Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER)

Cámara Argentina de Energías Renovables

1) Visión del Escenario

Los principales objetivos en el escenario energético son la integración de renovables y la descentralización, evitando la incorporación de nuevas centrales nucleares (se incorpora Embalse, pero se retira Atucha I en el año 2022) y minimizando la incorporación de grandes hidroeléctricas (sólo se incorporan tres proyectos:

Cepernic, Chihuidos y Del Plata). Para lograr este desarrollo es necesario promover un marco legislativo y regulatorio dinámico y adaptado a las necesidades de los sectores público y privado (por ejemplo, medición neta, u otras medidas que tengan el impacto equivalente para la incorporación de energía distribuida).

Conjuntamente con estos objetivos principales, se buscan otras metas como la generación de empleos verdes, considerando que las energías renovables generan más puestos de trabajo que las convencionales (especialmente en biomasa, biogás y biocombustibles, e instalación de energías renovables distribuidas, como pequeñas fotovoltaicas).

Como consideración general se busca la descentralización del sistema eléctrico incluyendo la generación distribuida. Se considera que el resultado final será positivo en términos de equilibrio regional en los aportes de generación y mayor robustez debido a esta diversificación, además de las ventajas de la generación renovable distribuida. (Debe suponerse, hasta que se disponga de análisis cuantitativos que lo contradigan, que la distribución geográfica reduce los costes de balanceo y otros costos de la integración de intermitentes y variables).

Se considera que las tecnologías facilitadoras de esta descentralización, como el almacenamiento in situ y las redes inteligentes, se difundirán durante la próxima década (2015-2025). Es necesaria la aplicación de políticas que muestren apertura hacia la incorporación de nuevas tecnologías en la matriz energética.

Se espera en la primera década que los sistemas distribuidos, que hasta hoy mayoritariamente consumen diesel, incorporen renovables. Esto sucederá tanto por hibridación con intermitentes como por sustitución de combustibles fósiles por otros de origen biogénico, como por ejemplo biogás.

Este último se utilizará en primera instancia para generación de electricidad y cogeneración distribuidas donde sea posible y simultáneamente se dará comienzo a la inyección de metano en ductos.

Para poder tener una mayor integración de renovables se debe reforzar la integración eléctrica con la región, por lo cual la exportación y la importación se verán incrementadas para reducir los costes del balanceo y la compensación inter-estacional e interanual.

Se mantiene la inversión en equipos térmicos en función de su capacidad de balanceo, de su eficiencia termodinámica, y de su capacidad de utilizar biogénicos, en ese orden. Así, se completa la instalación de potencia eléctrica de manera de mantener una reserva levemente superior al 20%, con turbinas de gas u otros equipos de arranques y paradas rápidas que permitan balancear a las renovables intermitentes sin sacrificar eficiencia y con la posibilidad de consumir biodiesel o biogás u otros biogénicos; de esta manera se optimizan los recursos económicos, resaltando aspectos sociales, ambientales y de competitividad industrial.

2) Hipótesis de suministro eléctrico

Análisis por tipo de potencia renovable:

Eólica:

  • No se considera incorporación de off shore.
  • Mayor penetración en los primeros años Fc 42%, por el recurso y el grado de desarrollo de los proyectos.
  • Objetivos de la modificación de la Ley 26.190 es un mínimo de meta de MW instalados a cumplir.
  • Se considera la repotenciación en el 2035 del parque eólico actual.
  • Ubicación geográfica de los proyectos según proyectos concretos en cartera:
  • NOA no apto excepto proyectos de La Rioja: conocimiento del recurso y con potencia >= 400MW
  • En PATAGONIA no se consideran proyectos de Fc 35%.
  • En CENTRO se considera hasta 300 MW con Fc 42%, que entran durante los primeros años (por recurso y ubicación en la red eléctrica)
  • En Provincia de Buenos Aires (Costa Atlántica y Bahía Blanca, principalmente) hay 1687 MW de potencia, la mayoría en Fc. 42%, incluyendo 1000MW del Parque Eólico Gral. Arias.
  • En CUYO se considera una entrada temprana de parque de Fc 35% principalmente en San Juan.

Solar:

  • Aumento de penetración de ambas tecnologías por mejora de precios más acelerada de lo previsto.
  • Primero entra solar distribuida:
  • necesidad de un aprendizaje en instalación y otros componentes del BOS, para lograr reducciones de costes.
  • ventajas de iniciar la transición a un sistema descentralizado
  • Hasta 2025 no hay restricciones geográficas fuertes, más allá de ir desde el norte de la Patagonia hacia arriba para fotovoltaica distribuida.
  • Los parques de decenas de megavatios o mayores estarían en paridad con fuentes convencionales a partir de 2025, lo que acelera la penetración.
  • Instalación en NOA y Cuyo (zonas de alta insolación) próximas a la red de alta.

Biogás:

  • Instalación de hasta 2.000 MW de generación con biogás consumen aproximadamente 15 MMm3/d. (1.3 mill ha de cultivos energéticos destinados a la producción de biogás para generación, 35 ton/ha, 200m3 biogás /ton, 60% CH4, son 15 MMm3/d de bio-metano para generación). Se trata de condiciones de producción en áreas degradadas bajo supuestos conservadores.

Biomasa:

  • 10 millones de has x 2 tn/ha. = 20 MM ton de biomasa seca, a 0.8 kg/kWh, corresponden a 3500 MW de biomasa con cultivo
  • (sólo 10% del área semi-árida/sub-húmeda cultivable del país, que actualmente no se utiliza para agricultura.

Se puede plantar pastizales u otros cultivos perennes que no requieren siembra permanente)

  • 2000MW de biomasa residual
  • Total: hasta 5500MW de biomasa

Pequeñas hidroeléctricas:

  • Se instalan los 428MW contemplados en el escenario

Grandes centrales hidroeléctricas:

  • Cepernic: 600 MW en el año 2021. Esta central permite compensar parcialmente la gran intermitencia producto de la incorporación de energía eólica en la Patagonia, dando estabilidad a la línea de extraalta tensión de la Patagonia
  • Chihuidos: 637 MW en el año 2022
  • Cordón del Plata: 1.100 MW en el año 2025
3) Hipótesis de suministro de gas

Se supone una gradual sustitución de gas natural por biogás en ductos, por biogénicos en general en uso final (para uso industrial y de transporte). Para ello se requiere un plan en gran escala de biogás en base a cultivos energéticos y en menor medida del uso de residuos.

En la última década se espera la incorporación de biocombustibles de segunda generación y producción asistida de biogás.

Hacia el fin del periodo, 2035, se espera una utilización racional de los residuos y una estabilización del área bajo cultivo (irrigación-secano) en régimen de préstamo y devolución planificados.

En particular, se espera que al final del período de análisis la superficie afectada para la producción de biogás sea de aproximadamente 4 millones de hectáreas (que, a 35 ton/ha, y con un rendimiento de 200m3 biogás /ton y biogás de 60% CH4, producen 45 MMm3/d de biometano, de los cuales 30 MMm3/d se inyectan a gasoductos mientras que los otros 15 se consumen en generación eléctrica con biogás).

La producción de biogás asistida (por ejemplo con H2 producido a partir de electricidad renovable) podría incrementar significativamente estos volúmenes.

Se espera que la producción de gas convencional decline hasta los 92 MMm3/d en 2022, y luego aumente gradualmente hasta los 97 MMm3/d, pero sin recuperar los valores actuales de producción. Esta inyección se complementa con el biogás inyectado en ductos, que alcanza los 30 MMm3/d en el año 2035.

La producción de gas no convencional se mantiene hasta 2026, cuando comienza un crecimiento exponencial hasta alcanzar 43 MMm3/d. Esta proyección de la producción local permite limitar la importación de gas: se usa al máximo el contrato de importación de Bolivia, sin ampliarlo, y, de igual manera, se usan los dos barcos de LNG instalados actualmente, sin ampliar la capacidad de importación.

4) Hipótesis de suministro de petróleo y derivados

La electrificación y el uso racional de biogénicos, además de las medidas de eficiencia y uso racional de la energía, implican que no se justifique la ampliación de la capacidad de refinación. Bajo el escenario propuesto, progresivamente debiera disminuir el uso de combustibles líquidos.

Incluso los biocombustibles utilizados para el corte perderían progresivamente importancia ante mejores opciones en el uso de la tierra (como por ejemplo, la producción de biogás) e intermitentes (aportando a la electrificación de uso final) o bien seria sustituidos por biocombustibles de segunda generación (muchos de estos efectos no pueden ser considerados en el escenario analizado debido a las limitaciones naturales del mismo, pero refuerzan nuestra propuesta de no ampliar la capacidad de refinación).

En este contexto, se espera una capacidad de refinación constante durante las dos décadas de análisis, mientras que el petróleo local convencional disminuye su producción desde los 550 mil barriles al día hasta 325 mil barriles al día en 2035, y esta caída es compensada por un aumento de la producción de hidrocarburos no convencionales.

5) Observaciones y sugerencias

Hay muchas condiciones que deberían suceder para poder cumplir con el plan propuesto.

Por ejemplo, debería tenerse en cuenta que la financiación de las curvas de aprendizaje no deben ser una barrera, a fin de evitar retrasos en la difusión de nuevas tecnologías. Estos retrasos, producto de hacer cargar al desarrollador con los costos de aprendizaje, implican costes sistémicos mayores al considerar todo el periodo. Esta inter-temporalidad no se puede resolver por medio de la tasa de descuento del modo convencional, y por lo tanto se deben considerar mecanismos para evitar el encierro tecnológico en las opciones menos dinámicas (fósiles) que ya recorrieron el camino y debieran ser sustituidas.

El manejo de biogénicos debe aportar a la recuperación de suelos y ecosistemas degradados y esta función debe ser considerada como un co-beneficio en bienes comunes y también de apropiación privada.

Por ejemplo, debe incluirse en la planificación del riego y otras medidas de interés en la adaptación al cambio climático. Estos efectos integran nuestros supuestos a la hora de optar por estas tecnologías, pero no se reflejan en los resultados del Escenario.

El escenario no permite contemplar muchos fenómenos y efectos que esperamos sucedan durante las 60 próximas décadas, como una mayor sustitución de combustibles por electricidad –tanto en transporte como en hogares- y la utilización de energía solar térmica para calentamiento de agua y climatización.

Escenarios Energéticos 2030, funciona.

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