Estudio de Potencial de Mitigación · Sin embargo, en este informe se presenta un potencial ambicioso alcanzable bajo la adopción de políticas fuertes en mitigación. Esto es motivado,

Estudio de Potencial de Mitigación

Energía

Coraliae S.R.L. y BA Energy Solutions S.A.

Año 2015

Versión Fecha Observaciones

0 15/7/2015 Informe Final

El presente informe forma parte del Servicio de Consultoría SCC-CF-43 “Nuevo Inventario y Revisión de Anteriores para el Sector “Energía” y Estudios de Factibilidad Técnica-Económica de: Integración de Energías Renovables al Sistema Interconectado Nacional, Captura y Almacenamiento de Carbono, Biocombustibles 2da y 3ra generación y Biomasa con Fines Energéticos”.

Estudio de potencial de mitigación Volumen 1 – Energía

Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación ii

Autores:

Marisa Zaragozi, Diego Ezcurra, Fabián Gaioli (coordinador) – Coraliae S.R.L. Colaboradores:

Maximilian Bernaus – BA Energy Solutions S.A. (Energía renovable)


Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación iii

Índice de Contenidos Resumen ejecutivo ........................................................................................................................... 6

Introducción ..................................................................................................................................... 7

Medidas de mitigación para el sector Energía ................................................................................. 8

Opción 1: Energía renovable conectada a la red en el mercado mayorista .............................. 28

Opción 2: Generación renovable distribuida conectada a la red .............................................. 29

Opción 3: Sustitución de calefones convencionales por equipos con encendido electrónico .. 34

Opción 4: Calefactores solares para calentamiento de agua sanitaria ...................................... 36

Opción 5: Sistemas economizadores de agua caliente .............................................................. 41

Opción 6: Cambio modal en el transporte de carga .................................................................. 42

Opción 7: Plan canje automotor con vehículos más eficientes ................................................. 44

Opción 8: Combustibles alternativos ......................................................................................... 46

Opción 9: Eficiencia en el transporte carretero de carga .......................................................... 48

Opción 10: Sustitución de calefacción tiro balanceado por bombas de calor ........................... 50

Opción 11: Captura y almacenamiento geológico de carbono en centrales térmicas .............. 52

Curvas de costo de abatimiento marginal ..................................................................................... 53

Políticas de mitigación existentes .................................................................................................. 57

Proyección del inventario con mitigación ...................................................................................... 58

Bibliografía ..................................................................................................................................... 62

Tablas Tabla 1: Emisiones por sub-categoría de fuente del inventario del año 2012 ................................ 9

Tabla 2: Lista corta de opciones de mitigación .............................................................................. 12

Tabla 3: Opciones de mitigación asociada a cada sub-categoría de fuente .................................. 13

Tabla 4: Opciones de mitigación e indicadores.............................................................................. 14

Tabla 5: Lista larga de opciones de mitigación .............................................................................. 15

Tabla 6: Listado prioritario y evaluación de opciones resultantes del taller sectorial .................. 19

Tabla 7: Resultados del análisis económico para la opción 2 ........................................................ 33



Tabla 10: Resultados del análisis económico para la opción 5 ...................................................... 42



Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación iv



Tabla 14: Resultados del análisis económico para la opción 10 .................................................... 52

Figuras Figura 1: Evolución de los indicadores considerados..................................................................... 26

Figura 2: Curvas de costo marginal de mitigación ......................................................................... 55

Figura 3: Proyección de las emisiones 2012-2030 con y sin políticas actuales ............................. 58

Figura 4: Emisiones 2012-2030 de los escenarios analizados ........................................................ 60

Figura 5: Serie completa de emisiones 1990-2030 con los escenarios analizados ........................ 61

Ecuaciones

Ecuación 1: Costo marginal de mitigación ..................................................................................... 53

Ecuación 2: Costo anual equivalente ............................................................................................. 53

Ecuación 3: Factor de recupero de capital ..................................................................................... 53


Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación 1

Resumen para tomadores de decisión

El potencial de mitigación de la República Argentina en el sector Energía es muy importante, así como lo es el sector en volumen de emisiones de GEI respecto del total nacional. El mayor potencial lo tendría la opción de mitigación asociada a la captura y almacenamiento de carbono en formaciones geológicas a partir de CO2 emitido por centrales térmicas. Sin embargo, la medida es analizada por separado dado que la tecnología no está aún explotada en el país y habría que superar ciertas barreras técnicas para poder implementarla. El potencial del resto de las opciones propuestas depende mucho del grado de penetración dado a cada una de las mismas. Para todas se fija un criterio similar, que es la compatibilidad con los volúmenes de inversión característicos del sector, o la comparación con avances logrados en la región en la materia, o con hipótesis basadas en cantidad de usuarios que podrían ser alcanzados por las opciones consideradas. En orden de importancia, teniendo en cuenta que ese orden sólo adquiere sentido en relación con las hipótesis consideradas y no como un valor representativo del máximo potencial de cada opción, le siguen la sustitución de estufas tiro balanceado por bombas de calor, la sustitución de combustibles fósiles por combustibles alternativos en la industria, la energía renovable conectada a la red en el mercado mayorista con un 15% del total generado, la sustitución de calefones convencionales por equipos con pilotos electrónico, la opción de eficiencia transporte carretero de cargas, el uso de sistemas economizadores de agua caliente, el cambio modal en el transporte terrestre de carga, la instalación de calefactores solares para el calentamiento de agua sanitaria, el plan canje automotor con vehículos más eficientes y la generación renovable distribuida conectada a la red, como se muestra en la siguiente figura.

Las bombas de calor ya están en uso en el país, por lo que la medida propone un mayor grado de penetración con una meta de reemplazo de la totalidad de las estufas existentes en un

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Mill

on

es

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Generación distribuida

Plan canje automotor

Calefactores solares

Cambio modal tpte carga

Economizadores de agua

Eficiencia tpte carga

Pilotos electrónicos

Energía renovable de red

Combustibles alternativos

Bombas de calor

CCS en centrales térmicas



período de 10 años. Una norma que limita la fabricación o venta de estufas de tiro balanceado aceleraría la concreción de la medida. El uso de combustibles alternativos podría ser una opción que la industria adoptara para reducir costos en la compra de combustibles fósiles o limitar la dependencia en la adquisición de los mismos ante escasez o restricciones en el mercado. La meta del 15% de energía renovable en la red interconectada nacional está alineada con proyectos de ley que se están discutiendo en las cámaras y que proponen metas más ambiciosas, siempre y cuando haya una fuerte política de incentivos o subsidios al sector, hasta que los costos de la tecnología logren su abaratamiento en el mercado y vuelvan competitivos a los proyectos. Las opciones de reducción del consumo de gas correspondientes a la inserción en el mercado de calefones con pilotos electrónicos y de economizadores de agua es algo que puede lograrse paulatinamente mediante acuerdos con proveedores de la tecnología y comercios de venta de electrodomésticos, previa normalización de los productos. En cambio, la penetración de calefactores solares dependerá de políticas dedicadas para incentivar el uso de la tecnología, ya sea por normas de construcción para instalaciones sanitarias nuevas o por planes de incentivos fiscales, tarifarios o subsidios. Muchas de las medidas de reducción del consumo de gas pueden tener un impacto significativo en la reducción de importación de gas, hasta que se logre cubrir toda la demanda con el gas proveniente de la explotación de hidrocarburos no convencionales. Las opciones asociadas al transporte terrestre de carga también tienen un buen potencial en base a políticas recientemente en marcha o a niveles similares a los alcanzados por algunos países de la región. El plan canje automotor puede resultar una medida importante que, además, ayudaría a reducir los niveles de contaminación urbana. Además, es una medida que ya tiene antecedentes exitosos en el país. Por su parte, la generación distribuida como implementación piloto es una opción interesante para empezar a recorrer la curva de aprendizaje de una nueva modalidad de generación. Se necesitaría fijar el marco normativo tanto técnico como económico para facilitar la conexión segura y venta de energía a la red por parte de los usuarios. Asumiendo que el Estado se hiciera cargo del costo de mitigación asociado a aquellas opciones dependientes de subsidios o incentivos para su implementación, las curvas de abatimiento muestran los beneficios que se podrían alcanzar con algunas opciones costo-efectivas y otras que podrían ser impulsadas por la financiación climática internacional, bajo una fuerte dependencia del costo marginal del gas natural. Esa lógica no es acompañada por los beneficios, a través de ahorros de energía, que tendría el sector privado para llevar a cabo los proyectos. Por lo tanto, muchas de las opciones podrían canalizarse a través de fondos internacionales de financiación verde o vía loa obtención de créditos blandos bancarios para su desarrollo. La siguiente figura muestra la curva marginal de abatimiento para el escenario más favorable para el Estado Nacional, referido como el actor principal y relevante que puede inclinar la balanza hacia uno u otro lado. La curva de abatimiento muestra todas opciones viables en el caso de una baja tasa de descuento y con costo marginal del gas natural a precios locales del mercado.



Las medidas de mitigación consideradas representan en conjunto una reducción de emisiones de GEI del orden del 18% de las emisiones que Argentina emitiría en el período 2017-2030 (2017 es el año en que empiezan a generar reducciones las medidas propuestas). Ese valor, aunque es comprobable el impacto de cada opción en términos de sus reducciones absolutas, está en el orden de la incertidumbre que tienen los inventarios de emisiones de GEI, lo que muestra la importancia de mejorar la determinación de los datos de actividad y factores de emisión con miras a tener una línea de base con un menor intervalo de valores posibles que representan la medida del inventario. Resulta interesante destacar que la mayoría de las medidas representarían ahorros netos para el Estado en virtud de la disminución de importación de combustibles. La medida que más requeriría la inversión del Estado es la correspondiente al cambio modal que rehabilitaría los ramales ferroviarios para transporte de cargas. Algunas de las tecnologías propuestas en las medidas de mitigación ya han empezado a implementarse en el país, pero el estudio propone un grado más ambicioso de ejecución. Para otras el sentido común parecería indicar que podrían implementarse siguiendo un curso natural de acontecimientos y, sobre todo, teniendo en cuenta los importantes beneficios secundarios de las medidas (que redundan en una mejora de la balanza comercial de combustibles, mitigación de los riesgos asociados a la volatilidad de los precios de los combustibles, disminución de la dependencia de combustibles fósiles, extensión de la duración de los recursos no renovables, provisión de servicios energéticos a menor costo, aumento de la independencia



de la matriz energética, reducción de las necesidades de inversión en infraestructura, incremento de la competitividad de las industrias, reducción de impactos ambientales, mejora de la calidad del aire y generación de puestos de trabajo). Algunas medidas forman parte del escenario base proyectado (escenario tendencial) que por considerarse que ya tienen un grado de avance aceptable y ambicioso no ameritaron ser consideradas aparte como medidas de mitigación más agresivas. Sin embargo, en este informe se presenta un potencial ambicioso alcanzable bajo la adopción de políticas fuertes en mitigación. Esto es motivado, en parte, por los resultados logrados por las medidas que han sido propuestas con anterioridad, por ejemplo, en la Segunda Comunicación Nacional. En ese caso, de un conjunto esperable de medidas vinculadas a la eficiencia energética, iluminación, etiquetado, mejora de la envolvente térmica, cogeneración, buenas prácticas en el transporte, cambio modal hacia la rehabilitación de los ferrocarriles, nuevas tecnologías automotrices, más de 1000 MW en energías renovables, sólo se logró avanzar con las medidas que siguieron a la evolución de los mercados con un grado de penetración moderado o tuvieron sólo un impulso inicial desde el sector público. Lo realmente acontecido no permitió mejorar la intensidad de emisiones, es decir, desacoplar a las emisiones del sector Energía de la evolución del PBI. Para dar un paso más allá del escenario tendencial es necesario que se adopten políticas más ambiciosas en términos de reducción de emisiones, motivadas fuertemente por los importantes beneficios secundarios en el marco de las necesidades de desarrollo de manera sostenible.



Executive summary

This report describes mitigation options, from a technological perspective, prioritized or accessible in terms of information, taking into account non-overlapping with the Inventory Team of other sectors and other studies carried out in parallel. A long list of options is presented and then criteria are defined to select a short list, which has been the subject of a detailed study, depending on their background, suitability to existing conditions in Argentina1, state of the art, mitigation potential, co-benefits and impacts, barriers to implementation, economic viability and instruments to promote the measures. The selected mitigation options are those with reductions in the categories with greater contribution to emissions of greenhouse gases. A penetration degree of the measures according to expected deadlines associated to national circumstances was also considered. Total reductions achieved by the proposed measures reach a level of about 323 005 000 tCO2e over the period 2017-2030 excluding the activities of carbon capture and storage in thermal power plants and some 611 092 000 tCO2e if that option is included. If the contribution already achieved by the policies implemented to date (and its projection to 2030) is deducted, the reduction of the period represents 18% of total emissions. The aggregate sectoral projected emissions in 2030 are shown in the following figure, with the mitigation to be achieved without CCS (dotted line).

1 In this Inventory, the Argentine Republic does not include information related to Islas Malvinas, Georgias del Sur

and Sandwich del Sur emissions, which are part of the National Argentine Territory, because being illegitimately occupied by the United Kingdom of Great Britain and Northern Ireland, they are the core of a dispute of sovereignty between both countries, which is acknowledged by the General Assembly of the United Nations, the Committee of Decolonization of the United Nations and other International Organizations.

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2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

tCO

2e

Oil and natural gas

Solid fuels

Other sectors

Transport

Manufacturing industries and construction

Energy industries

Mitigation



Resumen ejecutivo El presente informe describe las opciones de mitigación, desde una óptica tecnológica, consideradas prioritarias o accesibles en términos de información, teniendo en cuenta la no superposición con los Equipos de Inventario de los otros sectores y otros estudios que se llevan a cabo en paralelo. Se presenta una lista larga de opciones y luego se definen criterios para seleccionar una lista corta, la cual ha sido motivo de un estudio detallado en función de sus antecedentes, aplicabilidad a las condiciones de la República Argentina2, estado del arte, potencial de mitigación, co-beneficios e impactos, barreras a su implementación, viabilidad económica e instrumentos para promover las medidas. Las opciones de mitigación seleccionadas son las que presentan reducciones en las categorías que mayor aporte dan a las emisiones de gases de efecto invernadero. También se consideró un grado de penetración de las medidas en plazos esperables de acuerdo con las circunstancias nacionales. Las reducciones totales logradas por las medidas propuestas alcanzan un nivel de aproximadamente 323 005 000 tCO2e en el período 2017-2030 sin incluir las actividades de captura y almacenamiento de carbono en centrales térmicas y de unas 611 092 000 tCO2e si se incluye esa alternativa. Si se descuenta el aporte que ya lograron las políticas implementadas a la fecha y su proyección al año 2030, las reducciones del período representarán un 18% de las emisiones totales. Las emisiones sectoriales agregadas proyectadas al año 2030 se muestran en la figura siguiente, con el aporte de la mitigación sin CCS (línea punteada).

2 En este informe la República Argentina no incluye información relativa a las emisiones de las Islas Malvinas,

Georgias del Sur y Sandwich del Sur, que son parte integrante del territorio nacional argentino, porque estando ilegítimamente ocupadas por el Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte, son objeto de una disputa de soberanía entre ambos países, reconocida por la Asamblea General de las Naciones Unidas, el Comité de Descolonización de las Naciones Unidas y otras organizaciones internacionales.

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2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

tCO

2e

Petróleo y gas natural

Combustibles sólidos

Otros sectores

Transporte

Industrias manufactureras y de la construcción

Industrias de la energía

Mitigación



Introducción El objetivo del trabajo es evaluar el potencial de mitigación del sector Energía con miras a tener elementos de decisión para futuras negociaciones en el seno de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y desde el punto de vista del desarrollo de las políticas nacionales para cumplir con los compromisos asumidos en la Convención y las expectativas de desarrollo sustentable del país. La metodología empleada en el análisis de las opciones de mitigación consiste en:

Una consideración del potencial de mitigación

El cálculo de la reducción de emisiones

El análisis económico desde el punto de vista del actor privado que implementaría la propuesta tecnológica

Un análisis de inversión desde el punto de vista del impacto de la medida a nivel país

Un análisis económico desde el punto de vista de la forma de ejecución de la medida

Un análisis de los co-beneficios de las opciones consideradas

Un análisis de las barreras a la implementación de las medidas

La consideración de políticas e instrumentos financieros para facilitar a realización de las medidas propuestas

Se presenta el resultado de la cuantificación a nivel de inventario de la sumatoria del potencial de reducción neta de todas las medidas, lo que delinea un escenario de mitigación que se construye a partir de las emisiones de GEI agregadas y no de los datos de actividad redefinidos. El escenario de mitigación se compara con el escenario base que incluye las políticas que se han llevado a cabo hasta el momento y su continuidad a futuro y el escenario bajo el cual esas políticas no se habrían llevado a cabo. Se analiza también el impacto de los indicadores definidos en el Informe 3 (Indicadores de Patrones de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero). La metodología empleada en las evaluaciones económicas de las distintas opciones de mitigación se basa en los siguientes supuestos:

Consideración de un enfoque “Sectorial” donde se evalúa la contribución económica a nivel país de las medidas de mitigación en el sector al cual pertenecen (se incluyen dos versiones, una con toda la inversión realizada al inicio y una con el flujo de inversiones a lo largo del tiempo)

Consideración de un enfoque “Microeconómico” a nivel de unidad de implementación en el que se analiza económicamente las medidas de mitigación desde la óptica de la implementación



Flujos de fondos en valores reales a precios constantes en dólares al año 2014

Cálculo del valor actual neto de proyecto (sin costos financieros) a 10 años

Los parámetros relevantes de los flujos de fondo incluyen:

- Flujos de inversión con la vida útil estimada de los bienes de capital - Costos de operación y mantenimiento cuando se consideran relevantes - Flujos financieros correspondientes a gastos programáticos de apoyo institucional,

promoción, capacitación y asistencia - Si la vida útil es superior a 10 años se agrega el valor residual de la inversión como

input al final del período de análisis - Tasa de descuento real ”ambiental” del 4% y “de mercado” del 10% - Co-beneficios que puedan ser claramente cuantificados

En las valuaciones económicas por lo general se ha simplificado el análisis, dejando de lado la cuantificación de co-beneficios, algunos costos de operación y mantenimiento y gastos para el Estado asociados a capacitación y difusión. Estos valores pueden ser incorporados, pero se ve que para el tipo de opciones consideradas no tendrían impactos significativos (en aquellos casos en que sí hubiera impactos relevantes, los mismos se tuvieron en cuenta). Se construyen las curvas de abatimiento para tener una estimación comparativa del costo-beneficio, en términos de emisiones de GEI de las distintas opciones consideradas. Finalmente, se considera el escenario correspondiente a lo que hubiera ocurrido si no se hubieran implementado algunas de las políticas en curso.

Medidas de mitigación para el sector Energía Las medidas de mitigación del sector Energía fueron analizadas en función de las áreas o sub-categorías que presentan mayores emisiones, su potencial de reducción y desarrollo, el impacto de las mismas en las áreas mencionadas y la accesibilidad de información. La tabla 1 presenta la mayor apertura del inventario del año 2012 en sub-categorías en orden decreciente de emisiones (en términos de toneladas de CO2 equivalente):



Tabla 1: Emisiones por sub-categoría de fuente del inventario del año 2012

Sub-categoría Combustible CO2 CH4 N2O CO2e

Residencial GN 20 634 042 370 37 20 653 264

Generación Electricidad CG GN 18 794 338 2 020 808 19 087 265

Carretero Privado Carga DO/GO 15 418 777 820 820 15 690 101

Carretero Privado Autos MN 11 335 826 4 131 1 322 11 832 338

Generación Electricidad TV FO 8 777 896 103 34 8 790 715

Carretero Privado Utilitarios DO/GO 7 610 124 405 405 7 744 040

Consumo en yacimientos (calor) GN 6 039 948 108 11 6 045 575

Generación Electricidad TG GN 5 896 785 634 254 5 988 692

Carretero Privado Autos GNC 4 777 803 7 875 257 5 022 772

Pesca DO/GO 4 538 754 186 37 4 554 159

Industria no especificada (calor) GN 4 399 234 79 8 4 403 332

Carretero Privado Utilitarios MN 3 952 983 1 440 461 4 126 124

Comercial/Institucional (calor) GN 3 442 601 62 6 3 445 808

Agricultura maquinarias DO/GO 3 414 090 140 28 3 425 679

Generación Electricidad CG DO/GO 3 288 398 134 27 3 299 560 Consumo yacimientos (autoproducción)

GN 3 175 960 57 6 3 178 919

Proces. alimentos (calor) GN 2 995 011 54 5 2 997 801

Venteo en producción de gas

2 215 133 251 0 2 800 478

Refinación de petróleo (calor) GR 2 784 647 49 5 2 787 174

Combustión producción gas en exceso GN 2 719 967 0 0 2 719 967

Minerales no metálicos (calor) GN 2 620 821 47 5 2 623 263

Generación Electricidad TV GN 2 543 324 5 109 2 577 319

Tpte. por tuberías (calor) GN 2 474 515 44 4 2 476 821

Residencial GL 2 382 394 38 4 2 384 377

Generación Electricidad TV CM 2 302 341 17 12 2 306 556

Hierro y acero (autoproducción) GN 2 149 434 39 4 2 151 436

Quema en antorcha prod. petróleo

1 587 933 966 25 1 615 932

Fugitivas en industrias y centrales

0 67 894 0 1 425 776

Público Pasajeros Interurbano DO/GO 1 312 853 70 70 1 335 955

Público Pasajeros Urbano DO/GO 1 265 575 67 67 1 287 845

Hierro y acero (autoproducción) GAH 1 140 421 4 0 1 140 650

Cantidad inyectada sist. distribución

2 731 53 594 0 1 128 211

Aviación Cabotaje K/AK 1 113 401 8 31 1 123 318

Refinación de petróleo (calor) GN 1 116 531 20 2 1 117 572

Residencial K/AK 1 080 252 46 9 1 084 052

Generación Electricidad DI DO/GO 1 008 954 55 8 1 012 667

Hierro y acero (calor) CR 947 866 10 15 952 687

Generación Electricidad TG DO/GO 888 730 36 7 891 746



Navegación Nacional DO/GO 797 352 76 22 805 688

Hierro y acero (calor) GAH 803 113 3 0 803 275

Carretero Privado Motos MN 768 962 280 90 802 642

Otras industrias GL 794 131 13 1 794 792

Carretero Privado Autos DO/GO 691 518 37 37 703 687

Productos Químicos (autoproducción) GN 638 675 11 1 639 270

Carretero Privado Utilitarios GNC 587 303 968 32 617 416

Venteo producción petróleo

3 683 27 979 0 591 239

Navegación Nacional FO 548 025 50 14 553 510

Metales no ferrosos (calor) GN 548 645 10 1 549 156

Productos Químicos (calor) GN 540 573 10 1 541 077

Pulpa, papel e imprenta (calor) GN 504 196 9 1 504 666

Cantidad inyectada sist. tpte.

66 20 453 0 429 571

Agricultura todo terreno DO/GO 426 761 17 3 428 210

Comercial/Institucional (calor) GL 397 066 6 1 397 396

Agricultura estacionarias (calor) GL 397 066 6 1 397 396

Fugitivas residencial, comercial/inst.

0 18 763 0 394 025

Generación Electricidad DI GN 339 259 1 459 15 374 412

Hierro y acero (calor) GN 350 470 6 1 350 796

Proces. alimentos (autoproducción) GN 342 670 6 1 342 989

Minerales no metálicos (calor) CR 315 955 3 5 317 562

Textiles y cueros (calor) GN 254 986 5 0 255 223

Ferrocarriles DO/GO 218 107 12 85 244 725

Comercial/Institucional (calor) DO/GO 241 949 10 2 242 770

Otras industrias MN 230 982 10 2 231 820

Hierro y acero (calor) CC 219 101 2 3 220 216

Venteo procesamiento gas

809 10 110 0 213 119

Venteo producción pozos petroleros

721 9 942 0 209 500

Otras industrias DO/GO 195 536 8 2 196 200 Refinación de petróleo (autoproducción)

GN 167 570 3 0 167 726

Cantidad inyectada sist. tpte.

209 7 930 0 166 737

Industria no especificada (autoprod.) DO/GO 164 564 7 1 165 122

Quema en antorcha proces. gas GN 154 748 104 2 157 468

Pulpa, papel e imprenta (autoprod.) FO 143 569 6 1 144 035

Refinación petróleo (autoproducción) GR 129 983 2 0 130 101

Otras industrias FO 121 140 5 1 121 533

Equipos de tpte. (calor) GN 116 789 2 0 116 897

Pulpa, papel e imprenta (autoprod.) GN 113 972 2 0 114 078

Agricultura estacionarias (calor) DO/GO 109 642 4 1 110 014



Hierro y acero (calor) GC 97 719 2 0 97 834

Refinación petróleo (autoproducción) FO 94 394 4 1 94 701

Hierro y acero (autoproducción) GC 85 645 2 0 85 746

Carretero Privado Carga MN 81 675 30 10 85 252

Pesca FO 81 769 3 1 82 035

Industria no especificada (autoprod.) GN 80 362 1 0 80 436

Pesca MN 73 371 3 1 73 637

Tpte. x tuberías (autoproducción) GN 65 499 1 0 65 560

Quema en antorcha producción gas GN 61 140 38 1 62 285

Tpte. x tuberías (autoproducción) GR 61 270 1 0 61 326

Mina carbón (autoproducción) CM 58 086 1 1 58 391

Refinación petróleo (calor) DO/GO 55 667 2 0 55 855

Minería subterránea carbón no lavado

2 514

52 790

Madera y prod. madera (calor) GN 51 760 1 0 51 808

Pozos petr. perforados (explotación)

30 993 658 0 44 885

Comercial/Institucional (calor) FO 42 399 2 0 42 537

Minerales no metálicos (autoprod.) GN 30 862 1 0 30 890

Productos Químicos (autoproducción) GL 24 209 0 0 24 229

Proces. alimentos (autoproducción) FO 23 543 1 0 23 619

Refinación petróleo (calor) K/AK 11 774 0 0 11 816

Hierro y acero (autoproducción) FO 10 525 0 0 10 560

Pozos petr. Tpte. (por buques)

0 479 0 10 055

Productos Químicos (autoproducción) GR 8 298 0 0 8 305

Comercial/Institucional (autoprod.) GL 7 482 0 0 7 488

Post-minería subt. carbón no lavado

349

7 332

Refinac. petróleo cantidad procesada

0 318 0 6 681

Proces. alimentos (autoproducción) DO/GO 6 154 0 0 6 175

Comercial/Institucional (autoprod.) DO/GO 4 035 0 0 4 048

Pozos petr. perforados (exploración)

2 639 56 0 3 821

Pozos petr. perforados (avanzada)

2 601 55 0 3 767

Productos Químicos (autoproducción) FO 3 470 0 0 3 482

Mina carbón (autoproducción) DO/GO 2 637 0 0 2 646 Consumo yacimientos (autoproducción)

DO/GO 2 274 0 0 2 282

Tpte. x tuberías (autoproducción) DO/GO 2 054 0 0 2 061

Pozos petr. Tpte. (por ductos)

8 86 0 1 819

Almacen. cantidad procesada petr.

0 83 0 1 747

Distribución Productos Petróleo GL 1 414 0 0 1 414

Minerales no metálicos (autoprod.) DO/GO 1 315 0 0 1 320

Productos Químicos (autoproducción) DO/GO 1 038 0 0 1 041



Equipos de tpte. (autoproducción) DO/GO 416 0 0 418

Comercial/Institucional (autoprod.) GN 270 0 0 270

Hierro y acero (autoproducción) DO/GO 155 0 0 155

Textiles y cueros (autoproducción) DO/GO 104 0 0 104

Refinación petróleo (autoproducción) DO/GO 88 0 0 89

Pulpa, papel e imprenta (autoprod.) DO/GO 44 0 0 44

Madera y prod. madera (autoprod.) DO/GO 22 0 0 22

Agricultura estacionarias (autoprod.) DO/GO 13 0 0 13 Fuente: Elaboración propia – Inventario Sector Energía 2012 Ref.: Columna 1: CG ciclo combinado a gas, TV turbina de vapor, TG turbina de gas, DI motor Diesel; columna 2: GN gas natural, DO/GO Diesel oil/gasoil, MN motonafta, FO fuel oil, GNC gas natural comprimido, GR gas de refinería, GL gas licuado, CM carbón mineral, GAH gas de alto horno, K/AK kerosene/aerokerosene, CR carbón residual, CC coque de carbón, GC gas de coquería. La primera vez que aparece una sub-categoría es para CO2, luego CH4 y N2O

Las tabla 1 muestra que los sectores con mayores emisiones y, por lo tanto, con mayor potencial de reducción corresponden al consumo de gas natural en el sector residencial y, en menor medida, de gas licuado, el consumo de combustibles, principalmente gas natural, en la generación de energía eléctrica, el consumo de gasoil en el transporte carretero de cargas y de distintos combustibles en el transporte de autos particulares y el consumo de gas natural en las actividades de producción de hidrocarburos. Sólo estos sectores representan más del 50% de las emisiones totales del sector energético. Los siguen en menor medida el consumo de gas natural en los sectores comercial e institucional, el consumo de gas natural en las industrias alimenticias metalúrgicas, siderúrgicas y de minerales no metálicos y el consumo de gasoil en el transporte público de pasajeros. La tabla 2 sintetiza las opciones consideradas (lista corta) en correspondencia con las sub-categorías que comprenden la mayor cantidad de emisiones del sector Energía. Tabla 2: Lista corta de opciones de mitigación

1 Energía renovable conectada a la red en el mercado mayorista

2 Generación renovable distribuida conectada a la red

3 Sustitución de calefones convencionales por equipos con pilotos electrónicos

4 Calefactores solares para calentamiento de agua sanitaria

5 Sistemas economizadores de agua caliente

6 Cambio modal en el transporte de carga

7 Plan canje automotor con vehículos más eficientes

8 Sustitución de gas natural por combustibles alternativos en la industria

9 Eficiencia en el transporte carretero carga

10 Reemplazo de calefactores tiro balanceado por bombas de calor

11 Captura y almacenamiento de carbono en reservorios geológicos

En la tabla 3 se muestran las opciones de mitigación asociadas a las sub-categorías que cubren el 90% de las emisiones y en la tabla 4 se presenta su relación con indicadores que sirven para explicar el comportamiento de las emisiones sectoriales.



Tabla 3: Opciones de mitigación asociada a cada sub-categoría de fuente

Sub-categoría Proceso % Acumulado Opción

Residencial – CO2 Combustión 11,3% 11,3% ACS solar, Calefones, Economizadores, Bombas de calor

Generación Electricidad CG – CO2 Combustión 10,4% 21,7% ER, Generación distribuida

Carretero Privado Carga Combustión 8,6% 30,3% Cambio modal, Eficiencia transporte

Carretero Privado Autos Combustión 6,5% 36,7% Plan canje automotor

Generación Electricidad TV – CO2 Combustión 4,8% 41,5% ER, Generación distribuida

Carretero Privado Utilitarios – CO2 Combustión 4,2% 45,8% Plan canje automotor

Consumo en yacimientos (calor) Combustión 3,3% 49,1%

Generación Electricidad TG Combustión 3,3% 52,4% ER, Generación distribuida

Carretero Privado Autos GNC Combustión 2,7% 55,1%

Pesca Combustión 2,5% 57,6%

Industria no especificada (calor) Combustión 2,4% 60,0%

Carretero Privado Utilitarios – CH4 Combustión 2,3% 62,2% Plan canje automotor

Comercial/Institucional (calor) Combustión 1,9% 64,1% Economizadores, Bombas de calor

Agricultura maquinarias Combustión 1,9% 66,0%

Generación Electricidad CG – CH4 Combustión 1,8% 67,8% ER, Generación distribuida

Consumo yacimientos (autoproducción) Combustión 1,7% 69,5%

Procesamiento alimentos (calor) Combustión 1,6% 71,2% Combustibles alternativos

Venteo en producción de gas Fugitivas 1,5% 72,7%

Refinación de petróleo (calor) – CO2 Combustión 1,5% 74,2%

Combustión producción gas en exceso Combustión 1,5% 75,7%

Minerales no metálicos (calor) Combustión 1,4% 77,1% Combustibles alternativos

Generación Electricidad TV – CH4 Combustión 1,4% 78,6% ER, Generación distribuida

Transporte por tuberías (calor) Combustión 1,4% 79,9%

Residencial – CH4 Combustión 1,3% 81,2% ACS solar

Generación Electricidad TV – N2O Combustión 1,3% 82,5%

Hierro y acero (autoproducción) Combustión 1,2% 83,6% Combustibles alternativos

Quema en antorcha prod. Petróleo Combustión 0,9% 84,5%

Fugitivas en industrias y centrales Fugitivas 0,8% 85,3%

Público Pasajeros Interurbano Combustión 0,7% 86,0%

Público Pasajeros Urbano Combustión 0,7% 86,7%

Hierro y acero (autoproducción) Combustión 0,6% 87,4%

Cantidad inyectada sistema distribución Fugitivas 0,6% 88,0%

Aviación Cabotaje Combustión 0,6% 88,6%

Refinación de petróleo (calor) – CH4 Combustión 0,6% 89,2%

Residencial – N2O Combustión 0,6% 89,8% ACS solar

Generación Electricidad DI Combustión 0,6% 90,4% ER, Generación distribuida

Fuente: Elaboración propia Ref.: ER Energía renovable, ACS Agua caliente sanitaria



Las opciones consideradas cubren un abanico parcial de posibles alternativas. Algunas que se han dejado de lado en esta oportunidad y que podrían ser consideradas en futuros desarrollos son aquellas vinculadas a sectores abarcados por otros estudios de la TCN (Agricultura, Ganadería y Cambio de Uso del Suelo y Silvicultura, Procesos Industriales y Uso de Productos y Residuos), opciones que requerirían un nivel de estudio más profundo, como es el caso de mejoras de eficiencia en el consumo eléctrico de los sectores residencial3, comercial e institucional (iluminación, aislación, climatización, etiquetado de electrodomésticos), opciones de transporte eficiente como sistemas BRT (de alcance limitado a grandes ciudades), opciones del sector de petróleo y gas, entre otras de las que estarían comprendidas en el conjunto mostrado en la tabla 3, que es el que alcanza al 90% de las emisiones totales del sector. En este trabajo se adoptó el criterio de considerar las opciones asociadas a la metodología de cuantificación del inventario de emisiones fe GEI, combustibles por el lado de la demanda y energía eléctrica por el lado de la oferta (con lo cual se incluyen medidas de eficiencia energética asociadas al consumo de electricidad). Tabla 4: Opciones de mitigación e indicadores

1 Energía renovable conectada a la red en el mercado mayorista

2. Factor de emisión de la red 3. Porcentaje de energía eléctrica generada con combustibles fósiles 2 Generación renovable distribuida conectada a la red

3 Sustitución de calefones convencionales por equipos con pilotos electrónicos

5. Emisiones sector residencial por consumo de combustibles per cápita 4 Calefactores solares para calentamiento de agua sanitaria

5 Sistemas economizadores de agua caliente

6 Cambio modal en el transporte de carga 8. Consumo específico del transporte de carga

7 Plan canje automotor con vehículos más eficientes 9. Emisiones de automóviles para transporte de pasajeros per cápita

8 Sustitución de gas natural por combustibles alternativos en la industria

Indicadores a coordinar con el Equipo de TCN del sector Industria

9 Eficiencia en el transporte carretero carga 8. Consumo específico del transporte de carga

10 Reemplazo de calefactores tiro balanceado por bombas de calor

5. Emisiones sector residencial por consumo de combustibles per cápita

11 Captura y almacenamiento de carbono en reservorios geológicos

Esta componente se analiza por separado

El conjunto de opciones de mitigación consideradas fue puesto a consideración de un público especializado invitado a un taller sectorial organizado por el Equipo de Coordinación de Inventario y Mitigación de la Secretaría de Ambiente y desarrollo Sustentable y los equipos de

3 Se espera que algunas opciones sean analizadas en el Proyecto GEF “Eficiencia Energética y Energía Renovable en

la Vivienda Social Argentina”.



expertos contratados para la TCN el día 15 de julio de 2014. La tabla 5 muestra la lista larga de opciones presentadas. Tabla 5: Lista larga de opciones de mitigación

OPCIÓN DE MITIGACIÓN DESCRIPCIÓN

Oferta de energía

Generación eólica para la red Proyectos de energía eólica para sustituir centrales térmicas existentes o a ser construidas

Generación solar para la red Proyectos de energía solar para sustituir centrales térmicas existentes o a ser construidas

Generación hidroeléctrica para la red Proyectos de energía hidroeléctrica (e.g. mini centrales) para sustituir centrales térmicas existentes o a ser construidas

Generación en base a biomasa para la red

Proyectos de energía biomásica para sustituir centrales térmicas existentes o a ser construidas

Generación geotérmica para la red Proyectos de energía geotérmica para sustituir centrales térmicas existentes o a ser construidas

Generación mareomotriz para la red Proyectos de energía mareomotriz para sustituir centrales térmicas existentes o a ser construidas

Generación eólica para sistemas aislados Proyectos de energía eólica en poblaciones rurales dispersas sustituyendo motores Diesel

Generación solar para sistemas aislados Proyectos de energía solar en poblaciones rurales dispersas sustituyendo motores Diesel

Generación en base a biomasa para sistemas aislados

Proyectos de energía biomásica en poblaciones rurales dispersas sustituyendo motores Diesel

Generación eólica distribuida Micro proyectos eólicos en los sectores residencial, público y comercial para complementar la oferta de la red

Generación solar distribuida Micro proyectos solares en los sectores residencial, público y comercial para complementar la oferta de la red

Conversión de ciclos simples a ciclos combinados

Cierre de ciclos abiertos para mejorar la eficiencia de centrales térmicas de la red

Mejora de eficiencia de los ciclos abiertos

Incorporación de tecnologías de mejor rendimiento térmico para reducir el consumo de combustibles fósiles

Sustitución de combustibles Uso de biogás, residuos de biomasa y biocombustibles para la generación eléctrica

Energía térmica distribuida Micro proyectos de calefactores solares para calentamiento de agua sanitaria y cocinas solares en los sectores residencial, público y comercial

Fomento de energías fósiles de menor impacto

Mayor uso de gas natural en reemplazo de derivados del petróleo (fuel oil y gasoil)

Mejora de los criterios de despacho de las unidades generadoras

Modificación de la normativa de despacho incorporando criterios ambientales y no sólo de costos de generación

Calefactores solares para uso industrial Utilización de la energía solar para precalentamiento de agua de calderas industriales

Optimización de la flexibilidad del sistema

Mejora del balance mediante la integración al SIN

Eficiencia energética Sustitución de GLP y kerosene por gas

natural Expansión de la red domiciliaria de gas para reemplazar el uso de garrafas o tanques de GLP y uso domiciliario de kerosene

Sustitución de luminarias privadas Incorporación de lámparas de bajo consumo y leds en los sectores residencial y comercial

Sustitución de luminarias viales Reemplazo de lámparas de mezclado por lámparas de vapor de sodio, de inducción o leds en el alumbrado público y señalización

Mejora de eficiencia de electrodomésticos para climatización

Reducción de consumos eléctricos y de gas mediante la incorporación de equipos de climatización más eficientes con etiquetado



Mejora de eficiencia de electrodomésticos para conservación de

alimentos

Reducción de consumos eléctricos y de gas mediante la incorporación de equipos de frío más eficientes con etiquetado

Mejora de eficiencia de otros electrodomésticos

Reducción de consumos eléctricos y de gas mediante la incorporación de equipos tales como lavarropas más eficientes con etiquetado

Sustitución de pilotos a gas por pilotos electrónicos

Reducción del consumo de gas cuando no hay demanda de agua caliente de calefones, termotanques y calderas residenciales

Eficiencia en aislación y ventilación edilicia

Mejora de envolventes térmicas, uso de doble vidriado, incorporación de conceptos de orientación de edificaciones, ventilación pasiva, uso de muros Trombe

Eficiencia en iluminación edilicia Mejor aprovechamiento de la luz solar, dispositivos de control para regular intensidades, administradores de energía, apagado en bandas horarias, cambios culturales para un mejor manejo de la demanda

Eficiencia en climatización edilicia Uso de sistemas centralizados, sistemas VRV, uso de plantas estacionales, diseños bioclimáticos

Sistemas de ahorro de agua Incorporación de sistemas de control de descargas o de uso de lavatorios para ahorrar consumo de agua e indirectamente minimizar la demanda de energía para bombeo y potabilización

Virtualización de redes computacionales Disminución del número de servidores físicos por medio de la consolidación de múltiples aplicaciones en un único servidor reduciendo el consumo de energía y los requerimientos de enfriamiento

Redes inteligentes Disminución de pérdidas de energía eléctrica mediante la implementación de redes inteligentes en la distribución de electricidad

Reducción del nivel de iluminación en avenidas y autopistas

Controladores del nivel de iluminación en vías rápidas para su reducción en horarios de bajo tránsito

Transporte Recuperación y extensión de los ramales

ferroviarios Expansión del ferrocarril en reemplazo de camiones y barcos de carga y pasajeros

Sistemas de subterráneos para grandes urbes

Reducción del uso de autos particulares en virtud de la mejora en la oferta de servicios públicos

Modernización de la flota vehicular Incorporación de unidades más nuevas en reemplazo de vehículos antiguos (e.g. plan canje)

Sistema unificado de transporte Aplicación del boleto único con la incorporación de centros de intercambio modal

Reemplazo de colectivos por coches articulados

Uso de colectivos articulados bajo normas Euro de mayor eficiencia

Sustitución de gasoil por gas natural en el transporte público de pasajeros

Introducción de colectivos dedicados a GNC

Sistemas de transporte de tránsito rápido

Desarrollo de sistemas BRT con carriles exclusivos y tramos preferenciales

Ampliación de ciclovías Promoción del uso de bicicletas en desmedro del uso de autos particulares

Peatonalización de zonas densamente pobladas

Desincentivación al uso de autos particulares para acceder a zonas céntricas (e.g. tarifas de estacionamiento diferenciales)

Aumento del porcentaje de ocupación vehicular

Reducción de la circulación de la cantidad de vehículos mediante el uso compartido (e.g. peajes diferenciales)

Motorizaciones de menor porte Desarrollo de vehículos con motores más pequeños para ahorrar consumo de combustibles

Vehículos híbridos y eléctricos Incorporación de nuevas tecnologías para ahorrar consumo de combustibles líquidos y GNC

Biocombustibles Cortes de alcohol etílico en mezcla con las naftas y biodiesel mezclado con el gasoil

Cambio modal del transporte de pasajeros

Mejoras en la frecuencia y recorridos del transporte público para sustituir el uso de autos particulares

Intercambio modal de transporte de carga

Mejora de la logística de carga por tamaño/peso de los paquetes

Sistema unificado de carga Uso de contenedores en ramales ferroviarios de larga distancia intercambiables a



camiones para corta distancia

Uso de camiones bi-trenes Camiones bi-trenes para tramos donde no haya líneas ferroviarias (Patagonia y NOA)

Industrias manufactureras Mejora de eficiencia en sistemas de

generación de vapor Ahorros de combustibles en calderas, calentadores, hornos

Cogeneración Incorporación de sistemas de cogeneración de calor y electricidad

Sistemas de recuperación de calor residual

Incorporación de unidades de recuperación de calor para ahorrar consumo de combustibles fósiles

Mejora en la eficiencia de motores eléctricos

Incorporación de tecnología más eficiente para ahorrar electricidad con sistemas de etiquetado y estándares

Autoproducción con fuentes renovables Uso de residuos de biomasa e industriales para generar energía eléctrica para consumo propio

Energía solar térmica Precalentamiento de agua de calderas a partir de colectores solares

Cambio de sistemas pico de vapor por sistemas cerrados

Cierre de sistemas abiertos de vapor mediante el uso de sistemas con recirculación

Combustibles alternativos Sustitución de combustibles fósiles por residuos de biomasa e industriales para generar calor de proceso

Mejoras de logística Ahorro de combustibles por optimización del transporte de cargas y distribución de productos y materias primas

Reducción de viajes de personal de jerárquico y de servicios

Uso de sistemas de teleconferencias en reemplazo de viajes en avión

Valorización energética de residuos Incineración de materia orgánica previa separación en origen y reciclado para generar energía, gasificación, pirolisis, digestión anaeróbica, fermentación, etc.

Reducción de pérdidas Control de fugas en válvulas, ductos, etc., sistemas de detección temprana para ahorrar consumo de combustibles

Petróleo y gas Recuperación del calor de los escapes de

los motores de combustión interna Reutilización de calor residual de motores que se utilizan para mover los compresores de gas (moto-compresores) o bombas inyectoras

Implementación de sistemas de separación de CO2 del gas combustible

Separación mediante el uso de membranas semipermeables de una o dos etapas para reducir venteos de CH4 en la regeneración de las aminas

Ciclos combinados Conversión de ciclos abiertos a ciclos combinados en turbinas de gas de los yacimientos

Instalación de captación de gas en baterías que no recuperen el gas

asociado

Recuperación de gas asociado para uso in situ o para transporte a mercados, evitando al quema sin aprovechamiento energético

Implementación de programas de detección temprana y corrección de

fugas de gas natural

Reducción de pérdidas de gas natural que se pierde por los distintos componentes de la red de cañerías que forman los gasoductos como, accesorios, válvulas, instrumentos y demás del yacimiento

Instalación de unidades de recuperación de vapores en tanques separadores y de

almacenamiento Reducción de emisiones de compuestos volátiles con alto contenido de metano

Reemplazo de bombas o compresores accionadas por motores de combustión

interna por otros accionados con motores eléctricos

Migración del uso de combustibles fósiles a energía eléctrica, ganando en rendimiento por la pérdida de calor evitada de la combustión

Instalación de turbo-expansores en las corrientes de refinerías para generación

de electricidad

Recuperación de energía como consecuencia del salto entálpico producido en las etapas de reducción de presión del gas natural que sale de la planta de procesamiento

Mejora de eficiencia de combustión en hornos y calderas en procesos de

refinación Ahorros de consumo de combustibles por mayor eficiencia de quemado

Aislación de tuberías de vapor Mejora de la eficiencia energética del sistema de distribución de vapor de las refinerías

Conversión de controles neumáticos de Ahorros de gas natural por sustitución con sistema mecánicos



instrumentación de gas a aire comprimido

Recuperación del CO2 del tail gas en refinerías

Reducción de la combustión de combustibles fósiles de los procesos convencionales de producción de CO2

Sustitución de combustibles Uso de combustibles alternativos en reemplazo de los combustibles tradicionales

El taller del sector Energía contribuyó a validar y priorizar las opciones de mitigación que fueron identificadas previamente por el equipo consultor, a identificar potenciales opciones de mitigación adicionales, así como a identificar los criterios económicos, sociales y ambientales prioritarios contra los cuales evaluarlas y a identificar y ponderar las barreras de implementación que enfrentan las diferentes opciones. El Equipo de Coordinación de Inventario y Mitigación elaboró una metodología de trabajo para puntuar las distintas opciones en función de criterios asociados a los impactos ambientales, económicos y sociales y a las barreras a la implementación de las medidas. La lista de opciones elaboradas por el equipo consultor y luego complementada por los participantes del taller, quedó reducida a un paquete de opciones consideradas prioritarias por los participantes. Participaron 16 expertos activamente y uno lo hizo a través de una consulta on-line. La modalidad del taller consistió en priorizar las opciones de mitigación presentadas y aquellas que los participantes propusieran adicionalmente a la lista original. Luego se ponderaron los impactos de cada una de las opciones prioritarias de acuerdo con las dimensiones social, ambiental y económica y de acuerdo con las barreras a su implementación. Específicamente, se entregó a los participantes una primera planilla conteniendo el listado de opciones de mitigación sub-sectoriales previamente identificado por el equipo consultor. Se pidió a los participantes que numeraran las opciones de mitigación de acuerdo con el orden de prioridades que consideraran más adecuado. Las primeras cinco opciones elegidas continuaron un proceso de valorización dentro de una segunda planilla. En la planilla 2 figuraban un conjunto de indicadores ambientales, económicos y sociales sobre los cuales los participantes tenían que distribuir 10 puntos para cada criterio entre 3 opciones de la lista de indicadores, es decir, distribuir 10 puntos entre 3 indicadores de impacto ambiental, 10 puntos entre 3 indicadores de impacto económico y 10 puntos entre 3 indicadores de impacto social. Lo mismo se hizo con las barreras a la implementación de las opciones, eligiendo 3 y distribuyendo 10 puntos en total, para las 5 opciones de mitigación elegidas. Las opciones prioritarias resultaron ser las siguientes:

Oferta de energía - Generación eólica para la red - Generación solar distribuida

Eficiencia energética - Sustitución de luminarias viales



- Sustitución de pilotos a gas por pilotos eléctricos - Sistemas de ahorro de agua

Transporte - Recuperación y extensión de los ramales ferroviarios - Intercambio modal de carga

Industrias manufactureras - Mejora en la eficiencia de motores eléctricos - Combustibles alternativos - Mejoras de logística

Petróleo y gas - Mejoras en eficiencia de combustión en hornos y calderas en procesos de

refinación - Combustibles alternativos

Los impactos y barreras que analizaron los participantes del taller figuran en la tabla 6, que sintetiza el listado prioritario de medidas, incluyendo también la puntuación resultante sobre los distintos impactos y barreras. Tabla 6: Listado prioritario y evaluación de opciones resultantes del taller sectorial

Opciones

Oferta de energía

Generación eólica para la red Generación solar distribuida

Calificación

IMPACTOS

Dimensión Social

Calidad del empleo 11 7

Mejora en condiciones socioeconómicas de poblaciones afectadas

8

Acceso a servicios energéticos limpios 13 11

Salud

Uso de la tierra

Licencia social 10 8

Marco normativo

Capacidad humana e institucional

Generación de empleo

Dimensión Ambiental

Reducción de contaminación local del suelo

Reducción de contaminación local del aire 8 10

Ruido y otras molestias para vida diaria

Biodiversidad

Paisaje

Participación de renovables 25 13



Marco normativo

Fomento al uso de RRNN

Uso de la tierra

Reducción de la probabilidad de incendios

Protección del recurso

Valorización de recursos naturales

Eficiencia energética

Dimensión Económica

Creación de empleo 9

Sustitución de importaciones

Desarrollo local de tecnologías 11 10

Reducción de consumo de combustibles fósiles 15 12

Desarrollo regional

Marco normativo

Ahorro de costos

Uso de la tierra

Transferencia tecnológica

Inversión

BARRERAS

Técnicas

Desarrollo científico y tecnológico

Mercado

Institucionales

Económicas y financieras 16 8

Regulatorias y/o políticas 18 18

Información

Socio-culturales

Capacidades humanas

Uso de la tierra

Prioridades empresariales

Opciones


Sustitución de luminarias viales

Sustitución de pilotos a gas por pilotos eléctricos

Sistemas de ahorro de agua

Calificación

IMPACTOS

Dimensión Social

Calidad del empleo


10 9 14



Acceso a servicios energéticos limpios 7 7

Salud 7

Uso de la tierra

Licencia social

Marco normativo





Reducción de contaminación local del aire 7 8 7


Biodiversidad

Paisaje

Participación de renovables 8

Marco normativo 10

Fomento al uso de RRNN 7

Uso de la tierra



Valorización de recursos naturales 9



Creación de empleo

Sustitución de importaciones 9

Desarrollo local de tecnologías

Reducción de consumo de combustibles fósiles 11 9 10

Desarrollo regional

Marco normativo

Ahorro de costos 10

Uso de la tierra


Inversión

BARRERAS

Técnicas


Mercado 7

Institucionales

Económicas y financieras 10 7

Regulatorias y/o políticas 9 8 7

Información 12



Socio-culturales

Capacidades humanas

Uso de la tierra


Opciones

Transporte

Recuperación y extensión de los ramales ferroviarios

Intercambio modal de carga

Calificación

IMPACTOS

Dimensión Social

Calidad del empleo 5 4

Mejora en condiciones socioeconómicas de poblaciones afectadas 6 4

Acceso a servicios energéticos limpios

Salud

Uso de la tierra

Licencia social

Marco normativo

Capacidad humana e institucional 5




Reducción de contaminación local del aire 8 7


Biodiversidad

Paisaje

Participación de renovables

Marco normativo


Uso de la tierra






Creación de empleo






Desarrollo regional 5 4

Marco normativo

Ahorro de costos

Uso de la tierra


Inversión

BARRERAS

Técnicas


Mercado 4

Institucionales 4

Económicas y financieras

Regulatorias y/o políticas

Información

Socio-culturales

Capacidades humanas

Uso de la tierra


Opciones

Industrias manufactureras

Mejora en la eficiencia de motores eléctricos

Combustibles alternativos

Mejoras de logística

Calificación

IMPACTOS

Dimensión Social

Calidad del empleo

Mejora en condiciones socioeconómicas de poblaciones afectadas 9 9 14


Salud 8

Uso de la tierra

Licencia social

Marco normativo 16 13




Reducción de contaminación local del suelo 10

Reducción de contaminación local del aire 21

Ruido y otras molestias para vida diaria 11

Biodiversidad



Paisaje

Participación de renovables 20

Marco normativo 10


Uso de la tierra




Eficiencia energética 20 8


Creación de empleo


Desarrollo local de tecnologías 13 7


Desarrollo regional

Marco normativo 8

Ahorro de costos 7 10

Uso de la tierra


Inversión

BARRERAS

Técnicas 12

Desarrollo científico y tecnológico 10

Mercado 9

Institucionales 20

Económicas y financieras 8

Regulatorias y/o políticas 8 10 24

Información 7

Socio-culturales

Capacidades humanas

Uso de la tierra


Opciones

Petróleo y gas

Mejora de eficiencia de combustión en hornos y calderas

en procesos de refinación Combustibles alternativos

Calificación

IMPACTOS

Dimensión Social



Calidad del empleo



Salud

Uso de la tierra

Licencia social

Marco normativo 10

Capacidad humana e institucional 10




Reducción de contaminación local del aire 10


Biodiversidad

Paisaje

Participación de renovables

Marco normativo 10


Uso de la tierra






Creación de empleo



Reducción de consumo de combustibles fósiles 6

Desarrollo regional

Marco normativo

Ahorro de costos 7

Uso de la tierra


Inversión

BARRERAS

Técnicas


Mercado 2

Institucionales



Económicas y financieras

Regulatorias y/o políticas 3

Información

Socio-culturales

Capacidades humanas

Uso de la tierra


La figura 1 muestra los resultados de la tabla 5 resaltando las opciones que tuvieron mayor puntuación y superaron un umbral de respuestas por parte de los participantes al taller sectorial. Figura 1: Evolución de los indicadores considerados

A partir de los resultados del taller y de las cuestiones analizadas a partir de la tabla 1 se confeccionó la lista corta de opciones de mitigación mostrada en la tabla 2. Las opciones consideradas en el sector residencial desde el punto de vista de la demanda térmica (reemplazo de calefones convencionales por equipos que incorporan pilotos electrónicos, calefacción solar térmica para agua caliente sanitaria, uso de economizadores de



agua caliente y reemplazo de calefactores tiro balanceado por bombas de calor) representan una parte, quizás minoritaria, del potencial a ser alcanzado en dicho sector. Según especialistas de ENARGAS y la UNSAM (S.Gil, 2013) el mayor potencial de ahorro se obtendría por mejoras de aislamiento térmico en las viviendas. Esta opción no ha sido considerada puesto que la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable ha contemplado la realización de un estudio específico para este sector. Las opciones estudiadas pueden aplicarse a la reducción del consumo de gas natural como así también a la de gas licuado y querosene. La cuantificación llevada a cabo sólo ha tenido en cuenta el gas natural pero el caso del gas licuado, sobre todo para los usuarios que pagan un alto costo de las garrafas residenciales, abre una oportunidad con mucho mejor período de repago para la incorporación de calentamiento de agua sanitaria con sistemas solares híbridos, lo cual podría ser el nicho de oportunidad del desarrollo de dicha industria sin la necesidad de incentivos por parte del Estado. En el caso de la generación eléctrica se consideraron opciones que impactan sobre la oferta, como es el caso de las energías renovables conectadas a la red en el mercado mayorista y la generación distribuida de equipos de baja potencia conectados a la red en el mercado minorista. Opciones que afectan a la demanda desde el punto de vista de eficiencia energética en el sector industrial, como es el caso de la introducción de motores eléctricos de mayor eficiencia, se han dejado de lado porque es una medida analizada por los consultores del Sector Industrial de la TCN. En dicho sector industrial se ha considerado la opción de sustitución de gas natural por combustibles alternativos para la reducción de la demanda térmica de energía. Para la estimación de los beneficios que las medidas de ahorro de energía generan para el país se tomó como base el gas natural que hubiera sido consumido por turbinas en ciclo abierto o combinado. Esta es una hipótesis simplificadora que no tiene en cuenta los otros combustibles que se utilizan en la generación eléctrica. Tampoco se ha tenido en cuenta el costo marginal de generación sino el costo del último gas natural que entra al país para abastecer la demanda. La forma en que está confeccionado el inventario de emisiones de GEI, en virtud de la metodología establecida en las Directrices del IPCC, no permite individualizar los usos finales de la energía eléctrica. Dichos usos pueden obtenerse de fuentes externas, por ejemplo CAMMESA, de modo tal de permitir analizar el impacto de las opciones de mitigación que afecten a la demanda de electricidad, principalmente en lo que respecta a los consumos de los sectores residencial e industrial. En particular, para el caso del sector residencial no se han considerado opciones muy difundidas como la iluminación eficiente o la climatización de bajo consumo dado que se considera que seguirán una tendencia natural en un escenario business-as-usual, tanto sea a partir de programas de etiquetado o de la forma más directa de toma de consciencia por parte de la población. No se descarta profundizar estas medidas, contando con la colaboración de especialistas en la temática, en extensiones del presente estudio. Por último, en el sector transporte, se han considerado las tres opciones con mayor impacto, ya sea por su potencial como por la opinión de expertos en el tema. Estas opciones incluyen una



recuperación de los ramales ferroviarios de carga para favorecer el cambio modal del transporte por camiones hacia una mayor utilización del ferrocarril, el aumento de eficiencia en el transporte carretero de cargas mediante vehículos más eficientes, mejoramiento de carreteras y eficiencia en la gestión logística, y la renovación de la flota de autos particulares, bajando la antigüedad promedio del parque automotor con vehículos de mayor rendimiento para favorecer la reducción del consumo de naftas y gasoil. Se propone la implementación de un plan canje como política para favorecer la medida. Si bien dicho plan abarca tanto autos particulares como utilitarios livianos, sean estos vehículos a nafta o gasoil, el estudio se limita al caso de autos a nafta por representar la mayoría del parque automotor privado. Los resultados obtenidos son claramente extensibles al resto del parque automotor carretero privado de pasajeros. Las opciones de mitigación presentadas en este informe no pretenden ser exhaustivas, sólo representan una estimación inicial en algunas áreas, tratando de ser conservadoras y expresan un potencial alcanzable hasta 2030 que seguramente está por debajo de las posibilidades del sector en el marco de políticas adecuadas y decididas de mitigación. En general, las opciones consideradas están basadas en aspectos tecnológicos y no en cuestiones de buenas prácticas. Resultaría interesante también evaluar esas alternativas, dado que muchas de ellas son de costo nulo para los actores privados y su implementación sólo dependería de cambios de hábitos y culturales, con acceso a la información y capacitación. Se presenta a continuación un análisis de las opciones siguiendo la numeración de la tabla 2.

Opción 1: Energía renovable conectada a la red en el mercado mayorista En esta medida se propone un incremento en la participación de energías renovables conectadas a la red. El análisis se basa en alcanzar una participación del 15% de las energías renovables al 2030. Esta medida se realiza en base a los datos obtenidos de la simulación realizada para el sector eléctrico mediante el sistema "DOSE". La simulación entrega los consumos de cada combustible para cada una de las centrales incluidas. Estos consumos se contrastan contra los consumos obtenidos para la simulación del escenario de evolución natural del sector eléctrico y se realiza la diferencia para obtener las cantidades de combustibles que se ahorran. Finalmente se calculan las emisiones asociadas a estos combustibles no consumidos para obtener la mitigación de emisiones de GEI debidas a esta medida. Dentro de los supuestos se consideró que el 93% de la potencia renovable instalada en este escenario, corresponde a energía eólica instalada en la región patagónica, repartidos entre las provincias de Chubut y Santa Cruz. Adicionalmente, se tomó en cuenta la incorporación de once pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) y la instalación de módulos de energía solar fotovoltaica, aunque no representa una gran



participación en la matriz energética. Por último, se consideró la producción de biomasa en las zonas de Buenos Aires, Litoral y Centro. Se presenta un estudio específico detallado de esta opción (Estudios de Factibilidad Técnico-Económica de Integración de Energías Renovables al Sistema Interconectado Nacional). Se ha planteado un escenario de penetración de las energías renovables de un 15% del total de capacidad instalada en Argentina. En dicho estudio se realiza un análisis económico-financiero de la medida y de las barreras a su implementación. Los resultados de la medida particular se encuentran en la planilla de cálculo “Energía Renovable 15.xlsx”. Además, se integran todas las medidas de mitigación en la planilla “Proyección 2013-2030-ipcc1996.xlsx” y se presentan las curvas de abatimiento en la planilla “Curvas costo abatimiento marginal-MACC.xlsx”, para todas las medidas conjuntamente. El análisis económico tuvo en cuenta las inversiones en centrales y en extensiones de las líneas de transmisión. Es interesante señalar que si se tiene en cuenta el precio monómico medio de la energía eléctrica, se necesitaría un incremento tarifario de más del 60% para que las inversiones fueran rentables para los privados.

Opción 2: Generación renovable distribuida conectada a la red La instalación de equipos solares y eólicos de baja potencia conectados a la red en el sector residencial corresponde a una opción de tipo tecnológico. Se propone alcanzar una potencia instalada de 30 MW en equipos solares y 43 MW en eólicos a lo largo del período de análisis (2020-2030), asumiendo una progresión anual del 10%. Este es un objetivo moderado compatible con el monto de financiamiento que el gobierno lleva a cabo en los planes de vivienda. Las capacidades totales surgen de considerar un monto de inversión por parte del Estado de hasta 100 millones de dólares. Dado que los equipos a instalar lo harían en paralelo con la red, y debido a los altos costos de estas tecnologías, no se pretende instalar potencias individuales que cubran los picos de demanda de viviendas residenciales sino reducir un porcentaje no menor para este tipo de emprendimientos de los consumos de la red. Por lo tanto, la opción considera la instalación de sistemas fotovoltaicos de 1 kWp de potencia y generadores eólicos de 1 kW. En el caso de la energía solar, la medida se superpone con el escenario planteado en la opción 1. En esa opción se propone instalar 27 MW con otro grado de penetración, en virtud de alcanzar el 15% de generación renovable en la matriz eléctrica el país. La opción 2 considera una política especial para generación distribuida, no sólo solar sino también eólica de baja potencia. Ambas medidas se complementan. El aporte de la opción 2 es muy bajo en relación a las otras opciones propuestas, debido a la postura conservadora adoptada en cuanto a inversiones del Estado, pero sirve para ilustrar una de las medidas que forma parte de las mayores demandas que hace la sociedad civil en términos de mitigación.



Los equipos disponibles actualmente en el mercado corresponden a tecnologías de paneles solares mono y poli-cristalinos de silicio, y equipos eólicos con molinos de eje vertical y horizontal. El análisis que se lleva a cabo no da cuenta de la reducción de costos que seguramente tendrán estas tecnologías a medida que transcurra el tiempo debido a su esperada mayor penetración en los mercados mundiales. Las regiones del país donde esta opción tiene mayor potencial dependen de la disponibilidad del recurso sol y el recurso viento. Por lo tanto, se estima que los equipos fotovoltaicos pueden ser instalados en la región centro del país, con una irradiación solar promedio anual de 4 kWh/m2 por día, la región noroeste, con una irradiación solar promedio anual de 5,5 kWh/m2 por día, la región cuyana, con una irradiación solar promedio anual de 5 kWh/m2 por día, la región noreste con una irradiación solar promedio anual de 4,5 kWh/m2 por día. Por otro lado, los equipos eólicos tienen su mayor potencial a lo largo de la costa sur de la provincia Buenos Aires, la zona cordillerana de Cuyo y, preponderantemente, la región patagónica. Ambas tecnologías en baja potencia no han sido desarrolladas aún en el país; sólo existen unos pocos emprendimientos aislados que no superan los 26 kW de potencia instalada en el caso fotovoltaico y 72,6 kW en el caso eólico aislado y 25 960 kW en redes provinciales conectadas a la red pero que no participan del mercado mayorista, según datos del Informe Estadístico de la Secretaría de Energía (Energía, 2012). Sin embargo, el acceso a la tecnología está disponible con actores locales que mayormente venden productos importados a valores no competitivos para la penetración de estas tecnologías en el mercado sin un fuerte apoyo del estado. La valuación económica que se presenta a continuación muestra claramente esta situación. El potencial de mitigación anual estimado para la instalación de paneles solares de baja potencia es de más de 26 500 tCO2e anuales y de más de 170 000 tCO2e en el período comprendido entre los años 2020 y 2030 (se asume un rendimiento promedio de 19%, aunque esto es variable según la región considerada). En el caso de la energía eólica, el potencial de mitigación es de más de 59 900 tCO2e anuales y de más de 389 000 tCO2e en el período de análisis. Los principales impactos de esta medida ocurren en el campo social desde el punto de vista del acceso a servicios energéticos más limpios donde se acerca la generación eléctrica al punto de consumo del usuario final, pudiendo contribuir, dependiendo de la forma de implementación de la medida, a una reducción del costo de la tarifa eléctrica para el usuario. También tiene un impacto significativo desde el punto de vista de la licencia social dado que hay un creciente interés de la población por el cuidado del ambiente y el uso de energías limpias en relación con la problemática del cambio climático global. La contribución más significativa puede acontecer en el ámbito de la generación de empleo puesto que se podría esperar un desarrollo de fabricantes locales que emplee mano de obra calificada.



Desde el punto de vista ambiental, la contribución principal está dada por la participación de energías renovables con la consecuente reducción del consumo de combustibles fósiles, y con la ventaja de ser esta una medida de alta visibilidad para la población y para la toma de consciencia. Desde la óptica de la dimensión económica, la medida contribuye al desarrollo local de tecnologías y a la reducción del costo asociado al consumo de combustibles fósiles. Muchas instituciones están detrás del desarrollo de las tecnologías aptas para ser aplicadas en este tipo de medidas, si bien la mayor cantidad de aplicaciones se ha dado en el ámbito rural disperso de poblaciones aisladas sin conexión a la red donde, particularmente, se han llevado a cabo programas impulsados por organismos oficiales; tal es el caso del programa PERMER de la Secretaría de Energía de la Nación. Las principales barreras que enfrenta esta opción tecnológica tienen que ver con aspectos económicos y financieros, ya que en el contexto de las tarifas de la energía eléctrica y el alto costo de los equipos que deberían instalarse hace inviable la implementación de proyectos individuales por decisión propia de los usuarios. Ello no impide que haya sectores de la población de mayor poder adquisitivo o regiones del país no alcanzadas por tarifas diferenciales que puedan tener una motivación para llevar a cabo tales implementaciones. Sin embargo, claramente esas buenas voluntades tropezarían con la barrera principal que tiene esta medida, fruto de la inexistencia de un marco regulatorio que admita la instalación individual de equipos proveedores de energía altamente variable, debido a los problemas de estabilidad y sincronismo con la red, y que provea las pautas para la normalización de equipos. En el plano internacional, ha habido avances con respecto a este tipo de iniciativas proveyéndose las normas técnicas que aseguran la confiabilidad del sistema con la inclusión simultánea de equipos generadores de energía intermitente de baja potencia, de modo tal de restringir las instalaciones inadecuadas por parte de los destinatarios finales de esta medida de mitigación. La provincia de Santa Fe ha sancionado la resolución EPSF 442/2013 que permite la generación en paralelo con aporte a la red con fuentes de energías renovables por debajo de 300 kW. Se han lanzado las primeras licitaciones en el marco de dicha resolución. Los antecedentes internacionales que se han tenido en cuenta para elaborar los procedimientos técnicos han sido las experiencias de España, Italia, Francia, Canadá, Estados Unidos, Brasil y Uruguay. También existe la experiencia local a través del proyecto IRESUD (Interconexión de Sistemas Fotovoltaicos a la Red Eléctrica en Ambientes Urbanos) que se inició en 2011, financiado por el Fondo Argentino Sectorial (FONARSEC), e implementado por el Ministerio de Ciencia y Tecnología a través de un consorcio formado por entidades públicas, como la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y la Universidad Nacional de San Martín (UNSAM), y empresas privadas, como EDENOR. La medida es tan sensible a las condiciones que permiten su viabilidad a punto tal que en algunos casos, por ejemplo, España, el cambio de algunos aspectos del marco normativo que



dio forma a la medida ha transformado una situación exitosa en un contexto complejo que puede hacer fracasar el auspicioso impulso que los planes iniciales tuvieron. El mecanismo impulsor fue la tarifa preferencial pagada al poseedor de equipos fotovoltaicos domiciliarios por cada kWh fotovoltaico que se inyectaba a la red. Esa regulación llevó a España a convertirse en el país con más potencia fotovoltaica instalada en el mundo en el año 2008. En 2009 se modificó la tarifa preferencial única por una que distinguía el lugar donde estuviera instalado el equipo (suelo o tejado) y fijó un cupo de potencia máxima anual. Eso frenó la tendencia creciente de nuevas instalaciones. En 2011 se formalizaron las condiciones técnicas de conexión, volviendo muy burocrático el acceso al cupo de potencia anual, hasta que finalmente en 2012 se suspendió el régimen de cupos, por lo cual los nuevos emprendimientos no gozarían de los incentivos económicos que habían existido hasta el momento. Eso puso el freno definitivo a las iniciativas al respecto. Evaluación Económica El costo de instalación de paneles fotovoltaicos es de 5 000 USD/kWp, y de 3 500 USD/kW para generadores eólicos, basado en precios provistos por proveedores del mercado local. No se consideran costos de operación y mantenimiento, si bien estos equipos se instalan con bancos de baterías de respaldo que deberían cambiarse al menos una vez a lo largo del período de análisis. Pero dado que son equipos conectados a la red, prescindiremos del mantenimiento de las baterías en nuestro análisis. Se asume que los equipos tienen una vida útil de 20 años en el caso de los paneles fotovoltaicos y 10 años en el caso de los molinos eólicos. Se tomó como tarifa eléctrica al público un valor de 0,042 AR$/kWh de acuerdo con el cuadro tarifario de EDENOR para el sector residencial T1-R2, vigente a partir del 1/10/2013 en el marco de las resoluciones ENRE 1301/2011 y 205/2013. Desde la óptica del estado se descuenta en la inversión los adicionales por venta al público, Por otro lado se considera que el beneficio para el estado está dado por el ahorro en el subsidio al sector eléctrico, tomando la diferencia entre el precio monómico promedio anual (0,365 AR$/kWh, informes mensuales de CAMMESA) y la tarifa final al usuario. Adicionalmente se puede considerar el ahorro asociado al costo marginal de generar la misma energía provista por los equipos instalados con el combustible de mayor costo que entra al sistema. Asumiendo una generación basada sólo en gas natural, el costo del combustible estaría dado por el precio pagado del gas de importación que llega por buques como gas natural licuado (17 USD/millón BTU). Esto equivaldría al costo de operación de la central marginal que supliría la misma energía para abastecer al sistema. Si se considerara que en ausencia de la instalación de los equipos de energía renovable podría resultar necesaria la construcción de una central, que en el escenario business-as-usual es un ciclo combinado a gas, para cubrir la demanda creciente en una cantidad equivalente a la energía provista por la medida de mitigación, deberíamos adicionar el ahorro en el costo de inversión de esta nueva central. Esto último no es considerado en nuestro análisis dado que la inversión se hace en los equipos de energía renovable, pero sí se puede considerar el costo de operación asociado al combustible consumido, sin que esto superponga ese costo al precio monómico que ya incluye



los combustibles utilizados en las centrales que despachan en el MEM (con valores entre 6 USD/millón BTU para el gas natural local y 23 USD/millón BTU para gasoil). Los resultados obtenidos a partir de estas hipótesis muestran que la inversión desde el punto de vista del usuario particular que instalaría un panel fotovoltaico no tiene un repago que haga viable la opción. Lo mismo ocurre para el caso de los equipos eólicos. El VAN para el caso solar a una tasa de descuento del 4% resulta USD –7 317 y USD –7 377 para una tasa de descuento del 10%. En el caso eólico estos valores resultan USD –3 395 y USD –3 420, respectivamente. A nivel del estado el VAN, para el caso solar, resulta 26 millones USD a una tasa del 4% y –15 millones de USD a una tasa del 10%, en caso de considerar toda la inversión al inicio y traer todo el flujo de fondos en valor actual neto al año cero. Si se considera el flujo de inversiones a lo largo del tiempo en la medida que la opción tecnológica va penetrando en el sector residencial, el VAN resultante es de 8 millones USD a una tasa del 4% y de –10 millones USD a una tasa del 10%. En el caso eólico los valores resultan 54 y 17 millones USD, respectivamente, si se considera la inversión al año cero, y 66 y 28 millones USD, respectivamente, si el flujo de inversiones se hace paulatinamente. También se analiza un escenario más conservador donde se considera un promedio ponderado del costo del gas natural, teniendo en cuenta el valor del gas local en boca de pozo, el importado de Bolivia y el importado de los países árabes que llegan en buques a Escobar y Bahía Blanca. Esta situación podría representar un escenario de largo plazo donde el gas no convencional participe de la oferta de energéticos y se evite la importación del GNL. La tabla 7 resume los resultados obtenidos. Tabla 7: Resultados del análisis económico para la opción 2

Solar Gas importado Microeconómico (USD) Sectorial inv. t = 0 (MM USD) Sectorial gradual (MM USD)

VAN (4%) –7 317 26 8

VAN (10%) –7 377 -15 –10

Gas local Microeconómico (USD) Sectorial inv. t = 0 (MM USD) Sectorial gradual (MM USD)

VAN (4%) –7 317 -43 –42

VAN (10%) –7 377 -61 –41

Eólico Gas importado Microeconómico (USD) Sectorial inv. t = 0 (MM USD) Sectorial gradual (MM USD)

VAN (4%) –3 395 54 66

VAN (10%) –3 420 17 28


VAN (4%) –3 395 -30 –16

VAN (10%) –3 420 -46 –24

Una opción de estas características sólo puede ser llevada a cabo mediante un plan de acción encabezado por el gobierno que permita o bien capitalizar el financiamiento internacional



destinado a proyectos de mitigación del cambio climático o bien transfiriendo parte del subsidio a la energía y/o los combustibles a subsidios a las tecnologías. Una posibilidad de avance, en una menor medida y sobre un grupo particular de usuarios con posibilidades de asumir parte de la inversión, podría estar dada por incentivos de tipo fiscal (por ejemplo, devolución anticipada del IVA, amortización acelerada del impuesto a las ganancias). Para que las inversiones privadas resulten rentables se necesitaría multiplicar por 7 la tarifa sin subsidio para el caso de la energía solar y por 5 para el caso de la eólica, o subsidiar al 100% el valor de los equipos. Los análisis muestran que para el plan propuesto resultaría más conveniente para el Estado subsidiar la adquisición de los equipos que otorgar una tarifa preferencial. En ese caso la inversión estatal compensaría los gastos marginales de gas natural. Los resultados se encuentran en la planilla de cálculo “2-Generación distribuida.xlsx”.

Opción 3: Sustitución de calefones convencionales por equipos con encendido electrónico Según estudios realizados por especialistas del INTI junto con ENARGAS y UNSAM el consumo pasivo de los pilotos de los calefones es en promedio 0,5 m3 por día por artefacto. Por lo tanto, el reemplazo de calefones convencionales por equipos con encendido electrónico permitiría ahorrar una cantidad considerable de gas natural. La medida propuesta basada en esta tecnología considera el reemplazo gradual de los equipos convencionales por equipos con encendido electrónico en la medida que los usuarios necesiten adquirir un nuevo artefacto por caducidad del anterior, para viviendas nuevas o favorecidos por un plan de recambio de artefactos a través de un pago en cuotas realizado junto al pago de la factura de gas. Los sistemas electrónicos de autoencendido de muy bajo consumo son comunes en muchos artefactos de gas que ya se usan en el país. Así como se propone para calefones podría alcanzar a termotanques y calderas de gas. Se asume que la medida tendría una penetración anual del 10%, acompañando al crecimiento de la población sobre la cual actuaría la medida, valor que es compatible con la tasa de fabricación de equipos con encendido electrónico. Se tiene en cuenta que en Argentina hay del orden de 7 millones de calefones convencionales, cifra que se ajusta en el tiempo en consonancia con las proyecciones macroeconómicas para el sector residencial realizadas en el marco de la TCN y presentadas en los informes finales del sector Energía (Escenarios Metodológicos4).

4 Las proyecciones fueron estimadas en base al escenario socioeconómico desarrollado por la Dirección de

Información y Análisis Sectorial y la Dirección Nacional de Planificación Regional del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, específicamente para la evaluación de la situación argentina frente al cambio climático.



El desarrollo de esta medida requeriría de pocos incentivos por parte del estado dado que el diferencial de costos no es tan alto y se espera que baje en los próximos años, por lo que, ya sea una buena campaña de difusión o la implementación de un sistema de etiquetado y eliminación gradual de la fabricación de calefones convencionales, permitiría alcanzar el objetivo propuesto. No se propone el reemplazo del piloto en los calefones existentes porque a pesar de que el costo sea muy bajo, los problemas futuros que genera la adecuación de los equipos convencionales implicaría costos mayores de reparaciones y mantenimiento. Esta opción tiene la potencialidad de poder ser aplicada en cualquier punto del país. A la fecha no es una tecnología que haya tenido una penetración relevante en el sector residencial. Las reducciones de emisiones potencialmente alcanzables por esta medida, son del orden de 2 460 000 tCO2e por año (correspondiente a unos 1,2 billones de m3 de gas natural ahorrado) y más de 35 millones tCO2e en el período que va de 2018 a 2030. Esta medida presenta co-beneficios desde el punto de vista del desarrollo de la industria local, dado que incentivaría una producción mucho mayor a la actual5, comparable a las unidades producidas de termotanques, y por la reducción del consumo de gas natural. Particularmente importante es la contribución que aporta esta medida a la sustitución de importaciones. Las principales barreras que enfrenta esta medida tienen que ver con el acceso a la información, los costos de inversión inicial en un contexto en donde aún no hay una economía de escala y, eventualmente, aspectos normativos para generar las especificaciones técnicas que deben cumplir los nuevos artefactos. Los programas de etiquetado y de eliminación gradual de los equipos convencionales, sin dudas favorecerían la implementación de esta medida. Evaluación Económica Se considera un costo de inversión diferencial al momento de adquirir un nuevo artefacto por el usuario particular del orden de AR$ 590 por equipo (el costo es mucho menor si sólo se considera la adaptación de los artefactos existentes y mayor si se aplica a termotanques). En el caso del Estado se considera el 60% de valor de un equipo nuevo como costo mayorista. Considerando que el gas ahorrado puede contribuir a sustituir el costo del gas importado o un valor promedio local, para el enfoque sectorial; y que a nivel privado se logra un ahorro de gas local, se obtienen los siguientes resultados:

5 En conversaciones mantenidas con fabricantes manifestaron tener capacidad de incrementar considerablemente

la fabricación de equipos, bajo condiciones que acompañen la oferta.



Tabla 8: Resultados del análisis económico para la opción 3

Gas importado Microeconómico (USD) Sectorial inv. t = 0 (MM USD) Sectorial gradual (MM USD)

VAN (4%) –18 4 192 2 136

VAN (10%) –31 2 796 1 274


VAN (4%) –18 126 31

VAN (10%) –31 –284 –181

Vemos que la opción no está lejos de ser rentable para el usuario, aunque puede no seducirlo por el largo período de repago. No debería incurrir en grandes costos el Estado para favorecer la implementación de la medida, pero sin dudas el beneficio a obtener es muy alto, equivalente a una proporción importante de los costos de importación de combustibles. La medida para los privados sería viable si el costo del gas natural para el usuario fuera mucho mayor que el actual o si se subsidia el 50% del valor diferencial de los calefones. Para el Estado la medida es beneficiosa en términos de los ahorros de gas importado. Los resultados se encuentran en la planilla de cálculo “3-Calefón de encendido electrónico.xlsx”.

Opción 4: Calefactores solares para calentamiento de agua sanitaria Los calefactores solares para calentamiento de agua son equipos muy eficientes en cuanto a la conversión de energía solar en energía térmica. Los equipos disponibles barren distintas tecnologías de paneles solares y de tipo de instalación, desde colectores de placa plana con cubierta, colectores concentradores parabólicos compuestos estacionarios, colectores de placa plana sin cubierta, hasta colectores de tubos de vacío, ya sean de flujo directo o con tubo de calor (heat pipe, dispositivo con alta capacidad y velocidad de transferencia de calor con mínimas pérdidas), en sistemas directos (colector unido al termotanque) y sistemas indirectos de tipo termosifón o con circulación forzada (mediante una bomba). En general, para compensar la falta de aporte solar y el tiempo de recuperación del calentamiento del agua, los equipos se instalan en paralelo al termotanque a gas o eléctrico existente o, en caso de colocarse en forma autónoma, se incluyen sistemas híbridos que poseen una resistencia eléctrica para complementar el aporte solar. Los sistemas con placas planas son más económicos que los de tubos evacuados pero también tienen un rendimiento menor cuando se quiere alcanzar una diferencia mayor de la temperatura del agua entre la salida y la entrada del colector, teniendo un rendimiento similar hasta los 20ºC. Este factor es fundamental al momento de decidir qué tipo de colector instalar, ya que depende fuertemente del rango de temperaturas exteriores de cada región, además de la irradiación solar media. En la región al norte del río Colorado, con una irradiación media diaria de 4,5 kWh/m2 y temperaturas medias que no llegan a valores muy bajos, la solución de placa plana puede ser la mejor opción a nivel costos. En cambio, en el sur, no quedaría otra posibilidad que instalar quipos con tubos de vacío. Otro factor a tener en cuenta es la presencia de aguas duras, que es recurso predominante en varias zonas el país, que hace necesario el uso de sistemas indirectos



consistentes de un circuito primario con agua destilada y glicol, mientras que el agua de uso sanitario pasa por un circuito secundario que ayuda a evitar que la corrosión de los materiales constituya un riesgo en la vida útil del equipo. En España, la legislación sólo permite la instalación de sistemas indirectos. De instrumentarse en Argentina un marco normativo sobre este tipo de equipamiento solar, la normalización de los mismos seguramente determinará los parámetros mínimos que deben cumplirse para asegurar un correcto funcionamiento. Por otro lado, un tema de particular importancia es el problema de la legionelosis, enfermedad causada por la bacteria legionella cuando la temperatura del agua (sobe todo en casos de agua de pozo) no llega a los 70ºC. Esto también impacta en el tipo de colector a instalar, según la calidad del agua de la región en que se opere. En los últimos años esta tecnología empezó a utilizarse en la región, principalmente en Brasil, Chile y Uruguay, representando una de las regiones con mayor crecimiento. Brasil, por el tamaño de su economía y población, es el actor más importante de la región, pero Chile y Uruguay han creado incentivos para la adquisición de los equipos, sobre todo teniendo en cuenta las crecientes tarifas eléctricas y la escasa disponibilidad de gas natural. En Uruguay, por ejemplo, se implementó el llamado Plan Solar (decreto 50/012 en el marco de la ley 18.585) por medio del cual la UTE subsidia la adquisición de los calefactores solares a cambio de la disminución del consumo eléctrico de los equipos convencionales, mientras que en Chile el gobierno promovió mediante la ley 20.365 la instalación de calefactores solares en nuevas viviendas, deduciendo impuestos a las empresas constructoras en valores compatibles con los costos de las instalaciones solares. El potencial de desarrollo es muy grande ya que a fines de 2010 la media mundial, sobre un total de 55 países representando el 61% de la población mundial (IEA, 2012), mostraba una capacidad instalada de 67 m2/1000 habitantes, Brasil con 30 m2/1000 hab, Uruguay con 3,6 m2/1000 hab, Chile con 1,7 m2/1000 hab y Argentina con menos de 0,04 m2/1000 hab. En Argentina hay un desarrollo incipiente con proveedores locales que importan equipos o ensamblan componentes extranjeros y unos pocos fabricantes nacionales de colectores de placa plana. La demanda del mercado es muy limitada, restringiéndose a emprendedores privados motivados por la construcción sustentable, regiones aisladas de la red de gas natural que pagan altos costos del gas licuado e iniciativas del gobierno en algunos proyectos piloto. La baja rotación del mercado no ha permitido aún precios de venta más competitivos, pero hay lugar para que los costos bajen si los fabricantes pasan a una escala industrial. Bajo ciertos auspicios del gobierno el mercado comenzará explorando los nichos de oportunidad (viviendas sociales que utilizan garrafas, viviendas de barrios privados, lugares donde no llega el gas, regiones con tarifas no subsidiadas, clubes, hoteles, piscinas de casas de fin de semana, campamentos de empresas petroleras y mineras, entre otros). En el largo plazo, se espera alcanzar un 18% de penetración en el sector residencial, de modo tal de lograr una cantidad de paneles instalados igual a la media mundial de 67 m2/1000 habitantes. Se asume que los usuarios residenciales serían abarcados por la medida bajo la pauta de regulaciones que obliguen a la instalación de



estos equipos en edificaciones nuevas y con incentivos para su uso en viviendas existentes. Este análisis se hace con el propósito de ver un potencial realista, aunque está limitado por el hecho de que no se están considerando usuarios de gas licuado (generalmente de estratos sociales con menores recursos que, en algunos casos, no tienen sistemas de calentamiento de agua) ni usuarios de los sectores comercial, institucional e industrial. Las reducciones esperables bajo los supuestos anteriores son del orden de 620 000 tCO2e/año (para el total de las viviendas, lo cual no es el caso porque la incorporación es gradual al principio) y de más de 7 170 000 tCO2e en el período comprendido entre 2020 y 2030, donde se ha tenido en cuenta que el programa de penetración de la energía solar térmica distribuida alcanza a poco más de un millón de viviendas con 300 m3 de ahorro anual individual. Las regiones aptas para su desarrollo son las que están por encima del río Colorado (Centro, NOA y NEA) para las cuales el esquema adecuado puede ser el de colectores de placa plana, mientras que en la región Patagónica debería implementarse un esquema de colectores de tubos evacuados que, además, sean resistentes a heladas (con heat pipe). Para el cálculo se consideraron las siguientes hipótesis:

Paneles de 2,5 m2 para abastecer la demanda de una vivienda tipo con un termotanque de 200 litros

Irradiación solar promedio ponderado al norte del río Colorado de 4,5 kWh/m2-día

70% de rendimiento térmico con el ángulo de incidencia adecuado para cada región Con estos valores se obtiene un ahorro anual por vivienda de 300 m3 de gas natural, lo que representa un 82% de la demanda para agua caliente. En la planilla de cálculo (Medidas de mitigación-calefactores solares.xlsx) se han hecho algunos chequeos cruzados para validar los valores utilizados (72 l/d de consumo promedio de una persona, 8 l/min el caudal de una ducha, 3 habitantes por vivienda, 27ºC como salto térmico). La medida contempla interesantes co-beneficios. En la dimensión social favorece el desarrollo de capacidades locales y generación de empleo para la preparación de estructuras, instalación y mantenimiento de los equipos. La fabricación de los equipos (colectores y tanques) se puede llevar a cabo en una planta localizada en una región estratégica para la promoción industrial. Sin embargo, la preparación de las estructuras de soporte y la preparación de los equipos para la entrega a las viviendas puede llevarse a cabo en cada municipio. Para la preparación de estructuras son necesarias herramientas de herrería en general. Para la preparación de equipos para entrega a las viviendas se requiere tener mesas de trabajo aptas para proceder a la clasificación de material, embalaje, almacenaje y despacho. Cada fase demanda espacio cubierto con servicios, equipos y mano de obra calificada. Las fases de preparación de estructuras y de embalaje y despacho tienen un bajo nivel de inversión en equipos, una baja demanda de servicios y una alta demanda de mano de obra. El proceso de instalación de los



equipos y su posterior mantenimiento son también una fuente de trabajo calificado. También se debe contar el personal requerido para la logística asociada a la distribución. Finalmente, se requiere de una rutina de mantenimiento por parte de personal calificado con frecuencia anual mínimamente en zonas con aguas duras. Otros aspectos relevantes a destacar son:

Ahorro de recursos no renovables y costos marginales de importación de combustibles por sustitución con energías limpias

Democratización del acceso a recursos energéticos limpios en defensa de la calidad de vida por medio de la reducción de emisiones contaminantes

Dependiendo del tipo de requerimiento pueden implementarse sistemas muy sencillos

Posibilidad de formular regulaciones para el uso de sistemas de agua caliente sanitaria en base a energía solar en los nuevos emprendimientos inmobiliarios que cuenten con las condiciones adecuadas para su implementación

Posibilidad de implementación de un plan de subsidio y/o financiación para incentivar el uso en viviendas existentes

Posibilidad de incorporación de la tecnología en los Planes de Viviendas Sociales

Posibilidad de implementación de programas en el marco de los mecanismos contemplados en los mercados de carbono

Las principales barreras que enfrenta esta opción de mitigación son, entre otras, las siguientes:

Falta de información adecuada para la toma de decisiones

Los sistemas a instalar deben ser calculados para una operación óptima en función del recurso solar, las características de las viviendas, la calidad del agua, las condiciones climáticas, por lo que no resulta apropiado comprar equipos modulares como los que se ofrecen más comúnmente

Hay dificultades de acceso a ciertas tecnologías como las superficies selectivas y los tubos de vacío por restricciones a la importación

Hay fabricantes confiables en el mercado y otros un tanto improvisados que, ante la falta de normalización de equipos, pueden atentar contra un programa en la materia

Existe un rango muy amplio de precios, lo cual da una señal confusa al consumidor

Se necesita cierta disponibilidad de espacio y adecuación de instalaciones sanitarias

El desarrollo de una industria local necesita políticas estables de largo plazo

El dimensionamiento de equipos puede llevar a costos muy altos porque el recurso puede no estar disponible cuando se lo necesita

Los actores principales en esta temática incluyen a la comunidad que puede ejercer cierto nivel de demanda social hacia la incorporación de tecnologías más amigables con el ambiente, al sector académico y científico-técnico para generar información precisa y desarrollar pilotos transferibles a la industria, a diversos actores del gobierno para impulsar la medida, creando



incentivos económicos o políticas de largo plazo y estableciendo las normas técnicas que aseguren a calidad de la prestación y a los fabricantes y vendedores de equipos que deberían asegurar la calidad de sus productos. Evaluación económica El análisis llevado a cabo, desde los puntos de vista microeconómico y sectorial, se basa en los siguientes supuestos:

Costo de un equipo promedio (colector solar, termotanque y accesorios) de AR$ 8 700 (es un valor bajo que corresponde a sistemas directos)

Tarifa residencial del gas natural de 0,24 AR$/m3 (con subsidio del Estado Nacional)

Costo marginal del gas de 17 USD/millón BTU y costo promedio de 5 USD/millón BTU

En la evaluación sectorial se asume que el gobierno (nacional, provincial o municipal) se hace cargo de financiar completamente el costo de los equipos

Vida útil del sistema de 10 años Los resultados obtenidos se resumen en la tabla 9: Tabla 9: Resultados del análisis económico para la opción 4


VAN (4%) –940 912 460

VAN (10%) –960 558 247


VAN (4%) –940 –119 –73

VAN (10%) –960 –223 –122

Esta medida puede ser impulsada con un claro apoyo del Estado, el cual podría financiar parcial o totalmente los equipos a cambio de transferir el subsidio a los combustibles a subsidios a la tecnología. Un programa gubernamental debería generar pautas para la homologación de equipos, esquemas de capacitación de fabricantes y proveedores (el INTI, la UTN y universidades provinciales están desarrollando actualmente esquemas de apoyo a productores) y búsqueda de financiamiento climático. Las experiencias de otros países pueden resultar también aplicables en Argentina. La obligatoriedad de la instalación de calefactores solares en edificios nuevos de más de 8 pisos en Israel ha llevado a que el 80% de la población residencial urbana tenga este tipo de equipamiento. En Chile le permiten a las empresas constructoras recuperar sus inversiones en equipos solares a través de deducciones tributarias para sistemas que aporten más del 30% de las necesidades de agua caliente de las viviendas. En Uruguay se implementó un plan gradual según categorías de construcciones. Es claro que en ese país la instalación de los equipos puede resultar rentable debido al alto costo de la energía eléctrica. También hay obligatoriedad en San Pablo y Río de Janeiro. En Europa y Estados Unidos se ha subsidiado a la energía o a los equipos.



En Japón se ha subvencionado a los equipos y en China se han dado fuertes apoyos en I&D. Estos son sólo algunos ejemplos de la intervención estatal para la promoción de la energía solar térmica. La medida para los privados sería viable si el costo del gas natural para el usuario fuera mucho mayor que el actual o si se subsidia casi el 100% del valor de los calefactores. Para el Estado la medida es beneficiosa en términos de los ahorros de gas importado. Los resultados se encuentran en la planilla de cálculo “4-Calefactores solares.xlsx”.

Opción 5: Sistemas economizadores de agua caliente Los sistemas de ahorro de agua son dispositivos que permiten reducir el flujo de aguas en grifos y duchas y mejorar la distribución y efectividad de agua para lavado. Estos dispositivos reducen significativamente el caudal y, por medio de la dispersión del agua, dan una prestación al usuario de mayor confort con respecto a un flujo continuo. Son dispositivos que pueden ser instalados a bajo costo en los sistemas de provisión de agua existentes en las viviendas o que están disponibles en el mercado para las mismas. Permiten ahorros entre un 25% y 50% del consumo. Esta es una tecnología de uso extendido en los países industrializados pero que tiene muy poca difusión en Argentina. La mayoría de los proveedores para el mercado local son empresas extranjeras o que importan los dispositivos del exterior. El potencial de reducciones de la medida, considerando que se reduce el 37,5% del volumen de agua utilizado (valor promedio de los ahorros estimados en la literatura), particularmente agua caliente para duchas, es de 137 m3/año de gas natural por vivienda. Considerando que hay del orden de 6 millones de viviendas conectadas a la red de gas natural (según datos del INDEC), se podrían lograr anualmente más de un millón y medio de toneladas de CO2 equivalentes evitadas, si la incorporación de estos dispositivos se hiciera en un año para el total de viviendas mencionado. Tomando un plan de penetración anual del 10% el potencial a alcanzar en el período 2020-2030 es de más de 18 180 000 tCO2e. Los principales co-beneficios de esta opción tecnológica son los siguientes:

Ahorro de recursos no renovables y costos marginales de importación de combustibles por sustitución con energías limpias.

Posibilidad de formular regulaciones obligatorias del uso de estos dispositivos en los nuevos emprendimientos inmobiliarios.

Posibilidad de implementación de un plan de subsidio y/o financiación para incentivar el uso en viviendas existentes.

Posibilidad de incorporación de la tecnología en los Planes de Viviendas Sociales.



Posibilidad de implementación de programas en el marco de los mecanismos contemplados en los mercados de carbono.

Evaluación económica Los siguientes supuestos se han tenido en cuenta:

Costo de un dispositivo promedio de AR$ 425, basado en valores de mercado

Tarifa residencial del gas natural de 0,24 AR$/m3 (con subsidio del Estado Nacional)

Costo marginal del gas de 17 USD/millón BTU y costo promedio de 5 USD/millón BTU

En la evaluación sectorial se asume que el gobierno (nacional, provincial o municipal) se hace cargo de financiar completamente el costo de los dispositivos

Vida útil de 10 años Los resultados obtenidos se muestran en la tabla 10: Tabla 10: Resultados del análisis económico para la opción 5


VAN (4%) –12 3 554 1 837

VAN (10%) –21 2 656 1 251


VAN (4%) –12 940 484

VAN (10%) –21 676 315

Al igual que la medida sobre calefacción solar térmica o calefones con encendido electrónico, esta opción puede requerir de un impulso del Estado, ya sea por medio de políticas regulatorias, de subsidios o de incentivos financieros. Sin embargo, esta opción puede estar al alcance del bolsillo de los usuarios residenciales a partir de una pequeña penetración inicial que permita abaratar los costos de los dispositivos, puesto que la opción se volvería rentable aun en el marco de las tarifas subsidiadas. El elemento disparador de esta medida es sin dudas, la realización de una campaña de difusión de la tecnología. La medida para los privados sería viable si el costo del gas natural para el usuario fuera mucho mayor que el actual o si se subsidia el 50% del valor diferencial de los economizadores. Para el Estado la medida es beneficiosa en términos de los ahorros de gas importado. Los resultados se encuentran en la planilla de cálculo “5-Economizadores de agua.xlsx”.

Opción 6: Cambio modal en el transporte de carga Debido a la falta de producción de información referida a la distribución modal de los tráficos de carga de larga distancia en nuestro país, especialmente por la complejidad que implica el



seguimiento del modo carretero, la siguiente propuesta de mitigación se ha tomado de varios estudios desarrollados sobre la temática de transporte, algunos de los cuales han sido presentados en diferentes congresos (http://www.asades.org.ar/).

Los resultados del inventario nacional del sector Energía, para el año base 2012 en el análisis sectorial, muestran que la actividad de transporte 1A3 aporta el 33% de las emisiones del total de emisiones de GEI del sector y, a su vez, el transporte terrestre de cargas aporta el 8% del total de emisiones de GEI del sector Energía (15 800 ktCO2e). Por este motivo, y sumado a que el rápido crecimiento de la población, el tráfico, la industria y el consumo de energía que se aprecia en las últimas décadas contribuyen a aumentar la presión ambiental por la contaminación del aire y ruido, resulta urgente desarrollar políticas de mitigación enfocadas en la actividad de transporte y, particularmente, en la modalidad de transporte de cargas. En tal sentido a este equipo consultor le resulta un gran desafío poder aportar su conocimiento para lograr medidas de mitigación acordes con la política nacional y las mejores prácticas disponibles para la actividad de transporte. No obstante lo cual, como se ha dicho en la introducción, la falta de datos disponibles sobre los corredores carreteros de cargas, dificulta el desarrollo de una medida de mitigación específica, haciendo necesario una investigación profunda y dedicada para estimar la mitigación de emisiones de la actividad. La presente medida se desarrolla a los fines de evaluar comparativamente el potencial de mitigación aunque se contempla el desarrollo de un estudio específico enfocado a la recuperación del sistema ferroviario argentino (Análisis del Plan de Recuperación del Sistema Ferroviario Argentino como una Estrategia de Desarrollo Bajo en Carbono y las actividades incluidas como Acciones Nacionales Apropiadas de Mitigación. Análisis del sistema de transporte carretero e identificación de potenciales medidas de mitigación). Según estudios (Massia, 2013), la experiencia internacional indica que las distancias mayores a 500 km se recorren en ferrocarril. En particular, en países como Canadá y Estados Unidos la carga transportada en ferrocarril se ubica en torno a 50%, mientras que en Brasil esta cifra se ubica en el orden de 22%, cifra que contrasta con el 5% que actualmente se transporta en Argentina. Se propone, entonces, evaluar el escenario de mitigación que supone el mismo nivel de cargas transportadas del escenario base, pero que sustituye parcialmente las cargas del modo carretero de carga (camión) al modo ferroviario (tren de carga), alcanzando gradualmente desde un 5% hasta un 20% de las cargas transportadas por ferrocarril, similar a la situación de Brasil, mientras que los camiones se reducen al 80% de las toneladas-km transportadas. Se adoptó el criterio de mantener la estructura de consumos específicos de gasoil de ambos medios de transporte y redistribuir las cargas. No se considera en la medida la electrificación de los ramales para sustituir las locomotoras diesel por equipos eléctricos. Si bien este cambio se

http://www.asades.org.ar/



espera que resulte en un potencial de mitigación mayor, no forma parte del presente estudio, ya que el mismo se enfoca en el reemplazo directo de cargas de camión a tren. Un estudio detallado de ciertos aspectos específicos del cambio modal se desarrolla en el estudio independiente de la TCN mencionado anteriormente. Gracias al cambio modal de transporte de cargas de camión a tren se podrán reducir en un 5% las emisiones de CO2e totales de la actividad 1A3 Transporte. Esto significa que en el período 2020-2030 las reducciones esperables alcanzarían los 18 millones de toneladas de CO2e. Evaluación económica Según se ha estimado en el estudio de referencia, la inversión en mejoras de los ferrocarriles de carga ascendería a 1 200 millones de dólares, como resultado de lo cual se podría obtener un beneficio marginal de ahorro de combustible en varios aspectos; en el aspecto económico un ahorro de 1 058 millones de dólares anuales y considerando los parámetros económicos estipulados para la TCN representaría en 20 años a una tasa de corte del 4% un VAN de 14 534 millones de dólares y a una tasa del 10% un VAN de 9 384 millones de dólares. Asimismo son de esperar otros beneficios marginales como la activación de las redes ferroviarias y el impulso social que ello conlleva, como la reducción de emisiones de contaminantes a la atmósfera, no sólo por la quema de este combustible, sino también por la carga ambiental evitada que supone la producción de 751 000 m3 de gasoil. Los resultados se encuentran en la planilla de cálculo “6-Cambio modal.xlsx”.

Opción 7: Plan canje automotor con vehículos más eficientes Luego de 15 años del fin de la implementación del primer plan canje automotor que derivó en una modernización del parque y la consecuente reducción de emisiones de GEI, existen hoy las mismas motivaciones que hoy justifican una nueva iniciativa se sustentan en la existencia de vehículos con un alto grado de obsolescencia que no solamente contaminan el medio ambiente sino que también son frecuentemente la causa de graves accidentes. En reiteradas ocasiones el gobierno ha anunciado que llevaría a cabo un nuevo plan canje, pero por distintos motivos la medida no se ha concretado aun con el nivel de penetración esperado. Se propone una opción tecnológica de vehículos más eficientes correspondientes a la sustitución de automóviles con más de 15 años de antigüedad, los cuales pasarían a desguace. La mayor eficiencia se alcanzaría naturalmente a través de la modernización del parque, dado que los vehículos modernos presentan rendimientos altamente superiores a los de los vehículos antiguos.



No se propone una tecnología en especial sino que se admite la gama de automotores disponible en el mercado. Esta es claramente una medida de política estatal asociada con la coexistencia de una mezcla de vehículos de variado desempeño tecnológico. Las hipótesis subyacentes en este análisis son:

Consumos específicos de la flota a reemplazar iguales a los considerados en la SCN

Consumos específicos de los nuevos vehículos un 20% más eficientes que los anteriores

Kilometraje medio por vehículo de 9 000 km/ año

Cantidad de vehículos con antigüedad mayor que 15 años igual a 4 millones (este valor se obtuvo del análisis del parque vehicular circulante publicado por ADEFA en sus Anuarios Estadísticos y la cantidad de vehículos registrados anualmente publicada por la Dirección Nacional de Observatorio Vial del Ministerio del Interior y Transporte en sus informes del parque vehicular a partir de datos de la Dirección Nacional del Registro de la Propiedad Automotor)

Parque alcanzable por el plan de un 25% del total de vehículos en condiciones de ser reemplazado

Se consideran vehículos nafteros para simplificar los cálculos de manera conservadora (se han excluido los utilitarios livianos y otros vehículos del parque automotor, con lo cual el parque de vehículos con una antigüedad mayor que 15 años sería levemente mayor)

A partir de estas hipótesis con un plan pensado para ser implementado en dos años y una progresión del 50% cada año, las emisiones que pueden reducirse en el período 2020-2030 es de más de 4 680 000 tCO2e. Los principales co-beneficios de esta medida tienen que ver con el impacto en la salud humana ya que se lograría disminuir las emisiones de contaminantes locales tales como el material particulado, causantes de afecciones respiratorias y, en casos extremos, muertes prematuras. Todo esto conlleva gastos en servicios de salud, lucro cesante por la pérdida de días laborales y ejecuciones de seguros por riesgos de trabajo. Además, la contaminación urbana deteriora las edificaciones y calidad de los espacios públicos. Por otro lado, la implementación del plan permitiría ahorrar combustibles con la consecuente preservación de recursos no-renovables. Evaluación económica El análisis económico considera los siguientes aspectos:

Valor residual del auto usado de AR$ 40 000 (valor de mercado para un vehículo de características similares al que se va a adquirir)



Valor del vehículo 0 km estándar de AR $120 000 (se consideró el modelo de automóvil más vendido según datos de la Cámara del Comercio Automotor y de ADEFA)

20% de aporte estatal del precio del auto 0 km (consistente con las propuestas que ha hecho el gobierno)

Precio de a nafta súper de 13 AR$/litro (valor promedio del precio de venta en estaciones de servicio; en el análisis sectorial se considera un diferencia de importación de un 20%)

Ahorro neto de costos de mantenimiento (en comparación con el incremento del seguro y la patente) del unos AR$ 1 500 por año

Vida útil de 10 años (representa una buena práctica para una actualización de la flota) Los resultados obtenidos se resumen en la tabla 11:


Microeconómico (USD) Sectorial inv. t = 0 (MM USD) Sectorial gradual (MM USD)

VAN (4%) –8 043 784 728

VAN (10%) –8 831 254 223

Esta medida puede ser impulsada mediante el plan que se ha anunciado. El gobierno podría tratar de obtener financiación climática o buscar la participación de bancos y empresas del sector para financiar parte de la cuota que asumiría el Estado. La no viabilidad económica para el usuario particular puede verse compensada por la gran rotación que tiene el mercado y el interés creciente de los propietarios por adquirir unidades de última generación. La medida para los privados sería viable si el gobierno subsidiara el 80% del valor de los vehículos nuevos. Para el Estado la medida es beneficiosa en términos de los ahorros del costo marginal de los combustibles. Los resultados se encuentran en la planilla de cálculo “7-Plan canje.xlsx”.

Opción 8: Combustibles alternativos El uso de combustibles alternativos para satisfacer las necesidades energéticas de la industria tiene una larga historia aunque su utilización ha quedado relegada por las facilidades del uso de combustibles fósiles. La medida propuesta se detalla en los estudios del programa PROBIOMASA (“Proyecto de promoción de la energía derivada de la Biomasa”). En estas iniciativas se propone promocionar el desarrollo de la energía derivada de biomasa en distintos niveles: regional y nacional, ampliando la matriz de oferta primaria y garantizando una fuente de energía limpia, confiable y competitiva.



De esta manera se busca la sustitución de combustibles fósiles. Las hipótesis subyacentes en este análisis están detalladas en los documentos del programa PROBIOMASA pero los principales aspectos son:

Consumos de biomasa al 2016 de 1 900 000 t y al 2030 de 12 500 000 t

Potencia a instalar al 2016 de 200 MW eléctricos y 200 MW térmicos

Potencia a instalar al 2030 de 1 300 MW eléctricos y 1 300 MW térmicos A partir de estas hipótesis, se proyecta una implementación progresiva lineal comenzando en el año 2018. De esta manera, las emisiones que pueden reducirse en el período 2018-2030 son de más de 55 millones de tCO2 sin considerar las emisiones evitadas de CH4. Los principales co-beneficios de esta medida tienen que ver con la reducción de residuos y su necesidad de tratamiento. El Programa también considera beneficios para el desarrollo como el ahorro de divisas por el reemplazo de combustibles fósiles importados, la reincorporación de subproductos al ciclo productivo de materiales considerados actualmente residuos, la creación de un significante número de nuevos empleos y generación de nuevas capacidades para la gestión de la energía renovable proveniente de biomasa. También mejora de la seguridad energética en zonas aisladas (aproximadamente 30 comunidades) y la reducción de la contaminación del suelo y del agua y de las probabilidades de incendio. Evaluación económica El análisis económico considera los siguientes aspectos:

Inversiones de AR $3 200 millones para el 2016 y AR $25 700 millones para el 2030

Ahorros por AR $2 500 millones por año para el 2016 y AR $16 200 millones por año para el 2030

Potencia unitaria a instalar 2,5 MW e y 2,5 MW t

Precio de la electricidad industrial de 84,5 AR$/MWh (valor promedio del precio variable en media tensión)

Precio del gas natural industrial de 0,29345 AR$/m3 (valor promedio)

Vida útil de 10 años Los resultados obtenidos se resumen en la siguiente tabla:





VAN (4%) –3 780 337 12 435 4 935 VAN (10%) –4 246 879 8 687 3 235

Esta medida puede ser impulsada mediante el plan en curso. El gobierno podría tratar de obtener financiación climática para incentivar penetración de la medida. La no viabilidad económica para el inversor privado se puede compensar por los ahorros de combustibles importados a nivel nacional, dado que al Estado la medida le resultaría viable. Los resultados se encuentran en la planilla de cálculo “8-Combustibles alternativos.xlsx”.

Opción 9: Eficiencia en el transporte carretero de carga Esta medida está basada en el estudio “Diseño conceptual de una NAMA para el transporte de carga por carretera en Argentina”. El estudio incluye una serie de actividades tendientes a mejorar la eficiencia del transporte carretero. Dentro de las actividades propuestas se encuentran dos tipos de medidas: i) las relacionadas con el aumento de eficiencia del uso de combustibles (motores más eficientes, neumáticos de menor rozamiento, diseño aerodinámico, mejora de superficie de carreteras, etc.) y ii) las relacionadas con la mejora del manejo logístico (aumento de carga promedio, reducción de falso flete, bolsas de carga, etc.). De esta manera se busca la reducción del consumo de combustibles fósiles utilizados para el transporte de cargas. Las hipótesis subyacentes principales en este análisis están detalladas en los documentos del estudio mencionado pero los principales aspectos son:

Recorrido anual de camión urbano de 28 000 km y de camión interurbano de 72 000 km

Rendimiento ponderado camión-tracto camión-urbano-interurbano actual de 4,19 km/l de combustible

Rendimiento ponderado camión-tracto camión-urbano-interurbano eficiente de 6,04 km/l de combustible

Mejoras debidas al manejo logístico de 5% A partir de estas hipótesis, se proyecta una implementación progresiva lineal a partir del 2020. De esta manera, las emisiones que pueden reducirse en el período 2020-2030 son de más de 35 millones de tCO2e.



El gran impacto en la mitigación se debe a que el 96% del transporte de cargas en Argentina se realiza por carretera, con lo cual una mejora aplicada a la flota de camiones tiene mayor impacto que otras medidas de mitigación relacionadas al transporte de cargas, como por ejemplo el caso del cambio modal, donde se pasa de una participación del transporte carretero de carga del 96% al 80%. Ese impacto del 16% se ve reducido porque los trenes considerados también funcionan a diesel, lo que lleva a que la reducción de emisiones de los camiones sea del orden del 12%. De todas maneras, ambas medidas son complementarias y deben aplicarse en conjunto. Los principales co-beneficios de esta medida tienen que ver con la mejora de la calidad del aire y generación de empleo además de algunas mejoras en lo que respecta a seguridad vial. El estudio del NAMA plantea que el reemplazo de camiones existentes por nuevos modelos eficientes reduciría la contaminación y mejoraría la calidad de aire. Sin embargo, este co-beneficio sería mayor en el caso de reemplazo con camiones de baja contaminación, además de eficientes. Los beneficios en la calidad de aire con mejoras en camiones existentes son más limitados, ya que las medidas no afectan los motores. Dos medidas técnicas—mejoras aerodinámicas y mejoras en la superficie de rutas—ofrecen importantes potencial para la generación de empleo. La gestión logística también ofrece importantes co-beneficios en la calidad de aire, la reducción de accidentes, la competitividad y la generación de empleos. Evaluación económica El análisis económico considera los siguientes aspectos:

El estado aporta el 20% del costo de adquisición de unidades más eficientes

Existe un 20% de diferencia entre el costo del gasoil importado versus el precio en el mercado local

La vida útil de las unidades es de 10 años Los resultados obtenidos se resumen en la siguiente tabla:



VAN (4%) 19 850 923 725 VAN (10%) –933 –170 –259

Esta medida puede ser impulsada mediante un plan de asistencia para las empresas como el aporte del 20% mencionado. El gobierno podría generar acuerdos con las fábricas de camiones para adecuar los mismos al ámbito local dentro del plan de eficiencia del transporte.



Por el lado de la infraestructura de vías y carreteras, se puede tratar de obtener financiación climática para mejorar la aplicación del plan. La viabilidad económica depende en gran medida de las tasas de financiación logradas, como puede verse en el análisis. Con un aporte del Estado por sobre el 20% del valor de las inversiones la medida resulta rentable para los actores del sector privado y para el país representaría una opción levemente por debajo de la costo-efectividad en función del ahorro de combustibles líquidos importados. Los resultados se encuentran en la planilla de cálculo “9-Eficiencia transporte carretero carga.xls”.

Opción 10: Sustitución de calefacción tiro balanceado por bombas de calor En esta medida se propone reemplazar los sistemas de calefacción domiciliarios basados en gas natural tipo tiro balanceado (TB) por equipos de aire acondicionado frio/calor (BC-bombas de calor). Se analizan los beneficios de la inserción gradual de bombas de calor, cuyo rendimiento es muy superior respecto a los calefactores a gas de tiro balanceado, en cuanto al consumo de combustible, emisiones de GEI y otros beneficios relacionados. Los equipos de aire acondicionado frio/calor pueden aportar calor suficiente para calefaccionar un ambiente con un consumo equivalente menor al consumo de una estufa tiro balanceado. El consumo de combustible de un TB es superior al consumo de combustible que se requeriría para producir la electricidad que consume una BC para aportar las mismas calorías al ambiente. La relación aproximada de consumos energéticos entre TB y BC es que se puede ahorrar el 60% del consumo de un TB si se opta por utilizar BC. De esta manera se busca la sustitución de combustibles fósiles por energía eléctrica. Las hipótesis subyacentes en este análisis son:

El consumo residencial de gas natural para calefacción representa el 60% del total residencial

El equipo tipo utilizado para calefacción aporta 3 200 kcal/h

El gas natural que se ahorra en el sector residencial se utiliza, parcialmente, para cubrir el incremento de demanda de electricidad

La eficiencia de generación eléctrica a partir de gas natural se establece en 50%, compatible con un ciclo combinado

A partir de estas hipótesis, se proyecta una implementación progresiva lineal a partir del año 2018 dado que los equipos frío calor ya se encuentran muy difundidos en el mercado. De esta



manera, las emisiones que pueden reducirse en el período 2018-2030 son de más de 110 millones de tCO2e. Cabe aclarar que el impacto real de la medida depende de la fuente de generación de la electricidad requerida para las BC. Se utilizó un ciclo combinado a gas natural pero podría aplicarse en un ciclo abierto, lo cual reduciría la mitigación por operar a menor eficiencia. El impacto en concreto requeriría un análisis de despacho, capacidades y disponibilidad de unidades existentes y futuras planificadas. Sin embargo, la hipótesis de crecimiento con ciclos combinados a gas natural es compatible con los planes de expansión del sector por lo que no se generan distorsiones significativas respecto de las centrales que cubrirían la demanda adicional. Los principales co-beneficios de esta medida tienen que ver con la descompresión de los sistemas de transporte y distribución de gas natural y la contribución con la mejora de la calidad del aire. El Programa también considera beneficios para el desarrollo como el ahorro de divisas por el reemplazo de combustibles fósiles importados, la incorporación de calefacción en zonas donde no existe red de distribución de gas natural y la posibilidad de extender el servicio eléctrico a zonas no conectadas. Adicionalmente se genera un impacto positivo en términos de seguridad doméstica donde se reducen los accidentes por fugas de gas natural y las intoxicaciones por monóxido de carbono. Esta medida ya tiene un grado de avance, dado que el mercado se ha orientado a ofrecer este tipo de productos. Aquí se propone una política más agresiva al business-as-usual. Evaluación económica El análisis económico considera los siguientes aspectos:

El costos de adquisición de un equipo de aire acondicionado de 2,7 kW es de AR$ 9 000

Costo del gas natural local de 5 USD/millón BTU

Costo del gas importado de 17 USD/millón de BTU correspondiente a GNL

Precio de la electricidad residencial de 0,042 AR$/kWh

Vida útil de 10 años Considerando que el gas ahorrado contribuye a sustituir el costo del gas importado, para el enfoque sectorial, se obtienen los siguientes resultados:





VAN (4%) –897 13 608 6 952

VAN (10%) –936 9 268 4 251


VAN (4%) –897 970 409

VAN (10%) –936 –306 –273

Queda claro que con los costos del gas importado la medida resulta beneficiosa. Al tomar los valores del gas local, la medida requiere de una financiación con tasas preferenciales para que pueda ser implementada, dado que otra manera no resulta económica. Esta medida puede ser impulsada mediante un plan de promoción de equipos eficientes de aire acondicionado y debe ir acompañada de difusión sobre el uso eficiente de la energía. El gobierno podría tratar de obtener financiación climática para incentivar penetración de la medida. La medida para los privados sería viable si el costo del gas natural para el usuario fuera mucho mayor que el actual o si se subsidia el 25% del valor diferencial de los equipos de frío-calor frente a estufas de tiro balanceado y equipos de aire frío. Para el Estado la medida es beneficiosa en términos de los ahorros de gas importado. Los resultados se encuentran en la planilla de cálculo “10-Bombas de calor.xlsx”.

Opción 11: Captura y almacenamiento geológico de carbono en centrales térmicas Se presenta un estudio específico detallado sobre Captura y Almacenamiento de Carbono - CAC o CCS por sus siglas en inglés, en el cual se evalúan, entre otras opciones, las cuencas petrolíferas, ubicación, producción y decaimiento para estimar el potencial de captura geológica. Para esta opción en particular se plantea la captura de las emisiones provenientes de centrales de generación eléctrica térmica fósil y su almacenamiento en los reservorios geológicos de la industria del petróleo y gas. Se adoptó como criterio una tasa de penetración de la medida del 10% anual a partir de año 2020 y que se logra capturar hasta el 60% de las emisiones de las centrales de generación eléctrica. Bajo estos supuestos y utilizando los datos del estudio, se podrían mitigar más de 288 millones de tCO2e en el período 2020-2030.



Los resultados del estudio de CAC se encuentran en el informe específico (Captura y Almacenamiento de Carbono). Los resultados de la medida particular se encuentran en la planilla de cálculo “CCS.xlsx” y se integran a la planilla Proyección 2013-2030-ipcc1996.xlsx”.

Curvas de costo de abatimiento marginal Para las medidas analizadas anteriormente, considerando los resultados económicos sectoriales y el potencial de mitigación estimado, se elaboran las Curvas de Costo Marginal de Mitigación (MACC, por sus siglas en inglés) de acuerdo a la guía “Desarrollo de una metodología para la construcción de curvas de abatimiento de emisiones de GEI incorporando la incertidumbre asociada a las principales variables de mitigación” (Clerc, 2013). De esta manera se obtiene para cada opción de mitigación identificada, su costo medio por tonelada de CO2e reducida (USD/tCO2e) según la siguiente expresión: Ecuación 1: Costo marginal de mitigación

donde: CMM: Costo marginal de mitigación (USD/tCO2e) CAE: Costo anual equivalente (USD) RED: Reducción de emisiones de GEI (tCO2e/año) Ecuación 2: Costo anual equivalente

donde: VAN: Valor actual neto (USD) FRC: Factor de recupero del capital (adimensional) Ecuación 3: Factor de recupero de capital

donde: r: Tasa de descuento (%) N: Período evaluado (años) Siguiendo esta metodología se presentan a continuación las curvas de abatimiento marginal.



Se debe tener la precaución de interpretar los resultados considerando los supuestos utilizados en cada medida evaluada ya que las mismas fueron concebidas en la situación más favorable en cuanto a los costos evitados. La sustitución de combustibles fósiles importados de alto valor no siempre será el impacto real de cada medida con independencia de las restantes. Es por ello que se han realizado análisis de escenarios con precios alternativos para comparar de manera más conservadora las distintas alternativas. Otra consideración importante es que en muchos casos no se tuvo acceso a información de calidad o el alcance del trabajo no permitió profundizar en algunos aspectos. Esto genera un mayor grado de incertidumbre en los resultados. Finalmente, los costos de inversión en algunas de las medidas, como por ejemplo el plan canje o la eficiencia en el transporte carretero de carga, no contemplan el total necesario sino solamente la porción que podría aportar el País, donde la inversión restante sería desarrollada para que la afronte el usuario. Estas inversiones fueron consideradas como el total necesario para cada la medida (teniendo en cuenta, en el plan canje, que los vehículos usados deberían ir a desguace). Adicionalmente, no se considera inversión adicional en infraestructura vial que debería afrontar el estado. Los detalles de las medidas y supuestos utilizados se encuentran en las planillas de cálculo respectivas. En las siguientes figuras se presentan las curvas de abatimiento considerando primero, el escenario con el gas importado, tanto sea para una tasa de descuento del 4% y del 10% por separado, donde se distinguen las medidas que pasan de ser viables al 4% a no viables al 10%. Luego, los escenarios con gas local al 4% y 10% por separado, nuevamente mostrando las medidas que pasan de ser viables al 4% a no viables al 10%.



Figura 2: Curvas de costo marginal de mitigación

Gas importado (tasa del 4%)

Gas importado (tasa del 10%)



Gas local (tasa del 4%)

Gas local (tasa del 10%)



Políticas de mitigación existentes Se analizan las políticas existentes respecto de la mitigación del cambio climático y se seleccionan aquellas que se logró conseguir información de desempeño como para analizar el impacto que tuvieron en los inventarios anuales de emisiones de GEI. Las políticas evaluadas son:

1. Ley de biocombustibles (ley 26 093 del 19 de abril de 2006 que establece el corte obligatorio de al menos un 5% en las naftas y gasoil a partir del 1 de enero de 2010)

2. GENREN (Licitación ENARSA Nº EE 01/2009 en el marco de la ley 26 190 del 6 de diciembre de 2006 para el Régimen de Fomento Nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinada a la producción de energía eléctrica, con el objetivo de alcanzar el 8% del consumo de energía eléctrica nacional a partir de fuentes renovables para el año 2016, y de la ley 26 093)

3. PRONUREE Lámparas Fluorescentes Compactas (Decreto 140/07 del 21 de diciembre de 2007 sobre el Programa Nacional de Uso Racional y Eficiente de la Energía. La ley 26 473 del 17 de diciembre de 2008 fortaleció las mediadas tendientes al uso de iluminación con fuentes alternativas prohibiendo la comercialización de lámparas incandescentes a partir del 31 de diciembre de 2010)

4. PERMER (Programa de Energía Renovable en Mercados Rurales de la Secretaría de Energía de la Nación)

5. MDL (Art. 12 del Protocolo de Kioto de la CMNUCC) Cabe aclarar que el listado anterior no constituye la totalidad de acciones tomadas por el país respecto del cambio climático. La ley de biocombustibles de 2006 comenzó a operar efectivamente a fines de 2009. Se ha logrado alcanzar la meta propuesta y se ha lanzado un nuevo corte que alcanzaría el 10%. En el caso de GENREN se incluyen, además, las centrales Arauco y San Juan I (proyecto solar piloto). El programa no ha sido lo suficientemente efectivo (sólo el parque eólico de Rawson se implementó) debido a la falta de financiamiento de los proyectos aprobados, porque los proyectos se sustentan en el mantenimiento de tarifas preferenciales a largo plazo. Sin embargo, se están evaluando proyectos de una segunda etapa del programa. El PRONUREE dio lugar a una reducción de emisiones debido a la sustitución efectiva de lámparas incandescentes residenciales y comerciales. PERMER también dio sus frutos mediante la implementación de proyectos piloto.



El análisis de la mitigación lograda se realiza a partir de año 2005, con excepción del MDL, en cuyo caso incluye mitigación desde el año 2000, sólo para las reducciones que han sido acreditadas por las Junta Ejecutiva del MDL (es decir, el potencial es mayor que el evaluado). Figura 3: Proyección de las emisiones 2012-2030 con y sin políticas actuales

Los resultados se encuentran en la planilla de cálculo “Serie inventario 1990-2012-ipcc1996-con y sin políticas”.

Proyección del inventario con mitigación Se realiza la proyección del inventario incorporando las medidas de mitigación evaluadas y las políticas existentes a fin de analizar los impactos y efectos futuros potenciales. Se realizan cuatro proyecciones de escenarios: 1-Escenario tendencial con la proyección de la situación actual Este escenario es el que se detalla en el “Informe 1-Inventarios y Series Históricas-Energía”. Las proyecciones se hacen en función de la evolución esperada del valor bruto de producción, teniendo en cuenta el crecimiento de la población. En términos generales el escenario incluye en cuanto a consumo de combustibles a nivel residencial una expansión de las redes de gas distribuido a nivel domiciliario sustituyendo electricidad, gas licuado de petróleo y kerosene, mientras que en áreas rurales asume una mayor penetración de GLP en sustitución de kerosene y carbón vegetal. Se considera que todos

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1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

t C

O2

Actual

Sin politicas



esos combustibles continúan siendo la base para cocción de alimentos, agua caliente y calefacción y que mejoran los rendimientos de los electrodomésticos, la aislación y envolvente térmica de viviendas, y un uso eficiente de artefactos por parte de la población (mediante mayor difusión del consumo responsable). En cuanto al uso de la electricidad se asume la incorporación de iluminación de bajo consumo, el etiquetado de electrodomésticos, una mayor concientización sobre el consumo responsable, un mayor aprovechamiento de la luz solar, el diseño eficiente de nuevas viviendas. En el sector público y comercial se incorpora el concepto de compras sustentables, el apagado de equipos en horas de desuso, regulación de intensidades lumínicas, administradores de energía, recambio de luminarias en alumbrado público y señalización. En la industria, agro y transporte se asume la continuidad de las líneas de mejoras en curso, e.g. motores más eficientes, mejoras de aislación de ductos, medidas de mantenimiento preventivo, uso de variadores de velocidad, uso de combustibles alternativos, biocombustibles, mayor penetración de medios masivos de transporte, vehículos más livianos, entre otras.

2-Escenario con la proyección de las emisiones sin las políticas existentes Este escenario plantea la situación de las emisiones que hubieran ocurrido si no se hubieran implementado las políticas existentes analizadas anteriormente. En este caso, las emisiones debidas a las políticas se proyectaron de manera análoga a la proyección del escenario tendencial.

Los criterios de proyección de cada política son los siguientes:

Ley de biocombustibles: según la proyección de consumo tendencial (corte del 15% con biodiesel y 12% con bioetanol a 2030)

GENREN: según el crecimiento del sector eléctrico de la matriz insumo producto del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas (Escenarios Metodológicos)

PRONUREE LFC: según crecimiento de la población

PERMER: según crecimiento de la población

MDL: constante con la emisiones reducidas verificadas de los proyectos existentes

3-Escenario con la proyección de las emisiones incorporando las medidas de mitigación En este caso se reducen las emisiones proyectadas de acuerdo al impacto de cada medida propuesta sobre el escenario tendencial sin considerar la opción de captura y almacenamiento de carbono (CCS). Algunas medidas pueden estar parcialmente incluidas en el escenario tendencial, pero aquí se proponen políticas más agresivas tratando de explotar el potencial existente, a sabiendas de las dificultades de implementación de propuestas tan ambiciosas.



4-Escenario con las medidas de mitigación + CCS Este caso incorpora la mitigación adicional debida a la captura y almacenamiento de carbono. A continuación se ilustra la proyección de cada caso para la serie 2012-2030: Figura 4: Emisiones 2012-2030 de los escenarios analizados

Finalmente se muestra la serie completa de emisiones 1990-2030 para los escenarios mencionados:

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2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032

tCO

2e

Proyección

Proyección con mitigación

Proyección sin políticas previas

Proyección con mitigación + CCS



Figura 5: Serie completa de emisiones 1990-2030 con los escenarios analizados

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1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

t C

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Actual

Sin politicas

Proyección

Proyección con mitigación

Proyección sin políticas previas

Proyección con mitigación + CCS



Bibliografía C3T-Centro Tecnológico de Transporte, Tránsito y Seguridad Vial. CAMMESA - Compañia Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. Reporte anual. Clerc, D. y. (2013). Desarrollo de una metodología para la construcción de curvas de abatimiento de emisiones de GEI. CNRT-Comición Nacional Reguladora del Transporte. (2015). Diseno conseptual de una NAMA. ENARGAS. (2013). Informe Anual de Enargas 2012. Energía, S. d. (2012). Informe Estadístico. IEA. (2012). Solar Heat Worldwide 2010, IEA Solar Heating & Cooling Programme. INDEC - Instituto Nacional de Estadísticas y Censos. Censos nacionales. Instituto Argentino del Petróleo y el Gas. (2013). Informe Anual 2012 . Massia, S. (2013). Belgrano Cargas, DOCUMENTO DE POLÍTICAS PÚBLICAS N°42. Buenos Aires. Puliafito, S. C. (2010). “Emisiones de carbono del sector transporte en Argentina”,Avances en Energías Renovables y Medio Ambiente Vol. 14, pp 07.01 -07.08. S.Gil. (2013). Eficiencia energética ¿un camino hacia el autoabastecimiento? ELUREE.

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Estudio de Potencial de Mitigación · Sin embargo, en este informe se presenta un potencial ambicioso alcanzable bajo la adopción de políticas fuertes en mitigación. Esto es motivado,