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

V03102019_dist_ext

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

TPES 1.470

-

200

400

600

800

1.000

1.200

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2.000

196

019

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1988

1989

199

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419

95

199

619

97

199

819

99

200

020

01

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200

420

05

200

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820

09

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

KB

OE

/d

Nuclear

Hidroeléctrica

Petróleo y derivados

Gas Natural

Carbón

Otros renovables

Biocombustibles

Eolica y Solar

Producción de Petróleo

Producción de Gas Natural

Oferta Total Primaria

TIES 1.598

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

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

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

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

NEUBA I CENTRO OESTE NEUBA II

Nuevos gasoductos permitieron el rápido desarrolloy penetración del gas natural

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

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.

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

143

248

402

575

0

100

200

300

400

500

600

700

800

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

2016 2017 2018 2019

Can

tid

ad d

e fr

actu

ras

Vista O&G

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

2015

2016

2017

2018

2019

0

50

100

150

200

250

300

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

kboe

Cantidad de meses

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

0

100

200

300

400

500

600

700

800

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

kboe

Cantidad de meses

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

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

Según año de terminación y yacimiento

SRO TOTO VEG X001 Z041 Z057

NDD PER PURO RDA RLCZ SBLA SCA

LJE LMOL LSMA LT1S LT2E LT2O LTAC

FOR HUA LAC LAES LAT LCAM LDL

CAOS CDLO CISA CSN CURA ELOR FIM

BCLI BDTO BNDC BNDN BNDS CANC CAO

AFED AGFD AGZ ALDA APO BANE BAPO

Mile

s d

e b

oe a

cum

ulad

os p

or p

ozo

(P. p

etro

lífer

os)

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

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

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

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

Según año de terminación y yacimiento

X009 Z060 ZNI

RDM RLCZ SCA SICH SRO X002 X008

LT1S LTAC LTN1 LTS1 PDYI PUSE PYII

LCAM LMOL LOAN LRAN LRIB LRII LT1N

CDLO CRAR ELOR FOR HUA LAT LCA

AGA AGCA APE APO BANE BCLI CAO

Mile

s d

e b

oe a

cum

ulad

os p

or p

ozo

(P. g

asífe

ros)

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

…como en gas natural

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

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

2016

-4

2017

-1

2017

-2

2017

-3

2017

-4

2018

-1

2018

-2

2018

-3

2018

-4

2019

-1

2019

-2

2019

-3

2019

-4

2020

-1

2020

-2

2020

-3

2020

-4

2021

-1

2021

-2

2021

-3

2021

-4

MM

USD

MM

m3/

d

Exportaciones Impo GN Impo GNL Saldo MMUSD (der.)

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

553 551 540 532 532512

480 489512

550

612

0

20

40

60

80

100

120

-

100

200

300

400

500

600

700

800

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Mile

s m

3 /d

ía

kbb

l/d

ía

Convencional No Convencional Condensado

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%

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0

100

200

300

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500

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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

-4

2018

-1

2018

-2

2018

-3

2018

-4

2019

-1

2019

-2

2019

-3

2019

-4

2020

-1

2020

-2

2020

-3

2020

-4

2021

-1

2021

-2

2021

-3

2021

-4

MM

USD

GN + GNL Gasoil Naftas Petróleo Resto Saldo

2018-2.339

MMUSD

2015-4.608 MMUSD

2017-3.245

MMUSD

2016-2.808

MMUSD

2019+26

(-50/100)

MMUSD

2021+2.625

(1.800/3.000)

MMUSD

2020+1.203

(800/ 1.400)

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: privadaplaneamiento@energia.gob.ar

Dirección Nacional de Escenarios y Planeamiento Energético

Dirección Nacional de Evaluación de Políticas y Proyectos Energéticos

Dirección Nacional de Información Energética

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

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

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

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