CAPEC

Visión del escenario «CÓRDOBA»

Consejo Asesor de Política Energética de la Provincia de Córdoba (CAPEC).

El escenario presentado por la provincia de Córdoba fue coordinado por el Consejo Asesor de Política Energética de Córdoba (CAPEC), que está integrado por instituciones intermedias, para el desarrollo de propuestas de políticas energéticas provinciales. La metodología de trabajo de CAPEC implica la generación de consensos entre los diferentes integrantes del Consejo.

El desarrollo de este escenario nos permitió comprender las distintas visiones y enfoques que plantearon los escenaristas, enriqueciendo nuestra posición. Asimismo, reafirmó el valor del proceso de generación de escenarios para el desarrollo de políticas públicas y marcos regulatorios a nivel nacional, así como a nivel provincial. Es por esto que hemos iniciado el proceso para la generación de Escenarios Energéticos para la provincia de Córdoba.

Los primeros consensos respecto del ejercicio de Escenarios Energéticos 2040 fueron los criterios que debía satisfacer. Los tres criterios adoptados son:

  • El cumplimiento de la Ley 27.191 en lo relativo a la incorporación porcentual de fuentes renovables a la matriz de generación eléctrica de Argentina hasta 2025, proyectando con un criterio propio hasta 2040.
  • El cumplimiento de los compromisos asumidos por Argentina en el Acuerdo de París, ratificado por el Congreso de la Nación y presentados en la COP22, respecto de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.
  • Costo competitivo de la energía a nivel regional.

Con estos criterios consensuados, el ejercicio se focalizó en la diversificación de la matriz energética, reduciendo el aporte predominante de los combustibles fósiles por la incorporación de energías renovables, la activación de políticas de eficiencia energética que permitieron optimizar la demanda y la obtención de precios de energía que fuesen competitivos a nivel regional.

Asimismo, se previó la optimización del parque térmico reemplazando las máquinas de mayor antigüedad así como las de menor rendimiento. Dicha planificación se basó en la producción de gas creciente de Vaca Muerta hacia 2040.

Los objetivos de este escenario serán posibles con una integración energética regional que permita un intercambio (importación y exportación de energía) sosteniendo un saldo positivo para el país.

 

Gestión de la Demanda

Se tomaron las siguientes medidas de eficiencia energética:

  • Calefones sin piloto: Reemplazo al año 2040 del 50% de la totalidad de los calefones,
  • Calefones solares: Instalación de 100.000 calefones por año en todo el período del escenario
  • Envolvente térmica: Mejora de la aislación en edificios existentes en un 50% y a razón de 0.5% de los edificios al año,
  • Cambio modo calefacción: Al año 2040 un 40% de hogares cambia su modo de calefacción de gas a electricidad,
  • Autos eléctricos: 40% de autos eléctricos al 2040,
  • Buses eléctricos: 100% de buses eléctricos al 2040.

Como medidas adicionales se adoptaron las siguientes:

  • Aplicación del Programa de eficiencia energética (heladeras),
  • Programa de Recambio de Lámparas LED en alumbrado público,
  • Mejora de eficiencia en Motores Eléctricos en la Industria,
  • Programa de Recambio de Lámparas LED en iluminación residencial,
  • Sistemas de Gestión de Energía en empresas energético—intensivas.

Como resultado de la aplicación de las medidas mencionadas se produjo una reducción global de la demanda del 13,7% con respecto a la demanda tendencial (Business as Usual, BAU) hacia 2040. La reducción mencionada del 13,7% por fuente fue: +1 % electricidad, -19,4% gas distribuido, -22,4% nafta y -20% gasoil.

 

Oferta de Generación

Para atender la demanda resultante, se definió una oferta de parque generador que se describe a continuación:

Generación Térmica

Se reemplazó gradualmente y se retiraron de servicio las plantas de generación térmica de menor disponibilidad, mayor antigüedad y de menor rendimiento. A su vez, se fueron incorporando centrales más modernas y eficientes.

El equipamiento térmico incorporado es a base de gas natural (Ciclos Combinados-CC) y turbinas de gas (TG).

La generación diésel (DI) distribuida se reemplazó gradualmente por tecnologías más eficientes.

No se tuvo en cuenta, para este escenario, la incorporación de nuevas centrales nucleares y se descartaron los proyectos de generación a base de carbón.

Generación Renovable:

De acuerdo con la legislación vigente, Ley 27.191, se proyectó alcanzar los 10.000 MW (21% de la matriz de potencia instalada) hacia 2025 con una proyección del 27% de la potencia instalada en 2030 y un 32% de la potencia instalada en 2040 con una composición de la matriz descripta de la siguiente manera:

Energía Eólica:

Se lograron los 15.893 MW instalados en 2040. Esto se alcanzó por el aprovechamiento de los sitios con mayores factores de planta (Patagonia, Comahue y BAS). En las zonas con menor factor de planta se seleccionaron centrales de menor tamaño (del orden de los 10 a 20 MW) a los fines de mejorar algunos parámetros eléctricos especialmente en redes de media tensión. No se consideró incorporación de equipamiento eólico marítimo (off shore).

Energía Solar:

Para la fotovoltaica se alcanzan los 7.404 MW instalados en 2040. Con similar criterio que para la energía eólica, el desarrollo se basa en el aprovechamiento de los sitios con mayores factores de planta (NOA y Cuyo). También se aprovecha el recurso, aunque en menor medida, en las zonas del Centro, NEA y BAS-GBA-LIT. En las zonas de menor factor de planta se previeron pequeñas centrales (del orden de los 1 a 10 MW) a los fines de mejorar algunos parámetros eléctricos especialmente en redes de media tensión.

Se incorpora la Generación Distribuida y el Almacenamiento particularmente en las zonas de mayor disponibilidad de recurso y de mayor desarrollo urbano, llegando a un nivel de penetración en la matriz total de 0,45 % hacia 2040. Se definieron proyectos de energía solar concentrada en zonas de donde los niveles de radiación son elevados alcanzando los 2.170 MW en 2040.

Energía Hidráulica

Teniendo en cuenta los proyectos definidos en el ejercicio se eligieron aquéllos que están en el orden de los 300 MW o menores, teniendo en cuenta el impacto ambiental de las centrales, especialmente las de gran tamaño.

Sólo se consideraron las grandes centrales como Cóndor Cliff (año 2026), La Barrancosa (año 2026) y Chihuido I (año 2030).

En cuanto a la minihidráulica se consideró el 96 % de los proyectos disponibles en el ejercicio.

Otras Renovables:

Se priorizó el aprovechamiento de los recursos locales (regionalizar las renovables en función de la disponibilidad geográfica del recurso de Biomasa, Biogás, RSU). Se eligieron módulos de potencias del orden (1 a 10 MW). Al igual que para energía solar y eólica uno de los objetivos es de mejorar algunos parámetros eléctricos especialmente en redes de media tensión.

Importación y Exportación de Energía Eléctrica

Se consideraron la integración y los intercambios energéticos a nivel regional. Dicha situación permite un mejor aprovechamiento del potencial renovable disponible y una mayor estabilidad a la red. El intercambio previsto hacia 2040 se ubica en el 0,6 % promedio de la energía.

 

Hidrocarburos

Gas:

Se decidió un sostenido desarrollo de gas no convencional a partir de los recursos disponibles en la Cuenca Neuquina a razón de un crecimiento del 3% anual hasta 2026, desde 2027 con un 5 % anual hasta 2032 y desde 2033, con un porcentaje de crecimiento que se va reduciendo progresivamente hasta alcanzar el 1,5 % en 2040. Se tiende a disminuir el uso de GNL a expensas del uso de gas no convencional, reduciendo el porcentaje de gas importado, principalmente de Bolivia. La reducción se hace de manera gradual, primero con el gas licuado, y luego con el gas de Bolivia. Las necesidades se cubren con gas convencional y con gas no convencional. La producción de gas no convencional crece hasta 2040 permitiendo reducir la importación de gas de Bolivia hasta 2032, al igual que la importación de gas licuado hasta 2030.

Petróleo:

Se consideró un incremento en la producción de no convencional, con un crecimiento del orden del 1,5 % promedio anual hasta 2026, desde 2027 con un crecimiento del 0,6 % anual hasta 2031 y desde 2032, con un porcentaje de crecimiento el 1,4 % promedio anual hasta 2040. Además, se supuso un aumento en la capacidad de refinación de manera que acompañe al incremento de producción, ampliándola a razón de 8 mil m3/día en 2025, 2030, 2035 y 2040

Fueron considerados cortes crecientes de biocombustibles, alcanzando el 20% de biodiesel en el gas oil y 20% de bioetanol en naftas, respectivamente en 2040. Para centrales eléctricas el corte de biodiesel se definió en un 11,9 % para 2040.

Conclusiones

Los criterios asumidos, sumados a las decisiones en la gestión de la demanda y en la oferta, permitieron obtener un escenario que presenta costos razonables para la energía eléctrica sin perder de vista el impacto en las emisiones y manteniendo la consigna del margen de reserva de potencia (20%).

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