Perspectivas del sector energéticoLu c ia n o Ca ra to r iSub s ec re t a r i o d e P l a nea mi en to Ene rg é t i co

Argentina Oil & Gas 201924 de Septiembre

V23092019_dist

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

45%

10%

Térmica64%

Hidráulica > 50MW

29%

Renovable2%

Nuclear5%

Hidráulica5%

Eólica y Solar0,3%

Otros Renovables3%

Nuclear2%

Gas natural58%

Biocombustibles2%

Petróleo y derivados

28%

Carbón2%

Contexto:Oferta energética 2018

2

Oferta Interna Total

45%

10%10%

Matriz generación eléctrica

14%

84%

Gas

Nat

ural

Diesel y FO

82,1MMtep

GN 90%

GO y FO 8%

Carbón 2%

Eólico 42%Solar 3%

PAH 43%Otros 12%

137,5TWh

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

TPES 1.470

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

196

019

61

196

219

63

196

419

65

196

619

67

196

819

69

1970 1971

1972

1973

1974

1975

1976

1977

1978

1979

1980 1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

199

019

91

199

219

93

199

419

95

199

619

97

199

819

99

200

020

01

200

220

03

200

420

05

200

620

07

200

820

09

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

KB

OE

/d

Nuclear

Hidroeléctrica

Petróleo y derivados

Gas Natural

Carbón

Otros renovables

Biocombustibles

Eolica y Solar

Producción de Petróleo

Producción de Gas Natural

Oferta Total Primaria

TIES 1.598

Prólogo:Cómo llegamos hasta aquí, qué pasó y qué puede pasar

*El consumo se corresponde con la Oferta Interna Total (OIT)**OIT: Oferta interna de energía primaria más el resultado de la balanza comercial de secundarias. ** Otros renovables incluye leña, bagazo y biomasa.

YPF.Nq.LLL.x-1El descubrimiento del yacimiento Loma La Lata generó notables excedentes de exportación

El crecimiento del no convencional de la cca. NQ ha comenzado a revertir la tendencia, pero necesitamás demanda y máscapacidad de evacuaciónpara seguir creciendo.

NEUBA I CENTRO OESTE NEUBA II

Nuevos gasoductos permitieron el rápido desarrolloy penetración del gas natural

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c oBalanza comercial energética

4

5,46,2

7,27,8

6,97,8

6,5 6,5 6,7 7,0

5,64,9

2,2 2,0 2,5

4,24,9

2,3 2,6

-0,5 -1,0-1,5 -1,7

-2,8

-4,3

-2,6

-4,8

-9,8-9,1

-12,5-11,3

-6,9

-4,9-5,7

-6,5

-4,9-4,2

-2,9

4,9 5,2 5,6 6,1

4,13,5 3,8

1,8

-3,1

-2,2

-6,9 -6,4

-4,6

-2,8 -3,2-2,3

0,03

-1,8

-0,3

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019p 7m2018

7m2019

Mile

s de

mill

ones

de

USD

Exportaciones FOB

Importaciones CIF

Saldo

Est. Septiembre 2019

Fuente de datos históricos: INDEC, Intercambio Comercial Argentino | 2019p: Estimación propia sobre datos históricos a septiembre (ECP).

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c oResurgimiento de las exportaciones de gas natural

5

0,31,1

0,2 0,41,3 1,8

5,34,4

5,7 6,37,5

6,1

4,1

2,2 2,60,51,2

0,5 0,6

1,51,9

5,4

4,6

6,3 6,4

7,7

6,3

4,3

2,52,9

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9en

e-18

feb

-18

mar

-18

abr-

18

may

-18

jun-

18

jul-

18

ago-

18

sep

-18

oct-

18

nov-

18

dic

-18

ene-

19

feb

-19

mar

-19

abr-

19

may

-19

jun-

19

jul-

19

ago-

19

MM

m3 /

d

CHILEURUGUAYBRASIL

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c oResultado:

Uso de combustibles líquidos y carbón para generación eléctrica

SSPE sobre la base de CAMMESA.

3,6 5,0

6,1 7,5

5,1

7,2 8,2

9,1

7,1 8,7

9,9 8,5

4,1

1,8 0,4

0,2

0,4

2,1

2,4

2,7

4,7

5,7 5,1

7,3 5,0

6,3

6,7

3,9

2,5

1,0

1,1

1,0

1,0

1,4

1,4

1,5

1,8 1,7 1,5 1,8

1,7

1,3

1,2

1,2

0,3

4,9

6,4

9,2

11,2

9,3

13,4

15,6 15,9 15,9 15,5

17,8

16,4

9,2

5,4

1,7

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019p

MM

m3 /

d d

e G

N e

qui

vale

nte

Fuel Oil Gas Oil Carbón

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c oEvolución de las reservas comprobadas y producción de hidrocarburos

-

100

200

300

400

500

600

700

800

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.00020

02

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Mile

s d

e b

arri

les

dia

rios

Mill

ones

de

bar

rile

s

Reservas comprobadas Producción (der.)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

-

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Mill

ones

de

m3

dia

rios

Mill

ones

de

m3

Reservas comprobadas Producción (der.)

Reservas comprobadas y producción de petróleo

Reservas comprobadas y producción de gas natural

Reservas comprobadas

totales

Reservas comprobadas

no convencionalHorizonte de reservas

[años]

+18,5% +191,9% 13,42.380 MMbbl 16,2% del total vs. producción 2018

Reservas comprobadas

totales

Reservas comprobadas

no convencionalHorizonte de reservas

[años]

+4,5% +32,8% 7,9371.566 MMm3 40% del total vs. producción 2018

Reservas comprobadas de petróleoVariación dic. 2018 vs. dic. 2017 y horizonte

Reservas comprobadas de gas naturalVariación dic. 2018 vs. dic. 2017 y horizonte

Reservas comprobadas al 31 de diciembre de cada año, hasta el final de la vida útil de los yacimientos.

-1,0% a.a.

-3,6% a.a.

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

A principios de 2019, la producción de petróleo shale casi se duplicó, mientras que la de shale gas se triplicó

8

Producción de petróleo y gas

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

143

248

402

575

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8

2016 2017 2018 2019

Can

tid

ad d

e fr

actu

ras

Vista O&G

ExxonMobil

Wintershall

Total Austral

Tecpetrol

Shell

Pluspetrol

Petrolera El Trebol

Pampa Energía

PAE

YPF

Promedio

Incremento de la actividad:Evolución de fracturas shale

9Fuente: Luciano Fucello. Country Manager NCS Multistage

En agosto de 2019 las fracturas aumentaron, en promedio, 43% respecto de 2018.

+73%

+62%

+43%

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c oAprendizaje:

Incremento de la productividad del shale en ArgentinaProductividad promedio por pozo según año de inicioPetróleo (kboe acumulados)

Productividad promedio por pozo según año de inicioGas natural (kboe acumulados)

La productividad se incrementó notablemente (5x en kboe 2015-2019) gracias al aprendizaje, el incremento de fracs y de rama horizontal.

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kboe

Cantidad de meses

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kboe

Cantidad de meses

Elaboración propia sobre la base de las DDJJ de las compañías (Cap. IV).

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c oProductividad promedio de pozos de petróleo en formaciones shale

Según año de terminación y yacimiento

SRO TOTO VEG X001 Z041 Z057

NDD PER PURO RDA RLCZ SBLA SCA

LJE LMOL LSMA LT1S LT2E LT2O LTAC

FOR HUA LAC LAES LAT LCAM LDL

CAOS CDLO CISA CSN CURA ELOR FIM

BCLI BDTO BNDC BNDN BNDS CANC CAO

AFED AGFD AGZ ALDA APO BANE BAPO

Mile

s d

e b

oe a

cum

ulad

os p

or p

ozo

(P. p

etro

lífer

os)

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Elaboración propiasobre la base de las DDJJ de las compañías (Cap. IV).

Las ganancias de productividad no están concentradas, sino que se observan en gran parte de los yacimientos,y tanto en petróleo...

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c oProductividad promedio de pozos de gas en formaciones shale

Según año de terminación y yacimiento

X009 Z060 ZNI

RDM RLCZ SCA SICH SRO X002 X008

LT1S LTAC LTN1 LTS1 PDYI PUSE PYII

LCAM LMOL LOAN LRAN LRIB LRII LT1N

CDLO CRAR ELOR FOR HUA LAT LCA

AGA AGCA APE APO BANE BCLI CAO

Mile

s d

e b

oe a

cum

ulad

os p

or p

ozo

(P. g

asífe

ros)

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

…como en gas natural

Elaboración propiasobre la base de las DDJJ de las compañías (Cap. IV).

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c oRelanzamiento del offshore:

Concurso Público Internacional N° 1

Primer concurso luego de más de 30 años para el otorgamiento de permisos de exploración.

38áreas

licitadas

23ofertas

recibidas

16 de abril de 2019

18 áreas

13empresas

Apertura de sobresLlamado a concurso

6 de noviembre de 2018

995,2MMUSD

9 áreasCuenca Malvinas

Oeste776 MMUSD

7 áreasCuenca Argentina

Norte181,1 MMUSD

2 áreasCuenca Austral

38,1 MMUSD

Adjudicación

16 de mayo de 2019

18 áreas

9consorcios

724MMUSD

94.804,51 km2

13

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

5% 6% 4% 5% 6%

29% 26% 29% 29% 29%

64% 66% 65% 64% 57%

1,9% 1,9% 1,9% 2,4%7,9%

135,2 136,6 136,5 137,5 137,2

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2015 2016 2017 2018 2019e

TWh

Energía generada SADI

Nuclear Hidroeléctrica > 50 MW Térmico Otras renovables

2 2 2 2 2

11 11 11 11 11

20 2123 25 25

0,60,7

0,81,5

4,3

32,834,0

36,238,5

42,3

4,9%

1,5%

8,0%

10,3%

10,6%

0 ,0 %

2 ,0 %

4 ,0 %

6 ,0 %

8 ,0 %

10 ,0 %

12 ,0 %

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2015 2016 2017 2018 2019e

GW

Potencia instalada SADI

Reserva de potencia en el pico de demanda [%]

+9,5 GW

(+29%)

Energía eléctrica:Incorporación de potencia y generación de energía eléctrica

+2,0 TWh

(+1,5%)

14

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

Ofertas recibidas 56

Proyectos adjudicados

38259 MW

y solicitud de mejora de 12 ofertas

Energía eléctrica:Energías renovables

Las rondas RenovAr y el programa MATER impulsaron fuertemente el desarrollo de energía renovable en Argentina

Renovar 3 (MiniRen)

154 proyectos / 4.991 MWEn operación comercial o en producción

7.466 MMUSDInversión total

Proyectos en operación comercial

53(1.504 MW)

Proyectos en construcción

101(3.487 MW)

15

Escenariosde corto plazo 2019-2021Subsecretaría de Planeamiento EnergéticoSeptiembre 2019

ECP 19—21 2019 09 20 vljm 20

Extracto

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

17

ECP:Proyecciones demanda y balanza comercial energética

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

125 121114 114 118

123 122130

135 136 138

-

1

2

3

4

5

6

7

-

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

BC

F/d

ía

MM

m3/

día

Convencional No Convencional Gas Asociado al Shale Oil

18

ECP:Producción de gas natural

Producción de gas – Análisis de escenario base

+ 2,4% a.a.

En el corto plazo existen restricciones vinculadas a la demanda y a la capacidad de evacuación para que la producción de gas natural siga creciendo.

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

19

ECP:Balanza comercial de gas natural

Balance comercial de gas, saldos

2015-3.493

MMUSD

2018-2.381

MMUSD

2017-2.205

MMUSD

2016-1.857

MMUSD

2019-1.314

(-1.400/-1.200)

MMUSD

2021-697

(-900/-600)

MMUSD

2020-862

(-1.000/-800)

MMUSDRes

ulta

dos

an

uale

s

-1.300

-1.100

-900

-700

-500

-300

-100

100

300

500

-65

-55

-45

-35

-25

-15

-5

5

15

2520

15-1

2015

-2

2015

-3

2015

-4

2016

-1

2016

-2

2016

-3

2016

-4

2017

-1

2017

-2

2017

-3

2017

-4

2018

-1

2018

-2

2018

-3

2018

-4

2019

-1

2019

-2

2019

-3

2019

-4

2020

-1

2020

-2

2020

-3

2020

-4

2021

-1

2021

-2

2021

-3

2021

-4

MM

USD

MM

m3/

d

Exportaciones Impo GN Impo GNL Saldo MMUSD (der.)

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

553 551 540 532 532512

480 489512

550

612

0

20

40

60

80

100

120

-

100

200

300

400

500

600

700

800

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Mile

s m

3 /d

ía

kbb

l/d

ía

Convencional No Convencional Condensado

20

ECP:Producción de petróleo

Producción de crudo

+ 7,8% a.a.

En el caso del petróleo, en cambio, no operan las restricciones mencionadas para el gas, por lo que se espera (y ya se observa) un mayor dinamismo en el corto plazo.

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

-2.500

-2.000

-1.500

-1.000

-500

0

500

1.000

1.500

2.00020

15-1

2015

-2

2015

-3

2015

-4

2016

-1

2016

-2

2016

-3

2016

-4

2017

-1

2017

-2

2017

-3

2017

-4

2018

-1

2018

-2

2018

-3

2018

-4

2019

-1

2019

-2

2019

-3

2019

-4

2020

-1

2020

-2

2020

-3

2020

-4

2021

-1

2021

-2

2021

-3

2021

-4

MM

USD

GN + GNL Gasoil Naftas Petróleo Resto Saldo

2018-2.339

MMUSD

2015-4.608 MMUSD

2017-3.245

MMUSD

2016-2.808

MMUSD

2019+26

(-50/100)

MMUSD

2021+2.625

(1.800/3.000)

MMUSD

2020+1.203

(800/ 1.400)

MMUSD21

Res

ulta

dos

an

uale

s

I:“Combustibles y lubricantes” vs. X: “Combustibles y energía”.

ECP:Balanza comercial energética

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

22

ECP: Generación eléctrica por fuente

2019: 8%(Dic-19: 12%)

2020: 16% 2021: 19%% Renovable sobre demanda

-

2

4

6

8

10

12

14

sep

-19

oct

-19

nov-

19

dic

-19

ene

-20

feb-

20

mar

-20

abr-

20

may

-20

jun-

20

jul-

20

ago

-20

sep

-20

oct

-20

nov-

20

dic

-20

ene

-21

feb-

21

mar

-21

abr-

21

may

-21

jun-

21

jul-

21

ago

-21

sep

-21

oct

-21

nov-

21

dic

-21

Twh

Nuclear Hidroeléctrica Térmica Gen. Ren. demanda

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

23

ECP:Incorporación de potencia eléctrica

Fuente: CAMMESA,

3,1

4,0

7,1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

sep

-19

oct

-19

nov-

19

dic

-19

ene

-20

feb-

20

mar

-20

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20

may

-20

jun-

20

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20

ago

-20

sep

-20

oct

-20

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20

dic

-20

ene

-21

feb-

21

mar

-21

abr-

21

may

-21

jun-

21

jul-

21

ago

-21

sep

-21

oct

-21

nov-

21

dic

-21

GW

MW

Eólico Solar FV PAH Bioenergía Térmico Prog. RenovAr MATER Total

Escenariosde largo plazo 2019-2030Subsecretaría de Planeamiento EnergéticoSeptiembre 2019

ECP 19—21 2019 09 20 vljm 20

Adelanto

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c oNueva concepción de los Escenarios 2030

17

ü Combinaciones de escenarios de precios y demandas (tendencial y eficiente).

ü Cumplimiento Ley Renovables (y 25% EERR en 2030), e incorporación de grandes proyectos hidroeléctricos y nucleares.

Políticasexistentes

ü Mayor penetración del gas natural en transporte.

ü Incremento de la utilización de gas natural como combustible en industria.

ü Nuevos desarrollos industriales por mayor disponibilidad de gas a precios competitivos (e.g. petroquímica).

ü Escenario de “future proofing” de Vaca Muerta.

Industrializaciónmasiva del gas

ü Mayores usos en movilidad eléctrica.

ü Sustitución de otros combustibles por electricidad.ü Mayor utilización de gas para generación eléctrica.

Electrificaciónprofunda

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

1,4% 0,5% 0,5% 0,5% 0,5%27,7% 28,7% 29,9% 30,3% 24,8%

58,4%52,9%

50,8% 50,5%58,2%

2,3%

5,7%6,2% 6,2%

5,3%

1,9%

2,3%2,4% 2,4%

2,0%

5,3%

3,5%3,8% 3,8%

3,2%

0,3%

4,0%3,8% 3,8%

4,0%

2,7%

2,3%2,5% 2,5%

2,1%

82,1

98,9 91,5 92,1

107,7

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

2018 Tendencial Eficiente Electrificación Gasificación

MM

mte

p

Carbón Petróleo y derivados Gas natural Nuclear Biocombustibles Hidráulica Eólica y Solar Otros Renovables

ELP: Oferta interna total

*OIT: Oferta interna de energía primaria más el resultado de la bal. com. de secundarias. ** Otros renovables incluye leña, bagazo y biomasa.

+1,6% a.ai.e. 100,7 Tep/PIB

MMARS04

+1% a.ai.e. 93,1Tep/PIB

MMARS04

+1% a.ai.e. 93,8 Tep/PIB

MMARS04

+2,3% a.ai.e. 109,6 Tep/PIB

MMARS04

17

i.e. 116,1 Tep/PIB

MMARS04

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

284 284

32 32

582

788

Esc.Precio Medio Esc. Precio AltoConvencional Condensado No Convencional

899

1.105

847

489

0

200

400

600

800

1.000

1.20019

98

199

920

00

200

120

02

200

320

04

200

520

06

200

720

08

200

920

1020

1120

1220

1320

1420

1520

1620

1720

1820

1920

2020

2120

2220

2320

2420

2520

2620

2720

2820

2920

30

kbb

l/d

Esc. Precio MedioEsc. Precio Alto

-2,7% a.a

+5,2% a.a

+7% a.a

27

ELP:Producción de petróleo

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

57 57 57 57

28 28 28 28

144126

148173

Tendencial Eficiente Electrificación GasificaciónConvencional Gas Asociado No Convencional

229

211

233

258

+4,9% a.a +4,1% a.a +5,1% a.a +6% a.a

143

129

0

50

100

150

200

250

30020

04

200

520

06

200

720

08

200

920

1020

1120

1220

1320

1420

1520

1620

1720

1820

1920

2020

2120

2220

2320

2420

2520

2620

2720

2820

2920

30

MM

m3 /

d

-0,7% a.a

Necesidad de ampliaciones

Condiciones: Eliminar restricciones de evacuación, nueva demanda y alcanzar costos competitivos para GNL. 28

ELP:Producción de gas natural

MuchasGracias.Luciano CaratoriSubsecretario de Planeamiento Energético

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

Población

2018: 44,5 MM

2021: 45,8 MM

1,6% a.a.

PIB Escenario base

2018: -2,5% 2019: -2,5%

2020: -1,1% 2021: 1,9%

Hogares

2018: 14,1 MM

2021: 14,9 MM

1,7% a.a.

Cobertura de gas natural 2021

9,4 millones de los hogares.

63% de cobertura.

30

ECP:Supuestos Macro

Fuente: INDEC

Fuente: INDEC

Fuente: BCRA

Estimación propia sobre la base de INDEC y ENARGAS

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

31

ECP:Supuestos de modelación

Escenarios

qCaso base: estacionalidad, hidrología, temperaturas año 2018 (intermedio). PIB REM (agosto)

qCaso baja demanda : Naturaleza del año 2017 (cálido). Menor crecimiento.

qCaso alta demanda : Naturaleza del año 2016 (frío). PIB mayor a REM

Gas Natural y Electricidad

q Residencial: análisis de estacionalidad y grados días de calefacción por provincia/subzona tarifaria. Modelamos años 2016 (frío), 2017 (cálido) y 2018 (intermedio).

q Industria y comercial y público: Modelaje tipo top-down con diversos supuestos de PIB. Escenario medio: REM marzo 2019.

q Centrales eléctricas: Utilización de modelo de despacho semanal Visual-Margo con centrales cargadas para período 2019 - 2021 (ingresos renovables y Res. 287 en línea con información de SSRR y SSME).

• Noviembre 2019 – Abril 2020: Programación estacional Septiembre 2019. Variabilidad de acuerdo a crónicas.• Mayo 2020 – Diciembre 2021 (Crónicas 74, 75 y 76 en concordancia con años 2016-2017-2018)

Combustibles líquidos

qEstimación tipo top-down con diversos supuestos de PIB.

qSe mantienen cortes de biocombustibles.

qCrecimiento agregado 1,1% a.a. (0,4% - 2,4%)

Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o

5,2 5,75,7

4,2 4,2

4,7 4,7

10,6

5,35,7

7,9

6,35,8

6,36,2

3,5

4,8

6,1

6,86,3 6,5

7,27,6

10,6

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

USD

/MM

BTU

GNL (expo) Gas Natural (expo) GNL (impo) Bolivia (impo) Chile (impo)

32

ECP:Supuestos de precio

Precios de Gas Natural – Brent promedio (USD/bbl) 2019: 65, 2020: 63, 2021: 67

Fuente: Elaboración propia sobre la base de Short Term EIA (abril 2019) y IEASA.

V03102019_dist_ext

Subsecretaría de Planeamiento EnergéticoContacto: privadaplaneamiento@energia.gob.ar

Dirección Nacional de Escenarios y Planeamiento Energético

Dirección Nacional de Evaluación de Políticas y Proyectos Energéticos

Dirección Nacional de Información Energética

Contacto: Leonardo Mastronardi, DNlmastronardi@energia.gob.ar

Contacto: Oscar Natale, DNonatale@energia.gob.ar

Contacto: Fernando Pino, DNfpino@energia.gob.ar

Últimas versiones y datos actualizados:https://www.argentina.gob.ar/energia/planeamiento-energeticohttp://datos.energia.gob.ar/