AGUEERA-UIA

AGUEERA (Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina) – Unión Industrial Argentina

1) Visión del Escenario

El escenario planteado por AGUEERA busca alcanzar una matriz eléctrica que permita un suministro seguro,
sustentable y a tarifas competitivas. Para ello deberían cumplirse las siguientes premisas:

  • Bajo costo medio para que Argentina sea competitiva en la región.
  • Matriz energética más diversificada, con inclusión de energía renovable.
  • Seguridad en el abastecimiento mediante un incremento en el nivel de reservas.
  • Inversiones constantes en el período de análisis.

Para lograrlo es necesario un plan estratégico de Estado a largo plazo propuesto por las autoridades y con consenso de los actores, que sea mantenido por los distintos gobiernos. A su vez debe ser realizable, considerando los recursos naturales, humanos y materiales con que cuenta el país.

Dadas las hipótesis consensuadas como también los análisis propios de disponibilidad futura de gas y petróleo, factibilidad de las distintas tecnologías y centrales (todo lo cual se trató de fundamentar en base a trabajos de especialistas) creemos que el escenario propuesto cumple con las premisas enunciadas al inicio.

Las inversiones, constantes en todo el período, permiten alcanzar al final del ejercicio, una matriz energética nacional más diversificada que la actual, con un parque más eficiente producto del retiro de equipos que han llegado al final de su vida útil. El precio de la energía se mantiene relativamente estable permitiendo la competitividad de la industria y el margen de reserva se incrementa permitiendo lidiar con años de hidrología desfavorable.

Otro punto a destacar es que mientras la producción de energía eléctrica se incrementa en un 86% en el
período de análisis, las emisiones de las centrales eléctricas se reducen un 11% respecto a los valores de 2013, contribuyendo de este modo a los esfuerzos por reducir las mismas.

2) Hipótesis de suministro eléctrico

Se adoptó el criterio de despacho según costos variables crecientes con prioridad de despacho para hidroeléctricas de base, renovables y nucleares. Por tanto las centrales térmicas son las últimas en ser despachadas y actúan como reserva del sistema. La demanda de punta es cubierta por hidroeléctricas de punta, turbinas de gas y motogeneradores.

En este esquema se busca definir la potencia a instalar de cada tecnología buscando un equilibrio entre la seguridad de abastecimiento, sustentabilidad y tarifas competitivas.

Dado el contexto energético tanto de Argentina como de países limítrofes, no se consideran importaciones ni exportaciones de energía eléctrica en forma firme. Sólo se consideran intercambios ocasionales.

En la decisión de incluir energía nuclear primaron fundamentalmente dos criterios. Por un lado la ventaja que representa para el país mantener y/o potenciar el clúster compuesto por recursos humanos altamente especializados y empresas proveedoras de tecnología nuclear. Por otro lado, se tuvo en cuenta la seguridad en el suministro que plantean las centrales nucleares.

A partir de consultas a CNEA y tomando en cuenta la historia de incorporación nuclear en Argentina, se
proyectó un ingreso de tres centrales nucleares de gran potencia en todo el período de análisis (750 MW en 2024 -proyecto con China- y luego dos nuevas centrales de 1.200 MW en 2029 y 2035). Adicionalmente se
incorporan dos reactores CAREM (100 MW en 2027 y 100 MW en 2032). No se retiran centrales nucleares.

En cuanto a las energías renovables se considera un paulatino crecimiento de las mismas, sustentado fundamentalmente en la eólica y la solar por sus menores costos. Otras tecnologías son incorporadas en menores proporciones. Este esquema renovable con base eólica y solar requiere de una mayor instalación de centrales de reserva (generalmente térmicas), lo que obliga a mayores inversiones incrementando los costos medios.

Se planteó como objetivo alcanzar un parque de energía renovable superior al 10% al año 2035.

En materia de energía hidroeléctrica, se analizaron los emprendimientos definidos en los datos de partida.

Se calcularon los costos de generación “energizados” en función de su factor de carga (costos de capital
+ operativos), listando así las posibles centrales en función de costos crecientes (incluyendo centrales
binacionales). De este ranking, a partir de un análisis multicriterio de EBISA, se decidió quitar tres centrales que a pesar de su buen factor de carga, presentan un alto impacto ambiental, La Estrechura, Rincón de los Godos y Talhelum.

Se propone la incorporación paulatina de las centrales hidráulicas de base hasta alcanzar centrales de factor de carga de 49%. Aquellas centrales de factor de carga más bajo, y el consiguiente costo medio más alto, desde un punto de vista económico entendemos conveniente la incorporación de ciclos combinados trabajando con gas natural. Con independencia de este criterio, se decidió incorporar las centrales cuya construcción se encuentra licitada o en proceso avanzado a la fecha, como son las centrales Néstor Kirchner, Gobernador Cepernic, Chihuidos I y Los Blancos I y II, todas centrales de punta (2.810 MW totales) y Portezuelo del Viento, central de base.

La potencia total de punta hidroeléctrica cubre mayormente los picos del sistema. Las demandas en
momentos de máxima consumo o años secos serán cubiertas con máquinas que tendrán un despacho muy
bajo, inferior al 20%. Para estos casos, se considera conveniente la incorporación de turbinas de gas, de bajo costo de inversión.

En total se incorporan 20 centrales hidroeléctricas, además de Punta Negra, con un total de 7.226 MW.
Se retiraron 5.589 MW de unidades del parque térmico al final de su vida útil, con el siguiente criterio: TV 60 años, TG 35 años y CC 35 años. Las mismas se reemplazan por unidades térmicas más eficientes cuando están en puntos estratégicos de la demanda.

Se incorporan turbinas de vapor a carbón (370 MW) dada la alta disponibilidad mundial de este combustible.

Las turbinas de vapor existentes que utilizan fuel oil, mantienen el uso de este combustible en función del stock local disponible. Se incorporan ciclos combinados – 10.140 MW- capacitados para quemar GN y GO,
que cubren la demanda base no cubierta por las centrales nucleares, hidroeléctricas de base y renovables.
Asimismo, cubren el retiro de máquinas previsto.

Dadas las demás tecnologías de base planteadas, una mayor incorporación de CC reemplazando otras centrales de base, requeriría mayor importación de gas natural licuado (LNG), resultando más costosa la operación.

Para el cubrimiento de los picos del sistema, además de las hidroeléctricas de punta antes mencionadas, se cuenta con turbinas de gas (4.280 MW) y motogeneradores (180 MW). Estas TG se van cerrando como ciclos
combinados con el incremento de la demanda. Por su menor costo de inversión se instalan las primeras,
actuando como reservas del sistema, los motogeneradores se sustentan en su versatilidad en el uso de combustibles (GN, GO y FO) y rápida instalación.

El crecimiento de la demanda en el período es de 86%, y el crecimiento de potencia instalada es de 94%,
mejorando así los márgenes de reservas. La energía hidráulica acompaña el crecimiento de la demanda. Se
destacan el crecimiento de la energía nuclear y renovable. El incremento de la generación térmica es menor al crecimiento de la demanda, actúa como reserva del sistema, disminuyendo sustancialmente su factor de despacho.

3) Hipótesis de suministro de gas

Ante la disminución de la producción de gas convencional se adopta la premisa de desarrollar el shale gas, tanto para compensar la declinación del gas convencional como para disminuir la importación de gas oil y GNL. El shale gas presenta la doble ventaja de un menor costo respecto al GNL a la vez de generar un mayor desarrollo de la actividad económica local, así como ahorro de divisas por sustitución de importaciones.

Las proyecciones realizadas se basaron en las presentaciones “Shale Oil y Shale Gas en Argentina. Estado
de situación y prospectiva” de Fundación Bariloche y “Reflexiones acerca de la situación del Petróleo y Gas en Argentina. Un desafío a partir del Shale Gas” del Ing. Ferioli.

Para la estimación de disponibilidad de gas natural se consideró:

  • Disminución del 3% promedio año del gas convencional.
  • Fuerte desarrollo de la producción de shale gas a partir del año 2021.
  • Bolivia: se incrementa la importación hasta el máximo del contrato en el año 2027 y luego se incrementa hasta alcanzar los 30 Mm³/día.
  • Uruguay: Se importan 6 MMm³/día desde 2017 hasta final del período.
  • GNL en puertos de Escobar y Bahía Blanca: la importación disminuye paulatinamente a partir del año 2021 estabilizándose hacia el final en 4 MMm³/día a partir de 2026 para uso en el invierno y desplazando
    GO.
  • Biogás: hay una incorporación gradual a partir del 2014.

El crecimiento en la producción e importación de gas natural se destina a cubrir el crecimiento del resto de la demanda. La generación eléctrica no cuenta con mayor disponibilidad local de gas (mantiene un consumo de 37 MMm³/año estable en todo el período) y sólo podría utilizar más gas en base a GNL importado. Un mayor desarrollo del gas local, permitiría un mayor uso para el sector eléctrico.

4) Hipótesis de suministro de petróleo y derivados

Se consideró que la producción de petróleo experimenta una dinámica parecida a la del gas. El escenario
prevé que la producción de petróleo convencional disminuya paulatinamente y que, por el contrario, la
producción de petróleos no convencionales experimente un crecimiento en sus volúmenes producidos. Las
proyecciones realizadas se basaron en la presentación de Fundación Bariloche antes citada.

  • Petróleo convencional: la producción cae en un 3% anual.
  • Petróleo no convencional: la producción aumenta a partir del año 2019, luego el incremento compensa
    la caída de la producción de petróleo convencional.
  • Se asume un corte creciente del gas oil con biodiesel, según informe (Res. 1125/13 SE). La capacidad de las refinerías al 2013 es de 646 kbbl/día y se utiliza un 81,6%. Como primera medida se aumentó el factor de uso de las refinerías al 85%. Se agregó capacidad de refino por 250 k bbl/día, llegando al 2035 con una capacidad de refino de 923 k bbl/día, lo que implica la necesidad de aumentar en un 39 % la capacidad actual.
5) Observaciones y Sugerencias

Para forzar la evaluación de la conveniencia de retirar máquinas e invertir en centrales nuevas o mantener las centrales existentes, se debería incorporar en los programas una caída anual en la eficiencia y mayores costos anuales de mantenimiento. Otra opción sería reflejar el envejecimiento del parque mediante un indicador de la edad promedio del mismo.

Se debería evaluar establecer amortizaciones con plazos más largos para hidroeléctricas y nucleares. Estas centrales tienen una vida útil muy superior a los 15 años, y al amortizarlas en ese plazo, el programa castiga esa decisión. En el año 16 de realizada la inversión, desaparece el costo de capital, pero el escenario no llega a reflejarlo.

Para un próximo ejercicio se puede habilitar la opción de la cogeneración, es decir aprovechar la energía
generada en distintos procesos evitando que esa energía térmica simplemente se pierda en la atmósfera.

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