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“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
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ÍNDICE
Proyecto “Escenarios Energéticos Argentina 2030” ................................................................................... 1 ÍNDICE ........................................................................................................................................................ 2 Nota de los autores ....................................................................................................................................... 3 DESARROLLO DEL TRABAJO ................................................................................................................ 5 Definición de escenarios de Largo Plazo...................................................................................................... 5
1. Introducción ................................................................................................................................... 5 2. Objetivo del Proyecto ..................................................................................................................... 6 3. Principales características del Ejercicio propuesto ......................................................................... 7 4. Datos iniciales ................................................................................................................................ 7
• EVOLUCIÓN DE DEMANDA ................................................................................................ 7 • COSTOS y PRECIOS ............................................................................................................... 8 • COMBUSTIBLES..................................................................................................................... 9
5. Hipótesis de la Propuesta de AGEERA ......................................................................................... 9 • BALANCE GENERAL ............................................................................................................ 9 • RESPECTO A COMBUSTIBLES .......................................................................................... 11 • RESPECTO A COSTOS ......................................................................................................... 13 • RESPECTO a Influencia del Transporte en los costos ............................................................ 13 • RESPECTO A CRITERIOS DE CUBRIMIENTO DE DEMANDA ..................................... 14 • RESPECTO A INFLUENCIA DE COSTOS DE CAPITAL .................................................. 18
6. Ingresos Propuestos por AGEERA ............................................................................................. 19 7. Ajustes al despacho ...................................................................................................................... 23 8. Resultados Preliminares ............................................................................................................... 24
• Producción esperada - Escenario BAU................................................................................... 24 • Producción esperada - Escenario URE................................................................................... 25 • Matriz de producción de energía eléctrica - Escenario BAU en el año 2030 ......................... 25 • Matriz de producción de energía eléctrica - Escenario URE en el año 2030 ......................... 26 • Consumo de Gas – BAU – Sector Eléctrico ............................................................................ 26 • Consumo de Gas – URE – Sector Eléctrico ............................................................................ 27 • Consumo de combustibles no gaseosos ................................................................................... 29 • Nivel de Emisiones - Escenario BAU y URE ........................................................................... 30 • Nivel de Costos - Escenario BAU ........................................................................................... 31 • Nivel de Costos - Escenario URE ........................................................................................... 32
9. Conclusiones ................................................................................................................................ 33 10. ANEXO 1 - Costos de Equipos de Generación ...................................................................... 34
• Tarificación de costos por tecnología ..................................................................................... 34 • Determinación de costo de capital .......................................................................................... 36 • Resultado de la tarificación llevado a USD/MWh .................................................................. 38
11. ANEXO 2 - Influencia del Transporte .................................................................................... 39 12. ANEXO 3 - Influencia del equipamiento renovable sobre la reservas ................................... 41
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
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Nota de los autores El presente trabajo fue realizado por representantes técnicos de las empresas generadoras (privadas y públicas), los que han aportado su experiencia en el manejo de empresas generadoras, en el abastecimiento de la demanda, en la operación del sistema interconectado, en el análisis de las logísticas de combustible y en el desarrollo de la economía de la energía en la República Argentina. Si bien el objetivo de este trabajo, se podría suponer como la obtención de un escenario “deseable”, más allá de ciertas realidades, en la realización del mismo ha sido privilegiada la opción de obtener un escenario “esperable” y “operable”, es decir, la obtención de un escenario que tenga altas probabilidades de ocurrencia. La obtención de un escenario ajustado a las realidades actuales y a las expectativas de corto y mediano plazo que se vienen dando en la Argentina, puede implicar un alto riesgo, ya que representa una cierta continuidad temporal en algunas falencias del sector eléctrico y energético en su conjunto. Por lo tanto, antes de comenzar a considerar la evolución del cubrimiento de la demanda eléctrica hacia el futuro ya pronosticábamos que algunos indicadores, calificadores de cada escenario, serían adversos a lo óptimo esperado. Sostener en el tiempo la existencia de algunas limitaciones en la capacidad de desarrollo de todas las tecnologías disponibles para generación (técnicas y financieras), sumada a los bajos factores de uso de ciertas tecnologías renovables, trae aparejado un peligroso mantenimiento en el consumo de combustibles fósiles, lo que impacta en un sostenimiento de las emisiones de Gases de efecto invernadero (GEI). Por lo tanto, es de esperar que los indicadores (Emisiones de GEI y costos Variables) penalicen fuertemente este escenario. Sumado a lo anterior, el tener en cuenta la aplicación de algunas leyes pertinentes y el establecimiento de importantes incentivos han llevado a incorporar a su escenario temas tales como el uso de biocombustibles en equipamientos actuales (ciclos combinados, unidades TV y unidades TG). Este ítem, impactará negativamente en el indicador de “uso de suelo”, pero atendiendo a la realidad, hoy día las empresas generadoras están siendo incentivadas para lograr consumir altos porcentajes de este combustible. Similar tratamiento se ha dado al desarrollo nuclear, el cual está siendo incentivado. Se ha declarado de interés nacional el diseño, la adquisición de bienes y servicios, la puesta en marcha, la operación y el mantenimiento de nuevas centrales nucleares y se han establecido regímenes impositivos especiales. En atención a lo expuesto se manifiesta que:
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
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• Como se aclaró previamente, los escenarios a presentar no responden a escenarios deseables sino “esperables”, de mantenerse las pautas enumeradas en el desarrollo del trabajo.
• No se promueve el incremento del consumo de combustibles fósiles ni el aumento de emisiones de GEI, pero se prevé ese escenario como muy probable.
• La dirección hacia donde se debería mover el sector generación es la sustentabilidad, desde lo ambientalmente amigable y desde la sustentabilidad operativa (escenarios que cumplan con todas las normas técnicas operativas y de calidad de servicio).
• Si bien se ha propuesto a los escenaristas participantes que deberían considerar que “No existen limitantes en el financiamiento de la expansión de la generación”, AGEERA entiende que no es posible hacer caso omiso a esta limitación y basa estos escenarios precisamente en este tópico; caso contrario entiende que se trataría de un ejercicio académico sin valor que sería rebatido al cumplirse los primeros años supuestos.
• Por último AGEERA entiende que la prioridad en los ingresos futuros de proyectos de generación debe ser para proyectos que cuenten con uso de recursos renovables o de recursos naturales tales como unidades eólicas y unidades hidráulicas. Argentina cuenta con muy altas potencialidades en este campo y no aprovecharlas representaría un punto muy negativo en el desarrollo energético. AGEERA ha supuesto en estos escenarios el ingreso de proyectos renovables con valores superiores a 500MW de capacidad por año, sostenido hasta el año 2030. Dadas las condiciones descriptas en el documento, incluso este valor parece excesivo, con lo que entendemos hemos sido optimistas en este aspecto.
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
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DESARROLLO DEL TRABAJO
Definición de escenarios de Largo Plazo
1. Introducción
AGEERA participa junto con otros “Escenaristas” en la definición de escenarios
esperados de evolución del cubrimiento de demanda de energía eléctrica hacia el largo
plazo (período 2010 – 2030).
Este proyecto está impulsado por la Fundación AVINA, el Centro de Estudios de la
Actividad Regulatoria Energética (CEARE/UBA), la Fundación Ambiente y Recursos
Naturales (FARN) y el Instituto Tecnológico Buenos Aires (ITBA).
La Fundación AVINA es la encargada de coordinar las actividades y un Comité Técnico
que acompaña el trabajo de los Escenaristas y evaluará los distintos escenarios
propuestos.
Los Escenaristas convocados son:
– Fundación Vida Silvestre Argentina
– Foro de Ecología Política
– Grupo Ambiente y Energía de la Facultad de Ingeniería de la UBA
– Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía (CACME)
– Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER)
– Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina
(AGEERA)
Cada escenarista presentará sus expectativas en forma independiente, las que se
evaluarán de acuerdo a distintos indicadores.
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
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2. Objetivo del Proyecto Elaborar escenarios energéticos eléctricos con el objetivo de compararlos mediante los siguientes indicadores:
• Emisiones Locales (SO2, NOX y partículas)
• Costos Medios operativos y de pago de capital
• Diversidad energética de la oferta energética
• Emisiones de CO2 equivalente.
• Costos Medios + CO2 1
• Biocombustibles (uso de suelo)
• Centrales Hidroeléctricas (matriz de impactos)
El enfoque propuesto a los Escenaristas es el siguiente:
a) Imaginar el escenario de ocurrencia deseable y posible en el año 2030 y la
evolución que debería y podría tener un conjunto de variables durante este
período para que el escenario pueda concretarse.
b) Se proponen supuestos, tales como :
• No considerar que pueda existir una limitación en la expansión de
transporte de energía eléctrica
• No existen limitantes en el financiamiento de la expansión de la
generación.
• “No se exige viabilidad económica de los escenarios planteados ni
optimización de inversiones”.
c) Se empleará el Modelo LEAP como herramienta en el proceso de
planificación y evaluación de los escenarios.
Estos escenarios estarán vinculados a: • La capacidad de desarrollo • A los requerimientos estructurales • Al despacho real • Al abastecimiento de combustible • Al estado de desarrollo actual de proyectos 2
1 Adicionando costos de emisiones de cada propuesta en base a costos de emisión dados como dato. 2 Atendiendo los inconvenientes que vienen experimentando los proyectos renovables e hidráulicos.
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3. Principales características del Ejercicio propuesto
• Se trata de un ejercicio de cubrimiento de demanda.
• No se trata de un ejercicio de evolución del mercado
• Por lo tanto, costos y precios son solamente utilizados como referentes para
determinar orden y conveniencia de accesos.
• No intervienen cuestiones remuneratorias ni tarifarias.
• Todos los Escenaristas cuentan con los mismos datos de arranque (evolución de
la demanda, costos y precio de infraestructura y combustibles, etc.).
4. Datos iniciales El Comité Técnico del proyecto suministró un “set” de datos comunes a los distintos
Escenaristas, que integran la base de datos inicial.
Se presentan dos escenarios de evolución de algunas variables (demanda de energía
eléctrica, por ejemplo), uno de Business As Usual (BAU), sosteniendo las tendencias
históricas y otro de acuerdo a la aplicación de políticas de Uso Racional de la Energía
(URE).
• EVOLUCIÓN DE DEMANDA
La serie de evolución de la demanda de energía eléctrica provista por el
Comité Técnico fue elaborada por Secretaría de Energía.
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
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año BAU (GWh) URE (GWh)
2010 98590 98590
2011 104356 104356
2012 108319 107777
2013 112590 111464
2014 116686 114352
2015 121039 117045
2016 125550 119775
2017 130091 122416
2018 134562 124873
2019 139283 127444
2020 143944 129837
2021 148360 131892
2022 152677 133745
2023 157258 135713
2024 161657 137409
2025 166198 138775
2026 171089 140122
2027 175796 141164
2028 180644 142167
2029 185643 143130
2030 190670 143956
• COSTOS y PRECIOS
Para las distintas “tecnologías” de generación de energía eléctrica, combinando valores de costos de capital y de operación y mantenimiento.
F. Planta
Hidro Gran 2000 0.002 40 c/u
Hidro Mini 3000 0.002 60 c/u
Nuclear Gen III+ 3350 20.000 0.014 101 85
Gas Natural & GNL TG GAS 700 144.000 0.006 15 50
Gas Natural & GNL TG GO 700 280.357 0.009 15 50
Gas Natural & GNL CC GAS 900 90.000 0.006 27 85
Gas Natural & GNL CC GO 900 161.422 0.009 27 85
Gas Natural & GNL TV Carbón 2100 91.827 0.006 42 85
Gas Natural & GNL IGCC Carbón 2400 114.784 0.010 72 85
Fuel / Diesel MOTOR GAS 1000 107.000 0.027 200 85
Fuel / Diesel MOTOR GO 1000 201.067 0.027 200 85
Fuel / GAS TV GAS 1900 119.000 0.010 200 85
Fuel / GAS TV FO 1900 167.101 0.010 200 85
Eólica Marítima 3350 0.027 96 40
Eólica Terrestre A 1825 0.019 51 33
Eólica Terrestre B 2100 0.015 51 42
Solar Concent. 5750 0.007 30 30
Solar Fotovolt. 3700 0.019 50 25
Geo-térmica Hidrotérmicas 3950 0.031 220 80
Mareo-motriz Tidal 4000 0.053 120 26
Biomasa Base 2100 0.013 111 95
Biomasa Motor Dual Bio
1000 292.555 0.027 200 85
Energía
Potencia (USD/kWaño) Combustible
(USD/MWh)
O&M
(USD/kWh)promd. %
Fuente Tipo CombustibleInversión
(USD/kW)
Evolución de la Demanda
-
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
GW
h BAU (GWh)
URE (GWh)
Evolución de la Demanda
0.00%
1.00%
2.00%
3.00%
4.00%
5.00%
6.00%
7.00%
20
11
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
Cre
cim
ien
to %
BAU (GWh)
URE (GWh)
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• COMBUSTIBLES
Proyecciones en base al WTI y/o Henry Hub
5. Hipótesis de la Propuesta de AGEERA
• BALANCE GENERAL
Respecto a la energía Hidráulica, se buscó mantener, en todo momento, la cota
de operación de los embalses en la máxima posible compatible con la atenuación
de las crecidas; desplazar del período de invierno el mantenimiento de los
grupos térmicos; mejorar la disponibilidad del parque turbovapor; utilizar la
importación desde Brasil como reserva de última instancia; aumentar la
capacidad de almacenamiento de gasoil y asegurar la logística de distribución de
combustibles líquidos.
La demanda de energía real creció históricamente con una tasa media del 5,5%.
La potencia instalada a fines del año 2010 (28.143 MW) se vio incrementada en
1.380 MW merced a la elevación a la cota de diseño (83 msnm) de la Central
Hidroeléctrica de Yacyretá que aportó 450 MW a esta cifra, los cierres de los
ciclos combinados de la Central Térmica Loma de La Lata (Neuquén) y de la
Central Térmica Pilar (Córdoba) que aportaron 324 MW, el programa de
FO en Arg GO en Arg CarbonGas Nat
Convencional
Tight /
Shale
Gas Nat
BoliviaLNG
USD/Tn USD/m3 USD/Tn USD/MMbtu USD/MMbtuUSD/MMbtuUSD/MMbtu
2011 528.5 658.8 140.0 3.0 5.0 8.5 12.2
2012 519.6 512.8 145.0 3.8 5.7 8.1 12.4
2013 542.9 535.8 146.0 4.8 5.8 8.5 12.9
2014 575.6 568.1 144.0 4.9 5.9 9.0 13.5
2015 606.1 598.2 147.1 5.1 6.1 9.5 14.0
2016 641.0 632.6 150.7 5.3 6.3 10.0 14.6
2017 671.9 663.0 153.8 5.4 6.4 10.5 15.2
2018 706.9 697.7 156.4 5.6 6.6 11.0 15.9
2019 737.6 727.9 159.4 5.8 6.8 11.5 16.6
2020 763.6 753.6 163.0 6.1 7.1 11.9 17.3
2021 794.7 784.3 166.7 6.5 7.5 12.4 18.0
2022 828.3 817.4 170.3 6.8 7.8 12.9 18.6
2023 861.4 850.1 173.3 7.1 8.1 13.4 19.2
2024 890.6 879.0 177.5 7.5 8.5 13.9 19.8
2025 920.7 908.6 180.5 7.9 8.9 14.4 20.4
2026 950.1 937.7 184.1 8.2 9.2 14.8 21.1
2027 980.5 967.7 187.7 8.6 9.6 15.3 21.7
2028 1007.4 994.2 191.9 8.8 9.8 15.7 22.2
2029 1032.6 1019.1 196.5 9.0 10.0 16.1 22.8
2030 1047.6 1033.9 200.1 9.3 10.3 16.3 23.3
Año
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
10
generación distribuida de ENARSA mediante el cual se instalaron en distintos
lugares del país 250 MW en motores diesel de pequeño porte, las turbinas de gas
aeroderivadas de la C.T. Independencia en Tucumán (2x60 MW) y las
industriales de Centrales de la Costa en Villa Gesell (80 MW) y ENARSA en
Bragado (50 MW) y Las Armas II (23 MW).
Se pusieron en servicio también algunos pequeños aprovechamientos
hidroeléctricos, entre los cuales el más importante fue la rehabilitación y
repotenciación de la Central Hidroeléctrica Álvarez Condarco, del Consorcio
Potrerillos, sobre el Río Mendoza (55 MW).
En materia de transporte eléctrico se pusieron en servicio las interconexiones en
500 kV NOA-NEA (Cobos, Salta – Resistencia, Chaco) y Comahue – Cuyo,
pero se mantienen algunas limitaciones, principalmente en la red de distribución.
Se proyecta la instalación de un ciclo combinado de 800 MW, con tecnología
“F”, en configuración 2x1 y apto para quemar gasoil durante gran parte del
tiempo, a ser instalado en Timbúes, Provincia de Santa Fe, al lado de la central
Termoeléctrica San Martín del FONINVEMEM. El proyecto se denomina
Central Vuelta de Obligado. Para la construcción y operación se ha constituido
un Fideicomiso.
Las principales consideraciones para la confección de nuestras hipótesis son:
• Se seguirá operando con reserva similar a la actual, mejorando la
disponibilidad futura por el ingreso de nuevo equipamiento.
• Además de los programas de Energía Plus y de los Contratos Resolución SE
Nº220/2007 deberían buscarse mecanismos que incentiven las
incorporaciones de equipamiento propuestas por AGEERA.
- En el ámbito de la energía renovable, a pesar de que se registran
demoras en los ingresos de los mismos, se considera un cambio en
esta tendencia con nuevas incorporaciones en los próximos años.
• Seguirá existiendo inconvenientes con la disponibilidad de combustible
gas en invierno y problemas de logística de líquidos en invierno.
• Seguirán existiendo problemas de infraestructura en distribuidoras.
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
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Se deberá verificar la relación costos de energía forzada por calidad de
servicio (costos de instalación y producción) versus costos de infraestructura
en transmisión, subtransmisión y transformación.
• RESPECTO A COMBUSTIBLES
• Se suponen 90 días de corte de gas en ciclos combinados (CC) y 120 para
Turbogas (TG) y Turbovapor (TV). Basado en datos operativos históricos.
Bajo el entendimiento que ampliaciones en transporte de gas y/o en
producción serán destinados al consumo residencial.
• Para Biocombustibles (Biodiesel para TG y CC y BioOil para TV) 3
– En la actualidad existe incentivos económicos para los generadores que
utilicen este recurso.
– TG y CC hasta un 8% de capacidad de mezcla.
– TV hasta un 25% de capacidad de mezcla.
• Los porcentajes de consumo de combustible a utilizar por las unidades actuales
respetan los valores históricos recientes.
• Abastecimiento de Gas Natural
Se entiende un sostenimiento de “caída en la participación” del Gas
Convencional para abastecer el sector generación eléctrica (llegando a un
30% de caída hacia el año 2030), que es reemplazado por Gas Licuado,
Gas No Convencional, Gas de Bolivia y BioGas, bajo el entendimiento
que el Gas Convencional y ampliaciones en transporte de gas y/o en
producción serán destinados al consumo residencial.
3 En base a consultas a especialistas mecánicos en las centrales y bajo el supuesto de no aumentar las frecuencias de mantenimientos
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12
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Biogas
Gas Licuado
Gas No Convencional
Gas Bolivia
Gas Convencional
NOTA:
Si bien la participación del Gas Licuado aparece como elevada hacia el año 2030,
AGEERA incluye en este rubro Gas disponible para generación a precio
diferenciado (superior al del Gas Convencional y que compite con el Gas Natural
Licuado - GNL). El Gas Convencional se asigna con prioridad al consumo
residencial.
Comentarios:
Por aspectos culturales, sociopolíticos, etc., el gas seguirá siendo utilizado con
prioridad por el sector residencial y por el sector industrial en distintos procesos. Se
deberán implementar políticas que incentiven:
- El ahorro energético
• Un cambio de cultura hacia el reemplazo, ya que es preferible
quemar gas en una unidad de alta eficiencia (54% en un ciclo
combinado y no en una cocina y/o estufa domiciliaria con
rendimiento de 20%).
- La exploración y la explotación de gas:
• Frente a la caída de las reservas se deberían revisar las señales en
el mercado de gas de manera que incentiven las inversiones en
exploración y en explotación.
- Si el remplazo del Gas Convencional se realiza en base a GNL, hay que
tener en cuenta la logística para el abastecimiento (transporte,
regasificación, etc.).
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
13
• RESPECTO A COSTOS
• Se calculan costos energizados (suma de costos de capital + operativos)4 y se
definen elencamientos de las máquinas en base a éstos.
0.000
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
Sola
r C
oncent.
Mare
o-m
otr
iz
Bio
masa
Moto
r D
ual B
io
Sola
r F
oto
volt.
TG
GO
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O/G
AS
TV
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S
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TV
Carb
ón
CC
G
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n
Bio
masa
Base
Co
sto
op
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ivo
to
tal
U$/
MW
h
Tecnología
Costos teniendo en cuenta el costo del carbono
Emisiones
Potencia
O&M
Combus
Capital
VER : ANEXO- Costos de Equipos de Generación
Estos costos definirán la conveniencia de acceso de las distintas tecnologías.
• RESPECTO a Influencia del Transporte en los costos
• Las mayores potencialidades eólicas se encuentran en zonas como la Patagonia, sumamente alejadas de los centros de consumo.
• Las potencialidades hidráulicas poseen esa misma característica (Patagonia,
Comahue o el norte del Litoral). Razones por lo cual la influencia de los costos de transporte, junto con la capacidad de desarrollo de éste, se hace importante (ver Anexo 2).
4 No están incluidos en este ejercicio costos derivados de “rentas” para las empresas generadoras
Renovables + hidros + Nuclear
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
14
AGEERA entiende que no tener en cuenta estas cuestiones lleva a subestimar los costos medios (que incluyen costos de capital) y los tiempos de instalación. Ajuste con transporte El siguiente es el resultado de un ejercicio en el cual a dos proyectos se los penaliza al incluir costos de transporte (aprovechamientos hidráulico y eólico). (Ver ANEXO 1- Costos de Equipos de Generación).
0.000
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
So
lar
Con
cen
t.
Mare
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otr
iz
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So
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MO
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IGC
C C
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CC
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O/G
AS
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ro M
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Nucle
ar
Eólic
a T
err
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Hid
ro G
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Bio
masa
Base
Co
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to
tal
U$/
MW
h
Costos
Emiciones
Potencia
O&M
Combus
Capital
Se observa que los elencamientos de conveniencia de ingreso son afectados sustancialmente, desplazando a las tecnologías afectadas hacia el lugar de las tecnologías más caras. Las diferencias de costos alcanzan el 70% por sobre los costos sin transporte.
AGEERA opina que igual tratamiento deberá tener el incremento de costos por
transporte de Gas en proyectos térmicos, con el agregado de penalizar los costos de
capital de proyectos térmicos que utilicen gas natural licuado (GNL), en función de la
necesidad de nueva regasificación.
• RESPECTO A CRITERIOS DE CUBRIMIENTO DE DEMANDA
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
15
• Para el período 2012- 2016 se toman los ingresos planteados por CAMMESA en
su última Programación Estacional y en el “Análisis de Abastecimiento MEM
2012/2016”.
• De estos últimos documentos se toman los ingresos supuestos para energía
renovable, alargando los plazos y los MW a ingresar, teniéndose en cuenta el
grado de avance actual de los proyectos en este tipo de energías renovables..
• Hacia el futuro (de 2016 en adelante) se cubre la demanda bajo un criterio de
balance óptimo (despacho prioritario de unidades más económicas determinadas
en el elencamiento).
• Se verifican despachos de unidades hidráulicas (de embalse estacional) y se
corrigen de acuerdo a valores esperados “medios” obtenidos de despacho reales,
esto representa un forzamiento en los despachos de las centrales hidráulicas de
embalse.
• Se verifican despachos de unidades del Área GBA (Gran Buenos Aires) bajo el
conocimiento de requerimiento de forzamientos por parque mínimo del área y se
corrige, forzando el despacho de unidades del área.
– Para eliminar este forzamiento y en definitiva el consumo de
combustible fósil de estas centrales, es necesario explorar la
planificación de abastecimiento del área mediante nueva infraestructura,
por ejemplo con niveles de tensión superior (uso cables de 500kV, cierre
de anillo en 500kV Abasto-ENCOS-CEPU5, posibilidad de HVDC6,
nuevas Estaciones transformadoras, etc.)
• Dado el entendimiento de despacho de mínimo costo, se comprende que si con
el ingreso de una unidad se superara la demanda de energía, se retirarán de
despacho unidades más caras (o con combustible más caro).
• Dados los costos determinados en ANEXO - Costos de Equipos de Generación,
esta propuesta de AGEERA da prioridad de acceso al sistema según las
tecnologías:
– 1º renovable
– 2º hidráulica
– 3º nuclear
5 ENCOS-CEPU 6 High voltaje direct corrient: corriente continua en alto voltaje
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
16
– Luego se completa con térmica (CC y/o TGs) para que la oferta cubra la
demanda informada como dato, respetando las necesidades de reserva.
• Si bien en el cálculo del elencamiento propuesto aparecen con prioridad
tecnologías renovables, se tomará hasta un valor límite a ingresar por año y/o un
objetivo de cubrimiento porcentual a largo plazo (15% de la demanda cubierta
por energías renovables en el 2030, para el escenario BAU).
– AGEERA entiende que el Costo Marginal Operado hoy día sustentaría la
señal para ingreso de alguna de las tecnologías renovables.
• Para las centrales hidráulicas, al momento de realizar este estudio solamente
serán tomadas aquellas que han iniciado algún proceso de licitación como las
centrales C.H.Chihuidos, el Complejo Hidroeléctrico Pte. Néstor Kirchner y
Gdor. Jorge Cepernic. (anteriormente llamadas Cóndor Cliff y La Barrancosa),
algunos en avanzado proceso de estudio como ser el complejo Garabí-Panambí,
o con buena ponderación en estudios recientes (La Elena7).
• Dado que existen retrasos en la mayoría de los proyectos sería adecuado tomar
las medidas necesarias para la concreción de estas obras (planificación,
regulación, financiamiento, coordinación entre organismos intervinientes).
• Para las centrales hidráulicas a incorporar se prevé la puesta en servicio en un
lapso no inferior a 8 años.
• Para centrales nucleares se asumió, en base a información pertinente, el posible
ingreso de módulos tentativos de 1500MW y con plazos de ingreso de 10 años.
Alternativas para propuestas para ingreso de nucleares
• Suponiendo ingreso de alguna unidad hacia mediados del período en
estudio, de acuerdo a información referente a Secretaría de Energía y a
NASA (posible origen ruso, chino, etc. 1500MW)
• Se aclara que en diciembre de 2009, fue promulgada la ley Nº26.566 que
regula la actividad nuclear. Esta declara de interés nacional, el diseño,
adquisición de bienes y servicio, puesta en marcha, operación y
mantenimiento de una cuarta central nuclear, Establece además
regímenes impositivos especiales.
• En la actualidad, los módulos nucleares mas competitivos se encuentran
entre los 1000MW y los 1500 MW.
7 Ver EBISA- Evaluación Expeditiva de Aprovechamientos hidroeléctricos (noviembre 2006)
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
17
• En distintas proyecciones oficiales se indica una incorporación esperada
de 4.000 MW hacia el 2030.
• Se supone que luego de los ingresos de las unidades renovables, hidráulicas y
nucleares, se completa el cubrimiento de la demanda con unidades térmicas
convencionales, comenzando por las más económicas.
• AGEERA entiende que, si se establecen mayores incentivos a las energías
renovables, estos ingresos pueden reducirse.
• Respecto a motores diesel/gas se supone el mantenimiento de las condiciones de
distribución y/o transmisión que generan el forzamiento de estas unidades por
razones de “calidad de servicio”. (Se tomará entre un 20 a un 30 % de
forzamiento de la potencia disponible actual en unidades motogeneradoras que
consumen gas oil).
Para maximizar la eficiencia del sistema, minimizando el forzamiento, se
considera que debería verificarse la relación costo de energía forzada por calidad
de servicio (costo de instalación y producción) vs costos de infraestructura en
transmisión, subtransmisión y transformación.
Se modelan motores que consumen fuel oil en el Área GBA (200MW), de
acuerdo al conocimiento de avanzadas negociaciones de Secretaría de Energía
con empresas generadoras para el uso de estos motores con el objetivo de limitar
el uso de gas oil (al momento de la realización de estos estudios).
– Al menos en el corto plazo la diferencia de costos de gas oil y fuel oil,
financian este tipo de proyectos.
– El cumplimiento de las premisas sugeridas minimizarán su necesidad y
estas unidades quedarán como reserva.
• En este primer ejemplo se supone que los factores de carga de las unidades
actuales de generación se mantienen en el tiempo y se corresponden con la
historia reciente.
• No se supone retiro de unidades, bajo el entendimiento de que se cumple con los
planes de repotenciación de unidades viejas (planes TV, etc.)
• Este No-Retiro de unidades apunta a la recuperación de reserva hacia el largo
plazo.
• Si bien es común que una central hidráulica ingrese por etapas, se considera su
ingreso con todo su valor.
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
18
• Respecto a la reserva (rotante y fría) se supone que, dados los factores de carga
presentados, estos generan una reserva aceptable.
• La importación de energía eléctrica desde Brasil compite con el gas oil (GO)
resultando con un precio levemente inferior, por lo que tiene prioridad de
despacho.
– El cumplimiento de las premisas sugeridas minimizarán su necesidad y
esta disponibilidad quedará como reserva.
• Para el escenario URE se supone que se necesita ingresar idéntico equipamiento
que para el escenario BAU, limitando si es posible el ingreso de equipamiento
térmico convencional. Esto representará una mejora en el consumo específico
medio del sistema y una disminución en los costos operativos del mismo.
• AGEERA entiende que si se superaran los porcentajes planteados de
participación de la energía eólica en la oferta, la RPF (Regulación Primaria de
Frecuencia) podría no ser suficiente por lo cual, por razones operativas y de
calidad de servicio, debería tenerse en cuenta de manera más detallada, la
necesidad de incorporar más equipamiento convencional para contar con la
reserva de reemplazo. Este requerimiento llevará a incrementar los costos de
capital, penalizando el ingreso de equipamiento eólico.
• RESPECTO A INFLUENCIA DE COSTOS DE CAPITAL
• Se tomará como metodología para la anualización del costo de capital la
aplicación del “Factor de recupero de capital” con la aplicación de una tasa de
descuento del 10 % (sin inflación). [ ver parámetros básicos de LEAP].
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
19
6. Ingresos Propuestos por AGEERA
El plan propuesto es el siguiente:
• Para grupos renovables y térmicos convencionales
Proyecto Eólico Terrestre B hasta 2016 lo mostrado por CAMMESA
luego 480 MW/año hasta 2030
Proyecto Solar Fotovolt. 10 MW/año
Proyecto Biomasa 30 MW / año a partir de 2017
Proyecto Mini Hidro Promedio 15 MW cada 7 años (repartidos interanualmente)
Proyecto Nuclear 2 x 1500 MW (2021 - 2029)
Motores FO 200 MW hasta 2013
+ 100MW en 2014 y 2015 + 25 MW cada dos años (para reserva) a partir de 2017
Proyecto CC 800 MW 2019 + 2x450MW (2025 - 2028)
Proyecto TG 120 MW cada 2 años (recuperar reserva térmica)
• Para grupos hidráulicos
Proyectos Hidro MW AÑOEl Chihuido I 637 2018
Gdor. Jorge Cepernic 600 2019
C.H . Pte. Néstor Kirchner 1130 2020
Garabí / Panambí 1100 2026
La Elena 102 2027
Para Escenario URE, se ha omitido el ingreso de motores FO a partir de 2017 al
igual que el ingreso de TGs para reserva.
Con los valores acumulados de ingresos de potencia instalada por año se generan los
siguientes gráficos:
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
20
Para el Escenario BAU
Ingreso de Equipamiento - BAU -
-
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
MW
insta
lados
0.0%
2.0%
4.0%
6.0%
8.0%
10.0%
12.0%
14.0%
16.0%
18.0% BIOMASA
GEOTERMICO
EOLICO
SOLAR
CARBON
MHI
HI
NUCLEAR
CC
DI
TV
TG
%Ren
Para el Escenario URE
Ingreso de Equipamiento - URE -
-
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
MW
insta
lados
0.0%
5.0%
10.0%
15.0%
20.0%
25.0%BIOMASA
GEOTERMICO
EOLICO
SOLAR
CARBON
MHI
HI
NUCLEAR
CC
DI
TV
TG
%Ren
Teniendo en cuenta la capacidad instalada actual, la evolución de la oferta de
energía eléctrica se correspondería con la siguiente:
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
21
Para el Escenario BAU
Capacidad instalada BAU
-
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
MW
inst
alad
os
BIOMASA
GEOTERMICO
EOLICO
SOLAR
CARBON
MHI
HI
NUCLEAR
CC
DI
TV
TG
Para el escenario URE
Capacidad instalada - URE
-
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
MW
in
stal
ado
s
BIOMASA
GEOTERMICO
EOLICO
SOLAR
CARBON
MHI
HI
NUCLEAR
CC
DI
TV
TG
Ambos escenarios muestran similares gráficos en lo que a potencia instalada se
refiere, dado el supuesto antedicho (párrafo pertinente del Punto 5) donde se
propone suponer iguales ingresos de tecnologías en ambos escenarios.
Esto representará, en el caso del escenario URE, reemplazar máquinas ineficientes y
caras por otras unidades ingresadas.
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
22
Por último, en los ingresos de potencia acumulada al año 2030 se observa que se ha
respetado la premisa propuesta y que las prioridades en las tecnologías ingresadas
las han tenido los proyectos eólicos y los hidráulicos, promediando el 65% del
ingreso en potencia en estas tecnologías respecto del total ingresado.
Tecnología (MW) (%) (MW) (%)EOLICO 8,704.7 44.9% 8,704.7 47.9%
HI 3,569.0 18.4% 3,569.0 19.6%
NUCLEAR 3,000.0 15.5% 3,000.0 16.5%
CC 1,700.0 8.8% 1,700.0 9.3%
TG 1,140.0 5.9% 180.0 1.0%
TV 550.0 2.8% 400.0 2.2%
BIOMASA 420.0 2.2% 420.0 2.3%
SOLAR 170.0 0.9% 170.0 0.9%
MHI 115.0 0.6% 45.0 0.2%
Total acumulado 19,368.7 100.0% 18,188.7 100.0%
BAU URE
Potencia Instalada nueva Acumulada Escenario BAU
MHI
1%
SOLAR
1%HI
18%
NUCLEAR
15%
CC
9%
TV
3%
TG
6%BIOMASA
2%
EOLICO
45%
Potencia Instalada nueva Acumulada Escenario URE
EOLICO
49%
MHI
0%
SOLAR
1%
HI
20%
NUCLEAR
16%
CC
9%
TG
1%
TV
2%BIOMASA
2%
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
23
7. Ajustes al despacho
• Se ajustan algunos despachos hidráulicos (sobre todo en las unidades de gran
porte) en función de datos medios históricos.
• Se ajusta el despacho de las grandes TVs (sobre todo áreas como GBA y/o Costa
Atlántica), donde debe permanecer un despacho mínimo por razones de
seguridad y calidad de servicio. En algunas regiones, por temas como niveles de
tensión, sobrecarga en líneas de transporte eléctrico, problemas de estabilidad
dinámica y/o transitoria, etc., se requiere del mantenimiento en servicio de un
parque de generación local mínimo (al menos durante cierta parte del año).
• Para los despachos hidráulicos, si bien éstos dependen de hidraulicidades, dada
la historia (69 años aproximadamente), hacia el futuro se supone un despacho
con el promedio de los aportes hidráulicos históricos (despachos medios de las
centrales hidráulicas).
• Tal como se adelantó en el Punto 5 ítem “Criterios de Cubrimiento de
Demanda”, también se han forzado algunos despachos de motores diesel para
solucionar problemas de infraestructura en las empresas distribuidoras, los que
se mantienen en el tiempo.
• Se propone mantener el despacho forzado de Centrales de la Costa Atlántica y
hacia futuro, al considerar el posible ingreso de la línea de 500 kV Bahía
Blanca-Mar del Plata a partir del año 2015, el forzamiento se irá reduciendo
paulatinamente.
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
24
8. Resultados Preliminares
Habiendo utilizado el Modelo LEAP y “cargado” las hipótesis mencionadas
anteriormente se observan los siguientes resultados:
• Producción esperada - Escenario BAU
Producción Escenario BAU
-
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Pro
du
cció
n (
GW
H)
0.0%
2.0%
4.0%
6.0%
8.0%
10.0%
12.0%
14.0%
16.0%
18.0%
20.0%
% R
eno
vab
les
BIOMASA
GEOTERMICO
EOLICO
SOLAR
MHI
Importación
CARBON
DI
TG
TV
CC
NUCLEAR
HI
%Ren
Se puede apreciar que con los ingresos propuestos, hacia el año 2030 se alcanza el
16% de cubrimiento de la demanda a partir de producción de energías renovables,
(una de las premisas de partida era alcanzar el 15%, se supone alcanzado).
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
25
• Producción esperada - Escenario URE
Producción Escenario URE
-
50,000
100,000
150,000
200,000
250,0002010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Pro
du
cció
n G
WH
0.0%
5.0%
10.0%
15.0%
20.0%
25.0%
% R
eno
vab
les
BIOMASA
GEOTERMICO
EOLICO
SOLAR
MHI
Importación
CARBON
DI
TG
TV
CC
NUCLEAR
HI
%Ren
Dado que el ingreso de generación respecto de escenario BAU es inferior, se puede
apreciar que se supera el 20% de producción renovable hacia el año 2030.
• Matriz de producción de energía eléctrica - Escenario BAU en el año 2030
HI
26%
NUCLEAR
16%CC
36%
TV
4%
TG
2%
DI
0%
CARBON
1%
Importación
0%
MHI
0%SOLAR
0%
EOLICO
14% BIOMASA
1%
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
26
• Matriz de producción de energía eléctrica - Escenario URE en el año 2030
HI
34%
NUCLEAR
21%
CC
20%
TV
4%
TG
1%
DI
0%
CARBON
0%
Importación
0%
MHI
0%SOLAR
0%
EOLICO
19%BIOMASA
1%
• Consumo de Gas – BAU – Sector Eléctrico
Consumo de Gas
-
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Mile
s d
e m
illo
nes
de
BT
U
Gas Convencional
Gas Bolivia
Gas No Convencional
Gas Licuado
Biogas
Se observa la disminución del uso de Gas Convencional para el sector eléctrico, a
expensas de la utilización de las demás fuentes, en particular de GNL (tener en
cuenta que AGEERA supuso en este rubro disponibilidad de Gas local a mayor
precio que el convencional, sin ser no convencional).
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
27
Consumo de Gas
-
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
450,000
500,000
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Mile
s d
e m
illo
nes
de
BT
U
Biogas
Gas Licuado
Gas No Convencional
Gas Bolivia
Gas Convencional
En el escenario BAU se observa que, de acuerdo a las hipótesis aplicadas, el
consumo de Gas se mantiene en aumento.
• Consumo de Gas – URE – Sector Eléctrico
Consumo de Gas
-
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Mile
s d
e m
illo
nes
de
BT
U
Gas Convencional
Gas Bolivia
Gas No Convencional
Gas Licuado
Biogas
Se observa que para el escenario URE el uso de Gas se ve disminuido
considerablemente.
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
28
Consumo de Gas
-
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Mile
s d
e m
illo
nes
de
BT
U
Biogas
Gas Licuado
Gas No Convencional
Gas Bolivia
Gas Convencional
En el escenario URE el consumo de Gas disminuye sustancialmente.
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
29
• Consumo de combustibles no gaseosos
Consumo de Gas Oil
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
mile
s d
e m
ill B
TU
BAU
URE
Consumo de Fuel Oil
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
mile
s d
e m
ill B
TU
BAU
URE
Consumo de Carbón
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
mile
s d
e m
ill B
TU
BAU
URE
Consumo de Bio Diesel
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
2010
2012
2014
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2030
mile
s d
e m
ill B
TU
BAU
URE
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30
Consumo de BioOil
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
2010
2012
2014
2016
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2020
2022
2024
2026
2028
2030
mile
s d
e m
ill B
TU
BAU
URE
Se puede observar que en el escenario URE, todos los combustibles alternativos al Gas disminuyen de manera importante en su participación. Adicionalmente se observa una fuerte disminución del uso de Fuel Oil, producto del reemplazo en el despacho de unidades ineficientes consumiendo este combustible por unidades eficientes con otros combustibles. Se entiende que para que esto ocurra, las condiciones de disponibilidad de gas propuestas deben cumplirse; de otro modo, los consumos de Fuel Oil se mantendrán.
• Nivel de Emisiones - Escenario BAU y URE
Las Emisiones se mantienen acotadas en el escenario BAU y disminuyen en el
Escenario URE.
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
31
• Nivel de Costos - Escenario BAU
Para los costos medios, en función de los reportes de “salida” del LEAP se
calcularon los costos asociados a la producción eléctrica y se relacionaron con la
demanda (costos energizados), tanto totales (incluyendo costos de capital) como
operativos (sin incluirlos).
COSTO TOTAL = Combustible (No GAS) + Combustible (GAS) + Capital + O&M
Sin tener en cuenta el pago por potencia
Costos de SistemaBAU
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
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Co
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s T
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( M
ill U
$)
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
90.00
100.00
Co
sto
s a
la D
eman
da
(U
$/M
Wh
)
Combustible (No GAS) Combustible (GAS) Capital O&M Costo Energizado Total Costo Energizado Operativo
Teniendo en cuenta el pago por potencia
Costos de SistemaBAU
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
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2030
Co
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( M
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$)
0.00
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120.00
Co
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(U$/
MW
h)
Combustible (No GAS) Combustible (GAS) Capital O&M
POTENCIA Costo Energizado Total Costo Energizado Operativo
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
32
• Nivel de Costos - Escenario URE
Sin tener en cuenta el pago por potencia
Costos de SistemaURE
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
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13
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15
20
16
20
17
20
18
20
19
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20
20
21
20
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20
27
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20
30
Co
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( M
ill U
$)
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
90.00
100.00
Co
sto
s a
la D
eman
da
(U$/
MW
h)
Combustible (No GAS) Combustible (GAS) Capital O&M Costo Energizado Total Costo Energizado Operativo
Teniendo en cuenta el pago por potencia
Costos de SistemaURE
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
2011
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2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Co
sto
s T
ota
les
( M
ill U
$)
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
Co
sto
s a
la D
eman
da
(U$/
MW
h)
Combustible (No GAS) Combustible (GAS) Capital O&M POTENCIA Costo Energizado Total Costo Energizado Operativo
En este escenario se observan costos menores debido a mejoras en el consumo específico medio del sistema y a una disminución en los costos operativos (dada la menor demanda del escenario). La buena señal es la estabilización de los costos energizados hacia futuro.
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
33
9. Conclusiones Dadas las premisas tomadas por AGEERA se ha elaborado un escenario esperable y
optimista en cuanto a la instalación de proyectos que consumen recursos renovables,
que se puede tener en cuenta tanto para realizar estudios de prospectiva y de costos de la
energía a largo plazo como para evaluar proyectos.
AGEERA ha verificado la operatividad de este escenario mediante simulaciones,
atendiendo a la calidad de servicio, a la reserva rotante y a la reserva contingente, bajo
el sostenimiento del estado de infraestructura actual (con la salvedad que hacia
mediados del período analizado y dado el ingreso de niveles elevados de potencia eólica
se debe reconsiderar el transporte eléctrico para evacuar la energía que estos proyectos
generen).
AGEERA entiende que la demanda energética es la principal “traccionadora” de los
escenarios y es función del sector energético, abastecerla con calidad de servicio y
sustentabilidad adecuada. En este sentido un horizonte de restricciones en este
abastecimiento atenta contra dicha sustentabilidad, por lo que se planificó minimizando
esta posibilidad.
Dado que la principal restricción prevista y tomada como dato de partida para el ingreso
de proyectos “renovables” ha sido la capacidad de desarrollo, se desprende la necesidad
de disponer de una regulación que apunte a impulsar este tipo de proyectos y lograr
menores impactos en el ambiente.
AGEERA
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
34
10. ANEXO 1 - Costos de Equipos de Generación En un primer paso, se determinó un valor económico energizado (por ejemplo en U$/MWh) al principio de cada año, para cada tecnología, con vistas a definir cuál (o cuáles) deberían ser las tecnologías candidatas a ingresar desde el punto de vista de costos totales. Posteriormente se ajustó por criterios tales como aspectos ecológicos, disponibilidad de combustible).
• Tarificación de costos por tecnología
Cálculo de costos por tecnología para determinar el ingreso óptimo de unidades de generación: Para cada tecnología se calcula que
Costo Total = Costo de Capital + Costo de la Energía + Costo de O&M por Energía + +Costo de O&M por Potencia + Costo de Emisiones
(Costo energizado llevado a U$/MWh) Se parte de la base de que los costos a evaluar son costos derivados de:
• Costo de Capital o Tiene en cuenta el de costo de la obra de generación, durante el período
de financiamiento. o Valor presente suponiendo
� Plazo= 15 años � Tr=10% � 100% financiado � FU % dato
• Costo de Energía (Combustibles) o Costos Variables de producción (combustibles y costos directos)
[$/MWh] o Calculado directamente como:
� Potencia instalada * FU% * tiempo del período * Costos de Combustible
• Nota 1: Para las unidades a definir con consumos de gas se
tomará como precio de gas al correspondiente a la paridad de importación (Bolivia) o directamente a precio de GNL.
• Nota 2: Para las unidades que consumen gas (CC o TG o motores
duales) se supondrán 90 días de corte, con lo que se creará un precio del mix de combustibles (teniendo en cuenta que 275 días generará con gas y 90 días con combustible alternativo).
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
35
• Costo O&M por Energía
o Costos Variables de la producción (O&M) [$/MWh] o Calculado directamente como:
� Potencia instalada * FU% * tiempo del período * Costos O&M
• Costo O&M por Potencia o Costos O&M Fijos por permanecer disponible [$/MW año] o Calculado directamente como
� Potencia instalada * $/MW año • Costos de Emisiones
o Bajo el supuesto de penalizar los costos de las tecnologías “no renovables”, se calculan los costos derivados de las emisiones de CO2, de acuerdo a :
� Energía generada (MWh) * Ton CO2 / MWh * Costo de CO2 (U$/Ton)
Producción de CO” por Energía generada (IPCC) Tecnología Ton CO2/MWhNUCLEAR 0.04
CComb Gas 0.35
CComb. GO 0.605
TV FO 0.75
TV CARBON 0.94
TG Gas 0.64
TG Gas Oil 0.895
Diesel Delivery 0.85
TG Seca 0.895
TV Gas 0.704
Biomasa Base 0.1
Biomasa Motor Dual Bio 0.15 Costos del Carbono de acuerdo al mercado de EEUU (Diciembre 2010).
Precios
CO2
EUA (Spot)
Euros/TonUDS/ton
10.14 14.26
+0,50
Máximo 10.2 14.34
Mínimo 10 14.06
Media (30 días) 10.25 14.41
Cierre
Detalle de costo de capital Para todas las tecnologías se calcula un costo mínimo necesario que hace el VAN (el valor neto presente de una inversión necesaria) igual a cero, con una tasa de retorno del 10% y a quince años. La tabla siguiente muestra los resultados.
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
36
• Determinación de costo de capital
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
37
Resultados de costos energizados a valor presente Donde se suman los demás valores para conformar el valor total energizado.
F. Planta
Capital Combus O&M Potencia Emisiones Total
Hidro Gran 2000 0.002 40 c/u $ 85.76 $ 0.00 $ 2.00 $ 4.57 $ 0.00 $ 92.33
Hidro Mini 3000 0.002 60 c/u $ 128.64 $ 0.00 $ 2.00 $ 6.85 $ 0.00 $ 137.49
Nuclear Gen III+ 3350 20.000 0.014 101 85 $ 59.15 $ 20.00 $ 14.00 $ 11.53 $ 0.58 $ 105.26
Gas Natural & GNL TG GAS 700 144.000 0.006 15 50 $ 21.01 $ 144.00 $ 6.40 $ 1.71 $ 9.22 $ 182.35
Gas Natural & GNL TG GO 700 280.357 0.009 15 50 $ 21.01 $ 280.36 $ 9.00 $ 1.71 $ 12.90 $ 324.98
Gas Natural & GNL CC GAS 900 90.000 0.006 27 85 $ 15.89 $ 90.00 $ 6.40 $ 3.08 $ 5.04 $ 120.42
Gas Natural & GNL CC GO 900 161.422 0.009 27 85 $ 15.89 $ 161.42 $ 9.00 $ 3.08 $ 8.72 $ 198.12
Gas Natural & GNL TV Carbón 2100 91.827 0.006 42 85 $ 37.08 $ 91.83 $ 5.60 $ 4.79 $ 13.55 $ 152.85
Gas Natural & GNL IGCC Carbón 2400 114.784 0.010 72 85 $ 42.38 $ 114.78 $ 9.70 $ 8.22 $ 5.04 $ 180.12
Fuel / Diesel MOTOR GAS 1000 107.000 0.027 200 85 $ 17.66 $ 107.00 $ 26.90 $ 22.83 $ 12.25 $ 186.64
Fuel / Diesel MOTOR GO 1000 201.067 0.027 200 85 $ 17.66 $ 201.07 $ 26.90 $ 22.83 $ 12.25 $ 280.71
Fuel / GAS TV GAS 1900 119.000 0.010 200 85 $ 33.55 $ 119.00 $ 10.00 $ 22.83 $ 9.22 $ 194.60
Fuel / GAS TV FO 1900 167.101 0.010 200 85 $ 33.55 $ 167.10 $ 10.00 $ 22.83 $ 10.81 $ 244.29
Eólica Marítima 3350 0.027 96 40 $ 125.70 $ 0.00 $ 27.00 $ 10.96 $ 0.00 $ 163.65
Eólica Terrestre A 1825 0.019 51 33 $ 83.00 $ 0.00 $ 19.00 $ 5.82 $ 0.00 $ 107.82
Eólica Terrestre B 2100 0.015 51 42 $ 75.04 $ 0.00 $ 15.00 $ 5.82 $ 0.00 $ 95.86
Solar Concent. 5750 0.007 30 30 $ 287.66 $ 0.00 $ 7.00 $ 3.42 $ 0.00 $ 298.09
Solar Fotovolt. 3700 0.019 50 25 $ 222.12 $ 0.00 $ 19.00 $ 5.71 $ 0.00 $ 246.83
Geo-térmica Hidrotérmicas 3950 0.031 220 80 $ 74.10 $ 0.00 $ 31.00 $ 25.11 $ 0.00 $ 130.22
Mareo-motriz Tidal 4000 0.053 120 26 $ 230.90 $ 0.00 $ 53.00 $ 13.70 $ 0.00 $ 297.60
Biomasa Base 2100 0.013 111 95 $ 33.18 $ 0.00 $ 13.00 $ 12.67 $ 1.44 $ 60.29
Biomasa Motor Dual Bio 1000 292.555 0.027 200 85 $ 17.66 $ 292.55 $ 26.90 $ 22.83 $ 2.16 $ 362.10
Valores a Ponderar
promd. % Fuente Tipo Combustible
Inversión
(USD/kW)
Energía
Potencia (USD/kWaño) Combustible
(USD/MWh)
O&M
(USD/kWh)
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
38
• Resultado de la tarificación llevado a USD/MWh
Se elaboró el siguiente gráfico:
0.000
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000S
olar
Con
cent
.
Mar
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Bio
mas
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Dua
l Bio
Sol
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Bio
mas
a B
ase
Cos
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pera
tivo
tota
l U$/
MW
h
Tecnología
Costos
Potencia
O&M
Combus
Capital
De acuerdo a este ejemplo, parecería que Grandes Hidráulicas, Nucleares, Eólicas y Biomasa deberían tener prioridad en el ingreso.
0.000
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
Sol
ar C
once
nt.
Mare
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otr
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Bio
masa
M
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r D
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Bio
Sola
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TG
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Bio
mas
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ase
Cos
to o
pera
tivo
tota
l U$/
MW
h
Tecnología
Costos teniendo en cuenta el costo del carbono
Emisiones
Potencia
O&M
Combus
Capital
En los resultados obtenidos se aprecia que al considerar en la evaluación el costo del carbono considerado (cercano a los 14USD/ton) la influencia es marginal. En este sentido puede apreciarse que con estos valores sólo se ha permutado ciclos combinados (CC) (GO/GAS) por las mini hidráulicas.
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
39
11. ANEXO 2 - Influencia del Transporte
Las mayores potencialidades eólicas se encuentran en zonas como la Patagonia, sumamente alejadas de los centros de consumo. Las potencialidades hidráulicas poseen esa misma característica (Patagonia, Comahue o en el norte del Litoral). Razón por la cual la influencia de los costos de transporte, junto con la capacidad de desarrollo de éste, se hace importante. Es necesario, por lo tanto, tenerlo en cuenta. De presentaciones y estudios realizados (ver por ejemplo “Evolución de Transporte Eléctrico con Información Disponible en CAMMESA de Mediano Plazo” del 2010), se desprende el siguiente ordenamiento donde se indica procedencia de la energía, la razón de éstas y los aprovechamientos concreto: • Desde Área NEA por nuevas Centrales Hidráulicas
• Garabí + Roncador (compartidas con Brasil) • Requiere como mínimo 2700 km de líneas de 500kV
• Desde PATAGONIA debido a nuevas generación Hidro + Térmicas
• El Complejo Hidroeléctrico Pte. Néstor Kirchner y Gdor. Jorge Cepernic + Dolavon + Río Turbio + Eólico
• Requiere como mínimo 3000 km de líneas de 500kV
• Desde CUYO+COMAHUE por nuevas generación Hidro + Térmicas
• Chihuido + Los Blancos + Punta Negra + Loma de la Lata + L.de Cuyo + otras
• Requiere como mínimo 1000 km de líneas de 500kV NOTA: No se hace mención de las necesidades de construcción de Estaciones Transformadoras, estaciones de compensación capacitiva y sólo se volcaron los valores mínimos como para tener en cuenta. Ajuste con transporte El siguiente es un ejercicio en el cual a dos proyectos se los penaliza con costos de transporte. Detalle:
• Para una central hidráulica y para una central eólica. • Con necesidad de 3500 km de líneas de 500kV. • Con un costo de transporte de 500.000 U$/km de línea.
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
40
Siguiendo los mismos pasos anteriores se verifica que existe un aumento en el costo que llega al 97% para la central eólica.
Sin Transporte Con Transporte Diferencia %Eólica Terrestre A 107.82 212.427 97.0%
Hidro Gran 92.33 188.811 104.5%
Costos totales (U$/MWh)
Lo que modifica el elencamiento de conveniencia de ingreso. Ver en la siguiente figura, el desplazamiento de las tecnologías afectadas, hacia el lugar de las tecnologías más caras.
0.000
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
So
lar
Co
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Mare
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Bio
masa
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Carb
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CC
G
O/G
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Hid
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masa
Base
Co
sto
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U$/
MW
h
Costos
Emiciones
Potencia
O&M
Combus
Capital
“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA
41
12. ANEXO 3 - Influencia del equipamiento renovable sobre la
reservas
Los factores de carga reducidos de la oferta renovable llevan a la necesidad de contar
con reserva suficiente como para absorber variaciones bruscas de potencia procedente
de estas tecnologías.
Mientas la participación de la energía renovable en el total producido es pequeña este
inconveniente es despreciable, pero a medida que se incrementa la producción de
energía de fuentes renovables, los requerimientos de reserva se amplifican.
Entendiendo que estos requerimientos en sistemas como el nuestro se deben a razones
puramente operativas y de calidad de servicio, es necesario incorporar cierto porcentaje
de equipamiento convencional (asignado a esa reserva).
Este requerimiento llevaría a incrementar los costos de capital, penalizando el ingreso
de equipamiento renovable.
En este ejercicio AGEERA no ha tenido en cuenta esta restricción para el cubrimiento
de demanda ni para la evaluación de los costos de capital, comprendiendo que para
ingresos marginales de energía renovable este efecto puede no tenerse en cuenta y la
reserva de regulación primaria de frecuencia (RPF) puede manejar las desviaciones
provocadas por los escasos factores de uso de la oferta con energía renovable .
• AGEERA entiende que si se superaran los porcentajes planteados de
participación de la energía eólica en la oferta, la RPF podría no ser suficiente
por lo cual, por razones operativas y de calidad de servicio, se debería tener en
cuenta, de manera más detallada, la necesidad de incorporar equipamiento
adicional convencional para contar con mayor reserva. Como se anticipó, este
requerimiento llevará a incrementar los costos de capital, penalizando el ingreso
de equipamiento alejado de los centros de consumo (por ejemplo, fuentes
renovables con energía eólica en la Patagonia).
NOTA: Ver documento: Wind and Gas Back-up or Back-out. That is the Question” Clingendael International Energy Programme - Clingendael Energy Paper (December 2011).
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