Perspectivas y desafíos para el sector energético Lu 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 coA c i g ra - V I I C o n g re s o d e l M e rc a d o d e G a s 2 0 1 9 — O c t u b re 2 0 1 9
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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
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95
199
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01
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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
3
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 o
A principios de 2019, la producción de petróleo shale casi se duplicó, mientras que la de shale gas se triplicó
4
Producción de petróleo y gas
En los últimos 12 meses la producción de petróleo shale creció 65%, mientras que la de shale gas lo hizo en 74%, y alcanza el 24% de la producción.
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143
248
402
575
0
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2016 2017 2018 2019
Can
tid
ad d
e fr
actu
ras
Vista O&G
ExxonMobilWintershall
Total Austral
Tecpetrol
ShellPluspetrol
Petrolera El Trebol
Pampa Energía
PAEYPF
Promedio
Incremento de la actividad:Evolución de fracturas shale
5
Fuente: Luciano Fucello. Country Manager NCS Multistage
En agosto de 2019 las fracturas aumentaron en promedio 43% vs. el promedio de 2018.Casi 6X 2015, con mayor actividad realizada por más compañías
+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
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150
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250
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kboe
Cantidad de meses
2013
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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
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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 oResultado:
Resurgimiento de las exportaciones de gas natural
9
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
Elaboración propia sobre la base de ENARGAS.
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 oEnergía Eléctrica
Precio por fuente (con GNL regasificado)
1,0 96%
2,2 (4,1)64%
2,9 (4,7) 67%
3,5 (4,8)70%
4,2 (4,6)76%
3,40 (4,12)84%
6,2 12% 3,5 11%4,8 14%
6,1 12%
6,7 11%
11,3 11% 6,2 9%6,5 9%
8,9 8%7,7 4%8,0 4%
10,6 13% 8,4 12%10,4 7% 15,0 4%
13,7 1%
1,2
6,0 5,2 5,3 5,5
4,7
0
2
4
6
8
10
12
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2005 2015 2016 2017 2018 2019p
Cos
to P
rom
edio
Pon
der
ado
(USD
/MM
BTU
)
% s
obre
vol
umen
eq
uiva
lent
e
Local Bolivia Chile GNLR Líquidos CPP (eje der.) 11
Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o
La demanda récord de potencia del SADI fue alcanzada el 08/02/2018 a las 15:35 h, con
una temperatura promedio en GBA - Litoral de 36,9oC.
Energía eléctricaRecuperación del sector eléctrico
12
Detalle de reservas operativas del sistema en horasde demanda máxima anual de potencia, 2016—2018.
Las reservas del sistema en el pico de demanda pasaron del 1,5% en 2016 al 10,3% en 2018.
La reserva rotante mínima es de aproximadamente 5% y se requiere para operar
ante variaciones de demanda. La reserva adicional sirve para cubrir fallas imprevistas de generación o transporte sin recurrir a cortes de
generación.
De 1,5% a 10,3%
26.320 MW
380 MW1,5%
2.044 MW8,0%
2.698 MW10,3%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
2016 2017 2018
MW
Reserva parada Reserva rotante
+9,1 GW entre 2015 y 2019eRenovables de 1,9% sobre demanda dic 15 a 12% sobre demanda dic 19
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)
13
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
15
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
16
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
17
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
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-4
2017
-1
2017
-2
2017
-3
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-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
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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
18
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
632
492
85% 84%80%
78%
72%
75%78% 80%
78%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
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300
400
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2015
-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
kbb
l/d
ía
Pesado Liviano Local Liviano Importado Capacidad Instalada Cap. 4 refinerías más grandes UCI (eje der.) 19
ECP:Refinación
Refinación vs. capacidad instalada
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
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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)
MMUSD20
Res
ulta
dos
an
uale
s
I:“Combustibles y lubricantes” vs. X: “Combustibles y energía”.
ECP:Balanza comercial energética
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 oELP:
Nueva 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 “a prueba de futuro” 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
Los nuevos escenarios no sólo evalúan “qué podría pasar”, sino también “qué debería pasar” para que se materialicen.
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
23
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. 24
ELP:Producción de gas natural
Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o
90
132
0
20
40
60
80
100
120
14020
18
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
MM
m3 /
día
Electrificación Eficiente Gasificación Tendencial
ELP: Demanda final de gas natural (no usinas)
25El mayor potencial de crecimiento de la demanda final de gas (esto excluye generación) se observa en el sector de movilidad y en usos industriales como energía o como insumo de petroquímica.
6
10
26
+2,7% a.a +1,9% a.a +1,4% a.a +4,7% a.a
2939 33
23
43
5
65
6
636
4341
43
607
18
1718
24
76
106
9690
132
2018 Tendencial Eficiente Electrificación Gasificación
2030
Residencial Comercial y Público Industria Transporte
Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o
Desarrollo del mercado de gas natural• Poner en valor el potencial del no convencional de la cuenca Neuquina con nuevos usos y una
mayor penetración en condiciones de competitividad.• Continuar incrementando las exportaciones regionales.• Incrementar la capacidad de evacuación para eliminar restricciones.• Evaluar y promover la inserción de Argentina en el mercado mundial de GNL.
Sector energético• Consolidar el cambio de tendencia hacia el superávit comercial energético.• Precios de la energía compatibles con costos económicos y con las necesidades de desarrollo.• Impulsar el desarrollo de infraestructura de transmisión eléctrica que elimine restricciones y
satisfaga necesidades de corto, mediano y largo plazo.
Inserción de Argentina en las Transiciones Energéticas globales.• Incorporar a los planes de desarrollo públicos y privados el concepto de competitividad
climática en el marco de las transiciones y los esfuerzos globales.• Complementación gas natural—renovables atendiendo necesidades de flexibilidad y costos
competitivos.
DesafíosCorto, mediano y largo plazo
MuchasGracias.Luciano CaratoriSubsecretario de Planeamiento Energético
ANEXO
V03102019_dist_ext
Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c oOffshore: 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
Fuente: SsRHyC
Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o
3°T 2019 Anuncio Público Ronda 2
Elaboración del Decreto y Resolución para el llamado a Licitación
Preparación del Data Room virtualLanzamiento de la Ronda 2
PresentacionesInscripción Ronda 2
Evaluación de Bloques
1°T 2020
2°T 2020
2°S 2020
4°T 2019
Cuencas Colorado, Rawson y Argentina430.000 km2 | 7 bloques con superficie de entre 40.000 Km2 y 102.000 Km2
Offshore: Concurso Público Internacional N° 2
Fuente: SsRHyC
Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c oGas natural
Ingresos al productor de gas natural desde 2012
31
Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c oGas natural
Precios Res 1/2018
4,26
3,55
3,45
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
5,5en
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
Verano 2018 Invierno 2018 Verano 2018/2019 Invierno 2019
Usinas PPP Industria Distribuidoras GNC Otros Promedio 32
Secretaría de EnergíaP l an e am i e n t o E n e r g é t i c o
33
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%)
V03102019_dist_ext
Subsecretaría de Planeamiento EnergéticoContacto: [email protected]
Dirección Nacional de Escenarios y Planeamiento Energético
Dirección Nacional de Evaluación de Políticas y Proyectos Energéticos
Dirección Nacional de Información Energética
Contacto: Leonardo Mastronardi, [email protected]
Contacto: Oscar Natale, [email protected]
Contacto: Fernando Pino, [email protected]
Últimas versiones y datos actualizados:https://www.argentina.gob.ar/energia/planeamiento-energeticohttp://datos.energia.gob.ar/
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