Por los Ings. Julia Carruthers (AGUEERA) y Alberto H. Calsiano (UIA).
El trabajo organizado por AVINA, CEARE, FARN e ITBA, está orientado a la actualización de la versión anterior (año 2012) en donde los participantes planteaban distintas opciones para diversificar la matriz energética a largo plazo.
El proyecto en esta oportunidad involucra 7 matrices energéticas posibles, simuladas por diferentes organizaciones, los que toman como línea de base; indicadores de demanda, inversión, impactos ambientales y apuestas por ciertas tecnologías como hidráulica, renovables, nucleares y térmicas, entre otras. En esta ocasión se ha incorporado como escenarista; AGUEERA - UIA.
¿Qué es AVINA y cuál es su objetivo?
Avina fue creada en 1994 por el empresario suizo Stephan Schimdheiny quien buscaba construir una iniciativa para consolidar el liderazgo de actores sociales hacia formas sostenibles de desarrollo con un crecimiento económico continuo que ofreciera más oportunidades a una mayor cantidad de individuos y al mismo tiempo permitiera proteger al medio ambiente
Avina genera y apoya procesos colaborativos que mejoran la calidad de los vínculos entre emprendedores, empresas, organizaciones de la sociedad civil, el sector académico e instituciones gubernamentales para contribuir juntos al bien común.
El objetivo principal de Avina es contribuir a cambios concretos y relevantes para un desarrollo más sostenible en América Latina.
¿Quienes participan como escenaristas en la versión 2035?
- AGUEERA - UIA (no participaron en el trabajo anterior).
- AGEERA
- CACME (Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía)
- UBA
- CADER (Cámara Argentina de Energía Renovable)
- FUNDACIÓN VIDA SILVESTRE ARGENTINA
- FEP (Foro de Ecología Política)
¿Qué información disponen los escenaristas?
El Comité Ejecutivo (CE) es el encargado de brindar los datos base que deberán utilizar los participantes para realizar sus propuestas. Dichos datos fueron discutidos previamente en reuniones realizadas durante el año 2014 y son los que se detallan a continuación
- Demanda futura de energía eléctrica
- Demanda de gas natural, petróleo y derivados (no centrales térmicas)
- Precio futuro de combustibles nacionales e importados
- Producción e importación 2013 de GN y Petróleo (sin dato sobre disponibilidad futura)
- Refinerías actuales y costo de expansión
- Centrales en proceso de construcción
- Listado de centrales hidráulicas posibles
- Costo de inversión, O&M y consumo de centrales
- Costo de energía importada (*)
- Costo de la Tn eq. de CO2
(*) En cuanto al costo de la energía importada en el caso de no producir la energía necesaria para abastecer la demanda, se podía tomar la decisión de importar energía o en el caso de tener un faltante el programa toma por defecto dicho faltante al precio de importación. O sea el 100% de la demanda siempre es abastecida de algún modo.
Se ha trabajado con el listado del equipamiento, que ya está en proceso de construcción, que es un dato y no se puede modificar, las potenciales tecnologías con sus costos de inversión, plazos mínimos de ejecución, los costos de Operación y Mantenimiento y los Costos de Combustibles y su proyección.
Para llegar a estos valores, hubo una larga discusión previa entre todos los escenaristas hasta que el CE puso punto final a la misma, siendo el más difícil el acuerdo para la estimación del precio del petróleo.
A fin del año 2014 se cerró la discusión y no se modifico nada más, salvo el precio del petróleo, dado que cuando se estaba debatiendo el tema el valor estaba en 100 us$ el barril, bajo a 45 us$ y cerró a 50 us$.
Del mismo modo se definieron los costos de la energía importada.
Con respecto a la demanda de energía eléctrica, se tomo en cuenta que el UREE crecería a un promedio del 2,28% anual. Se parte de la base que el Uso Racional y Eficiente de la Energía debe ser tenido como un hecho. Para lo cual los respectivos gobiernos deberán hacer una campaña sostenida para lograr un cambio de actitud en la población. La hipótesis de los ahorros se consensuó de un trabajo realizado oportunamente por la FVS. Finalmente se tomó la demanda y los precios de gas en sus diversas formas.
¿Qué deben hacer los escenaristas?
Con toda esa información deben definir al año 2035:
- Plan de Obra, implica definir la composición del parque de generación disponible para generar energía eléctrica.
- Tecnología seleccionada.
- Módulo de potencia seleccionado.
- Fecha de ingreso de cada módulo.
- Región donde se llevaran a cabo las obras.
- Despacho
- Mix de Combustibles utilizado.
- Retiro de máquinas.
- Producción de gas natural.
- Proyecciones de producción de gas por las distintas fuentes, pudiendo establecer una posición exportadora o superavitaria.
- Producción de petróleo.
- Proyecciones de producción de petróleo por las distintas fuentes.
- Biocombustibles.
- Deberán determinar el corte de biocombustibles, tanto para la demanda de consumo final como para los requerimientos de las centrales.
Una vez definidas dichas acciones se corre un programa y se evalúa el impacto de los escenarios mediante los siguientes indicadores:
- Diversidad energética (de)
- Costo medio (CMe)
- Emisiones de gases de efecto invernadero (gei)
- Uso de suelo (US)
- Generación de empleo (GE)
- Margen de reserva (MR)
- Independencia externa (IE)
- Balanza comercial (BC)
- Aspectos ambientales de hidrocarburos (AAH)
A partir de allí cada escenarista tomó las premisas que consideraba más conveniente.
¿Cuáles fueron las Premisas adoptadas por AGUEERA - UIA?
- Bajo costo medio para que Argentina sea competitiva en la región.
- Matriz energética más diversificada, con inclusión de energía renovable.
- Seguridad en el abastecimiento mediante un incremento en el nivel de reservas
- Inversiones constantes en el período de análisis.(ningún gobierno se apropia de las que realizó el otro aprovechándose de las mismas y hacerse el distraído)
Todas las inversiones nuevas que se incorporan tienen tasa de rentabilidad y van a pagar capital. Las centrales viejas tienen costos más bajos o sea, por ejemplo, El Chocón, no cobrará los mismo que una Hidráulica nueva, en tanto que la O&M para todos los casos se toman valores reales.
Respecto al Despacho, se adoptó el criterio de despacho según costos variables (CV) crecientes con prioridad de despacho para hidroeléctricas de base, renovables y nucleares. Por tanto las centrales térmicas son las últimas en ser despachadas y actúan como reserva del sistema.
La demanda de punta es cubierta por hidroeléctricas de punta, turbinas de gas y moto generadores.
Una vez definida la evolución de la carga diaria se debe definir cuánto corresponde a cada una de las tecnologías incorporadas.
Respecto a las Centrales Nucleares, primaron fundamentalmente dos criterios.
Por un lado la ventaja que representa para el país mantener y/o potenciar el cluster compuesto por recursos humanos altamente especializados y empresas proveedoras de tecnología nuclear. Por otro lado, se tuvo en cuenta la seguridad en el suministro que plantean las centrales nucleares. En función de la consulta realizada a CNEA se optó por un esquema nuclear más conservador:
- 750 MW año 2024 en provincia de Buenos Aires.
- 1200 MW en 2029 en provincia de Buenos Aires.
- 1200 MW en 2035 en provincia de Buenos Aires.
- Reactores CAREM:
- 100 MW en 2027 en provincia de Buenos Aires.
- 100 MW en 2032 en la zona Centro
No se retiran centrales nucleares. Se re potencia Atucha I
En cuanto a las energías renovables (EERR) se considera un paulatino crecimiento de las mismas, haciendo hincapié fundamentalmente en la eólica y la solar por sus menores costos. Otras tecnologías son incorporadas en menores proporciones. Es de notar que la instalación de energía renovable con base eólica y solar requiere de una mayor instalación de centrales de reserva de bajo uso (en general térmicas), lo que obliga a mayores inversiones que incrementan los costos medios.
El valor total de EERR al año 2035 sería de 6.400 MW.
En cuanto a las Centrales Hidráulicas se tomó la tabla provista por AVINA. Se calcularon los costos de generación hidráulica, “energizados” en función de su factor de carga (suma de costos de capital + operativos), realizándose un listado de las posibles centrales en función de costos crecientes (incluyendo centrales binacionales).
El listado fue elaborado por EBISA en el año 2006 en su informe “Evaluación Expeditiva de Aprovechamientos Hidroeléctricos”. Este trabajo analizó 30 centrales hidroeléctricas no bilaterales en base a tres criterios: técnico, ambiental y económico, elaborándose un indicador multicriterio.
En base a esta comparación, se decidió quitar tres centrales del listado original que a pesar de su buen factor de carga, presentan un alto impacto ambiental (La Estrechura (50 MW), Rincón de los Godos (30 MW) y Talhelum (240 MW)).
Incorporación de las centrales hidráulicas de Base hasta alcanzar centrales de factor de carga de 49%, a partir de ahí conviene los Ciclos Combinados.
Para las Centrales de Punta:
Incorporación de centrales hidráulicas cuya construcción se encuentra licitada ó en proceso de licitación a la fecha del presente informe, como son las centrales Néstor Kirchner, Gobernador Cepernic, Chihuidos I y Los Blancos I y II, todas centrales de punta.
Estas 5 centrales suman 2810 MW que se adicionan a los 7173 MW hidroeléctricos de punta con que cuenta el sistema al año 2014.
Esta potencia total cubre mayormente los picos del sistema. Para factores de despacho inferior al 20%, se opta por la incorporación de turbinas de gas, de bajo costo de inversión.
No se retiran centrales hidráulicas.
Se incorporan 20 centrales hidroeléctricas con un total de 7226 MW (+ 62 MW Punta Negra)
Respecto a la disponibilidad de combustibles para la generación eléctrica luego de intensos intercambio de opiniones en AGUEERA se llegó a aceptar el siguiente escenario:
Gas Natural.
- Disminución del 3% promedio año del gas convencional.
- Fuerte desarrollo de la producción de shale gas a partir de 2021.
- Bolivia: se incrementa la importación hasta el máximo del contrato en el año 2027 y luego se incrementa hasta alcanzar los 30 Mm³/día
- Uruguay: Se importan 6 MMm³/día desde 2016 hasta final del período.
- GNL: en puertos de Escobar y Bahía Blanca: la importación disminuye paulatinamente a partir del año 2021 estabilizándose hacia el final en 4 MMm³/día a partir de 2026. Quedando un solo puerto.
- Biogás: incorporación gradual a partir de 2014.
Petróleo.
- Petróleo convencional: la producción cae en un 3% anual.
- Petróleo no convencional: la producción aumenta fuertemente a partir del año 2019, luego el incremento compensa la caída de la producción de petróleo convencional.
Refinerías
- Se aumentó el factor de uso de las refinerías al 85%. La capacidad de las refinerías al 2013 es de 646 kbbl/día (dato). Se agregó capacidad de refino por 250 kbbl/día, llegando al 2035 con una capacidad de refino de 923 kbbl/día.
En base a estos datos, se considera el ingreso de:
- 10140 MW de ciclos combinados nuevos.
- 370 MW a carbón en la Patagonia, a lo que se agrega la provincia de Bs As.
- 4820 MW de TG (cubren el pico).
- 180 MW de moto generadores.
El Comité siempre ha sostenido la idea de mejorar los márgenes de reserva, posición sostenida por AGUEERA - UIA. La reserva debe subir como mínimo al 20%, hoy se encuentra por debajo del 17% y con problemas.
Se retiraron
5589 MW de unidades del parque térmico al final de su vida útil, con los siguientes criterios:
- TV a los 60 años
- TG 35 años
- CC 35 años
El motivo de retirar de retirar los CC a los 35 años en lugar de dejarlos de reserva, se hizo en base a la experiencia actual, en donde se paga mucho por mantenimiento de equipos con muchos años de uso y, el día que se los necesita no están disponibles. Las máquinas que están previstas retirar se encuentran en lugares estratégicos, motivo por el cual si se las deja como reserva va a ser muy difícil encontrar un nuevo lugar para instalar el nuevo equipo por razones de ambientales y código municipal.
La apuesta es tener de aquí a 20 años, un parque más nuevo con una red mucho más mallada que la actual, con lo que se incrementaría la confiabilidad del sistema, objetivo buscado por la industria.
Dado la reserva actual del parque, el retiro de potencia comienza recién en el año 2020.
Finalmente al año 2035 la matriz quedaría del siguiente modo
Potencia instalada:
- Térmica 31,45%
- Hidráulica 29,82%
- Nuclear 8,37%
- Renovable 10,83%
El crecimiento de la demanda en el periodo es del 86% y el de potencia instalada 94% mejorando de este modo los márgenes de reserva, distribuyéndose del modo siguiente.
El factor de despacho cae para los térmicos mejorando la nuclear y EERR.
El despacho de los CC cae por ser reemplazados por el agua y el viento
La generación térmica actúa como reserva del sistema.
Para evaluar el comportamiento del sistema ante un año seco se quitó en los años 2034 y 2035, generación hidráulica base de centrales de los Ríos Paraná, Uruguay y punta del Comahue y Patagonia. Esto representa un 20,3% menos de generación hidráulica respecto a la generación hidráulica 2034/35 con hidrología media.
Esta disminución es equivalente a considerar el tercil más seco de las últimas 64 hidrologías de todos los ríos.
El sistema respondió cubriendo el faltante de energía hidráulica con mayor generación térmica y la consiguiente importación de GNL (hay capacidad para recibir buques metaneros). Los ciclos combinados alcanzaron un factor de despacho de 61% y las TG de 6,8%. No se requirió importación de energía eléctrica.
Respecto a los combustibles, Se dispondrá de un poco más de gas pero acotado puesto que la mayor parte será para los residenciales y parte para las industrias para mejorar su ventana de corte.
Se seguirá importando y exportando combustibles, especialmente gas de Bolivia y GNL de Uruguay en los inviernos, como reemplazo del gas oil.
Pasando ahora al costo del KWh en el MEM, al año 2035 se alcanza un valor de 90 us$/MWh, en donde las emisiones representan aproximadamente 10 us$/MWh (el costo de emisiones arranca en 25 us$/tCO2e en el año 2020 y finaliza en 75 us$/tCO2e en 2035).
Si los ingresos de los recursos por emisiones fuesen utilizados para realizar forestación, disminuyendo de este modo las emisiones de CO2 de Argentina, el costo del MWh no se reduciría, pero en cambio, mejoraría nuestra posición en cuanto al nivel de emisiones.
Respecto a los costos, el mayor incremento se da en el costo de capital ya que se trata de capital nuevo, en tanto que al reemplazar el gas oil disminuye el costo de combustible y se reducen las emisiones.
Respecto a las emisiones del sector eléctrico, se muestra que al 2035 (20 años después), generando 90% más de energía, se está emitiendo lo mismo (línea roja).
Las emisiones del sector eléctrico se mantienen constantes, en tanto que las totales siguen creciendo (línea negra), pero no como consecuencia del sector eléctrico (el principal causante es el transporte).
Nota: No se incluyo cogeneración en el trabajo de los escenaristas puesto que se comenzó a discutir el tema finalizado el mismo. Se pidió incluirla en próximo estudio.
Acorde las reglas del juego, el trabajo será sometido a la crítica de los otros escenaristas, los que a su vez podrán ser evaluados por AGUEERA - UIA. Todos deben realizar sus objeciones, en el caso de haberlas, por escrito.
