El gas natural y su importancia estratÃ©gica en la IntegraciÃ³n ...

El Gas Natural y su importancia 

estratégica en la Integración 

Energética Sudamericana 

Material AREP020 – Buenos Aires, Agosto de 2005 

http://www.salvador.edu.ar/csoc/idicso/energia/energia.htm 

Seminario presentado en la Facultad de Ciencias Económicas y Jurídicas 

de la Universidad Nacional de La Pampa, Ciudad de Santa Rosa, Argentina, 

el 4 de Agosto de 2005. 

Organizado por el Movimiento por la Recuperación de la Energía de La Pampa (MORELP), IDICSO-USAL y CEPEN-UBA 

Autor: Ricardo Andrés De Dicco 

© IDICSO-USAL, 2005 

Tabla General de Contenidos 

1. Distribución asimétrica de las reservas, 

extracción y consumo de gas natural en el mundo y 

en América Latina y el Caribe. 

2. El mercado gasífero argentino. 

3. El gas natural en la Integración Energética 

Sudamericana. 

4. Los ejes estratégicos de la Integración Regional 

Sudamericana. 

Referencias bibliográficas. 

IDICSO 

Instituto de Investigación en Ciencias Sociales 

Universidad del Salvador 

Área de Recursos Energéticos 

y Planificación para el Desarrollo

Notas sobre el Autor: 

Ricardo Andrés De Dicco 

- Tesista de Lic. en Sociología, Universidad del Salvador. 

- Coordinador del Departamento de Comunicación y Tecnología del Instituto de Investigación en Ciencias 

Sociales (IDICSO) de la Universidad del Salvador. 

- Investigador del Área de Recursos Energéticos y Planificación para el Desarrollo del Instituto de Investigación 

en Ciencias Sociales (IDICSO) de la Universidad del Salvador. 

- Investigador del Centro de Estudios de Pensamiento Económico Nacional (CEPEN) de la Facultad de Ciencias 

Económicas de la Universidad Nacional de Buenos Aires (UBA). 

- Colaborador del Centro de Estudios de la Federación de Trabajadores de la Energía de la República Argentina 

(FeTERA). 

- Colaborador del Movimiento por la Recuperación de la Energía Nacional Orientadora (MORENO). 

- Colaborador del Instituto de Energía e Infraestructura de la Fundación Arturo Íllia (FAI).

1. Distribución asimétrica de las 

reservas, extracción y consumo 

de gas natural en el mundo. 

1.1. Situación Mundial 

1.2. Situación de América Latina y el Caribe

1.1. Situación Mundial

Situación Mundial. Distribución geográfica de las 

Reservas Comprobadas de Gas Natural, al 31/Dic/2003 

Reservas Comprobadas de Gas Natural 

por regiones geográficas, en %, para 2003 

(IDICSO, 2005) 

41,4 

7,8 

8,4 

América Latina y el Caribe 

Canadá 

Rusia 

Medio Oriente 

Asia/Pacífico 

0,1 

4,2 

3,1 

1 

3,6 

EE.UU. 

Unión Europea 

Ex Bloque URSS 

África 

Resto 

3,1 

27,3 

Fuente: elaboración propia en base a datos del de IDICSO-USAL (2005), Oil & Gas 

Journal (2005), BP (2004), CEDIGAZ (2004), OPEC (2004) y World Oil (2004). 

AREP020, Área de Recursos Energéticos y Planificación para el Desarrollo del IDICSO-USAL | Fecha: Agosto de 2005 

Email: idicsoenergia@yahoo.com.ar Sitio Web: http://www.salvador.edu.ar/csoc/idicso/energia/energia.htm 

Reservas Comprobadas Totales 

del Mundo en porcentajes: 

(175,8 billones de m 3 ) 

OPEP 


Federación Rusa 


Sudamérica 

Argentina 

Bolivia 

Brasil 

Colombia 

México 

Perú 

Trinidad y Tobago 

Venezuela 

OECD 

EE.UU. 

Canadá 


China 

India 

Japón 

50.5% 

41.4% 

27.3% 

4.2% 

3.5% 

0.3% 

0.4% 

0.1% 

0.1% 

0.2% 

0.1% 

0.4% 

2.4% 

8.8% 

3.1% 

1.0% 

3.1% 

1.0% 

0.5% 

0.0%

9,6 

6,7 

5,3 

Situación Mundial. Distribución geográfica de la 

Extracción de Gas Natural, al 31/Dic/2003 

Extracción Mundial de Gas Natural 



12 

21,5 


Canadá 

Rusia 



0,9 

6,2 

EE.UU. 



África 

Resto 

11 

20,1 

Fuente: elaboración propia en base a datos del IDICSO-USAL (2005), BP (2004) y 

OPEC (2004). 



6,7 

Extracción Mundial en porcentajes: 


OPEP 




Sudamérica 


Bolivia 

Brasil 

Colombia 

Chile 

México 

Perú 



OECD 

EE.UU. 

Canadá 


China 

India 

Japón 

16.1% 

9.6% 

21.5% 

6.2% 

3.9% 

1.9% 

0.4% 

0.4% 

0.2% 

0.1% 

1.4% 

0.0% 

0.9% 

1.0% 

41.7% 

20.1% 

6.7% 

11.0% 

1.3% 

1.1% 

0.0%

8,6 

5,8 

2,6 

Situación Mundial. Distribución geográfica del 

Consumo de Gas Natural, al 31/Dic/2003 

Consumo Mundial de Gas Natural 



13,3 

15,7 

2,1 


Canadá 

Rusia 



6,2 

18 

EE.UU. 



África 

Resto 

24,3 

Fuente: elaboración propia en base a datos del IDICSO-USAL (2005) y BP (2004). 



3,4 

Consumo Mundial en porcentajes: 


OPEP 




Sudamérica 


Bolivia 

Brasil 

Colombia 

Chile 

México 

Perú 



OECD 

EE.UU. 

Canadá 


China 

India 

Japón 

14.8% 

8.6% 

15.7% 

5.7% 

3.7% 

1.2% 

0.0% 

0.6% 

0.5% 

0.3% 

1.8% 

0.0% 

0.0% 

1.1% 

52.9% 

24.3% 

3.4% 

18.0% 

1.4% 

1.2% 

3.0%

1.2. Situación de 

América Latina y el Caribe

Situación de América Latina y el Caribe. Distribución geográfica 

de las Reservas Comprobadas de Gas Natural, al 31/Dic/2003 

57,1 

América Latina y el Caribe. Reservas 

Comprobadas de Gas Natural por principales 

países, en %, para 2003 


0,2 

8,3 

Argentina Bolivia Brasil 

Colombia México Perú 

Trindidad y Tobago Venezuela Chile 

10 

10,6 

3,3 

1,5 

3,3 

5,7 

Reservas Comprobadas Totales 

de la Región en porcentajes: 



Bolivia 

Brasil 

Colombia 

Chile 

México 

Perú 



SUDAMÉRICA 

8.3% 

10.6% 

3.3% 

1.5% 

0.2% 

5.7% 

3.3% 

10.0% 

57.1% 

84.3% 

Fuente: elaboración propia en base a datos del IDICSO-USAL (2005), Oil & Gas 

Journal (2005), BP (2004), CEDIGAZ (2004), OPEC (2004) y World Oil (2004). 


Email: idicsoenergia@yahoo.com.ar Sitio Web: http://www.salvador.edu.ar/csoc/idicso/energia/energia.htm


de la Extracción de Gas Natural, al 31/Dic/2003 

14,9 

América Latina y el Caribe. Extracción de Gas 

Natural por principales países, en %, para 2003 


15,6 

21,9 

0,9 

3,7 

6,3 

30,5 

Argentina Bolivia Brasil 

Colombia México Trindidad y Tobago 


Chile 

6,1 

Extracción Total de la Región 

en porcentajes: 

(167.000 millones de m 3 ) 


Bolivia 

Brasil 

Colombia 

Chile 

México 



SUDAMÉRICA 

30.5% 

6.1% 

6.3% 

3.7% 

0.9% 

21.9% 

14.9% 

15.6% 

63.2% 

Fuente: elaboración propia en base a datos del IDICSO-USAL (2005), BP (2004) 

y OPEC (2004). 




del Consumo de Gas Natural, al 31/Dic/2003 

América Latina y el Caribe. Consumo de Gas 

Natural por principales países, en %, para 2003 


8,2 

20,6 

19 

29,3 

5,3 

3,9 

Argentina Bolivia Brasil Colombia 

Chile México Venezuela Resto 

0,7 

13 

Consumo Total de la Región en 

porcentajes: 

(150.000 millones de m 3 ) 


Bolivia 

Brasil 

Colombia 

Chile 

México 


Resto 

SUDAMÉRICA 

20.6% 

0.7% 

13.0% 

3.9% 

5.3% 

29.3% 

19.0% 

8.2% 

63.5% 

Fuente: elaboración propia en base a datos del IDICSO-USAL (2005) y BP (2004). 



2. El mercado gasífero argentino 

2.1. Participación del gas natural en las matrices de consumo energético y 

suministro eléctrico. Proyección de la demanda gasífera. 

2.2. Concentración de las reservas, extracción y exportación de gas natural. 

2.3. Diversificación estratégica de los agentes económicos 

que operan en la extracción sobre la cadena gasífera 

y otros segmentos del mercado ampliado de la energía. 

2.4. Demanda interna vs. exportación.

2.1. Participación del gas natural en las matrices 

de consumo energético y suministro eléctrico. 

Proyección de la demanda gasífera.

Argentina. Matriz de Consumo 

por Fuentes de Energía Primaria, año 2003 

Argentina. Consumo energético por fuentes de 

energía primaria, para 2003 en porcentajes 


45,9% 

4,4% 

2,6% 

0,6% 

3,4% 

43% 

Consumo Total por fuentes de 

energía, en miles de toneladas 

equivalentes de petróleo 

(TEP) 

Hidroenergía 

Nuclear 

Gas natural 

Petróleo 

Carbón mineral 

Leña 

Bagazo 

Otros primarios 

3.846 

2.213 

39.889 

37.384 

544 

806 

749 

1.642 

Petróleo Gas Natural Nuclear 

Hidroenergía Carbón Mineral Otras 

TOTAL 

86.874 

Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación (2005a). 



Argentina. Matriz de Suministro Eléctrico 

para cubrir Demanda, año 2004 

Argentina. Generación Neta para cubrir 

Demanda Eléctrica, año 2004, en porcentajes 


Generación Neta para cubrir 

Demanda, en GW hora anuales 

Nucleoeléctrica 

7.313 

8,2% 

1,8% 

54,1% 

Hidroeléctrica 

Termoeléctrica 

31.821 

48.024 

Importación 

1.561 

OFERTA TOTAL 

88.719 

35,9% 

Participación por Fuentes de 

Generación del País, en % 

Nucleoeléctrica 

8,4 

Hidroeléctrica 

36,5 

Termoeléctrico 

Hidroeléctrico 


55,1 

Nucleoeléctrico 

Importación 

TOTAL PAÍS 

100,0 

Fuente: elaboración propia en base a datos de la Comisión Nacional de Energía Atómica (2005). 



Argentina. Evolución del Consumo Energético 

y del Suministro Eléctrico, período 2000-2003 

Argentina. Evolución de la participación del consumo energético por fuentes de energía primaria 

y del suministro eléctrico por fuentes de generación, período 2000-2003, en porcentajes 

Fuentes de energía 

primaria 

Hidrocarburos 

Petróleo 

Hidroenergía 

Gas Natural 

Carbón Mineral 

2000 

89,7 

46,1 

42,8 

0,8 

4,6 

2001 

90,5 

48,4 

41,4 

0,7 

4,6 

2002 

89,6 

46,1 

42,7 

0,8 

4,6 

2003 

89,5 

43,0 

45,9 

0,6 

4,4 

Fuentes de 

generación de 

energía eléctrica 


Gas Natural 

Fuel-Oil 

Gas-Oil 

Carbón 

Combustibles Nucleares 2,1 1,4 2,2 2,6 Hidroeléctrica 

35,6 44,5 46,6 40,3 

Otras (*) 

3,6 3,5 3,6 3,4 Nucleoeléctrica 

7,6 8,5 7,6 9,0 

2000 

56,8 

52,3 

2,7 

0,5 

1,3 

2001 

46,9 

45,2 

0,6 

0,4 

0,7 

2002 

45,7 

44,9 

0,2 

0,4 

0,2 

2003 

50,6 

49,6 

0,5 

0,3 

0,2 

TOTAL 

100,0 

100,0 

100,0 

100,0 

Eólica 

0,0 

0,1 

0,1 

0,1 

Nota: (*) Leña, Bagazo y otros primarios. 

TOTAL 

100,0 100,0 

Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación y Comisión Nacional de Energía Atómica. 

100,0 

100,0 



RESERVAS 

COMPROBADAS 

HORIZONTE DE VIDA 

(años) 

Argentina. Proyección de la demanda de gas natural 

Argentina. Proyección de la producción, exportación, demanda interna, nivel de reservas 

comprobadas y coeficiente reservas comprobadas / producción (R/P) de gas natural, 

período 2004-2012 (en millones de metros cúbicos) 

INDICADORES 

2004 

TOTAL PRODUCCIÓN 

NACIONAL 

52.318 56.298 59.052 61.147 63.204 66.095 67.816 69.552 72.193 

Demanda Interna (1) 33.472 35.480 37.254 38.744 39.906 41.103 42.336 43.606 44.914 

Destinos varios (2) 11.547 11.547 11.547 11.547 11.547 11.547 11.547 11.547 11.547 

Total Exportaciones 

7.299 9.271 10.251 10.856 11.751 13.445 13.933 14.399 15.732 

Export. a CHILE (3) 6.731 8.231 8.800 9.508 10.258 11.782 12.107 12.408 13.524 

Export. a BRASIL (4) 448 613 715 736 767 818 869 920 1.022 

Export. a URUGUAY (4) 120 427 736 612 726 845 957 1.071 1.186 

534.217 

10,2 

2005 

477.919 

8,5 

2006 

418.867 

7,1 

357.720 

Notas: no se considera la importación de gas natural boliviano en esta tabla. Suponiendo la cumplimentación del Gasdocuto del Norte, la importación se incrementaría 

significativamente recién a partir de 2010, demorando el agotamiento definitivo de las reservas certificadas de Argentina apenas un par de años más. No obstante, cabe 

señalar que las reservas certificadas de gas natural de Bolivia estarían agotadas hacia el año 2023, considerando los grandes volúmenes de exportación hacia Argentina a 

partir de 2010 para cubrir el 100% de la demanda interna y los cumplimientos contractuales de gas boliviano con Brasil hasta 2019. 

(1) 2004 en base a datos operativos del ENARGAS (2005) y proyección 2005-2012 calculada con tasas de crecimiento del 6% para 2005, 5% para 2006, 4% para 2007 y 

3% para el período 2008-2012. 

(2) pérdidas del sistema de transporte, venteo, consumo no fiscalizado en boca de pozo, exportaciones no fiscalizadas, etc. Cabe señalar que en 2004 el volumen sin 

destino claro fue correspondiente a 11.547 millones de m 3 , pero en 2003 fue equivalente a 13.082 millones de m 3 . 

(3) 2004 en base a datos de Secretaría de Energía de la Nación, y proyección 2005-2012 en base a datos de la Comisión Nacional de Energía del Gobierno de Chile (2003). 

(4) 2004 en base a datos de Secretaría de Energía de la Nación, y proyección 2005-2012 en base a datos del documento Prospectiva 2002 de Secretaría de Energía de la 

Nación (2003). 

Fuente: elaboración propia en base a datos operativos del ENARGAS (2005), del Boletín Anual de Hidrocarburos 2003 de la Secretaría de Energía de la Nación (2005b), de 

Prospectiva 2002 de la Secretaría de Energía de la Nación (2003) y de Proyección Demanda de Gas Natural 2003-2012 de la Comisión Nacional de Energía del Gobierno de 

Chile (2003). 

2007 



5,9 

2008 

294.516 

4,7 

2009 

228.421 

3,5 

2010 

160.605 

2,4 

2011 

91.053 

1,3 

2012 

18.860 

0,3

2.2. Concentración de las reservas, extracción 

y exportación de gas natural.

Argentina. Concentración de las reservas 

certificadas de gas natural, año 2004 

Argentina. Concentración de las reservas comprobadas de gas natural 

por propietario, año 2004 (en millones de metros cúbicos y porcentajes) 

Repsol YPF 

Total Austral (Total) 

Wintershall Energía 

Pluspetrol (Repsol YPF) 

Petrobras Energía 

Tecpetrol (Techint) 

Sipetrol Argentina (ENAP, estatal chilena) 

Subtotal 

TOTAL PAÍS 

PROPIETARIO 

Pan American Energy (BP-Amoco y Bridas) 

RESERVAS (MM de m 3 ) 

210.437 

52.803 

43.695 

43.695 

36.912 

35.021 

16.248 

7.977 

446.788 

534.217 

Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación (2005b). 

PARTICIPACIÓN (%) 

39,4 

9,9 

8,2 

8,2 

6,9 

6,6 

3,0 

1,5 

83,6 

100,0 



Argentina. Concentración de la 

extracción gasífera, años 2003 y 2004 

Argentina. Concentración de la extracción de gas natural por operador, 

años 2003 y 2004 (en millones de metros cúbicos y porcentajes) 

Repsol YPF 



Tecpetrol (Techint) 

Subtotal 

TOTAL PAÍS 

OPERADOR 

Total Austral (TotalFinaElf) 

Pan American Energy (BP-Amoco / Bridas) 

EXTRACCIÓN (MM de m 3 ) 

Año 2003 

19.920 

10.920 

5.520 

5.040 

3.600 

3.120 

48.120 

50.676 

Año 2004 

17.036 

11.244 

6.360 

4.549 

3.602 

2.777 

45.568 

52.318 

PARTICIPACIÓN (%) 

Año 2003 

100,0 

Fuente: para año 2003 elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación (2005b); para año 2004 IAPG (2005). 

39,3 

21,5 

10,9 

9,9 

7,1 

6,2 

94,9 

Año 2004 

32,6 

21,5 

12,2 

8,7 

6,9 

5,3 

87,2 

100,0 



Argentina. Concentración económica 

de la exportación gasífera, años 2003 y 2004 

Argentina. Concentración económica de las exportaciones de gas natural, 

años 2003 y 2004 (en dólares estadounidenses –FOB– y porcentajes) 

Repsol YPF 

Wintershall Energía 

Sipetrol (ENAP) 


TOTAL PAÍS 

EXPORTADOR 


Pan American Energy (BP-Amoco / Bridas) 

Total Austral (TotalFinaElf) 

Mobil Explor. & Develop. Arg. Inc. 

Total principales exportadoras 

U$S 2003 

131.370.900 

16.939.400 

28.840.000 

24.894.700 

24.267.500 

21.734.900 

16.179.400 

10.276.000 

274.502.800 

320.289.800 

Fuente: elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación. 

U$S 2004 

182.210.400 

10.572.100 

34.857.700 

30.539.600 

32.230.200 

20.614.000 

21.813.500 

14.921.700 

347.759.200 

392.413.300 

% 2003 

41,0 

5,3 

9,0 

7,8 

7,6 

6,8 

5,1 

3,2 

85,7 

100,0 

% 2004 

46,4 

2,7 

8,9 

7,8 

8,2 

5,3 

5,6 

3,8 

88,6 

100,0 



2.3. Diversificación estratégica de los agentes 

económicos que operan en la extracción sobre 

la cadena gasífera y otros segmentos del 

mercado ampliado de la energía.

Argentina. Oligopolio energético, año 2004 (I) 

Argentina. Participación de los principales conglomerados empresarios en las 

diversas fases de la cadena gasífera y en otros segmentos del mercado energético 

Conglomerado 

REPSOL YPF 

TOTAL AUSTRAL 

PAN AMERICAN ENERGY 

SCP (SOLDATI) 

PETROBRAS 

TECHINT 

Exploración 

y/o producción 

* 

* 

* 

* 

* 

* 

Segmento Gasífero 

Transporte 

(1) 

* 

* 

* 

* 

* 

* 

Distribución 

Notas: 

( * ) Se utiliza el Cuadro Modelo Daniel Azpiazu – Martín Schorr (FLACSO-CONICET). 

(1) En este eslabón se incluye tanto el transporte en el mercado interno como el vinculado con los diversos proyectos de exportación de gas existentes. 

(2) Incluye aquellas actividades en las que el gas natural constituye un insumo productivo clave (industrias química, petroquímica, siderúrgica, refinerías, 

generación térmica de energía eléctrica, etc.). 

(3) Incluye, por ejemplo, los eslabones del segmento eléctrico: generación y/o transporte y/o distribución de energía eléctrica; y otros vinculados al 

circuito productivo del petróleo: extracción, transporte, refinación, comercialización, etc. 

Fuente: elaboración propia en base a datos del Área de Economía y Tecnología de la FLACSO Argentina y del Área de Recursos Energéticos y Planificación 

para el Desarrollo del IDICSO (Universidad del Salvador). 

* 

* 

* 

* 

Otros 

(2) 

* 

* 

* 

* 

* 

Otros segmentos 

del mercado 

energético (3) 

* 

* 

* 

* 

* 

* 



Argentina. Oligopolio Energético, año 2004 (II) 

Argentina. Empresas a cargo de la oferta primaria de gas natural, del Subsistema SUR de 

Transporte con las respectivas licenciatarias de distribución y propietarias de gasoductos de 

exportación 

SUBSISTEMA SUR 

Exportación 

OFERTA 

PRIMARIA 

CUENCA NEUQUINA 

‣Repsol YPF 

‣Pecom/Petrobras 

‣Tecpetrol (Techint) 

‣Pluspetrol (Repsol YPF) 

(DE CONJUNTO ALREDEDOR DEL 85% 

DE LAS RESERVAS) 

CUENCA AUSTRAL 

‣Total Austral (TotalFinaElf) 


‣Pan American Energy 

‣Sipetrol 



T.G.S. 

CIESA 

(Petrobras Energía 

y ENRON Corp.) 

DISTRIBUIDORAS 

‣Gas Natural BAN: 

INVERGAS y Gas Natural 

Argentina SDG (ambas 

controladas por Repsol YPF). 

El 87% del gas utilizado es 

provisto por Repsol YPF 

‣MetroGAS: British Gas y 

Repsol YPF 

‣Camuzzi Gas Pampeana: 

Sodigas Pampeana (Camuzzi 

Argentina y Sempra Energy) 

‣Camuzzi Gas del Sur: 

Sodigas Sur (Camuzzi 

Argentina y Sempra Energy) 

GASODUCTOS TGS 

A Chile: 

‣Pacífico: Repsol YPF, 

TotalFinaElf, ENAP y otros 

A Uruguay: 

‣Cruz del Sur: Pan American 

Energy, British Gas, 

Wintershall Energy y ANCAP 

GASODUCTOS 

PRODUCTORES 

A Chile: 

‣Methanex YPF: Repsol YPF 

‣Methanex PA: Pan 

American Energy 

‣Methanex SIP: Sipetrol 

Fuente: IDICSO-FLACSO, 2004.

Argentina. Oligopolio Energético, año 2004 (III) 

Argentina. Empresas a cargo de la oferta primaria de gas natural, del Subsistema NORTE de 

Transporte con las respectivas licenciatarias de distribución y propietarias de gasoductos de 

exportación 

SUBSISTEMA NORTE 

Exportación 

OFERTA 

PRIMARIA 

CUENCA NOA 

‣Repsol YPF 


‣Tecpetrol (Techint) 

‣Pluspetrol (Repsol YPF) 



CUENCA NEUQUINA 

‣Total Austral (TotalFinaElf) 


‣Pan American Energy 

‣Sipetrol 



Fuente: IDICSO-FLACSO, 2004. 

T.G.N. 

GASINVEST 

(CGC -Soldati-, CMS 

Energy, TotalFinaElf, 

Techint, Petronas y 

Meller) 

DISTRIBUIDORAS 

‣GASNEA: Pan American Energy, F.A.T. Luz 

y Fuerza y Provincia de Entre Ríos 

‣Litoral Gas: TIBSA (Tractebel y Techint) 

‣Centro: Inversora de Gas del Centro, 

Sideco Americana, Lousiana Gas & Energy y 

Sociedad Italiana per il Gas 

‣Cuyana: Inversora de Gas Cuyana, Sideco 

Americana, Lousiana Gas & Energy y 

Sociedad Italiana per il Gas 

‣GASNOR: GASCART (Cartellone y GASCO) 

‣Gas Natural BAN: INVERGAS y Gas Natural 

Argentina SDG (ambas controladas por 

Repsol YPF). El 87% del gas utilizado es 

provisto por Repsol YPF 

GASODUCTOS TGN 

A Chile: 

‣GasAndes: CGC (Explore y 

Soldati), TotalFinaElf, MetroGAS 

(British Gas y Repsol YPF) y AES 

Gener 

‣Norandino: Gasoducto 

Norandino Argentino (Techint), 

Tractabel y Southern Co. 

A Uruguay: 

‣Petrouruguay: CGC 

A Brasil: 

‣Uruguayana: TGM (CGC, 

TotalFinaElf, Techint, CMS 

Energy y Petronas) 

GASODUCTOS 

PRODUCTORES 

A Chile: 

‣Atacama: Astra, Pluspetrol 

(ambas de Repsol YPF), y CMS 

Energy

Argentina. Oligopolio energético, año 2004 (IV) 

Argentina. Composición del capital social de las licenciatarias para el transporte y distribución troncal de gas 

natural, año 2004 

LICENCIATARIAS PARA TRANSPORTE 

COMPOSICIÓN DEL CAPITAL SOCIAL (en %) 

Transportadora de Gas del Norte SA (TGN) 

Transportadora de Gas del Sur SA (TGS) 

LICENCIATARIAS PARA DISTRIBUCIÓN 

Gas Natural Buenos Aires Norte SA (Gas Natural BAN) 

MetroGAS SA 

Camuzzi Gas Pampeana SA 

CamuzziGasdelSur SA 

GASNOR SA 

Litoral Gas SA 

GASNEA SA 

Distribuidora de Gas del Centro SA 

Distribuidora de Gas Cuyana SA 

70,44% GASINVEST (16,08% CGC -Soldati-, 29,42% CMS Energy, 19,22% Total, 19,22% 

Techint, 12,81% Petronas y 3,15% Meller) y 29,4% CMS Gas de Argentina. 

70%: CIESA (50% Petrobras Energía y 50% ENRON Corp.) y 30% participación restante: 

inversores privados. 

COMPOSICIÓN DEL CAPITAL SOCIAL (en %) 

51% INVERGAS (72% Repsol YPF), 19% Gas Natural Argentina SDG (72% Repsol YPF) y 

30% restante inversores privados. 

70% Gas Argentino (54,67% British Gas International y 45,33% Repsol YPF), 20% 

inversores privados y 10% PPP.(*) 

86,09% Sodigas Pampeana (Camuzzi Argentina y la estadounidense Sempra Energy 

International), 13,65% inversores privados y 0,26% PPP.(*) 

90% Sodigas Sur (Camuzzi Argentina y la estadounidense Sempra Energy International) y 

10% PPP.(*) 

100% GASCART (la chilena Compañía de Consumidores de Gas de Santiago y la 

argentina José Cartellone Construcciones Civiles). 

90% TIBSA (70% la belga TRACTABEL y 30% la argentina Techint) y 10% PPP.(*) 

14,5% Pan American Energy, 49% F.A.T. Luz y Fuerza y 20% Provincia de Entre Ríos. 

51% Inversora de Gas del Centro (75,19% Lousiana Gas & Energy; 24,81% Sociedad 

Italiana per il Gas), 21,60% Sideco Americana, 7,65% Lousiana Gas & Energy, 9,75% 

Sociedad Italiana per il Gas y 10% PPP.(*) 

51% Inversora de Gas Cuyana (51% Sideco Americana; 24% Lousiana Gas & Energy; 

25% Sociedad Italiana per il Gas), 4,59% Sideco Americana, 2,16% Lousiana Gas & 

Energy, 2,25% Sociedad Italiana per il Gas, 30% Estados Provinciales y 10% PPP.(*) 

Nota: (*) Programa de Propiedad Participada. 

Fuente: elaboración propia en base a estados contables y balances de las prestatarias hasta 2003 o 2004, según el caso. 



2.4. Demanda interna vs. exportación.

Argentina. Evolución de la exportación gasífera, período 2000-2004 

Argentina. Evolución de la exportación gasífera, período 2000-2004 (en millones de metros cúbicos y porcentajes) 

AÑO 

TOTAL EXPORTADO 

MM de m3 % 

CHILE 

MM de m3 

% 

BRASIL 

MM de m3 

% 

URUGUAY 

MM de m3 

% 

2000 

4.592 

54,0% 

4.391 

48,9% 

164 

100,0% 

37 

60,9% 

2001 

5.892 

28,3% 

5.116 

16,5% 

742 

352,4% 

34 

-8,1% 

2002 

5.886 

-0,1% 

5.314 

3,9% 

550 

-25,9% 

22 

-35,3% 

2003 

6.764 

14,9% 

6.285 

18,3% 

411 

-16,2% 

68 

209,1% 

2004 

7.299 

7,9% 

6.731 

7,1% 

448 

9,0% 

120 

76,5% 

Fuente: elaboración propia en base a datos operativos, varios años, del ENARGAS. 

Finalizado el ejercicio 2004 las exportaciones totales de este gas natural se 

incrementaron casi un 8% respecto al año anterior, es decir, totalizaron 7.299 MM de 

m 3 . En el caso de las exportaciones destinadas a Chile, el incremento fue superior al 

7% en relación al año 2003, equivalentes a 6.731 MM de m 3 ; las exportaciones 

efectuadas a Brasil aumentaron un 9%, alcanzando 448 MM de m 3 ; y las exportaciones 

realizadas a Uruguay se incrementaron más del 76%, alcanzando 120 MM de m 3 . Del 

total de las exportaciones de gas natural registradas el año pasado, 92,2% se 

destinaron a Chile, 6,2% a Brasil y a Uruguay el 1,6% restante. 

Los incumplientos contractuales de las productoras gasíferas que operan en Argentina 

respecto a sus clientes chilenos durante 2004 en relación a 2003 fue de apenas un - 

3%; pues, según ENARGAS, y como fuera mencionado antes, el volumen exportado en 

2004 fue equivalente a 6.731 millones de m 3 , y según la Comisión Nacional de Energía 

del Gobierno de Chile (2003) el volumen pactado debía corresponder a 6.934 millones 

de m3 (un déficit de apenas -203 millones de m 3 ). AREP020, IDICSO-USAL | Fecha: Agosto de 2005 

Email: idicsoenergia@yahoo.com.ar

Argentina. Hogares sin provisión de 

gas natural por redes, año 2001 (I) 

Argentina. Hogares afectados por la carencia de provisión 

de gas natural por redes, año 2001 (en porcentajes y números absolutos) 

REGIÓN GEOGRÁFICA 

HOGARES AFECTADOS 

% 

Absolutos 

NEA (Corrientes, Chaco, Formosa y Misiones) 

NOA (Catamarca, Jujuy, Salta, Santiago del Estero y Tucumán) 

PAMPEANA (Buenos Aires, Córdoba, Entre Ríos y Santa Fe) 

CUYO (La Rioja, Mendoza, San Juan y San Luis) 

METROPOLITANA (Conurbano Bonaerense) 

PATAGONIA (Chubut, La Pampa, Neuquén, Río Negro, Santa Cruz 

y Tierra del Fuego) 

TOTAL PAÍS 

99,7 

41,2 

28,7 

19,4 

16,4 

2,2 

29,3 

810.786 

387.919 

1.060.123 

128.200 

559.062 

10.539 

2.956.629 

Fuente: EQUIS (2004), sobre la base del Censo Nacional 2001 elaborado por el Instituto Nacional de 

Estadísticas y Censos (INDEC). 



Argentina. Hogares sin provisión de 

gas natural por redes, año 2001 (II) 

I. Durante la gestión privada, el sistema de gasoductos del mercado interno no tuvo 

expansión alguna. 

II. No obstante, entre 1993 y 2000 los productores y prestatarias de transporte y 

distribución de gas natural percibieron una masa extraordinaria de ganancias como 

resultado de los aumentos tarifarios sistemáticos –ilícitos, ya que violaban el propio Marco 

Regulatorio y la Ley de Convertibilidad–, la que no se destinó a la expansión de la red troncal de 

gasoductos que abastece al mercado interno, sino más bien una parte de los capitales 

acumulados fueron transferidos al exterior y otra parte destinada a la construcción (a partir 

de 1996) de 10 nuevos gasoductos de exportación (7 hacia Chile, 2 a Uruguay y 1 a Brasil). 

III. Por consiguiente, la población afectada por la carencia de provisión de gas natural por 

redes como resultado de la gestión privada y nula regulación y planificación estatal se fue 

incrementando hasta llegar a los 13.461.000 ciudadanos argentinos en 2001 (36,1% de la 

población), según el Censo Nacional de Población 2001 publicado por el INDEC. 

IV. A modo ilustrativo, casi el 100% de los hogares de las provincias del Noreste argentino 

(NEA) carece de provisión de gas natural por redes. En su defecto, un 80% de los ciudadanos 

argentinos sin acceso al gas natural consumo gas licuado de petróleo (GLP) envasado en 

garrafas, y el 20% restante quema plásticos, residuos vegetales-animales, cartones, 

kerosene, leña, etc. 

V. Cabe señalar que poco más del 58% de los ciudadanos que carecen de provisión de gas 

natural por redes viven por debajo de la línea de pobreza. 



Argentina. Concentración económica del 

Mercado de Gas Licuado de Petróleo (GLP), año 2003 (I) 

Participación de las empresas en la producción nacional de 

GLP a granel para fines de 2003 


19,6 % 

27,3 % 

4,3 % 

4,7 % 

5,3 % 

8,5 % 

11,3 % 

19,0 % 

Repsol YPF C. Mega TGS Total Austral 

ESSO Petrobras Shell Resto 

Fuente: elaboración propia en base a datos de las empresas del sector. 




Mercado de Gas Licuado de Petróleo (GLP), año 2003 (II) 

Participación de las empresas en la comercialización del 

mercado fraccionador de GLP para fines de 2003 


28,0 % 

37,3 % 

9,0 % 

25,7 % 

Repsol YPF Gas Total Gaz Shell Gas Resto 

Fuente: elaboración propia en base a datos de las empresas del sector. 




Mercado de Gas Licuado de Petróleo (GLP), año 2003 (III) 

El mercado argentino de GLP se encuentra altamente concentrado. Para fines de 

2003, el 88,6% de la producción a granel estaba controlada por 8 empresas: 27% 

por Repsol YPF en forma directa, 19% por Compañía Mega (38% de Repsol YPF, 34% 

de Petrobras y 28% de Dow Chemical Co.), 11,3% por TGS (controlada por Petrobras y 

ENRON), 8,5% por Total Austral, 8,5% por Refinor (71,5% de Repsol YPF y 28,5% de 

Petrobras), 5,3% por ESSO, 4,7% por Petrobras y 4,3% por Shell. 

Es decir, considerando las relaciones horizontales entre Compañía Mega, Petrobras, 

TGS, Refinor y Repsol YPF, las firmas Repsol YPF y Petrobras concentraban para 

fines de 2003 casi el 70% de la producción nacional de GLP a granel, en base a datos 

de la Secretaría de Energía de la Nación. En base al informe “Área de Negocio” de 

Repsol YPF para fines de 2004 esta empresa concentraba el 30% de la producción 

nacional en forma directa. 

Al analizar la comercialización de GLP en el mercado fraccionador, se observa que 

para fines de 2003 el 72% se concentraba en 3 empresas: 37,3% Repsol YPF Gas, 

25,7% Total Gaz y 9% Shell Gas. En base al informe “Área de Negocio” de Repsol 

YPF para fines de 2004 esta empresa concentraba el 35,5% de la comercialización 

en forma directa. 



Residencial 

6.910 

20,6% 

Argentina. Distribución del consumo gasífero, año 2004 

Argentina. Gas natural: total entregado por tipo de usuario, año 2004 (en millones de metros cúbicos de 9.300 kcal y 

porcentajes de participación) (1) 

Comercial 

1.119 

3,3% 

Entes Oficiales 

369 

1,1% 

Notas: 

(1) Total gas entregado a usuarios finales (incluye usuarios de distribución, by pass comercial, by pass físicos, RTP Cerri y usuarios en boca de pozo). 

(2) Incluye RTP-Cerri (ver Cuadro II.02.02). (3) Incluye consumos de gas en boca de pozo. 

Fuente: ENARGAS, 2005 (http://www.enargas.gov.ar). 

Industria (2) 

11.226 

33,5% 

Centrales Eléctricas (3) 

10.344 

30,9% 

SDB 

460 

1,4% 

GNC 

3.044 

9,1% 

TOTAL 

33.472 

100,0% 

Fuente: ENARGAS. 

AREP020, Área de Recursos Energéticos y Planificación para el Desarrollo del IDICSO–USAL 

Fecha: Agosto de 2005 | Email: idicsoenergia@yahoo.com.ar 

Sitio Web: http://www.salvador.edu.ar/csoc/idicso/energia/energia.htm

Argentina. Evolución de la extracción, demanda 

interna y exportación de gas natural, 

período 1996-2004 

Argentina. Gas natural: evolución de la extracción total, demanda interna, exportación y volúmenes con destino 

desconocido, período 1996-2004 (en millones de metros cúbicos y porcentajes) 

AÑOS 

TOTAL 

EXTRAÍDO 

(MM de m 3 ) 

Variación 

% 

respecto 

año 

anterior 

DEMANDA 

INTERNA 

(MM de m 3 ) 

Variación 

% 

respecto 

año 

anterior 

EXPORTACIÓN 

(MM de m 3 ) 

Variación 

% 

respecto 

año 

anterior 

VOLUMEN 

DESTINO 

DESCONOCIDO 

(MM de m 3 ) 

Variación % 

respecto 

año anterior 

1996 

1997 

1998 

1999 

2000 

2001 

2002 

2003 

2004 

34.649 

37.074 

38.630 

42.400 

44.815 

45.916 

45.770 

50.676 

52.318 

13,8 

7,0 

4,2 

9,8 

5,7 

2,5 

-0,3 

10,7 

3,2 

26.420 

26.930 

27.260 

30.175 

31.238 

28.787 

27.990 

30.830 

33.472 

7,7 

1,9 

1,2 

10,7 

3,5 

-7,8 

-2,8 

10,1 

8,6 

11.547 

Fuente: elaboración propia en base a datos operativos, varios años, del ENARGAS y de los anuarios de combustibles, varios años, de la Secretaría de Energía 

de la Nación. 

4 

682 

1.984 

2.981 

4.592 

5.892 

5.886 

6.764 

7.299 

190,9 

50,3 

54,0 

28,3 

-0,1 

14,9 

7,9 

8.225 

9.462 

9.386 

9.244 

8.985 

11.237 

11.894 

13.082 

39,3 

15,0 

-0,8 

-1,5 

-2,8 

25,1 

5,8 

10,0 

-11,7 



Desenvolvimiento anárquico del 

mercado ampliado de la energía (I) 

I. Los activos estratégicos y económicamente viables del Estado enajenados por la 

Administración Menem, con la gestión privada fueron dilapidados y/o transferidos al 

exterior, al igual que los técnicos altamente calificados. 

II. Tras la desintegración vertical y horizontal de los segmentos petróleo, gas y 

electricidad llevadas a cabo con las privatizaciones, un puñado de empresas integró 

vertical y horizontalmente tales segmentos; es decir, participando éstas en cada uno 

de los eslabones de las cadenas productivas mencionadas (desde la extracción de la 

materia prima hasta la comercialización mayorista/minorista y consumo industrial del producto 

final), conformando así un mercado de competencia extremadamente imperfecto y 

violando los marcos regulatorios creados durante las reformas estructurales. 

III. Los aumentos sistemáticos de combustibles y tarifas de servicios públicos de la 

energía aplicados en los ’90 violaron el Régimen de Convertibilidad (Ley Nº 23.928, de 

1991) y los marcos regulatorios de los segmentos gas (Ley Nº 24.076, de 1992) y 

electricidad (Ley Nº 24.065, de 1992); los correspondientes al período 2002-2005 son 

violatorios de la Ley Nº 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen 

Cambiario (de 2002). Esto sugiere que no parece haber seguridad jurídica que 

conforme a los "inversores". 

IV. La expansión de la red troncal de gasoductos y de la red de alta tensión de 

energía eléctrica que abastecen al mercado interno nunca tuvo lugar (violatorio de los 

marcos regulatorios), pese a la captación de rentas extraordinarias (transferidas al exterior 

y/o “invertidas” en gasoductos de exportación). AREP020, IDICSO-USAL | Fecha: Agosto de 2005

Desenvolvimiento anárquico del 

mercado ampliado de la energía (II) 

V. Los permisos de exploración y concesiones de explotación hidrocarburífera 

adjudicados con la entrega de las áreas centrales y marginales de las cinco cuencas 

productivas del país violaron escandalosamente la Ley Nº 17.319 de Hidrocarburos 

(de 1967). 

VI. La alta dependencia hidrocarburífera, la nula inversión de capital de riesgo en 

exploración, el escaso desarrollo de fuentes alternativas de energía y las 

exportaciones violatorias (de hidrocarburos y derivados), así como el divorcio del Estado 

de sus funciones básicas, han dejado al país al borde del abismo energético. 

Como resultado de ello, Argentina cuenta con menos de una década de disponibilidad 

de petróleo y gas natural. 

Es responsabilidad de la actual Administración recuperar el control del subsuelo por 

la vía legal para captar su renta y desarrollar a través de ésta fuentes de energía 

primaria alternativas a los hidrocarburos (nuclear, hidroenergía y eólica) y combustibles 

alternativos a los derivados del crudo (biocombustibles, hidrógeno, etc.). 

Caso contrario, el propio subdesarrollo continuará siendo insostenible, sin posibilidad 

para lograr un desarrollo económico autónomo por medio de un proceso de 

reindustrialización y avance científico-técnico. 

Quedarán hipotecadas las oportunidades de participar en una Integración Regional 

Sudamericana, así como cualquier posibilidad de construir un país soberano. 



3. El gas natural en la 

Integración Energética Sudamericana 

3.1. Potencial gasífero sudamericano: distribución geográfica de las 

reservas, extracción y consumo. 

3.2. La farsa del “anillo energético” sudamericano 

que promueven las transnacionales. 

3.3. El Cono Energético de los Pueblos Sudamericanos.

Comunidad Sudamericana de Naciones. 

Potencial Gasífero al 31/Dic/2003 

Distribución geográfica de la concentración de reservas certificadas de gas natural de los 

países miembros de la Comunidad Sudamericana de Naciones, al 31/Dic/2003 (en millones de 

metros cúbicos, y participación porcentual de reservas a nivel mundial y regional) 

PAÍS 

RESERVAS ( * ) 

(millones de m 3 ) 

Participación 

Mundial 

(%) 

Participación en 

América Latina y 

Caribe (%) 

Participación en 

Sudamérica 

(%) 

ARGENTINA 

612.000 

0,3 

8,3 

9,8 

BOLIVIA 

782.000 

0,4 

10,6 

12,5 

BRASIL 

245.000 

0,1 

3,3 

3,9 

COLOMBIA 

114.000 

^ 

1,5 

1,8 

CHILE 

19.000 

^ 

0,2 

0,3 

PERÚ 

247.000 

0,1 

3,3 

4,0 

VENEZUELA 

4.220.000 

2,4 

57,1 

67,7 

TOTAL SUDAMÉRICA 

6.235.000 

3,5 

84,4 

100,0 

Notas: ( * ) cifras redondeadas | ^ inferior a 0,1%. 

Fuente: elaboración propia en base a datos del IDICSO-USAL (2005), Oil & Gas Journal (2005), BP (2004), CEDIGAZ (2004), OPEC (2004) y 

World Oil (2004). 




Distribución geográfica de las RESERVAS COMPROBADAS de 

gas natural: 6,3 billones de metros cúbicos al 31/Dic/2003, 

en porcentajes 


9,8 

12,5 

3,9 

1,8 


Distribución geográfica de las 

reservas, extracción y consumo 

de gas natural al 31/Dic/2003 

67,7 

4 


Chile Perú Venezuela 

0,3 

Comunidad Sudamericana de Naciones. Distribución 

geográfica del CONSUMO de gas natural: 95.250 millones de 

metros cúbicos al 31/Dic/2003, en porcentajes 


1,2 

29,9 

32,4 


Distribución geográfica de la EXTRACCIÓN de gas natural: 

105.700 millones de metros cúbicos al 31/Dic/2003, en 

24,7 

porcentajes 


0,5 

8,3 

6,1 

20,3 

1,3 

0,5 

1,5 

48 


Chile Perú Venezuela Resto 

5,8 

9,9 

9,6 


Chile Perú Venezuela 

Fuente: elaboración propia en base a datos del IDICSO-USAL (2005), 

Oil & Gas Journal (2005), BP (2004), CEDIGAZ (2004), OPEC (2004) 

y World Oil (2004). 



Propuesta de Anillo Energético Sudamericano en base a gas natural peruano 

(Proyecto Camisea) 

⇓ 

LA FARSA DEL ANILLO ENERGÉTICO SUDAMERICANO DE LAS TRANSNACIONALES: 

Iº El Proyecto Camisea se originó con el fin de exportar gas natural licuado (GNL) a la Costa 

del Pacífico de México (y en forma indirecta al Estado California, EE.UU.), y abastecer 

parcialmente al mercado doméstico del país andino (principalmente a los aglomerados urbanos 

Lima y Callao). Sus principales operadores son Pluspetrol (Repsol YPF) y un consorcio de 

petroleras estadounidenses denominado Aguaytia Energy. 

IIº Perú concentra apenas el 4% de las reservas gasíferas de Sudamérica (muy por debajo de 

la mitad de las reservas argentinas). Si tuviera que cubrir el déficit de exportación futura de 

Argentina a Chile, más parte de las necesidades energéticas de Argentina, Brasil y Uruguay, 

considerando, además, los volúmenes de exportación comprometidos con México, el gas 

peruano se agotaría en menos de cuatro años (es imposible que tantas petroleras destinen errónea 

y simultáneamente U$S 2.500 millones a un proyecto que no cierra por ninguna parte). 

IIIº El Art. 4 de la Ley Nº 27.133 señala: “Se considera garantizado el abastecimiento de 

Gas Natural al mercado nacional [peruano], cuando las reservas probadas del Productor 

alcancen para abastecer la demanda futura, determinada según lo señalado en el Contrato; 

para un período mínimo definido en el Contrato, el cual no podrá ser menor a un horizonte 

permanente de 20 años”. Esto sugiere que no habría lugar para la exportación. No obstante, 

en Junio de 2005 se sancionó la Ley Nº 28.552, que modifica el Art. 4 de la Ley Nº 27.133, 

donde ahora sólo dice: “Garantizar el abastecimiento al mercado nacional de Gas Natural”. 

IVº La verdadera razón, ocultada por cierto, del tan anunciado anillo energético que 

distribuiría gas peruano a Chile, Argentina, Brasil y Uruguay (además de México y EE.UU.), es la 

manipulación de la política exterior de estos países (especialmente Argentina y Brasil) como 

mecanismo de extorsión de las transnacionales que operan en Bolivia (Repsol YPF, Petrobras, 

Total y British Gas). El título de esta farsa debería ser: “El Anillo de la Extorsión para Bolivia”…

ALTERNATIVA: EL CONO ENERGÉTICO DE LOS PUEBLOS SUDAMERICANOS 

Iº La Comunidad Sudamericana de Naciones puede y debe formular e implementar un plan de 

integración energética de largo plazo que tenga como fin satisfacer los requerimientos de sus 

estructuras económicas, de modo que los aparatos productivos nacionales de la región tengan 

acceso a fuentes de energía abundantes y baratas, a los efectos de llevar a cabo un proceso de 

reindustrialización y avance científico-técnico autónomo en un contexto de Integración Regional 

Sudamericana (energética-industrial-tecnológica) que eleve las condiciones de vida de nuestros 

pueblos. 

IIº El sector energético es a la infraestructura material básica, el equivalente de la educación 

para la configuración cultural esencial. Ningún país será realmente soberano mientras no tenga 

asegurado el control y planificación irrestricta de estas áreas, pues la soberanía, en la práctica, 

se manifiesta en la elevación de las condiciones de vida del pueblo. 

Para tales efectos, es necesario concretar los proyectos PetroSur y Gas del Sur (en el marco de 

PetroAmérica, incluyendo en un sentido más amplio a Petrocaribe), construir redes de gasoductos y 

electroductos, refinerías y petroquímicas, compartir las riquezas gasíferas y petrolíferas de 

Venezuela y los recursos hídricos que abundan en gran parte de la región, socializar el 

conocimiento en materia de tecnología nuclear por parte de Argentina y Brasil, garantizar y 

declarar el acceso a la energía como un derecho humano y fijar los precios de combustibles y 

tarifas de gas y electricidad de acuerdo a los precios relativos de las economías locales. 

IIIº Por otra parte, urge la necesidad de controlar la diversificación estratégica de los agentes 

económicos privados que operan en los mercados ampliados de la energía y castigar sus 

prácticas mafiosas, así como también prohibir la exportación de hidrocarburos y derivados en 

países con escaso desarrollo de sus mercados domésticos o cuando los horizontes de vida de sus 

respectivas reservas sean inferiores a los 15 años, limitar la dependencia económica, tecnológica 

y cultural con los países centrales, interrumpir los tratados de "libre comercio" promovidos por 

EE.UU. o por cualquier miembro del G-7, Rusia y China, hasta tanto sean beneficiosos para las 

partes involucradas, y rechazar los lineamientos propositivos de los organismos internacionales 

de crédito. 

AREP020, Área de Recursos Energéticos y Planificación para el Desarrollo del IDICSO-USAL | Fecha: Agosto de 2005

4. Los ejes estratégicos de la 

Integración Regional Sudamericana

EJE DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA E HIDROGRÁFICA. 

- CONO ENERGÉTICO: PETROAMÉRICA: PETROSUR y GAS DEL SUR (en un sentido 

más amplio Petrocaribe). 

Integración de la cadena hidrocarburífera: redes de oleoductos, gasoductos y 

electroductos. Refinerías, Petroquímicas y Centrales Eléctricas (en particular 

nucleoeléctricas) bajo la gestión y planificación de los Estados nacionales. 

Desarrollo de la tecnología nuclear para la generación de energía eléctrica, 

extracción de crudos pesados, producción de hidrógeno-vehicular y 

procesamiento de radioisótopos (en este punto en particular cobra relevancia la 

transferencia-socialización de conocimiento y tecnología por parte de Argentina y Brasil). 

Objetivos: Brindar acceso a la energía a todos los ciudadanos de la región (el 

acceso a la energía es un derecho humano y obligación de los Estados), optimización de 

costos y ventajas competitivas de los aparatos productivos de las unidades 

nacionales ⇒ reindustrialización y avance cientítico-técnico autónomo en un 

contexto de integración regional financiada con la renta energética controlada 

por los Estados sudamericanos. 

- CANAL SUDAMERICANO: ORINOCO-AMAZONAS-PARANÁ-DEL PLATA. 

Integración de las cuencas. Comunicación Fluvial. Proyección Marítima. 

Infraestructura portuaria (véase Gustavo Lahoud, 2005a). 

EJE DE INTEGRACIÓN INDUSTRIAL Y CIENTÍFICO-TÉCNICA. 

- Asociación de los Estados de la región en el desarrollo de cadenas productivas 

de valor agregado y complementación sectorial entre unidades nacionales. 

- Asociación de los Estados de la región en la transferencia-socialización de 

conocimientos y tecnologías entre unidades nacionales.

Referencias bibliográficas

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IDICSO 

Instituto de Investigación en Ciencias Sociales 

Universidad del Salvador 

Área de Recursos Energéticos y 

Planificación para el Desarrollo 

Coordinadores del Área: Lic. Gustavo Lahoud e Ing. Alfredo Fernández Franzini. 

Equipo de Investigación del Área: 

Ing. Alfredo Fernández Franzini 

Ing. José Francisco Freda 

Lic. Gustavo Lahoud 

Lic. Felicitas Torrecilla 

Bioq. Federico Bernal 

Mariela García (tesista de Lic. en Sociología) 

Ricardo Andrés De Dicco (tesista de Lic. en Sociología) 

Rafael Otegui (tesista de Lic. en Sociología) 

Juan Manuel García (estudiante avanzado de Ingeniería Industrial -orientación energética-) 

Email: idicsoenergia@yahoo.com.ar 

Sitio Web: http://www.salvador.edu.ar/csoc/idicso/energia/energia.htm 

Hipólito Yrigoyen 2441 – Capital Federal (C1089AAU) – República Argentina

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El gas natural y su importancia estratÃ©gica en la IntegraciÃ³n ...

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