Escenarista: AGUEERA UIA fileEscenarios Energéticos 2035. AGUEERA‐UIA Septiembre 2015 1 Escenarista: AGUEERA ‐ UIA Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de

Escenarios Energéticos 2035. AGUEERA‐UIA Septiembre 2015

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Escenarista: AGUEERA ‐ UIA

Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina

Unión Industrial Argentina

Visión del Escenario.

El escenario planteado por AGUEERA, busca alcanzar una matriz eléctrica que permita un suministro seguro, sustentable y a tarifas competitivas. Para ello deberían cumplirse las siguientes premisas:

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.

Para lograrlo es necesario un plan estratégico de Estado a largo plazo propuesto por las autoridades y con consenso de los actores, que sea mantenido por los distintos gobiernos. A su vez debe ser realizable, considerando los recursos naturales, humanos y materiales con que cuenta el país.

Hipótesis de suministro eléctrico.

Despacho

Se adoptó el criterio de despacho según costos variables 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 motogeneradores.

En este esquema se busca definir la potencia a instalar de cada tecnología buscando un equilibrio entre la seguridad de abastecimiento, sustentabilidad y tarifas competitivas.


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Importación y exportación de energía eléctrica

Dado el contexto energético tanto de Argentina como de países limítrofes, no se consideran importaciones ni exportaciones de energía eléctrica en forma firme. Sólo se consideran intercambios ocasionales.

Centrales Nucleares

En la decisión de incluir energía nuclear, 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.

Se realizó una consulta con la CNEA, donde se nos brindó dos escenarios, de baja y alta incorporación de energía nuclear. Estos escenarios preveían el ingreso de 4 y 6 centrales nucleares de gran potencia respectivamente entre los años 2020 y 2035, además de los reactores CAREM (300 MW).

Dado la historia de incorporación de esta tecnología en Argentina, se proyectó un ingreso inferior: tres centrales nucleares de gran potencia en todo el período de análisis. Las centrales nucleares proyectadas son de 750 MW (proyecto con China) y luego dos nuevas centrales de 1.200 MW, incorporándose además algunos reactores CAREM (200 MW).

Atucha II (745 MW) es una central predefinida al igual que el primer reactor CAREM (25 MW).

No se retiran centrales nucleares.

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

Energía renovable

En cuanto a las energías renovables 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 (en general térmicas), lo que obliga a mayores inversiones que incrementan los costos medios.

Se puso como objetivo alcanzar un parque de energía renovable superior al 10% al año 2035.

Total renovables: 6406 MW

4050 MW eólica, o Patagonia 2450 MW o Bs. As. 705 MW o Comahue 695 MW o Cuyo 200 MW

555 MW Biomasa

48 MW Residuos

960 MW solar, o Fotovoltaica 810 MW o Solar Concentrada 150 MW

348 MW Minihidro

300 MW Geotermia

60 MW Biocombustibles

85 MW Biogas

Se consideran como predefinidos los parques eólicos Loma Blanca (50 MW) y Pto. Madryn (50 MW).

Centrales hidroeléctricas

Se analizaron los emprendimientos posibles tomados de la tabla provista por AVINA. Se calcularon los costos de generación hidráulica, “energizados” en función de su factor de carga (suma de costos


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de capital + operativos), realizándose un listado de las posibles centrales en función de costos crecientes (incluyendo centrales binacionales).

Este ranking se comparó con el listado 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)).

Considerando este nuevo listado se propone la incorporación paulatina de las centrales hidráulicas de base hasta alcanzar centrales de factor de carga de 49% (La Rinconada). Se agrega la central Portezuelo del Viento (FC 46.9%), que tiene iniciado las negociaciones para su financiamiento. En cuanto a las centrales de factor de carga más bajo, y el consiguiente costo medio más alto, en su lugar y desde el punto de vista económico, creemos conveniente la incorporación de ciclos combinados trabajando con gas natural.

Con independencia del criterio antes detallado, se decidió incorporar las 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. Las demandas en momentos de máxima consumo ó años secos serán cubiertas con máquinas que tendrán un despacho muy bajo, inferior al 20%. Para estos casos, se considera conveniente la incorporación de turbinas de gas, de bajo costo de inversión.

Además del ranking elaborado, se consideraron también los plazos y la ubicación geográfica de cada obra para un mejor aprovechamiento de los recursos, en particular la mano de obra. Esto genera leves cambios en el orden de de construcción de alguna central.

No se retiran centrales hidráulicas.

Bajo este esquema, se incorporan 20 centrales hidroeléctricas, además de la Central Punta Negra (predefinida ‐62 MW‐), con un total de 7226 MW.

MW 2013 2035 VARIACION

HIDRO TOTAL 11095 18383 7288*

HIDRO BASE 3922 8400 4416

HIDRO PUNTA 7173 9983 2810

* Se suman 62 MW de Punta Negra (proyecto predefinido)


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‐

200

400

600

800

1.000

0%

5%

10%

15%

20%

25%

2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035

MW

Margen de Reserva y Retiro de Potencia (MW)

RETIRO DE POTENCIA INSTALADA MARGEN DE RESERVA

Detalle Central PATA‐

GONIA GBA ‐ BSAS ‐ LIT

NEA COMAHUE

CUYO Factor de capacidad

Potencia MW

Año Ingreso

PHI La Elena 102 73,0% 102 2019

PHI La Rinconada 200 49,0% 200 2020

PHI El Chihuido I 637 35,0% 637 2021

PHI Nestor Kirchner 1130 33,0% 1130 2021

PHI Jorge Cepernic 600 33,0% 600 2022

PHI Garabi 576 59,4% 576 2023

PHI Portezuelo del Viento

216 46,9% 216 2023

PHI Panambi 524 59,4% 524 2025

PHI Frontera II 80 60,0% 80 2026

PHI Los Blancos I 324 33,0% 324 2027

PHI Rio de Llanura 600 85,6% 600 2027

PHI El Chañar 69 60,6% 69 2028

PHI Aña Cua 275 74,7% 275 2030

PHI El Seguro 55 82,6% 55 2030

PHI Los Blancos II 119 35,0% 119 2030

PHI Puesto Bustos 115 55,6% 115 2031

PHI Corpus 1440 75,0% 1440 2033

PHI Rio Hielo 50 74,9% 50 2033

PHI Risco Negro 50 77,6% 50 2033

PHI La Caridad 64 49,0% 64 2035

Centrales térmicas

Previo a la evaluación de incorporación de centrales térmicas se analizó el retiro de máquinas y la disponibilidad de combustibles.

Retiro de máquinas

No se pueden retirar centrales térmicas en los primeros años, hasta poder incrementar y estabilizar las reservas del sistema. En lugares estratégicos de la demanda se requieren centrales de alta disponibilidad.

Se retiraron 5589 MW de unidades del parque térmico al final de su vida útil, con el siguiente criterio:

TV 60 años TG 35 años CC 35 años


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Hipótesis de suministro de gas

Ante la disminución de la producción de gas convencional se adopta la premisa de desarrollar el shale gas, tanto para compensar la declinación del gas convencional como para disminuir la importación de Gas Oil y GNL por barco. El shale gas presenta la doble ventaja de un menor costo respecto al GNL a la vez de generar un mayor desarrollo de la actividad económica local, así como ahorro de divisas por reemplazo de importaciones. Las proyecciones realizadas se basaron en las presentaciones “Shale Oil y Shale Gas en Argentina. Estado de situación y prospectiva” de Fundación Bariloche y “Reflexiones acerca de la situación del Petróleo y Gas en Argentina. Un desafío a partir del Shale Gas” del Ing. Ferioli.

Para la estimación de disponibilidad de gas natural se consideró:

Disminución del 3% promedio año del gas convencional.

Fuerte desarrollo de la producción de shale gas a partir del año 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 2017 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.

Biogás: hay una incorporación gradual a partir del 2014.

Como se observa en el gráfico, el crecimiento en la producción e importación de gas natural se destina a cubrir el crecimiento del resto de la demanda. La generación eléctrica no cuenta con mayor disponibilidad local de gas (mantiene un consumo de 37 MMm³/año estable en todo el período) y sólo podría utilizar más gas en base a GNL importado. Un mayor desarrollo del gas local, permitiría un mayor uso para el sector eléctrico.


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Hipótesis de suministro de petróleo y derivados.

Se consideró que la producción de petróleo experimenta una dinámica parecida a la del gas. El escenario prevé que la producción de petróleo convencional disminuya paulatinamente y que, por el contrario, la producción de petróleos no convencionales experimente un crecimiento en sus volúmenes producidos. Las proyecciones realizadas se basaron en la presentación “Shale Oil y Shale Gas en Argentina. Estado de situación y prospectiva” de Fundación Bariloche.

Petróleo convencional: la producción cae en un 3% anual.

Petróleo no convencional: la producción aumenta a partir del año 2019, luego el incremento compensa la caída de la producción de petróleo convencional.

Se asume un corte creciente del gasoil con biodiesel, según informe (Res. 1125/13 SE).

Refinerías

La capacidad de las refinerías al 2013 es de 646 k bbl/día y se utiliza un 81,6 % (dato). Como primera medida se aumentó el factor de uso de las refinerías al 85%. Se agregó capacidad de refino por 250 k bbl/día, llegando al 2035 con una capacidad de refino de 923 k bbl/día, lo que implica la necesidad de aumentar en un 39 % la capacidad actual.

Con estos recursos disponibles se decide la incorporación de las siguientes centrales térmicas.

Ciclos combinados (CC) y turbinas de vapor (TV)

Se incorporan turbinas de vapor a carbón dada la alta disponibilidad mundial de este combustible.

Las turbinas de vapor existentes que utilizan fuel oil, mantienen el uso de este combustible en función del stock local disponible.

Se incorporan ciclos combinados (capacitados para quemar GN y GO), que cubren la demanda base no cubierta por las centrales nucleares, hidroeléctricas de base y renovables. Asimismo, cubren el retiro de máquinas por haber llegado al final de su vida útil.

Dadas las demás tecnologías de base planteadas, una mayor incorporación de CC implicaría un menor factor de despacho de los mismos, lo que los hace menos eficientes y generan un mayor costo


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por el capital implicado. Mayor incorporación de CC reemplazando otras centrales de base, requeriría mayor importación de gas natural licuado (LNG), resultando más costosas la operación.

Se incorporan entonces:

10140 MW de ciclos combinados nuevos.

370 MW a carbón en la Patagonia.

Turbinas de gas y motogeneradores

Para el cubrimiento de los picos del sistema, además de las hidroeléctricas de punta antes mencionadas, se cuenta con turbinas de gas y Motogeneradores. Por su menor costo de inversión se instalan las primeras que a su vez actuarán como reservas del sistema.

La incorporación de motogeneradores responde a su versatilidad en el uso de combustibles (GN, GO y FO) y rápida instalación.

4820 MW de TG.

180 MW de motogeneradores.

Con estas hipótesis adoptadas, se alcanza el siguiente escenario de potencia instalada:

0

5

10

15

20

2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035

Millones de toneladas de petróleo

equivalente

Combustibles consumidos en centrales

Gas Distribuido Carbón Gas Oil Fuel Oil Biodiesel

‐

20.000

40.000

60.000

80.000

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

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2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

Potencia Instalada (MW)

Hidroelectrica Nuclear Biogas BiomasaResiduos Eolico Geotermico SolarCarbon Biodiesel CC TGMotores TV


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Tabla resumen potencia.

Potencia (MW)

2013 2035 Variación

MW %

Nuclear 1,005 5,160 4,155 413%

Renovable 173 6,679 6,506 3761%

Hidro 11,095 18,383 7,288 66%

Térmico

CC 9,279 17,170 7,891 85%

TV 4,731 4,292 ‐440 ‐9%

TG 3,982 8,285 4,303 108%

Mtg 1,465 1,679 214 15%

Subtotal 19,457 31,425 11,968 62%

Total 31,730 61,647 29,917 94%

El crecimiento de la demanda en el período es de 86%, y el crecimiento de potencia instalada es de 94%, mejorando así los márgenes de reservas.

La generación de energía eléctrica sigue la siguiente evolución:

‐

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

Generación de Energía Electrica (GWh)

Nuclear Renovable Hidroelectrica Térmico


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Tabla resumen energía.

Energía (GWh)

2013 2035 Variación

GWh %

Nuclear 5731 37,927 32,196 562%

Renovable 462 25,677 25,215 5458%

Hidro 40,264 76,868 36,604 91%

Térmico

CC 50,579 78,464 27,885 55%

TV 15,306 12,394 ‐2,912 ‐19%

TG 14,570 2,597 ‐11,973 ‐82%

Mtg 2,024 1,412 ‐612 ‐30%

Total 82,479 94,867 12,388 15%

Total 128,936 235,339 106,403 83%

La energía hidráulica acompaña el crecimiento de la demanda. Se destacan el crecimiento de la energía nuclear y renovable.

El incremento de la generación térmica es menor al crecimiento de la demanda, actúa como reserva del sistema, disminuyendo sustancialmente su factor de despacho.

Tecnología Año Energía GWh Potencia Miles MW FD

CC 2013 50.58 9.28 62.22%

2035 78.46 17.17 52.17%

TG 2013 14.57 3.98 41.77%

2035 2.60 8.29 3.58%

TV 2013 15.31 4.73 36.93%

2035 12.39 4.29 32.97%

Mg 2013 2.02 1.46 15.78%

2035 1.41 1.68 9.60%

HI 2013 40.26 11.10 41.43%

2035 76.87 18.38 47.73%

N 2013 5.73 1.01 65.10%

2035 37.93 5.16 83.91%

RE 2013 0.46 0.17 30.49%

2035 25.68 6.68 43.89%

Total 2013 128.94 31.73 46.39%

2035 235.34 61.65 43.58%


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‐

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

1993

1996

1999

2002

2005

2008

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

Kcal/kWh

Envejecimiento del parque

No se pueden retirar centrales térmicas en los primeros años, hasta poder incrementar y estabilizar las reservas del sistema.

Recién a partir del año 2020, puede notarse el efecto del retiro de máquinas. A partir del año 2024, se estabiliza el indicador, para comenzar un “rejuvenecimiento del parque” a partir del año 2032.

Consumo específico del parque térmico

El consumo específico de la generación térmica, disminuye gradualmente por la menor utilización de GO y el uso de máquinas más eficientes.

Emisiones de CO2

Las emisiones de CO2 de la generación de energía eléctrica se reducen un 10% en el período, aunque se mantiene el sostenido incremento de las emisiones del resto del sector energético.

Debe destacarce la tendencia de los últimos años, de un crecimiento sostenido de las emisiones,principalmente por la mayor generación térmica en base a FO y GO.

Año seco

Como se mencionó anteriormente, 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 por 7225 GWh año de centrales de los Ríos Paraná y Uruguay e hidráulica de punta por 8416 GWh año del Comahue y Patagonia. Esto representa un 20,3% menos de

‐

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

0

10

20

30

40

50

1993

1997

2001

2005

2009

2013

2017

2021

2025

2029

2033

GWhTCO2 tCO2 emitidas por la generación térmica

GWh


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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.

Año extra seco

En forma similar a lo planteado en el punto anterior, se evaluó el comportamiento del sistema generando en los años 2034 y 2035 un 40% menos de generación hidráulica de lo que corresponde a un año medio. Este dato se corresponde al año 1989. El sistema responde generando con más energía térmica, se incrementa el factor de despacho de los ciclos combinados (68.4%) y las turbinas de gas (11%), se importa más GNL (los 2 puertos) y no se requiere importación de energía eléctrica.

Conclusiones

Dadas las hipótesis consensuadas con el Comité Técnico de AVINA como también los análisis propios de disponibilidad futura de gas y petróleo, factibilidad de las distintas tecnologías y centrales (todo lo cual se trató de fundamentar en base a trabajos de especialistas) creemos que el escenario propuesto cumple con las premisas enunciadas al inicio.

Las inversiones, constantes en todo el período, permiten alcanzar al final del ejercicio, una matriz energética nacional más diversificada que la actual, con un parque más eficiente producto del retiro de equipos que han llegado al final de su vida útil.

El precio de la energía surge de las hipótesis de costos de inversión, operación y mantenimiento, costos futuros de combustibles, tasas de interés, plazos de amortización, etc, planteadas por el Comité Técnico. A modo de ejemplo, los precios de combustibles están ligados a un barril de petróleo de 100 USD/bbl, y creciente todos los años. Por otra parte, los costos de capital, son el resultado de amortizar equipos en 15 años, que en el caso de centrales nucleares e hidroeléctricas el plazo es bajo, e incrementa sustancialmente el costo final de la energía. Si bien los valores de la energía eléctrica se mantienen relativamente estables a lo largo del período, consideramos que los mismos son elevados y que no aseguran la competitividad de la industria en el largo plazo.

El consumo específico de las centrales térmicas se reduce en 20%. El margen de reserva se incrementa en 20% permitiendo lidiar con años de hidrología desfavorable.

Otro punto a destacar es que mientras la producción de energía eléctrica se incrementa en un 86% en el período de análisis, las emisiones de las centrales eléctricas se reducen un 11% respecto a los valores de 2013, contribuyendo de este modo a los esfuerzos por reducir las mismas. Observaciones y Sugerencias

Retiro de máquinas: para forzar la evaluación de la conveniencia de retirar máquinas e invertir en centrales nuevas ó mantener las centrales existentes, se debería incorporar en los programas una caída anual en la eficiencia y mayores costos anuales de mantenimiento.

Otra opción sería reflejar el envejecimiento del parque mediante un indicador de la edad promedio del mismo.

Se debería evaluar establecer amortizaciones con plazos más largos para hidroeléctricas y nucleares. Estas centrales tienen una vida útil muy superior a los 15 años, y al amortizarlas en ese plazo, el programa castiga esa decisión. En el año 16 de realizada la inversión, desaparece el costo de capital, pero el escenario no llega a reflejarlo.

Para un próximo ejercicio se puede habilitar la opción de la cogeneración, es decir aprovechar la energía generada en distintos procesos evitando que esa energía térmica simplemente se pierda en la atmósfera.

Anexo Cogeneración

Para un próximo ejercicio se puede habilitar la opción de la cogeneración, es decir aprovechar la energía generada en distintos procesos evitando que esa energía térmica simplemente se pierda en la atmósfera. La Directiva Europea 2004/08 define el calor útil como “el calor producido en un proceso de cogeneración para satisfacer una demanda económicamente justificable de calor o refrigeración”. Aunque la cogeneración es una tecnología que se conoce desde hace décadas, con un


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alto grado de madurez y una elevada eficiencia (rendimientos globales por encima del 80% en algunos casos), apenas se ha aprovechado su potencial en Argentina.

El mercado de la cogeneración en Argentina es un mercado poco maduro, lo que hace que la demanda existente de los diferentes servicios asociados a estas plantas, como son servicios de ingeniería, instalación y mantenimiento, sea baja. Además de la escasez de servicios, también se ha detectado la escasez de proyectistas, instaladores y mantenedores calificados.

Los datos del potencial que ofrecen las tecnologías de la cogeneración en Argentina difieren según la fuente. Por ejemplo, el trabajo “Potencial de cogeneración de la industria argentina”, elaborado por tesistas de la facultad de Ingeniería de la UBA bajo la tutoria del Ing. Eduardo León estima que el potencial de cogeneración para la República Argentina se encuentra en alrededor de 6.200 MW al 2030. En cambio, el estudio realizado dentro del proyecto “Propuesta de marco legislativo y evaluación técnico ‐ económica para proyectos de cogeneración de carácter demostrativo en la Provincia de Buenos Aires”, estimó un potencial técnico 580 MW, para la Provincia de Buenos Aires. Existen otras estimaciones que sitúan el potencial de cogeneración del país entre 1.500–1.800 MW si los ciclos son turbovapor y en 3.000 MW si se añade al anterior potencial instalaciones de cogeneración de ciclos turbogás.

Más allá del número final del potencial, la cogeneración en Argentina se encuentra subdesarrollada.

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