Conclusiones

Escenarios Energéticos al 2040 y sus visiones

Las experiencias del primer y segundo ejercicio permitieron no sólo elaborar los escenarios energéticos para Argentina con un horizonte al año 2030 (edición realizada entre 2011 y 2012) y luego a 2035 (ejercicio realizado entre 2014 y 2015), sino que constituyeron también en sí mismas un proceso de aprendizaje colectivo en cuanto al manejo de las herramientas, su dinámica de trabajo y los mecanismos de búsqueda de consensos.

Como fruto de este aprendizaje colectivo, e identificadas nuevas necesidades para representar de manera adecuada las distintas visiones allí recogidas, los Escenarios Energéticos 2040 incrementan la complejidad del modelo, como así también su alcance.

A modo de síntesis, se presentan a continuación las principales coincidencias y divergencias observadas entre los resultados planteados por los escenaristas:

Coincidencias

  • En el sector eléctrico, aún considerando un escenario de demanda de uso responsable de la energía, al final del período de análisis será necesario más que duplicar y hasta triplicar la potencia instalada, alcanzando los 104,6 GW en promedio (con un mínimo de 85,5 GW y un máximo de 127,4 GW).
  • La magnitud de los costos actualizados del sistema es importante, para expandir la generación se requieren en promedio 185.169 MMUSD en todo el período (entre 163 mil MMUSD y 204 mil MMUSD), que se suman a las inversiones requeridas en eficiencia que en promedio son 90.663 MMUSD en todo el período (con un mínimo de 39,6 mil MMUSD y un máximo de 145,8 mil MMUSD).
  • El fuerte crecimiento de renovables respecto a la situación de potencia instalada actual sucede en todos los escenarios, siendo en alguno de ellos la variable más relevante de la matriz final.
  • La generación en base a carbón mineral es una opción prácticamente no utilizada.
  • El fuerte crecimiento de la potencia instalada requiere su correlato de ampliación de la red de transporte en alta tensión, se requerirán construir al 2030 en promedio 32.578 km (entre 19.500 km y 37.700 km) de líneas con subestaciones y compensadores con una inversión promedio de 16.337 MMUSD (entre 9,9 mil MMUSD y 18,8 MMUSD). En el período 2030- 2040 se requerirán en promedio 40.100 km (entre 25.900 km y 60.700 km) de líneas de alta tensión con una inversión promedio de 19.103 MMUSD (entre 177 mil MMUSD y 28,6 mil MMUSD).
  • Dada la fuerte presencia de generación renovable en la Patagonia, sumada a algunos proyectos hidráulicos, una o más líneas de corriente continua aparecen como opción para evacuar dicha potencia.
  • En casi todos los escenarios se observa un incremento importante en la potencia hidráulica: En el plan estratégico de incorporación de oferta hidráulica, se destaca que es necesario analizar las hidraulicidades de los ríos en función de escenarios futuros de cambio climático.
  • Todos los escenaristas plantean en mayor o menor medida medidas de gestión de demanda, y existe un consenso en cuanto a la necesidad de incorporar medidas de eficiencia energética. Los ahorros en la demanda final suministrada van desde el 10% hasta el 27%.

Divergencias

  • La generación nuclear es en general poco incorporada por la mayoría de los escenaristas, salvo el escenario NOA, CACME y AGEERA, que sí incorporan esta fuente de manera de que se incrementa su participación relativa en el período. Dos escenaristas retiran hacia el final del período centrales nucleares existentes.
  • En el caso de la generación hidráulica, hay escenaristas que muestran reparo a la expansión en base a las mismas, en particular sobre las centrales de pasada, ubicadas en el litoral argentino, por sus potenciales implicancias ambientales y dos escenaristas no avanzan con las dos represas del río Santa Cruz. No obstante prácticamente todos los escenarios incorporan proyectos hidroeléctricos.
  • La producción de gas natural y de petróleo no convencional genera posiciones opuestas: mientras que algunos escenaristas toman esta opción y apuestan fuertemente a que el nivel de producción local supere la demanda y haya exportación de gas a la región por ductos o como GNL, otros escenaristas, por el contrario, no apuntan al desarrollo de Vaca Muerta con niveles de producción altos que conlleven a precios de gas bajos debido a cuestionamientos ambientales, o bien porque consideran que son inviables los niveles de inversión y requerimientos de infraestructura necesarios.
  • Los intercambios comerciales de energía eléctrica con otros países se han utilizado o bien marginalmente (la mayoría de los escenarios), o en cambio en forma relevante como medio de balancear el aporte intermitente de tecnologías renovables.
  • La ampliación de la capacidad de refinación está ligada al crecimiento de petróleo no convencional, y al posicionamiento hacia la balanza comercial que tomó cada escenarista, importando productos refinados y exportando crudo, o viceversa.
  • El cuanto al retiro de potencia, se observan posturas diversas. Algunos escenarios plantean retiros sobre la base de antigüedad o eficiencia, mientras otros las mantienen pasando paulatinamente a formar parte de la reserva. Asimismo, aparecen quienes realizan retiros asociados a temas ambientales. Los retiros acumulados al 2040 se ubican entre 5.309 MW y 17.966 MW.
  • No resultó posible alcanzar un consenso en las visiones que tienen los escenaristas respecto del rol que tendrán la generación distribuida y el almacenamiento en la matriz eléctrica.
  • Respecto de las políticas de gestión de demanda y eficiencia energética, si bien hubo consenso respecto a la necesidad de implementar medidas en este sentido, hubo discrepancias sobre la profundidad de algunas de las medidas.
Escenarios 2015 Indicadores y principales resultados 2015