, a los desafíos que implica el En el Capítulo 3 se desarrollan las medidas de miti- cambio climático en dos aspectos: gación con sus correspondientes hojas de ruta. En el Capítulo 4 se presentan las medidas de adap- (i) la promoción e implementación de medidas tación que se consideran analizar en el corto plazo de adaptación al cambio climático, en especial para su potencial implementación. en aquellas poblaciones, actividades producti- vas y ecosistemas particularmente vulnerables; y En el Capítulo 5 se describen las próximas activida- des vinculadas al Plan de Acción. (ii) el desarrollo de políticas, medidas y acciones que contribuyan a limitar el creci- Los Anexos I y II, por su parte, presentan informa- miento de las emisiones de gases de efecto ción adicional acerca del sector energético y de invernadero (GEI), sin comprometer el de- las categorías del Inventario Nacional de Gases de sarrollo sustentable del país. Efecto Invernadero (INGEI), respectivamente. Antecedentes: marco legal internacional La elaboración del Plan de acción fue coordinada por la Dirección Nacional de Cambio Climático (DNCC) La Argentina ratificó, en 1994, la Convención Marco del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (MAyDS) conjuntamente con el Ministerio de Energía (CMNUCC)1, a través de la Ley 24.295, asumiendo el y Minería (MINEM), con el apoyo del Programa de las objetivo de informar todo lo relevante para el logro Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD). También de los objetivos de la CMNUCC, en particular sobre fue consensuado con los ministerios que componen los inventarios nacionales de GEI y los programas el GNCC, con la Mesa de Energía del GNCC, y con nacionales que contengan medidas para mitigar el actores representativos de los sectores académicos, cambio climático y facilitar la adecuada adaptación. organizaciones no gubernamentales (ONG), cámaras, empresas y el sector de los trabajadores, y participan- Dando cumplimiento a los compromisos asumidos tes de las mesas ampliadas del GNCC. en el marco de la CMNUCC, la Argentina ha presen- tado tres Comunicaciones Nacionales: la primera en Este Plan contiene las medidas de mitigación para el 1997, con los inventarios de 1990 y 1994; la segunda sector y las hojas de ruta para cada una de estas, en en 2008, con el inventario de 2000; y la tercera en las que se describe el posible camino de implementa- 2015, con el inventario de 2012. Entre la primera y la ción hacia 2030 para el cumplimiento de la Contribu- segunda se presentó una revisión no oficial, en 1999, ción Nacional, identificando desafíos y necesidades. con el inventario 1997. En esta sección se presentan los antecedentes re- Simultáneamente a la Tercera Comunicación Nacio- lativos al marco legal internacional, información so- nal (TCN) fue presentado el primer Informe Bienal bre la Contribución Nacional y aspectos generales de Actualización (BUR, por sus siglas en inglés)2, sobre los planes sectoriales, tales como los arreglos que contenía el inventario de 2010. En agosto de 1. La CMNUCC es el marco multilateral de implementación de los esfuerzos internacionales para enfrentar los desafíos del cambio climático. 2. Como parte de las decisiones de la COP16, celebrada en Cancún en 2010, a partir de 2014, los países en desarrollo tienen la obligación de presentar cada dos años los BUR. El contenido de este reporte es información actualizada sobre los inventarios nacionales de GEI, las nece- sidades de apoyo tecnológico y técnico e información sobre las medidas de mitigación y su respectiva metodología de monitoreo, reporte y verificación. Debido al requisito de completitud de la información necesaria para la estimación de un inventario de GEI, los BUR reportan las emisiones totales correspondientes a las actividades desarrolladas dos años antes. 14 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Figura 5. Hitos de la Argentina en cambio climático. Fuente: Dirección Nacional de Cambio Climático. Secretaría de Cambio Climático y Desarrollo Sustentable. Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable. 2017 se presentó el segundo BUR, que incluyó el rio General de las Naciones Unidas el 21 de sep- Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernade- tiembre de 2016. Durante la vigésima segunda ro (INGEI) de 2014 y la serie histórica del período Conferencia de las Partes (COP22), realizada en 1990-2014, estimado e informado de acuerdo con Marruecos en noviembre de 2016, la Argentina las directrices del Panel Intergubernamental de presentó su Contribución Determinada a Nivel Cambio Climático (IPCC) de 2006. Nacional, en su versión revisada, que reemplazó a la Contribución Prevista y Determinada a Nivel En el marco del Protocolo de Kioto, ratificado a Nacional (INDC, por sus siglas en inglés) del año través de la Ley 25.438 del 20 de junio de 2001, la 2015, con el fin de aumentar su ambición y mejo- Argentina se comprometió a adoptar políticas na- rar su transparencia y entendimiento. cionales y tomar las medidas correspondientes de mitigación del cambio climático, a la vez que obtu- El Acuerdo de París, que entró en vigencia inter- vo posibilidades de participar de uno de los meca- nacional el 5 de noviembre de 2016, es vinculan- nismos de flexibilización del Protocolo: el Mecanis- te y define un esquema de gobernanza y moni- mo para un Desarrollo Limpio (MDL). toreo global para lograr una reducción drástica de las emisiones de los GEI durante las próximas décadas, en línea con la evidencia empírica re- Contribución Nacional Argentina flejada en el Quinto Informe del IPCC. La Argentina adoptó el Acuerdo de París bajo El objetivo principal del Acuerdo es mantener el au- la CMNUCC mediante la Ley 27.270 y depositó mento de la temperatura media a fines de este siglo el instrumento de ratificación ante el Secreta- “muy por debajo de los 2 °C”, e impulsar los esfuer- Figura 6. Proceso de desarrollo de la Contribución Nacional. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 15 zos para limitar más aún el aumento de la tempera- La Contribución Nacional también incluye aspectos tura media (por debajo de 1,5 °C sobre los niveles ligados a la adaptación, de acuerdo con los artícu- preindustriales). Además, el Acuerdo busca reforzar los 7.10 y 7.11 del Acuerdo de París. Asimismo, en el la capacidad para hacer frente a los impactos del marco del artículo 7.9 de este acuerdo, el país se cambio climático. aboca al diseño e implementación de un Plan Na- cional de Adaptación (PNA) para 2019. Este Acuerdo comprometió a los países a presen- tar sus Contribuciones Nacionales y una actuali- Para una evaluación objetiva de la justicia y am- zación periódica a fin de comprometer el mayor bición de la Contribución Nacional, se han pro- esfuerzo y ambición posibles a la luz de las cir- puesto indicadores que permiten dimensionar, en cunstancias nacionales de cada país. Las Contri- términos relativos, los valores de la Contribución buciones Nacionales deben inscribirse en un re- Nacional basados en el INGEI de 2014 y en el in- gistro público de la CMNUCC. forme Emissions Gap Report 2016 de ONU Medio Ambiente. La Argentina fue el primer país en presentar una re- visión de su Contribución Nacional para hacerla más Estos indicadores son: ambiciosa. La meta absoluta asumida, mediante un proceso de validación y consenso gubernamental, • Participación de la Argentina en las emisio- jurisdiccional y con el involucramiento de diversos nes globales, comparada con su participación sectores de la sociedad, es “no exceder la emisión en el esfuerzo de reducción global ofrecido en neta de 483 millones de toneladas de dióxido de la actualidad. carbono equivalente (MtCO2eq) en el año 2030”. Se calcularon además medidas adicionales sujetas a La participación porcentual de la Argentina en las condiciones de disponibilidad y financiamiento, para emisiones globales de GEI en 2014 fue de 0,7 %3 del no exceder las 369 MtCO2eq adicionalmente al 2030. total de emisiones globales. La participación de las medidas de mitigación incondicionales y revisadas La meta propuesta en la Contribución Nacional se del país representan un 2,8 %4 del total de las reduc- logrará a través de la implementación de una serie ciones incondicionales comunicadas por las partes de medidas en distintos sectores económicos, es- de la CMNUCC firmantes del Acuerdo de París (suma pecialmente en los de energía, agricultura, bosques, de las contribuciones ofrecidas). transporte, industria y residuos. • Participación de la Argentina en las emisiones Las medidas adicionales no integran la Contribu- globales, comparada con su participación en el ción Nacional, pero definen el trabajo a futuro hacia esfuerzo necesario para lograr la meta de 2 °C. el que se procurará avanzar junto con la comunidad internacional en pos de resolver los aspectos que Si se implementaran todas las medidas incondicionales fundamentan su condicionalidad, para incluirlas en contabilizadas en la presente Contribución Nacional, el la próxima Contribución Nacional. aporte de la Argentina al esfuerzo global necesario al Figura 7. Meta de mitigación presentada en la Contribución Nacional. 600 592 500 483 Mt CO2eq 400 369 300 200 100 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014 2018 2022 2026 2030 Emisiones proyectadas sin reducciones Emisiones proyectadas con reducciones incondicionales (NDC) Emisiones proyectadas con reducciones adicionales + incondicionales Fuente: Dirección Nacional de Cambio Climático. Secretaría de Cambio Climático y Desarrollo Sustentable. Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable. 3. Datos finales del Segundo Reporte Bienal de Actualización del Inventario de Gases de Efecto Invernadero de la República Argentina (2014), siguiendo guías metodológicas IPCC 2006. Emisiones globales: 52.700 MtCO2eq (2014) según “The Emissions Gap Report” (UNEP, 2016). 4. Surge de la relación entre la reducción comunicada por la Argentina en esta contribución de mitigación revisada (109 MtCO2eq) y el valor agre- gado de las reducciones propuestas por las Partes en sus INDCs (3.900 MtCO2eq) obtenido del informe “The Emissions Gap Report” (UNEP, 2016). 16 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN 2030 para lograr la meta de mantener el incremento La metodología de trabajo del GNCC se basa en los de la temperatura media por debajo de los 2 °C con conceptos de transparencia y participación intermi- respecto a niveles preindustriales sería muy cercano a nisterial e intersectorial. El desarrollo de actividades la proporción de sus emisiones actuales (0,6 % de las se articula en cuatro instancias de apertura crecien- reducciones, comparado con 0,7 % de las emisiones). te, comenzando con la Mesa de Ministros, donde se definen los lineamientos políticos generales. Por otra parte, si se implementaran todas las medidas condicionales incluidas en la planificación de la Contri- La siguiente etapa está conformada por los puntos bución Nacional, el aporte de la Argentina al esfuerzo focales designados de cada ministerio, donde se lle- global necesario al 2030 para lograr la meta de mante- van a cabo los desarrollos técnicos requeridos en ner el incremento de la temperatura media por debajo coordinación con áreas específicas de cada ministe- de los 2 °C con respecto a niveles preindustriales casi rio. La articulación con el Consejo Federal de Medio duplicaría su proporción de emisiones en 2014 (1,3 % de Ambiente (COFEMA) es otra de las instancias de las reducciones, comparado con 0,7 % de las emisiones). trabajo del GNCC a través de la cual se asegura la representatividad federal. Arreglos institucionales y metodología Una mesa ampliada es convocada al menos dos ve- de trabajo ces al año para dar participación en el trabajo y avan- ces del GNCC a los sectores académicos, de investi- Para facilitar la adopción de políticas en materia de gación, a organizaciones no gubernamentales y de cambio climático y la asunción de los compromisos los trabajadores, a representantes del sector privado, provenientes de la CMNUCC y del Acuerdo de París, entre otros. El objetivo de las instancias ampliadas es el Poder Ejecutivo Nacional creó el GNCC, mediante el fortalecer la información utilizada, dar transparencia Decreto 891/2016. El Gabinete está presidido por el Jefe al proceso, validar los contenidos y abrir un espacio de Gabinete de Ministros y coordinado técnicamente para obtener opiniones y sugerencias que contribu- por la Secretaría de Cambio Climático y Desarrollo Sus- yan a lograr planes abiertamente consensuados. tentable mediante la DNCC, dependiente del MAyDS. El trabajo técnico del GNCC se organiza en torno Conformado por diecisiete ministerios (catorce origi- de mesas sectoriales que abarcan cinco grandes nales en el decreto y tres por solicitud de los minis- sectores: Transporte, Energía, Producción, Infraes- tros)5 con competencia sobre las políticas sectoriales tructura, y Agro y Bosques. Los temas y aspectos de mitigación y adaptación, el GNCC tiene como ob- trasversales se abordan en tres mesas transversales jetivo diseñar políticas públicas coherentes, consen- sobre: Educación, Financiamiento Climático e Insu- suadas y con una mirada estratégica para reducir las mos para la Gestión del Riesgo y la Emergencia. emisiones de GEI y generar respuestas coordinadas frente a los impactos del cambio climático. Figura 8. Instancias de trabajo del Gabinete Nacional de Cambio Climático (2016-2017). Fuente: Dirección Nacional de Cambio Climático. Secretaría de Cambio Climático y Desarrollo Sustentable. Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable. 5. El Gabinete Nacional agrupó en 2016-2017 a diecisiete ministerios: de Agroindustria; de Ambiente y Desarrollo Sustentable; de Ciencia, Tec- nología e Innovación Productiva; de Cultura; de Defensa; de Desarrollo Social; de Educación y Deportes; de Energía y Minería; de Finanzas; de Hacienda; del Interior, Obras Públicas y Vivienda; de Producción; de Relaciones Exteriores y Culto; de Salud; de Seguridad; de Transporte; y de Turismo. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 17 Las mesas son presididas por los ministerios con tigación consideradas para el cálculo de la Contri- competencia principal en la materia y asistidas en el bución Nacional revisada en 2016. desarrollo de contenidos por la DNCC. Los puntos focales de los ministerios integrantes del gabinete La asignación de las emisiones totales de GEI a nivel son invitados a todas las mesas. En algunos casos nacional según competencia ministerial fue un aspecto las mesas se abren a sectores de la sociedad civil, clave para organizar el trabajo e identificar medidas de conformando mesas sectoriales ampliadas. mitigación en curso y potenciales durante la revisión de la Contribución Nacional y, posteriormente, para elabo- Hasta la fecha se han desarrollado numerosas ins- rar los planes de acción sectoriales. Cabe destacar que tancias de trabajo y consenso para la elaboración de este INGEI asignado por organismo de aplicación usa los planes sectoriales que se detallan en la Figura 8. como base el INGEI 2014 elaborado según Directrices del IPCC 2006 para la elaboración de inventarios na- cionales, pero modifica los sectores reportados y rea- Avances del plan de trabajo del Gabinete signa fuentes de emisión según competencia. Al anali- Nacional de Cambio Climático 2017: pla- zar las competencias de gestión directa, las emisiones nes sectoriales de GEI recaen principalmente sobre los Ministerios de Energía y Minería, Transporte, Producción, Agroindus- tria, y Ambiente Desarrollo Sustentable. La agenda definida en 2017 en el marco del GNCC se centró en la evaluación y definición de aspectos cla- Durante el período 2017-2018, se espera finalizar los ves que permitirán la implementación efectiva de la Planes de Acción para los sectores Energía, Trans- Contribución Nacional al 2030. Estos aspectos se de- porte, Bosques, Agro, Industria e Infraestructura y sarrollan en una serie de planes de acción sectoriales. territorio (incluyendo residuos) bajo la coordinación de cada ministerio competente y del MAyDS como La elaboración de estos planes se inició en marzo coordinador del GNCC. de 2017 considerando el perfil de emisiones de GEI según competencia ministerial y las medidas de mi- Figura 9. Inventario nacional de gases de efecto invernadero por organismo de aplicación (2014). Fuente: Dirección Nacional de Cambio Climático. Secretaría de Cambio Climático y Desarrollo Sustentable. Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable. 18 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Figura 10. Proceso de elaboración de los planes de acción sectoriales de cambio climático en el marco del Gabinete Nacional de Cambio Climático. Fuente: Dirección Nacional de Cambio Climático. Secretaría de Cambio Climático y Desarrollo Sustentable. Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable. Los planes en su conjunto se integrarán en un Plan Un instrumento que generará importantes apoyos, en Nacional de Respuesta al Cambio Climático hacia este sentido, para los planes sectoriales es el Sistema de fines de ese período e inicios del año 2019. Mapas de Riesgo del Cambio Climático (SIMARCC), lan- zado en octubre de 2017 por el MAyDS. Se trata de una El objetivo de estos planes es delinear un posible es- plataforma web interactiva para la visualización de ma- cenario al año 2030, considerando un desarrollo bajo pas de riesgo sobre diversos escenarios de amenazas y en emisiones y la reducción de la vulnerabilidad de los vulnerabilidades relacionados con el cambio climático. sectores frente a los impactos del cambio climático. La plataforma permite generar mapas a través del cruce Los planes contienen las medidas de mitigación de información socioeconómica del Instituto Nacional sectoriales consideradas en la Contribución Nacio- de Estadística y Censos (INDEC) y de los escenarios cli- nal y hojas de ruta para cada una de estas. máticos generados por el Centro de Investigaciones del Mar y la Atmósfera (UBA-CONICET), en el marco de la En las hojas de ruta se describe el posible camino de TCN sobre Cambio Climático de la Argentina (2015). El implementación de cada acción, incluyendo los orga- mapa de riesgo resultante permite identificar, a escala nismos responsables de su ejecución, las barreras, y los de departamento, aquellos lugares con mayor variabili- instrumentos regulatorios y económicos que posibilitan dad (en porcentaje) de la variable climática seleccionada actual o potencialmente la implementación. Además, se y con mayor vulnerabilidad social. menciona el financiamiento existente y necesario para desarrollar las medidas y se presentan los indicadores En el marco de las mesas de trabajo del GNCC, se y las variables que permitirán realizar el seguimiento identificaron capas de información específicas de cada y monitoreo de los resultados y avances en el cumpli- sector, que generan los ministerios competentes, a miento de los objetivos cuantitativos asumidos. fin de incorporarlas progresivamente al SIMARCC: in- fraestructura ferroviaria y vial; infraestructura eléctrica En materia de adaptación, los planes sectoriales re- existente de generación, transporte, distribución; obras flejan los consensos entre las autoridades y los acto- de infraestructura hídrica planificadas; ordenamiento res relevantes de las mesas de trabajo acerca de cuá- territorial de bosques nativos (OTBN); producción de les deberían ser los ejes de trabajo prioritarios dentro girasol, maíz, soja y trigo; cantidad de ganado; tambos; de cada sector. Sin embargo, cabe aclarar que el gra- plantaciones forestales; áreas protegidas; glaciares; do de desarrollo frente a los aspectos de mitigación áreas desertificadas; parques industriales; entre otras. es menor y se prevé un importante avance durante 2018-2019, ya que se contará con recursos del Fondo Considerando que los desarrollos incluidos en el Verde para el Clima para el desarrollo del PNA. SIMARCC son de código abierto y están basados en lenguajes open source y de licencia gratuita de El PNA viabilizará la realización de estudios sectoria- GNU, es posible ir incorporando de manera articula- les de impacto, vulnerabilidad y adaptación, los que da capas adicionales de información de otros actores constituyen herramientas centrales para poder definir del sector público y privado, y la sociedad civil. acciones y políticas concretas y cuantificables frente a los impactos actuales y futuros del cambio climático. Los mapas y el cruce de variables servirán de apo- PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 19 Figura 11. Sistema de Mapas de Riesgo del Cambio Climático. yo para los procesos de planificación e inversión a nicipales y los sectores privados reflejen medidas largo plazo, teniendo en cuenta los distintos esce- de mitigación y adaptación desarrolladas en sus narios de amenazas climáticas y las vulnerabilida- territorios y ámbitos, incluyendo sus respectivas des sociales, productivas y ambientales. Todo ello, hojas de ruta de implementación. aportaría información para la toma de decisión en lo concerniente al planeamiento de trabajos de in- El proceso para incluir otras iniciativas a escala provin- fraestructura, estrategias de desarrollo regional, cial y municipal se ha iniciado en 2017 a través del forta- políticas de prevención de desastres, entre otros. lecimiento de capacidades a nivel provincial en materia de inventarios de GEI y de la cuantificación de medidas de mitigación, que se realizó en 23 provincias y en la Actualización y mejora continua del Plan Ciudad Autónoma de Buenos Aires con el apoyo del Programa Fortalecimiento de Capacidades en Bajas de Acción Emisiones del PNUD. Con este propósito se han desa- rrollado herramientas para la cuantificación de medi- Los planes de acción sectoriales cuentan con partes das de mitigación en la Contribución Nacional. Estas ya definidas, como los objetivos, y otras en desarro- herramientas —planillas para uso provincial, municipal llo, que se elaborarán y/o ajustarán durante 2018. Es y privado— tienen como objetivo facilitar el cálculo de el caso de las medidas de adaptación y el plan de iniciativas de mitigación con base en datos oficiales y monitoreo. supuestos validados. De esta manera, podrán ser com- patibles con los compromisos nacionales y sumarse a Por otra parte, las hojas de ruta de las medidas de la Contribución Nacional, o bien servir para mejorar y mitigación constituyen contenidos sometidos a una ajustar los datos de aquellas acciones ya consideradas. mejora continua, debido a que son estimaciones ob- tenidas en función de los parámetros y supuestos vi- gentes al momento de realización del presente Plan y pueden verse sujetas a cambios en la medida en que se obtengan mejores datos de actividad. Asimismo, se requiere un análisis sobre las interacciones entre las medidas y un mayor ajuste de los aspectos vincula- dos al financiamiento actual y futuro para su imple- mentación, que se realizarán en etapas subsiguientes. En este sentido, se continuará mejorando cualitativa- mente, precisando y robusteciendo en términos de información y datos durante 2018. Adicionalmente, una vez que se obtenga la versión final del Plan, este será revisado y actualizado periódicamente, a fin de reflejar los avances en el cumplimiento. En el mediano plazo se espera que los planes de acción sectoriales cuenten con capítulos específi- cos en los que las jurisdicciones provinciales, mu- 20 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN 1. El sector energía El sector energía, de acuerdo con la desagregación de 1992, que determinó la privatización de Yacimien- ministerial del inventario GEI, que se encuentra bajo la tos Petrolíferos Fiscales (YPF) y la federalización de orbita del MINEM, está estructurado en cuatro áreas los hidrocarburos. Esta ley otorgó a las provincias el temáticas principales: minería, hidrocarburos, energía dominio de los yacimientos, la concesión a YPF de eléctrica y eficiencia energética. ciertos oleoductos y poliductos, y determinó el meca- nismo de venta de las acciones y el destino de estos En cuanto al sector eléctrico se distinguen políticas fondos. Por su parte, la Ley 24.076 reguló el Servicio en materia de energía nuclear, energía hidroeléctri- Público Nacional de Transporte y Distribución de Gas. ca, energía renovable y energía térmica, transporte y distribución. Con respecto al ahorro y eficiencia energética, se han formulado políticas para favorecer la reducción La normativa que rige las actividades surge de la Ley del consumo eléctrico y de combustibles en el ám- 24.065, de 1991, de transformación del sector, a partir bito residencial, comercial, público e industrial. Una de la cual el Estado desreguló la actividad de gene- de ellas es el Programa Nacional de Uso Racional y ración, permitiendo la competencia del sector priva- Eficiente de la Energía (PRONUREE). do para mejorar la eficiencia, pero manteniendo las funciones de fijación de políticas, a efectos de evitar Cada una de estas áreas temáticas corresponde a di- prácticas monopólicas. Además, estableció una seg- ferentes secretarías y/o subsecretarías. A continuación, mentación vertical de las actividades de generación, se presenta la situación actual del sector en términos transmisión y distribución. Se clasificó a los consu- de consumo energético y diversificación de la matriz. midores en grandes usuarios y usuarios finales. Los primeros se constituyen como agentes del Mercado En 2016 el consumo final de energía (no se incluye el Eléctrico Mayorista (MEM) administrado por la Com- sector no energético), alcanzó los 53.755 ktep, siendo pañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctri- el gas natural la principal fuente consumida, que repre- co (CAMMESA), junto con los generadores, los trans- sentó el 38,5 % de la demanda. El petróleo y sus deriva- portistas y los distribuidores. dos representaron el 37,9 %6 de la energía consumida y la energía eléctrica alcanzó el 21,1 % (ver Figura 12). En el caso de los hidrocarburos, se distinguen tres áreas de interés: la exploración y producción de Al analizar el consumo por sectores, se observa que petróleo y gas, la refinación y comercialización de ese año el transporte representó el 31,3 % del consu- combustibles y la producción de biocombustibles. mo final, manteniéndose como el sector de mayor La política hidrocarburífera se rige por la Ley 24.145, importancia, seguido por el residencial (28,6 %), el Figura 12. Consumo final de energía por fuentes (2016). OTROS ENERGÍA ELÉCTRICA GAS NATURAL DERIVADOS DE PETRÓLEO Fuente: Balance Energético Nacional, Ministerio de Energía y Minería. 6. Incluye todo el GLP aunque provenga de la cadena del gas natural. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 21 industrial (24,1 %) y el comercial y público (8,6 %). El al carbón mineral y sus derivados. Por su parte, la ener- 7,4 % restante correspondió al sector agropecuario. gía hidroeléctrica alcanzó en 2016 el 3,8 % de la oferta interna total de energía y la energía nuclear el 2,6 %. Durante la última década, el mayor crecimiento ob- servado en el consumo correspondió al sector resi- Ese mismo año, en relación con la capacidad de dencial, que se incrementó a un ritmo del 2,7 % a.a. generación de energía, el 61,2 % de la generación correspondió al parque térmico, seguido en impor- En la Argentina, la oferta interna total de energía, defi- tancia por la hidráulica (31,5 %), la nuclear (5,2 %) y la nida como la oferta interna de energía primaria más el proveniente de fuentes renovables no convencionales saldo comercial de fuentes secundarias, se caracteriza (como los pequeños aprovechamientos hidroeléctri- por su fuerte dependencia de los combustibles de ori- cos, la energía solar, la eólica, la biomasa y el biogás), gen fósil. Esta fuente representó en el año 2016 el 88,4 % con un 2,1 % (ver Figura 15). de la oferta interna total: 55,4 % correspondió al gas natural, el 31,8 % al petróleo y sus derivados, y el 1,2 % Figura 13. Consumo final de energía por sector (2016). COMERCIAL TRANSPORTE INDUSTRIAL RESIDENCIAL Fuente: Balance Energético Nacional, Ministerio de Energía y Minería. Figura 14. Participación por fuente en la oferta interna total de energía (2016). Fuente: Balance Energético Nacional, Ministerio de Energía y Minería. 22 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Figura 15. Potencia instalada (2016). Fuente: Informe Estadístico Anual, Ministerio de Energía y Minería, sobre la base de datos de CAMMESA. En cuanto a la generación térmica, la fuente princi- 1.1 El cambio climático y el sector energía pal de energía fue el gas natural, con el 73 %, pero tuvieron una participación importante los combus- 1.1.1 Consumo de combustibles y emisiones tibles líquidos, principalmente el fueloil (14 %) y el de gases de efecto invernadero gasoil (10 %). La identificación de las principales actividades y El Anexo I presenta un panorama completo del subactividades que emiten GEI dentro de un sector sector. del INGEI constituye la base para la planificación de las medidas de mitigación asociadas. Figura 16. Emisiones totales de gases de efecto invernadero por sector IPCC (2014). Fuente: Segundo BUR, Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 23 Figura 17. Inventario del sector energía (2014). Fuente: Segundo BUR, Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable. De acuerdo al INGEI de 2014, reportado en el se- transporte. Sin embargo, en lo referente a este plan gundo BUR del país y presentado ante la CMNUCC y de acuerdo con la desagregación de emisiones en agosto de 20177, el sector energía (que incluye por competencia ministerial, las emisiones del sec- los subsectores industria de la energía, transporte, tor transporte son consideradas dentro del Plan de industria manufacturera y de la construcción, emi- Acción Nacional de Transporte y Cambio Climático siones fugitivas y otros) es el principal contribuyen- (PANTyCC). te a las emisiones de GEI a nivel nacional. Con el mismo criterio, las actividades relaciona- En 2014 el sector emitió 193 MtCO2eq, lo que repre- das con el sector manufacturero quedan com- senta el 53 % de las emisiones totales a nivel nacional. prendidas dentro del Plan de Acción Nacional de Industria y Cambio Climático (PANIyCC), así El sector energía incluye todas las emisiones de GEI como las emisiones provenientes de la quema que emanan de la combustión de combustibles con de combustibles para agricultura y ganadería se fines energéticos y de las fugas de combustibles. Las consideran dentro del Plan de Acción Nacional emisiones de usos no energéticos de combustibles de Agricultura, Ganadería y Cambio Climático no se incluyen en este sector, sino que forman parte (PANAGyCC). del sector procesos industriales y uso de productos. Por lo tanto, si bien el inventario del sector energía Cabe aclarar que de acuerdo a la metodología del contempla todas las actividades mencionadas, las IPCC 2006 de elaboración de inventarios nacionales medidas de mitigación incluidas en el PANEyCC de GEI, en la contabilidad de las emisiones del sec- se orientan a aquellas actividades sobre las que el tor energía se incluyen las provenientes del sector MINEM tiene injerencia directa. 7. El BUR Incluye el inventario del año 2014 y la serie histórica del periodo 1990-2014, estimados e informados de acuerdo a las Directrices del IPCC 2006. 24 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Figura 18. Evolución histórica de las emisiones por subsector (1990-2014). Fuente: Segundo BUR, Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable. Si se excluyen las emisiones de GEI provenientes de En la Tabla 2 se presenta un desglose de las emi- los subsectores transporte e industria manufacturera, siones al interior del sector energía, correspon- el 28,7 % de las emisiones nacionales (106 MtCO2eq) diente al segundo BUR, y se señalan las principa- corresponde a la competencia exclusiva del MINEM. les subcategorías (ver Anexo II). Figura 19. Inventario de energía sin subsectores transporte e industria manufacturera. Fuente: Segundo BUR, Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 25 Tabla 2. Emisión del sector energía según categoría. Categoría Emisiones Participación Subcategorías más relevantes (MtCO2eq) Industria de la energía 58,3 55 % Producción de electricidad y calor Transporte por ductos 2,8 3% Otro tipo de transporte Otros sectores 33,5 32 % Consumo residencial Emisiones fugitivas provenientes 11,2 11 % Gas natural de la fabricación de combustibles TOTAL 105,8 100 % Fuente: Segundo BUR, Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable.

1.1.2 Impactos del cambio climático y En lo que respecta a las precipitaciones, se pro- adaptación dujeron los mayores aumentos en el este del país, ocasionando inundaciones de gran impac- to socio-económico. En zonas semiáridas, se De acuerdo con los estudios de la TCN sobre observó una disminución de las precipitaciones cambio climático (2015), durante el periodo en la zona cordillerana y una disminución de los 1960-2010 se observó un aumento de la tempe- caudales de los ríos cuyanos. ratura media en la mayor parte de la Argentina, de alrededor de 0,5 °C, llegando a superar 1 °C en En relación con los potenciales impactos del cam- algunas zonas de la Patagonia, y registrándose bio climático para el resto del siglo XXI, se proyecta un aumento de los días con olas de calor y una un aumento de la temperatura media de entre 0,5 reducción en el número de días con heladas. y 1 °C en casi todo el país hacia mediados de siglo. Figura 20. Principales impactos del cambio climático en la Argentina. Fuente: Tercera Comunicación Nacional, Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable. 26 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Esto implicaría una aceleración del calentamiento En cuanto al transporte y la distribución de la ener- observado en los últimos 50 años. En cuanto a la gía, el aumento en la intensidad de las tormentas precipitación media, no se esperan grandes varia- sería el factor de mayor incidencia, ya que se agra- ciones en las próximas décadas. Sin embargo, en varían los perjuicios que estas ya causan al siste- línea con lo observado recientemente, se proyectan ma. Las principales redes de distribución afecta- aumentos en la frecuencia de eventos de precipita- das serían las subterráneas, en especial los centros ciones intensas. de transformación, que podrían sufrir el ingreso de agua en caso de no contar con un equipamiento Los principales impactos por regiones evidencian: adecuado. Los daños en las redes aéreas también estrés hídrico por aumento de temperatura en el se incrementarían por el aumento en la frecuencia norte y oeste del país, potencial crisis del agua en de las descargas eléctricas y por la circulación de Cuyo, retroceso de los glaciares en la zona cordille- grandes caudales de agua que podrían llegar a da- rana patagónica, retroceso de caudales medios de ñar sus bases. los ríos de la Cuenca del Plata, aumento del nivel del mar (afectación de puntos del litoral marítimo Generalmente, las precipitaciones intensas están y de la costa del Río de la Plata), y alta frecuencia asociadas a vientos intensos, por lo que estos tam- de precipitaciones extremas e inundaciones en el bién serían más frecuentes. Estos fenómenos per- NEA y oeste de la región húmeda. judicarían principalmente a las redes aéreas por los ocasionales contactos con ramas de árboles, que En lo que respecta al sector, se prevé que los cam- generarían puestas a tierra transitorias o cortes de bios climáticos esperados8 afecten la demanda y la fases. Además, los vientos huracanados podrían generación, así como el transporte y la distribución provocar la caída más frecuente de torres y postes de energía. de la red, lo que ocasionaría interrupciones en el servicio. La demanda se verá afectada principalmente como consecuencia de extremos térmicos más frecuentes. Durante las olas de calor, la demanda de energía eléctrica aumentaría debido al mayor uso de los equipos de aire acondicionado, lo que puede provocar severas restricciones en el sumi- nistro. En el caso de los extremos térmicos fríos, se incrementaría la demanda de gas natural resi- dencial para calefacción. El cambio climático también tendrá efectos sobre la oferta de energía, principalmente como consecuencia de los sistemas hidrometeorológicos como, por ejem- plo, olas de calor más frecuentes. A raíz de las variaciones en los regímenes de pre- cipitaciones, se afectaría principalmente la gene- ración hidroeléctrica, ya que esta depende de la hidraulicidad, determinada por los caudales y por los saltos de las presas. Las proyección de precipitaciones sobre los An- des de Cuyo, del Comahue y de la Patagonia, de donde se alimentan los ríos de esas regiones, son ligeramente negativas para el futuro cercano. La disminución se observa con mayor claridad ha- cia fin de siglo en el escenario Representative Concentration Pathways (RCP) 8.5. A partir de estas proyecciones no se puede descartar una afectación negativa del cambio climático sobre la generación hidroeléctrica en estas regiones, que actualmente representan el 35 a 40 % de la generación hídrica nacional. 8. Basado en la TCN sobre cambio climático (2015). PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 27 2. Visión, alcance y objetivos del Plan de Acción

2.1 Visión El conjunto de medidas de mitigación consideradas contribuirá a la reducción de 77 MtCO2eq en el año Para el año 2030, la Argentina habrá implementado 2030. Este objetivo sectorial contribuye de manera políticas, medidas y acciones para el abastecimien- significativa al cumplimiento de la meta de la Contri- to asequible de energía de manera limpia, confiable bución Nacional. y sostenible, acompañando el crecimiento produc- tivo y poblacional, incorporando el uso responsable Asimismo, en caso de superar las barreras para de la energía, promoviendo la eficiencia energética la implementación de un conjunto de medidas como eje rector, a fin de reducir sustancialmente las adicionales, la reducción de emisiones esperadas emisiones de gases de efecto invernadero y promo- del sector podría alcanzar los 101 MtCO2eq para ver mecanismos de adaptación al cambio climático el año 2030. que reduzcan el riesgo y la vulnerabilidad, tanto so- cial como de los sistemas energéticos. El PANEyCC también se complementa con medi- das de adaptación para hacer frente a los impactos producidos por el cambio climático a partir de una

2.2 Alcance serie de intervenciones en materia de infraestruc- tura de generación, transporte y distribución de El alcance del Plan de Acción para el año 2030 involu- energía. cra los aspectos relacionados con la energía en todas las actividades económicas del territorio nacional.

2.4 Escenarios considerados

2.3 Objetivos al 2030 Los objetivos establecidos para 2030 en cuan- El PANEyCC se enmarca en el Plan Nacional de to a emisiones de GEI representan un estado de Energía, que apunta a asegurar el abastecimiento situación deseado para el sector, que proyecta de energía para un país en desarrollo. la demanda de energía, la matriz energética y la participación de combustibles, entre otros En este contexto, el PANEyCC tiene como principal temas de relevancia. objetivo reducir las emisiones de GEI a partir de un conjunto de medidas y acciones detalladas en el El MINEM ha publicado escenarios para el año presente documento, que se focalizan en los ejes 2030 que surgen de la combinación de diferen- de la oferta y de la demanda de energía. tes supuestos vinculados con la demanda, con la inversión, con los precios y con la producti- Figura 21. Visión, alcance y objetivos del Plan de Acción. 28 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN vidad. Estos escenarios, publicados en 2017, no Escenarios de matriz energética pretendían tener un carácter predictivo, sino que son proyecciones de lo que podría ocurrir en En la Figura 22 se muestra una clara reducción de función de las combinaciones de supuestos. la participación de los combustibles fósiles líquidos (de 31 % a 26 %) producto de la sustitución por gas Debido a la naturaleza dinámica de un sector natural y del crecimiento de las energías hidroeléc- energético que está atravesando un proceso de trica y renovable no convencional. normalización regulatoria, económica e institu- cional, los resultados de los escenarios podrán Con respecto a la generación eléctrica, en la Figu- variar significativamente en ediciones posterio- ra 23 se hace visible el importante crecimiento de res. Además, en estos podrían influir la evolución las energías renovables (definidas por la Ley 27.191) de la realidad energética nacional e internacional que representarían el 25 % de la generación eléctri- y el desarrollo de diferentes sectores de la econo- ca y se sumarían al 29 % cubierto por la generación mía, entre otros factores. hidroeléctrica de gran escala. A continuación se presentan las proyecciones y Al mismo tiempo, el componente térmico del escenarios considerados en relación con el con- parque generador tendría una marcada migra- sumo energético y la diversificación de la matriz. ción hacia el gas natural. De esta manera se al- canzaría una matriz de generación eléctrica en la que el 69 % provenga de fuentes libres de emi- siones de GEI. Figura 22. Oferta interna total de energía 2030. Tendencial + Gas Derivados de Carbón Hidro Nuclear Renovables natural petróleo Fuente: Escenarios Energéticos, Ministerio de Energía y Minería. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 29 Figura 23. Fuentes de generación de energía eléctrica. Hidro Renovables Nuclear Térmica Fuente: Escenarios Energéticos, Ministerio de Energía y Minería. 30 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN 3. Medidas de mitigación del Plan de Acción En el presente Plan de Acción se detallan las hojas un seguimiento y monitoreo de los resultados de ruta de cada una de las medidas que fueron y de sus avances para el cumplimiento de los consideradas para la definición de la Contribución objetivos cuantitativos asumidos. Nacional, a través de cuya implementación se es- pera dar cumplimiento a la meta planteada. Para la elaboración de las medidas y de sus res- pectivas hojas de ruta, se conformó un equipo Las hojas de ruta de cada una de las 16 medi- de trabajo en el MINEM compuesto por puntos das de mitigación contienen una descripción de focales internos para las distintas subsecretarías estas, el objetivo planteado, las necesidades y relacionadas con cada medida. De esta manera, posibles barreras para su implementación, los cada área competente brinda seguimiento a las instrumentos regulatorios y económicos exis- medidas contenidas en el Plan. tentes o aquellos necesarios que posibilitarían su ejecución, su forma de financiamiento, y los En la Tabla 3 se presenta el conjunto de medidas indicadores y variables que permitirán realizar previstas con efecto sobre la emisión de GEI. Figura 24. Estructura del Plan de Acción. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 31 Tabla 3. Principales medidas previstas para el sector energía hasta 2030. Ejes de Reducción Medida Tipo Descripción intervención al 2030 (MtCO2eq) Oferta Generación Incondicional 17,55 Instalación de centrales de generación a partir eléctrica a de fuentes renovables no convencionales. Incluye partir de fuen- centrales eólicas, solares, pequeños aprovecha- tes renovables Adicional 4,61 mientos hidroeléctricos (PAH) (< 50 MW), gene- no convencio- ración con biomasa y otras fuentes renovables, nales conec- según la Ley 27.191. tadas a la red Generación Adicional 0,29 Generación de electricidad a nivel residencial y eléctrica comercial/industrial pequeño, conectada a la distribuida red, empleando fuentes renovables de energía. Esta medida propone que una parte de la gene- ración se realice directamente en los puntos de consumo, disminuyendo la carga sobre los siste- mas de transporte y distribución de energía. Corte con Incondicional 5,11 Utilización de combustibles de origen vegetal para biocombus- el corte de los combustibles de origen fósil en el tibles Adicional 1,06 transporte carretero. Incluye biodiésel y bioetanol. El objetivo incondicional consiste en mantener el corte del diésel en 10 % y el de nafta en 12 %. Generación Incondicional 6,30 Generación de electricidad a partir de recursos hí- hidroeléc- dricos de gran escala (> 50 MW), conectados a la trica Adicional 0,73 red. El objetivo incondicional al 2030 establece la incorporación de 2.173 MW. Generación Incondicional 11,74 Instalación de centrales de generación nuclear nuclear conectadas a la red. Considerando solamente las Adicional 3,00 medidas incondicionales, la generación nuclear pasaría a representar, en 2030, casi el 13 % de la generación anual total. Generación Incondicional 0,05 Generación eléctrica renovable (eólica, solar y eléctrica PAH) en viviendas e instalaciones públicas ais- aislada de la ladas de la red. El Proyecto de Energías Renova- red bles en Mercados Rurales (PERMER) tiene como (PERMER) objetivo facilitar el acceso a la energía de pobla- ciones rurales dispersas, alejadas de las redes de distribución. Sustitución Nueva Sustitución de combustibles fósiles carbono in- de fósiles con tensivos (carbón, fueloil y diésel) por gas natural mayor factor para la generación de energía eléctrica conectada de emisión a red. por gas natural en la generación eléctrica 32 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Oferta Mejora en Nueva Aumento de la eficiencia en la generación. Incluye la eficiencia actividades como el reemplazo de turbinas de gas de centrales a ciclo abierto por sistemas de ciclo combinado térmicas para generación eléctrica conectada a la red, entre otros. La adecuación tecnológica de los cierres de ciclo incluye la instalación de calderas recuperado- ras de calor y de turbinas de vapor. Demanda Economi- Adicional 3,10 Utilización de dispositivos reguladores del caudal zadores de de agua en los grifos para reducir el consumo de agua combustible en el calentamiento de agua. Calefones Incondicional 0,64 Utilización de calefones solares para el calenta- solares miento del agua sanitaria. La distribución entre Adicional 0,39 incondicional y adicional está aún en etapa de de- finición. Alumbrado Incondicional 4,62 Incorporación de luminarias de mayor eficiencia público energética en el alumbrado público (uno de los sectores de mayor potencial para la reducción de emisiones). Los nuevos sistemas incluyen tanto tecnología light-emitting diode (LED) como nue- vas tecnologías de Sodio de Alta Presión (SAP NT), para sustituir las luminarias tradicionales de SAP o de mercurio. Eficiencia en Incondicional 10,62 Actualización del parque de electrodomésticos y electrodo- su reemplazo por equipos de mayor eficiencia. In- mésticos Adicional 1,30 cluye el etiquetado de heladeras, lavarropas, equi- pos de aire acondicionado y televisores y la incor- poración de equipos con reducción de consumo en modo stand-by. Bombas de Adicional 3,20 Reemplazo de las estufas de tiro balanceado por calor equipos de aire acondicionado frío-calor (bombas de calor). Envolvente Adicional 1,21 Mejora de las aislaciones residenciales y uso de térmica en materiales innovadores que mejoren la envolvente edificios térmica del edificio, reduciendo los consumos de combustibles y electricidad. Calefones Incondicional 0,38 Utilización de calefones de mayor eficiencia, sin pi- eficientes loto, y sustitución de termotanques por calefones. Adicional 1,96 Iluminación Incondicional 20,37 Reemplazo de lámparas convencionales por ilu- residencial minación LED en el sector residencial. El objetivo incondicional al 2030 es que el 100 % de la ilumi- nación residencial sea LED. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 33 Cada una de estas medidas cuenta con un potencial 712 SE/2009) se implementaron tres proyectos de mitigación que ha sido estimado en la mayoría eólicos, tres solares, dos PAH, dos de biomasa de los casos. No obstante, todas las cuantificaciones y dos de biogás. Asimismo, la Resolución 108 se realizaron en función de parámetros y supuestos SE/2011 de la ex Secretaría de Energía habilita- vigentes al momento de la estimación y elaboración ba la realización de contratos de abastecimien- del presente Plan. Los valores obtenidos se modifi- to entre el MEM, representado por CAMMESA, y carán y actualizarán conforme se obtengan nuevos las ofertas disponibles de generación a partir de y mejores datos, se actualicen los supuestos y se fuentes renovables. En este marco se implemen- calcule la interacción entre medidas. taron seis proyectos eólicos, uno solar fotovoltai- co y un PAH. Por lo tanto, la cuantificación individual de cada medida, en el presente documento, tiene como En mayo de 2016, como primer paso para dar cum- objetivo apoyar la planificación interna, en el plimiento a la Ley de Energías Renovables (27.191), marco del GNCC y del COFEMA, y no constitu- el Gobierno argentino lanzó el Programa RenovAr, yen metas sectoriales específicas. El compromi- una convocatoria abierta que contempla una serie so ante la comunidad internacional es la meta de beneficios fiscales, mecanismos de financia- absoluta establecida en la Contribución Nacional. miento y mejoras regulatorias y contractuales con el objetivo de sortear algunos de los obstáculos de inversión que provocaron el fracaso de los planes

3.1 Eje de oferta de energía: medidas de energías renovables anteriores. de mitigación La particular forma que tiene RenovAr de articu- lar contratos y garantías a través del Fondo para

3.1.1 Generación eléctrica a partir de fuentes re- el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) novables no convencionales conectadas a la red -una herramienta de financiamiento y garantía- lo hacen atractivo para la inversión nacional e inter- La medida tiene como objetivo reducir las emisio- nacional. A esto se suma un gran apoyo del Banco nes de GEI producidas por la generación eléctrica, a Mundial en la estructuración de un fondo especí- través de la instalación de centrales de generación fico de Garantía. a partir de fuentes renovables no convencionales. Incluye plantas eólicas, solares, pequeños aprove- Mediante las Rondas 1 y 1.5 del Programa RenovAr, chamientos hidroeléctricos (de potencia menor a en 2016 se adjudicaron 59 contratos por un total 50 MW) y generación a partir de biogás y biomasa, de 2.423 MW, con un precio promedio ponderado entre otras fuentes renovables. La medida incluye de 57,4 US$/MWh (24 proyectos solares, 22 eóli- tanto centrales existentes como futuras. cos, 6 de biogás, 5 pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y 2 de biomasa). El objetivo incondicional consiste en incrementar la participación de las energías renovables al 8 % de la En agosto de 2017, a través de la Resolución 275 E/2017 demanda eléctrica en 2018, al 12 % en 2019, al 16 % en se lanzó la ronda 2 del Programa, con una potencia re- 2021, al 18 % en 2023 y al 20 % en 2025. Estos objeti- querida total a adjudicar de 1.200 MW de tecnologías vos deben ser alcanzados por todos los usuarios de eólica, solar fotovoltaica, biomasa, biogás, biogás de energía eléctrica. relleno sanitario y PAH. El objetivo adicional propone una penetración de Como resultado de la Ronda 2, se adjudicaron 88 pro- energía renovable al 2030 del 25 %. yectos por 2.043 MW localizados en 18 provincias. El siguiente cuadro muestra un resumen del Programa La medida parte de una decisión nacional de promover RenovAr hasta el momento: las energías renovables, que pretende dar continuidad a los requerimientos de la Ley 27.191 (que complemen- Potencia Potencia Potencia ta y modifica la Ley 26.190 de Régimen de Fomento Ronda Licitada (MW) Ofertada Adjudicada # Proyectos # Proyectos (MW) (MW) Ofrecidos Adjudicados Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Ener- gía destinada a la Producción de Energía Eléctrica). 1 1.000 6.343 1.142 123 29 1,5 600 2.486 1.282 47 30 Un antecesor fue el Programa de Generación de Energía Eléctrica a partir de Fuentes Reno- 2 1.200 9.391 2.043 228 88 vables9 (GENREN). A través de este (Resolución Total 2.800 18.220 4.467 398 147 9. Licitación ENARSA Nº EE 01/2009 en el marco de la Ley 26.190 del 6 de diciembre de 2006 para el Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica, con el objetivo de alcanzar el 8 % del consumo de energía eléctrica nacional a partir de fuentes renovables para el año 2016. 34 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Tabla 4. Reducciones consideradas y generación eléctrica a partir de la generación mediante fuentes renovables. Reducciones Generación Año Reducciones incondicionales incondicionales eléctrica (tCO2eq) (GWh) + adicionales (tCO2eq) 2020 10.581.633 19.898 10.581.634 2021 11.639.325 21.887 11.639.325 2022 12.801.834 24.073 12.801.834 2023 13.975.989 26.281 13.975.990 2024 15.045.327 28.291 15.045.328 2025 15.905.029 29.908 15.905.030 2026 16.150.109 30.369 17.001.842 2027 16.490.802 31.009 18.228.337 2028 16.838.309 31.663 19.496.737 2029 17.192.766 32.329 20.808.228 2030 17.554.312 33.009 22.164.027 Los principales actores involucrados en esta medi- damente 1.000 MW por año, los cuales no da son el MINEM (como autoridad de aplicación), podrían transportarse con la infraestructura CAMMESA (como contratante en nombre de la de- actual. La máxima aspiración, si se considera manda), los generadores privados y los usuarios finales. una solución técnica a la diferencia de fre- cuencia con Brasil, es aumentar la potencia de las interconexiones mediante la integra- Necesidades y barreras ción regional. • Contexto macroeconómico y sistema de • Resolución 281 E/2017: por medio de esta, transporte: este tipo de medida tiene como se reglamentó el Régimen de Mercado a Tér- principales barreras al contexto macroeco- mino de Energía Eléctrica de Fuente Renova- nómico, que condiciona las inversiones del ble, que aplica a grandes usuarios de energía sector, y a la expansión del sistema de trans- eléctrica (con más de 300 kW de demanda porte de energía eléctrica, como limitante media anual). Dicha Resolución regula la op- técnica. Esta última pone un tope al objeti- ción de salida de compra conjunta de energía vo de generación con fuentes renovables, ya renovable por parte de los grandes usuarios que la infraestructura actual permite cumplir para cumplir con los objetivos de la Ley 27.191 los objetivos de la Ley 27.191 hasta el 10 % de (contrato entre privados y autogeneración). la demanda con fuentes renovables. Se trata de una cuestión técnico-política, ya que se • Proyecto para la Promoción de Energía De- podrían realizar acuerdos binacionales, por rivada de Biomasa (PROBIOMASA): es una ejemplo, con Brasil, para permitir una opti- iniciativa de los Ministerios de Agroindustria mización y complementación de las fuentes. y de Energía y Minería, con la asistencia téc- Además, se requieren estudios específicos nica y administrativa de la Organización de para mejorar el sistema de transmisión, que el las Naciones Unidas para la Alimentación y MINEM ya ha comenzado a realizar. la Agricultura (FAO, por sus siglas en inglés). El Proyecto, que se inició en 2012, cuenta con financiamiento del Tesoro nacional. Tiene por Instrumentos y herramientas de implementación objetivo incrementar la producción de ener- gía térmica y eléctrica derivada de la biomasa • Programa RenovAr: cuenta con un fondo de para asegurar un creciente suministro de ener- garantías que permite amortiguar un posible gía limpia, confiable y competitiva y, a la vez, cambio desfavorable en el contexto macro- contribuir a la mitigación del cambio climático. económico. En esta medida se contempla solo la parte de generación eléctrica del PROBIOMASA, mien- • Plan de expansión para el sistema de trans- tras que la parte térmica será considerada en porte: la posibilidad de alcanzar 10 GW de el Plan de acción sectorial elaborado por el Mi- potencia en 2025 implica sumar aproxima- nisterio de Agroindustria. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 35 • Otras tecnologías: con el fin de la diversifi- • PAH: cación tecnológica en el aprovechamiento de las fuentes de energías renovables, se están - Cantidad de plantas operativas nuevas: va- llevando a cabo diferentes acciones para pro- lor del año, valor acumulado desde el inicio mover el desarrollo de proyectos a partir de de la medida y porcentaje de avance con tecnologías como la geotermia y la valoriza- respecto al objetivo al 2030. ción energética de residuos sólidos urbanos. - Generación total (MWh) de plantas opera- tivas nuevas: valor de plantas del año, valor Financiamiento de plantas acumuladas desde el inicio de la medida y porcentaje de avance con respec- Para los proyectos de las Rondas 1, 1.5 y 2 del Pro- to al objetivo al 2030. grama RenovAr y de la Resolución 202, el Estado aportó 596 millones de dólares para la garantía lí- • Biomasa: quida del Fondo para el Desarrollo de Energías Re- novables (FODER) y 4.499 millones de dólares de - Cantidad de plantas operativas nuevas: va- Letras del Tesoro en garantía. Por otro lado, el Ban- lor del año, valor acumulado desde el inicio co Mundial otorgó una garantía de 480 millones de de la medida y porcentaje de avance con dólares (garantía de tercer nivel) y el sector privado respecto al objetivo al 2030. desembolsará en total unos 7.000 millones de dóla- res en inversión directa. - Generación total (MWh) de plantas opera- tivas nuevas: valor de plantas del año, valor El Fondo Verde de Clima aportará 130 millones de de plantas acumuladas desde el inicio de la dólares como fondo de garantías y préstamos al medida y porcentaje de avance con respec- sector privado adjudicatario, por medio del Banco to al objetivo al 2030. Interamericano de Desarrollo (BID). Además, apor- tará 3 millones de dólares no reembolsables a la • Biogás: Subsecretaría de Energías Renovables, con foco en el Centro de Energías Renovables y Eficiencia - Cantidad de plantas operativas nuevas: va- Energética (CENEREE), canalizados por el BID. lor del año, valor acumulado desde el inicio de la medida y porcentaje de avance con respecto al objetivo al 2030. Esquema de monitoreo y correspondencia entre la NDC y el inventario - Generación total (MWh) de plantas opera- tivas nuevas: valor de plantas del año, valor • Eólica: de plantas acumuladas desde el inicio de la medida y porcentaje de avance con respec- - Cantidad de plantas operativas nuevas: va- to al objetivo al 2030. lor del año, valor acumulado desde el inicio de la medida y porcentaje de avance con respecto al objetivo al 2030. 3.1.2 Generación eléctrica distribuida - Generación total (MWh) de plantas opera- La medida contempla la generación de electri- tivas nuevas: valor de plantas del año, valor cidad a nivel residencial y comercial/industrial de plantas acumuladas desde el inicio de la pequeño, conectada a la red, empleando fuentes medida y porcentaje de avance con respec- renovables. Esta medida propone que una parte to al objetivo al 2030. de la generación se realice directamente en los puntos de consumo, disminuyendo la carga so- • Solar: bre los sistemas de transporte y distribución de energía. - Cantidad de plantas operativas nuevas: va- lor del año, valor acumulado desde el inicio El objetivo adicional propone alcanzar los 56.000 de la medida y porcentaje de avance con usuarios-generadores en 2030. En la cuantificación respecto al objetivo al 2030. se consideran sistemas fotovoltaicos de una poten- cia de 2,5 kWp (para usuarios de tipo residencial) y - Generación total (MWh) de plantas operativas 50 kWp (para usuarios de tipo comercial/industrial nuevas: valor de plantas del año, valor de plantas pequeño). Los sistemas eólicos o de otro tipo no acumuladas desde el inicio de la medida y porcen- se consideraron para la cuantificación, pero están taje de avance con respecto al objetivo al 2030. incluidos dentro de la medida. 36 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Tabla 5. Reducciones consideradas y generación eléctrica a partir de la generación distribuida. Reducciones Energía Año Usuarios adicionales generada (tCO2eq) (MWh) generadores 2020 160.953 302.544 10.314 2021 227.247 427.156 14.563 2022 296.820 557.932 19.023 2023 369.857 695.220 23.705 2024 442.894 832.508 28.387 2025 515.931 969.796 33.069 2026 588.969 1.107.084 37.751 2027 662.006 1.244.372 42.433 2028 735.043 1.381.660 47.115 2029 808.080 1.518.948 51.797 2030 881.118 1.656.236 56.479 Necesidades y barreras y las normas reglamentarias en desarrollo, se establecen los derechos y obligaciones de las • Marco regulatorio: se requiere la adhesión partes, Distribuidor y usuario-generador, los de las provincias y CABA a la Ley 27.424 “Ré- requisitos mínimos que deberán cumplir para gimen de fomento a la generación distribuida la autorización de conexión de los equipos de de energía renovable integrada a la red eléc- generación distribuida, las especificaciones trica pública”, sancionada en diciembre de técnicas del medidor bidireccional y del es- 2017. La normativa establece los requisitos quema de facturación, y los mecanismos para mínimos de las partes, distribuidor y usua- el otorgamiento de beneficios promocionales. rio-generador, de los equipos de generación El objetivo es promover la generación de ener- distribuida, los sistemas de medición y, a su gía eléctrica por parte de los usuarios finales vez, establece el esquema de facturación y del sistema, conectada en el punto de consu- los beneficios promocionales tanto para la mo, logrando una reducción de la demanda so- demanda de equipos, financiados mediante bre el sistema y de las pérdidas en la red. el FODIS, como para la oferta de tecnología. • Obligatoriedad y programas de fomento para • Inversión y rentabilidad: la relación entre los la implementación en edificios públicos nuevos altos costos de los equipos, su instalación y el y existentes. costo de la energía, hacen que los proyectos no resulten atractivos de manera natural. • Beneficios para usuarios-generadores: fisca- les, ahorros reflejados en la factura del servicio • Mano de obra calificada: la incipiente in- eléctrico (pagos por inyección de excedentes a dustria de servicios de instalación no cuenta la red y ahorro por autoconsumo), y acceso a con la escala suficiente frente a la demanda financiamiento a tasa promocional para la adqui- proyectada. sición de equipos de generación. • Incipiente actividad de laboratorios acredi- • Programa de formación de instaladores y ser- tados para la homologación y certificación de vicio de mantenimiento. equipos de generación distribuida a ser insta- lados (requerimientos técnicos y de seguridad • Desarrollo de normativa de calidad que incluya establecidos por ley). los repuestos y la disponibilidad de estos. • Campañas de comunicación y concientización. Instrumentos y herramientas de implementación • Fomentar al desarrollo de la industria nacional de los equipos de generación distribuida. • Marco regulatorio que permite y regula la ac- tividad: mediante la sanción de la Ley 27.424 PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 37 Financiamiento ros, lo que contempla el corte al 12 % y/o bioe- tanol puro. La Tabla 7 muestra las reducciones Actualmente se está trabajando en la formación adicionales y el incremento del consumo de bio- del FODIS, con el objetivo de administrar y otor- diésel y bioetanol respecto de la tabla anterior. gar los beneficios promocionales en el marco de la Ley 27.424. El FODIS contará con aportes del Necesidades y barreras Tesoro Nacional, financiamiento privado e in- ternacional/multilateral. A su vez, la Ley 27.424 • Precio del sustituto fósil: los precios de los establece un cupo para el otorgamiento de be- combustibles de origen fósil aún se mantienen neficios promocionales mediante certificados de en valores que no fomentan el desarrollo de los crédito fiscal. biocombustibles, sobre todo en escenario con- dicional donde se busca incrementar el corte Esquema de monitoreo y correspondencia entre por sobre lo reglamentado. la NDC y el inventario • Barreras tecnológicas para aumentar el cor- • Cantidad de instalaciones operativas nuevas: te: Existen límites técnicos en los motores del valor del año, valor acumulado desde el inicio de parque actual que condicionan la ambición de la medida y porcentaje de avance con respecto la medida. Para continuar incrementando el al objetivo al 2030. porcentaje de corte se requiere migrar a mo- tores con tecnologías flex fuel. Esto requie- • Generación (MWh) total distribuida: valor de re una adecuación de la industria automotriz instalaciones del año, valor de instalaciones acu- para expandir la producción de este tipo de muladas desde el inicio de la medida y porcen- motores. Además se deben establecer las taje de avance con respecto al objetivo al 2030. condiciones comerciales para la importación de vehículos.

3.1.3 Corte con biocombustibles Instrumentos y herramientas de implementación La medida considera la utilización de combusti- • Ley 26.093: establece el Régimen de Regu- bles de origen vegetal —biodiésel y bioetanol— lación y Promoción para la Producción y Uso para corte de combustibles de origen fósil en Sustentables de Biocombustibles. Establece el transporte carretero. El objetivo incondicional el porcentaje de corte obligatorio de biocom- consiste en mantener el corte del diésel en 10 % bustibles, entre otros. Este programa tiene y el de nafta en 12 %. fecha de finalización en 2021. El Poder Ejecu- tivo tiene la potestad de prorrogarlo cuatro El objetivo adicional considera un 20 % de corte años más. Con prórroga o no, es altamente de diésel para ómnibus urbanos y la incorpora- probable que el país siga utilizando biocom- ción de tecnología flex-fuel para motores nafte- bustibles, más allá de que la promoción de- Tabla 6. Reducciones consideradas y consumo de biodiésel y bioetanol a partir del corte con biocombustibles. Reducciones Año incondicionales Biodiésel (t) Bioetanol (t) (tCO2eq) 2020 6.765.123 1.429.680 1.259.400 2021 6.931.599 1.462.473 1.294.389 2022 7.111.601 1.495.417 1.336.427 2023 7.309.050 1.528.283 1.388.014 2024 7.500.078 1.561.097 1.436.221 2025 7.686.619 1.593.743 1.482.288 2026 7.870.033 1.626.077 1.527.188 2027 8.051.143 1.657.922 1.571.664 2028 8.228.867 1.689.068 1.615.482 2029 8.398.052 1.719.273 1.656.264 2030 8.553.372 1.748.276 1.691.574 38 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Tabla 7. Reducciones y consumo de biodiésel y bioetanol según el objetivo adicional. Reducciones Año adicionales Biodiésel (t) Bioetanol (t) (tCO2eq) 2020 105.970 20.572 21.890 2021 159.790 32.639 32.040 2022 221.248 46.755 43.430 2023 291.309 63.352 56.112 2024 369.594 82.134 70.142 2025 456.447 103.198 85.571 2026 552.247 126.668 102.449 2027 657.400 152.690 120.820 2028 772.169 181.336 140.723 2029 896.252 212.391 162.193 2030 1.029.008 245.461 185.255 cida prorrogarse. Hay que considerar que la un 12 % de bioetanol en la mezcla con la nafta. autoridad de aplicación tiene la intención de aumentar la participación de los biocombusti- • Estándares de motores: se plantea estable- bles en la matriz de combustibles fósiles. cer estándares mínimos para incorporar tec- nología flex fuel. El Ministerio de Producción • Ley 26.334: establece el Régimen de Pro- está desarrollando una norma para homologar moción de la Producción de Bioetanol con el los motores flex fuel y el MAyDS se encuentra objetivo de satisfacer las necesidades de abas- trabajando en la legislación sobre emisiones tecimiento del país y generar excedentes para gaseosas vehiculares. La incorporación de exportación. A través de este régimen promo- tecnología flex fuel, con opción para utilizar cional se impulsará la conformación de cadenas gasolina o bioetanol (en cualquier propor- de valor, mediante la integración de producto- ción) es una de las medidas más estudiadas y res de caña de azúcar e ingenios azucareros en que mayor impacto podría tener en el sector. los procesos de fabricación de bioetanol. • B20 en ómnibus urbanos de pasajeros: la po- • Decreto 109/07: reglamenta la Ley 26.093. sibilidad de incorporar Biodiesel 20 % (B20) en ómnibus urbanos de pasajeros se encuentra • Resolución 1.125 SE/13: establece la obliga- en estudio. Se está desarrollando la normativa ción de utilizar un mínimo de 10 % de biodiésel aplicable para este uso en particular. en su mezcla con el gasoil destinado a la ge- neración de energía eléctrica, siempre que sea Financiamiento técnicamente factible. La regulación no requiere financiamiento, pero un • Decreto 543/16: incrementa el porcentaje obli- incremento en el objetivo podría requerirlo. Esto gatorio de 10 % a 12 % de bioetanol en su mezcla sería necesario para la renovación del parque ve- con las naftas de uso automotor a comercializar- hicular con la tecnología flex fuel y para la ins- se en todo el territorio nacional. talación de surtidores con bioetanol puro en las estaciones de servicio. • Resolución 37 E/2016: incrementa el porcenta- je obligatorio de 10 % a 12 % de bioetanol en su Adicionalmente, se podría requerir financiamiento mezcla con las naftas de uso automotor para el para la infraestructura logística y para lograr tasas abastecimiento del mercado interno, a partir del atractivas para que los privados inviertan. 1° de abril de 2016. Establece que las empresas encargadas de realizar las mezclas de combusti- bles fósiles con biocombustibles para su comer- Esquema de monitoreo y correspondencia entre cialización en todo el territorio nacional estarán la NDC y el inventario obligadas a incorporar, como mínimo, un 10 % de biodiésel en la mezcla con el gasoil, y al menos • Porcentaje de corte con biocombustibles: valor PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 39 del año y porcentaje de avance con respecto al poraron en una segunda instancia al grupo objetivo al 2030 abierto para biodiésel y bioetanol. incondicional. • Volumen de biodiésel utilizado en el segmen- • Futuras adicionales (FA): ampliación de Ya- to de ómnibus urbanos (corte del 20 %): valor cyretá —binacional— (465 MW). del año, valor acumulado desde el inicio de la medida y porcentaje de avance con respecto al La Tabla 8 muestra las reducciones debidas a objetivo al 2030. centrales con política existente y las reducciones que se pueden sumar al considerar las centrales • Cantidad de vehículos flex fuel por tipo in- futuras incondicionales y futuras adicionales res- corporados al parque: valor del año, valor pectivamente. acumulado desde el inicio de la medida y por- centaje de avance con respecto al objetivo al Necesidades y barreras 2030. • Construcción en el tiempo planificado: las de- moras en todas las etapas de planeamiento y

3.1.4 Generación hidroeléctrica ejecución de las centrales constituyen una de las principales barreras para impulsar la medi- Esta medida contempla la generación de electrici- da. Estas demoras se deben, principalmente, a dad a partir de aprovechamientos hídricos de gran dos aspectos: la falta de fondos comprometidos escala (mayores a 50 MW) conectados a la red. para la ejecución y la aprobación de permisos y licencias en virtud de los potenciales impactos El objetivo incondicional al 2030 establece la incor- ambientales. poración de 2.503 MW provenientes de fuentes hí- dricas, mientras que el objetivo adicional supone la • Incorporación de proyecciones climáticas futu- incorporación de 465 MW más. ras para la definición de la infraestructura. Se consideran las siguientes centrales hidroeléctri- Instrumentos y herramientas de implementación cas según su estado de avance: • Chihuido I • Con política existente (PE): Los Caracoles y el aumento de cota de Yacyretá. - Está incluido en el Plan Nacional del Agua que lleva adelante la Subsecretaría de Recur- • Futuras incondicionales (FI): Chihuido I (637 MW), sos Hídricos. Se encuentra en evaluación de Cóndor Cliff (950 MW), La Barrancosa (360 MW), opciones de financiamiento y elaboración de Portezuelo del Viento (216 MW), Yacyretá-Aña los pliegos para el llamado a licitación para Cuá —binacional— (270 MW) y El Tambolar la contratación de los trabajos de inspección (70 MW). Estas últimas dos centrales se incor- de obras. Tabla 8. Reducciones consideradas a partir de la generación hidroeléctrica. Reducciones Reducciones Reducciones Año PE FI FA (tCO2eq) (tCO2eq) (tCO2eq) 2020 2.904.649 0 725.799 2021 2.904.649 1.513.671 2.239.470 2022 2.904.649 3.039.724 3.765.523 2023 2.904.649 3.396.213 4.122.013 2024 2.904.649 3.396.213 4.122.013 2025 2.904.649 3.396.213 4.122.013 2026 2.904.649 3.396.213 4.122.013 2027 2.904.649 3.396.213 4.122.013 2028 2.904.649 3.396.213 4.122.013 2029 2.904.649 3.396.213 4.122.013 2030 2.904.649 3.396.213 4.122.013 40 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN - Estudios preliminares: fueron realizados por dios ambientales, de modelos, de geología y la Subsecretaría de Recursos Hídricos hasta de geotecnia. Estos están a cargo del MINEM fines de 2013 con fondos del Tesoro nacional. e involucran a una UTE y a EBISA. - Estudio para la definición de niveles de - Plan de Gestión Ambiental. embalse y elaboración de los términos de referencia del proyecto básico a cargo de la - Normas de operación. Secretaría de Energía del Gobierno de la Pro- vincia de Neuquén. - Plan de acción durante emergencias. • Cóndor Cliff - Contrato en ejecución por parte de la UTE China Gezhouba Group Company Li- - Se encuentra bajo la órbita de la Subsecre- mited – Electroingeniería Sociedad Anó- taría de Energía Hidroeléctrica. nima – Hidrocuyo Sociedad Anónima. Ac- tualmente está en desarrollo el Proyecto - Estudios a nivel de Proyecto Básico – Plie- Ejecutivo que contempla la ejecución de gos de Licitación: a cargo del ex Ministerio de obras de infraestructura, obradores, villas Planificación. Financiado a través de fondos y estudios previos. no climáticos y presupuesto nacional. • Portezuelo del Viento - Proyecto Ejecutivo – Estudio de Impacto Ambiental (EsIA): como autoridad de aplica- - Está incluido en el Plan Nacional del ción se encuentra el MINEM y el MAyDS. Agua que lleva adelante el Ministerio del Interior, Obras Públicas y Vivienda. Se - Estudios complementarios: incluyen estu- encuentra en evaluación de opciones de dios ambientales, de modelos, de geología y financiamiento. de geotecnia. Estos están a cargo del MINEM e involucran a una UTE y a EBISA. - Ejecución de investigaciones geológicas y geotécnicas. - Plan de Gestión Ambiental. - Relevamiento del medio biótico y social. - Normas de operación. - Manifestación General de Impacto Ambiental. - Plan de acción durante emergencias. - Estudio de Factibilidad Técnico Económi- - Contrato en ejecución por parte de la co, Estudios Básicos, Proyecto Ejecutivo y UTE China Gezhouba Group Company Li- Documentación Licitatoria de las Obras. Se mited – Electroingeniería Sociedad Anó- contratarán servicios de consultoría para su nima – Hidrocuyo Sociedad Anónima. Ac- realización. Las autoridades de aplicación tualmente está en desarrollo el Proyecto son el Gobierno de la Provincia de Mendoza, Ejecutivo, que contempla la ejecución de el Ministerio de Infraestructura y la Subsecre- obras de infraestructura, obradores, villas taría de Obras Públicas. y estudios previos. • Yacyretá-Aña Cuá (binacional) • La Barrancosa - Actualmente cuenta con financiamien- - Se encuentra bajo la órbita de la Subsecre- to propio de la Entidad Binacional Yacyretá taría de Energía Hidroeléctrica. (EBY), por lo que se incorpora al grupo de centrales incondicionales. - Estudios a nivel de Proyecto Básico – Plie- gos de Licitación: a cargo del ex Ministerio de - Proyecto Ejecutivo de obras civiles y elec- Planificación. Financiado a través de fondos tromecánicas: tiene como autoridad de apli- no climáticos y presupuesto nacional. cación a la EBY y participan MWH Global (Montgomery Watson Harza), ADE y ELC. - Proyecto Ejecutivo – EsIA: como autori- dad de aplicación se encuentra el MINEM y • El Tambolar el MAyDS. - Se incorporó al grupo de medidas incondicio- - Estudios complementarios: incluyen estu- nales y cuenta con financiamiento asignado. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 41 • Ampliación de Yacyretá (binacional) de azufre (SO2), ni óxidos de nitrógeno (NOx). - Proyecto Ejecutivo: tiene como autoridad • Contribuye a diversificar la matriz energética y de aplicación a la EBY y participan la Uni- reducir la dependencia de combustibles fósiles. versidad Nacional de Misiones (UNaM), el Departamento de Hidráulica de la Universi- • Fomenta el desarrollo tecnológico local e im- dad Nacional de la Plata (UNLP) y el Centro pulsa el empleo calificado. El país tiene una larga de Estudios de Energía para el Desarrollo tradición en energía nuclear y en muchos ám- (CEED). bitos de la tecnología nuclear estuvo al frente de los avances en el área, con posibilidades de Financiamiento consolidarse como un actor relevante. Se requiere financiamiento de fondos climáticos o • Es una energía de base con un factor de carga no climáticos que comprometan su aplicación para del 90 % que no requiere reserva de potencia de el desarrollo de las centrales, que cuentan con pre- respaldo, por lo que aumenta la confiabilidad del supuestos nacionales y provinciales. sistema. Dadas las proyecciones de demanda para los próximos años, se requerirá mayor energía de Las centrales Néstor Kirchner y Jorge Cepernic ya base para abastecer una demanda creciente, con el cuentan con un préstamo asignado para la ejecu- objetivo de garantizar la continuidad, la seguridad ción conjunta. Por su parte, las centrales Portezuelo y la calidad del suministro al menor costo posible. del Viento y Chihuido están en proceso de evalua- Desde el punto de vista del despacho económico, ción de financiamiento. es una energía para cubrir los primeros tramos de la curva monótona de carga. Es una energía barata, ya Esquema de monitoreo y correspondencia entre que tiene bajos costos operativos y de combustible. la NDC y el inventario • Cuenta con altos estándares de seguridad a • Cantidad de centrales operativas nuevas: valor nivel nacional impuestos por la Autoridad Re- del año, valor acumulado desde el inicio de la gulatoria Nuclear y, a nivel internacional, por las medida y porcentaje de avance con respecto al recomendaciones y salvaguardias de la Organi- objetivo al 2030. zación Internacional de Energía Atómica. • Generación total (MWh) de centrales operativas La Argentina cuenta actualmente con tres centrales nuevas: valor de centrales del año, valor de centrales nucleares: acumuladas desde el inicio de la medida y porcen- taje de avance con respecto al objetivo al 2030. • Atucha I (362 MW - Año de ingreso: 1974). • Embalse (648 MW - Año de ingreso: 1983). • Cantidad de centrales con financiamiento: va- • Atucha II (745 MW - Año de ingreso: 2014). lor del año, valor acumulado desde el inicio de la medida y porcentaje de avance con respecto al Todas estas son del tipo PHWR (Pressurized Heavy objetivo al 2030. Water Reactor), ya que utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como refrigerante y • Cantidad de centrales en construcción: valor moderador. Solo tres países de la región tienen re- del año, valor acumulado desde el inicio de la actores de potencia, es decir, capaces de generar medida y porcentaje de avance con respecto al energía eléctrica: Argentina, Brasil y México. objetivo al 2030. Actualmente, la potencia nuclear instalada del país es de 1.755 MW, mientras que la producción de

3.1.5 Generación nuclear energía eléctrica es mayor a 5.600 GWh/año (sin tener en cuenta a Embalse, que se encuentra fuera La medida considera la incorporación de nuevas de servicio por las obras de extensión de vida). centrales nucleares para la generación de energía eléctrica. En busca de aumentar la generación nuclear, que ra- tifica el compromiso nacional para combatir el cam- Los beneficios de la energía nuclear son los siguientes: bio climático, se contemplan las siguientes obras: • Constituye una energía limpia, ya que no pro- • Medidas incondicionales: duce GEI. Como el calor generado en el reactor surge de un proceso de fisión, no de combustión, - Aumento de potencia y extensión de la vida no se genera dióxido de carbono (CO2), dióxido útil de la central Embalse. 42 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN - Central Argentina de Elementos Modulares la generación de energía eléctrica sin interco- (CAREM) 25 (25 MW). nexión a la red eléctrica. - Extensión de la vida útil de la central Atucha I • Extensión de la vida útil de la Central Atucha I: por 15 años más. extender la vida útil de la central por 15 años con una inversión moderada y aprovechar las capaci- - Construcción de la Cuarta Central (745 MW). dades de los proveedores locales en proyectos de extensión de la vida útil de las centrales nucleares. - Construcción de la Quinta Central (1.150 MW). • Construcción de la Cuarta Central: aprovechar la • Medidas adicionales: experiencia que los proveedores locales adquirie- ron en la construcción de Atucha II y en la exten- - Primera CAREM 150 (150 MW). sión de la vida útil de la central nuclear Embalse, crear empleo altamente calificado (4.300 puestos - Quinta Central Reactor II (1.150 MW). durante el pico de construcción y 600 puestos permanentes durante la operación), permitir a em- Cada proyecto tiene características que, además presas locales la ejecución de obras de gran enver- de ampliar la generación y reducir las emisiones de gadura y alto contenido tecnológico y aprovechar GEI, constituyen una oportunidad de crecimiento las economías de escala por compartir emplaza- para el sector y el país: miento con dos de las centrales existentes. • Aumento de potencia y extensión de la vida útil • Construcción de la Quinta Central: dar el salto de la central Embalse: extender la vida útil de la tecnológico a través de la transición de los reac- central por 30 años con una inversión menor que tores PHWR (agua pesada y uranio natural) a los la necesaria para la construcción de una central reactores Pressurized Water Reactor (PWR), que nueva; y aprovechar las capacidades tecnológi- utilizan agua liviana y uranio enriquecido; crear cas adquiridas por los proveedores locales. empleo altamente calificado (7.000 puestos du- rante el pico de construcción y aproximadamente • CAREM 25: desarrollar la tecnología de Small 800 puestos permanentes durante la operación) Modular Reactors (SMR) por parte de la Comi- y permitir que las empresas locales se especiali- sión Nacional de Energía Atómica (CNEA), de cen en obras de alto contenido tecnológico. diseño y tecnología argentina. Es una tecnolo- gía nueva a nivel mundial. De acuerdo con la • Primer CAREM 150: desarrollar la tecnología International Atomic Energy Agency (IAEA), SMR por parte de la CNEA y ser pioneros a nivel existen tres países con SMR en etapa de cons- mundial en la construcción de este tipo de reac- trucción avanzada: Argentina, Rusia y China. tores, con la posibilidad de exportarlos a países Son reactores modulares de baja potencia para de la región y del mundo. Tabla 9. Reducciones consideradas a partir de la generación nuclear. MEDIDAS POTENCIA (MW) GENERACIÓN (GWh) Bruta Neta 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 PEV Embalse 683 635 5.006 5.006 5.006 5.006 5.006 5.006 5.006 5.006 5.006 5.006 5.006 Cuarta Central 745 685 2.700 5.401 5.401 5.401 5.401 5.401 Quinta Central Reactor I 1.150 1.065 4.198 8.396 8.396 8.396 CAREM 25 32 25 110 197 197 197 197 197 197 197 197 197 PEV Atucha I (PEV año 2023-2024) 362 340 2.681 2.681 2.681 2.681 2.681 2.681 Total incondicional 2.972 2.750 5.006 5.116 5.203 5.203 5.203 10.584 13.285 17.483 21.681 21.681 21.681 Quinta Central Reactor II 1.150 1.065 4.665 Primer CAREM 150 150 120 526 946 946 946 946 Total adicional 1.300 1.185 526 946 946 946 5.611 Total incondicional + adicional 4.272 3.935 5.006 5.116 5.203 5.203 5.203 10.584 13.810 18.429 22.627 22.627 27.292 Emisiones evitadas (MtCO2eq) 2020 2021 2022 2024 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Total incondicional 2,67 2,73 2,78 2,78 2,78 5,65 7,10 9,34 11,58 11,58 11,58 Total adicional 0,28 0,51 0,51 0,51 3,00 Total incondicional + adicional 2,67 2,73 2,78 2,78 2,78 5,65 7,38 9,84 12,09 12,09 14,58 PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 43 Figura 25. Aporte del sector nuclear a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. Fuente: Ministerio de Energía y Minería. • Quinta Central Reactor II: reducir los costos a los proyectos nucleares son pocos en número partir del aprovechamiento de las economías de pero de gran envergadura. escala en proyectos multi-reactor, ratificar la tran- sición de la tecnología PHWR a PWR e impulsar la • Costo del capital y su alto peso relativo en participación en determinados tramos de obra de la estructura de costos: los proyectos nuclea- proveedores locales, a partir de la construcción res se caracterizan por tener grandes costos del primer reactor de la Quinta Central Nuclear. hundidos en la fase inicial, plazo de construc- ción prologando y largo período de madura- Estas obras incorporarían una potencia de 4.272 MW ción y recupero de la inversión. Por otro lado, y, en 2030, aumentarían la generación 27.292 GWh. los costos de operación y mantenimiento y de Considerando solamente las medidas incondiciona- combustible son bajos. Con lo cual, la factibi- les, la generación nuclear pasaría a representar, en lidad de un proyecto de este tipo va a estar 2030, casi el 13 % de la generación anual total. determinada por el acceso al crédito y por la obtención de una baja tasa de interés para re- Además, con las medidas incondicionales se evi- pagar el capital. tarían 11,58 millones de toneladas de carbono equivalente (14,58 si se le incorporan las medi- • Horizonte de planeamiento: el período de das condicionales), lo que representa el 11 % de construcción de una central nuclear es mucho las reducciones totales del sector energía (14 % más extenso que el de otro tipo de plantas si se le incorporan las medidas condicionales). La (siete años versus de uno a tres años). Este energía nuclear constituye la tercera medida más hecho hace que exista mayor probabilidad de importante para reducir las emisiones de GEI, contingencias que atenten contra la finaliza- luego de los cambios en la iluminación residen- ción y puesta en marcha de la obra y demo- cial y la generación renovable. ra el momento en que se empiezan a percibir los ingresos. Por tener un cronograma de obra Necesidades y barreras prolongado y ajustado, se requiere una buena gestión del riesgo, ya que cualquier demora • Características diferenciales de los proyec- incide negativamente en el costo. Es necesa- tos nucleares: el horizonte de análisis es muy rio definir claramente las responsabilidades de largo, la inversión inicial es muy elevada y, cada agente que participa en el proyecto, en- como el plazo de construcción y puesta en tre otros aspectos. marcha es de al menos siete años, el capital recién se empieza a pagar el primer año de • Desarrollo de la tecnología SMR: la central generación. Esto implica un largo período de CAREM 25 es un prototipo para el desarrollo de maduración y recupero de la inversión. Si se la tecnología SMR. Enfrenta las barreras típicas analiza la estructura de costos del megava- por encontrarse en el primer tramo de la curva tio nuclear, se notará un peso relativo muy de aprendizaje. fuerte de los costos de capital. Por eso, para estos proyectos es indispensable el acceso al • Dependencia del presupuesto de la admi- financiamiento a tasas bajas. Generalmente, 44 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN nistración nacional: los proyectos que son fi- rés y fija las condiciones que definen un fi- nanciados por las transferencias de Tesoro nanciamiento concesional. Este instrumento nacional están atados a las decisiones de la legal respalda las negociaciones ya empeza- administración nacional en materia presupues- das con China. taria. La evolución del proyecto y el cumpli- miento de los tiempos de obra están ligados, • Una herramienta que contribuye a reducir las en gran medida, a la llegada de los desembol- probabilidades de incumplimiento de los cro- sos del Estado nacional. nogramas de obra es la experiencia ganada por los proveedores locales en la construcción • Precio de fuentes alternativas de generación de Atucha II y, actualmente, en la extensión de (como el gas natural): la disminución de costos la vida útil de la Central Nuclear Embalse. Con de las fuentes y tecnologías alternativas afectan la experiencia adquirida, tienen la capacidad los precios relativos en detrimento de la genera- de participar en proyectos nucleares de gran ción nuclear. envergadura. Instrumentos y herramientas de implementación • Para acompañar el desarrollo del Reactor CAREM, se están llevando a cabo estudios • Para generar condiciones favorables para específicos en la Subsecretaría de Energía la concreción de los proyectos, se sancionó Nuclear y en la Comisión para analizar el la Ley 26.566, que otorga beneficios impo- avance de otros países en la tecnología SMR sitivos y fiscales para las obras de exten- y el potencial de mercado tanto local como sión de la vida útil de Embalse y Atucha I, la internacional al que la Argentina puede ac- construcción de la Cuarta y Quinta Central ceder. Nuclear y CAREM. De esta forma, se alivia la carga financiera de los proyectos. Por ejem- Financiamiento plo, se exime del pago de todos los tributos que gravan la importación de las mercade- El 85 % del costo de la Cuarta y Quinta Cen- rías destinadas a las obras; se puede solici- tral Nuclear se financia a través de préstamos tar la devolución anticipada del IVA que se de China. En el caso de la extensión de la vida hubiera facturado por los bienes, servicios o útil de Embalse, el Banco para el Desarrollo de locaciones que se destinen a la realización de América Latina (CAF) aportó el 11 % del monto las obras; se exime a los fideicomisos crea- total del proyecto. También cuenta con aportes dos para la construcción de una Cuarta Cen- del Tesoro nacional. tral Nuclear y para la extensión de la vida útil de la Central Nuclear Embalse de todos los impuestos nacionales, incluido el IVA y los Esquema de monitoreo y correspondencia entre impuestos internos. la NDC y el inventario • Con el objetivo de mejorar las condiciones • Cantidad de centrales operativas nuevas: valor de acceso al financiamiento para la Cuarta del año, valor acumulado desde el inicio de la y Quinta Central Nuclear, está en curso un medida y porcentaje de avance con respecto al proceso de negociación respaldado por el objetivo al 2030. Convenio Marco de Cooperación en materia económica y de inversiones entre la Argen- • Generación total (MWh) de centrales operati- tina y China, que establece el otorgamien- vas nuevas: valor de centrales del año, valor de to de un financiamiento concesional para la centrales acumuladas desde el inicio de la medi- parte china y que la adjudicación se realice da y porcentaje de avance con respecto al obje- en condiciones ventajosas de calidad y pre- tivo al 2030. cio. Debe avanzarse en la negociación de los contratos comerciales y financieros con • Cantidad de centrales con financiamiento: va- estas premisas. La herramienta que ratifica lor del año, valor acumulado desde el inicio de la esta dirección es el Plan Quinquenal Integra- medida y porcentaje de avance con respecto al do China-Argentina para la Cooperación en objetivo al 2030. Infraestructura 2017-2021. • Cantidad de centrales en construcción: valor • En lo que respecta al costo de capital, del año, valor acumulado desde el inicio de la que es definitorio en la factibilidad de un medida y porcentaje de avance con respecto al proyecto nuclear, se cuenta con el Decreto objetivo al 2030. 338/17 que pone un tope a la tasa de inte- PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 45

3.1.6 Generación eléctrica aislada de la red • Sistemas de generación renovable para usos productivos, individuales o colectivos, en zonas La medida incluye la generación de energía eléc- rurales. trica a partir de fuentes renovables en viviendas e instalaciones públicas rurales que no tienen ac- • Sistemas térmicos tales como calentadores ceso a la red de distribución de energía eléctrica. solares de agua, sistemas de calefacción solar espacial, cocinas y hornos para instalaciones pú- El Proyecto de Energías Renovables en Mercados blicas dispersas seleccionadas y para edificios Rurales (PERMER) tiene como objetivo facilitar el públicos ubicados en áreas rurales. acceso a la energía de poblaciones rurales disper- sas, alejadas de las redes de distribución. En mayo Necesidades y barreras de 2015 se inició el PERMER II, proyecto que tie- ne el objetivo de abastecer de energía renovable a • Falta de acceso a la tecnología: las comunida- comunidades rurales aisladas de la red de energía des aisladas de la red no tienen los recursos eco- eléctrica, cuyo plazo de implementación es hasta nómicos ni técnicos para incorporar la tecnolo- octubre de 2020. gía, por lo que su suministro de energía se basa en el uso de baterías, pilas, velas y combustibles El Proyecto prevé el abastecimiento (adquisición e fósiles líquidos. instalación) de equipos autónomos renovables con- siderando las siguientes tecnologías: • Sitios de difícil acceso: el PERMER debe atender a los hogares e instituciones de los • Sistemas de generación autónoma renovable sitios más remotos del país, los que en la ma- para viviendas aisladas en zonas rurales. yoría de los casos no cuentan con niveles mí- nimos de infraestructura (caminos) y comuni- • Sistemas de generación autónoma renovable para cación (telefonía). Esto dificulta la instalación instituciones públicas situadas en zonas rurales. de los equipos y la realización de actividades de mantenimiento, lo que implica altos costos • Construcción de hasta 50 mini-redes de fuen- de implementación y de monitoreo posterior. tes renovables para la provisión de energía a pe- Existe la necesidad de determinar mecanismos queñas localidades (de hasta 300 familias) sin de mantenimiento que garanticen la sostenibi- acceso a la red. lidad de las instalaciones, cuyos costos pue- dan ser asumidos por los actores involucrados. • Sistemas solares de bombeo en viviendas ais- Este aspecto es un prerrequisito para la im- ladas, instalaciones públicas y comunidades ais- plementación de los proyectos y tiene impli- ladas. caciones sobre la tecnología a desplegar. Los marcos legales y regulatorios y la realidad de Tabla 10. Reducciones consideradas y actividad a partir cada provincia requieren modelos específicos. de la implementación de la medida. • Relaciones con las administraciones provincia- Reducciones Actividad les: todas las iniciativas del PERMER deben acor- Año darse con cada provincia. El nivel de respuesta, (tCO2eq) (MWh) los recursos asignados, la capacidad de ejecu- 2020 53.275 70.606 ción y monitoreo, y el grado de aportes técnicos 2021 53.275 70.606 y financieros de las distintas provincias, son dis- pares y en ocasiones dificultan la ejecución con 2022 53.275 70.606 calidad. 2023 53.275 70.606 2024 53.275 70.606 • Falta de información sobre la demanda y las necesidades: no se cuenta con información pre- 2025 53.275 70.606 cisa de las cantidades y ubicaciones de los ho- 2026 53.275 70.606 gares e instituciones que no cuentan con energía 2027 53.275 70.606 eléctrica, ni de las características de la demanda de cada una según la zona del país. 2028 53.275 70.606 2029 53.275 70.606 Instrumentos y herramientas de implementación 2030 53.275 70.606 • El Proyecto PERMER firma con cada provincia participante un Convenio de Participación, que constituye el marco institucional para la imple- mentación del Proyecto. 46 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Financiamiento Instrumentos y herramientas de implementación Los fondos del PERMER II provienen del Banco In- • Regulación con incentivo para migrar hacia el ternacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF), gas natural y promoción de su exploración y pro- cuyo aporte es de 200 millones de dólares. En su ducción. formulación, se han presupuestado también apor- tes de los distintos gobiernos provinciales por 5 • Resolución 74/2016: programa de estímulo a millones de dólares y del Estado Nacional por 10 nuevos proyectos de gas natural. millones de dólares. En total, se contempla una in- versión cercana a los 215 millones de dólares hasta • Resolución 46 E/2017: creó el Programa de es- octubre de 2020. tímulo a las inversiones en desarrollos de produc- ción de gas natural proveniente de reservorios Esquema de monitoreo y correspondencia entre no convencionales en la cuenca neuquina y en la la NDC y el inventario cuenca Austral. • Cantidad de instalaciones operativas nuevas: Financiamiento valor del año, valor acumulado desde el inicio de la medida y porcentaje de avance con respecto Se requieren inversiones asociadas al desarrollo del al objetivo al 2030. gas no convencional e inversiones del sector privado. • Generación total de instalaciones operativas Esquema de monitoreo y correspondencia entre la nuevas: valor de instalaciones del año, valor de NDC y el inventario instalaciones acumuladas desde el inicio de la medida y porcentaje de avance con respecto al • Generación (MWh) por tipo de combustible: va- objetivo al 2030. lor del año, valor acumulado desde el inicio de la medida y porcentaje de avance con respecto al • Cantidad de instalaciones con financiamiento objetivo al 2030. otorgado que comenzarían a construirse en los próximos dos años.

3.1.8 Mejora en la eficiencia de centrales térmicas • Generación total de instalaciones con financia- miento otorgado que comenzarían a construirse La medida se enfoca en la conversión del parque en los próximos dos años. generador para incrementar su eficiencia. Incluye actividades como el reemplazo de turbinas de gas • Cantidad de instalaciones en construcción que a ciclo abierto por sistemas de ciclo combinado comenzarían a operar en los próximos dos años. para generación eléctrica conectada a la red, en- tre otros. La adecuación tecnológica de los cie- • Generación total de instalaciones en construc- rres de ciclo incluye la instalación de calderas re- ción que comenzarían a operar en los próximos cuperadoras de calor y de turbinas de vapor. Los dos años. sistemas de ciclo abierto tienen eficiencias que oscilan entre el 30 % y el 40 %, mientras que los sistemas de ciclo combinado alcanzan eficiencias

3.1.7 Sustitución de fósiles con mayor factor de de entre el 50 % y el 60 %. emisión por gas natural en la generación eléctrica El objetivo adicional al 2030 aún no ha sido definido. La medida consiste en la sustitución de combus- tibles fósiles carbono intensivos (carbón, fueloil y Necesidades y barreras diésel) por gas natural para la generación de ener- gía eléctrica conectada a la red. • Precio bajo de venta de la electricidad en rela- ción con la inversión requerida: los proyectos de El objetivo adicional al 2030 aún no ha sido definido. eficiencia en generación tienen retornos en pla- zos mayores a los necesarios para incentivar su Necesidades y barreras desarrollo. • Disponibilidad de gas natural: la oferta de gas • Demanda base y regulación para cobertura de natural se orienta a cubrir prioritariamente la de- picos de demanda: los ciclos combinados pierden manda residencial y comercial, principalmente en eficiencia al operar como reguladores de demanda. época invernal, dejando poca disponibilidad para los usos de generación eléctrica e industriales. • Vida útil remanente de los equipos actuales. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 47 Instrumentos y herramientas de implementación 3.2 Eje de demanda de energía: medidas de mitigación • Regulación con incentivo para migrar hacia ci- clos combinados:

3.2.1 Economizadores de agua - Resolución 420 E/2016: a cargo de la Secre- La medida plantea la utilización de dispositivos taría de Energía Eléctrica, tendiente al desa- reguladores del caudal de agua en los grifos para rrollo integral de proyectos de infraestructura reducir su consumo y el consecuente consumo de que contribuyan a la reducción de costos en combustible para su calentamiento. La eficiencia el MEM y al aumento de la confiabilidad en el o mejora lograda mediante el uso de los econo- Sistema Eléctrico Argentino. mizadores de agua depende de la presión de la línea. Los dispositivos funcionan mejor para pre- - Resolución 287 E/2017: a cargo de la Se- siones10 medias o altas. Para baja presión, la mejo- cretaría de Energía Eléctrica, contempla ra lograda es pequeña. proyectos de infraestructura como la pues- ta en marcha de cierre de ciclos combina- Adicionalmente, se afecta positivamente el siste- dos en base a centrales térmicas existentes ma de captura, potabilización y bombeo de agua o de próxima habilitación a ciclo abierto, de hacia los hogares, a la vez que se reduce el cau- bajo consumo específico, con posibilidades dal de efluentes líquidos que deben ser tratados. de mejorar su eficiencia alcanzando niveles competitivos. Estos dispositivos funcionan incorporando aire al flujo de agua para reducir el caudal sin reducir el - Proyecto de Ley de Eficiencia Energética: in- volumen. El objetivo es reducir el caudal para ade- cluiría actividades relacionadas con el aumen- cuarlo a un nivel mínimo que no afecte el nivel de to de la eficiencia en la generación térmica. confort de uso. El objetivo condicional al 2030 es alcanzar al 72 % de los hogares. • Llamados a licitación para la contratación de ener- gía proveniente del cierre de ciclos/cogeneración. Necesidades y barreras Financiamiento • Desconocimiento por parte del usuario del impacto del consumo de agua en términos de consumo de Esta medida cuenta con financiamiento privado. energía para calentamiento, bombeo, tratamiento, etcétera, y falta de información sobre los ahorros Esquema de monitoreo y correspondencia entre la NDC y el inventario Tabla 11. Reducciones consideradas y viviendas alcanza- das por la medida de economizadores de agua. • Cantidad de unidades convertidas: valor del año, valor acumulado desde el inicio de la medida y por- Reducciones centaje de avance con respecto al objetivo al 2030. Viviendas Año condicionales alcanzadas (tCO2eq) • Generación (MWh) por tipo de tecnología: valor del año, valor acumulado desde el inicio 2020 458.965 1.553.853 de la medida y porcentaje de avance con res- 2021 696.940 2.359.530 pecto al objetivo al 2030. 2022 940.591 3.184.427 • Consumo de combustible por tipo de tecno- 2023 1.189.931 4.028.582 logía: valor del año, valor acumulado desde el 2024 1.444.971 4.892.036 inicio de la medida y porcentaje de avance con 2025 1.705.723 5.774.826 respecto al objetivo al 2030. 2026 1.972.186 6.676.953 2027 2.244.358 7.598.406 2028 2.522.234 8.539.173 2029 2.805.809 9.499.232 2030 3.095.073 10.478.551 10. Baja presión: 0,2 a 1,5 bar. Caudales recomendados: 10 l/min para duchas, 8 l/min para grifos. Media presión: 1,5 a 3 bar. Cau- dales recomendados: 10 l/min para duchas, 8 l/min para grifos. Alta presión: 3 a 6 bar. Caudales recomendados: 12 l/min para duchas, 9 l/min para grifos. 48 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN derivados de la eficiencia energética. • Gas natural consumido para determinar el gas ahorrado (m3) por año: valor del año, valor acu- • Falta de medidores en algunas provincias, lo que mulado desde el inicio de la medida y porcentaje redunda en la falta de incentivo para el ahorro por de avance con respecto al objetivo al 2030. parte del proveedor y del usuario. • Energía eléctrica consumida para determinar la ener- • Costos de energía eléctrica y combustibles gía eléctrica ahorrada (MWh) por año: valor del año, (principalmente gas natural) que no generan in- valor acumulado desde el inicio de la medida y por- centivos naturales para el ahorro. centaje de avance con respecto al objetivo al 2030. • Limites técnicos de aplicación de la tecnología debido a usuarios con baja presión o caudal. 3.2.2 Calefones solares • Falta de información sobre el impacto real del La medida contempla la utilización de sistemas so- ahorro según el estado de las instalaciones. lares térmicos para calentamiento de agua. Los sis- temas están compuestos por colectores solares que Instrumentos y herramientas de implementación aprovechan la energía radiante del sol para calentar el agua y por tanques aislados térmicamente para • Proyecto de Ley de Eficiencia Energética: incluye conservarla hasta su utilización. componentes de educación, difusión de tecnología y concientización de los usuarios respecto del uso del Existen diferentes tecnologías de sistemas solares agua. Además, impulsa otras actividades relaciona- térmicos, que pueden ser utilizados para diversas das con la medida (normativa, etiquetado, etcétera). aplicaciones como calentamiento de agua sanitaria, climatización de ambientes o piscinas, aprovecha- • Programa que incluya, desde fábrica, economi- miento en procesos industriales, entre otras. Entre zadores en todas las griferías comercializadas. los tipos de colectores más difundidos se encuen- Debe considerarse el requerimiento mínimo en el tran los planos, los de tubo vacío, los de tubo vacío diseño de griferías. con tubo de calor y los plásticos. • Programa de incorporación de economiza- El objetivo incondicional y el objetivo adicional con- dores al sector residencial: se deben conside- siderados al 2030 aún no han sido definidos. rar requerimientos mínimos de presión para la correcta operación de los economizadores. Se Necesidades y barreras planean estudios sobre monitoreo de ahorros reales por instalación e incentivos para uso ra- • Costos de combustibles (principalmente de cional del agua. gas natural y de electricidad): reducen el be- neficio de ahorro para el usuario. A la vez, los • Requerimiento mínimo en el dimensionamiento costos de equipamiento y de instalación más de la instalación al momento de presentar nue- elevados que los del sistema convencional ge- vas obras residenciales para su aprobación. neran poco atractivo de inversión y no existen otros incentivos o beneficios para la adquisi- • Implementación de consumo medido de agua ción del equipamiento. en forma obligatoria. • Falta de promoción y difusión de la tecnología, Financiamiento frente a un público con amplio desconocimiento del funcionamiento y de la calidad de los equipos Esta medida es financiada por el sector privado, a y sistemas que existen en el mercado interno. Ac- través de los usuarios finales que compran las grife- tualmente no existe un mecanismo de regulación rías con economizadores. Cuenta con financiamien- de la calidad de los equipos que se comercializan to climático para la implementación de programas internamente, lo que puede perjudicar el desa- y para la medición del consumo. rrollo del mercado argentino a futuro en materia de energía solar térmica. Esquema de monitoreo y correspondencia entre la NDC y el inventario • Marco normativo que regule la certificación de calidad de los equipos, la instalación, la forma- • Cantidad de economizadores de agua ven- ción y el desarrollo de la infraestructura a nivel didos: valor del año, valor acumulado desde el nacional, la existencia de laboratorios acredita- inicio de la medida y porcentaje de avance con dos y entes certificadores. respecto al objetivo al 2030. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 49 Tabla 12. Reducciones consideradas, viviendas alcanzadas y colectores acumulados a partir de la implementación de calefones solares. Reducciones Viviendas Viviendas m2 de Año (tCO2eq) sociales particulares colector (acumulado) (acumulado) (acumulado) 2020 70.158 44.600 103.740 296.680 2021 112.073 76.100 160.862 473.924 2022 165.539 109.175 240.833 700.016 2023 234.916 143.904 352.792 993.392 2024 318.352 180.369 492.741 1.346.220 2025 415.888 218.657 660.680 1.758.674 2026 530.216 258.860 862.206 2.242.132 2027 664.557 301.073 1.104.038 2.810.222 2028 817.052 345.397 1.382.144 3.455.082 2029 990.326 391.937 1.701.966 4.187.806 2030 1.187.389 440.804 2.069.762 5.021.132 • Estado incipiente de formación de la mano de desarrollo de capacidades para instalación y mante- obra para la instalación y el mantenimiento de la nimiento en todo el país. tecnología solar térmica. Esquema de monitoreo y correspondencia entre • Necesidad de desarrollo y aumento de la capaci- la NDC y el inventario dad de los laboratorios de ensayo acreditados para la certificación de los equipos de energía solar térmica. • m2 de colectores instalados: valor del año, valor acumulado desde el inicio de la medida y por- Instrumentos y herramientas de implementación centaje de avance con respecto al objetivo al 2030. Se determina mediante ventas de equipos, • Proyecto de Ley de Fomento a la Energía Solar por tipo de tecnología y zona. Térmica: este proyecto, que se encuentra en dis- cusión parlamentaria, contempla un régimen de • Potencia (MWth) instalados: valor del año, valor beneficios promocionales, tanto para el desarro- acumulado desde el inicio de la medida y porcen- llo de la industria nacional, como para la adquisi- taje de avance con respecto al objetivo al 2030. ción del equipamiento por parte de los usuarios, y una obligación progresiva de implementación • Millones de m3 de gas natural equivalente aho- de la tecnología en el ámbito público y privado. rrado por año, calculado por la implementación del equipamiento de energía solar térmica. • Campaña de difusión sobre los ahorros de electri- cidad, gas natural, gas licuado de petróleo o cual- quier otro combustible utilizado para calentar agua, 3.2.3 Alumbrado público y sobre el uso correcto de los calentadores solares. La medida considera la incorporación de luminarias • Capacitación de especialistas en la instalación y de mayor eficiencia energética en los sistemas de en el mantenimiento de la tecnología, con enfoque alumbrado público. Estos sistemas incluyen tanto en la federalización de estos recursos humanos. tecnología LED como nuevas tecnologías de Sodio de Alta Presión (SAP NT), para sustituir las lumina- Financiamiento rias tradicionales de SAP o de mercurio. Se prevé la creación de un fideicomiso público El alumbrado público es uno de los sectores en los (Fondo Fiduciario para el Desarrollo de Energía que existe mayor potencial de acción directa del Esta- Solar Térmica, FOSOL), con el objetivo de admi- do nacional para lograr mejoras en la eficiencia ener- nistrar y otorgar los beneficios promocionales que gética. Por las características del servicio, las lámparas contempla el proyecto de ley. de alumbrado público son de alta potencia y perma- necen encendidas alrededor del 45 % del tiempo. El FOSOL contará con aportes del tesoro nacional, financiamiento privado y/o internacional/multilateral. En este sentido, la opción más conveniente es la tecnología LED, por las razones que se detallan a Adicionalmente se pueden requerir fondos para el continuación: 50 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN • Su consumo de energía es considerablemente me- mayor barrera para que los municipios realicen nor (ahorro de hasta el 50 % del consumo respecto proyectos de recambio de luminarias reside en de otras tecnologías). el alto costo inicial que tienen las lámparas LED comparadas con otras tecnologías. En la mayor • Su vida útil es del orden de tres veces la vida útil parte de los casos, este costo resulta excesivo de las otras tecnologías (aproximadamente 50.000 para las finanzas de los municipios. horas versus 15.000), lo que reduce los costos de mantenimiento significativamente. Adicionalmente, para asegurar el repago del capital invertido, es necesario que los muni- • Su nivel y calidad de iluminación es igual o su- cipios acepten contraer una deuda nominada perior al existente, lo que contribuye a la mejora en dólares o con posibilidad de ser indexada en la calidad de vida en las áreas en las que se según el tipo de cambio. Si se busca que el implementa. valor de las cuotas sea del mismo orden de magnitud que el valor de la energía evitada, • Permite mejor reconocimiento y registro de los plazos de la financiación deben ser del imágenes a través de las cámaras de seguridad. orden de los 10 a 12 años. Sin embargo, en caso de existir financiamiento, existe un flujo • Su precio a nivel internacional ha disminuido de fondos asociado a la tasa de alumbrado significativamente en los últimos años. El De- público municipal, que permitiría el repago de partamento de Energía de los Estados Unidos la inversión inicial. (DOE) analizó que el costo promedio de las lám- paras LED decae a una tasa de entre el 28 % y el • Falta de capacidades técnicas en tecnología 42 % al año, y espera que este comportamiento LED y electrónica por parte del personal invo- se mantenga. lucrado en la operación y en el mantenimiento de los sistemas de alumbrado público, principal- Por estas razones, las luminarias que utilizan tecno- mente en municipios pequeños. La tecnología logías anteriores (sodio de alta presión, mercurio, LED incorpora componentes electrónicos que mercurio halogenado y mezcladoras) están siendo requieren especificidad para el diagnóstico de reemplazadas por luminarias LED a nivel mundial. fallas y para el mantenimiento. El objetivo incondicional considera un mix de ilumi- • Estado actual de la red: gran parte de la red nación pública de 74 % LED y 26 % SAP NT. de alumbrado público del país presenta pro- blemas significativos de falta de mantenimien- Necesidades y barreras to, instalaciones obsoletas o en mal estado, y niveles de iluminación inadecuados. Las lumi- • Restricciones de financiamiento: la mayor par- narias de tipo LED, por su tecnología, son más te del alumbrado público pertenece a las ad- vulnerables a las instalaciones inadecuadas. ministraciones municipales. En ese contexto, la Tabla 13. Reducciones consideradas y tecnología utilizada en el alumbrado público. Reducciones Cantidad Cantidad de % de SAP Año % de LED (tCO2eq) de LED SAP NT NT 2020 2.641.494 1.180.681 25 % 872.224 18 % 2021 2.892.517 1.541.791 32 % 1.026.986 21 % 2022 3.152.950 1.929.511 40 % 1.156.226 24 % 2023 3.422.940 2.343.965 47 % 1.259.839 26 % 2024 3.702.629 2.785.277 56 % 1.337.718 27 % 2025 3.992.151 3.253.576 64 % 1.389.751 27 % 2026 4.291.637 3.748.990 73 % 1.415.826 27 % 2027 4.372.821 3.827.495 73 % 1.415.826 27 % 2028 4.455.067 3.907.194 73 % 1.415.826 27 % 2029 4.538.402 3.988.104 74 % 1.415.826 26 % 2030 4.622.852 4.070.244 74 % 1.415.826 26 % PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 51 Asimismo, el bajo costo de la energía eléctrica moviendo nuevos programas así como la durante los últimos años desalentó la adop- efectiva implementación de los programas ción de tecnologías más eficientes desde el existentes”. punto de vista energético. - Plan Más Cerca Eléctrico: se propone au- • Información disponible: la demostración del mentar la eficiencia del alumbrado público y ahorro alcanzado es uno de los principales ar- de la infraestructura eléctrica, a cargo de la gumentos para la promoción de este tipo de Secretaría de Energía Eléctrica. programas. Sin embargo, la disponibilidad de in- formación para trazar la línea de base del consu- • Acciones desarrolladas por la Subsecretaría de mo eléctrico en la red de alumbrado público es Ahorro y Eficiencia, para promover la sustitución insuficiente, por las siguientes razones: del parque de luminarias existente por tecnolo- gía LED: - No existe medición de la potencia consumi- da por el sistema de alumbrado. En muchos - Especificación técnica: se realizó una con- casos, la línea de alimentación del sistema de sulta pública a entidades técnicas y fabrican- alumbrado es la misma que alimenta al con- tes de luminarias, para desarrollar una especi- sumo residencial, y no existen medidores de ficación técnica para la compra de luminarias consumo asociados, ni es posible colocarlos adaptadas a la realidad local11. con la configuración actual. - Plan de recambio con fondos no reembol- - La facturación se realiza con base en una sables del Tesoro nacional: se lanzó el Plan de estimación de potencia instalada y horas de Alumbrado Eficiente (PLAE)12, consistente en uso, según un catastro realizado por la em- el recambio de luminarias por equipos más presa distribuidora. La actualización de este eficientes de tecnología LED en la vía públi- catastro es una operación que se realiza de ca, tanto en municipios como en rutas provin- manera anual o bienal. ciales. Se realiza con fondos del presupuesto nacional. En la primera etapa, el presupuesto • Origen de tecnologías más eficientes: si bien asignado es de 250 millones de pesos. existe tecnología nacional muy buena, que de- muestra que no hace falta importar otras tec- - Plan de recambio de alumbrado bajo el nologías, el mercado actualmente requiere de esquema de participación público-privada importaciones para abastecer el volumen de la (PPP): en esta alternativa, una empresa pri- demanda. Esta situación se exacerba al promo- vada está encargada de la provisión, ins- ver la medida. Se requiere incrementar la oferta talación, mantenimiento, operación y dis- interna para poder abastecer al mercado poten- posición final de residuos para la ejecución cial y alcanzar costos competitivos. del proyecto de recambio, así como de su financiamiento total o parcial. Adicional- Instrumentos y herramientas de implementación mente, el contratista deberá proveer capa- citación técnica al personal del municipio • Antecedentes institucionales: involucrado de manera de generar capa- cidades locales. A cambio, se acordará el - Decreto 140/2007: declara de interés y prio- pago de una cuota a lo largo de un plazo ridad nacional el uso racional y eficiente de la aproximado de 10 años. La disminución de energía, e instituye el PRONUREE. costos de iluminación (energía y manteni- miento) asociada a la ejecución del proyec- - Decreto 231/2015: crea la Subsecretaría de to ayuda a que los municipios sean capa- Ahorro y Eficiencia Energética, establecien- ces de enfrentar el pago de la cuota sin ver do entre sus objetivos “proponer, implemen- su ecuación financiera alterada significati- tar y monitorear programas que conlleven vamente, reduciendo el riesgo de incobra- a un uso eficiente de los recursos energé- bilidad. Se está desarrollando un proyecto ticos, tanto en la oferta de fuentes prima- piloto de instalación de aproximadamen- rias y secundarias, como en las etapas de te 100.000 luminarias en municipios de la transformación y en los distintos sectores provincia de Buenos Aires, bajo este es- de consumo (industrial, residencial, comer- quema. Su objetivo es contribuir al desa- cial, público, transporte, agro y otros), pro- rrollo del esquema de PPP en el alumbrado 11. Disponible en https://www.minem.gob.ar/planeamiento-energetico/eficiencia-energetica/noticias/26141/alumbrado-publico-documen- to-final-post-consulta.html 12. Disponible en https://www.minem.gob.ar/prensa/26197/se-creo-el-plan-alumbrado-eficiente.html 52 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN público, la evaluación de los resultados y 3.2.4 Eficiencia en electrodomésticos las barreras encontradas para la implemen- tación, de manera de permitir estructurar La medida incluye la actualización del parque de un programa de alcance nacional. electrodomésticos por equipos de mayor eficien- cia. La medida incondicional está orientada al eti- - Cooperación técnica para un censo nacio- quetado de heladeras, lavarropas y equipos de aire nal de alumbrado público (línea de base y re- acondicionado e incluye también la incorporación levamiento de acciones de municipios). de equipos con reducción de consumo en stand-by. La medida adicional contempla incentivos para el Financiamiento reemplazo de los electrodomésticos mencionados y de los televisores, y el límite de set point de los El recambio del alumbrado público actualmente se equipos de aire acondicionado. financia utilizando fondos del Tesoro nacional. Se está negociando la obtención de fondos multilate- El objetivo al 2030 considera que el 70 % de los rales y se está desarrollando el esquema de PPP. equipos alcancen la eficiencia A3+ y A5+13. Esquema de monitoreo y correspondencia entre Necesidades y barreras la NDC y el inventario • Aspecto económico: la relación entre el costo • Potencia instalada para determinar la potencia de la energía eléctrica y el diferencial de precio ahorrada (MW), según tecnología: valor del año, para el recambio tecnológico en el mercado de valor acumulado desde el inicio de la medida y los electrodomésticos eficientes no genera el porcentaje de avance con respecto al objetivo suficiente incentivo. Los ahorros logrados por al 2030. la incorporación de la tecnología más eficiente no compensan la inversión adicional requerida • Estimación de la energía ahorrada (MWh/año) en un plazo atractivo. Los precios de los elec- en base a la potencia ahorrada y a las horas de trodomésticos más eficientes suelen ser muy uso, según tecnología: valor del año, valor acu- superiores a los modelos de menor eficiencia, mulado desde el inicio de la medida y porcentaje lo que genera que muchos consumidores opten de avance con respecto al objetivo al 2030. por estos últimos. • Cantidad de luminarias instaladas por tipo: valor del • Falta de información al consumidor sobre aho- año, valor acumulado desde el inicio de la medida rros derivados del uso de electrodomésticos efi- y porcentaje de avance con respecto al objetivo al cientes. 2030. • Falta de información al consumidor sobre el Tabla 14. Reducciones consideradas a partir de la incorporación de electrodomésticos eficientes. Reducciones Reducciones Reducciones Año incondicionales adicionales adicionales con set (tCO2eq) (tCO2eq) point (tCO2eq) 2020 2.816.309 127.720 278.565 2021 3.254.159 162.807 352.181 2022 3.767.595 197.547 425.481 2023 4.355.832 246.490 511.485 2024 5.042.079 422.385 723.421 2025 5.830.928 502.932 837.649 2026 6.747.683 563.532 930.697 2027 7.783.589 616.643 1.015.554 2028 8.680.831 655.181 1.086.026 2029 9.626.384 790.368 1.253.358 2030 10.623.349 807.211 1.302.582 13. Heladeras: A2+(incondicional) - A3+(adicional) / Lavarropas: A3+ / Aire acondicionado: A5+ / TV: A3+. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 53 etiquetado de eficiencia energética. a partir del módulo energético que se incluyó en 2017. Los resultados estarán disponibles en 2019. • Falta de información respecto de las ventas de equipos por tipo. • Campañas de capacitación a vendedores de salón sobre la eficiencia energética de los elec- • Falta de información respecto de los usos de dis- trodomésticos, realizadas por la Subsecretaría tintos tipos de tecnologías en el sector residencial. de Ahorro y Eficiencia Energética. Instrumentos y herramientas de implementación • Campaña de difusión de los ahorros que se ge- neran a partir de la utilización de distintas tecno- • Resolución 319 SE/99: la ex Secretaría de In- logías y del rol del etiquetado: dustria, Comercio y Minería estableció el marco para la aplicación obligatoria de etiquetas de - Guía de Buenas Prácticas para un Uso Res- eficiencia energética para un primer listado de ponsable de la Energía14. artefactos eléctricos de uso doméstico. - Promoción del Programa de Etiquetado de • Decreto 140/2007: el PRONUREE contempla electrodomésticos a través de la página web del el establecimiento de un régimen de etiquetado MINEM15. de eficiencia energética y el desarrollo y la imple- mentación de estándares de eficiencia energética • Normas IRAM que regulan los electrodomésti- mínima. El mencionado marco legal estableció el cos actualmente: etiquetado obligatorio para los refrigeradores, con- geladores y sus combinaciones, para los equipos de - 62.406 (equipos de aire acondicionado). aire acondicionado y para los lavarropas eléctricos. - 2.404-3 (refrigeradores). • Norma IRAM 62.301: es de aplicación volunta- ria y establece la medición del consumo de ener- - 2.141-3 (lavarropas). gía en modo de espera (stand-by). - 62.411 (televisores) • TOPTEN la Argentina: es una herramienta de consulta online que incorpora la variable del - 62.301 (stand-by). consumo de energía al momento de comprar un nuevo equipo, ofreciendo al consumidor infor- • Efecto rebote: se debe considerar el efecto que mación sobre los productos más eficientes del podría generar la incorporación de tecnología mercado. En la Argentina es Fundación Vida Sil- más eficiente sin reemplazo del equipo anterior, vestre la encargada de gestionarla. lo que provocaría un aumento de la demanda real. Adicionalmente, se deben contemplar ne- • Programa de normalización, etiquetado y es- cesidades para la gestión y disposición final de tándares de eficiencia energética mínima: herra- los equipos reemplazados. mienta que permite dar seguimiento al estado de las etiquetas de los distintos electrodomés- Financiamiento ticos, definir el nivel mínimo de eficiencia de los equipos comercializados y fomentar la industria Se requieren fondos orientados a proyectos de efi- de electrodomésticos de mayor eficiencia, pro- ciencia energética, tanto para el desarrollo de políti- moviendo el desarrollo tecnológico y la compe- cas como para la implementación, y para reforzar y tencia entre fabricantes e importadores. ampliar la capacitación y la difusión en la temática. • Proyecto de Ley de Eficiencia Energética: esta- Esquema de monitoreo y correspondencia entre blecería el marco para conjugar distintas activi- la NDC y el inventario dades como el etiquetado, el establecimiento de estándares mínimos, las campañas de difusión • Ventas de electrodomésticos por año, según y educación, y la promoción de políticas de re- eficiencia: valor del año, valor acumulado des- cambio de tecnología, entre otras. de el inicio de la medida y porcentaje de avance con respecto al objetivo al 2030. • Encuesta Nacional de Gastos de los Hogares (ENGHo): permite obtener información respecto • Energía consumida para determinar la energía de los usos de la energía en el sector residencial, ahorrada (MWh) por año, por electrodoméstico: 14. Disponible en http://scripts.minem.gob.ar/octopus/archivos.php?file=7551 15. Disponible en https://www.minem.gob.ar/www/835/25384/programa-de-etiquetado.html 54 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN valor del año, valor acumulado desde el inicio de Instrumentos y herramientas de implementación la medida y porcentaje de avance con respecto al objetivo al 2030. • Campaña de difusión de los ahorros que se ge- neran a partir de la utilización de distintas tecno- logías y del rol del etiquetado:

3.2.5 Bombas de calor - Guía de Buenas Prácticas para un Uso Res- La medida considera el reemplazo de estufas de ponsable de la Energía16. tiro balanceado por equipos de aire acondicionado frío-calor (bombas de calor). - Promoción del Programa de Etiquetado de electrodomésticos a través de la página web El objetivo adicional que se plantea para esta medi- del MINEM17. da es una penetración del 90 % de bombas de calor para el 2030. • Proyecto de Ley de Eficiencia Energética: esta- blecería el marco para conjugar distintas activi- Necesidades y barreras dades como el etiquetado, el establecimiento de estándares mínimos, las campañas de difusión • Falta de información al usuario respecto del y educación, y la promoción de políticas de re- uso de distintos tipos de tecnologías para la ca- cambio de tecnología, entre otras. lefacción en el sector residencial, de los ahorros derivados de la eficiencia energética y de las • Norma IRAM 62.406 (equipos de aire acondi- costumbres a modificar. cionado). • Relación de costo de energía eléctrica y com- • Norma NAG-315 (calefactores). bustibles (principalmente gas natural) y diferen- cia del precio para el recambio tecnológico en Financiamiento los casos en los que ya se encuentra instalado un sistema de tiro balanceado. Se requieren fondos orientados a proyectos de eficiencia energética, tanto para el desarrollo de • Falta de información respecto de las ventas políticas como para la implementación, y para para establecer políticas efectivas. reforzar y ampliar la investigación, el desarrollo, la capacitación y la difusión en la temática. Tabla 15. Reducciones consideradas y cantidad de equipos a partir de la incorporación de bombas de calor. Reducciones Cantidad de Cantidad de % de Año adicionales estufas de tiro bombas de bombas de (tCO2eq) balanceado calor calor 2020 306.615 355.696 237.131 140 % 2021 466.246 300.070 300.070 50 % 2022 661.833 242.985 364.478 60 % 2023 897.043 184.439 430.357 70 % 2024 1.172.934 124.428 497.710 80 % 2025 1.493.705 62.949 566.542 90 % 2026 1.822.585 63.685 573.164 90 % 2027 2.158.500 64.421 579.790 90 % 2028 2.499.808 65.157 586.417 90 % 2029 2.846.463 65.894 593.044 90 % 2030 3.198.418 66.630 599.668 90 % 16. Disponible en http://scripts.minem.gob.ar/octopus/archivos.php?file=7551 17. Disponible en https://www.minem.gob.ar/www/835/25384/programa-de-etiquetado.html PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 55 Esquema de monitoreo y correspondencia entre El objetivo adicional al 2030 es de 5,7 millones de la NDC y el inventario viviendas. • Cantidad de aires acondicionados frío-calor Necesidades y barreras vendidos: valor del año, valor acumulado des- de el inicio de la medida y porcentaje de avance • Costos de energía eléctrica y combustibles con respecto al objetivo al 2030. (principalmente gas natural) que no generan los ahorros económicos suficientes para incentivar • Cantidad de estufas de tiro balanceado ven- la implementación natural de la medida. didas: valor del año, valor acumulado desde el inicio de la medida y porcentaje de avance con • Falta de recursos para garantizar el cumpli- respecto al objetivo al 2030. miento de las normas de aislamiento térmico en edificaciones. • Cantidad de estufas de tiro normal vendidas: valor del año, valor acumulado desde el inicio de • Falta de recursos técnicos para la difusión y la la medida y porcentaje de avance con respecto implementación de la norma IRAM 11.900 v2017 al objetivo al 2030. para la calificación energética de edificios. • Energía eléctrica consumida a nivel residen- • Falta de información en el sector residencial sobre cial (MWh) por año: valor del año, valor acumu- los ahorros derivados de la eficiencia energética. lado desde el inicio de la medida y porcentaje de avance con respecto al objetivo al 2030. Instrumentos y herramientas de implementación • Gas natural consumido a nivel residencial • Proyecto de norma IRAM 11.900 v2017 (actual- (Mm 3) por año: valor del año, valor acumula- mente rige la norma IRAM 11.900 v2010 de eti- do desde el inicio de la medida y porcentaje quetado de eficiencia energética en viviendas). de avance con respecto al objetivo al 2030. • Ordenanza 8.757 (Rosario): reglamenta que toda construcción que supere los 2.000 m2 de

3.2.6 Envolvente térmica en edificios superficie debe contar con el certificado de as- pectos higrotérmicos y eficiencia energética. La medida considera la mejora de las aislaciones de las viviendas residenciales y el uso de materiales in- • Proyecto de Ley de Eficiencia Energética. novadores que mejoren la envolvente térmica del edificio, para reducir los consumos de combustibles • Ley 13.059 (provincia de Buenos Aires): esta- y de electricidad para la climatización. blece que todas las construcciones públicas y privadas destinadas al uso humano (viviendas, Tabla 16. Reducciones consideradas y cantidad de viviendas alcanzadas por la mejora de la envolvente térmica. Reducciones Cantidad de Año adicionales viviendas (tCO2eq) 2020 221.983 1.229.703 2021 302.719 1.649.833 2022 387.082 2.075.090 2023 475.248 2.505.480 2024 567.403 2.941.010 2025 663.740 3.381.687 2026 764.350 3.827.516 2027 869.448 4.278.499 2028 979.261 4.734.636 2029 1.094.030 5.195.928 2030 1.214.006 5.662.372 56 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN escuelas, industrias, hospitales, entre otras) que tándares mínimos para el diseño, la construcción se construyan en el territorio de la provincia de y el equipamiento de viviendas sociales. Buenos Aires deberán garantizar un correcto aislamiento térmico, de acuerdo con las diversas • Capacitación de especialistas en la instalación variables climatológicas, a las características de y en el mantenimiento de la tecnología, con los materiales a utilizar, a la orientación geográ- enfoque en la federalización de estos recursos fica de la construcción y a otras condiciones que humanos. se determinen por vía reglamentaria. • Programa de créditos blandos para la adquisi- • Ley 4.458 (Ciudad de Buenos Aires): estable- ción de materiales eficientes. ce normas de acondicionamiento térmico en la construcción de edificios. Sus especificaciones Financiamiento fueron incluidas en el Código de Edificación y su aplicación es obligatoria para los profesionales y Se requieren fondos para el desarrollo de líneas de responsables de proyectos de obras. créditos blandos y para la implementación de la- boratorios de ensayo para la certificación de mate- • Norma IRAM 11.605 (envolvente térmica): es- riales. Además, se requieren fondos de apoyo para tablece el nivel B como estándar mínimo obliga- la reformulación de los códigos constructivos por torio para la construcción de viviendas sociales. zonas climáticas, y para reforzar y ampliar la capa- citación y la difusión en la temática. • Norma IRAM 11.507 (carpintería de obra): esta- blece el etiquetado de ventanas. Esquema de monitoreo y correspondencia entre la NDC y el inventario • Estudio sobre envolventes térmicas y ade- cuación normativa sobre envolventes, para • Consumo residencial de electricidad (kWh/m2): adhesión de provincias y municipios. Se está valor del año, valor acumulado desde el inicio de trabajando en la mesa de IRAM con especialis- la medida y porcentaje de avance con respecto tas en la materia. al objetivo al 2030. • Pruebas piloto de certificación energética de • Consumo residencial de electricidad (kWh/ha- viviendas: se realizó la primera prueba piloto de bitante): valor del año, valor acumulado desde el certificación energética de viviendas en la ciu- inicio de la medida y porcentaje de avance con dad de Rosario y se espera realizar otras tres respecto al objetivo al 2030. para el año 2018. Con las pruebas piloto no solo se obtendrá información de las viviendas a rele- • Consumo residencial de gas natural (Mm3/m2): var sino que también servirán para: valor del año, valor acumulado desde el inicio de la medida y porcentaje de avance con respecto - Difundir y capacitar al sector sobre la nor- al objetivo al 2030. ma IRAM 11.900 v2017. • Consumo residencial de gas natural (Mm3/ha- - Concientizar al sector residencial y poner bitante): valor del año, valor acumulado desde el en evidencia la situación actual. inicio de la medida y porcentaje de avance con respecto al objetivo al 2030. - Probar los mecanismos de implementación. • Cantidad de viviendas sociales construidas con • Proyecto del Fondo para el Medio Ambien- los nuevos estándares de eficiencia energética te Mundial (GEF, por sus siglas en inglés) de al año: valor del año, valor acumulado desde el vivienda social: se construirán 128 vivien- inicio de la medida y porcentaje de avance con das sociales en seis regiones bioclimáticas, respecto al objetivo al 2030. contemplando cuatro grupos de viviendas con distintos diseños y niveles de eficiencia • Cantidad de edificaciones certificadas según energética. Estas viviendas serán monito- norma IRAM 11.900 v2017: valor del año, valor readas a lo largo de un año con el objeti- acumulado desde el inicio de la medida y porcenta- vo de evaluar el ahorro energético obtenido je de avance con respecto al objetivo al 2030. con las distintas tecnologías. • Cantidad de profesionales capacitados para • Semáforo de vivienda social: es un trabajo in- certificar viviendas: valor del año y valor acumu- terministerial entre el MAyDS, el Ministerio de lado desde el inicio de la medida. Interior y el MINEM, en el cual se establecen es- PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 57

3.2.7 Calefones eficientes • Falta de información al consumidor sobre el etiquetado energético. La medida apunta a la utilización de calefones y termotanques de mayor eficiencia, sin piloto y a la • Limitación del uso de determinadas tecnolo- sustitución de los termotanques por calefones. gías por zona bioclimática. El objetivo incondicional considera la implementa- Instrumentos y herramientas de implementación ción de un estándar mínimo A para las ventas a par- tir de 2019 para calefones y termotanques, llegando • Proyecto de Ley de Eficiencia Energética. en 2030 al 100 % de equipos clase A. • Proyecto de Ley de calefones sin piloto. El objetivo adicional considera la incorporación de termotanques clase A y el reemplazo de termotan- • ENGHo: permite obtener información res- ques por calefones en un 70 %. pecto de los usos de la energía en el sector residencial, a partir del módulo energético Necesidades y barreras que se incluyó en 2017. Los resultados estarán disponibles en 2019. • Aspectos económicos: la relación entre el costo del gas y la diferencia de precio para el recambio • Informe de ventas anuales de calefones y ter- tecnológico no generan un incentivo económico motanques. para el recambio. Los precios del mercado de los calefones y termotanques eficientes son bastan- • Norma NAG-313 (eficiencia energética de ca- te superiores a los de menor eficiencia, lo que lefones). provoca que muchos consumidores opten por estos últimos. • Norma NAG-314 (eficiencia energética de ter- motanques). • Falta de información respecto de las ventas para establecer políticas efectivas. Financiamiento • Falta de información respecto de los usos de Aún no fueron definidos los mecanismos e instru- distintos tipos de tecnologías en el sector re- mentos. sidencial. Esquema de monitoreo y correspondencia entre • Falta de información al consumidor sobre los la NDC y el inventario ahorros derivados del uso de calefones y termo- tanques eficientes. • Cantidad de calefones vendidos por clase de eficiencia: valor del año, valor acumulado des- de el inicio de la medida y porcentaje de avance con respecto al objetivo al 2030. Tabla 17. Reducciones consideradas y porcentaje de equipos eficientes. Reducciones % de ventas de equipos Año incondicionales clase A (calefones y (tCO2eq) termotanques) 2020 30.726 1100 % 2021 62.140 100 % 2022 94.305 100 % 2023 127.241 100 % 2024 160.963 100 % 2025 195.485 100 % 2026 230.825 100 % 2027 267.000 100 % 2028 304.026 100 % 2029 341.920 100 % 2030 380.699 100 % 58 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN • Cantidad de termotanques vendidos por cla- • Falta de información respecto del uso de distin- se de eficiencia: valor del año, valor acumula- tos tipos de tecnologías en el sector residencial. do desde el inicio de la medida y porcentaje de avance con respecto al objetivo al 2030. Instrumentos y herramientas de implementación • Ley 26.473 (2009): prohíbe la importación y

3.2.8 Iluminación residencial la comercialización de lámparas incandescentes de uso residencial. Esta medida considera el reemplazo de las lámpa- ras convencionales por iluminación LED en el sector • Decreto 140/2007 (PRONUREE): contempla el residencial. establecimiento de un régimen de etiquetado de eficiencia energética y el desarrollo y la imple- El objetivo incondicional al 2030 es que el 100 % de mentación de estándares de eficiencia energé- la iluminación residencial sea LED. tica mínima. Estableció el etiquetado obligatorio para los siguientes equipos: Necesidades y barreras - Lámparas fluorescentes de iluminación ge- • Aspectos económicos: la relación entre el cos- neral con simple y doble casquillo. to de la energía eléctrica y el diferencial de pre- cio para el recambio tecnológico no genera el - Balastos para lámparas fluorescentes. suficiente incentivo económico. Las lámparas LED actualmente se consiguen en el mercado • PRONUREE (2013): reemplazo de lámparas por precios muy superiores a las lámparas bajo incandescentes y de otras tecnologías poco consumo y halógenas, lo que genera que mu- eficientes, por igual número de lámparas fluo- chos consumidores opten por estas últimas. rescentes compactas (LFC) de bajo consumo y lámparas tipo LED en los hogares conectados a • Falta de información al usuario sobre ahorros la red pública. derivados de la eficiencia energética según la tecnología utilizada. • Esquema de prohibición de lámparas halógenas: proyecto de ley para la prohibición de la importa- • Las luminarias LED aún no cuentan con están- ción y la comercialización de lámparas halógenas. dares mínimos obligatorios. • Normas IRAM: • Origen importado de nuevas tecnologías más eficientes. - 62.404-1 (lámparas incandescentes y halógenas). - 62.404-2 (lámparas fluorescentes). • Falta de información respecto de las ventas - 62.407 (balastos para lámparas fluorescentes). para establecer políticas efectivas. - 62.404-3 (lámparas LED). Tabla 18. Reducciones consideradas y porcentaje de iluminación LED. Reducciones % de iluminación Año (tCO2eq) LED 2020 16.252.988 62 % 2021 16.875.655 74 % 2022 17.641.111 90 % 2023 18.081.509 95 % 2024 18.435.058 97 % 2025 18.828.087 100 % 2026 19.128.196 100 % 2027 19.432.477 100 % 2028 19.741.016 100 % 2029 20.053.90 100 % 2030 20.371.213 100 % PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 59 Financiamiento tación de las medidas. Por último, cabe destacar que el análisis de las medidas de mitigación se en- Aún no fueron definidos los mecanismos e instrumentos. cuentra en un proceso continuo de mejora, ya que la reducción de emisiones de GEI es una estimación Esquema de monitoreo y correspondencia entre obtenida en función de los parámetros y supuestos la NDC y el inventario vigentes al momento de la realización del Plan. Por lo tanto, puede verse sujeta a cambios a partir de • Cantidad de lámparas vendidas por tipo: valor las mejoras continuas en la obtención de los datos del año, valor acumulado desde el inicio de la de actividad y del análisis en profundidad de las in- medida y porcentaje de avance con respecto al teracciones entre las medidas. objetivo al 2030. 4. Medidas de adaptación En línea con los cambios esperados y con los poten- ciales impactos en el sector, las posibles medidas de adaptación que fueron consensuadas en las mesas de trabajo son: • Reducción de la vulnerabilidad del sistema eléctrico frente a las olas de calor, mediante el enfriamiento del aire en la entrada del compre- sor de turbinas de gas. • Reducción de la vulnerabilidad del sistema eléctrico frente a las olas de calor, mediante la implementación de un sistema de gestión de la demanda eléctrica. • Adaptación de la infraestructura hidroeléctrica a futuros cambios en los patrones de lluvias. • Adaptación de la infraestructura de genera- ción, transporte y distribución de la energía a los eventos climáticos extremos, y monitoreo. En 2018 y 2019, se espera elaborar estudios en el marco del Plan Nacional de Adaptación para ampliar y profundizar la identificación de nece- sidades, riesgos y vulnerabilidades en el sector energético, así como también las potenciales es- trategias y acciones para reducirlos. 5. Pasos a seguir En el marco del GNCC, durante el período 2018- 2019 se abordarán temas como el plan de monito- reo de las medidas de mitigación, la educación para la acción climática, la vinculación con los Objetivos de Desarrollo Sostenible y las cuestiones de género, entre otras cosas. Estos nuevos temas serán inclui- dos en las próximas revisiones del Plan de Acción. Asimismo, durante ese período se espera lograr el desarrollo de subplanes y alcanzar una profundiza- ción del financiamiento necesario para la implemen- 60 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Bibliografía y fuentes Comisión Intercámaras de Electrodomésticos. (2016). Situación de la industria de artefactos para el hogar en Argentina. Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable. (2016). Primera Revisión de su Contribución Determinada a Nivel Nacional. Dirección Nacional de Cambio Climático, Buenos Aires. Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable. (2017). Anexo del Segundo Informe Bienal de Actualización de la República Argentina a la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (BUR2). Buenos Aires. Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable. (2017). Segundo Informe Bienal de Actualización de la Re- pública Argentina a la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (BUR2). Buenos Aires. Prieto, R., Lezama, J., & Gil, S. (2014). Potenciales ahorros de gas en la Argentina por mejoras en los sistemas de calentamiento de agua. Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación. (2007). Segunda Comunicación Nacional de la República Argentina a la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático. Buenos Aires. Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación. (2015). Inventario de Gases de Efecto Inver- nadero de la República Argentina - Años 2010 y 2012. En Tercera Comunicación Nacional de la República Argentina a la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático. Buenos Aires. Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación. (2015). Tercera Comunicación Nacional de la República Argentina a la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático. Buenos Aires. U.S. Department of Energy. (2014). Energy Savings Forecast of Solid-State Lighting in General Illumination Applications. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 61 62 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Anexos

Anexo I: Información sobre el sector energía El Ministerio de Energía y Minería (MINEM) está es- tructurado en las siguientes áreas temáticas: mine- ría, hidrocarburos, energía eléctrica y planeamiento estratégico. Figura 26. Áreas de gestión de la información. A continuación, se describe el estado de situación año 2016 el 88,4 % de la oferta interna total: 55,4 % del sector energía según cada una las áreas. Los correspondió al gas natural, el 31,8 % al petróleo y sus datos presentados, que corresponden al Balance derivados, y el 1,2 % al carbón mineral y sus deriva- Energético Nacional 2016, son preliminares y se en- dos. Por su parte, la energía hidroeléctrica alcanzó cuentran sujetos a modificación. en 2016 el 3,8 % de la oferta interna total de energía y la energía nuclear el 2,6 %. OFERTA INTERNA DE ENERGÍA Durante la última década, la oferta interna de ener- gía mostró una evolución creciente, a una tasa del En la Argentina, la oferta interna total de energía, 1,3 % anual. Entre 2015 y 2016, creció un 0,6 %. definida como la oferta interna de energía primaria más el saldo comercial de fuentes secundarias, se caracteriza por su fuerte dependencia de los com- bustibles de origen fósil. Esta fuente representó en el PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 63 Tabla 19. Evolución de la oferta interna total de energía (2007-2016). 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Variación Variación Participación a.a. 07-16 15-16 16 ktep % % % Gas natural 42.290 43.821 43.821 42.150 42.974 45.220 45.067 45.739 46.486 47.180 1,2 % 1,5 % 55,4 % Petróleo y 23.922 23.752 23.752 24.306 25.423 25.466 26.665 25.768 26.579 27.048 1,4 % 1,8 % 31,8 % derivados Hidroeléctrica 3.403 3.391 3.391 3.644 3.429 3.194 3.583 3.562 3.530 3.250 -0,5 % -7,9 % 3,8 % Nuclear 2.142 2.189 2.189 2.283 1.910 1.854 1.850 1.280 2.204 2.224 0,4 % 0,9 % 2,6 % Carbón mineral 1.230 1.506 1.506 1.160 1.402 1.235 1.125 1.375 1.358 1.048 -1,8 % -22,8 % 1,2 % y derivados Otros 2.653 2.607 2.607 3.583 3.861 3.777 3.856 4.373 4.434 4.380 5,7 % -1,2 % 5,1 % Total 75.640 77.266 77.266 77.125 79.001 80.748 82.146 82.096 84.591 85.130 1,3 % 0,6 % 100,0 % Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Figura 27. Participación de cada fuente en la oferta interna total de energía (2016). Fuente: Balance Energético Nacional, Ministerio de Energía y Minería. 64 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Figura 28. Evolución de la oferta interna total de energía (1960-2016). Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Producción de hidrocarburos La principal cuenca productora del país en 2016 fue la cuenca del Golfo San Jorge (48,8 %), seguida de Producción de petróleo la cuenca Neuquina, que representó el 40,6 % de la producción. La producción de petróleo, que representa el 32 % de la oferta total de energía primaria, experimen- tó durante la última década una disminución anual acumulada promedio del 2,4 %. En 2016 alcanzó los 29.708 Mm3, lo que representó una reducción del 3,9 % interanual. Tabla 20. Evolución de la producción de petróleo por cuenca (2007-2016). Austral Cuyana San Jorge Neuquina Noroeste Total Variación i.a. Año Mm3 Mm3 Mm3 Mm3 Mm3 Mm3 % 2007 1.594 2.107 16.125 16.207 792 36.825 2008 1.719 2.030 15.282 16.592 793 36.416 -1,1 % 2009 1.762 1.915 15.802 14.818 736 35.032 -3,8 % 2010 1.581 1.883 15.757 14.322 657 34.199 -2,4 % 2011 1.466 1.872 14.674 13.551 554 32.116 -6,1 % 2012 1.559 1.816 15.140 12.919 534 31.969 -0,5 % 2013 1.432 1.753 15.031 12.645 472 31.333 -2,0 % 2014 1.324 1.702 15.113 12.310 431 30.880 -1,4 % 2015 1.246 1.614 15.250 12.343 444 30.898 0,1 % 2016 1.159 1.582 14.497 12.062 409 29.708 -3,9 % Variación a.a. -3,5 % -3,1 % -1,2 % -3,2 % -7,1 % -2,4 % 2007-2016 Variación -7,0 % -2,0 % -4,9 % -2,3 % -8,0 % -3,9 % 2015-2016 Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 65 Figura 29. Evolución de la producción de petróleo por cuenca (2007-2016). Con vastos recursos de hidrocarburos en yacimien- cremento en este tipo de producción. En la última tos no convencionales (shale y tight oil), la produc- década, se produjo un aumento del 68,2 % anual, ción de la Argentina experimentó un notable in- alcanzando, en 2016, el 6,8 % de la producción. Tabla 21. Evolución de la producción de petróleo por tipo de recurso (2007-2016). Convencional Shale Tight No convencional (NC) Ratio Año Mm 3 Mm 3 Mm 3 Mm 3 NC/total 2007 36.806 8 11 19 0,1 % 2008 36.397 8 11 18 0,1 % 2009 35.014 10 8 18 0,1 % 2010 34.171 20 9 29 0,1 % 2011 32.025 78 12 90 0,3 % 2012 31.766 182 20 202 0,6 % 2013 30.864 400 69 469 1,5 % 2014 29.810 969 100 1.069 3,5 % 2015 29.390 1.346 162 1.508 4,9 % 2016 27.693 1.725 290 2.015 6,8 % Variación a.a. -3,1 % 82,1 % 44,1 % 68,2 % 2007-2016 Variación -5,8 % 28,1 % 79,3 % 33,6 % 2015-2016 Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería. Figura 30. Evolución de la producción de petróleo por tipo de recurso (2007-2016). Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería. 66 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Producción de gas natural Neuquina, seguida por la cuenca Austral, que re- presenta el 23,5 % de la producción. Por su parte, la producción de gas natural, que representa el 53,6 % de la oferta de energía pri- Al igual que en el caso del petróleo, los vastos maria del país, disminuyó en la última década a recursos en yacimientos no convencionales, un ritmo del 1,4 % anual, mostrando, entre 2015 y concentrados principalmente en la formación 2016, un incremento del 4,9 %, hasta llegar a los Vaca Muerta de la cuenca Neuquina, han per- 44.988 MMm3. mitido en la última década un acelerado creci- miento en su producción, a una tasa del 42,2 % El 57,3 % de la producción de gas natural de la anual, alcanzando en 2016 una participación del Argentina se encuentra concentrado en la cuenca 21,3 %. Tabla 22. Evolución de la producción de gas natural por cuenca (2007-2016). Austral Cuyana San Jorge Neuquina Noroeste Total Variación i.a. Año MMm3 MMm3 MMm3 MMm3 MMm3 MMm3 % 2007 9.271 58 4.889 29.925 6.828 50.971 - 2008 9.119 58 4.957 29.474 6.880 50.488 -0,9 % 2009 9.918 60 5.191 26.970 6.280 48.419 -4,1 % 2010 10.436 59 5.231 25.979 5.403 47.108 -2,7 % 2011 10.818 61 4.880 25.159 4.609 45.528 -3,4 % 2012 11.135 58 5.219 23.858 3.853 44.124 -3,1 % 2013 10.514 58 5.234 22.642 3.260 41.708 -5,5 % 2014 10.015 56 5.302 23.217 2.893 41.484 -0,5 % 2015 9.654 54 5.715 24.630 2.852 42.906 3,4 % 2016 10.592 51 5.704 25.970 2.671 44.988 4,9 % Variación a.a. 1,5 % -1,4 % 1,7 % -1,6 % -9,9 % -1,4 % 2007-2016 Variación 9,7 % -5,1 % -0,2 % 5,4 % -6,4 % 4,9 % 2015-2016 Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería. Figura 31. Evolución de la producción de gas natural por cuenca (2007-2016). Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 67 Tabla 23. Evolución de la producción de gas natural por tipo de recurso (2007-2016). Convencional Shale Tight Total (NC) Ratio NC/total Año MMm 3 MMm 3 MMm 3 MMm 3 % 2007 50.567 2 402 404 0,8 % 2008 50.028 5 456 461 0,9 % 2009 47.993 10 416 426 0,9 % 2010 46.562 14 532 546 1,2 % 2011 44.747 31 750 780 1,7 % 2012 42.864 110 1.150 1.260 2,9 % 2013 39.635 216 1.857 2.073 5,0 % 2014 37.225 564 3.695 4.259 10,3 % 2015 36.157 1.161 5.587 6.748 15,7 % 2016 35.387 1.607 7.994 9.601 21,3 % Variación a.a. -3,9 % 113,6 % 39,4 % 42,2 % 2007-2016 Variación -2,1 % 38,5 % 43,1 % 42,3 % 2015-2016 Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería. Figura 32. Evolución de la producción de gas natural por tipo de recurso (2007-2016). Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería. Refinación y comercialización biodiésel), en 2016 los ingresos a refinería de estos biocombustibles crecieron 13,2 % y 6,6 %, respecti- El petróleo procesado en refinerías experimentó vamente. en los últimos años una reducción del 0,5 % anual acumulado y disminuyó 4,5 % en 2016 respecto de En cuanto a los principales subproductos obtenidos, 2015, alcanzando los 25.501 ktep. El 2,9 % del petró- en 2016 el gasoil representó el 37,3 % de la mezcla leo procesado fue de origen importado. de 26.413 ktep obtenida, seguido en importancia por las motonaftas (24 %) y por el fueloil (14,6 %). En 2016, el 45,7 % del petróleo procesado en refi- nerías locales fue liviano, mientras que el 45,7 % fue de tipo medio. Por su parte, debido a sucesivas regulaciones que incrementaron paulatinamente el corte de biocom- bustibles en motonaftas (12 % etanol) y gasoil (10 % 68 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Tabla 24. Balance de transformación en centros de refinación (2007-2016). Variación Variación 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 a.a. 07-16 15-16 ktep % % Ingresos a refinería Petróleo 29.659 28.496 25.953 26.345 25.570 26.342 26.223 26.218 26.695 25.501 -0,5 % -4,5 % Gasolinas 786 857 879 884 881 852 821 800 797 768 -0,4 % -3,6 % Bioetanol - - 1 60 84 120 240 336 407 461 1,4 % 13,2 % Biodiésel - - - 452 660 744 787 863 865 922 0,7 % 6,6 % Total ingresos a refinería 30.444 29.354 26.834 27.741 27.195 28.058 28.072 28.216 28.764 27.652 -0,4 % -3,9 % Salida de refinería Fueloil 4.182 4.620 3.155 3.504 3.217 3.826 4.172 4.501 4.514 3.844 -1,8 % -14,8 % Gasoil 11.105 10.746 10.320 10.242 10.160 10.036 9.706 9.610 10.160 9.849 -0,3 % -3,1 % Motonaftas 4.481 4.394 4.522 4.620 5.148 5.485 5.716 5.469 6.250 6.334 0,1 % 1,3 % Otras naftas 2.542 2.373 2.076 2.025 1.378 1.284 862 1.040 961 810 -1,9 % -15,7 % Kerosene y aerokerosene 1.282 1.258 1.320 1.427 1.376 1.433 1.425 1.366 1.382 1.378 0,0 % -0,3 % No energético 1.188 1.146 1.106 1.133 1.086 986 1.136 1.056 891 834 -0,7 % -6,4 % Gas de refinería 1.023 1.007 1.013 944 1.010 1.187 1.226 1.149 1.275 1.234 -0,4 % -3,2 % GLP 1.130 1.318 1.300 1.464 1.301 1.311 1.290 1.331 966 1.174 2,2 % 21,5 % Coque 1.028 989 961 951 947 1.002 913 875 909 956 0,6 % 5,2 % Pérdidas de transformación 2.485 1.504 1.062 1.432 1.572 1.508 1.626 1.820 1.457 1.239 y consumo propio Total de producción 27.960 27.850 25.772 26.309 25.623 26.551 26.446 26.397 27.307 26.413 -0,4 % -3,3 % Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Figura 33. Contenido energético de subproductos obtenidos en refinerías (2016). Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería. En cuanto a la comercialización de derivados de (un 1,4 % por encima de las ventas de 2015), las hidrocarburos, en la última década se observa ventas de gasoil disminuyeron en 2016 un 1,9 %, un crecimiento en la venta de motonaftas en de- alcanzando los 11.946 Mm 3, tras una caída en la trimento de la comercialización de gasoil. Mien- última década del 0,9 % a.a. tras que las motonaftas experimentaron, entre 2007 y 2016, un incremento anual acumulado del 5,4 %, alcanzando en 2016 los 8.409 Mm 3 PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 69 Tabla 25. Evolución de las ventas al mercado interno de los principales derivados del petróleo (2007-2016). Nafta grado Nafta grado Total Gasoil grado Gasoil gra- Total Kerosene y Fueloil 2 (súper) 3 (premium) motonaftas 2 (común) do 3 (ultra) gasoil aerokerosene Año Mm3 Mm3 Mm3 Mm3 Mm3 Mm3 Mm3 Mt 2007 3.612 1.638 5.250 12.916 - 12.916 1.526 4.494 2008 4.031 1.282 5.313 12.472 - 12.472 1.497 4.955 2009 4.581 1.058 5.638 11.978 - 11.978 1.572 3.366 2010 4.642 1.228 5.871 11.844 295 12.139 1.699 3.809 2011 4.994 1.654 6.648 11.771 321 12.092 1.638 3.542 2012 5.390 1.770 7.160 11.763 216 11.978 1.706 4.171 2013 5.781 1.709 7.490 11.223 457 11.681 1.696 4.554 2014 5.783 1.468 7.252 10.866 655 11.522 1.627 4.869 2015 5.980 2.312 8.292 11.333 848 12.181 1.645 4.863 2016 6.071 2.339 8.409 10.968 978 11.946 1.640 4.154 Variación a.a. 5,9 % 4,0 % 5,4 % -1,8 % 22,1 % -0,9 % 0,8 % -0,9 % 2007-2016 Variación 1,5 % 1,2 % 1,4 % -3,2 % 15,3 % -1,9 % -0,3 % -14, 6% 2015-2016 Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Transporte y distribución de gas natural La demanda de gas natural en la Argentina pre- senta una fuerte estacionalidad, incrementándose notablemente el consumo por parte de los secto- En la última década, como consecuencia del de- res residencial y comercial durante los meses de terioro de la producción local de gas natural, las invierno. En el mes de julio, por ejempo, el sector importaciones crecieron a un ritmo del 23,1 % a.a., residencial demandó el 40,4 % del gas natural, alcanzando, en 2016, el equivalente al 19,3 % de la mientras que en enero la demanda fue del 8,5 %. oferta interna nacional. El sector con mayor participación en 2016 sobre Para la totalidad del sistema, el gas entregado la demanda de gas natural fue el de generación creció en la última década a un ritmo del 1,7 % eléctrica (35,8 %), seguido del sector industrial anual, incrementándose 2,4 % entre 2015 y 2016. (27,1 %) y del sector residencial (24,1 %). Tabla 26. Evolución de la oferta interna y del comercio exterior de gas natural (2007-2016). 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Variación Variación a.a. 07-16 15-16 ktep % % Producción 44.733 44.388 42.626 41.501 40.135 38.895 36.782 36.567 37.786 39.557 -1,4 % 4,7 % Importación primaria 1.412 745 1.406 1.827 2.809 4.843 4.723 4.957 4.957 4.787 14,5 % -3,4 % Exportación primaria -664 -114 -250 -133 -66 -37 -21 -7 -0 0 -100,0 % -100,0 % No aprovechado -736 -738 -954 -1.149 -952 -572 -236 -77 -56 -29 Pérdidas -736 -738 -772 -753 -741 -784 -942 -824 -939 -948 2,8 % 0,9 % Ajustes -191 593 -283 -38 -969 224 69 -306 216 -484 Oferta interna primaria 43.817 44.136 41.773 41.255 40.216 42.570 40.375 40.311 41.964 42.882 -0,2 % 2,2 % Importación secundaria 0 376 648 1.153 2.864 2.694 4.740 5.481 4.604 4.357 -5,4 % Exportación secundaria -1.507 -697 -510 -259 -104 -53 -47 -46 -73 -50 -31,4 % -30,9 % Importación total 1.412 1.121 2.054 2.980 5.673 7.537 9.463 10.439 9.561 9.143 23,1 % -4,4 % Exportación total -2.171 -811 -759 -391 -169 -90 -68 -53 -73 -50 -34,2 % -31,4 % Oferta interna 42.310 43.815 41.912 42.149 42.976 45.211 45.068 45.746 46.494 47.188 1,2 % 1,5 % Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. 70 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Figura 34. Evolución de la oferta interna y del comercio exterior de gas natural. Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Tabla 27. Evolución del gas natural entregado por tipo de usuario en el total del sistema (2007-2016). Residencial Comercial Oficial Industrial Centrales SDB GNC Total Variación i.a. Año MMm 3 MMm 3 MMm 3 MMm 3 MMm 3 MMm 3 MMm 3 MMm 3 % 2007 8.997 1.241 422 12.091 12.182 658 2.858 38.448 - 2008 8.521 1.207 403 12.371 12.982 658 2.728 38.869 1,1 % 2009 8.469 1.275 406 11.805 12.436 670 2.633 37.693 -3,0 % 2010 9.182 1.248 429 12.038 11.519 727 2.664 37.808 0,3 % 2011 9.552 1.255 426 12.512 12.951 879 2.761 40.335 6,7 % 2012 10.032 1.343 444 11.661 14.350 937 2.785 41.552 3,0 % 2013 10.491 1.344 446 12.391 14.472 1.012 2.759 42.915 3,3 % 2014 10.108 1.326 442 12.478 14.543 1.001 2.853 42.750 -0,4 % 2015 10.229 1.334 431 12.632 14.916 1.047 2.981 43.571 1,9 % 2016 10.754 1.391 477 12.088 16.002 1.089 2.820 44.623 2,4 % Variación a.a. 2,0 % 1,3 % 1,4 % 0,0 % 3,1 % 5,8 % -0,1 % 1,7 % 2007-2016 Variación 5,1 % 4,3 % 10,9 % -4,3 % 7,3 % 4,0 % -5,4 % 2,4 % 2015-2016 Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería, sobre la base de datos de ENARGAS. Figura 35. Gas natural entregado por tipo de usuario (2016). Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería, sobre la base de datos de ENARGAS. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 71 Figura 36. Distribución del gas natural entregado por tipo de usuario (enero y julio de 2016). Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería, sobre la base de datos de ENARGAS. Biocombustibles Con un crecimiento del 17,9 % a.a. entre 2008 y 2016, la producción de biodiésel alcanzó ese último Producción y ventas de biodiésel año las 2.659 Mt, un 46,9 % por encima de la cifra registrada en 2015. Mientras que las ventas al mer- Por su parte, la producción de biodiésel no solo cado interno, que en 2016 equivalieron al 38,9 % de fue impulsada por la sanción de cortes obligatorios la producción, crecieron 2,0 % entre los últimos dos (10 %), sino también por el notable incremento de años, las exportaciones (61,1 % de la producción) se du- biocombustibles de los mercados internacionales plicaron en 2016 (registraron un aumento del 106,3 %), observado en la última década. recuperándose tras una abrupta caída en el año 2015. Tabla 28. Evolución de la producción, de las ventas y de las exportaciones de biodiésel (2008-2016). Producción Ventas al corte Otras ventas al Exportaciones mercado interno Año tn tn tn tn 2008 711.864 265 680.219 2009 1.179.103 426 1.142.283 2010 1.820.385 503.325 5.241 1.342.318 2011 2.429.964 739.486 9.256 1.649.352 2012 2.456.578 824.394 50.400 1.543.094 2013 1.997.809 884.358 618 1.149.259 2014 2.584.290 969.456 685 1.602.695 2015 1.810.659 1.012.958 1403 788.226 2016 2.659.275 1.033.331 3.069 1.626.264 Variación a.a. 17,9 % 12,7 %* 35,8 % 11,5 % 2008 -2016 Variación 46,9 % 2,0 % 118,7 % 106,3 % 2015-2016 *Corresponde a la variación a.a. entre 2010 y 2016. Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería. 72 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Figura 37. Evolución de la producción, de las ventas y de las exportaciones de biodiésel (2008-2016). Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería. Producción y ventas de bioetanol Entre 2015 y 2016, las ventas al corte de bioetanol crecieron un 13,3 % como resultado de la elevación Entre los años 2009 y 2016 se produjo una fuer- del corte obligatorio de 10 % a 12 %. El 55 % de los te expansión en la producción local de bioetanol, 910.891 m3 producidos en 2016 provino del proce- impulsada por la sanción de cortes obligatorios de samiento de maíz, mientras que el 44 % provino de este biocombustible en las motonaftas (12 %). la caña de azúcar. Tabla 29. Evolución de la producción y de las ventas de bioetanol (2009-2016). Bioetanol (maíz) Bioetanol (caña de azúcar) Bioetanol total Producción Ventas al corte Producción Ventas al corte Producción Ventas al corte Año m3 m3 m3 m3 m3 m3 2009 23.297 2.664 23.297 2.664 2010 124.930 117.806 124.930 117.806 2011 173.623 165.392 173.623 165.392 2012 20.500 17.395 229.989 220.448 250.489 237.843 2013 167.594 169.143 304.786 305.609 472.380 474.752 2014 371.257 364.900 299.864 298.202 671.121 663.102 2015 479.265 475.570 336.144 328.069 815.409 803.639 2016 489.837 490.525 400.109 420.366 889.945 910.891 Variación a.a. 121,1 %* 130,4 % 50,1 % 106,1 % 68,3 % 130,1 % 2009-2016 Variación 2,2 % 3,1 % 19,0 % 28,1 % 9,1 % 13,3 % 2015-2016 *Corresponde a la variación a.a. entre 2012 y 2016. Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería. Figura 38. Evolución de la producción y de las ventas de bioetanol (2009-2016). Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 73 Energía eléctrica En 2016, la mayor parte de la generación provino del parque térmico, con una participación del 65,9 %, Entre 2007 y 2016 la potencia instalada del parque seguida de la generación hidroeléctrica (26,5 %), la eléctrico creció a un ritmo del 3,7 % anual, alcanzan- nuclear (5,65 %) y la proveniente de fuentes renova- do los 33.901 MW el último año. En 2016, el 61,2 % de bles (excluyendo grandes centrales hidroeléctricas), la generación correspondió al parque térmico, segui- con el 1,9 %. do en importancia por la hidráulica (31,5 %), la nu- clear (5,2 %) y la proveniente de fuentes renovables En cuanto a las fuentes energéticas utilizadas para no convencionales (como los pequeños aprovecha- la generación eléctrica, en 2016 el parque consumió mientos hidroeléctricos, la energía solar, la eólica, la 26.386 ktep, prevaleciendo la histórica preponderancia biomasa y el biogás), con un 2,1 %. de los hidrocarburos, liderados por el gas natural (56,2 % del consumo), seguido por los derivados del petróleo En el período comprendido entre los años 2007 y 2016, (18,4 %) y por el carbón y sus derivados (2,3 %). Por la generación eléctrica creció a un ritmo del 3 % a.a., su parte, la energía hidráulica representó el 12,3 % de las alcanzando en el último año los 136.600 GWh, gene- fuentes utilizadas para la generación, la energía nuclear rados a partir de una potencia instalada de 33.901 MW. el 8,4 % y las fuentes renovables el 2,4 %. Tabla 30. Balance del Mercado Eléctrico Mayorista (2007-2016). GWh 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Agentes MEM 102.960 105.935 104.605 110.775 116.507 121.192 125.220 126.467 132.110 132.970 Exportación 578 1.618 1.292 359 265 280 0 6 55 329 Demanda Bombeo 571 537 714 554 566 723 500 485 578 465 Pérdidas y consumos 4.373 4.293 4.722 4.046 3.894 3.610 4.099 4.247 4.121 4.306 Total demanda 108.482 112.382 111.333 115.735 121.232 125.804 129.820 131.205 136.864 138.070 Térmica 61.012 66.877 61.386 66.465 73.573 82.495 82.953 83.048 86.317 90.349 Hidráulica 37.290 36.882 40.318 40.226 39.339 36.626 40.330 40.660 39.840 38.012 Nuclear 6.721 6.849 7.589 6.692 5.892 5.904 5.732 5.258 6.519 7.677 Oferta Eólica + Solar 16 356 462 849 2.533 561 Importación 3.459 1.774 2.040 2.351 2.412 423 342 1.390 1.655 1.470 Total oferta 108.482 112.382 111.333 115.735 121.232 125.804 129.820 131.205 136.864 138.070 Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería, sobre la base de datos de CAMMESA. Figura 39. Potencia instalada (2016). Fuente: Informe Estadístico Anual, Ministerio de Energía y Minería, sobre la base de datos de CAMMESA. 74 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Tabla 31. Evolución de la generación eléctrica por tecnología (2007-2016). TV TG CC DI Térmica EO SOL PAH BG BM Renova- bles18 Nuclear Hidráulica19 Total Variación i.a. Año GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh % 2007 16.393 8.118 36.511 3 61.025 1.864 1.864 6.721 35.427 105.036 0,9 % 2008 18.025 10.681 38.008 164 66.878 1.761 1.761 6.849 35.121 110.609 5,3 % 2009 15.039 10.150 35.591 583 61.363 1.519 24 1.543 7.589 38.800 109.294 -1,2 % 2010 14.652 9.486 41.102 1.150 66.390 1.427 75 1.502 6.692 38.800 113.384 3,7 % 2011 17.697 9.372 44.877 1.544 73.490 16 2 1.255 91 1.364 5.892 38.012 118.759 4,7 % 2012 18.413 10.439 51.838 1.822 82.512 349 8 1.453 36 127 1.973 5.904 35.173 125.562 5,7 % 2013 16.087 12.878 51.661 2.085 82.711 447 15 1.274 109 134 1.979 5.732 39.056 129.478 3,1 % 2014 17.772 12.136 51.067 2.074 83.049 613 16 1.457 103 115 2.304 5.258 39.206 129.816 0,3 % 2015 17.242 14.147 52.576 2.351 86.316 593 15 1.617 84 224 2.533 6.519 39.840 135.209 4,2 % 2016 16.027 17.575 53.985 2.481 90.068 547 14 1.820 58 224 2.663 7.677 36.192 136.600 1,0 % Variación a.a. -0,3 % 9,0 % 4,4 % 110,9 % 4,4 % 11,9 %* 15,6 %* -0,3 % 12,4 %* 15,2 %* 4,0 % 1,5 % 0,2 % 3,0 % 2007-2016 Variación -7,0 % 24,2 % 2,7 % 5,5 % 4,3 % -7, 8% -4,9 % 12,5 % -31, 5% 0,0 % 5,1 % 17,8 % -9,2 % 1,0 % 2015-2016 *Corresponde a la variación anual acumulada entre 2012 y 2016. | **Corresponde a la variación anual acumulada entre 2014 y 2016. Fuente: Informe Estadístico Anual 2016, Ministerio de Energía y Minería, sobre la base de datos de CAMMESA. Figura 40. Evolución de la generación eléctrica por tecnología (2007-2016). Fuente: Informe Estadístico Anual, Ministerio de Energía y Minería, sobre la base de datos de CAMMESA. Figura 41. Fuentes energéticas utilizadas para la generación eléctrica (2016). Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. 18. Renovables incluye los aprovechamientos hidroeléctricos con potencia instalada menor a 50 MW. 19. Hidráulica incluye los aprovechamientos hidroeléctricos con potencia instalada mayor a 50 MW. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 75 BALANZA COMERCIAL Las importaciones energéticas fueron lideradas en 2016 por el gas natural (GNL y por ductos), que re- presentó el 36,2 % de las erogaciones, seguido por el A partir del año 2011, la Argentina incrementó sus im- gasoil, que representó el 20,4 % de las importaciones portaciones de energía a un ritmo del 5,8 % a.a., lo anuales. En cuanto a las exportaciones, la participación que la convirtió en un país netamente importador. En del biodiésel superó el 50 %, seguido por el crudo livia- 2016, las importaciones alcanzaron un monto de 4.737 no, que representó el 22,9 %. millones de dólares, un 30,7 % por debajo de las co- rrespondientes a 2015, y las exportaciones alcanzaron los 3.236 millones de dólares, arrojando un saldo co- mercial negativo de 1.501 millones de dólares. Tabla 32. Importaciones y exportaciones por producto (2016). Importaciones Exportaciones Producto Monto Participación Producto Monto Participación MM USD % MM USD % GNL 965 20,4 % Crudo 740 22,9 % Gasoil 1.543 32,6 % GLP 253 7,8 % Gas natural 746 15,8 % Nafta pesada 207 6,4 % Crudo 279 5,9 % Nafta liviana 66 2,0 % Energía eléctrica 431 9,1 % Otros derivados 62 1,9 % Otras naftas 174 3,7 % Gas natural 39 1,2 % Carbón 145 3,1 % Otras naftas 43 1,3 % Nafta liviana 129 2,7 % Carbón 3 0,1 % Otros 325 6,9 % Otros 1.823 56,3 % Total importaciones 4.737 100,0 % Total exportaciones 3.236 100,0 % Fuente: Ministerio de Energía y Minería, sobre la base de datos de ENARSA y del INDEC. Figura 42. Evolución de la balanza comercial energética (2007-2016). Fuente: Ministerio de Energía y Minería, sobre la base de datos de ENARSA y del INDEC. CONSUMO FINAL DE ENERGÍA Al analizar el consumo por sectores, se observa que en 2016 el transporte representó el 31,3 % del con- sumo final, manteniéndose como el sector de mayor En 2016 el consumo final de energía alcanzó los importancia, seguido por el residencial (28,6 %), el 53.755 ktep, siendo el gas natural la principal fuente industrial (24,1 %) y el comercial y público (8,6 %). El consumida, que representó el 38,5 % de la deman- 7,4 % restante correspondió al sector agropecuario. da. En segundo lugar se ubicaron el petróleo y sus derivados, que representaron el 37,9 % de la energía Durante la última década, el mayor crecimiento ob- consumida en los sectores de consumo final, mien- servado en el consumo correspondió al sector resi- tras que la energía eléctrica alcanzó el 21,1 %. dencial, que se incrementó a un ritmo del 2,7 % a.a. El consumo creció a un ritmo del 1,4 % anual entre 2007 y 2016, aunque en el último año este se redujo un 0,5 %. 76 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Tabla 33. Evolución del consumo final de energía por fuente (2007-2016). Variación Variación Participa- 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 a.a. 07-16 15-16 ción 16 ktep % % % Gas natural 19.422 18.747 17.946 18.617 19.703 19.644 20.671 20.568 21.118 20.685 0,7 % -2,1 % 38,5 % Derivados de petróleo 17.801 18.287 16.451 18.933 19.498 19.252 20.349 19.552 20.453 20.360 1,5 % -0,5 % 37,9 % Energía eléctrica 8.594 9.042 9.058 9.509 9.967 10.178 10.399 10.857 11.147 11.345 3,1 % 1,8 % 21,1 % Otros 1.464 1.501 1.449 1.377 1.450 1.371 1.337 1.425 1.332 1.365 -0,8 % 2,5 % 2,5 % Total 47.281 47.576 44.905 48.436 50.618 50.446 52.757 52.403 54.050 53.755 1,4 % -0,5 % 100,0 % Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Figura 43. Consumo final de energía por fuentes (2016). Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Tabla 34. Evolución del consumo final de energía por sector (2007-2016). 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Variación Variación Participa- a.a. 07-16 15-16 ción 16 ktep % % % Transporte 14.081 14.791 13.587 14.936 15.753 15.636 16.462 16.016 16.883 16.846 2,0 % -0,2 % 31,3 % Residencial 12.065 11.741 11.664 13.117 13.387 13.990 14.715 14.649 15.057 15.394 2,7 % 2,2 % 28,6 % Industrial 12.825 12.875 11.855 12.190 12.992 12.451 12.814 13.255 13.395 12.942 0,1 % -3,4 % 24,1 % Comercial y público 4.149 4.126 4.173 4.236 4.387 4.489 4.661 4.555 4.659 4.611 1,2 % -1,0 % 8,6 % Agropecuario 4.161 4.043 3.626 3.957 4.098 3.881 4.104 3.927 4.056 3.962 -0,5 % -2,3 % 7,4 % Total 47.281 47.576 44.905 48.436 50.618 50.446 52.757 52.403 54.050 53.755 1,4 % -0,5 % 100,0 % Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 77 Figura 44. Consumo final de energía por sector (2016). COMERCIAL TRANSPORTE INDUSTRIAL RESIDENCIAL Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Figura 45. Consumo final total de energía por sector y por fuente (2016). Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Consumo final de energía del sector residencial El consumo residencial, que creció a un ritmo del 2,7 % anual durante la última década, se incrementó en 2016 un 2,2 % respecto de 2015, alcanzando los 15.394 ktep. Este sector muestra una fuerte dependencia del gas natural, equivalente al 64,3 % de su consumo total. La segunda fuente por volumen de consumo es la energía eléctrica, que abastece el 25,0 %, seguida por el GLP, sustituto del gas natural, con el 8,9 %. 78 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Tabla 35. Evolución del consumo final de energía del sector residencial por fuente (2007-2016). 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Variación Variación Participa- a.a. 07-16 15-16 ción 16 ktep % % % Gas natural 8.013 7.618 7.585 8.225 8.657 9.104 9.548 9.220 9.361 9.898 2,4 % 5,7 % 64,3 % Energía eléctrica 2.562 2.697 2.780 2.937 3.108 3.230 3.448 3.773 4.047 3.851 4,6 % -4,8 % 25,0 % GLP 1.212 1.159 1.036 1.651 1.313 1.398 1.424 1.360 1.348 1.366 1,3 % 1,4 % 8,9 % Kerosene 22 9 12 46 37 21 22 17 16 15 -4,4 % -7,0 % 0,1 % Leña 113 106 93 100 102 85 89 86 84 84 -3,3 % -0,1 % 0,5 % Carbón de leña 142 152 159 158 170 152 184 193 201 180 2,7 % -10,2 % 1,2 % Total 12.065 11.741 11.664 13.117 13.387 13.990 14.715 14.649 15.057 15.394 2,7 % 2,2 % 100,0 % Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Figura 46. Consumo final de energía del sector residencial por fuente (2016). Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Consumo final de energía del sector Durante la última década, la participación del gas natural en la matriz de consumo del sector comercial y público comercial y público se fue reduciendo paulatina- mente a un ritmo del 2,1 % anual. El sector comercial y público representó en 2016 el 8,6 % del consumo final de energía. Entre los años 2007 y 2017, el consumo del sector creció a un rit- mo del 1,2 % anual, aunque en el último año mostró una reducción del 1 %, alcanzando los 4.611 ktep. El 63,9 % de la energía consumida por el sector corresponde a la energía eléctrica, a la que le si- guen el gas natural (24,6 %) y el GLP (4,9 %). PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 79 Tabla 36. Evolución del consumo final de energía del sector comercial y público por fuente (2007-2016). 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Variación Variación Participa- a.a. 07-16 15-16 ción 16 ktep % % % Energía eléctrica 2.216 2.277 2.325 2.285 2.439 2.460 2.600 2.524 2.620 2.944 3,2 % 12,4 % 63,9 % Gas natural 1.380 1.336 1.395 1.392 1.395 1.483 1.485 1.467 1.464 1.136 -2,1 % -22,4 % 24,6 % GLP 202 193 173 275 219 233 237 227 225 228 1,3 % 1,4 % 4,9 % Gasoil 116 115 103 113 115 108 115 110 113 113 -0,4 % -0,6 % 2,4 % Fueloil 84 51 25 17 55 61 56 56 61 28 -11,3 % -53,1 % 0,6 % Otros secundarios 95 101 106 105 114 101 123 128 134 120 2,7 % -10,2 % 2,6 % Otros primarios 56 53 46 50 51 42 45 43 42 42 -3,3 % -0,1 % 0,9 % Total 4.149 4.126 4.173 4.236 4.387 4.489 4.661 4.555 4.659 4.611 1,2 % -1,0 % 100,0 % Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Figura 47. Consumo final de energía del sector comercial y público por fuente (2016). Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Consumo final de energía del sector del 2,1 % anual, incrementándose notablemente la participación de las motonaftas, combustible que transporte creció a un ritmo de 7,2 % anual. El sector transporte, que representa el 38,5 % del consumo final de energía en el país, es actualmen- te el mayor demandante de energía (16.760 ktep) y está fuertemente vinculado con la utilización de ga- soil y motonaftas, que representan respectivamente el 44,4 % y el 38,5 % del total. Durante la última década, la demanda energética para consumo final del sector creció a un ritmo 80 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Tabla 37. Evolución del consumo final de energía del sector transporte por fuente (2007-2016). 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Variación Variación Participa- a.a. 07-16 15-16 ción 16 ktep % % % Gasoil 7.676 7.573 6.822 7.436 7.599 7.109 7.582 7.232 7.475 7.434 -0,4 % -0,6 % 44,4 % Naftas 3.450 4.382 4.055 4.712 5.231 5.577 5.959 5.793 6.299 6.457 7,2 % 2,5 % 38,5 % Gas natural 2.372 2.265 2.185 2.211 2.292 2.312 2.290 2.368 2.469 2.346 -0,1 % -5,0 % 14,0 % Aero-kerosene 415 447 435 496 497 502 502 498 506 523 2,6 % 3,4 % 3,1 % Energía eléctrica 54 56 57 58 60 53 53 51 52 47 -1,5 % -9,6 % 0,3 % Fueloil 114 69 33 23 75 83 76 76 82 39 -11,3 % -53,1 % 0,2 % Total 13.913 14.666 13.497 14.855 15.619 15.500 16.333 15.890 16.749 16.760 2,1 % 0,1 % 100,0 % Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Figura 48. Consumo final de energía del sector transporte por fuente (2016). Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Consumo final de energía del sector agropecuario El sector agropecuario demandó en 2016 el equiva- lente al 7,4 % del consumo final de energía del país, alcanzando los 3.962 ktep. Entre los años 2007 y 2017, la demanda de este sector disminuyó a un rit- mo del 0,5 % anual. En esta demanda el gasoil, que presentó en la última década una tasa de variación anual acumulada del -0,5 %, representó el 91,0 %. PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 81 Tabla 38. Evolución del consumo final de energía del sector agropecuario por fuente (2007-2016). 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Variación Variación Participa- a.a. 07-16 15-16 ción 16 ktep % % % Gasoil 3.722 3.672 3.307 3.605 3.684 3.447 3.676 3.506 3.624 3.604 -0,4 % -0,6 % 91,0 % Otros primarios 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 0,0 % 0,0 % 3,3 % GLP 84 81 72 115 91 97 99 94 94 95 1,3 % 1,4 % 2,4 % Energía eléctrica 65 63 71 75 87 90 92 90 92 79 2,3 % -13,9 % 2,0 % Fueloil 162 99 47 32 107 118 108 108 117 55 -11,3 % -53,1 % 1,4 % Total 4.161 4.043 3.626 3.957 4.098 3.881 4.104 3.927 4.056 3.962 -0,5 % -2,3 % 100,0 % Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Figura 49. Consumo final de energía del sector agropecuario por fuente (2016). Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. Consumo final de energía del sector que representó (con una variación del -0,5 % a.a.) el 34,2 % de la demanda del sector, seguido por industrial la energía eléctrica, con 34,2 %, que, en la última década, mostró un crecimiento del 2,0 % anual. El sector industrial representó en 2016 el 24,1 % del consumo final de energía del país. La princi- pal fuente de energía utilizada fue el gas natural, Tabla 39. Evolución del consumo final de energía del sector industrial por fuente (2007-2016). 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Variación Variación Participa- a.a. 07-16 15-16 ción 16 ktep % % % Energía eléctrica 3.698 3.949 3.826 4.154 4.275 4.346 4.207 4.419 4.336 4.424 2,0 % 2,0 % 34,2 % Gas natural 7.657 7.528 6.781 6.789 7.359 6.746 7.348 7.513 7.824 7.306 -0,5 % -6,6 % 56,5 % Otros primarios 929 960 917 835 884 862 767 846 742 810 -1,5 % 9,1 % 6,3 % GLP 185 177 158 252 201 214 218 208 206 209 1,3 % 1,4 % 1,6 % Gasoil 116 115 103 113 115 108 115 110 113 113 -0,4 % -0,6 % 0,9 % Fueloil 240 146 70 48 158 175 160 160 174 81 -11,3 % -53,1 % 0,6 % Total 12.825 12.875 11.855 12.190 12.992 12.451 12.814 13.255 13.395 12.942 0,1 % -3,4 % 100,0 % Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería. 82 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN Figura 50. Consumo final de energía del sector industrial por fuente (2016). Fuente: Balance Energético Nacional 2016, Ministerio de Energía y Minería.

Anexo II: Categorías del • Refinación del petróleo (1.A.1 b): acti- vidades de combustión que respaldan Inventario Nacional de Ga- la refinación de productos del petróleo. Incluyen la quema en el sitio para la ge- ses de Efecto Invernadero neración de electricidad y calor para relevantes para el sector uso propio. energía • Fabricación de combustibles sólidos y otras industrias energéticas (1.A.1 c): Si se consideran solamente las fuentes de emisión emisiones de la quema de combusti- atribuidas al Ministerio de Energía y Minería (MINEM), bles usados durante la fabricación de el inventario del sector energía contempla: productos secundarios y terciarios con combustibles sólidos, incluida la produc- • Actividades de quema de combustibles (1.A): ción de carbón vegetal. Deben incluirse emisiones de la oxidación intencional de mate- las emisiones del uso de combustibles riales dentro de un aparato diseñado para ca- en el sitio propio. Incluye asimismo la lentar y proporcionar calor como calor o como quema para la generación de electrici- trabajo mecánico a un proceso o bien para apli- dad y calor para el uso propio en estas caciones fuera del aparato. industrias. - Industrias de la energía (1.A.1): emisiones - Transporte (1.A.3): emisiones de la quema de combustibles quemados por la extrac- y la evaporación de combustible para todas ción de combustibles o por las industrias las actividades de transporte, independien- de producción energética. Dentro de la su- temente del sector. Deben excluirse, lo máxi- bactividad se incluyen las que se detallan mo posible, las emisiones de combustible a continuación: vendido a cualquier aeronave o nave maríti- ma dedicada al transporte internacional. • Producción de electricidad y calor como actividad principal (1.A.1 a): la • Otro tipo de transporte (1.A.3 e): emi- suma de emisiones de productores de siones por la quema de todas las demás electricidad como actividad principal, la actividades de transporte, incluidos el generación combinada de calor y ener- transporte por tuberías, las actividades gía y las centrales de calor. Los pro- terrestres en aeropuertos y puertos y las ductores como actividad principal se actividades en rutas no pavimentadas no definen como aquellas empresas cuya declaradas en otras categorías. finalidad es suministrar al público. Pue- den ser de propiedad pública o privada. - Otros consumos de combustibles (1.A.4): Deben incluirse las emisiones del uso emisiones de las actividades de quema como de combustibles en el sitio propio. se describe a continuación, incluida la que- PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO | 83 ma para la generación de electricidad y calor para el uso propio: • Comercial/Institucional (1.A.4 a): emisio- nes de la quema de combustibles en edifi- cios comerciales e institucionales. • Residencial (1.A.4 b): emisiones por la quema de combustibles en hogares. • Emisiones fugitivas (1.B): emisiones intencio- nales y no intencionales emanadas de la extrac- ción, el procesamiento, el almacenamiento y el transporte de combustibles al punto de uso final. Se desagrega en las siguientes categorías: - Combustibles sólidos (1.B.1): emisiones que emanan de la minería de carbón, pos-minería, las minas abandonadas y la quema de fugas de CH4. - Combustibles sólidos (1.B.2): emisiones fu- gitivas provenientes de todas las actividades de petróleo y gas natural. Las fuentes pri- marias de estas emisiones pueden incluir las fugas de equipos, las pérdidas por evapora- ción, el venteado, la quema y las emisiones accidentales. Se desagrega en las siguientes categorías: • Petróleo (1.B.2 a): emisiones por ven- teo, quema en antorcha y toda otra fuen- te fugitiva vinculada con la exploración, producción, transmisión, concentración y refinación de petróleo crudo y la distribu- ción de productos de petróleo crudo. • Gas natural (1.B.2 b): emisiones por ven- teo, quema en antorcha y toda otra fuen- te fugitiva vinculada con la exploración, la producción, el procesamiento, la transmi- sión, el almacenamiento y la distribución de gas natural (incluyendo tanto gases asociados como no asociados). 84 | PRESIDENCIA DE LA NACIÓN www.argentina.gob.ar/ambiente cambioclimatico@ambiente.gob.ar Sistema de Mapas de Inventario Nacional Riesgo del Cambio de Gases de Efecto Climático Invernadero