Mitigación de emisiones a través del desarrollo de la ... MW y una posible generación de electricidad de 4.313.000/5.000.000 kWh/año. Estos últimos proyectos son más indefinidos

MR-Consultores Gestión - Energía - Medio Ambiente

Mitigación de emisiones a través del desarrollo de la utilización de

Energías Renovables

Tercer Informe

“Identificación de un portafolio de proyectos de energía renovable que puede ejecutarse a través

del mecanismo de desarrollo limpio u otros programas bilaterales o multilaterales”

2ª Comunicación Nacional del Gobierno de la República

Argentina a las Partes de la Convención

Marco de las Naciones Unidas

sobre Cambio Climático

PROYECTO BIRF TF 51287/AR

Diciembre 2005


1 Tercer Informe : “Mitigación de emisiones-Energías Renovables” – Resumen Ejecutivo

RESUMEN EJECUTIVO

Para la selección de los proyectos, programas, medidas y acciones orientadas a mitigar

las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a través de la utilización de fuentes

nuevas y renovables de energía (FNRE) se tuvieron en cuenta la disponibilidad del

recurso energético seleccionado en la zona donde se realizaría el proyecto, la demanda

de energía en dichas zonas o la existencia de redes de conexión con otros centros de

consumo, la disponibilidad y accesibilidad al mercado de equipos necesarios para la

concreción y continuidad del proyecto, la disponibilidad y accesibilidad de

infraestructura de O&M en la región, el costo-efectividad de los programas, proyectos

e iniciativas para disminuir las emisiones de GEI, la viabilidad económica y financiera

a través de la utilización del Mecanismo de Desarrollo Limpio y otros programas, así

como diversos aspectos ambientales.

Sobre la base de esos criterios se seleccionaron proyectos que tuvieran posibilidad de

concretarse en el intervalo de los 10 años considerados, siempre que se dieran las

condiciones de marco legal de apoyo a la Fuentes Nuevas y Renovables de Energía

(FNRE) así como medidas de promoción tanto para los potenciales usuarios cuanto

para los proveedores de tecnología. En todos los casos se calcula el costo de los

equipos y según la aplicación el costo del kWh generado.

Para el aprovechamiento de la energía Eólica, se ha tenido en cuenta tanto su aporte a

la generación distribuida de electricidad, como el desarrollo de centrales de gran

potencia para la conexión a la red de distribución regional o nacional. En el primer

caso el PERMER prevé la instalación de alrededor de 2.000 equipos para el

abastecimiento autónomo de viviendas en el ámbito rural del interior de la provincia

del Chubut, que permitirá satisfacer necesidades de electricidad a aproximadamente

8.000 personas. La potencia total estimada es de 900 kW. El programa comenzará con

una prueba piloto de 115 equipos en las áreas rurales conocidas como “Comunidad

aborigen Pocitos de Quichaura” y “Costa del Ñorquinco”.

En lo referente a parques eólicos de potencia, se han identificado 6 proyectos que

habían sido estudiados en detalle antes del año 2001 para su instalación y quedaron sin

concreción por la modificación del tipo de cambio. Estos proyectos suman una



potencia de 317 MW con una generación de 1.090.632 MWh/año. Asimismo se han

identificado 6 proyectos que se encuentran en el marco del Plan Estratégico Nacional

de Energía Eólica, con una potencia total de 380 MW y una generación anual de

1.296.480 MWh. Todos estos proyectos tienen una localización precisa, un costo

estimado tanto de la instalación como de la energía producida y empresas interesadas

en su concreción. Asimismo se identificaron otros 6 proyectos con un total de

1.200/1.400 MW y una posible generación de electricidad de 4.313.000/5.000.000

kWh/año. Estos últimos proyectos son más indefinidos en cuanto a su localización y

posibles interesados, habiéndose estimado los costos de instalación y de generación.

En resumen, los proyectos eólicos propuestos suman un total de 1.898 a 2.098 MW de

potencia a instalar con una capacidad de generación del orden de 6.821.450 a

7.510.223 MWh/año.

El empleo de la energía de Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos (PAH) se

analizó desde tres fajas del mercado: generadores hidroeléctricos de tipo domiciliario,

suministro eléctrico de localidades aisladas y PAH conectados al Sistema

Interconectado Nacional. Para la primera faja del mercado se estimó la posibilidad de

instalar 1.000 PAH de 25 kW c/u lo que hace un total de 25.000 kW y una generación

anual de 109.500 MWh. Para el suministro eléctrico de localidades aisladas se

identificaron 4 proyectos concretos con una potencia total de 8.400 kW y una

capacidad de generación de 52.619 MWh/año, con localizaciones específicas y datos

de salto y caudal. Para las aplicaciones de PAH conectados al Sistema Interconectado

Nacional también se han identificado 4 proyectos concretos que suman 1.300 MW de

potencia y una capacidad de generación anual de 98.164 MWh, con la información

necesaria que los caracteriza. Para todos estos proyectos se da el costo de instalación y

el de generación.

En forma adicional, se presenta una lista de aproximadamente 90 posibles Proyectos

de PAH que podrían construirse, con los datos básicos como nombre del proyecto,

curso de agua, provincia, salto, caudal, potencia, energía anual y costos de generación,

una potencia total de 129.749 kW y una generación posible estimada en 758.142

MWh/año. Estos proyectos deberían ser revisados en función de las condiciones



actuales, en algunos casos profundizar los estudios y darse un orden de prioridad para

su construcción.

En lo referente a la conversión térmica de la energía solar se ha propuesto el

empleo de calentadores de agua para uso domiciliario en zonas donde se emplea gas

en garrafa. Para lograr un programa de instalaciones de estos sistemas en Argentina

serán necesarias la utilización de incentivos y la realización de campañas que hagan

conocer las ventajas de los equipos. Uno de los factores muy limitantes en la

actualidad es el alto costo inicial de los equipos por lo que es necesario otorgar

financiaciones ventajosas si se quiere promover esta tecnología. Teniendo en cuenta

las posibilidades reales de aplicar estas políticas en la Argentina, se estima que se

podría llegar a un valor de 0,05 m2 por persona instalados para el año 2015. Esto

implicaría, como hipótesis de máxima, la existencia de 1,8 millones de metros

cuadrados de colectores en el país para esa época, lo que se lograría mediante la

instalación de 180.000 m2 anuales. Si se mantienen los costos actuales la inversión

asociadas sería de unos 770 millones US$, con lo cual se lograría un ahorro en el

consumo de GLP del orden de las 250.000 toneladas anuales.

También se propone el uso de cocinas solares del tipo de concentrador parabólico

tanto para uso domiciliario cuanto colectivo, sobre todo en escuelas albergue. Su

aplicación se identifica en regiones soleadas como las que se dispone en la zona

andina y valles subandinos de la Argentina (Salta, Jujuy, Tucumán, Catamarca, La

Rioja, San Juan, Mendoza). En el caso de cocinas familiares se estima que se podría

llegar a instalar las cocinas en las zonas soleadas de estas provincias, cuya población

se puede estimar en un 10 % del total, o sea unas 460.000 habitantes. Teniendo en

cuenta que una familia típica puede tener 5 personas, se está hablando de 92.000

cocinas. Se deberían instalar unas 9.200 cocinas por año si se desea culminar con la

instalación en el 2015.

Para el caso de cocinas de uso colectivo en la zona andina y subandina los estudios

realizados muestran que existen en la región en el orden de 3.000 escuelas albergue.

Haciendo una hipótesis de uso en comedores para mayores y en diversos



emprendimientos podemos estimar una cantidad total de 6.000 cocinas comunales a

instalar.

Asimismo se propone un proyecto de viviendas solares para las cuales los sistemas

más utilizados de captación solar son los llamados sistemas pasivos y comprenden el

uso adecuado de las ventanas, invernaderos, muros de captación solar y otros. El

análisis de la fracción de ahorro solar realizada por una metodología standard como

función de la relación entre área de colección y carga térmica indica que los sistemas

solares son capaces de cubrir el 70 % de la carga térmica total. El resto deberá ser

cubierto mediante calor auxiliar. En el país se han construido varias decenas de

edificios solares pero no existe aún un esfuerzo masivo necesario para lograr un uso

extenso. Se deberá actuar tanto en lo que tiene que ver con las normas a cumplir con

los edificios nuevos que se construyan así como en recambios de edificios ya

construidos.

Para el aprovechamiento de la conversión fotovoltaica de la energía solar se tuvo en

cuenta que en Argentina hay una demanda aislada insatisfecha bastante importante

siendo poco probable que en los próximos 10 o 15 años pueda ser cubierta mediante la

extensión de redes de distribución debido al alto costo por usuario, a las relativamente

pequeñas demandas de los usuarios dispersos y a sus limitadas posibilidades

económicas, por lo que la estimación de la evolución del mercado fotovoltaico se

realizó suponiendo que todos los equipos a instalar se destinarían a satisfacer

demandas aisladas. Esto abarca el mercado rural disperso en áreas de bajos ingresos

económicos, el mercado rural en áreas de producción agropecuaria intensiva y los usos

profesionales para el abastecimiento de energía eléctrica a sistemas grandes de

comunicaciones, a la transmisión de datos y monitoreo, a la protección catódica de

gasoductos y poliductos. El actual Proyecto de Energías Renovables en Mercados

Rurales (PERMER) finaliza el año próximo y si bien este no cubre todas las

aplicaciones mencionadas es un importante incentivo para el crecimiento del empleo

fotovoltaico. Considerando que sea factible la implementación de un PERMER II o

programa similar se puede estimar que el crecimiento del mercado fotovoltaico sería

del orden del 20 % anual durante los próximos 10 años. Ello lleva a un una potenc ia

instalada en el año 2015 de 48,3 MW generando 73.450 MWh/año de electricidad.



Para el aprovechamiento de la energía de biomasa se ha considerado por un lado la

biomasa leñosa, proponiendo su empleo para la generación de electricidad a través de

10-14 Centrales en el período de 10 años, con potencia máxima de 8,5 MW cada una,

con funcionamiento de unas 7.000 h/año, con un consumo de 142.100 t/año de

biomasa leñosa (leña y residuos de los aserraderos), estimándose una generación de

electricidad de alrededor de 59.500 MWh cada central. Se propone instalar 4 en el

Chaco, 3 en Santiago del Estero, 3 en Formosa y 4 en Salta. Asimismo se propone

usar este combustible para alimentar cocinas con un rendimiento del 80% en las

provincias con alta disponibilidad de este recurso como son Chaco, Corrientes, Jujuy,

Formosa, Misiones, Salta, Santiago del Estero y Tucumán estimándose una instalación

de 300 de ellas en el período considerado.

También se menciona la generación de biogás tanto por aprovechamiento del estiércol

como en el caso concreto de rellenos sanitarios municipales localizado en Villa

Domínico (Partido Avellaneda, provincia de Buenos Aires) en un predio de 290

hectáreas donde fueron acumuladas 40 millones de toneladas de residuos en los

últimos 26 años.

Finalmente se analiza el empleo de Biodiesel en mezclas de hasta el 20% (denominado

B20, es decir, 20% de Biodiesel y 80% de Gasoil), tomando en que cuenta satisfacer el

consumo actual del transporte automotor de carga con biodiesel B20, en base a aceite

de soja, demandaría una molienda de alrededor de 9,76 millones de toneladas de esa

oleaginosa. Se supone que el desarrollo de la producción de biodiesel podría realizarse

usando la capacidad ociosa de la molienda, estimada en 16% de la capacidad instalada,

siendo esta de 28 millones de toneladas/año, lo que posibilitaría cubrir el 42% de la

demanda de biodiesel B20.

Para el aprovechamiento de la energía geotérmica de consideró su empleo en

proyectos de alta y de baja entalpía.

El único yacimiento estudiado a nivel de anteproyecto para la generación de

electricidad es el de Copahue, provincia del Neuquén, por lo tanto se considera que

como máximo se podría poner en operación una central eléctrica de 30 MW en este

campo geotermal , la cual estaría conectada al sistema eléctrico nacional. Se estimó



que la misma podría entrar en operación en el año 2010 entregando

199.730 MWh/año, asumiendo un factor de capacidad medio de 76 %. El costo de

una central de esta potencia está en el orden de 30 a 35 millones de US$ resultando el

valor del kWh de 3 a 5 centavos de US$ dependiendo de las hipótesis financiera que se

hagan.

El resto de yacimientos de alta entalpía requiere todavía de un mayor nivel de estudios

para determinar su potencial y por lo tanto se asume que escapan a la posibilidad de

empleo en los próximos 10 años,

En el caso de aprovechamientos de baja entalpía se consideraron posibles aplicaciones

en uso sanitario, calefacción domiciliaria, invernaderos, cría de peces, uso industrial y

derretimiento de nieve, dejando de lado el uso en balneologia porque en la mayoría de

los casos no puede ser sustituido por fuentes de energía de origen fósil. Se estima que

la potencia actualmente instalada puede llegar a triplicarse en los próximos 10 años, lo

que lleva a una potencia acumulada de ~200 MWt y una energía anual total de

~700.000 MWht.

Para el estudio de mitigación de los GEI por la incorporación de los proyectos antes

descriptos, se analizaron dos Escenarios, uno de Base y otro de Mitigación, mediante

el uso del modelo LEAP (Long-Range Energy Alternatives Planning System)

desarrollado por el Stockolm Environment Institute – Boston Center at the Tellus

Institute. La proyección se realizó mediante una apertura de los consumos en los

principales sectores, subsectores y fuentes donde se considera viable y significativa la

penetración de las fuentes renovables de energía en cada escenario. La penetración de

cada fuente se tiene en cuenta a nivel de uso en base a los proyectos descriptos, y se

incorpora como un dato al LEAP.

El escenario energético de Base o de Referencia se construyó tomando como punto de

partida la Prospectiva 2002 dada por la Secretaría de Energía de la Nación, dado que

es la única información oficial con proyección a mediano y largo plazo que cubre el

período 2003-2012

Para el Año Base 2000 se tomaron los datos del Balance Energético, y para los años de

corte 2005 y 2010 se siguieron las pautas dadas por la Secretaría de Energía en su



Prospectiva 2002, en todo lo referente a la oferta de generación, la importación y la

exportación de electricidad. Asimismo, para la distribución de centrales eléctricas en

el período considerado que entran en operación y las reservas de petróleo y gas, se

siguieron los datos dados por la Secretaría de Energía en la mencionada Prospectiva.

Para el año horizonte se siguió la tendencia 2005-2010. Se tuvo en cuenta un escenario

socioeconómico siguiendo los lineamientos presentados por el Ministerio de

Economía y Producción. Se asume que el nuevo contexto macroeconómico iniciado

por Argentina recientemente podrá ser mantenido. La composición sectorial del

producto está basada en estimaciones propias que toman en cuenta los sectores que

impulsan el crecimiento global.

Para los escenarios de Base y de Mitigación se presenta la evolución de la distribución

de consumo energético por sector, y dentro de cada uno de estos por tipo de fuente,

para el periodo 2000-2015, dando también valores para los años de corte 2005 y 2010.

Para ambos casos se indican las centrales de generación eléctrica incorporadas entre

los períodos de corte, así como los requerimientos de energía primaria.

Para los dos escenarios se calculó también la evolución de las emisiones de GEI. Las

emisiones se expresan por sectores y por fuente para los 6 gases (CO2, CH4, N2O,

NOx, CO, COVDM) y se tabulan las diferencias de emisiones entre los años Base y

Mitigación por sector y por fuente. En ambos escenarios se dan por separado las

emisiones de CO2 biogénico; los valores de CO2 biogénicos son mayores en el

escenario de Mitigación que el escenario de Base dado que se ha considerado el aporte

de la biomasa en centrales de servicio público, agro, residencial, comercial, servicios y

público.

Comparando las emisiones de CO2 no biogénico en ambos escenarios se observa para

los años de corte que la reducción es un 0,34 % para el 2005, un 2,07% para el 2010 y

un 4,65 % para el 2015.

Finalmente se resume la diferencia de emisiones entre el Escenario de Base y el

escenario de Mitigación en términos de CO2 equivalente en forma porcentual.

Se concluye que para cada uno de los gases considerados las emisiones acumuladas

del escenario de mitigación son inferiores a las del escenario base. Sin embargo, para



todos los gases distintos del CO2 no biogénico las emisiones de las centrales de

servicio público a biomasa constituyen una contribución positiva a las emisiones del

escenario de mitigación respecto del escenario base.

En términos de CO2 equivalente, las emisiones del escenario de Mitigación son

inferiores a las del Base. La mayor contribución al ahorro de emisiones (60% del

ahorro de emisiones en el 2015) se produce por la sustitución del gas natural en

centrales de servicio público de turbovapor (TV) y turbogas (TG) y en menor medida

en el sector residencial, comercial, servicios y público. La sustitución del gas oil por

el biodiesel también impacta significativamente sobre las emisiones, contribuyendo

con un 33% del total de ahorro de emisiones en el 2015.

En la tabla siguiente se presenta un resumen de la diferencia de emisiones acumuladas

para CO2 no biogénico, CH4 y N2O.

Diferencia acumulada de emisiones de CO2 no biogénico, CH4, N2O entre escenarios durante el período

2000-2015

Emisiones acumuladas 2000-2015 GEI

Gg Gg CO2eq

CO2 42.738 42.738

CH4 2,16 45,37

N2O 1,28 395,52

En función del valor actual del CO2 (10 US$/ton) comercializado a través de MDL se

estimó que la venta del CO2 podría representar un monto del orden de los 427

millones de US$, monto acumulado a valor constante hasta el año 2015, el cual

contribuiría a mejorar la rentabilidad de los proyectos en especial los sistemas de

generación de electricidad conectados a las redes.



En la Tabla siguiente se resumen los aportes por sector y por fuente a la reducción de

CO2 equivalente (CO2 no biogénico+21CH4+310N2O) de acuerdo a la propuesta

realizada de proyectos de FNRE.

Emisiones evitadas CO2 equivalente de CO2 no biogénico, CH4, N2O

Gg

Sector Fuente 2000 2005 2010 2015

Total acumulado 2000-2015

Solar 0 48,05 217,62 499,71 2.652,44 Residencial

Biogas 0 95,35 485,85 1.085,14 5.844,38

Solar 0 4,26 25,36 64,67 314,18 Industria

Geotermia 0 2,13 7,25 13,86 88,87

EPAH 0 0 141,93 358,98 1737,90

Eólica 0 0 638,68 2871,87 11419,03

Geotermia 0 0 127,74 107,70 947,23 Centrales Eléctricas

Biomasa 0 0 252,65 426,06 2483,71

Solar 0 20,21 90,13 221,06 1.132,72

Biogas 0 26,76 146,24 348,75 1.806,09 Comercial

Geotermia 0 13,47 57,35 100,48 622,12

Transporte carretero Biodisel 0 171,50 923,01 2.216,68 11.415,00

Geotermia 0 0 8,98 32,10 132,39 Agropecuario

Biodisel 0 43,38 212,10 491,83 2.582,89

Total 0 425,11 3334,89 8838,89 43.178,95

Considerando el total acumulado, la mayor contribución a la reducción de emisión de

CO2 equivalente la realiza la biomasa en general con el 56 %, contribuyendo sólo el

Biodiesel con el 32 %. Sigue la energía eólica con un aporte del 26,5 %, la solar

(térmica más eléctrica) con el 9,5 % y la PAH y la geotérmica (térmica más eléctrica)

con el 4 % cada una.



Considerando la generación de electricidad en sistemas centralizados, la eólica

contribuye con el 69 %, la biomasa con el 15 %, los PAH con el 10 % y la geotermia

con el 6 %.

Se calculó el costo incremental de emisiones evitadas para el caso de generación de

electricidad en Servicio Público, obteniéndose un valor de 11 US$/t para una tasa del

VPN del 10 %. Si se toma sólo el costo de operación y mantenimiento de las centrales

convencionales en los primeros años cuando se reemplazan éstas, el costo incremental

aumenta a 62US$/t.

El VPN de las inversiones y O&M en FNRE renovables es de 1.046 millones de US$.

El VPN de los costos de los sistemas convencionales (inversión y O&M) es de 964

millones US$. Luego el monto total en que se incrementa el costo de las inversiones

para lograr el ahorro de CO2 equivalente propuesto es de 82 millones de US$, el 7,8

% de la inversión en renovables.

El valor actual del CO2 equivalente (10 US$/ton) evitado, comercializado a través de

MDL es consistente con el valor calculado anteriormente (11US$/ton) y da un valor

descontado para las emisiones evitadas en el sector de transformación de energía

cercano a los 74 millones de US$.

De la información disponible se identificaron interesados en la generación de energía

eléctrica o térmica a partir de energías renovables que puedan implementar los

proyectos propuestos, si bien la posibilidad de que se pueda concretar los mismos está

muy fuertemente ligado a que se sanciones leyes de apoyo a las FNRE que impulsen

su aprovechamiento e incentiven, a través de apoyo económico, tanto a los posibles

usuarios cuanto a los proveedores de tecnología y las empresas interesadas en instalar

y operar los sistemas.

En relación a la posibilidad de .propuesta de convenios o acuerdos marco que permitan

la transferencia del conocimiento de organismos nacionales o provinciales a la

actividad privada o municipal es fundamental la sanción de una Ley Nacional

Especial, con adhesión de todas las Provincias, para las FNRE, elaborada en base a los

resultados de un Estudio Energético Integral, en el marco de la Planificación

Energética. A partir de ello podrán realizarse convenios marco que involucren a la



actividad privada en la implementación y puesta en marcha de los proyectos con

FNRE que, seguramente, serán rentables si se incorpora en las evaluaciones el valor de

las externalidades positivas y negativas de cada FNRE y de cada FnoRE.

Finalmente se analizan posibles medidas de promoción cubriendo subsidios para los

distintos estados: investigación, desarrollo, demostración y comercialización,

subsidios temporales para cubrir la diferencia de costo entre la FNRE y las opciones

convencionales más económicas, reducción de impuestos y generación de incentivos a

los proveedores de FNRE, regulación cubriendo ambos proveedores y usuarios de

FNRE, obligatoriedad de hacer estudios comparativos de proyectos con energías no

renovables y renovables para provisión de energía.

Se discute la necesidad de realizar proyecto de demostración comercial,

considerándose que sólo para el caso de centrales de generación de electricidad con

biomasa leñosa se justifica el desarrollo del mismo.

Como resultado del presente estudio se dispone de una cartera de proyectos de

aplicación de las FNRE con criterio realista que pueden ser concretados en los

próximos 10 años, con identificación de las tecnologías, sus costos y los lugares de

posible instalación, así como los interesados en participar de los mismos. La potencia

total del conjunto de instalaciones propuestas para la generación de electricidad es de

3.607 MW, considerando sistemas centralizados y sistemas dispersos, el 15,6 % de la

potencia total actualmente instalada. Aplicaciones térmicas de la energía solar

(cocinas, calentadores de agua, edificios bioclimáticos), biomasa (cocinas a leña) y

geotérmica (uso sanitario, calefacción domiciliaria, invernaderos, cría de peces, uso

industrial y derretimiento de nieve), así como generación de biogas y biodisel se

propone para las diferentes regiones del país donde cada fuente presenta mayor

recurso.

En lo referente a la prioridad en el desarrollo de las FNRE desde el punto de vista del

CO2 equivalente evitado, es clara la importancia de priorizar la biomasa, en particular

el biodisel, siguiendo en orden de importancia la energía eólica. Estas dos fuentes

contribuyen con el 88 % a la reducción de CO2 equivalente. El aprovechamiento de

la energía solar sigue en orden de importancia, tomada en conjunto la conversión



térmica y la fotovoltaica. Finalmente, las energías de Pequeños Aprovechamientos

Hidroeléctricos y Geotérmica, esta última tomado en conjunto sus aplicaciones

térmicas como eléctricas, tienen un peso equivalente.

Si se analiza solamente la producción de electricidad en sistemas centralizados, y

siempre desde el punto de vista del CO2 equivalente evitado, se debe dar prioridad al

desarrollo de la energía eólica, mientras que las otras tres fuentes (biomasa, PAH y

geotérmica) tienen una contribución parecida, pero decreciente según el orden listado.

Cabe mencionar que si bien desde el punto de vista del CO2 equivalente evitado la

conversión fotovoltaica aplicable a zonas remotas no tiene un gran peso, desde el

punto de vista social debe darse importancia a su desarrollo, así como otras

tecnologías que permiten el uso de las energías renovables en pequeña escala.


1 Executive Report

EXECUTIVE REPORT

In order to select projects, programs, measures and actions aimed at mitigating

greenhouse-gas (GHG) emission through the use of new and renewable sources of

energy (NRSE), different factors were taken into consideration:

Ø availability of energy resources in the appointed areas; the energy demand in

such places and/or the existence of regional grids (linking these areas to

surrounding ones);

Ø availability of necessary equipment and infrastructure of O&M in the area, and

how accessible these are in order to grant the successful implementation and

continuity of the project;

Ø cost-effectiveness evaluation of the programs, projects and initiatives;

Ø economic and financial feasibility by means of the Clean Development

Mechanism and other similar programs;

Ø and several environmental aspects.

Considering the above mentioned factors, projects that could be implemented within

10 years were selected. The fact that these projects were within a legal framework that

supports NRSE and introduces measures to promote them among potential users and

technology suppliers was also taken into account. In all of them was considered the

cost of the equipment and, depending on the application, the cost of the generated

kWh.

The contribution to the distributed generation of electricity and the development of

high-capacity power stations to be connected to the regional or national grids have

been evaluated for the utilization of Wind Energy. The PERMER involves the

installation of 2,000 wind home systems (WHS) in rural areas of Chubut, these would

cover the electricity needs of 8.000 people approximately. The estimated total

installed capacity is 900 kW. The program will be launched with a pilot test phase

which involves 115 equipments in rural areas known as “Pocitos de Quichaura” native

settlement and “Costa del Ñorquinco”.


2 Executive Report

As regards wind-farms, six projects, that had been thoroughly studied before 2001 but

were not implemented due to currency devaluation, have been identified. These

projects would add a total capacity of 317 MW with 1.090.632 MWh/year generation.

In addition to this, six projects within the Wind-Energy National Strategic Plan with a

total capacity of 380 MW and a yearly generation of 1.296.480 MWh have been

identified. All these projects have precise location, estimated implementation and

generated energy costs, and companies interested in their development. There are

other six projects which amount to 1.200/1.400 MW and an electricity generation of

4.313.000/5.000.000 MWh/year. The location and potential interested parties for

these projects are less certain though the implementation and generation costs have

been estimated.

Summing up, the proposed wind-energy projects give a total capacity of 1,898 to

2,098 MW to be installed with an approximate generation capacity of 6,821,450 to

7,510,223 MWh/year.

As regards small-scale hydro-electric systems (SSHES), the three market segments

that use energy generated by them were analyzed: single homes, disperse settlements

and settlements connected to the national grid. For the first segment, 1,000 SSHES of

25kW each could be installed which would amount to 25,000 kW and would produce

an annual generation of 109,500 MWh. Four projects to supply energy to disperse

settlements were identified with a total capacity of 8,400 kW and a potential annual

generation estimated in 52,619 MWh. As regards SSHES applications connected to

the national grid, four projects were singled out. They amount to a capacity of 1,300

MW and an annual generation potential of 98,164 MWh. All the specific features plus

the implementation and generations costs for each of these projects have been studied.

In addition to this, a list of 90 feasible projects involving the installation of SSHES is

provided specifying the name of each project, river, province, water flow, capacity,

annual energy and generation cost. All this projects have a total capacity of

129,749 kW and an estimate annual generation of 758,142 MWh/year but should be

checked within the current conditions and some of them should be further studied to

prioritize their implementation.


3 Executive Report

Regarding solar thermal conversion, the utilization of solar water-heaters has been

suggested in areas where LPG is being used. Offering incentives and launching

campaigns to promote awareness on the advantages of these systems will be crucial to

grant the implementation of them in Argentina. One of the main constraints nowadays

is the high initial cost of the equipment ; therefore it will be necessary to finance their

purchase. Considering the actual situation in Argentina 0.05 m2 of solar collectors per

person could be installed by 2015. This would imply, at the most, that there would be

1.8 million square meters of solar collectors by then, achievable at a rate of 180,000

m2 a year. At the present cost, an investment of 770 million US$ has been estimated,

resulting in savings of about 250,000 tons/year in LPG consumption.

The use of parabolic concentrator solar-stoves is also suggested for domestic,

residential and school use. Its implementation applies to sunny regions such as those

in the Andes area and sub-andean valleys of Argentina (Salta, Jujuy, Tucumán,

Catamarca, La Rioja, San Juan, Mendoza Provinces). Considering that the population

living in these areas is 10% of the total of the above mentioned provinces, around

460,000 people could be using solar stoves. If the average family is made up by 5

members, the project would involve the installation of 92,000 stoves. Therefore 9,200

stoves a year should be set up if the full implementation is to be completed by 2015.

As regards community use of solar stoves, about three thousand resident ial-schools

were surveyed in the area. But if the use of stoves in community diners and other

enterprises is included a total number of 6,000 stoves should be installed.

Furthermore a project to build solar houses is also submitted. Passive solar systems

would be mostly used in these houses, through proper use of windows, greenhouses,

solar collection walls and other devices. The study of the solar saving fraction, which

is a function of the collection area and the thermal load, done by standard

methodology indicates that the solar systems could cover 70% of the total thermal

load. The rest should be covered by ancillary heat. Several solar buildings have been

built in Argentina; however, there is no consistent effort to achieve a massive use of

this resource. Therefore it will be necessary to take action on building regulations and

on implementing the necessary changes in existing buildings.


4 Executive Report

When analyzing the utilization of solar energy photovoltaic conversion it was

certain that in Argentina the isolated demand widely exceeds the supply. This demand

is not likely to be met within the next 10 or 15 years through the extension of

distribution grids due to the high investment costs in relation to the low consumtion

level of potential users and their low incomes. The photovoltaic market evolution was

estimated assuming that all solar home systems (SHS) to be installed would aim at

satisfying isolated demands, which involves the disperse rural market with lower

incomes, the rural market in areas of intensive rural production and professional uses

of power supply systems as communication systems, data transmission and

monitoring, and gas pipeline and oil pipeline cathodic protection. PERMER concludes

next year and, although it does not cover all the above mentioned applications, it gives

a significant impulse to increase the use of photovoltaic systems. Assuming that the

implementation of PERMER II or a similar program is feasible it is possible to

estimate an increase of a 20% per year in the photovoltaic market within the next 10

years which amounts to an installed capacity of 48.3 MW by the year 2015, generating

73,450MWh/year.

With reference to the use of energy from biomass, firewood biomass has been

considered on the one hand and its use was suggested for the generation of electricity

by means of 8 plants throughout a period of ten years, with a maximum capacity of 8.5

MW each, at a work rate of 7,000 h/year, consuming 142,100tons/year of firewood

and sawmill residues, the estimate electricity generation would be 59,500 MWh in

each plant. Three plants should be installed in Chaco, 2 in Santiago del Estero, 2 in

Formosa and 3 in Salta. The use of this fuel in stoves, with an efficiency of 80%, has

been suggested as well in the provinces where this resource is widely available like

Chaco, Corrientes, Jujuy, Formosa, Misiones, Salta, Santiago del Estero and Tucumán.

Three hundred stoves could be installed in that period.

On the other hand the generation of biogas is mentioned, as a means of using manure

and sanitary filling, more specifically, a town sanitary filling located in Villa

Dominico (Partido Avellaneda, in the province of Buenos Aires): 290 hectares where

40 million tons of waste have been deposited during the past 26 years.


5 Executive Report

Finally, the use of mixtures of bio-diesel (such as B20, a mixture of 20% bio-diesel

and 80% diesel oil) is analyzed. To satisfy the actual demand for freight vehicles with

B20 bio-diesel obtained from soy oil, 9.76 million tons of soy would have to be milled

annually. Presumably, the development of bio-diesel production could take place by

using the unused 16% of the total milling capacity of the industrial sector -28 million

tons/year- satisfying 42% of the potential bio-diesel B20 demand.

The use of geothermal energy was studied in projects involving high and low

enthalpy reservoirs.

The only geothermal field studied (pre-feasibility level) for electricity generation is in

Copahue, Neuquén, the assessment revealed that the power-station could generate 30

MW which would be connected to the national electricity grid. This station could be

operating by 2010 generating 199,730 MWh/year, assuming an average capacity factor

of 76%. The cost of a power station with this capacity is between 30 and 35million

US$, this sets the kWh value between 0.03 and 0.05 US$ depending on the financial

assumptions.

The remaining high enthalpy geothermal fields should be more deeply studied in order

to estimate their potential therefore they would not be usable within the next ten years.

As regards low enthalpy developments different applications were considered, such as

sanitary uses, home-heating, greenhouses, fish hatchery, industrial uses, and snow

melting. The flow used for balneotherapy has not been taken into consideration since it

could not be replaced by the use of any other source of energy of fossil origin. The

present installed capacity could be trebled in the next ten years, leading to a ~200

MWt capacity and an annual energy generation of ~700,000 MWht.

For the analysis of GHG emission mitigation due to the implementation of the above

mentioned projects the model used was LEAP (Long-Range Energy Alternatives

Planning System) model developed by the Stockholm Environment Institute – Boston

Center at the Tellus Institute. Two scenarios were considered: Base and Mitigation.

The projection was made by considering the consumption of sectors and sub-sectors

for the two scenarios where the penetration of the use of NRSE was feasible. The


6 Executive Report

penetration of each source is estimated considering the level of use in the submitted

projects and transferred to the LEAP.

The Base or Referential scenario was constructed from the report Prospectiva 2002

issued by the National Energy Secretariat since this is the only official data with any

mid-term or long-term projections covering the 2003-2012 time span.

Data for Base Year 2000 was taken from the Energy Balance 2002 and for the

scenario years 2005 and 2010 the guidelines provided by the Energy Secretariat in its

Prospectiva 2002 were followed in all aspects concerning generation offer, electricity

imports and exports, distribution of power stations that will be operating in the

mentioned period, and oil and gas reserves. For the end-year, the 2005-2010 trend was

followed. The socio-economic scenario was build up following the guidelines

provided by the Ministry of Economy and Production, and assuming that current the

macro-economical context will be the same. The sectors share of the product is based

on our own estimations that take into consideration all the sectors that encourage

global development

For the Base and Mitigation scenarios the evolution of the distribution of energy

consumption in each sector is presented and for each sector the different sources of

energy are detailed throughout the period 2005-2010 providing the values for scenario

years 2005 and 2010 as well. In both cases, the power stations added between the

scenario years and the requirements of primary energy are also indicated.

The evolution of GHG emission is calculated in both scenarios resulting from the

assessment of the Energetic Scenario and the Socio-economic Scenario. Emissions are

estimated in each sector and for each source considering the six gases , CH4, N2O,

NOx, CO, VOCEM (volatile organic compounds except methane). There are tables

illustrating differences in emissions in each sector and for each source. In both

scenarios the emissions of CO2 biogenic are stated separately. Values are higher in the

Mitigation scenario since the contribution of biomass in public power generation

plants, and other sectors has been taken into account.

If non biogenic CO2 emissions are compared in both scenarios the reduction observed

by the scenario years is 0.34% for 2005, 2.07% for 2010 and 4.65% for 2015.


7 Executive Report

Finally, the difference between emissions in the Base scenario and emission

Mitigation scenario is summarized in terms of percentages of CO2 eq.

In conclusion, for each of the gases considered, the emission cumulative total in the

Mitigation scenario is smaller than that in the Base scenario. Nevertheless, for all the

gases other than not biogenic CO2 the emissions of the public service stations to the

biomass make a positive contribution to the emissions of the Mitigation scenario in

comparison to the Base scenario

In terms of CO2 eq., the Mitigation scenario emissions are lower than those in the Base

scenario. The most important contribution (60% reduction by 2015) to lessening the

emissions is achieved by substituting natural gas in turbo-steam (TS) and turbo-gas

(TG) public-service stations and, to a lesser extent, in residential, commercial, service

and public areas. The substitution of diesel fuel for bio-diesel also makes a big impact

on emission reduction, leading to a 33% in the total reduction of emissions by 2015.

The following table shows CO2 non-biogenic, CH4 and N2O emission cumulative

total.

CO2 no biogénico, CH4, N2O emission cumulative total variation between scenarios through the 2000-2015 period

Emission cumulative total

2000-2015 GHG

Gg Gg CO2eq

CO2 42,738 42,738

CH4 2.16 45.37

N2O 1.28 395.52

According to the present value of CO2 (10 US$/ton) marketed through the MDL, the

CO2 sale could ammount to 427million US$ which could contribute to the

profitability of those projects concerning grid electricity-generation.


8 Executive Report

The following table summarizes the contribution to the reduction of CO2 eq. (CO2

non-biogenic+21CH4+310N2O) in each sector and for each source according to the

NRSE projects submitted.

Avoided Emissions of CO2 equivalent

Gg

Sector Source 2000 2005 2010 2015

Cumulative total

2000-2015

Solar 0 48.05 217.62 499.71 2,652.44 Residential

Biogas 0 95.35 485.85 1085.14 5,844.38

Solar 0 4.26 25.36 64.67 314.18 Industrial

Geothermal 0 2.13 7.25 13.86 88.87

SSHES 0 0 141.93 358.98 1737.90

Wind 0 0 638.68 2871.87 11419.03

Geothermal 0 0 127.74 107.70 947.23 Power-stations

Biomass 0 0 252.65 426.06 2483.71

Solar 0 20.21 90.13 221.06 1132.72

Biogas 0 26.76 146.24 348.75 1806.09 Comercial

Geothermal 0 13.47 57.35 100.48 622.12

Road Transport Bio-diesel 0 171.50 923.01 2216.68 11415.00

Geothermal 0 0 8.98 32.10 132.39 Farm

Bio-diesel 0 43.38 212.10 491.83 2582.89

Total 0 425.11 3334.89 8838.89 43175.95

Considering the cumulative total, the greatest contribution to CO2 eq. emission

reduction is achieved by the use of biomass (56%), whereas the use of bio-diesel

results in a 32% reduction. Wind energy follows with a 26.5% contribution to the

reduction and 9.5% for solar energy (thermal plus electric), SSHES and geothermal

energy (thermal plus electric) cause an emisión reduction of 4% each.

Taking into account electricity generation in centralized systems, an emission

reduction of 69% is accomplished by using wind energy, 15% by using biomass, 10%

through the use of SSHES and 6% through geothermal energy.


9 Executive Report

The incremental cost of avoided emissions was estimated for Public service electricity

generation in around 11 US$/t for a 10% NPV rate. If only the operation and

maintenance cost of conventional power-stations is considered during the first years of

their replacement, the incremental cost raises to 62 U$S/t.

The VPN of the investment on renewable energies, including O&M costs, is 1,046

million US$. The VPN of the costs of conventional systems (investments and O&M)

is of 964million US$ therefore the total increase in the cost of investments to achieve

the suggested reduction of CO2 equivalent is of 82 millionUS$, 7.8% of the

investment in renewables.

The present value of avoided CO2 equivalent (10 US$/ton), marketed through the

MDL is consistent with the previously estimated value (11US$/ton) which gives a

total for avoided emissions in the energy-transfomation sector of almost 74million

U$S.

From available data, parties interested in electric and thermal power generation from

NRSE have been singled out and their means to implement them has been studied.

However, the implementation of the projects is subjected to the passing of laws to

support, encourage and provide incentives for the use of NRSE to potential users,

technology suppliers and companies interested in installing and operating these

systems.

As regards the possibility of signing agreements to facilitate the flow of information

and knowledge from national and provincial entities to municipal or private entities, a

National Law should be passed, and all provinces should sign in/adhere to it. This

would be a starting-point for making agreements with the private sector interested in

the implementation and setting up of of NRSE projects which would certainly be

profitable if the value of positive and negative externalities of each NRSE and non-

RSE is stated in their assessment.

Finally, a variety of measures to promote the use of NRSE are analyzed. These

measures cover different stages: research, development, marketing, temporary

subsidies to cover cost differences between NRSE and conventional options, tax-

reduction, and incentives for suppliers, regulations that apply to suppliers and users,


10 Executive Report

and compulsory comparative studies of projects that involve non-RSE and NRSE for

energy supply.

The need to carry out a commercial demonstration project is being currently studied

due to the fact that the installation power stations for electricity generation from

firewood biomass justifies their development.

As a result of this survey, a portfolio of feasible projects was put together. These

projects could actually be carried out within the next ten years. Technologies have

been identified, costs and locations for their development have been analyzed and

interested parties have been singled out. The total capacity of the set of proposed

installations for electricity generations amounts to 3,607MW (including isolated

systems and centralized systems ), 15.6% of the present total installed capacity.

Thermal applications of solar energy (stoves, water heaters, solar buildings, biomass

(firewood stoves) and geothermal (sanitary uses, home-heating, greenhouses, fish

hatchery, industrial uses, and snow melting), as well as bio-gas and bio-diesel

generation is suggested for the different regios depending on the availability of the

resources..

As regards the development of NRSE with respect to the avoided CO2 equivalent, it is

clear that the use of biomass should be prioritized, especially bio-diesel, and wind

energy should follow, these two sources contribute to an 88% reduction of CO2

equivalent. The use of solar energy comes next, it includes thermal conversion and

photovoltaics. Finally, SSHES and geothermal energy and its thermal and electric

applications have similar weight..

If electricity generation is analyzed solely, wind energy should be prioritized, whereas

the other sources (biomass, SSHES and geothermal) make similar contributions

(decreasing as listed above).

It is worth mentioning as regards avoided CO2eq that photovoltaic conversion in

remote locations is not very relevant, although from the social point of view its

development is very important as well as other technologies that make use of

renewable energies in small scale.


i Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”

I N D I C E

1. Acrónimos, Abreviaturas y Unidades 1

2. Criterios relevantes para establecer proyectos. 3

3. Propuesta de proyectos de uso de FNRE 4

3.1. Energía Solar 4

3.1.1. Conversión Fototérmica 4

3.1.1.1. Proyecto de colectores solares planos calentadores de agua 4

3.1.1.2. Proyecto de cocinas solares 8

3.1.1.3. Proyecto de viviendas solares 14

3.1.2. Conversión fotovoltaica. 16

3.2. Energía Eólica 24

3.2.1. Sistemas distribuidos 24

3.2.1.1. PERMER 24

3.2.2. Parque eólicos 26

3.2.2.1. Parques eólicos proyectados antes del año 2001. 26

3.2.2.2. Plan Estratégico Nacional de Energía Eólica 35

3.2.2.3. Otros Proyectos 44

3.3. Energía de Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos 48

3.3.1. Generadores Hidroeléctricos de tipo domiciliario 48

3.3.2. Suministro eléctrico de localidades aisladas por medio de PAH 49

3.3.3. PAH conectados al Sistema Interconectado Nacional 59

3.3.4. PAH destinados a la generación de Hidrógeno 71

3.4. Energía de Biomasa 71

3.4.1. Propuesta de proyectos de uso de biomasa leñosa 73

3.4.1.1. Generación de energía eléctrica. 76


ii Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”

3.4.1.2. Para usos calóricos. 80

3.4.1.3. Biogás. 84

3.4.1.4. Biodiesel. 88

3.5. Energía Geotérmica 92

3.5.1. Generación de electricidad. 92

3.5.2. Aprovechamientos de baja entalpía 92

4. Estudio de mitigación del cambio climático por empleo de FNRE 94

4.1. Escenario de Base 96

4.1.1. Escenario Base o Referencia Energético 96

4.1.2. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Escenario Base 105

4.2. Escenario de Mitigación 108

4.2.1. Escenario energético 108

4.2.2. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Escenario de Mitigación 115

4.2.3. Valorización de las emisiones evitadas y costos incrementales 135

4.3. Conclusiones y Recomendaciones 137

5. Identificación de interesados en la generación de energía eléctrica o térmica a

partir de energías renovables que puedan implementar los proyectos propuestos 138

6. Propuesta de convenios o acuerdos marco 143

7. Análisis de medidas de promoción 143

7.1. Subsidios para los distintos estados: investigación, desarrollo, demostración y

comercialización. 143

7.2. Subsidios temporales o créditos blandos para cubrir la diferencia de costo

entre la FNRE y las opciones convencionales más económicas. 144

7.3. Reducción de impuestos y generación de incentivos a los proveedores locales

de FNRE. 145

7.4. Obligatoriedad de hacer estudios comparativos de proyectos con energías no

renovables y renovables para provisión de energía. 145


iii Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”

8. programas de demostración comercial 145

9. ANEXOS 1


Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”

AUTORES

Nombre Teléfono Mail

Dr. Jaime B. A. Moragues 11-4785-7106 [email protected]

Ing. Alfredo T. Rapallini 299-446-5637 [email protected]

Dr. Luís Saravia Mathon 387-425-5424 [email protected]

Ing. Héctor Fernando Mattio 2965-48-1572 [email protected]

Ing. Carlos Fórmica 221-471-6973 [email protected]

Ing. Guillermo Gallo Mendoza 11-4372-5190 [email protected]

COLABORADORES

Nombre Tema

Lic. Abel Pesce Energía Geotérmica

Lic. Gustavo Nadal Programa LEAP


1 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”

1. ACRÓNIMOS, ABREVIATURAS Y UNIDADES

AR = Argentina

BEN = Balance Energético Nacional

BIRF = Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento

BM = Banco Mundial

COP = Conferencia de las Partes

CREE = Centro Regional de Energía Eólica

ENRE = Ente Nacional Regulador de la Electricidad

EPEN = Empresa Provincial de Energía del Neuquén

EPH = Encuesta Permanente de Hogares

ET = Estación de Transformación

FNRE = Fuentes Nuevas y Renovables de Energía

FPC = Fondo Prototipo de Carbono

FV = Fotovoltaico

GEF = Fondo para el Medio Ambiente Mundial

GEI. = Gases de Efecto Invernadero

GLP = Gas Licuado de Petróleo

GJ = Giga (109) Joule

GW = Giga Watt

Ha = Hectárea

HºAº = Hormigón Armado

Hz = Hertz

INVAP = Investigación Aplicada S.E.

IMPSA = Industria Mecánica Pescarmona S.A.

INDEC = Instituto Nacional de Estadística y Censo



INTA = Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria

IVA = Impuesto al valor agregado

kWh = kilo Watt hora = mil Watt hora

kWp = kilo Watt pico

LEAP = Long-Range Energy Alternatives Planning System

MDL = Mecanismos de Desarrollo Limpio

MEM = Mercado Eléctrico Mayorista

MJ = Mega (106) Joule

MW = Mega Watt

MWh = Mega Watt hora = Millón de Watt hora

MWt = Mega Watt térmico

O&M = Operación y Mantenimiento

PAH = Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos

PERMER = Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales

PyMES = Pequeña y Mediana Industria

PJ = Peta (1015) Joule

SED = Sistemas eólicos domiciliarios

t = Toneladas

Tg = Tera (1012) gramos

US$ = Dólares de Estados Unidos

WHS = Wind Home Systems

Wp = Watt pico



2. CRITERIOS RELEVANTES PARA ESTABLECER PROYECTOS.

Para la selección de los proyectos, programas, medidas y acciones orientadas a mitigar

las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a través de la utilización de fuentes

nuevas y renovables de energía (FNRE) se tuvieron en cuenta los siguientes criterios.

1. Disponibilidad de recurso del energético seleccionado en la zona donde se

realizaría el proyecto. Para ello se parte de la información disponible [1], sin

realizar estudios adicionales. En los casos en que la información sea poco

confiable o insuficiente en alguna región en particular, se señalará la necesidad de

realizar mediciones o estudios complementarios

2. Demanda de energía en la zona donde se realizaría el proyecto o existencia de

redes de conexión con otros centros de consumo. Esto incluye la demanda actual

con un crecimiento adecuado estimado, o un programa de desarrollo regional que

asegure dicha demanda. Se requiere disponer de información sobre los tipos de

energía requerido (eléctrico y térmico) y si es posible por tipo de uso (iluminación,

calefacción, cocción, provisión de agua, uso productivo, etc), en cada zona en

función de las necesidades de los usuarios.

Se evalúa la adecuación y eficiencia del sistema propuesto para la satisfacción de

las necesidades prioritarias de los usuarios, así como la flexibilidad del mismo

para adaptarse a nuevos usos y niveles de consumo.

Se analiza la contribución del tipo de tecnología a la resiliencia o capacidad de

adaptación de las comunidades a la misma.

3. Disponibilidad y accesibilidad en el mercado de equipos necesarios para la

concreción y continuidad del proyecto. Es importante tener en cuenta el riesgo de

obsolescencia de la tecnología en cuestión.

[1] La identificación de los proyectos tiene en cuenta los resultados obtenidos en el “Análisis de la disponibilidad de datos del mercado y de los recursos energéticos de las fuentes nuevas y renovables de energía” que se realizó en la etapa anterior (Segundo Informe) y por lo tanto la lista que se propone estará sujeta a los mismos.



4. Disponibilidad y accesibilidad de infraestructura de O&M en la región. Esto es

muy importante dado que de ello depende el éxito y la continuidad del proyecto y

por ende el efecto de demostración en la zona.

5. Costo-efectividad de los programas, proyectos e iniciativas para disminuir las

emisiones de GEI.

En lo referente al costo de la energía producida por la FNRE en sistemas

conectados a redes o miniredes, se comparará el mismo con los costos de los

sistemas de generación que se reemplazan.

Para sistemas aislados la comparación se realiza sobre el costo del ciclo de vida de

los equipos y no sobre el valor de la energía resultante.

6. Viabilidad económica y financiera a través de la utilización del Mecanismo de

Desarrollo Limpio y otros programas.

7. Diversos aspectos ambientales.

3. PROPUESTA DE PROYECTOS DE USO DE FNRE

3.1. ENERGÍA SOLAR

3.1.1. Conversión Fototérmica

3.1.1.1. Proyecto de colectores solares planos calentadores de agua

Introducción

La energía solar puede ser utilizada para el calentamiento de agua a temperaturas del

orden de los 60 °C. Esta agua tiene múltiples usos:

a) A nivel familiar se usa para satisfacer necesidades familiares tales como higiene de

las personas, lavado de pisos, lavado de ropa, lavado de equipo de cocina, etc. Esta

es una necesidad básica de una familia en toda Argentina. Para una familia de

clase media típica se consume actualmente unos 40 litros por persona diarios, es

decir, unos 200 litros por familia.



b) El agua caliente tiene consumos concentrados mayores en relación con usos

turísticos tales como el agua caliente para hoteles. También existe un

requerimiento fuerte relacionado con hospitales y sanatorios.

c) También tiene usos industriales. Un uso típico es el de limpieza en tambos y otros.

establecimientos relacionados con la actividad agropecuaria

En la actualidad el combustible utilizado puede ser: gas natural, gas de garrafa (GLP),

energía eléctrica o leña.

En las zonas urbanas de Argentina actualmente se usa preferentemente el gas natural

distribuido por cañerías. El precio es bajo debido a las políticas que subsidian el precio

del gas natural. El suministro de gas natural no cubre todas las zonas urbanas,

pudiéndose estimar que en grandes líneas solo se abastece el 50 % de la población.

El resto de la demanda urbana se provee básicamente con gas de garrafa a precios

muchos más altos.

En las zonas rurales el uso de gas natural es prácticamente nulo por la ausencia de

redes de distribución. Un sustituto habitual es el gas de garrafas a costo mucho más

caro y en algunos casos con dificultades de provisión. En algunas de estas zonas se

utiliza la leña u otros desechos agrícolas. En zonas rurales áridas el problema de

provisión se complica por la falta de leña.

Calentador solar

El sistema de calentamiento solar de agua típico consta de :

1) Colectores solares planos orientados al norte con una inclinación que depende de

la latitud del lugar.

2) Un acumulador de agua caliente para cubrir el uso fuera de las horas de sol y unos

días en caso de no haber sol disponible.

3) El movimiento de agua entre colectores y acumulador se realiza en los sistemas

pequeños (viviendas familiares) por convección natural. En sistemas mayores

(hoteles, hospitales, etc) se realiza con bombas de agua

4) Un regulador para el encendido de la bomba si ésta se usa de acuerdo a la

radiación y agua caliente disponible.



5) Un calentador auxiliar con energía convencional para los días nublados en que no

se disponga de agua caliente solar.

Los colectores calentadores de agua usan un acumulador de agua con capacidad para

un par de días que permite el uso del equipo en la mayor parte del país sin problemas.

El recurso solar en el país es suficiente en la mayor parte de la superficie nacional si

los colectores son inclinados con un ángulo dependiente de la latitud. En regiones con

la mayor disponibilidad solar se puede abastecer del orden del 85 por ciento de la

demanda y en las zonas con disponibilidad solar media se puede abastecer el 70 %

Tecnología disponible en el país.

La tecnología necesaria es sencilla y se puede construir en el país sin problemas.

Actualmente existen algunas fábricas que son pequeñas debido a que la demanda está

muy limitada.

El sistema típico para viviendas familiares tiene 2 m2 de colector solar plano y un

tanque de 200 litros para el agua caliente. Eso suministra 40 litros diarios de agua

caliente por persona en una familia con 4 integrantes, lo que constituye un consumo

típico en la actualidad.

El costo actual de este sistema en el país es de unos $ 2.500 (US$ 850), que resulta ser

menor que el costo internacional.

Energía producida y reemplazo de combustibles

Si el colector se orienta en forma correcta la radiación solar diaria es bastante

uniforme en una zona extensa del país en la que se encuentra la mayor parte de la

población actual. Se puede estimar en unos 18 MJ promedio por día y por metro

cuadrado de colector. La eficiencia de colección promedio está en el orden del 60 %

por lo que la colección promedio anual por metro cuadrado de colector será de

3.900 MJ.

Esta energía es capaz de calentar unos 80 litros de agua caliente de 20 °C a 55 °C por

metro cuadrado.

Si esta energía fuese generada con gas utilizando quemadores con 70% de eficiencia

se necesitarían 140 kg de gas por año y por metro cuadrado de colector.



Si se usa gas envasado a $ 3 el kg, se estará ahorrando unos $ 420 anualmente por

metro cuadrado. La compra de un sistema típico de 2 metros cuadrados se amortiza

después de 3 a 4 años de uso. En el caso de uso de energía eléctrica se obtiene un valor

similar. En cambio, si se usa gas natural la amortización lleva un tiempo en el orden de

los 12 años.

Demanda futura

La demanda actual de colectores solares es muy pequeña debido a varios factores a

pesar de que las cifras anteriores muestran que la recuperación del capital de inversión

se realiza en un tiempo muy conveniente si se reemplaza el uso de gas envasado. Entre

ellos se pueden mencionar el costo alto de la inversión inicial, el bajo costo del gas

natural que se vende con un alto subsidio, la falta de difusión de estas nuevas

tecnologías y la falta total de estímulos económicos por parte del gobierno.

En varios países a nivel mundial ya se entiende que el uso de los colectores solares

para calentamiento de agua constituye una ventaja económica en la actualidad tanto

por el costo como por el ahorro de combustibles convencionales que conlleva su uso.

En algunos, como ser Israel, el uso de los colectores solares para agua caliente es

obligatorio.

En otros, como ser la comunidad Europea, se aplica una política fuerte de incentivos

para aumentar su uso. En Chipre donde se han instalado calentadores solares que

cubren el 85% de las necesidades la superficie de colección instalada por habitante es

de En Chipre donde se han instalado calentadores solares que cubren el 85% de las

necesidades la superficie de colección instalada por habitante es de 0,8 m20,8 m2.. Por

ej., en Alemania se entrega un subsidio de 125 euros por metro cuadrado que se

instale. En la actualidad la instalación promedio para toda la Unión Europea es de 0.26

metros cuadrados por persona con una contribución importante de instalaciones

grandes (hoteles, hospitales, etc.).

Para lograr un programa de instalaciones de estos sistemas en Argentina será necesario

la utilización de incentivos y la realización de campañas que hagan conocer las

ventajas de los equipos. Uno de los factores muy limitantes en la actualidad es el alto

costo inicial del equipo por lo que sería importante otorgar financiaciones ventajosas.

Teniendo en cuenta las posibilidades reales de aplicar estas políticas en la Argentina,



se estima que se podría llegar a un valor de 0,05 m2 por persona instalados para el año

2015. Esto implica la existencia de 1,8 millones de metros cuadrados de colectores en

el país para esa época, lo que se lograría mediante la instalación de 180.000 metros

cuadrados anualmente. Si se mantienen los costos actuales, ello implica una inversión

de unos 770 millones de dólares, con lo cual se lograría un ahorro en el consumo de

GLP del orden de las 250.000 toneladas anuales.

3.1.1.2. Proyecto de cocinas solares

Introducción

La energía solar puede ser utilizada para la cocción de alimentos, ya sea por medio del

hervido de la misma a 100 °C o por horneado a temperaturas mayores en el orden de

los 200 °C.

La tecnología de concertadores solares necesaria para cocción es sencilla y se

construye en el país sin problemas. Actualmente existen algunos talleres pequeños que

atienden la demanda existente, la cual es pequeña. Por ej. el INENCO (Instituto

UNSa-CONICET) fabrica y vende cocinas solares familiares y comunales como las

descriptas en el noroeste argentino.

La cocina, si está bien fabricada, tiene una larga duración si se la mantiene

adecuadamente, cuidando su espejo. El mantenimiento es mínimo y consiste en una

limpieza adecuada de los elementos

En la actualidad el combustible utilizado para cocción es: gas natural, gas de garrafa

(GLP), energía eléctrica o leña.

En las zonas urbanas de Argentina actualmente se usa mucho el gas natural distribuido

por cañerías. El precio es bajo debido a las políticas que subsidian el precio del gas

natural. El suministro de gas natural no cubre todas las zonas urbanas, pudiéndose

estimar que en grandes líneas solo se cubre al 50 % de la población.

El resto de la demanda urbana se provee básicamente con gas de garrafa a precios

muchos más altos.

En las zonas rurales el uso de gas natural es escaso por falta de cañerías. Un sustituto

habitual es el gas de garrafas a costo mucho más caro y en algunos casos con



dificultades de provisión. En algunas de estas zonas se utiliza la leña u otros desechos

agrícolas En zonas rurales áridas el problema de provisión se complica por la falta de

leña.

Las cocinas solares necesitan del sol directo, sin interposición de nubes, por lo que son

aconsejables en el caso de regiones soleadas como las que se dispone en la zona

andina y valles subandinos de la Argentina. Estas regiones suelen ser áridas por lo que

no se dispone de mucha leña para la cocción. Esto tiene un efecto medioambiental

fuerte ya que recolección de leña y arbustos produce la deforestación y posterior

desertificación de las zonas cercanas a los pueblos. El uso de las cocinas solares,

además del ahorro energético, tiene efectos beneficiosos en cuanto a evitar la

desertificación en las zonas áridas.

También se evitan problemas de salud provocados por el uso de leña dentro de las

viviendas que emite humos perjudiciales para los pulmones.

El uso de las cocinas en Argentina estará limitado a las regiones soleadas del país, las

que están relacionadas con las zonas andinas y subandinas. Las Provincias

relacionadas se dan en la Tabla 1.

Tabla 1: Provincias en zona Andina y Subandina

Provincia Habitantes

Salta 1.080.000

Jujuy 600.000

Tucumán 1.340.000

Catamarca 330.000

La Rioja 290.000

San Juan 620.000

Mendoza 1.570.000

Total 4.620.000

3.1.1.2.1 Cocinas solares familiares

El presente proyecto está dedicado a la instalación de cocinas solares para uso

familiar.



Existen diferentes modelos que en términos generales se clasifican en cocinas con

concentrador y cocinas cajas. En este estudio se tomará como referencia una cocina

que tiene un concentrador parabólico de 1.4 m de diámetro con un área efectiva de

colección de 2 m2.

La olla, de color negro y con una cantidad de comida en el orden de los 5 kg se coloca

en el foco de la parábola, por lo que absorbe los rayos solares y se calienta

rápidamente hasta que la comida comienza a hervir. El concentrador está instalado

sobre una base que permite mover el concentrador para que siempre mire al sol. La

cocina está diseñada para que una corrección cada media hora sea suficiente, por lo

que no se coloca un sistema automático de movimiento. Típicamente, 5 kg de guiso

pueden ser cocinados en menos de 2 horas. Si no se pone agua, la olla puede tomar

temperaturas en el orden de los 200 °C, por lo que en su interior se puede hornear (

pan, un pollo, carne, tortas, etc). Esta cocina puede cocinar suministrando la energía

térmica necesaria para familias típicas con unos 5 integrantes.

El costo actual de venta de una cocina concentradora familiar está en el orden de los

$ 550 ( US$ 180) por unidad de 1,2 m2 de área efectiva.

Los otros tipos de cocinas tienen comportamientos similares por lo que el proyecto

que aquí se propone puede ser encarado con ellas, obteniendo resultados similares.


Si el concentrador se orienta en forma correcta la radiación solar diaria en días claros

es casi constante en la mayor parte del país, con un valor en el orden de los

1.000 W/m2 sobre una superficie normal al haz incidente. Ello implica que sobre una

superficie de 1.2 m2 se reciban 4.3 MJ por hora. Las cocinas nombradas tienen una

eficiencia del orden del 45 % por lo que la energía que llega a calentar la olla es del

orden de 1.9 MJ por cocina y por hora. Si la misma se usa en forma efectiva durante 7

horas, la energía colectada diariamente será de 13.3 MJ.

Cabe acotar que la cocina es un generador térmico que tiene múltiples usos. Por ej. si

no se usa todo el tiempo para cocción, se puede calentar agua para limpieza.

Si se admite que en un lugar soleado se tienen alrededor de 300 días soleados por año,

la energía aprovechada por la cocina en un año será de 4.000 MJ.




se necesitan 136 kg de gas por año y por cocina. Si el gas se compra a $ 3 por kg, el

ahorro anual sería de $ 410, con lo cual la compra de la cocina se financia en un

tiempo del orden de un año y medio.

Demanda futura

La demanda actual de cocinas solares es muy pequeña debido a varios factores, a pesar

de que las cifras anteriores muestran que la recuperación del capital de inversión se

realiza en un tiempo muy conveniente. Entre esos factores se pueden mencionar el

costo alto de la inversión inicial, la falta de difusión de estas nuevas tecnologías y la

falta total de estímulos económicos por parte del gobierno.

En varios países a nivel mundial, en este caso con una fuerte proporción de habitantes

con bajo nivel de vida, ya se entiende que el uso de las cocinas solares constituye una

posibilidad de mejorar su estándar de vida y bajar los costos del combustible que

conlleva el uso de sistemas convencionales. Tal es el caso, por ejemplo, de la India y

la China.

Para lograr un programa de instalaciones de estos sistemas en Argentina será necesaria

la utilización de incentivos y la realización de campañas que hagan conocer las

ventajas de los equipos. Uno de los factores muy limitantes en la actualidad es el costo

inicial del equipo por lo que sería importante otorgar financiaciones ventajosas.

Teniendo en cuenta las posibilidades reales de aplicar estas políticas en la Argentina,

se estima que se podría llegar a instalar las cocinas en las zonas soleadas de estas

Provincias, cuya población se puede estimar en un 10 % del total., o sea unas 460.000.

Teniendo en cuenta que una familia típica puede tener 5 personas, se está hablando de

92.000 cocinas, lo que implica una inversión de unos $ 50 millones de pesos, o sea 17

millones de dólares. Se deberían instalar unas 9.200 cocinas por año si se desea

culminar con la instalación en el 2015.

El ahorro de gas envasado sería de 1.250 toneladas por año.

136 kg /año 9200= 1251200 kg = 1.251 t



3.1.1.2.2 Proyecto de cocinas solares comunales

El presente proyecto está dedicado a la instalación de cocinas solares para uso

comunal, tales como las que se necesitan en escuelas albergue que atienden varias

decenas de alumnos, comedores comunales para mayores y también la instalación de

estas cocinas para entregar energía a diversos microemprendimientos como ser la

cocción de dulces artesanales, la producción de pan, la pausterización de leche para

producir quesos y otros similares.

En el INENCO (Universidad Nacional de salta-CONICET) se ha desarrollado un

modelo de cocina capaz de atender esta necesidad, que implica la cocción diaria de

cantidades grandes de comida, habitualmente entre 50 y 100 kg por sesión. En este

estudio se tomará como referencia la cocina del INENCO, basada en el uso de

concentradores parabólica con un diámetro de 1.7 m y un área efectiva de 2 m2 cada

uno. Cada colector es capaz de cocinar unos 17 kg de comida por sesión de 3 horas y

se colocarán tantos como sea necesario de acuerdo al número de personas a atender.

En el caso de escuelas pequeñas es habitual colocar dos concentradores. La cocina

puede trabajar en dos formas. En la primera, para el hervido de comidas, se coloca en

el foco una caldera con 3 litros de agua, la que rápidamente comienza a hervir. El

vapor es llevado mediante una manguera para que burbujee en una olla colocada en un

recipiente aislado, que suele tener un tamaño de 50 litros. Si está trabajando más de un

concentrador, las diferentes mangueras con vapor inciden en la misma olla. El

concentrador está instalado sobre una base que permite mover el concentrador para

que siempre mire al sol. La cocina está diseñada para que una corrección cada media

hora sea suficiente, por lo que no se coloca un sistema automático de movimiento. En

la segunda forma, en el foco se coloca un horno vidriado al que entra la radiación solar

llevando el horno a unos 240 °C. La comida a hornear (pan, tortas, carne, etc.) se

coloca en el horno y se cocina en un tiempo del orden de una hora o un poco más. La

cocina con dos concentradores puede típicamente cocinar para unas 50 personas.

El costo actual de venta de una cocina concentradora comunal está en el orden de los

4.500 $ (US$ 1.500) por un sistema con dos concentradores, las calderas y hornos,

mangueras y el recipiente aislado para la olla.



Las zonas andinas y subandinas de la Argentina son las más propicias para esta

utilización. Los estudios realizados muestran que existen en la región en el orden de

3.000 escuelas albergue.


Los cálculos que se realicen a continuación están referidos a una cocina comunal con

dos concentradores.

Si el concentrador se orienta en forma correcta la radiación solar diaria en días claros

es casi constante en la mayor parte del país, con un valor en el orden de los 1000

vatios por metro cuadrado sobre una superficie normal al haz incidente. Ello implica

que sobre una superficie de 4 metros cuadrados (dos colectores) se reciben 14,4 MJ

por hora. Las cocinas nombradas tienen una eficiencia del orden del 45 % por lo que la

energía que llega a calentar la olla es del orden de 6.5 MJ por cocina y por hora. Si la

misma se usa en forma efectiva durante 7 horas, la energía colectada diariamente será

de 45,5 MJ.

Cabe acotar que la cocina es un generador térmico que tiene múltiples usos. Por ej. si

no se usa todo el tiempo para cocción, se puede calentar agua para limpieza.

Si se admite que en un lugar soleado se tienen alrededor de 300 días soleados por año,

la energía aprovechada por la cocina en un año será de 13.650 MJ.


se necesitan 520 kg de gas por año y por cocina. Si el gas se compra a $ 3 por kg, el

ahorro anual sería de $ 1.560, con lo cual la compra de la cocina se financia en un

tiempo del orden de tres años.

Demanda futura

La demanda actual de cocinas solares es muy pequeña debido a varios factores, a pesar

de que las cifras anteriores muestran que la recuperación del capital de inversión se

realiza en un tiempo conveniente. Entre esos factores se pueden mencionar el costo

alto de la inversión inicial, la falta de difusión de estas nuevas tecnologías y la falta

total de estímulos económicos por parte del gobierno.

Los censos realizados muestran que la cantidad de escuelas albergue en toda la región

mencionada en Tabla 1 es del orden de 3.000. Haciendo una hipótesis de uso en



comedores para mayores y en diversos emprendimientos podemos estimar una

cantidad total de 6.000 cocinas comunales a instalar.

Para lograr una instalación mitigada en Argentina será necesaria la utilización de

incentivos y la realización de campañas que hagan conocer las ventajas de estos

equipos. Uno de los factores muy limitantes en la actualidad es el costo inicial del

equipo por lo que sería importante otorgar financiaciones ventajosas. La instalación de

6.000 cocinas implica una inversión de unos $ 27 millones de pesos, o sea 9 millones

de dólares. Se deberían instalar unas 600 cocinas por año si se desea culminar con la

instalación en el 2015.

El ahorro de gas envasado sería de 310 toneladas por año.

520 kg/año x 600 = 312000 kg = 312 t

3.1.1.3. Proyecto de viviendas solares

Introducción

Las viviendas necesitan de calentamiento durante el invierno, siendo los

requerimientos muy grandes en la zona sur del país y casi nulos en el norte. Sobre la

cubierta de la vivienda incide una cantidad importante de radiación solar, que puede

ser captada y utilizada para el calentamiento durante el invierno. Se han perfeccionado

un conjunto de técnicas de captación solar que son utilizadas a nivel mundial y

cumplen con una función de ahorro energético que es importante para el país dada la

gran cantidad de viviendas que consumen cantidades importantes de energía.

Los sistemas más utilizados de captación solar en viviendas son los llamados sistemas

pasivos y comprenden el uso adecuado de las ventanas, invernaderos, muros de

captación solar y otros. Estos sistemas captan la radiación y llevan el calor al interior

de la vivienda sin uso de elementos mecánicos (bombas o ventiladores) en forma

natural utilizando técnicas de convección en el aire o agua. También existen sistemas

activos que hacen uso de esos elementos. La experiencia ha mostrado que los mismos

son de un costo mayor, por lo que la gran mayoría de las viviendas solares están

basadas en el uso de sistemas pasivos.



Junto a las técnicas de captación solar deben utilizarse sistemas de ahorro energético,

que en general se materializan a través del uso de aislaciones térmicas colocadas sobre

la envolvente de la vivienda. Este es un elemento fundamental para que los sistemas

de captación solar trabajen en forma eficiente.

A continuación se determinará el ahorro energético que deriva de la utilización de una

vivienda solar. Esto depende de la situación geográfica de la vivienda. A los efectos de

la presentación del proyecto se hará la presentación del tema utilizando una vivienda

realmente construida en la Argentina, lo que permite disponer de valores reales de

pérdidas y costos. La misma es un edificio de laboratorio de la Universidad nacional

de La Pampa, diseñado por la Arq. Dra. Filippín. Su colocación en la Pampa es

adecuada para tener aproximadamente una situación intermedia entre zonas muy frías

y calientes, por lo que representa una suerte de valor medio de los resultados que se

pueden esperar.

Tecnología disponible en el país.

La construcción de edificios solares pasivos puede ser llevada a cabo sin problemas

por las empresas constructoras existentes en el país, que constituyen un grupo

empresario muy desarrollado. El paso más importante es el desarrollo de proyectos

constructivos realizados por profesionales preparados en la temática de edificios

solares. Varias Universidades tienen docentes preparados con tal fin existiendo varias

cátedras especializadas en el tema. El país está plenamente preparado para llevar

adelante un esfuerzo que lleve a la difusión de esta tecnología.

En el país se han construido varias decenas de edificios solares pero no existe aún un

esfuerzo masivo necesario para lograr un uso extenso.

Como ejemplo de referencia se usará el edificio solar construido en La Pampa para uso

como laboratorio. El mismo ocupa una sola planta con un área de 350 m2. El mismo

utiliza una aislación de 5 cm de poliestireno expandido en toda la cubierta y se ha

aprovechado la técnica de captación directa de energía solar mediante superficies

vidriadas que miran al norte y se protegen térmicamente en la noche mediante cortinas

corredizas de plástico colocadas en el exterior. El área de captación solar es de 53 m2.



El costo del edifico fue de US$ 166.000 y la evaluación del sobrecosto de los equipos

solares indica que el mismo tiene un valor de 5.3 % del costo del edificio, o sea US$

8.800.


La evaluación de pérdidas térmicas indica que el coeficiente neto de pérdidas a través

de la envolvente del edificio es de 503 W/°C mientras que los grados-día en la zona de

La Pampa es del orden de 1500 grados-día. Por otra parte el otro rubro importante de

pérdidas es el de renovaciones de aire para el cua l se ha estimado un coeficiente

volumétrico de pérdidas de 1.09 W/(°C.m3).

El análisis de la fracción de ahorro solar realizada por una metodología standard como

función de la relación entre área de colección y carga térmica indica que los sistemas

solares son capaces de cubrir el 70 % de la carga térmica total. El resto deberá ser

cubierto mediante calor auxiliar habiendo sido evaluado en 5.600 kWh. Ello indica

que el uso de los sistemas solares más la aislación térmica han conseguido un ahorro

energético del orden de 8.000 kWh en todo el año. Esto equivale a 900 kg de GLP al

año. Ello implica un costo de $ 2.700.

Demanda futura

En general el consumo de energía para el acondicionamiento térmico de edificios

constituye uno de los rubros más importantes de consumo energético a nivel mundial.

Por esta razón los países más industrializados han avanzado en materia de políticas

destinadas al ahorro energético en edificios.

En la Argentina se han realizado pocos esfuerzos en este tema por lo que será

necesario incrementar sustancialmente las acciones tendientes a lograr una mayor

eficiencia energética en los edificios. Se deberá actuar tanto en lo que tiene que ver

con las normas a cumplir con los edificios nuevos que se construyan así como en

recambios de edificios ya construidos.

3.1.2. Conversión fotovoltaica.

La conversión fotovoltaica de la energía solar puede ser utilizada para abastecer

demandas aisladas o entregar energía eléctrica a las redes de distribución. Esta última

área de aplicación está recibiendo muchísimo apoyo en los países desarrollados, en



especial en Alemania, Japón y USA, donde la cobertura de las redes es muy

significativa.

En el caso de Argentina hay una demanda aislada insatisfecha bastante importante

siendo poco probable que en los próximos 10 o 15 años pueda ser cubierta mediante la

extensión de redes de distribución debido al alto costo por usuario, a las relativamente

pequeñas demandas de los usuarios dispersos y a sus limitadas posibilidades

económicas.

Es por las razones recién expuestas que la estimación de la evolución del mercado

fotovoltaico se realizó suponiendo que todos los equipos a instalar se destinarían a

satisfacer demandas aisladas.

El mercado de los sistemas fotovoltaicos puede dividirse en tres áreas características

de aplicación:

o Mercado rural disperso en áreas de bajos ingresos económicos. Esta

caracterizado por la existencia de planes de mejoramiento de las condiciones de

vida en el medio rural o de mejoramiento de los servicios públicos en lugares

aislados (escuelas, puesto de salud, etc.). Este tipo de demanda está fuertemente

condicionada a las disponibilidades presupuestarias de los organismos de nivel

nacional o provincial. En el caso de los sistemas destinados a pobladores rurales

de bajos recursos los subsidios a las tarifas y/o a la inversión inicial son una

necesidad. El PERMER es un ejemplo típico de un programa de nivel nacional

tendiente al abastecimiento de electricidad al mercado rural disperso donde con la

participación del sector privado se da origen a una empresa de servicios que instala

y atiende los sistemas fotovoltaicos.

o Mercado rural en áreas de producción agropecuaria intensiva, es un mercado

comúnmente atendido por distribuidores locales y que está orientado a cubrir usos

tales como electrificación de alambrados, puestos en establecimientos

agropecuarios, pequeños sistemas de comunicación. Este mercado por lo general

no requiere de subsidios y representa un volumen del orden del 30 % de total.

o Usos profesionales, esta caracterizado por los equipos destinados al

abastecimiento de energía eléctrica a sistemas grandes de comunicaciones, a la

transmisión de datos y monitoreo, a la protección catódica de gasoductos y



poliductos, entre otras aplicaciones. Estos sistemas por lo general son de tamaños

importantes. Las demandas futuras están muy ligadas a la expansión de las áreas

de cobertura o de la construcción de sistemas que requieran energía eléctrica en

lugares aislados, habiéndose llegado a una cierta saturación en lo que respecta a la

sustitución de sistemas de abastecimiento que empleaban otras tecnologías o

fuentes de abastecimiento.

Debido a la fuerte dependencia del mercado fotovoltaico de planes promocionales y de

la existencia de subsidios no es tarea simple realizar un pronóstico de la evolución

futura de las instalaciones fotovoltaicas. En el corto plazo y dentro del marco del

PERMER se prevé la instalación de aproximadamente 500 kWp lo cual representa

unas 4000 instalaciones domiciliarias además de unas 400 escuelas rurales. Esta

potencia instalada es aproximadamente el 10 % de la potencia total lo que hace pensar

que al menos en los próximos años el mercado fotovoltaico podría tener una expansión

del orden del 20 % anual si se agregan las compras de sistemas FV destinados a otro

tipo de demandas. Este crecimiento no peca de exceso de optimismo si se tienen en

cuenta proyecciones hechas por empresas proveedoras del sector.

La gran incógnita es saber si un nuevo proyecto del tipo del PERMER, a nivel

nacional o regional, es posible en la Argentina porque permitiría mantener una tasa de

crecimiento relativamente estable del orden del 20 % durante los próximos 10 años.

A los fines del estudio de mitigación se prefirió adoptar la hipótesis optimista de un

crecimiento constante del mercado del 20 %, asumiendo que las leyes de promoción

de las FNRE son aprobadas y promulgadas en el corto plazo, que se mantienen planes

de desarrollo regional y que la tecnología fotovoltaica es totalmente aceptada como

alternativa válida para el abastecimiento del mercado rural disperso.

En la Tabla 2 se detalla la evolución de la potencia instalada acumulada total hasta el

año 2015 y la energía generada anualmente suponiendo una radiación media diaria a

nivel país de 5 kWh/(m2.día). Se ha considerado que en el año 2004 había 6,5 MW

instalados de sistemas fotovoltaicos (ver Segundo Informe)



Tabla 2 – Evolución del mercado fotovoltaico

Año Potencia instalada

MW

Energía generada MWh/año

Emisiones evitadas

tCO2eq

2005 7,8 11.863 10.676

2006 9,4 14.235 12.811

2007 11,2 17.082 15.374

2008 13,5 20.498 18.448

2009 16,2 24.598 22.138

2010 19,4 29.518 26.566

2011 23,3 35.421 31.879

2012 27,9 42.505 38.255

2013 33,5 51.007 45.906

2014 40,2 61.208 55.087

2015 48,3 73.449 66.104

A los fines del estudio de mitigación de GEI se asume que los sistemas fotovoltaicos

desplazan la generación aislada con motores de combustión interna (en su mayoría

grupos diesel).

Costos

Los sistemas fotovoltaicos pequeños para uso residencial (aproximadamente 100 Wp)

tienen un costo de 12 a 13 $US/Wp cuando se incluyen los gastos de instalación. Por

lo tanto la inversión necesaria para alcanzar el crecimiento señalado en la Tabla 2 es

la detallada en la Tabla 3.



Tabla 3 – Inversión necesaria

Año Inversión

Anual MUS$

Inversión acumulada

MUS$

2006 12,5 12,5

2007 15,0 27,5

2008 18,0 45,5

2009 21,6 67,1

2010 25,9 93,0

2011 31,1 124,1

2012 37,3 161,4

2013 44,8 206,2

2014 53,7 260,0

2015 64,5 324,5

Cuando las demandas son pequeñas los sistemas fotovoltaicos son altamente

competitivos con la generación diesel. A modo de ejemplo en la Tabla 4 y en la Tabla

5 se resumen los resultados de un estudio comparativo realizado recientemente por la

Dirección de Fuentes Alternativas de Energía de la Empresa Provincial de Energía del

Neuquén [2].

2 PEDRO, Graciela; “Estudio comparativo de sistemas fotovoltaicos y grupos electrógenos en escuelas

rurales”, XIX Reunión de Trabajo de ASADES, San Martín de los Andes, Noviembre 2005.



Tabla 4 - Valores adoptados para los cálculos

CASO A CASO B

Escuela pequeña con generador

diesel

Escuela pequeña con sistema fotovoltaico

Datos Generales

Años del ciclo de vida útil 20

Días de uso anuales 300

Tasa de descuento anual 10%

Sueldo técnico mantenimiento ($/mes) 1.700

Viático ($/día) 70

Costo vehículo ($/km) 1

Distancia promedio a escuelas (km) 40

Duración inspecciones 1 técnico (días) 1,5

Grupo Electrógeno

Potencia del grupo (kW) 8 ---

Costo del grupo ($) 14.200 ---

Valor residual 10% ---

Uso diario (horas) 8 ---

Vida útil del grupo (horas) 25.000 ---

Vida útil según horas de uso (años) 10 ---

Consumo prom. comb. (l/h) 2,5 ---

Costo del combustible ($)3 1,68 ---

Sistema Fotovoltaico

Potencia instalada (Wp) --- 700

Costo del sistema completo ($) --- 28.000

Valor residual (%) --- 10%

Mantenimiento Sistema fotovoltaico

3 Incluye traslado a la escuela



CASO A CASO B

Escuela pequeña con generador

diesel

Escuela pequeña con sistema fotovoltaico

Vida útil baterías tubulares (años) --- 8

Costo reemplazo baterías ($) --- 5.800

Vida útil regulador (años) --- 10

Costo reemplazo de regulador ($) --- 500

Reparación de inversor --- 1250

Inspecciones anuales --- 2

Mantenimiento Grupo Electrógeno

Cambio lubricantes y filtros cada (h) 500 ---

Costo lubricantes y filtros materiales ($) 240 ---

Mantenimiento regular cada (h) 7.200 ---

Costo Mantenimiento regular ($) 600 ---

Reconstrucción general cada (h) 15.000 ---

Costo ($): 3.500 ---



Tabla 5 – Análisis de costos sobre el ciclo de vida

Caso A Grupo Electrógeno de 8 kW

Caso B – Sistema FV de 700 Wp

Rubro

Año en que se realiza el gasto

Costo en pesos

Valor actual en

pesos

Costo en pesos

Valor actual en

pesos

Inversión 0 14.200 14.200 28.000 28.000

Operación y mantenimiento Anual

Lubricantes y filtros Anual 1.152 9.808

Mano de obra (incluye traslados) Anual 1.500 12.770

Costo de generación (combustible) Anual 10.080 85.817

Reparaciones y reposiciones grupo

Mantenimiento regular 3 600 451

Reconstrucción general 6 3.500 1.929

Reposición grupo 10 14.200 5.475

Mantenimiento regular 13 600 174

Reconstrucción general 16 3.500 744

Operación y mantenimiento sistemas fotovoltaicos

2 inspecciones anuales Anual 625 5.321

Cambio de baterías 8 5.800 2.706

Reposición regulador 10 500 193

Reparación de inversor 10 1.250 482

Cambio de baterías 16 5.800 1.262

Valor residual

10 -1.420 -547

20 -1.420 -211 -2.800 -416

CCVU (Pesos) 130.610 37.548



3.2. ENERGÍA EÓLICA

Para el aprovechamiento de la energía Eólica, se ha tenido en cuenta tanto su aporte a

la generación distribuida de electricidad, como el desarrollo de centrales de gran

potencia para la conexión a la red de distribución regional o nacional.

3.2.1. Sistemas distribuidos

3.2.1.1. PERMER

El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) prevé la

instalación de alrededor de 2.000 equipos para el abastecimiento autónomo de

viviendas en el ámbito rural del interior de la provincia del Chubut. El proyecto

permitirá satisfacer necesidades de electricidad a aproximadamente 8.000 personas,

dado que de acuerdo con los datos del último censo nacional de población y vivienda,

la población rural chubutense asciende a aproximadamente 43.500, sobre un total de

13.020 hogares censados en el mismo ámbito.

Inicialmente se desarrolla como prueba piloto la instalación, operación y

mantenimiento de 115 equipos en las áreas rurales conocidas como “Comunidad

aborigen Pocitos de Quichaura” y “Costa del Ñorquinco”. De los resultados arrojados

por estas pruebas piloto dependerá la puesta en marcha del programa completo que

comprenderá la instalación, operación y mantenimiento de más de 2.000 equipos.

La población rural chubutense, como la patagónica en general, se caracteriza por el

aislamiento y la dispersión en cuanto a su distribución espacial. Pero tal aislamiento no

es solo espacial sino que también se relaciona con las posibilidades de un alto

porcentaje de la población rural, de acceder a redes de servicios públicos.

Es una característica generalizada que la población rural dispersa en Patagonia no

tenga acceso a redes eléctricas, gasoductos, redes de comunicación e incluso a redes

de transporte óptimamente operables durante todo el año. Puede asimismo afirmarse

que la gran mayoría de estos pobladores podrían no tener, en un horizonte a largo

plazo, acceso a los servicios eléctricos ni de gas por red.

Por tal motivo, estos sectores sociales resuelven sus necesidades de iluminación

mediante técnicas variadas, que van desde el uso de combustibles fósiles (kerosén) en



lámparas a otras más tradicionales y antiguas, como puede ser el uso de velas de

parafina o el chon chon (vela casera de grasa animal). Las necesidades de calefacción

se resuelven mediante el uso de leña, y las necesidades comunicacionales (de forma

pasiva) mediante la radio a pilas.

Ante esta realidad el PERMER plantea la posibilidad de brindar servicio eléctrico a

aquella porción de las poblaciones rurales que se encuentran en situación de

inaccesibilidad a la misma. Tal abastecimiento se plantea, para el caso chubutense,

mediante la instalación de sistemas eólicos domiciliarios (SED).

Dado el desarrollo llevado adelante en la provincia del Chubut en cuanto a

electrificación a pobladores dispersos se puede afirmar que el impacto social de la

electrificación es altamente positivo, ya que no solo mejora las condiciones de

habitabilidad y confort de los hogares, sino que redunda a largo plazo en notables

beneficios económicos, sobre todo para quienes anteriormente dependían del uso de

combustibles fósiles para iluminación y electricidad.

Por otro lado, una realidad de la población rural ha sido desde la década del 1970, la

emigración a las ciudades que han actuado como polos de atracción, ante las

potenciales mejoras en la calidad de vida a partir de la posibilidad de conseguir

empleos urbanos. Verdaderamente, esto poco se ha materializado y gran parte de la

población rural que se ha desplazado a las ciudades ha pasado a engrosar las masas de

desocupados, pobres e indigentes, en las mismas.

Por ello es fundamental promover estrategias que favorezcan mejoras en la calidad de

vida y condiciones productivas, de modo que la población rural se vea contenida en su

espacio, donde realmente puedan materializarse las condiciones de bienestar.

El PERMER está comenzando a llevarse a cabo mediante la prueba piloto en dos

puntos concretos del territorio Chubutense: Pocitos de Quichaura y Ñorquinco. En el

ANEXO I se describe en detalle la ubicación geográfica y las características de estas

dos poblaciones y de los sistemas eólicos a instalar.



3.2.2. Parque eólicos

3.2.2.1. Parques eólicos proyectados antes del año 2001.

Tras la devaluación producida en el país a finales de 2001, los proyectos señalados a

continuación quedaron en espera de condiciones de mercado eléctrico favorables, por

ejemplo adecuación y rentabilidad de las tarifas.

1. NOMBRE DEL PROYECTO: TIERRAS DEL DIABLO

POTENCIA NOMINAL: 140 MW

EQUIPOS: 1MW a 1,5MW, 93 a 140 turbinas eólicas. Proyecto evaluado con turbinas

de 1,3 MW Clase IEC II, de 62 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo de

50 metros, tipo de turbina active stall.

Curva de potencia evaluada:

INVERSIÓN ESTIMADA: Aproximadamente 160 millones de dólares.



UBICACIÓN: Sur de la Provincia de Buenos Aires, a 20 km al oeste de la ciudad de

Bahía Blanca. Terreno de 18.000 ha. En su interior se encuentran las E.T de

500/132 kV de TRANSENER y TRANSBA.

VIENTO PROMEDIO: 8,0 a 8,5 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 50

metros, con una turbulencia a 15 m/s del 10%.

GENERACIÓN ESTIMADA: 416.976 MWh/año. Factor de utilización del 34%.

REDUCCIÓN DE EMISIONES DE CO2 ESTIMADA: asumiendo una pérdida de

producción del 10% y una eficiencia del parque eólico del 97 %, 188.383 tCO2/año.

SITUACIÓN REGULATORIA:

• Autorización como generador del MEM. Resolución 12/2001 SEyM

• Aprobación impacto ambiental (ENRE)

• Acceso a capacidad de transporte.

• Autorización construcción y operación ante la DPE Buenos Aires

• Declarado de interés municipal. Municipalidad de Bahía Blanca

INCENTIVOS AL PRECIO DE LA ENERGÍA:

• Ley Nacional 25019: 0,01 $/kWh

• Ley Provincial 12603: 0,01 $/kWh

PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Nacional,

ubicación estratégica nodo Buenos Aires. E.T. Bahía Blanca de 500/132 kV.

DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Central Eléctrica Eólica Bahía Blanca S.A.

(CEEBBSA)

2. NOMBRE DEL PROYECTO: CENTRAL EÓLICA BARDA

POTENCIA NOMINAL: 9,6MW

EQUIPOS: 0,8 MW, 12 turbinas eólicas MADE. Proyecto realizado con turbinas de

0,8 MW Clase IEC II, de 52 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo de 50

metros, tipo de turbina stall.





UBICACIÓN: Noreste de la Provincia del Chubut, a 20 km al oeste de la ciudad de

Puerto Madryn. Terreno de 120 ha.




REDUCCIÓN DE EMISONES DE CO2 ESTIMADA: asumiendo una pérdida de



• Autorización como generador del MEM.

• Aprobación impacto ambiental (ENRE) y medio Ambiente del Chubut


• Autorización construcción y operación ante la Provincia del Chubut






PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Patagónico,

ubicación E.T. Puerto Madryn de 330/13.2 kV.

DESARROLLADOR DEL PROYECTO: ENERFIN – SERVICOOP

3. NOMBRE DEL PROYECTO: CENTRAL EÓLICA BARDA NORTE

POTENCIA NOMINAL: 50,4MW

EQUIPOS: 0,8 MW, 63 turbinas eólicas MADE. Proyecto realizado con turbinas de

0,8 MW Clase IEC II, de 52 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo de 50

metros, tipo de turbina stall.





UBICACIÓN: Noreste de la Provincia del Chubut, a 20 km al oeste de la ciudad de

Puerto Madryn. Terreno de 500 ha.







• Autorización como generador del MEM.

• Aprobación impacto ambiental (ENRE) y medio Ambiente del Chubut


• Autorización construcción y operación ante la Provincia del Chubut





ubicación E.T. Puerto Madryn de 330/13.2 kV.

DESARROLLADOR DEL PROYECTO: ENERFIN

4. NOMBRE DEL PROYECTO: GRANJAS EÓLICAS SOCIEDAD ANÓNIMA

POTENCIA NOMINAL: 50,25 MW

EQUIPOS: 0,75 MW, 67 turbinas eólicas NEGMICON. Proyecto evaluado con

turbinas de 0,75 MW Clase IEC 1+, de 48 metros de diámetro de rotor y a una altura

del cubo de 45 metros, tipo de turbina active stall.





UBICACIÓN: Sureste de la provincia del Chubut, región Patagonia Sur, a 20 km al

sur de la ciudad de Comodoro Rivadavia. Terreno de 600 ha.

VIENTO PROMEDIO: 12 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 50






• Gestión para autorización como generador del MEM. Resolución 2055 SEyM

• Aprobación del Impacto Ambiental (ENRE), Medioambiente Prov. Chubut


• Autorización construcción y operación ante la Provincia del Chubut.






PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Patagónico, E.T

de 132 kV de Comodoro Rivadavia.

DESARROLLADOR DEL PROYECTO: GRANJAS EÓLICAS SOCIEDAD

ANÓNIMA (GESA).

5. NOMBRE DEL PROYECTO: RADA TILLY MELENIO


EQUIPOS: 0,70 MW, 10 turbinas eólicas GAMMESA. Proyecto evaluado con

turbinas de 0,70 MW Clase IEC 1+, de 47 metros de diámetro de rotor y a una altura







sur de la ciudad de Comodoro Rivadavia. Terreno de 70 ha.

VIENTO PROMEDIO: 12 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 50




producción del 10 % y una eficiencia del parque eólico del 97 %, 12744 tCO2/año.


• Gestión para autorización como generador del MEM.

• Aprobación del Impacto Ambiental Medioambiente Prov. Chubut


• Autorización construcción y operación ante la Provincia del Chubut.




PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Patagónico, E.T

de 132 kV de Comodoro Rivadavia.

DESARROLLADOR DEL PROYECTO: GAMESA Energía – COOAGUA.

6. NOMBRE DEL PROYECTO: GRANJAS EÓLICAS PATAGÓNICAS

SOCIEDAD ANÓNIMA


EQUIPOS: 1 MW, 60 turbinas eólicas DEWIND. Proyecto evaluado con turbinas de

1 MW Clase IEC 1+, de 62 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo de 69

metros, tipo de turbina pitch.






norte de la ciudad de Comodoro Rivadavia. Terreno de 700 ha.

VIENTO PROMEDIO: 10, a la altura del cubo de la turbina considerada, 69 metros,

con una turbulencia a 15 m/s del 15%.





• Gestión para autorización como generador del MEN.

• Elaboración de la evaluación del Impacto Ambiental

• Autorización a capacidad de transporte.







apertura de línea en Garayalde. E.T de 132 kV.

DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Granjas Eólicas Patagónicas Sociedad

Anónima

3.2.2.2. Plan Estratégico Nacional de Energía Eólica

Dentro del marco del Plan Estratégico Nacional de Energía Eólica, se ha proyectado la

instalación de parques eólicos para los próximos tres años. Esta proyección está sujeta

a la aprobación de la llamada “Ley Salvatori” que promueve alcanzar antes de 2015

una penetración del 8% de energía producida mediante fuentes renovables, en la

matriz energética nacional.

7. NOMBRE DEL PROYECTO: VIENTOS DE LA PATAGONIA I



de 1,65 MW Clase IEC 1+, de 72 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo

de 70 metros, tipo de turbina active stall.






norte de la ciudad de Comodoro Rivadavia. Terreno de 600 Ha.

VIENTO PROMEDIO: 11 a 13 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 70




producción del 10 % y una eficiencia del parque eólico del 97 %, 113.976 tCO2/año.





• Declarado de interés Municipal. Municipalidad de Comodoro Rivadavia.





• Ley Provincial 4389: 0.005 $/kWh


apertura de línea en Pampa de Salamanca. E.T de 132 kV.

PUESTA EN OPERACIÓN: Aproximadamente segundo semestre del 2006.

DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Vientos de la Patagonia I, sociedad anónima

conformada entre ENARSA y la Provincia del Chubut.

8. NOMBRE DEL PROYECTO: VIENTOS DE LA PATAGONIA II



de 1,65 MW Clase IEC 1+, de 72 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo






UBICACIÓN: Noreste de la provincia de Santa Cruz, región Patagonia Sur, a 60 km

al oeste de la ciudad de Caleta Olivia. Terreno de 600Ha.

VIENTO PROMEDIO: 11 a 13 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 70











PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Nacional, Nodo

final de la línea de 500 kV.


DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Vientos de la Patagonia II, sociedad

anónima conformada entre ENARSA y la Provincia de Santa Cruz.

9. NOMBRE DEL PROYECTO: VIENTOS DE ARAUCO



de 1,65 MW Clase IEC II, de 82 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo






UBICACIÓN: Noreste de la provincia de La Rioja, a 20 km al sur de la ciudad de

Aimogasta. Terreno de 600Ha.

VIENTO PROMEDIO: 8,5 a 9 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 70








• Elaboración del proyecto






PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Nacional, apertura

de línea en zona de Arauco. E.T de 132 kV.

PUESTA EN OPERACIÓN: Aproximadamente primer semestre del 2007.

DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Vientos de Arauco, sociedad anónima

conformada entre ENARSA y la Provincia de la Rioja.

10. NOMBRE DEL PROYECTO: VIENTOS DEL BUEN AIRE I



de 1,65 MW Clase IEC II, de 82 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo






UBICACIÓN: Centro Este de la Provincia de Buenos Aires, a 60 km al norte de la

ciudad de Lobería. Terreno de 600Ha.















ubicación estratégica nodo Buenos Aires. E.T. San Manuel 500/132 kV.


DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Vientos del Buen Aire I, sociedad anónima

conformada entre ENARSA y la Provincia de Buenos Aires.

11. NOMBRE DEL PROYECTO: VIENTOS DEL BUEN AIRE II


EQUIPOS: 1MW a 1,65MW, 61 a 100 turbinas eólicas. Proyecto evaluado con

turbinas de 1,65 MW Clase IEC II, de 82 metros de diámetro de rotor y a una altura






UBICACIÓN: Sur de la Provincia de Buenos Aires, a 20 km al oeste de la ciudad de

Bahía Blanca. Terreno de 18.000 ha. En su interioro se encuentran las E.T de 500/132

kV de TRANSENER y TRANSBA.

















ubicación estratégica nodo Buenos Aires. E.T. Bahía Blanca de 500/132 kV.


DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Vientos del Buen Aire II, sociedad anónima

conformada entre ENARSA, la Provincia de Buenos Aires y privados.

12. NOMBRE DEL PROYECTO: VIENTOS DEL NEUQUÉN


EQUIPOS: 1MW a 1,65MW, 25 A 40 turbinas eólicas. Proyecto evaluado con

turbinas de 1,65 MW Clase IEC II, de 82 metros de diámetro de rotor y a una altura






UBICACIÓN: Centro Norte de la Provincia del Neuquén, departamento Chos Malal.

Terreno de 500 ha.







• Estudio De Factibilidad Técnica.

• Elaboración de la evaluación del Impacto Ambiental.

• Elaboración del proyecto.



PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Provincial,

ubicación estratégica nodo Chos Malal. E.T. de 132 kV.


DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Vientos del Neuquén, Provincia de

Neuquén y privados.

3.2.2.3. Otros Proyectos

Con la aprobación de la Ley Salvatori y estimando la proyecciones de la Secretaría de

Energía de la Nación que prevé para el año 2015 una penetración eólica de mas

1.150 MW, se puede estimar el siguiente desarrollo de la energía eólica a partir del

año 2010 donde el Sistema Eléctrico Nacional llegará hasta la ciudad de Río Gallegos.

13. Zona de Pampa del Castillo, Chubut.

Desarrollo de centrales eólicas con una potencia media de 300 MW. En esta zona la

velocidad media a 70 m de altura está entre los 11-13 m/s, lo que llevaría a un factor



de utilización de planta de alrededor del 48%, utilizando una eficiencia del parque

eólico del 97% y descontando un 10% de pérdidas se llega una producción anual

estimada de: 1.147.122 MWh/año. Esta serie de parques eólicos, ligados a la

producción de energía para la extracción de petróleo se estima comenzaría a principios

del año 2012.

14. Región central de Santa Cruz.

Se estima una potencia media de los parques eólicos de 300/400 MW, asociados a la

producción de hidrógeno. En esta zona la velocidad media a 70 m de altura está entre

los 11-13 m/s., lo que llevaría a un factor de utilización de planta de alrededor del

48%, utilizando una eficiencia del parque eólico del 97% y descontando un 10% de

pérdidas se llega una producción anual estimada de: 1.147.122/1.529.496 MWh/Año.

Esta serie de parques eólicos, ligados a la producción de energía para la generación de

hidrógeno se estima comenzaría a principios del año 2014.

15. Zona de Viedma, Bariloche, Cerro Policía, dentro de la provincia de Río Negro.

También se están estudiando el desarrollo de parques eólicos en esta zona, proyectos

que de darse las condiciones de tarifa y de la Ley Salvatori sería llevado adelante por

la provincia de Río Negro y su empresa INVAP. Este proyecto de ser rentable se

calcula que podría estar funcionando en el año 2013. Teniendo en cuenta que al

velocidad media la altura del rotor en las zonas varía desde los 8 m/s., en la zona de

Viedma, hasta los 10 m/s., en la zona de Cerro policía, y que la potencia media ha

instalar en la provincia de Río Negro es sería de 100 MW, se estima una factor de

utilización medio del 42%, lo que nos determina una producción media anual,

siguiendo los cálculos anteriores, de 321.194 MWh/Año.

16. Provincia del Neuquén.

Se estaría evaluando la instalación de parques eólicos asociados a las centrales

hidráulicas, utilizando estas como backup, estimándose el primer proyecto para el año

2013 y asociado a la central hidroeléctrica del Chocón, con una potencia de 100 MW.

Estimando una producción anual de 313.546 MWh/año, teniendo en cuenta una

velocidad media anual a la altura el rotor de 8.5 m/s, un factor de planta de utilización

del 41%.



17. La Rioja ampliación de la central eólica Vientos de Arauco:

También se calcula que para el año 2014 se ampliaría al central Vientos de Arauco en

300 MW, la misma estaría conformada por capitales privados provinciales,

provenientes de los productores de olivo, destinados a fortalecer la energía de la zona.

Se estima la producción de dicho parque eólico que estaría en 963.582 MWh/año.

18. Costa atlántica de la provincia de Buenos Aires.

Se estima un desarrollo de varios parques eólicos que llevarían a una potencia media

instalada de alrededor de 100/200 Mw.

Estos Parques eólicos podrían entrar en operación entre el año 2011/2014.

Se estima una producción media de los mismos en 305.899 a 611.798 MWh/Año.



Tabla 6: Proyectos de instalación de generadores eólicos

Proyecto Potencia a Instalar (MW)

Turbina Eólica Clase IEC

Velocidad Media

m/s.

Factor de Utilizació

n %

Eficiencia del

Parque %

Producción Anual Estimada MWh/año

Fecha de puesta en operación

Costo de la

Central MUS$

Costo kW/h en centavos

U$S. (amortización 10 años)

Reducción de Emisiones (tCO2)

Método CREE

PERMER 0,90 - 7 / 9 39 - 3.074,8 2006/2010 25 11.01 2758,54

1) T. D 140 II 8.0 / 8.5 34 97 416.976 2009 160 4.79 188.383,00

2) BARDA 9,6 II 8.0 / 8.5 34 97 28.592 2010 10 5.29 12.918,00

3) B. N 50,4 II 8.0 / 8.5 34 97 150.112 2010 60 5.75 67.818,00

4) GESA 50,25 I + 12 47 97 206.889 2011 46 3.12 93.469,00

5) R.M 7 I + 12 46 97 28.207 2011 7 3.49 12.744,00

6) GEPSA 60 I + 10 44 97 231.264 2012 72 4.42 104.481,00

7)“V.P.I” 60 I + 11 / 13 48 97 252.288 2006 72 3.69 113.976,07

8)“V.P.II” 60 I + 11 / 13 48 97 252.288 2007 72 3.69 113.976,07

9)“V.A” 60 II 8.5 / 9 42 97 220.752 2007 72 4.24 99.732,22

10)“V.B.A.I” 60 II 8.5 / 9 42 97 220.752 2008 72 4.24 99.732,22

11)“V.B.A.II” 100 II 8.0 / 8.5 40 97 350.400 2008 130 4.46 158.305,11

12)“V.N” 40 II 8.5 / 9.0 42 97 147.168 2009 45 4.34 66.488,15

13) Chubut 300 11/13 48 97 1.261.844 2012 300 3.69 570.080,00

14) Santa Cruz 300/400 11/12 48 97 1.147.122/1.529.496 2014 330/340 4.07 518.251,37/ 691.001,82

15) Río Negro 100 8/10 42 97 321.194 2013 110 4.89 145.110,31

16) Neuquén 100 8.5 41 97 313.546 2013 110 5.01 141.655,07

17) La Rioja 300 8.5/9 42 97 963.582 2013 330 4.89 435.330,93

18) Bs. As. 100/200 8/8.5 40 97 305.899 / 611.798 2011/2014 110/120 5.14 138.200,27/ 276.400,55

TOTAL 1.898,15/2.098,15 6.821.450/7.510.223 3.083.409/3.394.360



3.3. ENERGÍA DE PEQUEÑOS APROVECHAMIENTOS HIDROELÉCTRICOS

Para el aprovechamiento de la energía hidroeléctrica, se tuvo en cuenta su potencial

contribución en tres fajas del mercado:

3.3.1. Generadores Hidroeléctricos de tipo domiciliario

Se propone la utilización de generadores hidroeléctricos de tipo domiciliario, en

potencias desde 5 a 50 kW, para un mercado conformado por: viviendas familiares,

hospitales rurales, hoteles, campings, aserraderos, estancias, guardaparques, puestos

de Gendarmería Nacional, escuelas rurales, etc. Este rango del mercado utiliza en

general, grupos electrógenos diesel como fuente de energía, equipos de alta emanación

de GEI y que producen además contaminación sonora, derrames de combustible,

residuos de aceite, etc.

El mercado para este tipo de instalaciones no se ha desarrollado en la Argentina

debido a que no se han instrumentado planes o políticas para fomentar el mismo. Debe

tenerse en cuenta que el costo para una obra de este tipo está en el orden de los 1.500

US$ /kW. Por lo tanto el costo de la instalación representa una importante inversión

inicial que en general es difícil de enfrentar sin el auxilio de un crédito.

Por ejemplo: un aserradero con una potencia instalada de 50 kW necesitaría un crédito

de 75.000 US$ a 5 años para construir un PAH de la misma potencia. La cuota de este

crédito, con un interés de 6 % anual sería de unos 18.000 US$/año.

Una central de 50 kW puede producir unos 200.000 kWh/año (con un factor de planta

del 50%). El costo del gasoil que se hubiera consumido sería:

Costo gasoil = 200.000 kWh/año x 0,3 litro/kWh x 0,45 US$/litro = 27.000 US$/año

Como puede verse, con una política crediticia adecuada, la instalación de este tipo de

centrales podría realizarse sin que resulte onerosa para el propietario. De esta manera

al propietario le resultaría conveniente construir el PAH que seguir consumiendo

gasoil, ya que el crédito se pagaría con un importe menor a lo que actualmente se

gasta en combustible para alimentar al grupo electrógeno.



Una vez que el crédito es saldado, la industria (en este caso el aserradero), mejorará

su ecuación económica y se tornará más competitiva en virtud que tiene energía a un

muy bajo costo de generación.

El mercado total en Argentina para este tipo de instalaciones es muy amplio y sigue

aumentando por el desarrollo turístico que se está produciendo en la zona Andina de la

Patagonia. Podría estimarse que podrían construirse unos 1.000 PAH con una potencia

promedio de unos 25 kW en los próximos 10 años si las políticas de promoción y

crediticias fueran las adecuadas.

La potencia que sería factible instalar sería de unos 25 MW, y la energía anual

obtenida (con un factor de planta promedio de 0,5) sería de 109.500 MWh

Con lo cual el CO2 equivalente ahorrado por la generación hidráulica sería:

CO2 equiv = 0,9 Tn CO2 /MWh x 109.500 MWh = 98.550 Tn CO2

La cantidad de PAH que se construya dependerá de que se instrumenten las políticas

adecuadas, básicamente crediticias y de difusión.

3.3.2. Suministro eléctrico de localidades aisladas por medio de PAH

En Argentina existen varias localidades cuyo suministro energético se realiza por

Centrales Térmicas a Gasoil, y que tienen posibilidades de ser alimentadas por PAH.

Estos constituyen casos concretos en los que la instalación de PAH se podría emplear

para sustituir estos sistemas de generación que resultan ser muy contaminantes para

medio ambiente y sumamente antieconómicos.

El gasoil cuesta, en Argentina, aproximadamente 0,50 US$/l. Cada kWh de energía

eléctrica insume 0,3 l de gasoil para ser generado (en promedio, con equipos en

buenas condiciones de funcionamiento). Podríamos decir entonces que 1 kWh de

energía insume 0,15 US$ de gasoil. Se tomará únicamente el costo del gasoil para

obtener una comparación de costos, por ser el insumo principal, y obviando los otros

costos de generación (personal, repuestos, filtros, aceite, amortización de equipos,

etc.)

Se exponen a continuación algunos ejemplos:



1. NOMBRE DEL PROYECTO: LOS ANTIGUOS

Localidades a alimentar: Los Antiguos, Perito Moreno y zona de influencia. Sistema

aislado que interconecta a las dos localidades entre sí.

Ubicación Geográfica: Noroeste de la provincia de Santa Cruz, en la comarca del

Lago Buenos Aires.

Servicio actual: Central térmica con grupos electrógenos a gasoil de 3368 kW de

potencia en Los Antiguos y 4239 kW de potencia en Perito Moreno.

Cantidad de usuarios: Como fuente de información principal se utilizó datos de

población proveniente del Censo Nacional de Población y Vivienda - para los años

2001, 1991, 1980 y 1970.

Tabla 7: Datos censales de población y viviendas de Los Antiguos

Año Población Los Antiguos Viviendas PYMES Tasa de

crecimiento

Tasa de crecimiento Intercensal

1991 1.206 302 13

2001 2.047 572 60 5,435 %

2004 3350 830 13,1 % 7,05

Curso de agua utilizado : Río Los Antiguos

Tipo de Aprovechamiento: Uso principal: riego. Generación de energía con

excedentes.

Potencia a instalar: 1200 kW

Caudal máximo a turbinar: 1,5 m3/s

Salto Neto de diseño: 100 m

Equipamiento: 2 Turbogrupos Francis de eje horizontal de 600 kW de potencia c/u

Caudales disponibles para turbinar: Los caudales que se presentan son los que

estarán disponibles para ser turbinados luego de las derivaciones de los caudales para

riego.



Tabla 8: Caudales disponibles

Año ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

2004 0,57 0,59 0,61 0,59 0,56 0,54 0,53 0,56

2005 0,61 0,56 0,56 0,61 0,63 0,65 0,68 0,66 0,62 0,60 0,58 0,62

2006 0,68 0,62 0,62 0,68 0,70 0,73 0,75 0,73 0,68 0,66 0,65 0,69

2007 0,75 0,69 0,69 0,75 0,78 0,81 0,83 0,81 0,76 0,73 0,72 0,77

2008 0,77 0,69 0,77 0,83 0,86 0,89 0,92 0,90 0,84 0,82 0,80 0,85

2009 0,73 0,66 0,85 0,92 0,96 0,99 1,03 1,00 0,94 0,91 0,89 0,89

2010 0,69 0,63 0,95 1,03 1,06 1,10 1,14 1,11 1,04 1,00 0,98 0,86

2011 0,66 0,59 1,03 1,14 1,18 1,22 1,26 1,23 1,15 1,12 1,09 0,82

2012 0,62 0,56 1,01 1,26 1,31 1,36 1,40 1,37 1,28 1,24 1,13 0,79

2013 0,59 0,53 0,99 1,40 1,46 1,50 1,50 1,50 1,37 1,28 1,10 0,75

2014 0,55 0,50 0,98 1,41 1,50 1,50 1,50 1,50 1,35 1,26 1,06 0,71

2015 0,51 0,46 0,96 1,40 1,50 1,50 1,50 1,50 1,35 1,26 1,06 0,71

Energía anual máxima a producir: 7.500.000 kWh anuales

Factor de Planta: 0,71

Proyección de potencia máxima demandada:

La Secretaría de Energía de la Nación publica en Internet el Informe del Sector

Eléctrico. Para diciembre de 2003, las localidades de Los Antiguos y Perito Moreno

presentaban los consumos siguientes:

Tabla 9: Consumo de Gasoil en las localidades de Los Antiguos y Perito Moreno

Central Tipo Gen Mercado Nº Máq Potencia (kW)

Generación (MWh)

Cons Gasoil (tn)

Los Antiguos Diesel Aislado 4 3.368 3.159 1.110

P. Moreno Diesel Aislado 6 4.253 4.540 1.269

Generación Total: 7.699 MWh

Puede apreciarse que la central proyectada, con capacidad máxima para 7.500.000

kWh anuales, estaría en plena producción desde el inicio de su operación.



Estado del Proyecto: Se ha llevado al mismo al estado de Anteproyecto Definitivo y

ha sido confeccionado por encargo del Consejo Federal de Inversiones.

Inversión estimada : 1.800.000 US$

Costo anual del gasoil ahorrado :

Costo anual: 0,15 US$/kwh x 7.500.000 kWh /año = 1.125.000 US$/año

Reducción de emisiones de CO2 estimada:

Tomando como base que el Gas Oil produce emanaciones de GEI, se ha efectuado el

cálculo de las emanaciones de CO2 equivalente que se ha ahorrado.

Emanaciones de GEI por unidad de energía producida con Gas Oil:

CO2 = 74,1 kg / GJ

CH4 = 0,002 kg / GJ

N2O = 0,002 kg / GJ

Teniendo en cuenta que 1 MWh = 3,6 GJ y que el rendimiento de un motor a

explosión diesel es de alrededor del 30 %, se deberá afectar a la energía eléctrica a

producir por este coeficiente.

Energía calórica necesaria de Gas Oil = 3,6 GJ / 0.3 = 12 GJ

Sabiendo que la equivalencia entre el CH4 y el CO2 es de 21 veces (en función del

Potencial de calentamiento atmosférico) y entre el N2O y el CO2 es de 310 veces,

tenemos:

CO2 equiv = 12 GJ (74,1 kg CO2 / GJ + 21 x 0,002 Kg / kJ + 310 x 0,002 kg / GJ)

CO2 equiv = 897 kg CO2 / MWh = 0,9 Tn CO2 /MWh

La energía a ser generada hidráulicamente por la central del proyecto Los Antiguos

sería

Energía anual = 7.500 MWh





Costo de Generación:

Depreciación anual: 1.800.000 US$ / 30 años = 60.000 US$ / año

Costo Operativo: 1.800.000 US$ x 0,04 = 72.000 US$ / año

Interés del Capital Inmovilizado: 1.800.000 x 0,04= 72.000 US$/ año

Costo Anual de Operación= 204.000 US$/año

Costo de Generación= 204.000 US$/año / 7.500.000 kWh = 0,027 US$/kWh

2. NOMBRE DEL PROYECTO: RIO MITRE

Localidades a alimentar: El Calafate Punta Bandera y zona de influencia. Sistema

aislado que interconecta a las dos localidades entre sí.

La localidad de El Calafate está en el acceso al Parque Nacional los Glaciares,

declarado por la UNESCO como Patrimonio de la Humanidad. Sería muy interesante

que esta localidad, perteneciente a un sistema aislado de distribución de energía se

alimentara desde una Fuente Renovable de Energía que a su vez no provoque emisión

de GEI.

Ubicación Geográfica: Sudoeste de la provincia de Santa Cruz, en la comarca del

Lago Argentino.


potencia.

Cantidad de usuarios: El Calafate tiene una población de 15.000 habitantes

Curso de agua utilizado : Río Mitre

Tipo de Aprovechamiento: Generación de energía hidroeléctrica.




Equipamiento: 3 turbogrupos Francis de eje horizontal de 1100 kW c/u







Eléctrico. Para diciembre de 2003, la localidad de El Calafate presentaba el consumo

siguiente:

Tabla 10: Generación de electricidad y consumo de Gasoil de la central El Calafate

Central Tipo Gen

Mercado Nº Máq

Potencia (kW)

Generación (MWh)

Consumo Gasoil (t)

El Calafate Diesel Aislado 4 4.240 14.274 3.198

El consumo en estas localidades crece a razón del 7 % anual. En el caso de El

Calafate, el desarrollo sostenido que ha presentado ha llevado este crecimiento al

orden del 10 % anual. Por lo tanto para el año 2008, el consumo de la localidad de El

Calafate habrá llegado a los 20.000.000 kWh de consumo anual, con lo cual la central

estará funcionando a pleno.

Estado del Proyecto: Se ha llevado al mismo al estado de Anteproyecto Definitivo y

ha sido, incluso, licitada la obra en el año 1993 por el Gobierno de la Provincia de

Santa Cruz, aunque la misma nunca fue adjudicada.









La energía a ser generada hidráulicamente por la central del proyecto Río Mitre sería

Energía anual = 20.000 MWh











3. NOMBRE DEL PROYECTO: GOBERNADOR GREGORES

Localidades a alimentar: Gobernador Gregores y zona de influencia. Sistema aislado

de distribución de energía.

Ubicación Geográfica: Centro de la provincia de Santa Cruz, en la meseta patagónica

a unos 209 km por la ruta 25 desde el Puerto San Julián.


potencia.

Cantidad de usuarios: Gobernador Gregores tiene una población de unos 4.000

habitantes

Curso de agua utilizado : Río Chico

Tipo de Aprovechamiento: Riego y generación de energía hidroeléctrica.

Potencia a instalar: 1.000 kW



Equipamiento: 2 turbogrupos Kaplan de 500 kW c/u.







Eléctrico. Para diciembre de 2003, la localidades de Gobernador Gregores presentaba

el consumo siguiente:

Tabla 11: Generación de electricidad y consumo de Gasoil de la central G. Gregores

Central Tipo Gen Mercado Nº

Máq Potencia

(kW) Generación

(MWh) Consumo Gasoil (t)

G. Gregores Diesel Aislado 6 4.092 3.688 823

El consumo en estas localidades crece a razón del 7 % anual. Por lo tanto, para el año

2014, el consumo de la localidad de Gobernador Gregores habrá llegado a los

8.000.000 kWh de consumo anual, con lo cual la central estará funcionando a pleno

Estado del Proyecto: El proyecto está siendo llevado al nivel de Prefactibilidad por

Secretaría de Energía de la Nación. Como Objetivo del Estudio se ha fijado:

”Identificar oportunidades para la generación de energía eléctrica a través de esquemas

institucionales sostenibles para la utilización de energías renovables no contaminantes,

incrementar las áreas de regadío y contribuir a la generación de puestos de trabajo en

áreas del interior de la provincia. Asimismo se evaluará la capacidad del proyecto para

reducir emisiones de CO2 a los efectos de ser incorporado a los mecanismos del

Protocolo de Kyoto”

Inversión estimada: 1.800.000 US$













Depreciación anual: 1.800 US$ / 30 años = 60.000 US$ / año





4. NOMBRE DEL PROYECTO: PONCHO MORO

Localidades a alimentar: Corcovado, Carrenleufú, Cerro Centinela y zonas de

influencia. Sistema aislado que interconecta a las localidades entre sí.

El Proyecto contempla la posibilidad de interconectar las localidades con el Sistema

del Centro Oeste (Tecka, Gobernador Costa, José de San Martín y Río Pico). Este

sistema también es aislado y se alimenta con centrales térmicas diesel.

Ubicación Geográfica: Oeste de la provincia de Chubut,

Servicio actual: Central hidroeléctrica de 350 kW de potencia y Central Térmica con

grupos electrógenos a gasoil de 480 kW de potencia.

Cantidad de usuarios: La zona de influencia del sistema de distribución tiene una

población de 3.000 habitantes

Curso de agua utilizado : Arroyo Poncho Moro





Equipamiento: 3 turbogrupos Francis Lentos o 3 turbogrupos Pelton de 2 inyectores







Eléctrico. Para diciembre de 2003, la localidades presentaba el consumo siguiente:

Tabla 12: Generación de electricidad y consumo de Gasoil

Central Tipo Gen Mercado Nº Máq Potencia (kW)

Generación (MWh)

Cons Gasoil (tn)

Corcovado Diesel Aislado 3 480 547 136 Corcovado Hidr Aislado 1 350 1504 G. Costa Diesel Aislado 4 1952 3612 910 Tecka Diesel Aislado 3 638 926 263 Río Pico Diesel Aislado 4 524 346 91 Río Pico Hidr Aislado 1 179 611 Totales 4123 7546 1400

El consumo en estas localidades crece a razón del 7 % anual. Por lo tanto para el año

2015, el consumo de las localidades habrá llegado a los 16.000.000 kWh de consumo

anual, con lo cual la central estará funcionando a pleno.

Estado del Proyecto: El Proyecto se encuentra a nivel de Factibilidad, desarrollado

por el Ing. Carlos FORMICA

Inversión estimada : 5.500.000 US$ (Incluye Línea de Interconexión Sistema

Corcovado con Sistema Centro Oeste)


















3.3.3. PAH conectados al Sistema Interconectado Nacional

Se propondrá la utilización de PAH interconectados al Sistema Interconectado

Nacional, Sistema Patagónico u otras redes menores, como forma de aportar energía

limpia que permita la desconexión de otras fuentes de generación emanadoras de GEI

Se presentan aquí cuatro proyectos con mayor grado de detalle:

• Salto Andersen

• Las Pirquitas

• Arroyo Lindo

• La Florida

Estos PAH podrían priorizarse y entrar en servicio en los próximos 5 años (Salto

Andersen ya está en proceso de Licitación Pública) considerando que se debería

realizar las siguientes tareas:

Proyectos Ejecutivos a lo largo de los años 2006-2007.

Llamados a Licitación: años 2008-2009

Plazos de construcción: Los plazos estarán en el orden de los 2 años. Los inicios de

Obra pueden escalonarse entre los años 2010 y 2013.

Se calcularán los Costos de Generación para la unidad de energía (kWh) siguiendo el

siguiente análisis:

Se define como Costo Anual a la suma de los siguientes conceptos:

a. Depreciación: Cociente entre el monto invertido y el Plazo de Amortización.

Para este tipo de Obras de Infraestructura se debe considerar un plazo de

amortización de por lo menos 30 años.



b. Costo Operativo: suma de los costos necesarios para llevar adelante la

operación de la central, como por ejemplo: Salarios del personal, repuestos,

gastos corrientes, vehículo, comunicaciones, mantenimiento, etc. Se tomará un

monto anual del 4% de la inversión, pero con un mínimo de US$ 45.000.

c. Intereses del Capital inmovilizado: se trabajará con una tasa del 8% anual en

dólares. Como el capital adeudado varía entre el 100 % al inicio y el 0% en el

momento de cancelar la deuda, se tomará un monto anual igual a:

Interés anual: Capital Invertido x Tasa anual /2 = 0,04 x Capital Invertido

Se define como Costo de Generación al cociente entre el costo Anual y la Producción

Anual de Energía

Costo de Generación: Costo Anual / Producción Anual de Energía

5. NOMBRE DEL PROYECTO: SALTO ANDERSEN

Ubicación Geográfica: Sobre el Río Colorado, a 70 km aguas arriba de la ciudad de

Río Colorado

Curso de agua utilizado : Río colorado

Tipo de Aprovechamiento: Riego y Generación de energía hidroeléctrica.

Características : Obra de cierre con compuertas existente. Obra de toma existente.

Canal de acucción a la central en HºAº existente. Falta construir la central, instalar el

equipamiento y LMT para interconexión.


Caudal máximo a turbinar: 47 m3/s

Salto Neto de diseño: 7,50 m

Equipamiento: 2 turbogrupos semi Kaplan



Estado del Proyecto: se encuentra en proceso de Licitación. Fecha de apertura:

Febrero de 2006

















6. NOMBRE DEL PROYECTO: LAS PIRQUITAS

Ubicación Geográfica: Provincia de Catamarca, a 27 km al Norte de la capital de la

provincia.

Curso de agua utilizado : Río del Valle

Tipo de Aprovechamiento: Riego y Generación de energía hidroeléctrica.

Características : Embalse existente. Tubería para central instalada y cerrada con tapón

de A°Hº. Falta colocar tubería a nivel de central, construir la central, instalar el

equipamiento y LMT para interconexión.




Equipamiento: 2 turbogrupos Francis





Estado del Proyecto: se encuentra a nivel de Anteproyecto

Inversión estimada : 3.400.000 US$ (Incluye Línea de 33 kV de Interconexión con

central La Carrera)














7. NOMBRE DEL PROYECTO: ARROYO LINDO

Ubicación Geográfica: El Bolsón, provincia de Río Negro.

Curso de agua utilizado : Arroyo Lindo


Características : Obra nueva. Toma sobre el arroyo, canal de conducción a nivel.

Cámara de Carga. Tubería Forzada y Central.






Equipamiento: 2 turbogrupos Pelton



Estado del Proyecto: se encuentra a nivel de Anteproyecto

Inversión estimada : 4.000.000 US$ (Incluye Línea de 33 kV de Interconexión con

central Térmica El Bolsón)














8. NOMBRE DEL PROYECTO: LA FLORIDA

Ubicación Geográfica: Provincia de San Luis, a 45 km al Norte de la ciudad capital

Curso de agua utilizado : Río Quinto

Tipo de Aprovechamiento: Aprovechamiento para Riego y Generación de energía

hidroeléctrica.

Características : Reparación y Repotenciación de la central





Salto Neto de diseño: 61,5 m

Equipamiento: 2 turbogrupos Francis



Estado del Proyecto: La obra generó durante años y fue sacada de servicio. Debe

repararse el equipamiento y ponerlo a funcionar.








CO2 equiv = 0,9 t CO2 /MWh x 12.264 MWh = 11.038 Tn CO2









Tabla 13: Resumen de los Proyectos de aprovechamiento de PAH

Proyecto Río Salto (m)

Caudal (m3/s)

Potencia (kW)

Energía Anual (MWh)

Ahorro CO2

(t CO2)

Inversión (US$)

C. Gener (US$/kWh)

Tipo domiciliario 25.000 (*) 109.500 98.550

Los Antiguos Los Antiguos 100 1,5 1200 7.699 6750 1.800.000 0,027

Rio Mitre Mitre 85 4,5 3200 20.000 18.000 4.500.000 0,025

Gobernador Gregores Chico 25 5,0 1000 8.100 7.200 1.800.000 0,025

Poncho Moro Arroyo Poncho Moro 200 2,0 3000 16.820 15.138 5.500.000 0,037

Salto Andersen Colorado 7,50 47 7000 55.200 49.680 7.300.000 0,015

Las Pirquitas del Valle 70 3,5 2000 15.800 14.220 3.400.000 0,024

Arroyo Lindo Arroyo Lindo 425 0,6 2000 14.900 13.410 4.000.000 0,030

La Florida Quinto 61,5 4,1 2000 12.264 11.038 2.500.000 0,023

TOTAL 46.400 260.283 233.986

(*) 1000 PAH de 25 kW c/u



9. OTROS PROYECTOS

Se anexa como complemento, y para que se tenga un orden de magnitud, una planilla

con los Proyectos disponibles de PAH que podrían construirse, con los datos básicos

como Nombre del Proyecto, Curso de Agua, Provincia, Salto, Caudal, Potencia,

Energía Anual, Reducción de emisiones de CO2 estimadas y Costos de Generación.

Debe quedar claro que estos proyectos deberían ser revisados en función de las

condiciones actuales, en algunos casos profundizar los estudios y darse un orden de

prioridad para su construcción.



Tabla 14: Listado de Proyectos de PAH con Costos de Generación y Reducción de emisiones de CO2

Salto Caudal Potencia Energía Anual Ahorro CO2 Inversión C. Gener Provincia Proyecto Río

(m) (m3/s) (kW) (MWh) (t CO2) (US$) (US$/kWh)

Andalgalá Nº2 Andalgalá 70 0,8 400 2500 2250 880000 0,040 Coyagasta Coyagasta 110 578 520 242000 0,047 Fiambalá Guanchín 130 683 615 286000 0,047 Ipizca Icaño 110 578 520 242000 0,047 Londres Quimivil 102 1 840 4000 3600 1848000 0,052 Mutquín Pomán 200 1051 946 440000 0,047

Catamarca

Pomán Pomán 50 0,4 160 1100 990 352000 0,036 Pichanas Pichanas 41 5 1600 8000 7200 3520000 0,050

Córdoba Río S. Antonio Anizacate 600 5700 5130 1320000 0,026 Andalgalá Nº2 Andalgalá 70 0,8 400 2500 2250 880000 0,040 Alto R. Senguer Río Senguer 10 48 4000 25000 22500 8800000 0,040 Cholila Cholila 60 0,9 680 5600 5040 1496000 0,030 Río Corcovado Corcovado 6 16 750 6300 5670 1650000 0,030 Río Pico Pico 225 1500 1350 495000 0,037

Chubut

Río Pico Pico 30 10 3000 25000 22500 6600000 0,030 Loma Redonda Colorado 7,34 39 2250 2500 2250 4950000 0,224 Anillaco Anillaco 230 0,1 200 1000 900 440000 0,050 El Infiernillo El Infiernillo 250 0,5 1000 4000 3600 2200000 0,062 Las Pardecitas Huaco 170 1,2 1600 8500 7650 3520000 0,047 Q. La Troya Vinchina 230 0,85 1538 8084 7275 3383600 0,047 Q. La Troya Vinchina 230 2 3680 19342 17408 8096000 0,047 Q. Segovia Valle Hermoso 320 0,35 896 6000 5400 1971200 0,037 R. Chañarmuyo Chañarmuyo 90 4,5 3326 8000 7200 7317200 0,104 R. Miranda Miranda 97 2,35 1820 4900 4410 4004000 0,093

La Rioja

R. Miranda Miranda 200 2,35 3460 10400 9360 7612000 0,083



Provincia Proyecto Río Salto Caudal Potencia Energía Anual Ahorro CO2 Inversión C. Gener (m) (m3/s) (kW) (MWh) (t CO2) (US$) (US$/kWh)

Sanagasta Huaco 350 0,8 2400 15500 13950 5280000 0,039 Vinchina Vinchina 20 2 320 1682 1514 704000 0,047 Chilecito Agua Negra 310 0,5 1000 5256 4730 2200000 0,047

La Rioja

Chilecito Amarillo 410 1 3100 20000 18000 6820000 0,039 Cacique 1 C. Guaymallén 16,5 10 2640 11500 10350 5808000 0,057 Cacique 2 C. Guaymallén 16,2 10 2580 7200 6480 5676000 0,089 Drummond C. Guaymallén 4,5 10 720 5100 4590 1584000 0,035 El Confín C. Guaymallén 9,4 10 1500 9200 8280 3300000 0,041 El Dique Las Tunas 100 1,83 4500 21100 18990 9900000 0,053 El Puesto C. Arr. Grande 136 0,8 1740 9900 8910 3828000 0,044 La Junta Las Tunas 97,5 1,83 4270 18700 16830 9394000 0,057 Las Piedras C. Arr. Grande 139 0,8 1800 9900 8910 3960000 0,045 Los Saltos C. Guaymallén 4,5 10 720 12900 11610 1584000 0,014 Manzano 1 A. Grande 117 0,8 2250 13100 11790 4950000 0,043

Mendoza

Manzano 2 A. Grande 146 0,8 2800 14717 13245 6160000 0,047 Misiones Los Helechos A Sambaya 40 100 90 88000 0,100

Las 3 Terrazas Las Tunas 100 1,83 4500 21100 18990 9900000 0,053 Aluminé Rucachoroy 13,2 4,3 470 2200 1980 1034000 0,053 Aluminé 2 Aluminé 15 20 3000 18000 16200 6600000 0,042 A. Escondido A. Escondido 112 0,03 25 100 90 55000 0,062 Cent. del Lago Aluminé 15 20 3000 18100 16290 6600000 0,041 Cochicó A. Bota Curá 26 0,5 90 700 630 198000 0,032 Hogar Margarita Malleo 8 1 45 300 270 99000 0,037 Lago Espejo Lago Espejo 20 25 4000 27000 24300 8800000 0,037 Epulafquen Las Chaquiras 32 0,2 50 400 360 110000 0,031 Las Coloradas Catán Lil 10 5 220 1800 1620 484000 0,030 Las Lajitas Las Lajitas 33 0,95 250 1600 1440 550000 0,039 Malalco A. Malalco 12 0,23 25 100 90 55000 0,062

Neuquén

Moquehue A. Animas 155 0,2 240 2900 2610 528000 0,021



Nahueve Nahueve 26 20 4000 27500 24750 8800000 0,036 Provincia Proyecto Río Salto Caudal Potencia Energía Anual Ahorro CO2 Inversión C. Gener

(m) (m3/s) (kW) (MWh) (t CO2) (US$) (US$/kWh)

Paso Puyehue A. Las Cascadas 130 0,06 60 400 360 132000 0,037 L. Meliquina A. María 55 0,27 120 900 810 264000 0,033 Río Blanco Blanco 40 0,5 150 1100 990 330000 0,034 Río Hermoso Hermoso 6 15,6 750 5200 4680 1650000 0,036 Rucachoroy Rucachoroy 31 8 1970 12000 10800 4334000 0,041 San Martín 1 Quilquihue 90 4 3000 23000 20700 6600000 0,033

Neuquén

Villa Traful A. Blanco 90 0,25 180 1300 1170 396000 0,035 San Martín 2 A. Calbuco 45 9,6 3600 28000 25200 7920000 0,032 El Bolsón Quemquemtreu 21 9 1600 12000 10800 3520000 0,033 La Mosca La Mosca 57 0,3 100 500 450 220000 0,050

Río Negro

Quemquemtreu Quemquemtreu 31,5 13 3482 20500 18450 7660400 0,042 Barrialito Calingasta 51 1,2 500 2100 1890 1100000 0,059 C. Gral Ullum C. Gral Ullum 16 2,5 353 2100 1890 776600 0,042 C. Ullum/Zonda C. Ullum/Zonda 11 4,4 427 2400 2160 939400 0,044 C. Matriz S. Juan C. Matriz 3,2 60 1800 10400 9360 3960000 0,043 C. Matriz S. Juan C. Matriz 6,4 70 3820 16500 14850 8404000 0,058 C. Sarmiento 1 C. Sarmiento 2,9 10 240 900 810 528000 0,066 C. Sarmiento 2 C. Sarmiento 2,95 10 240 900 810 528000 0,066 C. Sarmiento 3 C. Sarmiento 2,23 10 180 700 630 396000 0,064 Canal Zonda Canal Zonda 11 1,8 175 1000 900 385000 0,044 Gendarmería A. Guardia Vieja 10 0,2 17 100 90 37400 0,042 Gualino C. Cano Castillo 3 1,6 45 300 270 99000 0,037 Los Cauquenes Huaco 17 2,19 400 3000 2700 880000 0,033 Salto km 15,87 C. Céspedes 4,33 13 430 2300 2070 946000 0,047 Salto km 15,87 C. Céspedes 6,6 15,8 820 3200 2880 1804000 0,064

San Juan

Salto km 30,2 C. del Norte 4,6 13 460 3000 2700 1012000 0,038 S. del Estero Fitz Roy Fitz Roy 12,5 2 200 1500 1350 440000 0,033



Provincia Proyecto Río Salto Caudal Potencia Energía Anual Ahorro CO2 Inversión C. Gener

(m) (m3/s) (kW) (MWh) (t CO2) (US$) (US$/kWh) Río Chico Chico 85 4,5 3200 20000 18000 7040000 0,040

Río Oro Oro 36 0,65 200 1500 1350 440000 0,033 Tres Lagos Chalia 143 0,3 300 2000 1800 660000 0,037

Vizcachas 1 Las Vizcachas 32 4 1000 7000 6300 2200000 0,036

Santa Cruz

Vizcachas 2 Las Vizcachas 50 6 2400 12000 10800 5280000 0,050 C. J. Esquina A C Jume Esquina 8,07 20 600 3600 3240 1320000 0,042

S. del Estero C. Suri Pozo 4 C. Suri Pozo 190 1200 1080 418000 0,039

T. del Fuego Simacush A. Grande 65 5 2500 15000 13500 5500000 0,042

C. J. Esquina B C Jume Esquina 2,34 18,78 170 1000 900 374000 0,042

Río Tala Tala 22,5 2,8 500 2600 2340 1100000 0,048 Río Vipos 1 Vipos 70 6 3400 17870 16083 7480000 0,047

Río Solco Salto 3 Las Raíces 90,75 4,71 2650 30600 27540 5830000 0,022

Tucumán

Río Solco Salto 4 A. Membrillo 81,35 4,8 2250 28000 25200 4950000 0,020

TOTALES 129.749 758.142 682.327,56 285.447.800 (*) 0,047

(*) Valor de Costo de Generación Promedio entre todos los PAH del listado

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3.3.4. PAH destinados a la generación de Hidrógeno

Hay una serie de cursos de agua que se encuentran en lugares aislados, lejos de las

redes de interconexión y que nunca han sido estudiados en virtud de que no

constituyen una solución para generar energía para ser consumida por la población.

No obstante, es importante imaginar que en la actualidad existe un nuevo destino para

estos PAH: La producción de Hidrógeno.

De esta manera, un PAH podría diseñarse con una potencia que implique un factor de

planta de 0,85 a 0,95, y generaría así el máximo de energía desde el inicio de su puesta

en marcha. La energía producida se dedicaría a la disociación del agua en Oxígeno e

Hidrógeno.

El Hidrógeno podría ser exportado mientras no se difunda el uso en Argentina, o bien,

ser usado para la generación de energía y reemplazar así a otras fuentes de generación

emanadoras de GEI.

Dentro de poco tiempo, el hidrógeno se podría utilizar en el país como combustible

para vehículos cuando esta tecnología sea difundida a nivel mundial.

Argentina, como casi toda Latinoamérica, dispone de gran cantidad de recursos

hidroeléctricos no utilizados, que podrían ser una fuente de generación de Hidrógeno

para ser exportado a Europa y Japón hasta que sea necesario en estas latitudes.

De esta manera podría hacerse viable económicamente una gran cantidad de proyectos

y contribuirse a disminuir las emanaciones de GEI en el planeta.

3.4. ENERGÍA DE BIOMASA

Como puede inferirse de la lectura y análisis de los Cuadros insertos en el Capítulo 5

que forma parte del Segundo Informe[4] presentado, el País dispone de suficientes

recursos energéticos de Biomasa y, a la par, se observa a nivel de numerosos Partidos

o Departamentos una interesante demanda potencial de energía que podría ser

[4] Ver “Mitigación de emisiones a través del desarrollo de la utilización de Energías Renovables”, Segundo Informe, “Evaluación del mercado de las energías renovables en la República Argentina”.

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satisfecha con aquellos, sea sustituyendo el uso de fuentes fósiles, o mejorando la

calidad del servicio, o para el establecimiento del mismo en áreas en las cuales se

encuentra ausente, sea solo para atender requerimientos de la población o para

posibilitar dicha atención y el desarrollo de proyectos productivos o de servicios.

Asimismo se puede inferir la posibilidad de un mejoramiento sustancial del

aprovechamiento energético de los recursos de Biomasa, actualmente usados tanto en

el abastecimiento de calor para cocción de alimentos y el calentamiento de ambientes,

como en diversas actividades industriales; mejoramiento que podría obtenerse

mediante la difusión de adecuadas tecnologías.

Por otra parte, debe tenerse en cuenta como marco de referencia general, que alrededor

de 51% de los Hogares censados en el año 2001, habitados por 19.115.483 personas,

satisfacían sus requerimientos calóricos, principalmente para cocinar, usando Gas en

Garrafa (36,1%), Leña o Carbón (8,3%), Gas en tubo (5,4%) y otra fuente (0,3%),

mientras el 49% restante, habitado por 16.808.424 personas, usaba Gas de Red.

Además, debe recordarse que de las 332.057 explotaciones agropecuarias censadas en

el año 2002, 47,1% abastecían sus requerimientos de energía eléctrica a través de la

Red de Electrificación rural y, de las restantes,12,5% autogeneraban energía usando

Grupos Electrógenos (5,5%), energía solar (6,6%), Eólica (0,35%), e hídrica (0,04%).

Por consiguiente, del total de explotaciones agropecuarias, 134.286 carecían de

abastecimiento de energía eléctrica. Pareciera razonable asumir que la mayoría de

estas 134.286 explotaciones corresponden a las abarcadas en los estratos, según escala

de extensión (en hectáreas) de las explotaciones, que van desde las más pequeñas hasta

las de 25,1 a 50 hectáreas. Como se explica en cada uno de los Cuadros del conjunto

denominado 5.1.3 a) del Segundo Informe, los cambios ocurridos en el sector, con

implicancias negativas respecto al poblamiento del sector, manifiesto en la sostenida

migración rural ? urbana, posibilitan asumir que por el momento no es recomendable

iniciar proyectos para expandir la electrificación convencional en el medio rural en

que vive la población dispersa.

Si bien la migración rural ? urbana es un proceso que hasta hoy abarca varias

décadas, como puede observarse en los cuadros insertos en el Segundo Informe, a

título de ejemplo puede mencionarse que entre los años 1991 y 2001 implicó una

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disminución de habitantes, en términos absolutos, de la población rural dispersa, de

456.697 habitantes.

El mencionado comportamiento de la evolución de la población obliga a pensar que

los proyectos que se elaboren para atender los requerimientos de energía de la

población rural dispersa, deben consistir principalmente en sistemas de autogeneración

para satisfacer demandas de apoyo a la producción y/o a actividades agroindustriales,

localizadas en las explotaciones agropecuarias de gran tamaño, así como en las de

mediano y pequeño tamaño asociadas, especialmente en la producción agroindustrial.

Finalmente, en la selección de proyectos recomendables debe tenerse en cuenta que de

las 332.057 explotaciones censadas, alrededor de 24 % se encontraban deshabitadas, o

sea aproximadamente 80.000.

3.4.1. Propuesta de proyectos de uso de biomasa leñosa

Del análisis de la información incluida en el Segundo Informe sobre la disponibilidad

de los recursos energéticos de Biomasa, se infieren las amplias posibilidades para la

implementación de proyectos basados especialmente en la biomasa leñosa, tanto para

la generación de energía eléctrica como para usos calóricos (calentamiento de agua,

cocción de alimentos, calentamiento de interior de vivienda, entre los principales).

No obstante ello, cabe reiterar la escasa importancia que se da a la biomasa leñosa,

puesta de manifiesto en la dilapidación de este recurso en las actividades desarrolladas

en el cambio de uso de la tierra ocupada por Montes y Bosques nativos hacia

actividades agropecuarias, principalmente para cultivo de soja, no para su uso como

fuente de energía sino para la exportación. Esto último no significa una toma de

posición respecto a que si el cambio de uso se hiciera para la producción de Biodiesel

sería correcto, ya que ello debería ser determinado como resultado de un estudio

energético integral, que incluyera en sus análisis a todas las FNRE.

Hasta hoy, y mientras no se realice dicho estudio, la Biomasa leñosa se presenta como

la FNRE más promisoria, tanto por su potencial no aprovechado, como por la brecha

existente entre la tecnología predominante en el País, en el uso de la leña extraída y/o

recogida en los ecosistemas leñosos y la tecnología disponible para un uso más

eficiente de esta fuente, tanto para atender requerimientos calóricos en sustitución de

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otras fuentes y aumentar rendimientos en su actual consumo, como para la generación

de energía eléctrica.

Lo dicho se basa en que la actual superficie en bosques y montes nativos fue

inventariada en poco más de 33 millones de hectáreas, por lo que los volúmenes de

Leña extraídos en la actualidad implican un muy bajo aprovechamiento del recurso, ya

que se sitúan en un orden ligeramente por debajo de 0,10 t/ha-año, y que si se

asumiera una hipótesis de subestimación de 100 % el total resultante seguiría siendo

de baja significación respecto al potencial disponible, aun sin manejo.

Por otra parte, la superficie ocupada con plantaciones forestales es de alrededor de 0,8

millón de hectáreas y su aprovechamiento, en promedio, si se siguiera la metodología

vigente hasta 1995 respecto a considerar Leña a los rollizos extraídos de las

plantaciones, resultaría que éstas posibilitan un aprovechamiento anual de leña de

alrededor de 1,80 ton /ha-año.

Por lo tanto, los volúmenes potenciales de Leña que podrían ser aprovechados

anualmente, posibilitan razonablemente pensar en Proyectos de diferente magnitud

para la generación de energía eléctrica a partir de la biomasa leñosa, sobre todo

teniendo en cuenta que la central de biomasa forestal mas grande de Europa (Central

de 24,5 MW, capaz de suministrar electricidad a casi 50.000 hogares y calor para

calefaccionar las viviendas de unas 12.000 familias), consumiría alrededor de

200.000 t anuales de residuos forestales.

Partiendo del supuesto que la oferta potencial anual extraíble de Leña de los Montes y

Bosques nativos, aun sin manejo forestal, podría estar en promedio en

1,5 t de leña/ ha-año y asumiendo una disponibilidad promedio de 50% del volumen

generado, el total extraíble sería aproximadamente unas 8 veces superior al

actualmente registrado, por lo que sería totalmente factible, desde el punto de vista del

recurso renovable, pensar en la generación de energía eléctrica a partir del mismo.

Más aun, la oferta de este recurso renovable podría incrementarse significativamente si

las superficies que contienen dicho potencial fueran manejadas en el marco conceptual

del desarrollo sustentable.

Complementando lo expresado, para demostrar el potencial leñoso aprovechable, a

continuación se presenta un Cuadro con una estimación de dicho potencial, sin incluir

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en el mismo supuesto alguno respecto a los incrementos que podrían obtenerse si los

Montes y Bosques nativos estuvieran bajo manejo forestal sustentable.

Tabla 15: Potencial sustentable extraíble de leña de montes y bosques nativos

PROVINCIAS Potencial sustentable

extraíble (t)

Buenos Aires 64.701

Catamarca 446.303

Chaco 3.839.334

Chubut 570.664

Córdoba 1.060.859

Corrientes 54.083

Entre Ríos 148.586

Formosa 2.504.428

Jujuy 708.286

La Pampa 1.758.770

La Rioja 501.266

Mendoza 487.073

Misiones 0

Neuquén 610.471

Río Negro 776.058

Salta 5.391.676

San Juan 259.381

San Luís 948.739

Santa Cruz 167.934

Santa Fe 624.118

Santiago del Estero 5.222.438

Tierra del Fuego 347.322

Tucumán 601.892

TOTAL 27.094.380 Fuente: Recursos Energéticos Renovables de la República Argentina. Fundación Bariloche, 2004

Como puede observarse, son numerosas las provincias en las cuales, potencialmente,

podrían desarrollarse proyectos de generación eléctrica a partir de la biomasa leñosa, y

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ello sin incluir en el total el residuo generado por las actividades de la industria

forestal, que en pocas provincias es significativo. Entre las provincias se destacan

Chaco, Formosa, Salta y Santiago del Estero.

Por consiguiente, la presentación de ideas de proyectos es iniciada por el que

posibilitaría el aprovechamiento de la biomasa leñosa para la generación de energía

eléctrica.

Cabe señalar que teniendo en cuenta la magnitud de la extracción actual de leña a

nivel de provincia, la implementación de proyectos para la generación de energía

eléctrica podría iniciarse en Chaco (extracción año 2003, 1.736.886 t), Salta

(extracción año 2003, 5.391.676 t), Formosa (extracción año 2003, 2.504.428 t) y

Santiago del Estero (extracción año 2003, 459.388 t).

3.4.1.1. Generación de energía eléctrica.

No existe en el País tecnología para este uso de biomasa leñosa, pero sí en el Brasil. A

título de ejemplo se describe a continuación características de la primera Central

Planta Termoeléctrica Constitución, localizada en las cercanías de la ciudad de

Constitución, en la Región VII o del Maule, de Chile, de tecnología brasileña.

La Central esta conformada por:

v Sistema de alimentación de combustible

v Sistema de agua de alimentación

v Caldera y equipos auxiliares

v Sistema de control de emisiones

v Chimenea

v Turbogenerador

v Condensador y sistema de agua de enfriamiento

v Subestación eléctrica

v Línea de transmisión

El consumo de combustible se estima en 20,3 toneladas/hora.

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Requiere el suministro de un caudal continuo de agua de 10 litros/segundo.

La caldera es del tipo acuotubular, con parrilla inclinada, apta para quemar desechos

forestales (aserrín y corteza con un contenido de humedad de hasta 63%). Su

capacidad de generación de vapor es de 45 toneladas/hora, a una presión de 42 kg/cm2,

para una tasa de quema de combustible de las ya mencionadas 20,3 toneladas/hora.

La evacuación de las emisiones gaseosas se efectúa por una chimenea de acero de 25

metros de alguna, un diámetro inferior de 3 metros y un diámetro superior de 1,336

metros.

Las emisiones de partículas sólidas en los gases de la chimenea tienen el siguiente

control:

v Control Primario. Colector ciclónico de partículas, que corresponde a una

primera etapa de limpieza, por la cual se obtiene una concentración de sólidos en

los gases de emisión del orden de 500 mg/m3

v Control Secundario. Separador húmedo, equipo que corresponde a una segunda

etapa de limpieza, garantizando una emisión final de partículas, en la chimenea,

inferior a 112 mg/m3.

El Grupo Turbogenerador incluye una turbina del tipo de condensación, con una

potencia máxima de 8,5 MW. La turbina tiene una capacidad de extracción máxima de

vapor a baja presión de 15 toneladas/hora, para atender las demandas de los secadores

de madera del aserradero abastecedor de la biomasa leñosa usada. Este vapor puede

ser entregado a una presión de 6 kg/cm2 absolutos (± 0,5 kg/cm2) y una temperatura de

170ºC.

Generador de tipo sincrónico, trifásico, de 50 Hz de frecuencia y un voltaje de

generación de 4,16 kV.

La Subestación dispone de un transformador de 4,16/23 kV y 10 MVA de potencia,

conectado a una barra de 23 kV. De esa barra se alimenta el aserradero y se efectúa la

conexión con la línea eléctrica del sistema local de distribución, que posibilita llegar a

la Subestación Constitución y, por lo tanto, conectarse con el sistema Interconectado

Central, para venta de los excedentes.

Los residuos generados fueron clasificados en:

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v Residuos líquidos industriales. Estos corresponden a dos tipos: i) aguas de

descarte de la planta de ósmosis inversa y ii) aguas de descarte del separador

húmedo.

v Respecto a las primeras, alcanzan un flujo continuo de 3,33 m3/hora (0,926

litros/segundo). Teniendo en cuenta su composición, se infiere que este residuo

industrial líquido no presenta inconvenientes para su vertido a cursos naturales

de agua.

v En cuanto a las segundas, son prácticamente nulas (casi 100% es recirculado a

proceso) disponiéndose sólo de la cantidad de agua necesaria para fluidizar

inicialmente el lodo proveniente del abatimiento de cenizas. Esta humedad luego

es evaporada a una cancha de secado para disposición final de lodos en un sitio

adecuado.

v Desechos Sólidos. La Central no constituye una fuente importante de desechos

sólidos. La Central fue diseñada para generar 707 libras/hora de cenizas

(correspondientes a 44750 libras/hora de combustible), de las cuales 566

libras/hora corresponden a cenizas de fondo y 141 libras/hora son cenizas

volantes. Los sistemas de recolección de cenizas garantizan una captación del

97,5%, lo que constituye 690 libras/hora, equivalentes a 2700 toneladas/año. Las

características químicas de las cenizas posibilitan asegurar que no constituyen

residuos peligrosos.

v Residuos Gaseosos. Las tasas de emisión son las siguientes:

• Material particulado respirable, 0,35 toneladas/día

• SO2, 0,03 toneladas/día

• VOC, 0,41 toneladas/día

Cabe señalar que el proyecto original estimaba un consumo de 171.281 toneladas/año

de biomasa leñosa, lo que implicaba que la Central operaría 8.437,5 horas/año, es

decir un coeficiente de utilización muy cercano a 1 (0,963), mientras que lo aceptable

estaría alrededor de las 7000 h/año, o sea un consumo de 142.100 toneladas/año de

biomasa leñosa para una generación de electricidad en un orden de magnitud de los

59.500 MWh.

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En general, la tecnología para la construcción de Centrales de Biomasa se encuentra

desarrollada no solo para tamaños como los establecidos en Chile, sino también para

capacidades mayores.

Así, a simple título de ejemplo, en Austria se esta construyendo la Central de Biomasa

Forestal más grande de Europa, con una capacidad de generación eléctrica para

atender los requerimientos de alrededor de 50.000 hogares (estimados en 24,5 MW) y

calórica para unas 12.000 Familias (estimados en 37 MW), estimándose que la

operación de la Central evitará la emisión a la atmósfera de alrededor de 144 mil

toneladas de CO2. Anualmente, la Central utilizará alrededor de 200 mil toneladas de

residuos de origen vegetal. Se trata de una tecnología de alta eficiencia.

Propuesta

2 Centrales, una en el Chaco y otra en Santiago del Estero, con potencia máxima de

8,5 MW cada una, con funcionamiento de unas 7.000 h/año, con un consumo de

142.100 t/año de biomasa leñosa (leña y residuos de los aserraderos), estimándose una

generación de electricidad de alrededor de 59.500 MWh cada Central. Además, por

localización, ambas podrían suministrar vapor de baja presión para satisfacer

requerimientos de secadores de madera de los aserraderos.

La suma de las dos centrales evitaría una emisión de C02, a la atmósfera, estimada en

aproximadamente 50-100 mil toneladas según el tipo de central que se reemplace.

En un horizonte a diez años, podría suponerse como mínimo la instalación de unas

ocho a doce centrales adicionales a las dos ya mencionadas, o la cantidad de Centrales

de mayor magnitud, equivalentes en conjunto a las necesarias para una generación de

electricidad de 600-840 miles de MWh, con el correspondiente impacto respecto a

evitar emisiones de CO2 a la atmósfera. Las centrales podrían estar distribuidas entre

Chaco, Formosa, Salta y Santiago del Estero. La secuencia de instalaciones podría ser

la siguiente:

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Tabla 16: Instalación de centrales a leña

Años Chaco Santiago

del Estero Formosa Salta

1 1 1

3 1 1

6 1 2

8 2 1

10 2 2

3.4.1.2. Para usos calóricos.

Existe en el País tecnología desarrollada para el uso más eficiente de la leña. A

continuación se describe la correspondiente a una cocina.

Características : cocina de bajo costo y alto rendimiento, de fácil fabricación y con

varios modelos de acuerdo a las necesidades. Posibilidades de calentar agua.

Combustibles: leña, residuos vegetales, bagazo compactado, etc.

Sistema de combustión: Quemador con sistema de combustión secuencial: cámara de

combustión primaria y etapas de combustión secundaria y terciaria que quema tanto la

fase sólida como la gaseosa, con rendimiento del 80%.

Materiales: el quemador consiste en piezas encastrables prefabricadas de material

refractario, con puerta de alimentación de chapa de hierro o fundición. El resto de la

cocina puede construirse con distintos materiales de acuerdo a las distintas

necesidades y posibilidades: barro, ladrillos comunes, ladrillos refractarios, metal.

Fabricación: las piezas encastrables del quemador se fabrican vaciando hormigón

refractario en sencillos moldes de chapa de hierro. No es necesario entrenamiento

especial. Por su forma plana que facilita el transporte pueden ser fabricadas tanto en

forma centralizada, como local. Estas piezas se ensamblan fácilmente in situ. El resto

de la cocina se hace en forma manual.

Modelos: con el mismo quemador se pueden construir modelos para uso comunitario

o más pequeños para uso familiar. De acuerdo a las necesidades pueden ser

desarrollados los diseños adecuados.

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Precio: el precio de los materiales para fabricar el quemador es de sesenta y cinco

dólares (65 US$). El precio del resto de la cocina depende de los materiales

seleccionados para utilizar y del tamaño de la misma.

COCINA A LEÑA, Modelo Comunitario:

1. Inyectores para combustión secundaria

2. Inyectores para combustión terciaria

3. Piezas refractarias encastrables del quemador

4. Puerta de alimentación y marco

5. Cuerpo de la cocina

6. Hornallas

7. Conducto de Humos

8. Calentador de agua

9. Horno

10. Zona de combustión secundaria

11. Zona de combustión terciaria

QUEMADOR PARA SECADO

Características : quemador con sistema de combustión secuencial y tolva de

almacenamiento de combustible;

A un régimen de 100.000 kcal/h posibilita de 6 a 8 horas de autonomía con Leña.

Combustibles: igual que en el caso de la cocina.

Sistema de combustión: Cámara de combustión de material refractario (ladrillos y

hormigón). Cámaras secundaria y terciaria, de refractario de alta alúmina. Soplador

eléctrico en la cámara primaria. Rendimiento de combustión superior a 80%.

Materiales: refractarios. Tolva de alimentación y tapa en chapa de hierro de 5 mm de

espesor. Soplador Eléctrico. Ventiladores de 30 cm de diámetro, eléctricos.

Fabricación: Quemadores in situ. Tolva cilindrada y soldada.

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Propuesta

Usos calóricos, principalmente para cocción de alimentos, calefacción de viviendas y

calentamiento de agua

En el Segundo Informe se explicitó la existencia de tecnología desarrollada en el País

para el uso más eficiente de la leña, residuos vegetales, bagazo compactado, etc.,

consistente principalmente en un quemador con sistema de combustión secuencial:

cámara de combustión primaria y etapas de combustión secundaria y terciaria, que

quema tanto la fase sólida como la gaseosa, con rendimiento del 80%.

En el Cuadro 5.1.3.b del mencionado Informe se muestra, a nivel de provincia, la

cantidad de Hogares y Personas que usan Leña y carbón, principalmente para cocinar,

lo que posibilita asumir el supuesto de que en ellos puede encontrarse un significativo

potencial para introducción de la tecnología, con el objetivo de disminuir el uso de

biomasa leñosa, disminuir emisiones gaseosas a la atmósfera y aumentar el volumen

disponible de leña o carbón para otros usos energéticos.

Las siguientes fueron las Provincias en las que el uso de Leña y Carbón fue

históricamente y continuó siendo en el año 2001 (CNPH y V 2001, INDEC) de mayor

significación:

Tabla 17: Provincias consumo de Leña y carbón

Provincias Hogares Población

Chaco 54.347 254.908

Corrientes 44.048 199.987

Formosa 32.627 148.341

Jujuy 24.527 111.242

Misiones 84.008 379.393

Salta 46.123 224.489

Santiago del Estero 56.716 279.910

Tucumán 26.778 122.745

Como puede observarse, cuatro de ellas fueron consideradas potenciales receptoras de

Centrales Termoeléctricas, es decir, Chaco, Formosa, Salta y Santiago del Estero, por

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lo que las economías en uso de leña para cocción de alimentos podrían en parte,

dependiendo de la localización de las Centrales, ser usada en la generación eléctrica.

La penetración y expansión del uso de cocinas y estufas para la calefacción de

ambientes, solo podría realizarse mediante la implementación de una política activa

que incluya promoción, crédito blando para la adquisición del equipo, capacitación

para el uso de la tecnología y asistencia técnica para mantenimiento, reparaciones, etc.,

exigiendo esto último la formación de los técnicos requeridos para ello, pudiendo ser

técnicos de nivel de enseñanza secundaria o terciaria, requiriendo por lo tanto la

participación del Sistema Educativo.

La difusión de la tecnología podría iniciarse en las cuatro Provincias mencionadas, con

posibilidades ciertas de penetración en Corrientes y Misiones, y en menor medida en

Tucumán y Jujuy.

Cabe destacar que en las Provincias mencionadas la población usa significativos

volúmenes de Gas en Garrafas o en Tubos, y que parte de la misma podría inclinarse

por el uso de leña en sustitución del Gas, en razón de las diferencias del precio de cada

producto, teniendo como restricción, no insuperable, pautas culturales y de

necesidades.

Suponiendo que la implementación de una política activa, de las características

mencionadas en un párrafo anterior, se iniciara en el año 0 en un horizonte a 10 años,

podría razonablemente asumirse la siguiente secuencia de penetración en los Hogares

(expresada en % de Hogares, estimada a partir de la cantidad de los mismos,

explicitada en el cuadro precedente):

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Tabla 18 : Secuencia de penetración en los Hogares

Años Chaco Formosa Salta S.del Estero

Corrientes Misiones Tucumán Jujuy

0 X X X X

1 1 1 1 1 X X

2 1 1 1 1 1 1 X X

3 2 2 2 2 1 1 1 1

4 5 5 5 5 2 2 1 1

5 5 5 5 5 5 5 2 2

6 5 5 5 5 5 5 5 5

7 10 10 10 10 5 5 5 5

8 10 10 10 10 10 10 5 5

9 10 10 10 10 10 10 10 10

Notas: x inicio de la promoción; tomando como ejemplo Chaco, al finalizar el año 9, el 49% de los Hogares estarían usando Leña con la tecnología propuesta, sin dudas mejorable; el ritmo de penetración supuesto tiene en cuenta el tiempo de formación de la cantidad de técnicos necesarios para mantenimiento y/o reparación de equipos, además del tiempo de entrada en régimen de la industria que proveerá los mismos.

3.4.1.3. Biogás.

La producción de biogás se basa en la digestión de biomasa (residuos agropecuarios,

residuos agroindustriales) en ausencia casi completa de oxígeno. De esta forma se

genera un gas rico en metano y dióxido de carbono y con trazas de H2S, obteniéndose

como subproducto un semisólido que puede ser usado como enmienda orgánica de

suelos, incorporando además nutrientes.

Las tecnologías para la obtención de Biogás no son desconocidas en el País, si bien los

intentos realizados para penetración de las mismas no tuvieron éxito, lo que se

atribuye principalmente a aspectos de tipo cultural, principalmente porque los

esfuerzos demostrativos fueron realizados con estiércol cuando predominaba el

modelo de producción pecuaria extensiva y no existían problemas, en horizontes de

largo plazo, de escasez de combustibles líquidos derivados del petróleo y la

electrificación rural se expandía.

En esas décadas tampoco se pensaba en el País en la posibilidad de uso del biogas en

motores de ciclo Otto, con pocas modificaciones, o en máquinas de tipo dual

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Pero los cambios ocurridos en los últimos años respecto a la expansión de la

implementación del engorde a corral (o “feed lot”), para cambios en el uso de los

suelos, de ganadería a agricultura, y la difusión del conocimiento respecto a las

implicancias ambientales de la acumulación de estiércol, ya no solo posibilita, sino

que se convierte en una necesidad el aprovechamiento de éste para la generación de

biogás y la obtención adicional de un producto (residuo) rico en nutrientes y

mejorador de los suelos.

En lo que respecta a la posibilidad de implementar proyectos de generación de Biogás

en los sitios de concentración de estiércol, que darían respuesta a un problema

ambiental creciente en las vecindades de los corrales de engorde, comenzamos

recordando que el contenido energético del estiércol es de 3.500 kcal/kg de estiércol y

que el rendimiento promedio del proceso de conversión del estiércol en biogás es de

alrededor de 15%. El gas generado contiene alrededor de 60% de metano.

Para el diseño de proyectos de generación de biogás es necesario tener en cuenta que

no todos los departamentos o partidos, a nivel de Provincia, pueden ser incluidos en

aquellos. Analizando los Cuadros incluidos en el Segundo informe, surge la

posibilidad de implementar proyectos en los corrales de engorde localizados en los

Partidos y Departamentos inserto en la Tabla 19 donde se presenta la lista de las

jurisdicciones en las cuales podrían ser implementados proyectos de esta naturaleza.

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Tabla 19: Departamentos donde se puede generar biogás

Provincia Departamentos

Ayacucho F. Ameghino Marcos Paz S.A.de Areco

Azul Gral. Belgrano 9 de Julio San Pedro

Bahía Blanca Guaminí Pehuajó Tandil

Brandsen La Plata Pergamino T. Lauquen

Carlos Casares Lincoln Rauch Tres Arroyos

Carlos Tejedor Lobos Roque Pérez Zárate

Buenos Aires

Cnel. Dorrego Mar Chiquita Saladillo

Colón Río Cuarto Río Segundo Totoral

Gral. Roca Río Primero San Justo Unión Córdoba

Marcos Juárez Río Seco Tercero Arriba

Chaco Bermejo

Chubut Cushamen

Diamante Gualeguaychú Paraná Villaguay Entre Ríos Gualeguay La Paz Uruguay

Formosa Formosa

La Rioja Capital

Catriló Loventué Maracó Realicó La Pampa

Conhelo

Salta Salta Anta

San Luís Gral.Pedernera

Caseros Gral. Obligado Las Colonias San Lorenzo

Constitución Iriondo Rosario San Martín Santa Fe

Gral. López La Capital San Justo Vera

S.del Estero Jiménez Rivadavia

Tucumán Graneros

Sin dudas que la implementación de proyectos para la producción de Biogás en los

sitios de localización de los corrales de engorde, deberá ser precedida de una política

activa de promoción, capacitación, créditos blandos para la compra de la tecnología,

asistencia técnica que contribuya a establecer el uso más adecuado del biogás y la

comercialización del subproducto de la fermentación, entre otros aspectos a tener en

cuenta. En este tema puede tener un destacado papel la Oficina de Implementación del

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MDL, a través de la cual el Estado Nacional podría participar en la venta de los Bonos

de Carbono.

Por las condiciones explicitadas resulta poco creíble cualquier estimación de

penetración de esta tecnología usando como materia prima estiércol. Pero es otra

posibilidad que tiene el País de diversificar las fuentes de energía con FRE, como ya

se dijo, a partir de la implementación de políticas activas de los Estados Nacional y

Provinciales.

Actualmente, existen numerosos proyectos de producción de Biogás asociado a los

rellenos sanitarios municipales, así como en la necesidad de dar respuesta a la

creciente acumulación de estiércol en los corrales de engorde o “feet lot”, cuyo

número va en aumento como respuesta a la presión de la demanda de superficies para

la siembra de granos, principalmente de especies oleaginosas.

En relación a la producción de Biogás asociado a los rellenos sanitarios, en fecha

relativamente reciente fue aprobado en el País el primer proyecto de desarrollo limpio,

estimándose que podría generar ventas anuales de “bonos verdes” por unos 6 millones

de euros[5]. Se trata del proyecto de relleno sanitario localizado en Villa Domínico

(Partido Avellaneda, provincia de Buenos Aires), para recuperación de gas metano. La

implementación de este proyecto posibilitará reducir las emisiones de más de seis

millones de t de CO2 en el transcurso de 10 años. Este proyecto operará en un predio

de 290 hectáreas donde fueron acumuladas 40 millones de toneladas de residuos en los

últimos 26 años. Si bien en menor escala, proyectos de este tipo podrían ser

implementados en otras Capitales de provincias y ciudades, solucionando además un

problema ambiental cuya significación es creciente. Se estima que la inversión

empresaria para la implementación de este proyecto será de alrededor de US$ 19

millones.

Razonablemente, puede asumirse que en el transcurso de los próximos diez (10) años

serán implementados proyectos semejantes en las principales capitales y ciudades,

tanto para dar respuestas a los problemas generados por la acumulación de residuos,

[5]CEUTA – Energía. Boletín Energía Sustentable, Nº 36, septiembre de 2005. energí[email protected]

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con la consiguiente emisión de gases a la atmósfera, como para gozar de los beneficios

generados por la posibilidad cierta de venta de certificados de carbono, cuya precio

manifiesta una interesante tendencia creciente. Quizás una hipótesis razonable, de

mínima, en un horizonte de diez (10) años, sería la de triplicación de la capacidad

operativa del proyecto mencionado en el párrafo anterior, distribuido entre proyectos

de mediano tamaño localizados en el Municipio de Córdoba (Capital), Rosario

(provincia de Santa Fe) y Tucumán (vecindad de la ciudad Capital), y en proyectos de

menores portes en otras ciudades capitales de provincias.

Proyectos de esta naturaleza tienen altas probabilidades de realización por cuanto

resultan atractivos para el capital privado, pero si los Municipios resolvieran participar

en estos podrían tener una fuente de ingresos genuinos e instrumentos para incentivar

la participación de la población en la clasificación de los residuos domiciliarios que

luego pasan a integrar los rellenos sanitarios.

3.4.1.4. Biodiesel.

En el País existe tecnología probada a través de numerosos proyectos implementados,

a los que se hizo referencia en el Segundo Informe, en algunos de los cuales

participaron el INTA, la Universidad Nacional de Santa Fe y la Universidad Nacional

de Río Cuarto, entre otras Instituciones involucradas en el sector público. Por ello, en

este apartado se incluye información de interés predominantemente elaborada en el

marco de la Secretaría de Agricultura, Ganadería, Pesca y Alimentos de la Nación.

Se trata de un conjunto de combustibles oxigenados basados en ésteres obtenidos a

partir de aceites o grasas vegetales o animales. Puede ser usado en forma pura o

mezclado con Gasoil en motores con ciclo Diesel. Las mezclas de hasta el 20%

(denominado B20, es decir, 20% de Biodiesel y 80% de Gasoil) pueden ser usadas en

prácticamente todos los motores diesel, sin requerir para ello modificación alguna,

mientras que en mezclas con mayor proporción, incluso en el caso del B100, los

motores requieren pequeñas modificaciones. Cuanto más alto es el porcentaje de

Biodiesel mezclado en el combustible, mayor es la reducción de emisiones, lo que

significa que puede ser considerado un aditivo al Gasoil estándar.

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Un documento relativamente reciente de la SAGPyA, al que hicimos mención en el

Segundo Informe, el uso de Biodiesel puede reducir las emisiones de CO2 a la

atmósfera, habiéndose comprobado que la combustión de 1 tonelada de Gasoil libera

3,11 toneladas de CO2, aproximadamente lo mismo que la combustión de 1 tonelada

de Biodiesel. Pero debido a que el proceso del Biodiesel recicla el CO2, la sustitución

de Gasoil por Biodiesel reduciría la emisión neta de este gas a un tercio. Por lo tanto,

globalmente, una planta de Biodiesel que produce 50 mil toneladas/año de

combustible, posibilita prevenir la emisión de unas 150 mil toneladas de CO2.

El documento de la SAGPyA destaca que el uso de Biodiesel duplica la vida útil de los

motores que desde sus 0 km comenzaron a rodar con Biodiesel B100. Además, señala

que con el desarrollo del Biodiesel generaría mayor valor agregado al aceite, materia

prima para la producción del biocombustible y que con parte de la producción de soja

se cubriría la demanda.

En el año 2000 la producción de Biodiesel en el conjunto de los principales países de

la Unión Europea fue de alrededor de 1 millón de toneladas/año, disponiendo de una

capacidad instalada para 1,27 millones de toneladas/año. Dicho conjunto de países esta

integrado por Alemania, Francia, Italia, Bélgica, Inglaterra, Austria, Suecia y la ex

Checoslovaquia.

El proceso de producción consiste en la extracción del aceite de la materia prima

mediante métodos convencionales y luego la transesterificación del mismo para la

producción de biodiesel. Este último proceso implica la transformación de triglicéridos

presentes en el aceite vegetal en metilester mediante la reacción con un alcohol

(metanol o etanol) en presencia de un catalizador (hidróxido de sodio o hidróxido de

potasio). Como subproductos del proceso se obtienen harinas y proteínas para

consumo animal o humano y glicerol en cantidades significativas.

Un estudio[6] relativamente reciente, respecto al consumo de Gas Oil en la agricultura

argentina, estimó que el consumo en el total de las labores de labranza, implantación,

defensa y cosecha de los productos del conjunto integrado por soja, girasol, maíz,

trigo, sorgo y forrajeras en el año agrícola 2004 fue de alrededor de 1.026 millones

[6] Ing. Agr. Magíster Sc. Lidia B. Donato

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litros, lo que implicó una erogación de poco más de 421 millones de US$, lo que da

una idea de las posibilidades de sustitución de Gas Oil en la agricultura, así como de

su contribución a la disminución de las emisiones de CO2.

Retomando el documento de la SAGPyA, en el mismo se estima que para cubrir la

demanda de biodiesel del transporte automotor de cargas, en base a aceite de soja, con

un B20, deberían molerse alrededor de 9,76 millones de toneladas de grano de soja.

Habría que comenzar por poner en marcha los proyectos demorados, informados en el

documento de la SAGPyA:

Ø Horreos de Argentina – Murphy, Santa Fe, con producción de 300.000

toneladas/año de biodiesel

Ø CODESU, Plaza Huincul, Neuquen, con cultivo de 15.000 hectáreas de colza

Ø Monte Buey, Córdoba, , basado en aceite de soja, provisto bajo sistema de facón

por una planta de crushing de la zona.

Ø Biocom, Tres Arroyos, Buenos Aires, en base a soja y girasol, para producir 40

mil toneladas anuales, con financiamiento de 10 millones de pesos de la Provincia.

Ø Gobierno de la Provincia del Chaco

Se supone que el desarrollo de la producción de biodiesel podría realizarse usando la

capacidad ociosa de la molienda, estimada en 16% de la capacidad instalada, siendo

esta de 28 millones de toneladas/año. La producción de biodiesel posibilitaría cubrir el

42% de la demanda de biodiesel B20.

Según el documento de la SAGPyA, mencionado en párrafos anteriores, estudios[7]

recientes puntualizan que los costos en la obtención de biodiesel, considerando un

valor de compra de aceite de soja a procesar de 350 US$ /tonelada y un reintegro por

venta de glicerina a 0,50 US$ /kg, varían entre un mínimo de 0,372 $/litro de biodiesel

y un máximo de 0,406 $/litro, según sea el monto de la inversión inicial y el volumen

de grano procesado, como se ejemplifica en la Tabla 20.

[7]Adreani et al (2000)

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Tabla 20: Costo por litro de biodiesel en función del monto de la inversión inicial

1. Inversión inicial 1.200.000 US$

Molienda anual de soja (t) 150.000 100.000 75.000

Producción de aceite (t) 27.159 18.068 13.522

Producción de biodiesel (m3) 23.900 15.900 11.899

Costo Operativo anual (millones de US$) 10,09 6,79 5,13

Costo del biodiesel (US$ por litro) 0,372 0,376 0,380

2. Inversión inicial 3.000.000 US$

Molienda anual de soja (t) 150.000 100.000 75.000

Producción de aceite (t) 27.159 18.068 13.522

Producción de biodiesel (m3) 23.900 15.900 11.899

Costo Operativo anual (millones de US$) 10,64 7,22 5,49

Costo del biodiesel (US$ por litro) 0,392 0,400 0,406

Fuente: Andreani et al (2000)

Por su parte Ugolini (2000), en base a un modelo desarrollado por INTA y ASA en

1996, estimó el costo de obtención del biodiesel asumiendo un valor de 300 US$/t de

aceite de soja, un margen de utilidad para la planta procesadora de biodiesel del 20% y

un valor de venta de la glicerina a 1,40 US$/kg, llegando al siguiente resultado:

Tabla 21: Costo por litro de biodiesel en función del monto de la inversión inicial

Inversión inicial 2.500.000 US$

Molienda anual de soja (ton) 182.500

Producción de aceite (ton) 33.000

Producción de biodiesel (m3) 33.000

Costo Operativo anual (millones de US$) 11,48

Costo del biodiesel (US$ por litro) 0,350

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3.5. ENERGÍA GEOTÉRMICA

3.5.1. Generación de electricidad.

Debido a que el único yacimiento estudiado a nivel de anteproyecto es el de Copahue,

provincia del Neuquén, y el resto de yacimientos de alta entalpía requiere todavía de

un nivel de estudio para determinar su potencial que escapa a la posibilidad de empleo

en los próximos 10 años, se considera que como máximo se podría poner en operación

una central eléctrica de 30 MW en el yacimiento mencionado y conectada al sistema

eléctrico nacional.

Se estima que la misma podría entrar en operación en el año 2010 entregando

199.730 MWh/año asumiendo un factor de capacidad medio de 76 %. El costo de una

central de esta potencia está en el orden de 30 a 35 millones de US$ resultando el

valor del kWh de 3 a 5 centavos de US$ dependiendo de las hipótesis financiera que se

hagan.

3.5.2. Aprovechamientos de baja entalpía

Durante los últimos años ha habido una gran cantidad de inversiones privadas

orientadas al uso calórico de la energía geotérmica destinado a aplicaciones tales

como:

a) Invernáculos climatizados utilizando fluidos termales.

b) Calefacción de viviendas mediante pisos radiantes.

c) Criaderos de hongos en recintos climatización por fluidos termales.

d) Criaderos de truchas en regiones de clima frío mediante climatización del agua.

e) Deshidratación de frutas u hortalizas.

Sin tener en cuenta los usos en balneoterapia que son los que tienen el mayor

contenido energético aunque en su mayoría no sustituibles por otras fuentes. En la

Tabla 22 se detallan las capacidades instaladas a fines del año 2005 para los usos

recién descriptos.

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Tabla 22: Instalaciones y capacidad en MWt de los usos directo de la

energía geotérmica

Uso Capacidad Instalada

(MWt) Distribución %

Uso sanitario 12,2 8,1

Calefacción domiciliaria 10,2 6,8

Invernaderos 21,48 14,3

Cría de peces 7,03 4,7

Uso Industrial 14,0 9,3

Derretimiento de nieve 1,39 0,9

Balneología 83,58 55,9

TOTAL 149,88 100

Suponiendo que se dispone de un marco legal y regulatorio y que se implementan

medidas de promoción, la potencia instalada para usos térmicos de la energía

geotérmica podría llegar a triplicarse en el término de los próximos 10 años. Esto se

funda además en el hecho de que en la actualidad, sin medidas promocionales, se están

realizando numerosas perforaciones en provincias como Misiones, Santa Fe y Buenos

Aires.

En la Tabla 23 se detalla la evolución de la potencia instalada acumulada total y la

energía utilizada en aplicaciones de baja entalpía, sin cons iderar el uso en

balneoterapia porque en la mayoría de los casos no puede ser sustituido por fuentes de

energía de origen fósil. Para el cálculo de la energía utilizada se supuso un factor de

utilización medio de 0,4 para todas las aplicaciones térmicas.

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Tabla 23: Evolución hasta el año 2015 de la potencia instalada total y de la

energía utilizada anualmente en aplicaciones geotérmicas de baja entalpía

Año Potencia

acumulada total MWt

Energía utilizada total anual

MWht

2005 66,3 232.315

2006 79,6 278.918

2007 92,8 325.171

2008 106,1 371.774

2009 119,3 418.027

2010 132,6 464.630

2011 145,9 511.234

2012 159,1 557.486

2013 172,4 604.090

2014 185,6 650.342

2015 198,9 696.946

4. ESTUDIO DE MITIGACIÓN DEL CAMBIO CLIMÁTICO POR EMPLEO DE

FNRE

En los dos escenarios estudiados (de Base y de Mitigación) se analizó el

funcionamiento detallado del sector, mediante el uso del modelo LEAP (Long-Range

Energy Alternatives Planning System) desarrollado por el Stockolm Environment

Institute – Boston Center at the Tellus Institute. La proyección se realizó mediante una

apertura de los consumos en los principales sectores, subsectores y fuentes donde se

consideró viable y significativa la penetración de las fuentes renovables de energía en

cada escenario. La penetración de cada fuente en el escenario de Mitigación se tuvo en

cuenta a nivel de uso en base a los proyectos descriptos en el Capítulo 3, y se

incorporó como un dato al LEAP.

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Se ha tomado como fundamento para construir el escenario energético de Base o de

Referencia la Prospectiva 2002[8] elaborada por la Secretaría de Energía de la Nación,

dado que es la única información oficial con proyección a mediano y largo plazo

cubriendo el período 2003-2012

Tanto para el Año Base 2000 como para el año 2003 (último año para el cual existen

datos oficiales de balance energético) se tomaron los datos del Balance Energético [9].

Para los años de corte 2005 y 2010 se siguieron las pautas dadas por la Secretaría

Energía en su Prospectiva 2002, en todo lo referente a la oferta de generación, la

importación y la exportación de electricidad. Asimismo, para la distribución de

centrales eléctricas en el período considerado y las reservas de petróleo y gas, se

siguieron los datos dados por la Secretaría de Energía en la mencionada Prospectiva.

Para el año horizonte se siguió la tendencia 2005-2010.

El escenario energético de Mitigación se definió en base a las propuestas de FNRE

realizadas en el presente trabajo.

Cada uno de estos escenarios energéticos es analizado en el marco de un escenario

socioeconómico que se describe a continuación. Cabe aclarar que los escenarios

energéticos de base y de mitigación sólo se diferencian en la estructura de fuentes en

los sectores de demanda y transformación, siendo iguales los consumos finales de

energía para cada sector. De esta forma, la comparación entre escenarios permite

establecer en forma clara el efecto que la incorporación de las energías renovables

tendría sobre las emisiones totales y sectoriales asociadas con el sistema energético

Argentino.

Escenario Socioeconómico

Para la definición del escenario socioeconómico se partió de los datos del año 2000

debido a que es el año para el cual se realizó el Inventario de Gases de Efecto

Invernadero. Asimismo se utilizaron los datos históricos hasta el año 2003, último año

para el cual existen datos oficiales del balance energético nacional, y a partir del

mismo se realizó la proyección. Esta se efectuó con un horizonte prospectivo al año

[8] Prospectiva 2002, Mayo 2003

[9] Balance Energético Nacional 2000|

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2015 con cortes en el año 2005 y 2010, mostrándose los valores únicamente para esos

cuatro años

El Escenario Socioeconómico sigue los lineamientos presentados por el Ministerio de

Economía y Producción[10], asumiendo que el nuevo contexto macroeconómico

iniciado por Argentina recientemente podrá ser mantenido. La composición sectorial

del producto está basada en estimaciones propias que toman en cuenta los sectores que

impulsan el crecimiento global. Los resultados se expresan en la Tabla 24.

Tabla 24: Evolución de las variables explicativas según Escenario Socioeconómico

Año 2000 2005 2010 2015 2000-2015 %a.a

Población (miles) 35878 38014 39869 41814 1,03%

PBI (millones US$1995) 269698 326732 397519 483642 3,97%

PBI por Habitante (US$1995) 7517 8353 9690 11240 2,72%

Residencial (miles de habitantes) 35878 38014 39869 41814 1,03%

Industria (incluye construcción) (u$s 1995)

58140 64079 83258 106634 4,13%

Transporte

Carretero (parque automotor total)

6.953.180 8.157.446 10.118.530 12.366.630 3,91%

FFCC (VA de industria, agro, pesca y minería) (millones US$ 1995)

78010 88142 112615 141830 4,07%

Navegacion (PBI) 269698 326732 397519 483642 3,97%

Aereo (PBI) 269698 326732 397519 483642 3,97%

Comer.y Serv.Publico (todos los servicios y comercio) (millones US$ 1995)

177198 188474 228573 273249 2,93%

Agro Pesca y Minería (millones US$ 1995)

14567 18379 23451 29495 4,82%

Fuente: estimaciones propias del IDEE-FB con datos de Ministerio de Economía y Producción, CELADE y ADEFA.

4.1. ESCENARIO DE BASE

4.1.1. Escenario Base o Referencia Energético

Como ya se dijo se tomó como fundamento para construir el escenario de Base o de

Referencia Energética la Prospectiva 2002 dada por la Secretaría de Energía de la

[10](Análisis N° 1, Crecimiento, Empleo y Precios, Buenos Aires, Argentina, Abril de 2004)

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Nación, dado que es la única información oficial con proyección a mediano y largo

plazo cubriendo el período 2003-2012.

En este escenario las energías renovables sólo tienen una penetración tradicional a

través de grandes obras hidroeléctricas, necesarias para satisfacer la demanda

energética derivada del escenario socioeconómico de crecimiento sostenido. No existe

una penetración apreciable de las energías renovables en los sectores de consumo, al

margen de las ya existentes relacionadas con la utilización de la biomasa en los

sectores industrial y residencial.

De la Tabla 25 a la Tabla 32 se resumen los datos del escenario energético por

sectores para el período 2000-2015 con cortes en los años 2005 y 2015, como

resultados de las hipótesis definidas en el escenario socioeconómico y las pautas

incluidas en el escenario energético.

Tabla 25: Evolución de la distribución de consumo energético final por sector Valores en Petajoule y Porcentajes

2000 2005 2010 2015 Sector

PJ % PJ % PJ % PJ %

Residencial 394,9 20,5 403,5 19,4 474,9 18,0 540,6 16.9

Agropecuario 105,7 5,5 126,0 6,1 160,5 6,1 195,3 6,1

Comercial- Público 118,4 6,1 123,2 5,9 153,3 5,8 183,7 5,8

Transporte 555,0 28,8 627,2 30,2 803,6 30,5 961,5 30,1

Industria 439,7 22,8 476,6 23,0 634,4 24,1 816,9 25,6

No Energético 131,3 6,8 132,4 6,4 168,7 6,4 206,0 6,4

Consumo Propio 184,9 9,6 186,6 9,0 237,7 9,0 290,1 9,1

TOTAL 1.929,8 100 2.075,5 100 2.633,0 100 3.194,1 100

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Tabla 26: Consumo Sector Residencial Valores en Petajoule y Porcentajes

2000 2005 2010 2015 Fuente

PJ % PJ % PJ % PJ %

Electricidad 77,3 19,6 80,5 19,9 92,4 19,5 101,0 18,7

Gas Natural 250,2 63,4 270,7 67,1 331,0 69,7 385,2 71,3

Gas Licuado 46,3 11,7 35,4 8,8 34,8 7,3 35,9 6,6

Leña 9,4 2,4 4,2 1,0 2,5 0,5 1,4 0,3

Kerosene 3,7 0,9 3,2 0,8 1,3 0,3 0,5 0,1

Carbón Vegetal 7,9 2,0 9,6 2,4 13,0 2,7 16,8 3,1

Total 394,9 100 403,5 100 474,9 100 540,6 100

El sector residencial tiene una importante, aunque decreciente, participación en el

Balance Energético Nacional (BEN), pasando del 20,5% al 16,9% del consumo final

entre los años 2000 y 2015. Presenta una evolución que marca la sustitución de fuentes

como el GLP, la leña y el kerosene por el Gas distribuido, al tiempo que la Energía

Eléctrica prácticamente mantiene su participación en el tiempo. Estas últimas dos

fuentes pasan de constituir el 83% al 90% del consumo final residencial hacia el final

del período considerado. La siguiente fuente en importancia es el GLP, pero con una

tendencia marcadamente decreciente debido al desarrollo de las redes de gas

distribuido y al crecimiento de la proporción de población urbana. El fenómeno de

sustitución se produce principalmente en relación a los usos calóricos y la utilización

de una fuente más limpia y eficiente como el gas distribuido.

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Tabla 27: Consumo Sector Comercial y Público Valores en Petajoule y Porcentajes

2000 2005 2010 2015 Fuente

PJ % PJ % PJ % PJ %

Gas Distribuido 48,4 40,9 47,3 38,4 63,7 41,5 80,9 44,1

Leña 0,0 0,0 2,9 2,3 2,6 1,7 1,9 1,0

Electricidad 64,0 54,1 65,8 53,4 82,9 54,1 98,6 53,7

Gas Licuado 1,2 1,0 4,7 3,8 3,0 1,9 1,8 1,0

Diesel Oil 3,3 2,8 2,0 1,6 0,9 0,6 0,4 0,2

Fuel Oil 1,4 1,2 0,6 0,5 0,2 0,1 0,1 0,0

Total 118,4 100 123,2 100 153,3 100 183,7 100

El sector Comercial, de Servicios y Público tiene una reducida participación en el

BEN, con valores relativamente estables en el período considerado, pasando del 6,1%

en el año 2000 al 5,8% en el año 2015. Al igual que en el caso residencial, el gas

distribuido y la electricidad representan la mayor parte del consumo, pasando del 95%

al 98% en el período considerado. La participación del gas distribuido es creciente,

aunque más reducida que en el caso residencial. Las fuentes que sustituye son

principalmente el Diesel Oil y el Fuel Oil.

Tabla 28: Consumo Sector Transporte Valores en Petajoule y Porcentajes

2000 2005 2010 2015 Fuente

PJ % PJ % PJ % PJ %

DO 306,0 55,1 355,5 56,7 467,9 58,2 561,7 58,4

Gasolina 148,8 26,8 115,4 18,4 113,8 14,2 102,3 10,6

GNC 58,3 10,5 128,2 20,4 188,4 23,4 257,2 26,7

Kero/JP 19,9 3,6 20,4 3,3 26,0 3,2 31,8 3,3

FO 20,0 3,6 5,2 0,8 3,2 0,4 1,8 0,2

EE 2,0 0,4 2,5 0,4 4,2 0,5 6,7 0,7

Total 550,0 100 627,2 100 803,6 100 961,5 100

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El sector transporte es el más importante en relación al consumo energético final, con

una participación creciente entre los años 2000 y 2015, pasando del 28,8% al 30,1%.

La evolución de la estructura de consumo por fuentes está marcada por la

participación mayoritaria y creciente del Gas Oil y por la fuerte sustitución de las

gasolinas por el GNC. Estas tres fuentes representan entre el 92% y el 95% en este

período. En relación a las fuentes minoritarias, los combustibles para aeronavegación

prácticamente mantienen su participación, al tiempo que el FO casi desaparece y la EE

penetra ligeramente.

Tabla 29: Consumo Sector Agropecuario, Silvicultura y Pesca Valores en Petajoule y Porcentajes

2000 2005 2010 2015 Fuentes

PJ % PJ % PJ % PJ %

Gas Natural 0,0 0,0 0,0 0,0 1,3 0,8 6,2 3,2

Eolica 2,0 1,9 2,3 1,8 2,7 1,7 3,1 1,6

Electricidad 1,7 1,6 2,1 1,7 2,8 1,7 3,5 1,8

Diesel Oil 102,0 96,5 121,6 96,5 153,7 95,8 182,4 93,4

Total 105,7 100 126,0 100 160,5 100 195,3 100

El sector agropecuario tiene una reducida participación en el consumo final de energía

de Argentina, constituyendo el Diesel Oil más del 93% del consumo. Aquí se produce

una moderada penetración del Gas Distribuido y de la electricidad por el creciente

grado de urbanización y extensión de redes de suministro. El bombeo eólico

representa una proporción minoritaria y decreciente del consumo debido a la falta de

reposición y diseminación de los molinos y su sustitución por bombas eléctricas

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Tabla 30: Consumo Sector Industria Valores en Petajoule y Porcentajes

2000 2005 2010 2015 Fuentes

PJ % PJ % PJ % PJ %

Productos de Caña 33,3 7,6 21,7 4,6 24,2 3,82 25,7 3,1

Otras Primarias 54,5 12,4 60,3 12,7 72,2 11,4 82,5 10,1

No Energético de Coque 11,7 2,7 6,5 1,4 4,6 0,7 3,2 0,4

Leña 1,9 0,4 4,5 0,9 5,7 0,9 6,9 0,8

Gases 4,8 1,1 7,5 1,6 8,2 1,3 8,6 1,0

Gas Licuado 1,2 0,3 6,8 1,4 8,7 1,4 10,5 1,3

Gas Distribuido 191,1 43,5 245,3 51,5 348,6 54,9 472,0 57,8

Fuel Oil 10,8 2,5 4,9 1,0 2,2 0,3 0,9 0,1

Electricidad 123,2 28,0 114,8 24,1 156,4 24,6 203,0 24,8

Diesel Oil 3,2 0,7 1,7 0,3 0,8 0,1 0,4 0,04

Coques 2,2 0,5 0,9 0,2 0,5 0,1 0,3 0,03

Carbon Mineral 1,6 0,4 1,7 0,4 2,3 0,4 3,0 0,4

Total 439,7 100 476,6 100 634,4 100 816,9 100

El sector industrial es el segundo en importancia dentro del BEN y en las proyecciones

del consumo de energía final, con una participación creciente entre los años 2000 y

2015. El gas distribuido y la EE representan las fuentes más importantes, abarcando

más del 70% del consumo. El gas distribuido muestra una fuerte penetración en este

período, sustituyendo a divesas fuentes minoritarias y a las biomasas

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Tabla 31: Consumo Sector No Energético Valores en Petajoule y Porcentaje

2000 2005 2010 2015 Fuentes

PJ % PJ % PJ % PJ %

Petróleo 59,7 45,5 60,3 45,5 76,8 45,5 93,8 45,5

Gasolinas 30,9 23,6 31,2 23,6 39,8 23,6 48,5 23,6

Gas de refinería 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,2 0,3 0,2

Gas Licuado 22,3 17,0 22,5 17,0 28,6 17,0 35,0 17,0

Gas Distribuido 18,1 13,8 18,3 13,8 23,3 13,8 28,4 13,8

Total 131,3 100 132,4 100 168,7 100 206,0 100

Tabla 32: Consumo Propio Valores en Petajoule y Porcentaje

2000 2005 2010 2015 Fuentes

PJ % PJ % PJ % PJ %

Gas de refinería 23,6 12,7 23,8 12,8 30,3 12,8 37,0 12,7

Gas Licuado 0,2 0,1 0,2 0,1 0,2 0,1 0,3 0,1

Gas Distribuido 124,9 67,5 126,0 67,6 160,6 67,6 196,0 67,6

Fuel Oil 21,3 11,5 21,5 11,5 27,4 11,5 33,4 11,5

Electricidad 9,4 5,1 9,5 5,1 12,1 5,1 14,8 5,1

Diesel Oil 2,8 1,5 2,8 1,5 3,5 1,5 4,3 1,5

Carbón Residual 2,5 1,3 2,5 1,3 3,2 1,3 3,9 1,3

Carbón Mineral 0,3 0,2 0,3 0,2 0,4 0,2 0,5 0,2

Total 184,9 100 186,6 100 237,7 100 290,1 100

El Sector consumo propio tiene una participación importante dentro del BEN, aunque

bastante menor que los sectores Transporte, Industria y Residencial. La participación

mayoritaria corresponde al Gas Distribuido, cercana al 67% y estable en todo el

período. Le siguen en importancia el gas de refinería y el fuel oil, ambos con

participaciones estables.

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Tabla 33: Consumo final total. Valores en Petajoule y Porcentaje

2000 2005 2010 2015 FUENTES

PJ % PJ % PJ % PJ %

Biomasa y otras primarias 109,1 5,6 105,3 5,1 122,9 4,7 138,2 4,3

Carbones 6,0 0,3 5,4 0,3 6,3 0,2 7,6 0,2

Deriv. De Petróleo 733,9 38,0 746,2 35,9 917,6 34,8 1062,3 33,3

Electricidad 277,7 14,4 275,2 13,3 350,8 13,3 427,6 13,4

Gas Distribuido 691,0 35,8 835,9 40,3 1116,8 42,4 1426,0 44,6

GLP 71,2 3,7 69,5 3,3 75,2 2,9 83,3 2,6

Otros Gases 28,6 1,5 31,5 1,5 38,8 1,5 45,9 1,4

No Energético 11,7 0,6 6,5 0,3 4,6 0,2 3,2 0,1

TOTAL 1929,8 100 2075,5 100 2633,0 100 3194,1 100

La estructura del consumo final total por fuentes refleja la penetración del gas

distribuido en los sectores con mayor peso dentro del BEN (transporte, industria,

residencial), la sustitución leve de algunos derivados del petróleo (con un gran peso de

la sustitución de las gasolinas en transporte), y la relativa estabilidad del consumo del

EE, con una reducción de su participación relativa cercana al 1% en todo el período.

Tabla 34: Requerimientos de Electricidad (Petajoule)

Unidad 2000 2005 2010 2015

Consumo Final PJ 277,65 275,23 350,77 427,56

Importaciones PJ 26,08 26,08 26,08 26,08

Exportaciones PJ 21,69 21,69 21,69 21,69

Saldo Neto PJ -4,39 -4,39 -4,39 -4,39

Requerimiento Total

PJ 273,26 270,84 346,38 423,17

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Tabla 35: Centrales de generación eléctrica incorporadas entre los períodos de corte

Incremento entre los años de corte en MW Período

Hidráulicas Nuclear Térmicas Convencionales

2006-2010 1135 700 2528

2011-2015 1833 0 5344

En relación al abastecimiento de EE para Servicio Público, este escenario planifica su

expansión principalmente en base a Centrales Térmicas Convencionales de tipo Ciclo

Combinado, con el aporte adicional de algunas grandes obras hidroeléctricas y la

incorporación de Atucha II. Entre las centrales hidroeléctricas planificadas hasta el año

2015 se incluyen las dos nuevas cotas de Yacyretá (78m y 83m), Caracoles-Punta

Negra, Garabí, Chihuidos II, Añacuyá y Bermejo.

Tabla 36: Requerimientos de energía primaria

2000 2005 2010 2015

PJ % PJ % PJ % PJ %

Gas natural 1448,7 41,0 1552,2 40,8 2037,1 44,1 2437,0 44.1

Petróleo 1731,5 49,0 1886,9 49,6 2245,2 46,3 2555,2 46.3

Biomasa 121,4 3,4 117,1 3,1 138,3 2,9 158,1 2.9

Otras Renovables 129,9 3,7 145,1 3,8 151,1 3,9 218,3 3.9

Nuclear 74,4 2,1 86,8 2,3 86,3 2,6 142,9 2.6

Carbón 30,3 0,9 12,3 0,3 10,6 0,2 9,7 0.2

Total 3536,3 100 3800,5 100 4668,5 100 5521,1 100

Subpe ríodo 1,5% 4,2% 3,4% Tasa

Anual Acumu lada 1,5% 2,8% 3,0%

Los requerimientos de energía primaria se concentran en el gas natural y el petróleo

(>90% en todo el período), reflejando naturalmente la creciente demanda de gas

distribuido en los diversos sectores de consumo final y transformación. La biomasa

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reduce su participación, mientras que otras renovables (constituida principalmente por

Hidroelectricidad) crecen muy levemente. Las energías renovables en su conjunto

pasan del 7,1% al 6,8% de los requerimientos entre el año 2000 y 2015, constituyendo

la Hidroelectricidad más del 50%. La energía nuclear incrementa levemente su

participación, al tiempo que el carbón mineral la reduce hasta prácticamente

desaparecer. Todo esto refleja un escenario fuertemente dominado por las energías

fósiles, principalmente el gas natural, y con una minoritaria y decreciente participación

de las energías renovables en su conjunto, las cuales no reducen aún más su

participación gracias a la implementación de grandes obras hidroeléctricas.

4.1.2. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Escenario Base

En la Tabla 37 se muestra la evolución de las emisiones de los Gases de Efecto

Invernadero, resultante de las hipótesis del Escenario Base Energético y el Escenario

Socioeconómico considerado.

Se consideró solamente el CO2 no biogénico o sea el que proviene de la quema y

manejo de los combustibles fósiles.

Tabla 37: Emisiones de GEI en el Escenario Base

Escenario de base Tipo de

Gas Unidad 2000 2005 2010 2015 Tasa aa

2000-2015

CO2 103 Gg 118,39 122,66 160,10 188,14 3,14%

CH4 Gg 583,38 626,54 669,02 717,86 1,39%

N2O Gg 3,24 3,21 4,17 4,79 2,64%

NOx Gg 651,92 706,13 895,66 1.052,09 3,24%

CO Gg 3.059,91 2.731,94 2.940,97 3.022,86 -0,08%

COVDM Gg 349,89 316,12 350,52 368,4 0,34%

COVDM compuestos orgánicos volátiles distintos del metano

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Los valores del año base 2000 fueron obtenidos mediante el LEAP en base a los

consumos energéticos y los factores de emisión dados por el Inventario de Emisiones

de Gases con Efecto Invernadero[11].

La evolución de las emisiones de los distintos gases muestra que el gas que tiene el

mayor crecimiento es el NOx, con una tasa aa de 3.24% en el período, seguido por el

CO2 con 3.14% y el N2O con 2.64%. El metano y COVDM presentan crecimientos

algo menores, al tiempo que el CO prácticamente se mantiene constante. El aporte del

N2O es poco significativo cuando se toma en cuenta su potencial de calentamiento

global.

Análisis por sectores

En la Tabla 38 se presentan las emisiones de CO2 no biogénico (excluye biomasa)

para el año base y los años de corte considerando los distintos sectores de consumo y

todas las fuentes de emisión.

Tabla 38: Emisiones de CO2 no biogénico en el Escenario Energético de Base por sectores

Tg % Sector

2000 2005 2010 2015 Tasa aa 2000-2015

Centrales Eléctricas 23,25 18,22 27,89 28,32 1,32

Autoproductores 4,75 5,20 6,38 7,59 3,17

Emisiones Fugitivas (1) 1,05 1,05 1,05 1,05 0,00

Residencial 17,14 17,56 20,75 23,79 2,21

Comercial-Público 3,13 3,13 3,82 4,67 2,70

Transporte 38.98 43.12 54,91 65,17 3,49

Industria 12,27 15,02 20,66 27,58 5,55

Agropecuario 7,51 8,95 11,39 13,78 4,13

Consumo Propio 10,31 10,41 13,26 16,18 3,05

Total 118,39 122,66 160,10 188,14 3,14

(1) Emisiones relacionadas con los procesos de extracción, procesamiento y transporte del Carbón Mineral, Gas Natural y Petróleo [12].

[11] Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de la República Argentina, Año 2000

[12] Las emisiones fugitivas procedentes de las actividades de petróleo y gas natural abarcan todas las emisiones provenientes de la exploración, producción, la elaboración, el transporte y el uso de

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El sector más importante desde el punto de vista de las emisiones de CO2 no

biogénico es el transporte, con más del 33% de las emisiones totales y un

comportamiento muy dinámico reflejado en una tasa de crecimiento en el período del

3.5% aa. Le sigue en importancia las Centrales de Generación, aunque con una

participación decreciente en el período (del 19% al 15%), y la industria con una

participación levemente creciente. El sector residencial es el cuarto en importancia,

con una participación decreciente en el período. En relación a la tasa de crecimiento de

las emisiones, el sector más dinámico es la industria, con una tasa del 5,5% aa, seguida

por el sector agropecuario, 4.13% aa.

Por razones de completitud damos por separado las emisiones de CO2 biogénico[13]

Tabla 39: Emisiones de CO2 biogénico en el Escenario Energético de Base por sectores

Tg Sector 2000 2005 2010 2015

Carbonera 1,34 1,62 2,2 2,83 Autoproductores 0,83 0,67 0,81 1 Residencial 1,66 1,32 1,49 1,75 Industria 8,66 8,34 9,84 11,09 Comercial Servicios y Publico 0 0,27 0,25 0,18 Total 12,48 12,23 14,59 16,86

En este caso la principal contribución corresponde a la biomasa utilizada en el sector

industrial, con más del 65% de las emisiones de CO2 biogénico pero una participación

decreciente en el tiempo.

petróleo y gas natural, y de la combustión no productiva (p.ej. la quema en antorcha y la incineración de gas de desecho). No incluye el uso de petróleo y gas o de productos derivados de éstos para suministrar energía para uso interno en las actividades de producción, elaboración y transporte de energía. Dicho uso se considera consumo de combustible y se incluye como Consumo propio.

El proceso geológico de formación del carbón también produce metano, parte del cual queda atrapado en la veta carbonífera hasta que es extraído. La mayoría de las emisiones procede de las minas subterráneas profundas. Hay otras emisiones que provienen de las minas a cielo abierto y de las actividades posteriores a la extracción del mineral

[13] El carbono biogénico es el que forma parte del ciclo natural del carbono en el sentido que se absorbió de la atmósfera durante el crecimiento de la biomasa y se emite al transformarse y quemarse la biomasa. Por ende las emisiones netas de CO2 son cero (esto es sólo una aproximación y válido sólo para un manejo sustentable del suelo que no afecte negativamente la productividad de largo plazo del mismo).

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4.2. ESCENARIO DE MITIGACIÓN

4.2.1. Escenario energético

En este escenario las energías renovables penetran en forma apreciable, tanto en los

sectores de demanda final como de transformación. Al margen de las contribuciones

de fuentes renovables consideradas en el escenario base, se consideraron las

propuestas de proyectos realizadas en el Capítulo 3, incluyendo energía solar térmica y

FV, biodiesel, biogás de rellenos sanitarios, parques eólicos, generación de EE en base

a biomasa, cocinas eficientes a leña, geotermia y pequeños aprovechamiento

hidroeléctricos.

Se calculó el escenario energético de mitigación por sectores para el período 2000-

2015 con cortes en los años 2005, 2010 y 2015, como resultado de las hipótesis

definidas en el escenario socioeconómico y los proyectos de FNRE.

Tabla 40: Evolución de la distribución de consumo energético final por sector

Valores en Petajoule y Porcentajes

2000 2005 2010 2015 Sector

PJ % PJ % PJ % PJ %

Residencial 394,9 20,5 403,5 19,4 474,9 18,0 540,6 16,9

Agropecuario 105,7 5,5 126,0 6,1 160,5 6,1 195,3 6,1

Comercial Servicios y Publico 118,4 6,1 123,2 5,9 153,3 5,8 183,7 5,8

Transporte 555,0 28,8 627,2 30,2 803,6 30,5 961,5 30,1

Industria 439,7 22,8 476,6 23,0 634,4 24,1 816,9 25,6

No Energético 131,3 6,8 132,5 6,4 168,7 6,4 206,0 6,4

Consumo Propio 184,9 9,6 186,6 9,0 237,7 9,0 290,1 9,1

TOTAL 1.929,8 100 2.075,5 100 2.633,0 100 3.194,1 100

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Si se compara con la Tabla 25 del escenario de Base se observa que se han obtenido

los mismos valores, lo cual debe ser así al sustituir fuentes convencionales por FNRE

de igual aporte energético.

La distribución interna por fuentes en los distintos sectores se muestra en las Tablas

siguientes

Tabla 41: Consumo Sector Residencial Valores en Petajoule y Porcentajes

2000 2005 2010 2015 Fuente

PJ % PJ % PJ % PJ %

Solar 0 0,0 0.8 0,2 3,7 0,8 8,5 1,6

Leña 9,4 2,4 4,1 1,0 2,4 0,5 1,2 0,2

Kerosene 3,7 0,9 3,2 0,8 1,3 0,3 0,5 0,1

Geotérmica 0 0,0 0 0,0 0,1 0,02 0,2 0,04

Gas Licuado 46,3 11,7 34,7 8,6 31,3 6,6 28,2 5,2

Gas Distribuido 250,2 63,4 268,9 66,6 322,3 67,9 365,4 67,6

Electricidad 77,3 19,6 80,5 19,9 92,4 19,5 101,0 18,7

Carbón Vegetal 7,9 2,0 9,6 2,4 13,0 2,7 16,7 3,1

Biogas 0 0,0 1,7 0,4 8,4 1,8 18,9 3,5

Total 394,9 100,0 403,5 100,0 474,9 100,0 540.6 100,0

La principal diferencia con el escenario base es la penetración del biogas de rellenos

sanitarios y de los calefones solares como sustitución del gas distribuido. Los

calefones solares sustituyen también en forma principal al GLP y en menor medida a

la leña. Esta última sustitución reduce la participación de la leña respecto del escenario

base, a pesar de la introducción de un programa de cocinas eficientes en base a

biomasa que sustituyen GLP. Sin embargo, en este caso dicho consumo de leña se

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realiza en forma más eficiente. La Tabla 41 también refleja una muy incipiente

penetración de la geotermia de baja entalpía para usos domésticos calóricos.

Los valores totales son los mismos que Tabla 26 del escenario de Base, mientras que

aquí están explícitos los aportes de la FNRE consideradas en el sector Residencial. Lo

mismo se observa en todos los otros sectores.

Tabla 42: Consumo Sector Comercial y Público Valores en Petajoule y Porcentajes

2000 2005 2010 2015 Fuente

PJ % PJ % PJ % PJ %

Solar 0,0 0,0 0,3 0,2 1,7 1,1 4,0 2,2

Residual Fuel Oil 1,4 1,2 0,6 0,5 0,2 0,1 0,1 0,1

Leña 0,0 0,0 2,8 2,3 2,4 1,6 1,4 0,8

Kerosene 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Geotérmica 0,0 0,0 0,3 0,2 1,0 0,7 1,9 1,0

Gas Licuado 1,2 1,0 4,6 3,7 2,8 1,8 1,4 0,8

Gas Distribuido 48,4 40,9 46,3 37,6 58,7 38,3 69,6 37,9

Electricidad 64,0 54,1 65,8 53,4 82,9 54,1 98,6 53,6

Diesel 3,3 2,8 2,0 1,6 0,9 0,6 0,4 0,2

Carbón Vegetal 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Biogas 0,0 0.0 0,5 0,4 2,7 1,8 6,4 3,5

Total 118,4 100,0 123,2 100,0 153,3 100,0 183,7 100,0

Al igual que en el sector Residencial, en el sector Comercial, Servicios y Público la

principal penetración de las energías renovables se produce a través del biogás de

rellenos sanitarios y de los calefones solares en sustitución del GN y en el último caso

también del GLP. También se consigna allí una pequeña participación de las cocinas

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solares comunales. La energía geotérmica tiene aquí una participación más importante

que en el sector residencial.

La penetración de las energías renovables en este sector es tan significativa como para

revertir la tendencia de crecimiento de la participación del gas distribuido observada

en el escenario de base (6% de diferencia entre escenarios en el año 2015).

Tabla 43: Consumo Sector Transporte Valores en Petajoule y Porcentajes

2000 2005 2010 2015 Fuente

PJ % PJ % PJ % PJ %


Kerosene 19,9 3,6 20,4 3,3 26,0 3,2 31,8 3,3

Gasolina Motor 148,8 26,8 115,4 18,4 113,8 14,2 102,3 10,6

Gas Distribuido 58,3 10,5 128,2 20,4 188,4 23,4 257,2 26,7

Electricidad 2,0 0,4 2,5 0,4 4,2 0,5 6,7 0,7

Diesel 306,0 55,1 353,2 56,3 455,6 56.7 532,1 55,3

Biodiesel 0,0 0,0 2,3 0,4 12,3 1,5 29,7 3,1

Total 555,0 100,0 627,2 100,0 803,6 100,0 961,5 100,0

En el sector de transporte la única penetración de energías renovables considerada

corresponde al biodiesel en transporte carretero, con una participación cercana al 3%

en el año horizonte. Claramente, en este caso la penetración del biodiesel desplaza al

Diesel Oil.

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Tabla 44: Consumo Sector Agropecuario, Silvicultura y Pesca Valores en Petajoule y Porcentajes

2000 2005 2010 2015 Fuentes PJ % PJ % PJ % PJ %

Geotérmico 00 0,0 0,1 0,1 0,3 0,2 0,6 0,3

Gas Distribuido 0,0 0,0 0,0 0,0 1,1 0,7 5,7 2,9

Eólica 2,0 1,9 2,3 1,8 2,7 1,7 3,1 1,6 Electricidad 1,7 1,6 2,1 1,7 2,8 1,7 3,5 1,8 Diesel 102,0 96,5 121,0 96,0 150,9 94,0 175,8 90,0

Biodiesel 0,0 0,0 0,5 0,4 2,7 17 6,6 3,4

Total 105,7 100,0 126,0 100,0 160,5 100,0 195,3 100,0

Al igual que en el sector transporte, el sector agropecuario del escenario de mitigación

se ve marcado por la penetración del biodiesel en sustitución del diesel oil en

maquinaria agrícola. Se observa también una muy incipiente penetración de la

geotermia para uso en invernaderos y actividades similares.

Tabla 45: Consumo Sector Industria Valores en Petajoule y Porcentajes

2000 2005 2010 2015 Fuentes

PJ % PJ % PJ % PJ %

Solar 0,0 0,0 0,1 0,0 0,4 0,1 1,1 0,1


No Energético de Coque 11,7 2,7 6,5 1,4 4,6 0,7 3,2 0,4

Otras primarias 56,4 12,8 64,8 13,6 77,9 12,3 89,4 10,9

Geotérmica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,3 0,0

Gas Licuado 1,2 0,3 6,8 1,4 8,7 1,4 10,5 1,3

Gas Industrial 4,8 1,1 7,5 1,6 8,2 1,3 8,6 1,1

Gas Distribuido 191,1 43,5 245,2 51,4 348,0 54,9 470,6 57,6

Electricidad 123,2 28,0 114,8 24,1 156,4 24,7 203,0 24,8

Diesel 3,2 0,7 1,7 0,4 0,8 0,1 0,4 0,0

Coque 2,2 0,5 0,9 0,2 0,5 0,1 0,3 0,0

Carbón Mineral 1,6 0,4 1,7 0,4 2,3 0,4 3,0 0,4

Bagazo 33,3 7,6 21,7 4,6 24,2 3,8 25,7 3,1

Total 439,7 100,0 476,6 100,0 634,4 100,0 816,9 100,0

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En el sector industrial sólo se observa un muy incipiente ingreso de los calefones

solares en sustitución de gas distribuido y una casi insignificante participación de la

energía geotérmica para calor de proceso.

En el caso de Consumo Sector no Energético no hay ningún aporte de la FNRE por lo

tanto la distribución energética es la misma que la que indicada en la Tabla 31. Lo

mismo se obtiene para el Consumo Propio cuyos valores son los mismos que en la

Tabla 32.

En la Tabla 46 se resumen los consumos finales totales donde se explicitan los

correspondientes a las FNRE

Tabla 46: Consumo final total. Valores en Petajoule y Porcentaje

2000 2005 2010 2015 FUENTES

PJ % PJ % PJ % PJ %

Biomasa y otras Primarias 109,1 5,7 110,4 5,3 148,7 5,7 199,1 6,2

Carbones 6,6 0,3 5,4 0,3 6,4 0,2 7,6 0,2

Deriv. de Petróleo 733,9 38,0 743,4 35,8 902,4 34,3 1026,1 32,1

Electricidad 277,7 14,4 275,2 13,3 350,8 13,3 427,6 13,4

Gas Distribuido 691,0 35,8 832,9 40,1 1102,3 41,9 1392,9 43,6

GLP 71,2 3,7 68,8 3,3 71,6 2,7 75,3 2,4

Otros Gases 28,6 1,5 31,5 1,5 38,8 1,5 45,9 1,4

No Energético 11,7 0,6 6,5 0,3 4,6 0,2 3,2 0,1

Solar 0,0 0,0 1,2 0,1 5,8 0,2 13,6 0,4

Geotermia 0,0 0,0 0,4 0,02 1,6 0,1 2,9 0,1

TOTAL 1929,8 100,0 2075,7 100,0 2633,0 100,0 3194,2 100,0

La Tabla 46 muestra el peso de la penetración del biodiesel en sustitución del diesel

oil (1.9% de diferencia respecto del escenario base en el año 2015). Luego se aprecia

la incipiente penetración de la energía solar y de la geotermia. En su conjunto las

FNRE marcan una penetración en el consumo final total del 2,4% respecto del

escenario base en el año 2015.

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En la Tabla 47 se detallan las centrales de generación de electricidad que se incorporan

durante el período considerado, entre los años de corte.

Tabla 47: Centrales de generación eléctrica incorporadas entre los períodos de corte

Incremento entre los años de corte en MW

Período Hidráulicas Nuclear Biomasa Geotermia Eólica PAH

Térmicas Convencio

nales

2006-2010 1.135 700 57 30 340 32,5 2.236

2011-2015 1.833 0 57 0 1.307 24,3 4.220

El escenario de mitigación incorpora fuertemente a la energía eólica para la generación

de EE para servicio público en forma de parques eólicos. Dichas centrales desplazan

centrales térmicas convencionales menos eficientes que funcionan en base a Gas oil y

gas distribuido. También se contempla la introducción de algunas centrales turbovapor

en base a biomasa, pequeñas centrales hidroeléctricas y una central geotérmica. El

resto de las centrales coinciden con la planificación del escenario base.

Finalmente en la Tabla 48 se resumen los requerimientos de energía primaria en el

escenario de mitigación.

Es interesante notar aquí la participación de las energías renovables en su conjunto

hacia el año horizonte, la cual alcanza el 12.4%, un incremento de participación del

5.6% respecto del escenario base. La mayor parte de esta diferencia se debe a la

introducción de biodiesel (3.8%) y de energía eólica (1.8%), que restan participación a

los derivados del petróleo y al gas natural.

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Tabla 48: Requerimientos de energía primaria

2000 2005 2010 2015

PJ % PJ % PJ % PJ %

Gas natural 1448,74 41,0 1549,06 40,7 2002,63 40,2 2218,55 40,2

Petróleo 1731,51 49,0 1880,02 49,3 2202,68 44,7 2460,98 44,7

Biomasa 121,45 3,4 134,81 3,5 230,63 6,7 369,8 6,7

Otras Renovables 129,86 3,7 146,66 3,9 165,8 5,7 311,92 5,7

Nuclear 74,38 2,1 86,82 2,3 86,27 2,6 142,88 2,6

Carbón 30,31 0,9 12,34 0,3 10,57 0,1 7,87 0,1

Total 3536,25 100,0 3809,70 100,0 4698,60 100,0 5511,98 100,0

subpe-ríodo 1.5% 4.3% 3.2% Tasa

Anual acumulada 1.5% 2.9% 3.0%

4.2.2. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Escenario de Mitigación

Considerando los reemplazos de fuentes mencionados en Capitulo 3 se calcularon las

emisiones de GEI en el escenario de Mitigación.

En la Tabla 49 se resumen las emisiones de CO2 no biogénico por sectores y en la

Tabla 50 las emisiones de los GEI. Finalmente en la Tabla 51 se presenta las

emisiones de CO2 biogénico.

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Tabla 49: Emisiones de CO2 no biogénico en el Escenario de Mitigación

Tg % Sector

2000 2005 2010 2015 Tasa aa 2000-2015

Centrales Eléctricas 23,25 18,22 26,74 24,60 0.38

Autoproductores 4,75 5,2 6,38 7,59 3,17

Emisiones Fugitivas 1,05 1,05 1,05 1,05 0,00

Residencial 17,14 17,42 20,05 22,21 1,74

Comercial-Público 3,13 3,07 3,54 4,01 1,67

Transporte 38,98 42,95 54 62,99 3,25

Industria 12,27 15,01 20,63 27,51 5,53

Agropecuario 7,51 8,91 11,17 13,26 3,86

Consumo Propio 10,31 10,41 13,26 16,18 3,05

Total 118,39 122,24 156,8 179,39 2,81

El principal sector en cuanto a las emisiones de CO2 no biogénico sigue siendo el

transporte, seguido por la industria, centrales eléctricas y el sector residencial. El

sector más dinámico en relación a las emisiones de CO2 no biogénico sigue siendo la

industria, debido a la escasa penetración de las energías renovables en este sector. El

sector de Centrales Eléctricas es el único que presenta una desaceleración importante

en la tendencia de crecimiento de las emisiones establecida en el escenario base.

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Tabla 50: Emisiones de GEI en el Escenario de Mitigación

Escenario de mitigación Tipo Gas Unidad

2000 2005 2010 2015 Tasa aa 2000-2015

CO2 103 Gg 118,39 122,24 156,8 179,39 2,81%

CH4 Gg 583,38 626,63 669,47 718,95 1,40%

N2O Gg 3,24 3,21 4,14 4,65 2,44%

NOx Gg 651,92 705,97 890,97 1043,06 3,19%

CO Gg 3.059,91 2.730,65 2.939,51 3019,10 -0,09%

COVDM Gg 349,89 315,65 347,86 362,25 0,23%

La mayor tasa de crecimiento se produce para NOx, seguido por CO2.

Tabla 51: Emisiones de CO2 biogénico en el Escenario Energético de Mitigación por sectores

Tg 2000 2005 2010 2015

Centrales Eléctricas 0 0 0,32 0,64

Carbonera 1,34 1,62 2,20 2,83

Autoproductores 0,83 0,67 0,81 1,00

Transporte 0 0,17 0,91 2,18

Residencial 1,66 1,46 2,18 3,31

Industria 8,66 8,34 9,84 11,10

Comercial y Publico 0 0,31 0,45 0,67

Agropecuario 0 0,04 0,20 0,49

Total 12,48 12,61 16,91 22,21

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Los valores de CO2 biogénicos son mayores que el escenario de Base dado que se ha

considerado aporte de la biomasa en centrales de servicio público, agro, residencial,

comercial[14].

La principal contribución al CO2 biogénico corresponde a la industria, aunque

decreciente en el tiempo debido a la reducción de la participación de la biomasa en

este sector. En este escenario aparecen emisiones de CO2 biogénico del sector

transporte debido al consumo de biodiesel y del sector centrales eléctricas por las

centrales turbovapor a biomasa.

En la Tabla 52 se presentan las diferencias de emisiones de CO2 entre el escenario de

Base y el escenario de Mitigación propuesto por tipo de fuente y en la Tabla 53 la

misma diferencia por sectores indicando la FNRE que se incluyó en cada uno de ellos.

Asimismo de Tabla 56 a Tabla 69 se dan las diferencias de emisiones de los demás

GEI entre el escenario de Base y el de Mitigación propuesto por tipo de fuente y por

sectores.

La Tabla 52 refleja las principales sustituciones de fuentes convencionales

introducidas en el escenario de mitigación respecto del escenario base. La principal

reducción de emisiones se produce mayoritariamente por la sustitución del gas

distribuido, con el 60% del total evitado en el 2015. Luego le sigue la sustitución del

diesel oil con el 33% al 2015

[14] Cabe recordar que todas las emisiones de biomasa (leña, biodiesel, biogas) conforman el CO2 biogénico y no se considera que contribuyan a largo plazo al efecto invernadero, por ello es que se contabilizan por separado. Al reemplazar combustible fósiles por biomasa se reduce el CO2 no biogénico y aumenta el CO2 biogénico. Luego lo que se reduce es la emisión de GEI que contribuyen al efecto invernadero en forma neta

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Tabla 52: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por fuente emisora de CO2 no biogénico

Tg Fuente

2000 2005 2010 2015

Residual Fuel Oil 0 0 0 0,08

Gas Licuado 0 0,05 0,23 0,50

Gas Distribuido 0 0,16 1,76 5,21

Diesel 0 0,21 1,32 2,92

Carbón Mineral 0 0 0 0,04

Total 0 0,42 3,30 8,75

Como se observa para los años de corte la reducción de CO2 es un 0,34 % para el

2005, un 2,07% para el 2010 y un 4,65 % para el 2015.

En relación a la distribución por sectores, la Tabla 53 indica que la mayor reducción

de emisiones se atribuye al desplazamiento de combustibles fósiles (principalmente

gas distribuido y diesel oil) del sector de generación de EE para Servicio Público. Le

sigue en importancia la sustitución del diesel oil por biodiesel en transporte carretero y

la sustitución de gas natural por biogas, geotermia y energía solar en el sector

residencial

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Tabla 53: Diferencia de emisiones Base – Mitigación CO2 no biogénico y sustituciones responsables de las reducciones

Dióxido de Carbono no biogénico Gg Sector

2000 2005 2010 2015 Sustituciones

Centrales Eléctricas TV 0 0,01 0,02 2025,12

Centrales Eléctricas TG 0 0,01 965,2 1089,59

Centrales Eléctricas Diesel 0 0 186,09 217,8

Centrales Eléctricas CC 0 0,03 0,04 395,09

Eólica, PV, biomasa, PAH y

geotermia

Transporte Carretero Diesel Oil 0 168,87 908,87 2182,71 Biodiesel

Residencial Gas Distribuido 0 99,18 485,98 1104,65 Biogás, geotermia, solar

Residencial Gas Licuado 0 43,84 215,81 476,56 Leña, solar

Industria Gas Distribuido 0 6,39 32,6 78,48 geotermia, solar

Comercial y Publico Gas Licuado 0 2,15 10,53 24,55 solar

Comercial y Publico Gas Distribuido 0 57,27 278,08 634,24 Biogás, geotermia,

solar

Agropecuario Gas Natural 0 0 8,97 32,07 geotermia

Agropecuario Diesel Oil 0 42,88 209,68 486,21 Biodiesel

Total 0 420,62 3301,85 8747,07

En la Tabla 54 se muestran la diferencia de emisiones entre escenarios acumuladas a

lo largo de todo el período considerado. La principal contribución corresponde a las

centrales de servicio público, con el 38% de las emisiones evitadas (parques eólicos,

turbovapor a biomasa, pequeñas centrales hidroeléctricas y en menor medida

geotermia). La siguiente contribución corresponde a la introducción del biodiesel en el

sector transporte carretero, con el 26,3% de las emisiones evitadas. Luego le sigue la

sustitución del gas distribuido en el sector residencial (6,1%). El acumulado de las

emisiones evitadas representa alrededor del 36% de las emisiones de CO2 no

biogénico del año base.

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Tabla 54: Diferencia de emisiones acumuladas Base – Mitigación CO2 no biogénico

Dióxido de Carbono no biogénico Sector

Acumulado 2000-2015 (Tg)

Centrales Eléctricas TV 5,80

Centrales Eléctricas TG 7,95

Centrales Eléctricas Diesel 1,55

Centrales Eléctricas CC 1,13

Transporte Carretero Diesel Oil 11,24

Residencial Gas Distribuido 2,59

Residencial Gas Licuado 5,88

Industria Gas Distribuido 0,4

Comercial y Publico Gas Licuado 0,13

Comercial y Publico Gas Distribuido 3,37

Agropecuario Gas Natural 0,13

Agropecuario Diesel Oil 2,55

Total 42,74

En la Tabla 55 se resumen las emisiones de CO2 no biogénico evitadas por sector y

por tipo de fuente, tanto en los años de corte como el total acumulado en el intervalo

considerado.

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Tabla 55: Emisiones CO2 no biogénico evitadas (Gg) por sector y por fuente

Gg

Sector Fuente 2000 2005 2010 2015


Solar 0 47,67 215,93 496,07 2.632 Residencial

Biogas 0 95,35 485,85 1.085,14 5.844

Solar 0 4,26 25,37 64,63 314 Industria

Geotermia 0 2,13 7,24 13,85 89

EPAH 0 0 140,41 355,01 1.719

Eólica 0 0 631,83 2.840,08 11.294

Geotermia 0 0 126,37 106,50 937 Centrales Eléctricas

Biomasa 0 0 252,73 426,01 2.484

Solar 0 19,81 88,18 216,32 1.108

Biogas 0 26,41 144,30 344,14 1.782 Comercial

Geotermia 0 13,20 56,12 98,33 609

Transporte carretero Biodisel 0 168,87 908,87 2182,71 11.240

Geotermia 0 0 8,97 32,07 130 Agropecuario

Biodisel 0 42,88 209,68 486,21 2.553

Total 0 420,58 3.301,85 8.747,07 42.735

Considerando el total acumulado, la mayor contribución a la reducción de emisión de

CO2 no biogénico la realiza la biomasa en general con el 56 %, contribuyendo sólo el

Biodisel con el 32 %. Sigue la energía eólica con un aporte del 26,5 %, la solar

(térmica más eléctrica) con el 9,5 % y los PAH y la geotérmica (térmica más eléctrica)

con el 4 % cada una.



con el 6 %.

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Tabla 56: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Fuente para CH4

Mg Fuente

2000 2005 2010 2015

Residual Fuel Oil 0 0,00001 0,00005 0,92095

Leña 0 14,3316 -29,42011 -52,86651

Gas Licuado 0 1,11735 5,48788 12,32733

Gas Distribuido 0 3,17034 130,17932 210,15642

Diesel 0 15,40133 90,28331 201,87202


Total 0 34,02063 196,53045 372,72228

Tabla 57: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Sector para CH4

Mg Sectores

2000 2005 2010 2015



Centrales Eléctricas Diesel 0 0,00007 22,35812 26,4582


Centrales Eléctricas Biomasa 0 0 -99,10263 -200,64838

Transporte Diesel Oil 0 8,99328 48,40287 116,24257

Residencial Leña 0 5,08434 18,94838 37,91844

Residencial Gas Licuado 0 0,77234 3,80193 8,39558

Residencial Gas Distribuido 0 1,77548 8,70011 19,77554

Industria Otras Primarias 0 -0,17158 -0,57093 -0,63715

Industria Gas Distribuido 0 0,16014 0,81707 1,96699

Comercial y Publico Leña 0 9,41884 51,30507 110,50058

Comercial y Publico Gas Licuado 0 0,34501 1,68595 3,93175

Comercial Publico Gas Distribuido 0 1,23022 5,97379 13,62517

Agropecuario Gas Natural 0 0 0,16051 0,57412

Agropecuario Diesel Oil 0 6,40802 31,33531 72,66047

Total 0 34,02063 196,53045 372,72228

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Tabla 58: Diferencia de emisiones acumuladas Base – Mitigación CH4

CH4 Sector Acumulado 2000-2015 (Gg)

Centrales Eléctricas TV 0,01

Centrales Eléctricas tg 0,84

Centrales Eléctricas Diesel 0,19

Centrales Eléctricas CC 0,12

Centrales Eléctricas Biomasa -1,07

Transporte Diesel Oil 0,60

Residencial Leña 0,22

Residencial Gas Licuado 0,05

Residencial Gas Distribuido 0,11

Industria Otras Primarias -0,01

Industria Gas Distribuido 0,01

Comercial y Publico Leña 0,62

Comercial y Publico Gas Licuado 0,02

Comercial y Publico Gas Distribuido 0,07

Agropecuario Gas Natural 0,00

Agropecuario Diesel Oil 0,38

Total 2,16

Las emisiones evitadas acumuladas de metano sólo representan el 0,37% de las

emisiones de CH4 en el año base, indicando que la introducción de las energías

renovables no contribuye en forma neta a la reducción de estas emisiones. Se puede

apreciar como las biomasa contribuyen a un aumento de las emisiones de metano en el

escenario de mitigación respecto del base.

En la Tabla 59 se resumen las emisiones de CH4 evitadas por sector y por tipo de

fuente, tanto en los años de corte como el total acumulado en el intervalo considerado.

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Tabla 59:Emisiones CH4 evitadas por sector y por fuente

Mg

Sector Fuente 2000 2005 2010 2015


Residencial Solar 0 7,63 31,45 66,09 370,00

Solar 0 0 0,19 1,09 3,57 Industria

Geotermia 0 0 0,05 0,24 0,91 EPAH 0 0 19,54 20,26 155,75 Eólica 0 0 87,94 162,07 903,96 Geotermia 0 0 17,59 6,08 105,36

Centrales Eléctricas

Biomasa 0 0 -99,1 -200,65 -1070,25 Solar 0 6,59 36,03 88,04 459,00 Geotermia 0 4,40 22,93 40,02 250,00 Comercial Biogas 0 0 0 0 0

Transporte carretero Biodisel 0 8,99 48,4 116,24 599,00

Geotermia 0 0 0,16 0,57 2,37 Agropecuario Biodisel 0 6,41 31,34 72,66 381,58

Total 0 34,02

196,52

372,71 2.161,25

Tabla 60: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Fuente para N2O

Mg Fuente

2000 2005 2010 2015

Residual Fuel Oil 0 0 0,00002 0,30698

Leña 0 0,25337 -11,95165 -24,01104

Gas Licuado 0 0,44197 2,17494 4,81531

Gas Distribuido 0 2,54885 53,36895 172,70187

Diesel 0 9,03422 49,66108 116,93461


Total 0 12,27843 93,25333 270,97064

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Tabla 61: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Sector para N2O

Mg Sector

2000 2005 2010 2015














Comercial y Publico Gas Distribuido 0 2,35791 11,44976 26,11491



Total 0 12,27843 93,25333 270,97064

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Tabla 62: Diferencia de emisiones acumuladas Base – Mitigación N2O

N2O Sector Acumulado 2000-2015

(Mg)

Centrales Eléctricas TV 236

Centrales Eléctricas TG 336

Centrales Eléctricas Diesel 14

Centrales Eléctricas CC 49

Centrales Eléctricas Biomasa -143

Transporte Diesel Oil 524

Residencial Leña 4

Residencial Gas Licuado 25

Residencial Gas Distribuido 11

Industria Otras Primarias -1

Industria Gas Distribuido 1

Comercial y Publico Leña 12

Comercial y Publico Gas Licuado 1

Comercial y Publico Gas Distribuido 139

Agropecuario Gas Natural 0

Agropecuario Diesel Oil 69

Total 1.276

Las emisiones acumuladas de N2O representan un 39% de las emisiones

correspondientes al año base.

En la Tabla 63 se resumen las emisiones de N2O evitadas por sector y por tipo de

fuente, tanto en los años de corte como el total acumulado en el intervalo considerado.

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Tabla 63: Emisiones N2O evitadas por sector y por fuente

Mg

Sector Fuente 2000 2005 2010 2015


Residencial Solar 0 0,70 3,30 7,28 39,61

Solar 0 0 0 0,046 0,087 Industria

Geotermia 0 0 0 0,0098 0,020

EPAH 0 0 3,59 11,45 51,00 Eólica 0 0 16,13 91,58 343,00 Geotermia 0 0 3,23 3,43 26,00

Centrales Eléctricas

Biomasa 0 0 6,45 13,74 72,00 Solar 0 0,85 3,83 9,34 48,00

Biogas 0 1,14 6,27 14,87 77,0 Comercial

Geotermia 0 0,57 2,44 4,25 26,0

Transporte carretero Biodisel 0 7,87 42,35 101,71 524,00


Biodisel 0 1,165 5,70 13,21 69,38

Total 0 12,29 93,31 270,98 1.276,34

Tabla 64: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Fuente para NOx

Gg Fuente

2000 2005 2010 2015

Residual Fuel Oil 0 0 0,00001 0,15200

Leña 0 0,00772 -0,2921 -0,58614

Gas Licuado 0 0,03543 0,17433 0,38644

Gas Distribuido 0 0,13696 2,77273 7,38148

Diesel 0 2,55874 15,8011 34,60617


Total 0 2,73885 18,45607 42,03669

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Tabla 65: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Sector para NOx

Gg Sectores

2000 2005 2010 2015







Residencia Leña 0 0,00291 0,01083 0,02167










Total 0 2,73885 18,45607 42,03669

Tabla 66: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Fuente para CO

Gg Fuente

2000 2005 2010 2015


Leña 0 0,66775 -3,33756 -6,39394

Gas Licuado 0 0,00737 0,03628 0,08033

Gas Distribuido 0 0,02926 0,94527 2,16363

Diesel 0 1,90385 10,95 25,08218


Total 0 2,60823 8,594 20,95157

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Tabla 67: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Sector para CO

Gg Sector

2000 2005 2010 2015

Centrales Eléctricas TV 0 0 0 0,63336
















Total 0 2,60823 8,594 20,95157

Tabla 68: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Fuente para COVDM

Gg Fuente

2000 2005 2010 2015


Leña 0 0,04115 0,0346 0,08858

Gas Licuado 0 0,00368 0,01812 0,04013

Gas Distribuido 0 0,01458 0,16755 0,47843

Diesel 0 0,48911 2,81637 6,40278


Total 0 0,54852 3,03665 7,02684

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Tabla 69: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Sector para COVDM

Mg Sector

2000 2005 2010 2015






Transporte Diesel Oil 0 355,11975 1.911,30 4.590,10

Residencia Leña 0 14,52669 54,13824 108,3384









Agropecuario Diesel Oil 0 133,98582 655,19277 1.519,26

Total 0 548,52067 3.036,65 7.026,84

Finalmente se resume la diferencia de emisiones entre el Escenario de Base y el

escenario de Mitigación en términos de CO2 equivalente (CO2+21CH4+310N2O) en

forma porcentual. Es necesario dejar en claro que en las dos tablas donde se adicionan

las emisiones en términos de CO2 equivalente al hacer la suma se produce en alguna

medida una doble contabilización de una fracción pequeña de las emisiones de

carbono, hecho que no altera significativamente los porcentajes de reducción hallados.

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Tabla 70: Reducción porcentual de CO2 equivalente entre los escenarios Base y Mitigación por fuente

2005 2010 2015 Fuente

%

Residual Fuel Oil 0,00 0,00 0.89

Leña 0,09 -0,13 -0,10

Gasolina Motor 0,00 0,00 0,00

Gas Licuado 10,86 6,81 5,69

Gas Distribuido 38,51 53,33 59,61

Diesel 50,54 39,99 33,44

Carbón Mineral 0,00 0,00 0,46

Total 100,00 100,00 100,00

Tabla 71: Reducción porcentual de CO2 equivalente entre los escenarios Base y Mitigación por sector

2005 2010 2015 Sector

%

Centrales Eléctricas TV 0,00 0,00 23,20

Centrales Eléctricas TG 0,00 29,39 12,51

Centrales Eléctricas Diesel 0,00 5,61 2,48

Centrales Eléctricas CC 0,01 0,00 4,54

Centrales Eléctricas Biomasa 0,00 -0,19 -0,14

Transporte Diesel Oil 40,34 27,68 25,08

Residencial Leña 0,03 0,02 0,01

Residencial Gas Licuado 10,35 6,49 5,41

Residencial Gas Distribuido 23,35 14,59 12,51

Industria Otras Primarias 0,00 0,00 0,00

Industria Gas Distribuido 1,50 0,98 0,89

Comercial y Publico Leña 0,06 0,04 0,03

Comercial y Publico Gas Licuado 0,51 0,32 0,28

Comercial y Publico Gas Distribuido 13,65 8,45 7,27

Agropecuario Gas Natural 0,00 0,27 0,36

Agropecuario Diesel Oil 10,20 6,36 5,56

Total 100,00 100,00 100,00

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Para cada uno de los gases considerados las emisiones totales del escenario de

mitigación son inferiores a las del escenario base. Sin embargo, para todos los gases

distintos del CO2 no biogénico las emisiones de las centrales servicio público a

biomasa constituyen una contribución positiva a las emisiones del escenario de

mitigación respecto del escenario base.

En términos de CO2 equivalente, las emisiones del escenario de mitigación son

inferiores a las del base. La mayor contribución al ahorro de emisiones (60% del

ahorro de emisiones en el 2015) se produce por la sustitución del gas natural en

Centrales TV y TG de Servicio Público y en menor medida en el sector residencial,

comercial, servicios y público. La sustitución del gas oil por el biodiesel también

impacta significativamente sobre las emisiones, contribuyendo con un 33% del total de

ahorro de emisiones en el 2015.

En la Tabla 72 se presenta un resumen de la diferencia de emisiones acumuladas para

CO2 no biogénico, CH4 y N2O.

Tabla 72: Diferencia acumulada de emisiones de CO2 no biogénico, CH4, N2O entre escenarios durante el período

2000-2015

Emisiones acumuladas 2000-2015 GEI

Gg Gg CO2eq

CO2 42.738 42.738

CH4 2,16 45,37

N2O 1,28 395,52

Se puede apreciar que la principal contribución a las emisiones evitadas corresponde al

CO2 no biogénico, mientras que las contribuciones del N2O y el metano son poco

significativas.

En la Tabla 73 se resumen CO2 equivalente (CO2 no biogénico+21CH4+310N2O)

evitado por Sector y por fuente

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Tabla 73: Emisiones evitadas CO2 equivalente de CO2 no biogénico, CH4, N2O

Gg

Sector Fuente 2000 2005 2010 2015


Solar 0 48,05 217,62 499,71 2.652,44 Residencial

Biogas 0 95,35 485,85 1.085,14 5.844,38

Solar 0 4,26 25,36 64,67 314,18 Industria

Geotermia 0 2,13 7,25 13,86 88,87

EPAH 0 0 141,93 358,98 1.737,90

Eólica 0 0 638,68 2871,87 11.419,03

Geotermia 0 0 127,74 107,70 947,23 Centrales Eléctricas

Biomasa 0 0 252,65 426,06 2483,71

Solar 0 20,21 90,13 221,06 1.132,72

Biogas 0 26,76 146,24 348,75 1.806,09 Comercial

Geotermia 0 13,47 57,35 100,48 622,12

Transporte carretero Biodisel 0 171,50 923,01 2.216,68 11.415,00


Biodisel 0 43,38 212,10 491,83 2.582,89

Total 0 425,11 3334,89 8838,89 43.178,95

Al igual que en el caso del CO2, considerando el total acumulado, la mayor

contribución a la reducción de emisión de CO2 equivalente la realiza la biomasa en

general con el 56 %, contribuyendo sólo el Biodisel con el 32 %. Sigue la energía

eólica con un aporte del 26,5 %, la solar (térmica más eléctrica) con el 9,5 % y los

PAH y la geotérmica (térmica más eléctrica) con el 4 % cada una.



con el 6 %

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4.2.3. Valorización de las emisiones evitadas y costos incrementales

Los valores de la tonelada de CO2 aún son muy volátiles y por ende es difícil tomar un

valor único de referencia para valorizar las emisiones evitadas debido a la adopción de

una medida de mitigación. El problema se complica aún más cuando se habla de

emisiones a futuro, ya que se trata de asignar un valor futuro a la tonelada de CO2. Por

estas razones se adoptaron dos criterios para contabilizar el ahorro que constituiría la

adopción del escenario de mitigación respecto del escenario base en términos de

emisiones de CO2 no biogénico evitadas.

Para la primera contabilización se adopta un valor de referencia constante en el tiempo

e igual a 10 US$/ton. Esta constituye en cierto sentido una hipótesis de mínima. La

hipótesis de máxima se determina asignando un valor futuro a la tonelada de CO2 en

base a la aplicación de la regla de Hotelling [15], un valor inicial de 10 US$/ton CO2 y

una “tasa de descuento” igual al 10%. En este caso la regla de Hotelling se aplica

haciendo una analogía entre el agotamiento de un recurso no renovable y el

agotamiento de la capacidad natural del sistema terrestre de absorber el exceso de CO2

antropogénico [16]. De acuerdo con esta regla, el valor de la tonelada de CO2 se

incrementa anualmente según una tasa tal que mantiene constante el valor presente de

la tonelada de CO2. En este caso el valor de la tonelada de CO2 en el año 2015 alcanza

los 42 US$/ton . Cabe aclarar que se trata de una aproximación y que la elección de

una tasa adecuada para realizar el cálculo es bastante arbitraria.

15 Hotelling, H (1931) “The Economics of Exhaustible Resources” Journal of Political Economy (39) 137-175.

16 Nadal G, Girardin OL. (2001) “Economic impact of the valuation of life cycle CO2 emissions from renewable and fossil energy sources”. International Journal of Global Energy issues 2001;15(1/2):84–96.

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Tabla 74: Valor de las emisiones evitadas a través de MDL.

Año

2000 2005 2010 2015

Emisiones CO2 (106 ton)

0 0,4 3,3 8,8

Emisiones acumuladas CO2 (106 ton)

0 1 11 43

Ahorro a valor constante (106 US$)

0 4 33 88

Ahorro a valor variable (106 US$)

0 6,4 85,6 366

Ahorro acumulado a valor constante (106 US$)

0 6 106 427

Ahorro acumulado a valor variable (106 US$)

0 9 240 1404

Se calcularon los costos incrementales de las emisiones evitadas para el caso de

generación de electricidad en Servicio Público. Se ha tomado sólo este caso por ser

donde se puede obtener información con cierto grado de certeza y confianza en lo

referente a las centrales convencionales que se reemplazan, así como los costos de

operación y mantenimiento. En relación a este punto cabe aclarar que los cálculos se

realizan a precios de mercado, excluyéndose algunos costos sociales.

Para el cálculo del costo incremental del ahorro de emisiones se siguió la metodología

mencionada en “Economics of Greenhouse Gas Limitations – Methodological

Guidelines”, K Halsnaes, J.M. Callaway, H.J. Meyer, Risø National Laboratory,

Denmark, 1998.

Se tomó el costo de la capacidad convencional desplazada, el ahorro en O&M de

dichas centrales (principalmente combustible), restándole el costo de la generación

renovable que la desplaza, todo ello calculado año por año dentro del período

considerado (2000-2015). Luego se descontó este costo diferencial al año 2005.

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Siguiendo un criterio de costo efectividad, el valor de cada tonelada de CO2 evitado se

obtiene haciendo el cociente del VPN de los costos diferenciales y el VPN de las

emisiones evitadas. Cabe aclarar que se han computado los costos de la capacidad

convencional evitada en los primeros años del período considerado, donde estas

centrales son reemplazadas por no convencionales pero ya estaban en funcionamiento,

que es la alternativa que en general se utiliza para realizar comparaciones entre

proyectos y que se suele encontrar en la bibliografía. Tomando tasas del 8 %, 10 % y

12 % el costo incremental de la tonelada evitada es de 11,6, 11 y 10,4 US$/t

respectivamente lo que muestra que no hay una gran sensibilidad. Alternativamente,

si se toma en cuenta sólo el costo de operación y mantenimiento de las centrales

convencionales en operación que se reemplazan, el costo incremental aumenta a

62US$/t con tasa del 10 %.

El VPN de las inversiones en energías renovables, incluyendo costos de O&M, es de

1.046 millones de US$. El VPN de los costos de los sistemas convencionales

(inversión y O&M) es de 964 millones US$. Luego el monto total en que se

incrementa el costo de las inversiones para lograr el ahorro de CO2 equivalente

propuesto es de 82 millones de US$, el 7,8 % de la inversión en renovables.

El valor actual del CO2 equivalente (10 US$/ton) evitado, comercializado a través de

MDL es consistente con el valor calculado anteriormente (11US$/ton) y da un valor

descontado para las emisiones evitadas en el sector de transformación de energía

cercano a los 74 millones de US$, que es prácticamente el monto en que se

incrementan las inversiones para lograr ese ahorro.

4.3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Como resultado del presente estudio se dispone de una cartera de proyectos de

aplicación de las FNRE con criterio realista que pueden ser concretados en los

próximos 10 años, con identificación de las tecnologías, sus costos y los lugares de

posible instalación, así como los interesados en participar de los mismos. La potencia

total del conjunto de instalaciones propuestas para la generación de electricidad es de

3.607 MW, considerando sistemas centralizados y sistemas dispersos, el 15,6 % de la

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potencia total actualmente instalada. Aplicaciones térmicas de la energía solar

(cocinas, calentadores de agua, edificios bioclimáticos), biomasa (cocinas a leña) y

geotérmica (uso sanitario, calefacción domiciliaria, invernaderos, cría de peces, uso

industrial y derretimiento de nieve), así como la producción de biogas y biodisel, se

proponen para las diferentes regiones del país donde cada fuente ofrece mayor recurso.

En lo referente a la prioridad en el desarrollo de las FNRE desde el punto de vista del

CO2 equivalente evitado, es clara la importancia de priorizar la biomasa, en particular

el biodisel, siguiendo en orden de importancia la energía eólica. Estas dos fuentes

contribuyen con el 88 % a la reducción de CO2 equivalente. El aprovechamiento de

la energía solar sigue en orden de importancia, tomada en conjunto la conversión

térmica y la fotovoltaica. Finalmente las energías de Pequeños Aprovechamientos

Hidroeléctricos y Geotérmica, esta última tomando en conjunto sus aplicaciones

térmicas como eléctricas, tienen un peso equivalente.

Si se analiza solamente la producción de electricidad en sistemas centralizados, y

siempre desde el punto de vista del CO2 equivalente evitado, se debe dar prioridad al

desarrollo de la energía eólica, mientras que las otras tres fuentes (biomasa, PAH y

geotérmica) tienen una contribución parecida, pero decreciente según el orden listado.

Cabe mencionar que si bien desde el punto de vista del CO2 equivalente evitado la

conversión fotovoltaica aplicable a zonas remotas no tiene un gran peso, desde el

punto de vista social debe darse importancia a su desarrollo.

5. IDENTIFICACIÓN DE INTERESADOS EN LA GENERACIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA O TÉRMICA A PARTIR DE ENERGÍAS RENOVABLES QUE

PUEDAN IMPLEMENTAR LOS PROYECTOS PROPUESTOS

Para la expansión de las FNRE actualmente usadas, y/o la penetración de las aún no

aprovechadas, se considera necesaria la sanción de una Ley Especial con normas que

posibiliten la competencia de estas con las fuentes no renovables de energía. Para ello

deberán incorporarse en ambos tipos de energía las externalidades positivas y

negativas que hoy no son tenidas en cuenta, generando la mayoría de las veces una

competencia desleal en el mercado de las Fuentes de Energía.

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El análisis de dichas externalidades debería ser realizado en el marco de una

Planificación Energética basada en los resultados de un Estudio Energético Integral,

que incluya además, en el caso de proyectos para la generación de energía eléctrica, la

obligatoriedad de compra de la totalidad de aquella.

Se resumen los potenciales interesados en aplicar los proyectos de FNRE

identificados.

a) Energía solar

Conversión térmica

En las provincias Andinas y Subandinas (Salta, Jujuy, Tucumán, La Rioja, San Juan y

Mendoza) hay habitantes que pueden ser potenciales usuarios de cocinas solares si se

realiza un adecuado programa de difusión y financiamiento de las mismas.

Los censos realizados muestran que la cantidad de escuelas albergue en toda la región

mencionada es del orden de 3.000, las cuales representan un importante potencial de

uso de cocina solares dado el costo del gas en esa zona y el problema ambiental que

significa el uso sin control de biomasa para cocinar generalmente escasa en los lugares

donde se encuentran dichos establecimientos.

Conversión Fotovoltaica

El empleo de sistemas fotovoltaico se extiende fundamentalmente a zonas sin redes

eléctricas donde se emplea generación diesel para la producción de electricidad. Esto

cubre una amplia zona del país en casi todas las provincias argentinas.

En particular hay todavía 700 escuelas sin electricidad en las provincias de La Rioja

(138), Mendoza (27), Formosa (123), Chaco (100), San Luís (82), Entre Ríos (42) y

Corrientes (98), que serán cubiertas dentro del programa PERMER con apoyo

financiero del Ministerio de Educación.

b) Energía Eólica

Para el empleo de sistemas eólicos aislados la provincia del Chubut, a través del

PERMER, tiene en marcha un programa piloto en la Comunidad aborigen Pocitos de

Quichaura y Costa del Ñorquinco, que luego será extendido al ámbito rural del interior

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de la provincia, permitiendo satisfacer necesidades de electricidad a aproximadamente

8.000 personas.

En cuanto a Parques eólicos hay identificado empresas que tienen interés en la

instalación de los mismos. Entre ellas podemos citar:

Ø Central Eléctrica Eólica Bahía Blanca S.A

Ø ENERFIN – SERVICOOP (Provincia del Chubut)

Ø GRANJAS EÓLICAS SOCIEDAD ANÓNIMA (GESA) (Comodoro Rivadavia).

Ø GAMESA Energía – COOAGUA.

Ø Granjas Eólicas Patagónicas Sociedad Anónima

Ø Vientos de la Patagonia I, sociedad anónima conformada entre ENARSA y la

Provincia del Chubut.

Ø Vientos de la Patagonia II, sociedad anónima conformada entre ENARSA y la

Provincia de Santa Cruz.

Ø Vientos de Arauco, sociedad anónima conformada entre ENARSA y la Provincia

de la Rioja.

Ø Vientos del Buen Aire I, sociedad anónima conformada entre ENARSA y la

Provincia de Buenos Aires

Ø Vientos del Buen Aire II, sociedad anónima conformada entre ENARSA, la

Provincia de Buenos Aires y privados.

Ø Vientos del Neuquén, Provincia de Neuquén y privados.

Ø Provincia de Río Negro y la empresa INVAP

c) Pequeños Aprovechamientos Hidráulicos (PAH)

En Argentina existen varias localidades cuyo suministro energético se realiza por

centrales térmicas a gasoil, y que tienen posibilidades de ser alimentadas por PAH.

Resumimos los potenciales interesados en aplicar esta tecnología.

Ø Los Antiguos, Perito Moreno y zona de influencia. Noroeste de la provincia de

Santa Cruz, en la comarca del Lago Buenos Aires.

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Ø El Calafate Punta Bandera y zona de influencia. La localidad de El Calafate está en

el acceso al Parque Nacional los Glaciares. Sudoeste de la provincia de Santa

Cruz, en la comarca del Lago Argentino.

Ø Gobernador Gregores y zona de influencia. Centro de la provincia de Santa Cruz,

en la meseta patagónica a unos 209 km por la ruta 25 desde el Puerto San Julián.

Ø Corcovado, Carrenleufú, Cerro Cent inela y zonas de influencia. Oeste de la

provincia de Chubut,

Asimismo se puede utilizar PAH interconectados al Sistema Interconectado Nacional,

Sistema Patagónico u otras redes menores. Se mencionan algunos.

Ø Sobre el Río Colorado, a 70 km aguas arriba de la ciudad de Río Colorado.

Provincia de Catamarca, a 27 km al Norte de la capital de la provincia.

Ø El Bolsón, provincia de Río Negro.

Ø Provincia de San Luís, a 45 km al Norte de la ciudad capital

d) Energía de la Biomasa

En un horizonte de mediano plazo, pareciera ser razonable asumir que la puesta en

marcha de los primeros proyectos para la generación de energía eléctrica a partir de

biomasa leñosa, sean implementados por el Estado Nacional a través de la Empresa de

Energía, asociado con los Estados Provinciales en los que se localicen los proyectos

por la disponibilidad de la FRE, dejando abierta la posibilidad de la participación

societaria del sector privado. Del potencial sustentable extraíble de leña de montes y

bosques nativos es posible concretar proyectos de generación eléctrica a partir de la

biomasa leñosa fundamentalmente en las provincias de Chaco, Formosa, Salta y

Santiago del Estero.

En lo que respecta a la difusión de estufas de alta eficiencia energética en viviendas y

en actividades productivas (viviendas familiares localizadas en el medio rural, no sólo

en Pueblos sino también dispersas; así como en ciudades de tamaño medio, hospitales

rurales, centros sanitarios, hoteles, restaurantes, invernáculos, tambos, etc), debería

establecerse un programa especial de incentivos y créditos, recuperables éstos por los

bonos posibilitados por la disminución de las emisiones de gases de efecto

invernadero, impulsada por el Estado Nacional y los Estados Provinciales asociados,

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dejando abierta la posibilidad de la participación societaria del sector privado

productor de dichas estufas.

En lo concerniente a la difusión de cocinas de alta eficiencia energética, tanto en

viviendas familiares, hoteles, restaurantes, escuelas, comedores comunitarios y micro

emprendimientos involucrados en la preparación de alimentos, al igual que en el caso

anterior debería establecerse un programa especial de incentivos y créditos,

recuperables éstos por los bonos posibilitados por la disminución de las emisiones de

gases de efecto invernadero, impulsada por el Estado Nacional y los Estados

Provinciales asociados, dejando abierta la posibilidad de la participación societaria del

sector privado productor de dichas estufas.

En el caso de los proyectos tendientes a aumentar sustancialmente la oferta de

biodiesel, teniendo en cuenta que la actual oferta de combustibles esta altamente

concentrada en el conjunto Repsol-YPF, Shell, Esso y Eg3, la expansión de aquella

debería estar en el marco de una Ley Especial, la que debería establecer normas de

estricto cumplimiento por dicho conjunto y el resto de Empresas, a fin de posibilitar

dicho aumento.

Dichas normas deberían también tener en cuenta la prioridad de uso de los suelos para

la producción de alimentos, lo que implica la fijación de localización y de límites a la

producción de Biodiesel. La mencionada concentración de los combustibles

tradicionales, además, determina la necesidad de que la Ley Especial establezca

normas de aplicación eficaz y eficiente, para garantizar la participación de otros

capitales del sector privado nacional.

En el caso particular del uso del estiércol como FNRE, la implementación de

proyectos debería ir precedida de una activa y agresiva campaña de difusión de los

beneficios derivados de este uso. También en este caso se considera necesaria la

participación del Estado Nacional y de los Estados Provinciales, asociados o no, pero

en base a un programa especial de incentivos, créditos y sanciones (por razones

ambientales), recuperables los segundos, por los bonos obtenidos por la disminución

de las emisiones de gases de efecto invernadero. También en este caso deben quedar

abiertas las posibilidades de la participación societaria del sector privado productor de

la tecnología.

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Hay un proyecto concreto de relleno sanitario localizado en Villa Domínico (Partido

Avellaneda, provincia de Buenos Aires), para recuperación de gas metano.

e) Energía Geotérmica

La generación de electricidad a partir de energía geotérmica tiene la posibilidad de

concretarse en Copahue, provincia del Neuquén, donde el Ente Provincial de Energía

del Neuquén (EPEN) es la institución interesada en el proyecto.

Para aplicaciones de baja entalpía fuera de la aplicación en Ba lneoterapia, es necesario

un programa de difusión y financiamiento, así como la concreción de un marco legal

que impulse a los sectores privados a introducirse en el empleo de esta fuente de

energía.

6. PROPUESTA DE CONVENIOS O ACUERDOS MARCO

Es fundamental la sanción de una Ley Nacional Especial, con adhesión de todas las

Provincias, para las FNRE, elaborada en base a los resultados de un Estudio

Energético Integral, en el marco de la Planificación Energética. A partir de ello podrán

realizarse convenios marco que involucren a la actividad privada en la implementación

y puesta en marcha de los proyectos con FNRE que, seguramente, serán rentables si se

incorpora en las evaluaciones el valor de las externalidades positivas y negativas de

cada FNRE y de cada FnoRE.

7. ANÁLISIS DE MEDIDAS DE PROMOCIÓN

Se analizarán mecanismos para promover el uso de FRE frente al costo de las energías

no renovables.

7.1. SUBSIDIOS PARA LOS DISTINTOS ESTADOS: INVESTIGACIÓN, DESARROLLO,

DEMOSTRACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN.

Se considera esencial que se incrementen los subsidios en las etapas que permita

disponer de información y de tecnología para las diferentes fuentes renovables de

energía. Estas son las etapas de Investigación, Desarrollo y Demostración.

Estas etapas están insertas institucionalmente en el sector formado por la Secretaría de

Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva y las agencias que dependen de ellas,

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Consejo Nacional de Investigaciones Científica y Tecnológicas (CONICET) y la

Agencia Nacional de Promoción Científica y Tecnológica, quienes deben disponer de

un presupuesto especial de apoyo a este sector energético. También las Universidades

públicas y privadas, que en general, y salvo excepciones mencionadas en el Segundo

Informe, no tienen grupos dedicados a programas específico en el sector de FNRE,

para las cuales se debería otorgar una partida presupuestarias especiales como

incentivo para impulsar la formación de grupos en este tema.

En lo referente a la comercialización de estas fuentes, en especial en el caso del

mercado rural disperso, ha quedado claro a través del PERMER que es fundamental

disponer de subsidios que cubran parcialmente, pero con una elevada participación

porcentual, los costos de pequeños sistemas domiciliarios. Esto se fundamenta en el

hecho de que los usuarios rurales dispersos tienen por lo general bajos ingresos pero

como contraparte habitan en áreas y las demandas son relativamente bajas haciendo

que las tecnologías que utilizan las FNRE puedan competir con equipos que utilizan

combustibles fósiles.

7.2. SUBSIDIOS TEMPORALES O CRÉDITOS BLANDOS PARA CUBRIR LA DIFERENCIA DE

COSTO ENTRE LA FNRE Y LAS OPCIONES CONVENCIONALES MÁS ECONÓMICAS.

Un mecanismo que serviría para incentivar el mercado de las FNRE en potencias

mayores, por ejemplo el caso de los parques eólicos, los pequeños aprovechamientos

hidroeléctricos y los sistemas de generación de electricidad con energía de la biomasa,

es el de subsidios temporales para permitir que una mayor demanda fomente la

producción local de equipos y haga competitivo los precios por alcanzar economías de

escala.

Una alternativa de los subsidios sería la existencia de financiamiento con bajas tasas

de interés. En este caso será necesario capacitar al sector financiero para poder

evaluar adecuadamente los proyectos que pretendan acceder a estos créditos.

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7.3. REDUCCIÓN DE IMPUESTOS Y GENERACIÓN DE INCENTIVOS A LOS PROVEEDORES

LOCALES DE FNRE.

Todas las tecnologías que utilizan las energías renovables tienen, en comparación con

las que utilizan combustibles fósiles, costos iniciales más altos por lo tanto toda

medida que tienda a atenuar o al menos que ayude a financiar esta diferencia

contribuirá favorablemente para la difusión de las FNRE.

Los instrumentos impositivos de la Ley 25019 o los propuestos en los nuevos

proyectos de leyes de fomento de las FNRE, por ejemplo: diferimento del IVA y

estabilidad fiscal contribuyen a atenuar las diferencias pero requieren de cierto grado

de perfeccionamiento para incentivar la producción local de equipos o sus partes.

7.4. OBLIGATORIEDAD DE HACER ESTUDIOS COMPARATIVOS DE PROYECTOS CON

ENERGÍAS NO RENOVABLES Y RENOVABLES PARA PROVISIÓN DE ENERGÍA.

En muchos casos las FNRE pueden competir con los sistemas convencionales de

generación con combustibles de origen fósil pero la falta de conocimiento de estas

alternativas hace que no sean tomadas en cuenta. Una buena medida de promoción

sería establecer la obligatoriedad, para aquellos proyectos que pretendan acceder a

financiamiento del sector público (por ejemplo FEDEI), de hacer estudios económicos

comparativos entre fuentes renovables y no renovables de energía.

8. PROGRAMAS DE DEMOSTRACIÓN COMERCIAL

En el proceso de identificación de programas de demostración comercial se

excluyeron casi todas las aplicaciones de las FNRE, salvo una, porque las tecnologías

ya han alcanzado un razonable grado de madurez, porque son suficientemente

conocidas por los potenciales usuarios y/o porque no requieren del estudio de aspectos

específicos de su explotación. Vamos a discutir estas razones.

La utilización de biodiesel es, en el caso de las FNRE, la que tendría el mayor impacto

sobre las emisiones de GEI. Existe un marco legal y regulatorio así como tecnología

para su producción y su incorporación en mezclas tales como B20 no se traduciría en

precios muy alejados del combustible diesel por lo tanto quizás las medidas necesarias

para promover un uso generalizado sean del tipo impositivo para que los precios sean

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más atractivos al combustible diesel puro y, si se quisiese lograr un impacto más

acelerado, establecer medidas tales como la obligatoriedad de no usar combustible

diesel puro. Por lo tanto plantear un proyecto de demostración comercial para

promover su utilización parecería no ser prioritario.

Un caso similar es el de la utilización de la energía eólica para la generación de

electricidad en gran escala. El recurso energético ha sido, y está siendo estudiado,

habiéndose identificado y evaluado numerosos sitios donde podrían instalarse parques

eólicos de importancia, particularmente en la Patagonia y en el sur de la provincia de

Buenos Aires. La tecnología a nivel mundial ha alcanzado un grado de madurez y de

confiabilidad muy alto y existen recursos humanos disponibles para la operación y

mantenimiento. A nivel nacional hay dos empresas que han hecho desarrollos

tecnológicos de aerogeneradores de gran tamaño aunque faltaría verificar su

comportamiento en el largo plazo. También se ha ganado mucha experiencia en

operación y mantenimiento en los parques eólicos actualmente instalados (28 MW) en

Argentina. Esta realidad indica que no sería necesaria la realización de proyectos de

demostración comercial para promocionar esta tecnología. Posiblemente un

sinceramiento de los precios (costos) de la energía eléctrica y los incentivos previstos

en las leyes de promoción de las FNRE serían atractivo suficiente para potenciar el

interés por las inversiones en parques eólicos conectados a las redes.

Algo similar a lo dicho para energía eólica ocurre en el campo de los PAH. Hay

disponibilidad de tecnología local, la tecnología tiene un buen grado de madurez y hay

recursos humanos disponibles para implementar proyectos. En el caso de las redes

aisladas la principal competidora es la generación diesel, la cual tiene costos de

operación y mantenimiento mucho más alto. Pese a ello en muchos casos se siguen

instalado generadores diesel por dos razones fundamentales: menores costos de

inversión y períodos más cortos de implementación. Aquí es donde se podría actuar

ofreciendo financiamiento y, en el caso de los plazos de ejecución, realizando una

buena planificación que prevea las necesidades para el mediano plazo. En el caso de

las PAH conectadas a las redes provinciales o nacionales la principal causa de su

desactivación han sido los altos costos operativos en relación al costo de la energía

eléctrica en el mercado mayorista.

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Las tecnologías que en principio requieren de la realización de proyectos de

demostración comercial son aquellas poco conocidas por los potenciales usuarios o

por quienes deban implementarlas. Este es el caso del abastecimiento eléctrico

disperso con FNRE. El PERMER está cubriendo esta instancia en el caso de la

energía solar fotovoltaica (solar home systems) y la energía eólica (wind home

systems) por lo tanto no se ve la necesidad de realizar proyectos en este campo.

El uso de la biomasa leñosa con fines térmicos ha sido suficientemente estudiado y

existen equipos de producción local para su uso, estando los potenciales usuarios

familiarizados con la mayoría de estas tecnologías. El problema aquí radica en hacer

accesible los equipos a los usuarios y asegurar el abastecimiento de leña a precios

competitivos con el gas envasado. Es una problemática que requiere de un análisis

muy detallado que escapa a los alcances de este informe.

Por todo lo dicho se ha pensado en un único proyecto que tendría las características de

demostración comercial porque requiere de acciones en varios frentes para poder

implementarlos. Se trata de la generación de electricidad con biomasa leñosa. El

potencial del recurso energético es muy grande pero no existe tecnología propia para

su utilización en gran escala. Se propone la realización de dos proyectos, uno en el

Chaco y otr en Santiago del Estero, con potencia máxima de 8,5 MW cada una, con

funcionamiento de unas 7.000 h/año, con un consumo de 142.100 t/año de biomasa

leñosa (leña y residuos de los aserraderos), estimándose una generación de electricidad

de alrededor de 59.500 MWh cada Central. En la Sección 3.4.1.1 se describen con

detalle la tecnología aplicable.

Debido al marco tarifario actual del sector eléctrico en la Argent ina estos proyectos

requieren de incentivos económicos para que sean atractivos a la inversión privada.

Los incentivos deberían ser o bien subsidios (financiamiento parcial de las

instalaciones) o préstamos con tasas muy bajas. Además debería establecerse un

régimen especial para la venta de energía al sistema interconectado nacional para que

este tipo de generadores puedan colocar toda la energía producida a precios que

aseguren la rentabilidad de las instalaciones. En lo posible habría que aprovechar

estos proyectos para fomentar la producción local de equipos, solventando si fuesen

necesarios los costos de desarrollo.

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A-1 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”

9. ANEXOS

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ANEXO I.

Proyectos Eólicos

Sistemas Distribuidos



SISTEMAS DISTRIBUIDOS

Costa del Ñorquinco

En el contexto departamental de la Provincia del Chubut, Costa del Ñorquinco se

encuentra en el departamento Cushamen (ver Figura 1).

Dpto Cushamen, en la Pcia del Chubut. Detalle catastral y sector “Costa del Ñorquinco”

Figura 1: Ubicación del Dpto Cushamen

Según datos históricos, el poblamiento aborigen de la región, particularmente la zona

de Colonia Cushamen, se produjo por prisioneros de la Campaña del Desierto (el

prisionero Nahuelquir realizó un pacto con el gobierno y quedó en libertad recibiendo

por parte del gobierno, tierras en Cushamen, cerca del año 1.900). Dentro de esta

comunidad, dividida en nueve parajes, se encuentran Ñorquinco Sur y Fitamiche junto

a la Escuela 69, Río Chico, Vuelta del Río, Fofo Cahuel, La Rinconada, Tropezón y

Ranquil Huao.

El área de estudio para la prueba piloto incluye a todos los pobladores que se

encuentran asentados en las riberas del arroyo Ñorquinco, desde la Escuela de

Ñorquinco Sur, hasta la Escuela N° 59 de Fofo Cahuel, bordeando la ruta provincial

N° 35. Asimismo, se incluyen los pobladores asentados en las riberas del arroyo

Fitamiche debido a su proximidad con Costa del Ñorquinco.

Los campos de la zona se encuentran en un ambiente frágil, presentan una cobertura

vegetal heterogénea, donde se aprecia la alternancia de pedregales y espacios

arenosos, tal como se observa en la Figura 2, en proximidades al arroyo Ñorquinco



Valle del arroyo Ñorquinco Proximidades a la Ruta Provincial N° 35

Figura 2: Zonas características de Costa del Ñorquinco

La zona de estudio se caracteriza por la predominancia de la explotación ganadera a

pequeña escala. La provisión de agua durante el año favorece el desarrollo de buenas

pasturas en sectores muy puntuales, lo que sumado a la existencia de cursos de agua y

al desarrollo de los suelos aluviales, en determinados sectores permite que se agreguen

algunas incipientes explotaciones mixtas agrícolas ganaderas.

La zona se encuentra en la transición del clima árido estepario al frío húmedo que

caracteriza la franja occidental del Chubut.

Esto indica la existencia de un marcado gradiente pluviométrico hacia el este, con un

descenso de las precipitaciones de alrededor de 900 mm a 300- 250 mm. Las

temperaturas medias anuales alcanzan los 7º C, alcanzando la media de 14º C durante

el mes de enero y disminuyendo hasta aproximadamente 2º C durante Julio. El viento

predomina del sector oeste, con velocidades próximas a los 8.5 m/s.

El relieve corresponde mayormente a cordones montañosos bajos y serranías, surcados

por cursos de agua que representan las nacientes del Río Chubut. La zona en general

se halla por encima de la cota de 500 m.s.n.m.

El aislamiento geográfico caracteriza a la Comunidad y se materializa tanto en la

inaccesibilidad a las redes eléctricas que exigen la electrificación mediante sistemas



autónomos, como en la imposibilidad de acceder a redes de gas, de comunicación e

incluso a vías de comunicación constantes a lo largo del año.

Pocitos de Quichaura

La Comunidad aborigen Pocitos de Quichaura se ubica en el departamento Languiñeo

a unos 60 Km. de la localidad de Tecka (ver Figura 3). Se accede a la misma por un

camino rural secundario que se desvía hacia el norte de la ruta provincial N° 62.

Inscripta en el año 1997 en el registro de las Comunidades Aborígenes de la

Escribanía General de Gobierno de la Provincia del Chubut, actualmente la

Comunidad de Pocitos de Quichaura tiene en trámite el título de propiedad de la tierra.

Los beneficiarios decidieron que el título se expidiera en carácter comunitario ya que,

según lo argumentado por los mismos, el reducido tamaño de las explotaciones los

perjudicaría si hacían títulos individuales.

Dpto Languiñeo, en la Pcia del Chubut. Detalle catastral y sector “Pocitos de

Quichaura”

Figura 3: Ubicación del Departamento Languiñeo

Ambientalmente presenta un frágil equilibrio en sus componentes, dadas las

características propias de su clima y bioma, su litología y la actividad socio-económica

predominante. Respecto de esto último, la necesidad de extracción de leña para su uso

en calefacción y cocción de alimentos sumado a la cría de lanares y caprinos en

campos de baja cobertura vegetal se presentan como los más importantes factores de

desequilibrio ambiental.

El sitio donde se ubica la Comunidad presenta un clima árido estepario frío, tipo

climático presente en la mayor parte de la patagonia extraandina. En términos



generales puede caracterizarse al clima a partir de sus temperaturas medias anuales las

cuales alcanzan desde los 7° C a los 13 º C, hallándose los promedios más altos en

zona costera. Los meses extremos, Enero y Julio, presentan valores del orden de los

15º C y 2º C respectivamente. Las precipitaciones son escasas y no superan los 300

mm anuales, presentándose sobre todo en invierno, con lo que el déficit hídrico se

agudiza hacia el verano, determinando la escasa cobertura vegetal y en definitiva la

baja capacidad de carga de ganado de los campos. El rasgo distintivo del clima local es

el viento del oeste, con velocidades medias que oscilan en los 9 m/s.

Figura 4 : Características del paisaje y la cubierta vegetal.

La zona de estudio presenta variadas unidades geomorfológicas, como bajadas,

serranías, planicies altas y bajas, colinas y depresiones endorreicas. Por las

condiciones morfoclimáticas, los suelos son pobres, de los órdenes aridisoles y

entisoles. Un aspecto destacable es la existencia de mantos de aguas subterráneas que

afloran en pequeños manantiales, también denominados "ojos de agua", y que revisten

sustancial importancia tanto para el poblamiento como para el consumo del ganado, si

bien en bajos endorreicos suelen formarse grandes aguadas en años de buena

precipitación.



Figura 5: Aguada y manantial aprovechadas para la provisión de agua a

animales y población.

La Comunidad se caracteriza también por un marcado aislamiento. A pesar de

encontrarse próxima a la ruta asfaltada, los accesos son de muy difícil transitabilidad

en invierno y primavera, quedando asimismo en muy mal estado durante gran parte del

resto del año. Los accesos a redes eléctricas, comunicacionales y de gas son en la

actualidad imposibles.

La continuación del programa PERMER, como se ha expresado, estará dirigida

particularmente al resto de la población rural dispersa del interior de la Provincia del

Chubut, cuyos rasgos característicos sean justamente, la dispersión y el aislamiento,

buscando mejorar sus condiciones de vida.

DESCRIPCION DEL SISTEMA

El equipo elegido para la instalación en el marco del programa PERMER es una

turbina eólica de eje horizontal diseñada para carga de baterías en lugares remotos.

De acuerdo a las especificaciones del fabricante, los componente estáticos y dinámicos

de la máquina están diseñados para una larga vida útil. No hay ningún plan de

mantenimiento necesario. El recambio de los carbones de bajada de energía se debe

realizar cada 4 años aproximadamente.

El sistema de rotación consta de tres palas de PRFV (fibra de vidrio y resina poliéster,

el perfil es de diseño propio denominado DWZ 40) macizas montadas sobre el plato de

rotación por medio de dos bulones de anclaje de acero SAE 316 inoxidable. Las palas

convierten la energía cinética del viento en rotación mecánica del eje principal que



acopla al alternador. El paso es fijo en toda su longitud contando con un ángulo de

arranque de 2,5 grados. El set de palas es cuidadosamente equilibrado en fabrica y el

conjunto de rotación es balanceado estática y dinámicamente.

El alternador trifásico está construido con imanes permanentes de tierras raras

encapsulado ( neodimio ) de gran poder magnético.

Su moderno diseño de alta eficiencia, permite el acople directo al eje de rotación,

eliminando la necesidad de cajas multiplicadoras. Los imanes permanentes inducen

tensión en las bobinas ni bien comienza a girar la máquina. El bobinado es protegido

con resina epoxi con el propósito de no ser afectado por la humedad ambiente.

El eje de rotación esta construido en acero forjado SAE 4140 y esta montado sobre

rodamientos sellados en cámara de grasa. El conjunto esta diseñado para soportar sin

dificultad los esfuerzos radiales y axiales originados durante el funcionamiento del

equipo.

El eje de orientación azimutal constituye el sostén de la parte estructural del

aerogenerador a través de dos rodamientos cónico y radial sellado auto lubricado, esto

permite al conjunto girar libremente en los 360 grados logrando una rápida respuesta

al cambio de dirección del viento sin posibilidad de engranamiento con el paso del

tiempo.

Los anillos rozantes se encuentran sobre el eje de orientación y son encargados de

colectar la energía proveniente del alternador trifásico a través de sendos carbones de

cobre-grafito. Esta disposición permite la bajada de la energía generada para cualquier

orientación de la turbina. El conjunto está dispuesto dentro de la estructura de la

máquina por lo que queda protegido de la intemperie.

Tablero y regulador. La corriente alterna de frecuencia variable es rectificada y

acondicionada por el regulador de carga antes de ser ingresada al banco de baterías de

12 voltios. El equipo es silencioso, de estado sólido y funcionamiento automático, está

protegido contra sobrecargas y corto circuito. Su función es monitorear

permanentemente el estado de carga del banco de baterías, derivando la energía

excedente a una resistencia para disiparla en forma de calor.



En el tablero se cuenta con una llave que sirve para el frenado del rotor, una vez

plegado el molino desde el pie de torre.

OPERACIÓN NORMAL DEL SISTEMA

El rotor de la turbina comienza a girar cuando la velocidad del viento es de

aproximadamente 3 m/s (11 Km. /h), superada esta velocidad se inicia la carga de las

baterías, situación que podrá variar en función del estado de carga de las mismas.

Iniciado el arranque de la turbina y vencida la inercia propia del sistema, la rotación

podrá mantenerse con velocidades muy bajas e inferiores a 3 m/s.

Cabe notar que la perfomance del sistema podrá variar de sitio a sitio en función de las

condiciones climáticas reinantes en el lugar de emplazamiento, dependiendo esta

situación de la temperatura ambiente, altitud, densidad del aire , turbulencia, etc.

La velocidad del rotor se incrementa con el incremento de la velocidad del viento,

pero la energía generada aumenta muy rápidamente por existir una relación cúbica con

la velocidad del viento.

El equipo cuenta con un sistema de auto pliegue por veleta rebatible que a su vez sirve

para el frenado manual desde el pie de la torre.

Las baterías recomendadas para trabajar con este sistema son las denominadas de

CICLO PROFUNDO, las mismas están diseñadas para soportar cargas y descargas

profundas sin inconvenientes. La turbina eólica en cuestión se provee para trabajar en

12 Vcc, el tablero viene configurado de fábrica para la tensión solicitada.

Documents

Mitigación de emisiones a través del desarrollo de la ... MW y una posible generación de electricidad de 4.313.000/5.000.000 kWh/año. Estos últimos proyectos son más indefinidos