Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA)

Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA)

1) Visión del Escenario

El objetivo de la planificación electroenergética debería ser la asignación “óptima” de recursos en la cadena de actividades desde la producción de energía eléctrica hasta el consumo teniendo en cuenta una serie de condicionantes y observaciones que se indican posteriormente.

AGEERA propone para este ejercicio maximizar el uso de recursos nacionales, tanto hidráulicos como renovables, respetando plazos de obra y un desarrollo sustentable desde lo técnico y lo económico a sabiendas que esta asignación forzada no responde a análisis de mínimo costo global y por lo tanto podría ocasionar valores económicos elevados.

La prioridad para el acceso de generación será hidráulica o renovable, unidades nucleares (de acuerdo a
expectativas de desarrollo en esa área) y luego completar el faltante con unidades térmicas convencionales, apuntando a reducir o eliminar esta componente fósil a ingresar o ya instalada.

La propuesta incluirá la existencia de reserva, tanto operativa como requerida para sostener años “secos”
hidrológicamente hablando.

Históricamente se ha buscado la optimalidad económica aplicada al desarrollo asociando el concepto de
“óptimo” a la eficiencia económica, y el proceso de planeamiento eléctrico se redujo a la obtención de la
alternativa de abastecimiento de mínimo costo. Sin embargo la planificación socioeconómica asociada a la
energética puede tener otros objetivos además de la eficiencia económica, tales como:

  • Evitar la excesiva dependencia de recursos externos.
  • Controlar el impacto sobre la balanza de pago.
  • Garantizar el nivel de empleo.
  • No degradar el medio ambiente, etc.

En consecuencia, estos objetivos no pueden ser ignorados al analizar las alternativas posibles de expansión y operación del sistema eléctrico.

Una serie de puntos condicionan al análisis del abastecimiento y deberán ser tenidos en cuenta para una
correcta planificación:

1. Necesidad de garantizar el abastecimiento en el momento en que se produce la demanda, con un
cierto grado de seguridad (calidad de servicio).
2. Consideración de la aleatoriedad de ciertas variables (aportes hidroeléctricos, demanda, disponibilidad de los equipos, etc.).
3. Necesidad de que la oferta se ajuste en forma instantánea a las variaciones de la demanda (curvas de
carga).
4. Existencia de redes fijas de transporte y distribución.
5. La disponibilidad de combustible para las unidades.
6. Los costos de producción y desarrollo.
7. El equipamiento no siempre estará disponible por:

  • indisponibilidades forzadas (estrechamente vinculado al mantenimiento preventivo),
  • indisponibilidades programadas,
  • eventuales problemas hidráulicos, etc.,
  • la disponibilidad de los recursos puede verse reducida (combustibles, cambios climáticos, etc.).

El equipamiento adicional deberá ser tal que permita:

  • Absorber razonables errores en la previsión de la demanda.
  • Disminuir la cantidad de cortes de larga, corta y muy corta duración.
  • Disminuir las caídas de tensión manteniéndolas dentro de los valores de tolerancia aceptados.
  • Debe ser constante con las variaciones de frecuencia.
  • Aportar energía reactiva necesaria.

En sistemas donde el aporte de energía hidráulica es significativo, es importante disponer de reserva ante escenarios secos (normales o extraordinarios). Este equipamiento puede pasar mucho tiempo sin ser requerido y es posible evaluar si se dispondrá de él o se recurrirá a importar energía como alternativa. Deberá tenerse en cuenta cuál podrá ser el nivel aceptado de Energía No Suministrada Esperada (ENSE) y su correspondiente costo (generalmente asociado a costos sociales).

2) Escenario eléctrico

En materia de energía hidráulica se considerarán los proyectos de mayor envergadura que fueron presentados como disponibles en los datos de partida. Para la energía hidráulica a utilizar, se buscó mantener, en todo momento, la cota de operación de los embalses en la máxima posible compatible con la atenuación de las crecidas. En cuanto a la energía esperada hacia futuro se utilizaron las crónicas más pobres de los aportes históricos para determinar el elenco necesario de tecnologías no hidráulicas que protejan al sistema ante años “secos”.

Una vez determinado el equipamiento se simuló el escenario con crónicas hidráulicas medias. El ejercicio ha sido, con excedencias altas determinar el parque adicional y una vez determinado, utilizar la energía disponible para el 50% de probabilidad (media).

En relación a las energías renovables, uno de los principales retos a seguir es determinar cuánta energía renovable es posible ingresar por año bajo una hipótesis de máximo impulso, en ese sentido se supondrá que existirán “fuertes” incentivos para el desarrollo y que este se realizará a semejanza de lo ocurrido en otras partes del mundo ante similares impulsos (es un criterio).

Tomando a la Unión Europea y en particular a España, se conformó el escenario de ingreso de generación eólica, bajo el conocimiento de existió en la región europea un más que importante incentivo al desarrollo.

Si bien en la planificación propuesta, AGEERA apunta a minimizar importaciones y dentro de lo posible exportar energía para mejorar la balanza comercial, entiende que debe perseguirse el desarrollo futuro
de los intercambios energéticos entre países, supone entonces 250MW de potencia media, asignados a exportación.

No se analizan retiros de unidades por considerar el efecto marginal. Muchas de las unidades que podrían dejar de operar se encuentran ubicadas donde por mucho tiempo seguirá requiriéndose su aporte (puntos cercanos a la demanda) donde el recurso primario no puede ser otro que el existente, por lo que sólo se prevé repotenciación o remplazo por equipamiento de similares tecnologías y donde sólo se podría tener en cuenta la mejora en los rendimientos.

De todas maneras para considerar el costo de remplazo o repotenciación, proponemos retirar unidades significativas (TV de módulo superior a los 100MW y cercanas a centros de consumo) y ampliar simultáneamente la central donde se produjo el retiro con un valor equivalente, manteniendo así el balance.

Es posible que futuros cambios tecnológicos en infraestructura de transporte y distribución permitan mejorar esta situación.

Las principales consideraciones en el ejercicio:

  • Se seguirá operando con reserva operativa similar a la actual, mejorando la disponibilidad futura por el ingreso de nuevo equipamiento.
  • Se incrementará la reserva ante año seco.
  • Se considera un cambio en esta tendencia con nuevas incorporaciones en los próximos años (se favorece
    el desarrollo con señales claras y sustentables).
  • Seguirá existiendo, al menos en el corto y mediano plazo, algún inconveniente con la disponibilidad de combustible gas en invierno y problemas de logística de líquidos en invierno.
  • Seguirán existiendo problemas de infraestructura en distribuidoras que sostienen generación distribuida con combustibles líquidos.
  • Se deberá verificar la relación costos de energía forzada por calidad de servicio (costos de instalación y producción) versus costos de infraestructura en transmisión, subtransmisión y transformación.
  • Se verifican despachos de unidades del Área GBA (Gran Buenos Aires) bajo el conocimiento de requerimiento de forzamientos por parque mínimo del área y se corrige, forzando el despacho de unidades
    del área.
  • Si se superaran los porcentajes planteados de participación de la energía eólica en la oferta, la RPF (Regulación Primaria de Frecuencia) podría ser insuficiente para sostener variaciones rápidas o frecuentes del recurso viento, por lo cual, por razones operativas y de calidad de servicio, debería tenerse en cuenta de manera la necesidad de incorporar equipamiento convencional adicional para
    contar con la reserva de reemplazo. Esto incrementará los costos de capital, penalizando el ingreso de equipamiento eólico.
  • Se seguirá suponiendo el uso de combustibles líquidos en ciclos combinados (CC), en las Turbogas (TG) y las Turbovapor (TV) durante los meses de invierno, bajo el entendimiento que ampliaciones en
    transporte de gas y/o en producción serán destinados principalmente al consumo residencial.
  • Para biocombustibles (Biodiesel para TG y CC y BioOil para TV).
  • TG y CC hasta un 8% de capacidad de mezcla.
  • TV hasta un 25% de capacidad de mezcla.
  • Los porcentajes de consumo de combustible a utilizar por las unidades actuales respetan los valores históricos recientes.
3) Hipótesis de suministro de gas

Se apunta a un muy fuerte desarrollo de gas no convencional y a disminuir el uso de GNL, y la aparición de financiamiento para sostener la producción de gas convencional que detiene un poco la caída de su producción. Por ello se prevé la disminución del uso de GNL a expensas del uso de gas no convencional, sosteniendo un porcentaje de gas importado, principalmente de Bolivia.

4) Hipótesis de suministro de petróleo y derivados

Se supone un incremento en la producción de no convencionales y una reversión en la caída de producción del convencional merced al impulso al financiamiento de explotación y exploración. También se supone un aumento en la capacidad de procesamiento de crudo de manera proporcional al incremento de producción.

5) Observaciones y Sugerencias

El definir escenarios con ingreso de equipamiento de manera forzada sin buscar el óptimo económico (dando prioridad a tecnologías descartando aspectos económico-financieros) o penalizar a ciertas tecnologías con externalidades para que competitivamente se vean relegadas en los accesos generará escenarios más caros que, en definitiva, el usuario final terminará viéndolo reflejado en el costo total de la energía.

Muchas tecnologías poseen tiempos de implementación que exceden los períodos gubernamentales. Para su necesaria implementación deberá esperarse el sostenimiento de políticas que acompañen las planificaciones; sobre todo si se espera que participen inversiones privadas en algunos de estos proyectos.

Para el ingreso de energía renovable se supuso la existencia de fuertes incentivos a su desarrollo (similares a los europeos durante la década del 2000); de no contarse con ellos será imposible sostener estos desarrollos.

Si bien en el escenario se intenta disminuir la importación de energía, AGEERA entiende que hacia futuro debe alentarse el fluido intercambio entre países vecinos con el objetivo de lograr complementariedades que reduzcan los costos globales. Estos intercambios deberán incluir swaps de energéticos.

Deberá reverse en tema de la reserva, atendiendo a la reserva operativa necesaria en la punta de demanda, dado que en la actualidad la reserva en esa banda horaria es sumamente escasa corriendo riesgo de colapso.

Igual condición debe verificarse para expectativas de “año seco”.

Respecto a los combustibles, AGEERA entiende que, de disponerse de financiamiento y/o sinceramiento de precios que vea reflejado el productor, la caída en producción de combustibles convencionales puede revertirse o al menos moderarse. De no disponer de estos medios para disminuir la importación deberá crecer mucho la producción de no convencionales, con su consiguiente necesidad regulatoria y financiera.

Escenarios Energéticos 2030, funciona.

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