Resultados del Plan Energético Nacional

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http://www.oetec.org

Resultados del Plan Energético Nacional 2004‐2019

Ricardo De Dicco

Director de Investigación Científica y Tecnológica del OETEC

Buenos Aires, 1º de Septiembre de 2014

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[email protected]‐http://www.oetec.org

Resultados de la Política Energética Neoliberal, período 1989‐2003 – Parte 1

• Privatización de YPF, Gas del Estado y SEGBA, entre otros activos estratégicos y económicamente viables del Estado Nacional.

• 10 provincias desconectadas del Sistema Argentino de Interconexión eléctrica.

• Decenas de aglomeraciones urbanas del país SIN acceso al gas natural por redes.

• Aumentos sistemáticos de las tarifas de los servicios públicos de gas por redes y de electricidad = tarifas dolarizadas, las más caras de la región.

• Alineación de precios de los combustibles líquidos con los de referencia internacional.

• Se permitían que las exportaciones de hidrocarburos beneficien a las empresas con la

libre disponibilidad del 70% de las divisas.

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Resultados de la Política Energética Neoliberal, período 1989‐2003 – Parte 2

• Drástica desinversión en exploración y desarrollo en yacimientos hidrocarburíferos.

• Drástica desinversión en transporte y distribución de energía eléctrica.

• Drástica desinversión en transporte y distribución de gas por redes.

• Paralización del Plan Nuclear.

• Deficientes políticas de uso racional de la energía y de eficiencia energética.

• Inexistencia de programas para el desarrollo de formas renovables de energía.

• No existía competividad en la industria. El aparato productivo industrial en depresión económica. Desindustrialización resultante de la irrestricta apertura a productos de manufactura extranjera.

• Privatizaciones + Desindustrialización + Flexibilización Laboral + Endeudamiento Externo

+ Desregulación económica + “Déficit Cero” = 54% de pobreza, 25% de desocupación y

conflictos sociales.

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Estado del sector energético argentino en 2003

Centrales Eléctricas Líneas Eléctricas Gasoductos

No existía ninguna obra en licitación, ni siquiera en etapa de proyecto.

• Las 2 Obras Estratégicas, Yacyretá y Atucha II, estaban paralizadas.

• Deficientes políticas de uso racional de la energía y de eficiencia energética.

• Planes de incentivos para la exploración y desarrollo hidrocarburífero: INEXISTENTE.

• Programas de desarrollo de formas renovables de energía: INEXISTENTE.

• Plan Nuclear: PARALIZADO.

• Plan de Grandes Obras Hidroeléctricas: PARALIZADO.

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Resultados del Plan Energético Nacional, período 2004‐2014 – Parte 1

El Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios gestionó entre 2004 y 2014 planes de inversión en infraestructura energética por más de AR$ 95.000 millones, de los cuales el 78% correspondieron a inversiones públicas, y el resto a mixtas y privadas. Entre los resultados obtenidos, se destacan:

• Incorporación de potencia instalada al SADI entre Mayo/2004 y Julio/2014: 9.634 MW

• Extensión de red líneas de alta y extra alta tensión 2004‐2014: 5.810 km

• Nuevos hogares con acceso al SP de electricidad 2004‐2013: 3.700.000

• 320.000 nuevos medidores comerciales e industriales conectados a la red eléctrica; 70.000 nuevos medidores rurales y de riego.

• Extensión del Sistema Nacional de Gasoductos Troncales 2004‐2013: alrededor de 2.800 km

• Nuevos hogares con acceso al SP de gas natural por redes 2004‐2013: 2.100.000

• 120.000 nuevos medidores comerciales e industriales conectados a la red de gas

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Resultados del Plan Energético Nacional, período 2004‐2014 – Parte 2

• Las inversiones correspondientes al “Plan Energético Nacional 2004‐2019” permitieron acompañar un PBI que se incrementó en más de un 80% entre 2003 y 2013, satisfaciendo las necesidades del aparato productivo nacional, la industria en particular y la mejora más que ostensible de la calidad de vida de la población.

• Más de 6 millones de ciudadanos gozan de acceso a los servicios de electricidad y gas por redes cuando antes de 2003 no lo hacían.

• De no haberse efectuado dichas inversiones, es decir, de haberse continuado con la política energética vigente durante el período 1976‐2002, el año de nuestro Bicentenario hubiera sido testigo de una grave "crisis energética", y con ella, el colapso total de la economía nacional, en sintonía fina con la actual crisis financiera de los países desarrollados.

• El Plan Energético Nacional vigente, que incluye la estratégica decisión de recuperar YPF,

reactivar los planes nuclear y de grandes obras hidroeléctricas, sumado a ello los programas

para el desarrollo de formas renovables de energía, permite satisfacer las necesidades del

aparato productivo, recuperar el autoabastecimiento energético y establecer las bases que

garanticen seguridad y soberanía energética a las futuras generaciones.

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Resultados del Plan Energético Nacional, período 2004‐2014 – Parte 3

Con un País que en 10 años acumula un crecimiento superior al 90%, donde se abrieron 220.000 empresas, que redujo el desempleo del 25 al 6,2%, que incrementó las salarios promedios en 700% colocando a Argentina del 5º al 1º puesto en salarios más altos de la región, que duplicó el parque automotor y el consumo de energía domiciliario siendo

ampliamente el más alto de la región, sólo importa el 9,4% del total de la Oferta de Energía del

País. En comparación, Brasil importa el 11% de la energía que consume y Chile el 50,2%.

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Obras finalizadas del parque generación por tipo de inversión, desde Mayo de 2004 hasta Julio de 2014 Total MW

incorporados

Tipo de inversión

MW

incorporados Obras

5.611 Pública

1.800 Finalización de obras en represa binacional Yacyretá.

1.054 Programa ENARSA Distribuida.

745** Finalización de obras en Central Nuclear Atucha II 560 Nueva central térmica Ensenada de Barragán.

500 Nueva central térmica Pilar.

350 Ampliación en represa hidroeléctrica Río Grande.

280 Nueva central térmica Brigadier López.

120 Nueva represa hidroeléctrica Los Caracoles.

130* Ampliación en central térmica Villa Gesell.

72 Programa GENREN de ENARSA y otras iniciativas.

1.660 Mixta 830 Nueva central térmica San Martín.

830 Nueva central térmica Manuel Belgrano.

2.363 Privada

1.664 Ampliaciones, cierres de ciclo, recuperaciones y nuevas centrales térmicas.

399 Programa Energía Plus.

300 Programa GENREN y otras iniciativas.

9.634 Potencia Total incorporada desde 2003 hasta Julio de 2014

Nota: *En la Central Térmica Villa Gesell fueron incorporados 79 MW, pero además se reemplazóel equipo original (de 51 MW). **El 22/07/2014 la Central Nuclear Atucha II alcanzópor vez primera el 50% de su potencia; se estima que el 100% seráalcanzado en Noviembre de este año.

Fuente: elaborado por Ricardo De Dicco en base a datos del OETEC/CLICET y del Plan Energético Nacional 2004‐2019 del Ministerio de Planificación Federal.

Aumento del parque de generación de energía, período 2004‐2014

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[email protected] ‐http://www.oetec.org

Expansión del Sistema Argentino de

Interconexión (SADI), período 2004‐2014

• Se interconectó la Patagonia con el SADI.

• Se vincularon las regiones eléctricas:

 NEA‐NOA

 Comahue‐Cuyo

• 10 provincias se incorporaron al SADI:

 Chubut, Santa Cruz, San Juan, La

Rioja, Formosa, el interior de Chaco,

el norte de Santiago del Estero, Jujuy,

Salta y el sur de Mendoza.

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Otros hitos alcanzados por el “Plan Energético Nacional 2004‐2019”

• Recuperación de YPF.

• Creación de ENARSA.

• Reactivación del Plan Nuclear Argentino.

• Plan Nacional de Obras Hidroeléctricas.

• ENARSA y el desarrollo de formas renovables de energía (Programa GENREN).

• Programas de Eficiencia Energética.

• Subsidios a la energía.

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Plan Energético Nacional 2004‐2019 en fotos

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Plan Energético Nacional 2004‐2019

Resultados de la nueva gestión pública de YPF

Ricardo De Dicco

Director de Investigación Científica y Tecnológica del OETEC

Buenos Aires, 1º de Septiembre de 2014

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Resultados de la gestión de REPSOL en YPF (Parte 1/3)

•Reservas de Hidrocarburos, período 1999‐2011: ‐65%

•Producción de Petróleo, período 1999‐2011: ‐43%

•Producción de Gas Natural, período 2004‐2011: ‐37%

• Procesamiento de Petróleo en Refinerías, período 2007‐2011: ‐19%

• Ingresos por Ventas en 2011: AR$ 56.211 millones(US$ 13.072 millones); es decir, aumentaron 223%

en relación a los ingresos obtenidos en 2003.

• Ganancias Netas en 2011: AR$ 4.445 millones(US$ 1.034 millones); es decir, aumentaron 14% en relación a las ganancias percibidas en 2003.

• Renta extraordinaria distribuida por REPSOL entre sus accionistas gracias a YPF, durante el período 1999‐2011: US$ 15.728 millones. En comparación: dividendos distribuidos por REPSOL generados por otras unidades de negocio, durante el período 1999‐2011: US$ 13.370millones.

•Entre 1998 y 1999 REPSOL se endeudócon US$ 13.158 millonespara adquirir YPF. Las ganancias percibidas por YPF entre 1999 y 2011 de US$ 15.728 millones, más la enajenación de acciones

(25,46%) cedidas al Grupo Petersenobtuvo US$ 3.359 millones, más los US$ 2.704 millones obtenidos por las ventas de acciones al Público, le permitióganar a REPSOL unos US$ 21.971 millones. Diferencia entre ingresos netos (US$ 21.971 millones) y egresos (US$ 13.158 millones): US$ 8.813 millones.

En 2011 el déficit comercial de energía ascendióa US$ 9.397 millones.

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Resultados de la gestión de REPSOL en YPF (Parte 2/3)

Fuente: elaborado por Ricardo De Dicco en base a datos de las Tablas Dinámicas de la Secretaría de Energía de la Nación. Datos consultados el 05/05/2014.

Evolución de la producción de petróleo de YPF 1999-2011 en m³

0 1.000.000 2.000.000 3.000.000 4.000.000 5.000.000 6.000.000 7.000.000 8.000.000 9.000.000 10.000.000 11.000.000 12.000.000 13.000.000 14.000.000 15.000.000 16.000.000 17.000.000 18.000.000 19.000.000 20.000.000 21.000.000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

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Evolución de la producción de gas natural de YPF 1999-2011 en millones de m³

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000 11.000 12.000 13.000 14.000 15.000 16.000 17.000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Resultados de la gestión de REPSOL en YPF (Parte 3/3)

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• 16 de Abril de 2012: Intervención Pública (Decreto 530/2012).

• 3 de Mayo de 2012: Sanción de la Ley 26.741, que declara de interés público nacional lograr el autoabastecimiento de hidrocarburos, crear el Consejo Federal de Hidrocarburos y declarar de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51% del patrimonio de YPF S.A. y de Repsol YPF Gas S.A.

• 25 de Julio de 2012: Decreto 1277/12 de Soberanía Hidrocarburífera. Comisión de

Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.

• Julio de 2013: Presentación de YPF a la provincia del Neuquén del Proyecto de Desarrollo No Convencional del Área Loma Lata Norte / Loma Campana. Aprobado el 29/08/2013.

• 23 de Abril de 2014: Sanción de la Ley 26.932. Convenio de Solución Amigable y Avenimiento de Expropiación celebrado entre la Rep. Argentina, representada por el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, y Repsol S.A., Repsol Capital S.L. y Repsol Butano S.A.

Principales hitos de la recuperación de YPF

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Principales Resultados Integrales consolidados por los ejercicios finalizados al 31 de Diciembre de los años 2013, 2012 y 2011 (en millones de Pesos Argentinos y porcentajes)

Indicadores 2013 2012 2011 V% 2013‐2012 V% 2013‐2011

Ingresos ordinarios 90.113 67.174,0 56.211,0 34,1 60,3

Utilidad bruta 21.542 16.907,0 15.068,0 27,4 43,0

Utilidad Operativa 11.160 7.903,0 7.188,0 41,2 55,3

Utilidad neta antes de impuesto a

las ganancias 14.348 8.565,0 7.586,0 67,5 89,1

Utilidad neta 5.079 3.902,0 4.445,0 30,2 14,3

Otros resultados integrales 12.031 4.241,0 1.852,0 183,7 549,6

RESULTADO INTEGRAL TOTAL 17.110 8.143,0 6.297,0 110,1 171,7

Inversiones 29.848 16.485,0 13.122,0 81,1 127,5

EBITDA 29.394 18.053,0 14.889,0 62,8 97,4

Patrimonio Neto 48.240 31.260 23.420 54,3 106,0

Nota. EBITDA: utilidad neta + intereses netos + impuesto a las ganancias + impuesto diferido + amortizaciones.

Fuente: elaborado por Ricardo De Dicco en base a datos de los Estados Contables de YPF.

Resultados de la nueva gestión pública de YPF (Parte 1/12)

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Principales Resultados Integrales consolidados de YPF S.A.

ejercicios finalizados al 31 de Diciembre de 2013, 2012 y 2011 (en mi l l ones de AR$)

0,0 4.500,0 9.000,0 13.500,0 18.000,0 22.500,0 27.000,0 31.500,0 36.000,0 40.500,0 45.000,0 49.500,0 54.000,0 58.500,0 63.000,0 67.500,0 72.000,0 76.500,0 81.000,0 85.500,0 90.000,0

2013 2012 2011

Ingresos ordinarios Utilidad bruta

Utilidad Operativa Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias

Utilidad neta Inversiones

EBITDA Patrimonio Neto

Resultados de la nueva gestión pública de YPF (Parte 2/12)

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Resultados de la nueva gestión pública de YPF (Parte 3/12)

Principales Resultados Integrales consolidados de los ejerciciosfinalizados al 30 de Junio de los años 2014, 2013, 2012 y 2011 (en millones de Pesos Argentinos y porcentajes)

Indicadores Primer Semestre

de los años 2011 a 2014 2014 2013 2012 2011 V% 2014‐

2013

V% 2014‐

2011

Ingresos ordinarios 65.994 40.575 30.934 26.282 62,6 151,1

Utilidad Operativa 10.334 4.751 4.361 4.049 117,5 155,2

Utilidad neta 4.407 2.349 2.127 2.363 87,6 86,5

Resultado Integral 16.974 5.554 3.799 3.095 205,6 448,4

Inversiones 20.588 10.792 5.544 4.534 90,8 354,1

EBITDA 18.824 11.130 8.565 7.372 69,1 155,3

Patrimonio Neto 64.725 48.240 27.219 19.038 34,2 240,0

Nota. EBITDA: utilidad neta + intereses netos + impuesto a las ganancias + impuesto diferido + amortizaciones.

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Resultados de la nueva gestión pública de YPF (Parte 4/12)

Principales Resultados Integrales consolidados de YPF S.A.

ejercicios finalizados al 30 de Junio de 2014, 2013, 2012 y 2011 (en mi l l ones de AR$)

0,0 6.000,0 12.000,0 18.000,0 24.000,0 30.000,0 36.000,0 42.000,0 48.000,0 54.000,0 60.000,0 66.000,0

2014 2013 2012 2011

Ingresos ordinarios Utilidad Operativa Utilidad neta Resultado Integral

Inversiones EBITDA Patrimonio Neto

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Resultados de la nueva gestión pública de YPF (Parte 5/12)

Comparación de la concentración económica de YPF en la producción nacional de hidrocarburos en los meses de Junio de 2014 y Abril de 2012

Hidrocarburo Junio de 2014 Abril de 2012

Petróleo 40,5% 34,7%

Gas Natural 28,0% 22,9%

Evolución de la producción de YPF en el primer semestre de 2014 y variación porcentual respecto a igual período del año anterior(en millones de metros cúbicos y porcentajes según corresponda)

Hidrocarburo Junio 2014 Variación %

2014‐2013 1º Semestre 2014 Variación % 2014‐2013

Petróleo 1,1 9,4 6,3 8,7

Gas Natural 963,1 11,9 5.625,0 10,6

(22)

Resultados de la nueva gestión pública de YPF (Parte 6/12)

Evolución de la producción mensual de petróleo de YPF 2012-2014 en m³

50.0000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 400.000 450.000 500.000 550.000 600.000 650.000 700.000 750.000 800.000 850.000 900.000 950.000 1.000.000 1.050.000 1.100.000

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

2014 2013 2012

(23)

Resultados de la nueva gestión pública de YPF (Parte 7/12)

Evolución de la producción mensual de gas natural de YPF 2012-2014 en millones de m³

500 100150 200250 300350 400450 500550 600650 700750 800850 900950 1.000

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

2014 2013 2012

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Resultados de la nueva gestión pública de YPF (Parte 8/12)

Fuente: YPF Vaca Muerta Update.

Crecimiento de la inversión de YPF en Vaca Muerta, años 2012 y 2013 (en millones de US$)

500 100150 200 250300 350 400450 500 550600 650700 750800 850900 1.000950 1.050 1.100 1.150

2012 2013

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Resultados de la nueva gestión pública de YPF (Parte 9/12)

Equipos de perforación vertical de YPF en Vaca Muerta, 2012-2014

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Abril de 2012 Diciembre de 2012 Diciembre de 2013 Marzo de 2014

(26)

Resultados de la nueva gestión pública de YPF (Parte 10/12)

Pozos en producción de YPF en Vaca Muerta, 2012-2014

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170

Abril de 2012 Diciembre de 2012 Diciembre de 2013 Abril de 2014

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Resultados de la nueva gestión pública de YPF (Parte 11/12)

Reducción del tiempo de perforación de pozos de YPF en Vaca Muerta, 2011-2014 (en cantidad de días de perforación)

0 3 5 8 10 13 15 18 20 23 25 28 30 33 35 38 40 43 45

2011 2012 2013 Marzo de 2014

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Resultados de la nueva gestión pública de YPF (Parte 12/12)

• Programa Sustenta de YPF

Presentado por YPF en Agosto/2012.

Mejorar la productividad, competitividad y calidad de los proveedores locales para sustituir importaciones de bienes industriales y servicios para la actividad petrolera.

 Según la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (ADIMRA), en 2013 se lograron sustituir US$ 37 millones, y para 2014 la intención es continuar profundizando la sustitución de bienes por insumos nacionales.

 Convenio de asistencia técnica con el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) para

diagnósticos de la oferta y la demanda, determinación de los proveedores y la industria, calidad de los productos, servicios y tecnología disponible.

• YPF Tecnología S.A. (Y‐TEC)

 Empresa de base tecnológica creada por YPF y el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET) en Octubre/2012.

 Orientada a la investigación, desarrollo, producción y comercialización de tecnologías, conocimientos, bienes y servicios asociados a las unidades de negocio de YPF.

• Programa La Universidad con YPF

• Módulos de Abastecimiento Social (MAS): 15 módulos instalados.

• YPF Energía Eléctrica S.A.

(29)

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Plan Energético Nacional 2004‐2019

Avances del Plan Nuclear Argentino. El caso del segmento de generación nucleoeléctrica

Ricardo De Dicco

Director de Investigación Científica y Tecnológica del OETEC

Buenos Aires, 1º de Septiembre de 2014

(30)

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Avances del Plan Nuclear Argentino.

El caso del segmento de generación nucleoeléctrica

CAREM‐25 Atucha II

Extensión de Vida

C.N. Embalse 4 ^ta Central

(31)

Central Nuclear Néstor Kirchner (ex Atucha II)

Esta central nuclear es propiedad de la empresa pública

Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA‐SA), quien además estáa cargo de su operación. Ubicada en proximidades de la localidad de Lima, partido de Zárate, provincia de Buenos Aires.

El 03/06/2014 iniciósu primera criticidad y el 27/06 fue sincronizada a la red eléctrica nacional. El 03/07 alcanzó30% de potencia y el 22/07 el 50% de su potencia neta. Está previsto que alcance su máxima potencia a fines de Noviembre.

Tiene una potencia bruta instalada de 745 MWe y una potencia neta de 692 MWe. Emplea uranio natural como combustible y agua pesada como moderador y refrigerante (suministrada por la Planta Industrial de Agua Pesada de la CNEA ubicada en Arroyito, provincia del Neuquén). Aportará al SADI una generación de 5.800 GWh, que representa cerca del 5% de la demanda nacional de energía y 12% de la demanda de Capital Federal y Conurbano Bonaerense; podrá sustituir 1.170 millones de m3 de gas natural importado por año y evitar la emisión a la atmósfera de 3,5 millones de toneladas de dióxido de carbono por año.

El proyecto de terminación de obras civiles/montajes electromecánicos y de puesta en marcha demandó una inversión pública de aprox. AR$ 15.000 millones y generócasi 7.000 puestos de trabajo directos.

Atucha II

(32)

Central Nuclear Néstor Kirchner (ex Atucha II)

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Proyecto CAREM‐25 de la CNEA

CAREM‐25

CAREM (Central Argentina de Elementos Modulares), diseñada por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), actualmente en construcción en proximidades de la localidad de Lima, partido de Zárate, provincia de Bs.As.

El Prototipo CAREM‐25 se basa en un reactor nuclear de 27 MWe de potencia que podrásatisfacer las necesidades de una ciudad de hasta 100.000 hab.

Este reactor podráser empleado para diferentes propósitos: generación de energía para satisfacer necesidades de grandes aglomeraciones urbanas y parques industriales, provisión de vapor de diversos usos industriales, desalinización de agua de mar o suministro de energía a empresas petroleras y mineras cuyos trabajos de explotación se encuentran en locaciones remotas.

El Proyecto CAREM‐25 ha sido beneficiado por la Ley 26.566 de 2009.

En Febrero de 2014 se iniciaron las obras civiles del CAREM‐25.

La CNEA estima una inversión pública de AR$ 3.500 millones, con 70% de suministros nacionales.

(34)

Proyecto CAREM‐25 de la CNEA

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Proyecto Extensión de Vida de Central Nuclear Embalse

Ubicada en la costa sur del Embalse Río Tercero, provincia de Córdoba.

La central es propiedad de NA‐SA, estando a cargo su operación y mantenimiento.

Tiene una potencia bruta de 648 MWe y una potencia neta de 600 MWe, emplea uranio natural como combustible y agua pesada como moderador y refrigerante (suministrada por la Planta Industrial de Agua Pesada ubicada en Arroyito, provincia del Neuquén).

Satisface las necesidades de una población de 3,7 millones de habitantes y su energía es comercializada en las provincias de Córdoba, de la región Cuyana y del Norte Argentino, en Buenos Aires, Santa Fe y Entre Ríos, sustituyendo 1.100 millones de metros cúbicos anuales de gas natural importado y cubriendo el 4% de la demanda nacional de electricidad y 22% de la demanda de la provincia de Córdoba.

El Proyecto Extensión de Vida de la Central Nuclear Embalse fue beneficiado por la Ley 26.566 de 2009.

El Ministerio de Planificación Federal y NA‐SA planificaron la extensión de vida útil de la central, para que pueda operar por otros 30 años y aumentar su potencia instalada en 35 MWe. Se estima una inversión pública de US$ 1.027 millones.

La conclusión más importante de este proyecto es que la fabricación e instalación de equipos y

componentes confirmaráque Argentina estaráen condiciones de construir los reactores CANDU con su propia Ingeniería y fabricar casi la totalidad de los componentes nucleares y convencionales, y la totalidad de las obras civiles y montajes electromecánicos.

Extensión de Vida

C.N. Embalse

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Proyecto Extensión de Vida de Central Nuclear Embalse

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Proyecto 4

^ta

Central Nuclear ‐ Atucha III ‐ Proyecto Nacional

Este nuevo equipo de generación nucleoeléctrica será emplazado en el Complejo Nuclear Atucha, donde operan Atucha I y Atucha II.

Se trata de un reactor nuclear del tipo tubos de presión, CANDU, de

aproximadamente 800 MWede potencia, de uranio natural y agua pesada.

La empresa pública Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA‐SA), quien será responsable de la construcción de la 4^ta Central Nuclear, denominada

“Proyecto Nacional”, es propietaria de la tecnología CANDU.

NA‐SA tiene una experiencia de 30 años en la operación y mantenimiento del reactor CANDU de la Central Nuclear Embalse, en la cual se estáejecutando en el presente la segunda etapa de su programa de extensión de vida.

Para este proyecto se estima una base mínima del 60% de participación de empresas de la industria metalúrgica nacional suministrando componentes y servicios de montajes electromecánicos.

Recientemente NA‐SA y laCorporación Nacional Nuclear de China (CNNC) firmaronunAcuerdo Comercial Marco para la provisiónde equipamientoy servicios para eldesarrollode la4^ta central nuclear.

El acuerdo es por un total de US$ 2.000 millones para financiar productos y servicios chinos y de terceros países, además de otros AR$ 32.000 millones en proveedores nacionales. En el acuerdo, las partes

acordaron que NA‐SA llevaráadelante el pre‐proyecto, el diseño, construcción, puesta en marcha y operación de la nueva central. Por su parte, la CNNC proporcionarásoporte técnico, servicios, equipos e instrumental, además de materiales que requiera la industria argentina para fabricar localmente

componentes destinados al proyecto.

4 ^ta Central

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Proyecto 4

^ta

Central Nuclear ‐ Atucha III ‐ Proyecto Nacional

Complejo Nuclear QinshanPhase III, China.

Complejo Nuclear Cernavoda, Rumania. Complejo Nuclear Wolsong, Corea del Sur.

Central Nuclear Embalse, Argentina.

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