Argentine : panorama de l’énergie en 2015

Cet article publié en espagnol sous le numéro 159, a été traduit par Fabien SOULIER, sous la supervision de Thierry NALLET, Master LEA Traduction spécialisée multilingue, Université Grenoble Alpes.

Avec le Brésil et le Mexique, l’Argentine est l’un des trois plus grands pays d’Amérique latine. L’évolution de son bilan énergétique et de ses choix de politique énergétique ont donc une incidence sur les autres pays d’un sous-continent qui compte de plus en plus à l’échelle mondiale.


Comme la plupart des pays d’Amérique latine, l’Argentine s’interroge sur son avenir en ce qui concerne l’offre énergétique, une question centrale en raison de l’impact de cette offre sur le développement socio-économique du pays, mais aussi sur l’environnement. Le pays devrait-il donc poursuivre son développement en s’appuyant presque exclusivement sur les hydrocarbures conventionnels ou non conventionnels ? Dans ce cas, il serait alors possible d’exploiter les ressources existantes de gaz et de pétrole de schiste (Lire : Shale oil y shale gas en Argentina  ou Pétrole et gaz de schistes en Argentine ), en assumant les risques que ces techniques présentent (Lire : ¿Por qué el fracking en Argentina?  ou  Pourquoi la fracturation hydraulique en Argentine ? ). L’autre possibilité serait d’écarter les énergies fossiles qui émettent beaucoup de CO2, en faveur des énergies renouvelables, de l’énergie hydraulique à la biomasse, en passant par l’énergie solaire et l’énergie éolienne (Lire : Argentine : la promotion des énergies renouvelables pour la production d’électricité).

Afin de comprendre quelles décisions les responsables économiques et politiques doivent prendre, il est indispensable d’avoir une vision générale reflétant l’évolution du bilan énergétique de l’Argentine. Quelles sont les principales sources d’énergie utilisées ? Comment le bilan énergétique s’est-il diversifié, malgré une prédominance initiale presque totale du pétrole ? Ces évolutions sont-elles susceptibles d’influencer les modes de transition énergétique choisis par l’Argentine ?

 

1. L’évolution du bilan énergétique argentin (1970-2014)

Depuis des décennies, les hydrocarbures liquides et gazeux dominent la consommation énergétique. Leur part dans cette consommation n’a pu être que légèrement réduite au cours des dernières années. Il convient de souligner l’importance du gaz naturel puisque, depuis l’époque des privatisations (années 1990), celui-ci est devenu la principale source d’énergie (Tableau 1).

Tableau 1 : Évolution de l’offre totale d’énergie primaire (1970-2014)

Année
Pétrole
Gaz natural
Charbon
Énergie
hydraulique
Nucléaire
Biomasse
Eólienne et solar
Total des énergies
primaires
offertes
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
(KTEP)
1970
71,2
18,1
3,2
0,5
0
7
0,00
31 879
1980
62
25,5
2,7
3,7
1,9
4,3
0,00
44 224
1990
48,5
36,5
2,3
4
4,6
4,1
0,00
49 325
2000
41,2
46,2
1,3
4,7
2,7
3,9
0,00
66 588
2009
36,01
50,38
1,41
5,34
2,63
4,22
0,00
79 012
2010
38,02
47,68
1,18
5,35
2,77
5,01
0,00
78 579
2011
35,50
49,57
1,12
5,06
3,31
5,44
0,00
79 666
2012
34,91
51,52
0,86
4,52
2,21
5,98
0,00
79 138
2013
34,65
51,99
1,36
4,65
2,00
5,35
0,00
81 115
2014
34,17
51,27
1,69
5,03
1,71
5,91
0,22
77 408
Source : Document réalisé par Víctor Bravo et Germán Bersalli (support : Balances Energéticos du Ministère de l’Énergie). Ktep signifie
1 000 tonnes équivalent pétrole.

Le gaz naturel a remplacé partiellement les dérivés du pétrole dans pratiquement tous les secteurs de la consommation : dans le secteur résidentiel dans un premier temps, avec le gaz de pétrole liquéfié (GPL) en remplacement du kérosène ; dans le secteur du transport, en concurrençant l’essence et le gazole  ; dans le secteur industriel, en remplaçant le fioul ; dans le secteur de production d’électricité, en remplaçant non seulement le fioul et le gazole, mais en devenant également la ressource principale des centrales thermiques, au détriment du développement des énergies hydraulique et nucléaire.

Il apparaît que la part du charbon minéral est faible en dépit de réserves importantes et durables, estimées à 640 années sur la base des besoins requis pour la centrale thermique de Río Turbio (Carte 2). L’échec de l’exploitation du gisement de Río Turbio et la disponibilité des hydrocarbures gazeux et liquides ont pratiquement écarté cette ressource du bilan énergétique. D’autre part, son apport n’a jamais été significatif car, à la différence des pays développés, l’Argentine est directement passée de la biomasse (bois de chauffage) aux hydrocarbures liquides et gazeux. Par ailleurs, ce type d’énergie est fortement remis en question par le niveau élevé de ses émissions de polluants et de gaz à effet de serre (GES).

Une autre particularité de l’Argentine au sein de l’Amérique latine est la relative faiblesse du poids de la biomasse traditionnelle (bois de chauffage et déchets agricoles, principalement). Cette diminution de la consommation de bois de chauffage, surtout à partir des années 1940 et 1950, doit beaucoup à la politique mise en œuvre par la société nationale Gas del Estado, concernant la distribution du GPL sous la forme de bonbonnes de gaz. L’Argentine est ainsi devenue un pays pionnier dans ce domaine, en ouvrant aussi la voie à la distribution du gaz naturel à partir du gazoduc du Sud dans les années 1950.

En somme, aussi bien au niveau du bilan énergétique qu’au niveau de celui de la production électrique (Tableau 2), le gaz naturel représentait en 2014 plus de 50 % des consommations respectives et, dans le premier cas, en lui rajoutant le pétrole, il est possible d’affirmer que l’Argentine était (et est toujours) un pays « dépendant des hydrocarbures ».

Finalement, en ce qui concerne l’autosuffisance énergétique totale, le pays oscillait entre des valeurs inférieures à 100 %, qui rendaient les importations d’énergie nécessaires, entre les années 1970 et 1980, et des valeurs supérieures à 100 % qui manifestaient un excédent énergétique dans les années 1990 et 2000. Durant les années 2010, l’Argentine est revenue à la situation initiale, surtout en 2014, avec une nette augmentation des importations énergétiques, notamment de gaz. Ces variations du niveau d’indépendance énergétique s’expliquent essentiellement par l’évolution de la production de gaz naturel et de pétrole. Au milieu des années 1980, la politique mise en place par les entreprises publiques, Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) et Gas de Estado, basée sur l’idée que l’Argentine devait conserver les éventuels excédents d’hydrocarbures pour les générations futures, avait pour objectif d’atteindre l’autosuffisance énergétique, en maintenant des valeurs proches de 100 %.

Cependant, la privatisation de ces entreprises dans les années 1990 a modifié cette politique. En effet, les entreprises privées acquéreuses des entreprises publiques ont opté pour une stratégie de court terme consistant à optimiser la production d’hydrocarbures pour récupérer le plus rapidement possible les investissements réalisés, grâce aux excédents qu’elles exportaient. Par conséquent, elles ont cessé d’explorer, ce qui a eu pour effet de faire chuter les réserves et la production. Ainsi, le niveau d’autosuffisance du pays est descendu à 92 % en 2014, avec des valeurs proches de 85 % pour le gaz naturel. La nationalisation des 51 % de Repsol YPF devenant YPF S.A., avec près de 40 % des réserves, n’a pas pu inverser la tendance. Il convient de préciser que cette tendance à la baisse des investissements s’est aggravée pendant la dernière décennie, à cause de l’absence d’un cadre réglementaire qui aurait permis d’avoir une vision claire à moyen terme et à long terme.

Tableau 2 : Structure de la production d’énergie électrique 1970 -2014 (GWh et %)

ANNÉE
CC
DI
TG
TV
HE
UN
EO
SOL
 TOTAL  
GWh
1970
0
11,8
0
79,4
8,9
0
0
0
16 799
1976
0
5
8,4
56,5
19,6
10,2
0
0
25 309
1980
0
2,8
5,2
43,1
42,2
6,6
0
0
35 687
1990
0
1
9,9
34,4
37,8
15,2
0
0
47 822
2000
30,8
0,4
9,4
15,4
35
7,5
0
0
82 286
2009
32,41
0,53
9,22
13,62
36,64
6,90
0,00
0,00
100
2010
35,69
1,00
8,22
12,70
34,87
5,80
0,00
0,00
100
2011
37,17
1,27
7,75
14,63
32,52
4,87
0,01
0,00
100
2012
41,30
1,39
8,28
14,75
29,18
4,70
0,28
0,01
100
2013
39,79
1,69
9,92
12,50
31,07
4,42
0,34
0,01
100
2014
38,90
1,66
9,25
13,66
30,99
4,01
0,47
0,01
100
Sources : Ministère de l’Énergie (1970 – 2000) : Anuarios de CAMMESA(2009-2014).
CC (cycles combinés) ; DI (groupes électrogènes Diesel) : TG (turbines à gaz) ; TV (turbines à vapeur) ; HE (énergie hydroélectrique) ; UN (énergie nucléaire) ; EO (aérogénérateurs) ; SOL (panneaux solaires).

La récente vague d’investissements dans les nouvelles énergies renouvelables pour la production d’électricité devrait contribuer, à terme, à améliorer cette situation déficitaire de la balance des importations et des exportations d’énergie. Cependant, l’impact des importations de panneaux solaires et d’autres technologies, importations qui sont nécessaires aux investissements dans les énergies renouvelables, doit aussi être pris en compte.

 

2. Le pétrole, réduit à un tiers de l’offre énergétique

En 2013, 55 entreprises produisaient du pétrole en Argentine, YPF étant le principal producteur avec 37,2 % de la production totale, suivi de Pan American Energy avec 17,8 %. Les 5 entreprises suivantes en produisaient 25 % et les 48 restantes en extrayaient 16,3 %.

YPF a été la première entreprise pétrolière publique dans le monde occidental, créée en 1922 par le gouvernement argentin. Elle a appartenu à l’État jusqu’en 1992, date à laquelle elle a commencé à être privatisée jusqu’à sa cession définitive à Repsol en 1999. L’Argentine produisait elle-même des hydrocarbures depuis 1980 suivant une politique à tendance conservatrice : elle pensait assurer l’approvisionnement des générations futures à moyen terme et à long terme, dans la mesure du possible.

Avec la privatisation d’YPF, cette politique a changé et Repsol a fortement exploité les réserves prouvées d’hydrocarbures, ce qui a fait de l’Argentine un pays exportateur de ces ressources. Le taux d’exportation de la production a atteint 40 %, durant une période où les prix du baril de pétrole ne dépassaient pas les 12 dollars. Cette société voulait récupérer le plus rapidement possible ce qui avait été investi dans l’achat d’YPF. Malheureusement, elle a cessé d’explorer pour reconstituer ainsi les réserves exploitées : alors que l’entreprise publique YPF forait entre 130 et 150 puits d’exploration par an, Repsol n’en forait plus qu’entre 20 et 30, tirant surtout profit des hydrocarbures découverts précédemment par YPF.

Depuis 2003, la production totale de pétrole diminue (Tableau 3), la chute de la production primaire étant partiellement compensée par la production secondaire. Cette diminution provient de la stagnation des réserves prouvées (Tableau 4) et du nombre de puits de développement, malgré une légère augmentation de la quantité de puits explorés : leur nombre est passé de 29 en 2004 à 83 en 2013.

La conséquence de cette politique a été la chute des soldes d’exportation de pétrole brut, suivie par le déclin de la balance commerciale de cette ressource énergétique. Les exportations de pétrole brut sont passées de 10,1 à 2,3 millions de m3 entre 2004 et 2013 ; les importations ont augmenté de 0,4 à 0,55 million de m3.

Tableau 3 : Production de pétrole (m3)

Années
 Production   Primaire
 Production   Secondaire
 Production totale de pétrole           
2004
25 743 916
14 908 165
40 652 081
2005
24 400 459
14 231 748
38 632 207
2006
24 085 422
14 184 483
38 269 905
2007
22 348 866
14 960 716
37 309 582
2008
21 963 212
14 684 669
36 647 881
2009
21 650 111
14 604 460
36 254 571
2010
20 965 728
14 463 481
35 429 209
2011
19 594 547
13 731 209
33 325 756
2012
20 052 929
13 096 884
33 149 813
2013
19 218 886
13 139 470
32 358 356
2014
18 418 319
13 466 503
31 884 822
Source: SIPG, Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.

Tableau 4 : Réserves prouvées de pétrole (1 000 m3)

Bassin
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Amérique australe
19193
19280
14788
14538
15464
14559
13650
13451
12943
12648
13559
Cuyo
28877
27765
27783
24926
25153
26279
33618
33543
33056
23915
22480
Golfe San Jorge
195871
188116
179294
252190
248903
247835
244422
253758
257969
251824
251163
Neuqén
161780
147597
118045
111976
117798
105236
100316
94262
84913
81224
78604
Nord-ouest argentin
19301
11168
9154
7633
8596
6783
7290
6308
5115
4676
4568
TOTAL
425022
393926
349064
411263
415914
400692
399296
401322
393996
374287
370374
Source: Ministère de l’Énergie.

D’autre part, le pays dispose de ressources significatives en matière de pétrole et de gaz non conventionnels. L’ US Energy Information Administration a publié en 2013 un rapport soulignant que l’Argentine se classait au quatrième rang mondial des ressources de shale oil et de tight oil (avec 27 milliards de barils, soit onze fois ses réserves vérifiées conventionnelles) et au second rang des ressources de gaz, grâce à ses structures de shale gas et de tight gas (avec 707 milliards de pieds cubes, soit 64 fois ses réserves prouvées de gaz naturel conventionnel), ces estimations correspondant à des ressources et non à des réserves prouvées. Après la renationalisation partielle d’ YPF en 2012 (l’entreprise est devenue une Société Anonyme à capitaux publics majoritaires), s’est produit ce qu’on a appelé le « boom » des ressources  non conventionnelles, lequel a suscité de grandes attentes concernant le retour à l’autosuffisance en pétrole et en gaz naturel. Il reste cependant un long chemin à parcourir avant que ces ressources ne deviennent des réserves exploitables, que la production puisse être maintenue sur le long terme, que les investissements considérables et nécessaires soient réunis (15 à 20 milliards de dollars par an, pour une durée d’au moins dix ans) et que des solutions soient trouvées aux problèmes environnementaux associés à ce genre de gisements.

S’agissant de l’exploitation de ces ressources non conventionnelles, en s’associant à d’autres entreprises (Chevron, Dow et Petronas), YPF S.A. a concentré ses efforts de production sur la formation de Vaca Muerta dans la province de Neuquén, où sont produits près de 45 000 barils équivalents de pétrole et de gaz naturel, qui représentent plus de 8 % de la production totale du pays. YPF possède 48,2 % des 30 000 km2 de superficie de Vaca Muerta ; Gas y Petróleo, entreprise située dans la province de Neuquén et en partenariat avec EXXON, Shell et TOTAL, en possèdent 12,3 %. L’entreprise argentine Pluspetrol en détient 7,6 % et l’entreprise allemande Wintershall 7,5 %. Shell, EXXON et Wintershall, ainsi qu’YPF S.A., entreprennent des projets pilotes. Quatre petites entreprises argentines et deux petites entreprises canadiennes réalisent également des investissements.

La capacité de raffinage a atteint 106 000 m3/jour en 2013. YPF S.A. détient la principale raffinerie avec 51 % de la capacité totale, suivie de Shell avec 17 %, EXXON avec 13,2 %, Oil Petroleum avec 5,7 %, Pan American Energy avec 4,6 % et trois autres petites entreprises avec 8,5 %. Cela fait presque 15 ans qu’aucune nouvelle raffinerie n’a été construite (Carte 1). La structure des raffineries révèle une capacité de conversion limitée, c’est-à-dire faibles en craquage et hydrocraquage, ce qui provoque une baisse de la production de gazole et parfois des excédents de fioul.

Carte 1 : Emplacement des principales raffineries, oléoducs, poliducs et terminaux

En 2013, les 18 entreprises existantes traitaient 30,119 milliards de mètres cubes de pétrole brut. YPF S.A. en produisait 53,5 %, suivi d’AXXON (anciennement ESSO, racheté par Bridas y Cnoc) et de Shell, qui en produisaient chacun 16,2 %. Oil Combustibles (5,3 %) et Petrobas (5,5 %) se trouvaient loin derrière. Les entreprises restantes traitaient seulement 3,2 % de pétrole brut. La capacité de raffinage limitait la quantité de pétrole brut produit ce qui provoquait d’importantes importations de dérivés, surtout de gazole et parfois de fioul. Les exportations étaient essentiellement composées de naphtes et d’essences non adaptés à la consommation automobile.

Les ventes de dérivés du pétrole sur le marché intérieur révèlent la prédominance des dérivés intermédiaires comme le gazole, étant donné l’importance du transport de marchandises par camion et de l’agriculture (Tableau 5).

Tableau 5 : Ventes des dérivés de pétrole

Dérivés
Unité
2009
2010
2011
2012
2013
Carburant classique
103m3
388,6
278,7
205,4
130,7
122,6
Carburants super
103m3
4316
4696
5028
5544
6091
Carburants ultra
103m3
1054
1261
1733
1827
1954
Combustibles aviation
103m3
1503
1610
1594
1623
1641
Kérosène
103m3
64,3
56,9
43,3
33,4
28,5
Gazole
103m3
12 483
13 188
13 602
12 886
13 075
Fioul
103Tn
1287
554
582
479
562
Lubrifiants
103m3
200
223,8
233,1
231
233,2
Graisses
103Tn
5,4
5,7
6,4
5,9
5,6
Solvants
103m3
67,9
189,3
182,7
180,8
171,8
Essences de thérébenthine
103m3
17,7
31,2
39,8
38,4
37,8
Bitumes
103Tn
566,5
571,1
603,4
496,9
563,5
Réservoir à huile à gaz
103m3
310,5
545,1
565,3
488,2
499,3
 Fioul soute
103Tn
738,5
1 034,1
1 319
1 715,7
1 657,5
Lubrifiants pour bateaux
103m3
5,8
9
8,1
6,3
6,6
Source: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.

Tableau 6 : Prix des dérivés du pétrole sur le marché intérieur (dollar/litre)

2009
2010
2011
2012
2013
01/02/2015(*)
Dérivés
S.Imp.
C.Imp.
S.Imp.
C.Imp
S.Imp.
C.Imp
S.Imp.
C.Imp
S.Imp.
C.Imp
S.Imp.
C.Imp
Carburant super :
93 Octanos
0,455
0,818
0,56
0,99
0,63
1 128
0,728
1,29
0,724
1 323
0,833
1 353
Carburant premium :
95 Octanos
0,514
0,925
0,68
1,2
0,788
1 414
0,798
1 414
0,811
1 473
0,942
1 525
Gazole
0,439
0,699
0,53
0,84
0,591
1 189
0,747
1 189
0,747
1 214
0,811
1 231
Fioul
(US$/kg)
0,395
0,48
0,43
0,52
0,465
0,628
0,516
0,628
0,531
0,646
0,538(**)
0,655(**)
Sources: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas;  (*) Ministère de l’Énergíe; (**) “Informe Mensual de Precios de la Energía » (avril 2015 Montamat y Asociados).
HT  (Hors Taxes) ; TTC (Toutes Taxes Comprises).

Entre 2009 et 2013, les prix du pétrole brut sur le marché intérieur, pour les types lourd (Escalante dans la province de Chubut) et intermédiaire (Medanito dans la province de Neuquén), sont restés inférieurs aux prix appliqués dans le monde (type WTI). En 2015, une disposition du gouvernement a mis en place une politique contraire, pour tenter de mettre fin au déclin de la production de pétrole, les prix intérieurs devenant supérieurs aux prix internationaux.

Les prix des carburants sur le marché intérieur ont la particularité d’être lestés d’une charge fiscale importante (45 % du prix de vente), contrairement aux prix appliqués aux États-Unis. Le gazole et le fioul, qui sont dérivés de la demande intermédiaire et finale, ont des charges inférieures qui atteignent respectivement 38 % et 18 %. À la différence de ce qui se produit avec d’autres ressources énergétiques (le gaz naturel et l’électricité), les prix des dérivés de pétrole ont davantage augmenté que le taux d’inflation au cours des deux dernières années (Tableau 6). Début 2015, ils sont supérieurs aux prix de la parité à l’importation et dépassent les valeurs des pays voisins, à l’exception de l’Uruguay.

 

3. Le gaz naturel, épine dorsale du bilan énergétique

Le gaz naturel est, parmi la source d’énergie primaire la plus importante d’Argentine, puisqu’il représente 54 % du total. Cependant, ses réserves prouvées ont continué de diminuer chaque année au taux annuel moyen de 5,4 %, depuis 2004, passant au dessous de la barre des 400 milliards de m3 (Gm3) depuis 2008 (Tableau 7). Ainsi, la durée des réserves prouvées a chuté de 47,6 années en 1980 à 7,9 années en 2013, ce qui a provoqué le besoin d’augmenter le volume d’importations de gaz naturel et de gaz liquéfié.

En matière de réserves prouvées, TOTAL est la principale entreprise (36,4 %), suivie de Pan American Energy (18,1 %) et YPF S.A. (14,7 %). Les 6 entreprises suivantes en possèdent 20,7 % et les 34 entreprises restantes 10,1 %. On peut constater le faible volume de réserves prouvées que possède YPF S.A., laquelle justifierait la recherche de l’autosuffisance en gaz naturel du pays. Les bassins de l’Amérique australe et de Neuquén détiennent à eux seuls les trois quarts des réserves prouvées, éclipsant ainsi les trois autres bassins restants. D’autre part, les valeurs des réserves prouvées de gaz naturel ne comprennent ni le shale gas ni le tight gas qui, pour le moment, sont considérés comme des ressources et non comme des réserves.

Tableau 7 : Réserves prouvées de gaz naturel (Mm3)

Bassin
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Amérique australe
138 223
131 609
123 704
123 638
122 799
116 219
114 041
106 559
103 945
100 781
110 653
Cuyo
509
454
312
692
519
566
925
1 081
1 062
761
744
Golfe San Jorge
38 037
36 727
35 501
43 642
41 046
42 963
44 397
45 915
48 552
48 446
47 849
Neuquén
311 019
275 065
204 665
202 543
194 326
176 889
157 613
161 535
145 292
133 700
138 960
Nord-ouest argentin
124 503
97 923
74 739
75 641
83 284
61 893
61 845
43 643
33 643
31 821
30 052
TOTAL
612 291
541 778
438 921
446 156
441 974
398 530
378 821
358 733
332 494
315 509
328 258
Source: Ministère de l’Énergie. Les réserves totales sont estimées à 332 Gm » en 2016 et 316 en 2017.

À l’image du pétrole, la baisse des réserves a provoqué une chute prononcée de la production de gaz naturel (Tableau 8), conséquence du manque d’exploration durant une longue période. Cette chute a essentiellement concerné le gaz à moyenne pression et celui à haute pression, tout en influant également sur la diminution de la production de pétrole.

Tableau 8 : Production de gaz naturel (1 000 m3)

Années
Gaz à basse pression
Gaz à moyenne pression
Gaz à haute pression  
Production totale de gaz
2004
10 898 548
28 040 948
13 444 935
52 384 431
2005
13 505 167
24 610 067
13 457 511
51 572 745
2006
15 447 804
22 728 086
13 602 640
51 778 530
2007
21 014 612
18 353 513
11 638 118
51 006 243
2008
24 228 690
15 168 753
11 117 052
50 514 495
2009
24 285 743
14 017 087
10 115 656
48 418 486
2010
24 830 356
15 493 693
6 785 273
47 109 322
2011
23 975 807
16 049 033
5 498 893
45 523 733
2012
24 720 052
15 780 768
3 622 847
44 123 667
2013
25 681 749
13 444 987
2 581 579
41 708 315
2014
27 233 586
11 550 578
2 699 646
41 483 810
Source: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.

Jusqu’en 2007, les exportations de gaz naturel dépassaient les importations. L’Argentine en exportait essentiellement vers le Chili, grâce à des gazoducs construits à cet effet et, dans une moindre mesure, vers l’Uruguay et le Brésil. En 2004, l’Argentine est parvenue à exporter 15 % de la production, en octroyant au Chili presque 22 millions m3 par jour. Cependant, suite la chute de la production, l’Argentine a commencé à diminuer ses envois, jusqu’à les interrompre totalement en 2008, les importations prenant le relais. Elles équivalaient à 26,3 % de ce qui était injecté dans tous les gazoducs en 2013. La moitié d’entre elles provenaient de la Bolivie, par l’intermédiaire de gazoducs ; l’autre moitié arrivait par voie maritime sous forme liquéfiée pour être ensuite gazéifiée et injectée dans le réseau. Le pays qui avait exporté du gaz au Chili à moins de 3 dollars le million de Btu (British Thermal Unit) a dû par la suite en importer de la Bolivie à près de 9 dollars tandis que le GNL s’achetait entre 14 et 17 dollars. En 2013, le commerce extérieur de gaz naturel révélait un solde négatif important de 5,67 milliards de dollars, soit une influence considérable sur la balance des paiements.

Le réseau de gazoducs d’Argentine, qui s’étend sur presque 15 800 km, a été construit par Gas del Estado (Annexe 2). Lorsque l’entreprise a été privatisée dans les années 1990, deux autres ont été fondées : Transportadora de Gas de Norte (TGN) et Transportadora de Gas del Sur (TGS) qui ont pris en charge ce réseau. Cela fait plus de 26 ans qu’un nouveau grand gazoduc n’a pas été construit. En 2015, le dénommé GNEA, ou Gazoduc nord-est argentine, de 4 144 km a été choisi par appel d’offres pour approvisionner les 3,5 millions d’habitants des provinces de Salta, de Formosa, de Chaco, de Corrientes, de Misiones et de Santa Fe, puisque certaines d’entre elles ne disposaient pas de ce service.

Le principal consommateur de gaz naturel est constitué des centrales électriques (33,2 %), ce qui a contribué à ne pas construire de centrales alternatives (basées sur les énergies renouvelables), qui auraient pu produire de l’électricité plus compatible avec la qualité de l’environnement. Les industries viennent ensuite (28,0 %), mais elles souffrent de coupures à répétition, du fait d’une offre déficitaire et de la priorité donnée aux consommateurs résidentiels (24,4 %). Le transport (6,4 %), avec le gaz naturel comprimé (GNC), est une autre catégorie de consommateurs dont l’importance est croissante. De ce fait, l’Argentine est l’un des pays dont le développement de l’utilisation du GNC, en lieu et place des naphtes, est le plus important, puisque 15 % du parc automobile l’utilisent avec approximativement 1 714 000  véhicules (Tableau 9).

Tableau 9 : Distribution du gaz naturel par type de consommateur (Mm3)

Année
Résidentiel
Commercial
Organismes officiels
Industries
Centrales électriques
Sous- distributeurs
  GNC
  TOTAL
2009
8 469,1
1 274,5
406,0
11 804,7
12 436,3
669,6
2 632,9
37 693,1
2010
9 182,3
1 248
428,5
12 037,8
11 519,4
727,3
2 664,2
37 807,5
2011
9 552,1
1 255
425,6
12 511,7
12 951,4
878,5
2 761,1
40 335,4
2012
10 031,8
1 343
444,2
11 661,3
14 350,4
936,7
2 785,0
41 552,4
2013
10 491,0
1 343,6
445,9
12 391,8
14 471,7
1 012,1
2 759,1
42 915,2
Source: ENERGAS.

Les prix intérieurs moyens du gaz naturel à la production sont relativement bas, soit en moyenne, moins de 2 dollars/million de Btu entre 2009 et 2013. Cette politique est considérée comme étant l’une des causes de la chute de la production. Pour tenter de corriger ce déséquilibre, le gouvernement a utilisé le plan « Gas Plus », qui garantit aux entreprises accroissant leur production un prix allant jusqu’à 7,5 dollars/million de Btu, soit un prix très supérieur au prix moyen qui atteignait 3,8 dollars en 2015, mais inférieur au prix d’importation.

Les prix moyens du gaz naturel pour les consommateurs de type résidentiel bénéficient clairement des aides de l’État. Enfin, le prix du GNC utilisé par les automobiles à moteur essence en lieu et place d’un dérivé du pétrole est bien inférieur au prix de ce dernier ; le coût des équipements de conversion est ainsi amorti en moins de six mois.

 

4. Le charbon minéral, une ressource presque oubliée

Contrairement à ce qui s’est passé en Europe, l’Amérique latine, Colombie et quelques régions très limitées d’autres pays, n’a pas été une terre du charbon minéral. Ce combustible n’a pas été utilisé par les familles et ne l’a été qu’en de très petites quantités par les industries pour produire de la vapeur. Ses seules utilisations ont été la production d’électricité et la sidérurgie (Tableau 10).

Tableau 10 : Charbon en Argentine (1 000 tonnes)

Année
Production
Importation
Centrales électriques (service public)
Centrales électriques (autoproduction)
Sidérurgie
2009
81,4
1 600,0
352,8
30,5
1 229,2
2010
64,4
1 318,1
630,6
28,8
686,1
2011
89,8
1 250,0
818,1
30,5
455,6
2012
94,9
9 62,5
962,5
25,4
5,6
2013
83,1
1 673,6
851,4
23,7
870,8
Source: Secretaría de Energía Balances Energéticos (Secrétariat de l’Énergie).

Carte 2 : Emplacement de la mine de Río Turbio (Patagonie)

Les réserves mesurées de minerai atteignaient 477,9 millions de tonnes en 2013. En leur ajoutant les réserves indiquées de 206,5 millions et les réserves inférées de 67,8 millions, on arrive à un total de 752, 2 millions de tonnes.

En 2013, Río Turbio, unique gisement en exploitation, a produit 83 000 tonnes (Carte 2). Le pic historique de la production avait atteint 1 326 254 tonnes en 1979 mais, depuis, la chute a été continue au fil des années puisque, après la privatisation de Yacimientos Carboníferos Fiscales (YCF), les investissements dans la mine de Río Turbio ont pratiquement cessé. Ainsi, le rapport entre les réserves mesurées et la production atteignait 5 740 années en 2013, ce qui souligne la sous-utilisation de cette ressource.

Cependant, comme le charbon de Río Turbio ne peut pas être économiquement cokéfiable, les centrales thermiques constituent presque l’unique marché de cette ressource. La diminution sévère de la production s’explique également par le fait que la centrale de San Nicolás était la seule en Argentine. En 2015, s’est achevée la construction d’une centrale électrique, à l’entrée de la mine de Río Turbio. Sa capacité est de 240 MWe et sa consommation de houille atteindra 1,2 million de tonnes par an. Pourtant, tant que la production de la mine ne sera pas relancée, étant donné qu’elle ne dépassait pas les 100 000 tonnes par an, l’usine devra fonctionner avec du gaz naturel ou du charbon importé.

La plus grande partie du charbon consommé est importée, cokéfiable et essentiellement destinée à l’industrie sidérurgique pour alimenter les cokeries. Le reste du charbon est utilisé par la centrale thermique de San Nicolás. La diminution de la consommation en 2012 a obéi à la crise de l’industrie sidérurgique du pays.

 

5. Énergie électrique : le difficile chemin de la diversification

Jusqu’au début des années 1990, presque tout le système électrique argentin appartenait à l’État, les entreprises Agua y Energía et Hidronor en tête. Par la suite, toutes les centrales ont été quasiment privatisées, l’État ne possédant plus que deux entreprises hydroélectriques binationales : Yacyretá (avec le Paraguay) et Salto Grande (avec l’Uruguay), en plus de deux centrales nucléaires (Embalse et Atucha I). Transener est une société d’économie mixte qui est chargée de la transmission d’électricité à haute tension. La distribution est répartie entre les entreprises privées (comme EDENOR, EDESUR et EDELAP), qui œuvrent dans les villes de Buenos Aires et de La Plata, et les entreprises provinciales qui officient sur les territoires des provinces.

CAMMESA[1] est une société d’économie mixte qui gère le Système électrique interconnecté national. L’ENRE[2] est un organisme public chargé de réglementer le système électrique national. Par ailleurs, il existe des interconnexions électriques avec le Chili, le Paraguay, l’Uruguay, le Brésil et, depuis 2015, la Bolivie.

Le potentiel hydroélectrique évalué en juin 2013 était de 33 959 MWe, avec une capacité de production de 141 900 GWh. Il avait une valeur supérieure de 8 % à la puissance installée totale du pays en 2014. Sur les 67% de ce potentiel hydroélectrique prévus pour être exploités, seulement 0,3 % était en construction, 34 % se trouvant au stade de projet, 7 % à celui des études de faisabilité, 34 % à celui d’une étude préliminaire de faisabilité et 24 % simplement recensés. Fin 2014, la puissance hydroélectrique installée correspondait ainsi à seulement 32 % du potentiel hydroélectrique évalué. Au cours des douze dernières années, la réalisation de nouvelles usines hydroélectriques semble avoir été négligée, la satisfaction de la demande revenant aux centrales thermiques avec, comme conséquence, un effet négatif sur la balance commerciale énergétique, sous la forme du poids croissant d’un gaz naturel importé à cet effet.

La puissance installée fin 2014 était principalement thermique (61 %) et, dans cette dernière, même si les cycles combinés prévalaient, l’équipement inefficace des turbines à gaz, dont le fonctionnement n’atteignait pas toujours le sommet de la courbe de charge, était toujours important. L’apport des deux centrales nucléaires en fonctionnement a atteint 3 % de la puissance installée, tandis que celui des éoliennes et des panneaux photovoltaïques était insignifiant (Tableau 11). 

Tableau 11 : Puissance installée (MWe)

Année
Turbines à gaz
Turbines à vapeur
Cycles combinés
Groupes
électrogènes diesel
Sous-total des énergies thermiques 
Énergie hydro-électrique
Nucléaire
Énergie éolienne
Énergie solaire
   TOTAL
2009
4 232,6
5 053
7 257,4
716,6
17 259,6
10 024,3
1 018
27,8
0,026
28329,7
2010
3 508,5
4 532
8 968,1
930,1
17 938,7
10 025,3
1 018
27,8
0,026
29009,8
2011
3 371,7
4 694
9 508,1
1 190,4
18 764,2
10 025,2
1 018
59,6
1,226
29868,2
2012
4 071
4 451
9 205
1 052
18 779
11 148
1 005
112
6
31 050
2013
4 074
4 441
9 205
1 074
18 794
11 095
1 010
165
8
31 072
2014
4 035
4 451
9 191
1 388
19 065
11 106
1 010
187
8
31 376
Sources : Ministère de l’Énergie (2009 – 2011) ; Anuarios Estadísticos CAMMESA (2012 a 2014) ; en 2014, 329 MW d’usines mobiles sont inclus dans les équipements électrogènes diesel (DI). 

La puissance disponible représentait approximativement 80 % de la puissance installée. Très proche de la demande maximale, cette puissance disponible a laissé au système une faible marge de réserve de 3,5 % de la puissance maximale en 2014. De fait, entre 2009 et 2014, la puissance maximale a augmenté de 4 468 MWe, tandis que la puissance installée n’a augmenté que de 3 046 MWe, ce qui a provoqué des problèmes d’approvisionnement.

La production par type de source d’énergie révèle la prédominance croissante de l’énergie thermique fossile. Elle a fait reculer chaque année l’énergie hydraulique et l’énergie nucléaire, contribuant par là à la sous-utilisation des ressources hydroélectriques, éoliennes et solaires pourtant abondantes. La contribution des nouvelles énergies renouvelables à la demande du marché électrique de gros (MEM) n’a pas dépassé 1,5 %. Les petites entreprises ont apporté la contribution la plus importante à la production hydroélectrique. On note également une lente croissance de l’énergie éolienne, parmi les sept énergies renouvelables identifiées (Lire : Argentine, la promotion des énergies renouvelables pour la production d’électricité).

Tableau 12 : Production par type d’énergie (GWh)

2009
2010
2011
2012
2013
2014
Thermique
61 386
66 465
73 573
82 495
829 53
83 265
Hydraulique
40 318
40 226
39 339
36 626
40 330
40 663
Nucléaire
7 589
6 692
5 892
5 904
5 732
5 258
Éolienne et solaire
16
356
462
629
Importations
2 040
2 351
2 412
423
342
1 390
TOTAL
111 333
115 734
121 232
125 804
129 819
131 205
Source : Anuario CAMMESA (2014).

La demande totale d’électricité par type d’utilisation est concentrée sur le MEM, dont la consommation a connu un taux de croissance annuel global de 3,9 %, entre 2009 et 2014, date à laquelle le service électrique était disponible pour presque 99 % de la population. Le volume des ventes par type de consommateur (Tableau 13) était concentré sur deux secteurs : le secteur résidentiel (35 %) et le secteur industriel (34,7 %).

Tableau 13 : Volume des ventes par secteur de consommation (GWh)

2009
2010
2011
2012
Résidentiel
31 349
33 171
35 080
37 076
Commercial
18 205
17 378
18 433
18 927
Industriel
31 061
34 268
35 918
36 806
Services de santé
1 018
1 177
1 247
1 241
Éclairage
3 368
3 468
3 842
3 870
Irrigation
822
877
1 008
1 653
Forces armées
2 803
2 971
3 183
2 087
Rural
974
984
1 055
2 490
Autres
1 640
1 577
1 647
1 287
Transport
662
674
693
543
Total
91 902
96 545
102 106
105 980
Source: Ministère de l’Énergie.

Le prix monomico[3] du marché spot horaire sans frais de transport révélait une différence très importante par rapport à ce qui était encaissé par les distributeurs (Tableau 14), étant donné l’existence d’un retard tarifaire prononcé, surtout dans la région du Grand Buenos Aires, cette différence étant couverte par les aides croissantes de l’État. Il existait un décalage entre les prix du marché de gros et les coûts marginaux de production électrique. L’application de la résolution 240 du Secrétariat de l’Énergie d’août 2003 permettait aux prix d’être fixés comme s’il existait une offre complète de gaz naturel national (sans aucun type de restrictions) et, en plus, à un prix maximal de 120 dollars/MWh sur le MEM. Ces deux éléments provoquaient un déséquilibre important par rapport aux coûts réels, ce qui générait à son tour une augmentation substantielle des aides fournies par l’État pour faire fonctionner le système électrique. Ainsi, CAMMESA avait une dette cumulée supérieure à 55 milliards de pesos en février 2015.

Tableau 14 : Prix monomico du marché spot horaire sans frais de transport (dollars/MWh)

Prix
178,8
256,3
319,5
332
389
550
Encaissement des distributeurs
56,6
56,3
55,9
82,9
95,1
95,2
Source: Anuarios de CAMMESA.

Pour finir, il convient de signaler que les déficiences de l’investissement dans la production n’avaient pas d’équivalence dans le transport et la distribution : en 2015, toutes les lignes de transport étaient interconnectés, avec plus de 14 300 km en haute tension et plus de 19 000 km correspondant aux principales entreprises de distribution (de 33 à 330 kV). Une carte détaillant le réseau de transport de l’électricité et l’emplacement des usines de production figure en Annexe 3.

 

6. La décarbonation du bilan énergétique : nouvelles énergies renouvelables et dilemme nucléaire

La prise de conscience internationale des conséquences du changement climatique implique l’adoption de mesures d’atténuation, afin de diminuer le plus rapidement possible les émissions de gaz à effet de serre (GES). Dans ce sens, une transition énergétique des systèmes très carbonés, à base de sources d’énergie fossiles, vers de nouveaux systèmes moins carbonés s’appuyant sur l’énergie nucléaire et les énergies renouvelables, s’impose dans tous les pays du monde. Mais, contrairement au consensus assez généralisé sur le besoin de développer des sources d’énergies renouvelables, comme l’énergie éolienne, l’énergie solaire ou, à moyen terme, les énergies marines, les perspectives concernant l’énergie nucléaire font l’objet de vives controverses. Alors qu’aucune nouvelle centrale nucléaire n’est plus construite dans la grande majorité des pays développés, on continue de miser dans certains pays émergents sur cette énergie, qui permet de générer une production stable d’électricité, malgré les risques qu’elle implique.

En Argentine, où il existe trois centrales nucléaires, inaugurées respectivement en 1974, en 1984 et en 2011, le gouvernement n’écarte pas l’idée d’en construire d’autres dans un avenir proche. La fabrication des éléments combustibles des centrales nucléaires d’Atucha I et d’Embalse s’est faite jusqu’en 1995 avec de l’uranium d’origine nationale. Pour cela, la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) a exploité plusieurs gisements des provinces de Salta (Don Otto), de Chubut (Los Adobes), de Córdoba (Los Gigantes) et de Mendoza (Huemul dans la ville de Marlagüe et Sierra Pintada dans la ville de San Rafael).

En 1995, suite à la chute soudaine des prix de l’uranium sur le marché international, le seul gisement encore en exploitation à Sierra Pintada, situé dans la province de Mendoza, a été arrêté. Il en a été de même pour l’importation de concentré d’uranium, tous les processus de conversion se faisant dans le pays à partir de combustible importé.

En matière de réserves certifiées, le pays dispose des 7 000 tonnes d’uranium des gisements de Sierra Pintada et Cerro Solo, auxquelles s’ajoutent les 3 000 tonnes de réserves déduites et prévues. Par ailleurs, la consommation actuelle d’uranium sera de 215 tonnes par an, quand la centrale d’Atucha II sera devenue pleinement opérationnelle. Par conséquent, si les combustibles étaient de nouveau produits dans le pays, la durée des 7 000 tonnes certifiées de réserves d’uranium serait de 33 années.

Cependant, au-delà de la question de l’origine de l’uranium utilisé, il conviendrait pour le pays d’entamer une discussion sérieuse et approfondie, pour savoir s’il est pertinent ou non de continuer à investir dans l’énergie nucléaire. En prenant en compte les risques que cette technologie implique, ainsi que le problème toujours important des déchets nucléaires, un débat sérieux à différents niveaux et une décision du Congrès s’avèrent indispensables.

Concernant les nouvelles énergies renouvelables (Tableau 15), l’énergie solaire, l’énergie éolienne, la biomasse et la petite hydroélectricité (moins de 30 MWe), on observe un contraste clair entre une forte production de biocombustibles, principalement destinés à l’exportation et au mélange avec les carburants conventionnels sur le marché local, et la faible production d’électricité à partir de ces sources. Alors que la loi établissait que leur apport devait atteindre 8 % de la production électrique totale en 2016, il n’en était qu’à 1,5 % en 2014. Le potentiel existant est cependant significatif, principalement pour les énergies éolienne et solaire.

Tableau 15 : Production d’autres énergies renouvelables (GWh)

2011
2012
2013
2014
Biodiesel
32,5
170,2
2,2
1,6
Biomasse
97,7
127
133,9
113,7
Éolienne
16
3 48,4
447
613,3
Hydroélectrique
( < o =30 MW)
876,6
1069,2
895,8
1 034,5
Solaire photovoltaïque
1,76
8,1
15
15,7
Biogaz
0
35,6
108,5
103
TOTAL
1 024,56
1 758,5
1 602,4
1 881,8
Pourcentage de la demande du MEM
couverte par les énergies renouvelables
0,9
1,4
1,3
1,5
Source : Anuario CAMMESA (2014).

L’amplitude et la diversité du territoire national offrent un immense potentiel pour les énergies éolienne et solaire, qui a peu été mis à profit jusqu’à présent, malgré les différents mécanismes d’incitation qui ont été adoptés au cours des deux dernières décennies[4] . Concernant l’énergie solaire, les cartes de rayonnement solaire du ministère de l’Énergie permettent de déduire que 11 des 24 provinces argentines présentent des valeurs moyennes annuelles supérieures à 5 kWh/m2 par jour. De ce fait, des panneaux photovoltaïques pourraient être installés dans ces provinces. Presque toutes les provinces pourraient être capables d’utiliser l’énergie solaire thermique.

Le pic de la puissance solaire totale installée en 2014 était de 8 MWe seulement et l’énergie produite était de 15,7 GWh. Quant à l’énergie éolienne, la puissance installée totale en 2014 était de 187 MWe et l’énergie produite était de 613,3 GWh. L’énergie électrique produite à partir de la biomasse s’élevait à 1,6 GWh (biodiesel), 113,7 GWh (biomasse) et 103,0 GWh (biogaz). De son côté, l’électricité produite par les petites centrales hydroélectriques en 2014 atteignait 1034,5 GWh.

Dès fin 2015, une nouvelle ère débute cependant pour les énergies renouvelables. L’État a commencé à donner un fort élan à ce secteur, en réglementant et en appliquant les avantages contenus dans la nouvelle loi de promotion des nouvelles énergies renouvelables (Loi n° 27 191). Dans ce cadre, trois séries d’appels d’offres (RenovAr 1, 1.5 y 2) ont été organisées, dont les résultats très positifs ont commencé à se concrétiser à travers de nouvelles centrales éoliennes, solaires et de biomasse dans différentes régions du pays. L’objectif fixé par la loi est que ces filières produisent 20 % de la consommation totale d’électricité en 2025, ce qui implique des efforts significatifs et soutenus en matière d’investissements pour les années à venir.

La hausse est aussi annoncée pour le bioéthanol et le biodiesel (Tableau 16). En 2014, 58 % de l’éthanol anhydre était obtenu à partir du maïs et les 42 % restants à partir de la canne à sucre. La plus grande partie du biodiesel venait de l’huile de soja et d’une petite quantité d’huiles comestibles recyclées. Les naphtes et le gazole se mélangeaient avec une quantité d’éthanol et de biodiesel pouvant aller jusqu’à 10 %, un pourcentage qui a augmenté progressivement. L’Argentine est actuellement, avec les États-Unis, l’un des plus gros producteurs mondiaux de biodiesel.

Tableau 16 : Bilan énergétique des biocombustibles (par milliers de TEP)

Bioéthanol
Biodiesel
Production
Exportation
Centrales électriques
Transport
Production
Exportation
Centrales électriques
Transport
2010
65
/
/
63
1 725
1 260
483
2011
90
/
/
89
2 307
1 545
714
2012
134
/
/
127
2 334
1 441
33
799
2013
248
/
/
248
2 034
1 149
41
844
2014
346
/
/
346
2 597
1 618
41
938
Source: Balances Energéticos (Ministère de l’Énergie).

En résumé

Le bilan énergétique de l’Argentine demeure fortement basé sur les hydrocarbures, aussi bien pour la production totale d’énergie que pour la production d’électricité. Parmi eux, le gaz naturel représente en 2015 plus de 50 % de l’offre d’énergie primaire et se substitue partiellement au pétrole, qui constitue un tiers de cette même offre. Le charbon, au contraire, représente une part insignifiante de la production d’énergie, alors que la biomasse a gagné du terrain, principalement grâce aux biocombustibles, lesquels sont cependant remis en question car ils appartiennent presque tous à la première génération.

Concernant le pétrole et le gaz, la baisse permanente de leurs réserves conventionnelles a conduit à une stagnation puis à une baisse de la production, ce qui a obligé le pays à importer une quantité croissante de ces ressources énergétiques, afin de répondre à une demande croissante. Ces dernières années, plusieurs entreprises ont commencé à investir dans l’exploitation des ressources non conventionnelles localisées dans des provinces traditionnellement dédiées à la production d’hydrocarbures (surtout à Vaca Muerta dans la province de Neuquén), ce qui devrait donner lieu à une reprise de la production.

À long terme, l’objectif est d’arriver à un bilan énergétique 100 % renouvelable, mais à moyen terme, le gaz devrait continuer à y occuper une place importante, constituant une étape de la transition énergétique. Le développement des énergies renouvelables dans le secteur électrique a été très lent, mais la situation a commencé à s’inverser à partir de 2016. Malgré les progrès récents, d’importants efforts devront encore être réalisés pour décarboner les secteurs de l’électricité, du transport, du chauffage et du refroidissement

 

Annexe 1 : Capacité de distillation (m3/jour de fonctionnement)

OPÉRATEUR
Distillerie
Distillation atmosphérique
Sous vide
Agent réducteur de la viscosité
Craquage thermique
Reformage catalytique
Coke de résidus sous vide
Coke brut réduit
Hydrocraquage
Craquage catalytique
Hydrotraitement
DAPSA
Dock Sur
1 170
245
PETROBRAS
Bahía Blanca
4 850
2 000
700
1 400
1 250
1 400
ex PASA
2 300
Total Petrobras
4 850
2 000
700
0
3 700
0
0
0
1 250
1 400
OIL COMBUSTIBLES
San Lorenzo
6 000
2 400
670
826
REFINOR S.A.
Campo Durán
4 150
500
500
AXON
Campana
14 000
7 400
1 700
4 000
4 100
2 200
SHELL C.A.P.S.A.
Dock Sur
18 000
6 500
2000
2 500
1 000
4 100
7 300
PETROLERA CRUZ DEL SUR
Dock Sur
1 000
500
YPF SA
LA PLATA
30 000
16 500
1 860
5 760
11 700
7 560
Lujan de Cuyo
20 000
10 500
1 700
6 100
6 000
6 800
2 000
Plaza Huincul
4 000
480
400
Total YPF SA
54 000
27 000
0
0
4 040
11 860
0
6 000
18 500
9 960
CASA LUJAN DE CUYO
CASA LUJAN DE CUYO
130
CASA NEUQUEN
CASA NEUQUEN
16
CASA ALSINA
CASA ALSINA
240
RASHA
Campana
1 100
SOL
Campana
FOX
Neuquén
440
General Rodriguez
Salta
General Rodriguez ESTANDART
Neuquén
35
POLIPE
Luján de Cuyo
95
New American
Maipu
PETROLERA NEUQUEN
Neuquén
530
NAO
Plaza Huincul
100
SUALIER
20
13 petites entreprises
Varios
2 719,221 364
TOTAL
105 889,2214
46 545
3 370
826
12 440
16 860
0
6 000
27 950
20 860
Source: Secrétariat de l’Énergie.

Annexe 2 : Réseau de gazoducs

Annexe 2 : Réseau de gazoducs - Source : Ministère de l’Énergie.

Annexe 3 : Usines de production et réseau de transport électrique

Annexe 3 : Usines de production et réseau de transport électrique - Source : Ministère de l’Énergie.


Notes et références

[1] En espagnol : Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico.

[2] En espagnol : Ente Nacional Regulador de la Electricidad.

[3] Il s’agit du montant total qui équivaut à un prix unique par vente ou achat d’énergie et de puissance. Il est égal au revenu ou au coût total de la vente ou de l’achat d’énergie et de puissance divisé par l’énergie totale vendue ou achetée.

[4] Bersalli G. (2017). Évaluation et évolution des politiques de promotion des énergies renouvelables : la transition des secteurs électriques en Amérique latine. Université Grenoble Alpes, 432 p.

 

Bibliographie Complémentaire

Bersalli G. (2017). Évaluation et évolution des politiques de promotion des énergies renouvelables : la transition des secteurs électriques en Amérique latine. Université Grenoble Alpes, 432 p.

Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (2015). Anuario 2014

Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (2015). Estadísticas de Petróleo y Gas (EPG)

Lara, Ignacio F. (2017), Situación Energética en Argentina. Asuntos del Sur. Buenos Aires.

Malinow, G. (2013). Potencial y desarrollo hidroeléctrico argentino. Document de travail.

Ministerio de Energía y Minería de Argentina (2015). Site web : http://www.energia.gob.ar

Montamat y Asociados (2015). Informe Mensual de Precios de la Energía.

US Energy Information Administration (2013). Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale formations in 41 Countries Outside the United States.


 

Toutes les rubriques de ce contenu.
Sommaire