Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER)

Visión del escenario «CADER»

Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER).

Las premisas que guiaron este escenario fueron:

  • El escenario debe ser compatible con objetivos de descarbonización de la matriz acordados en París. En el año 2040, la matriz eléctrica debería tener un porcentaje lo suficientemente bajo de generación fósil como para ser eliminado en una década. El contexto mundial favorece la adopción de metas ambiciosas y penalización de las emisiones de GEI.
  • Debe procurarse la minimización del costo ambiental y social de las medidas que llevan al cambio de paradigma desde la generación centralizada hacia la distribuida. Debe priorizarse políticas industriales de integración local. Costo promedio del MWh competitivo.
  • Deben maximizarse los cobeneficios de la energización: creación de empleo local, seguridad energética, mejoramiento ambiental, desarrollo regional.
  • En las ER y sus tecnologías facilitadoras (control/almacenamiento) se puede prever la continuación del descenso del costo a lo largo del periodo considerado por debajo de las opciones tradicionales.
  • Las medidas facilitadoras de bajo costo y alto impacto anteceden a las inversiones en infraestructura de transporte y almacenamiento como ya ha ocurrido en casos de alta penetración.
  • Se procura maximizar la flexibilización del sistema para la integración de fuentes renovables variables en la matriz eléctrica.
  • Se pretende maximizar el URE y evitar activos bloqueados y encierros tecnológicos por el uso de fósiles.

En este, como en los escenarios anteriores (2013 y 2015), se han adoptado criterios que se revelaron muy conservadores para estimar la evolución de los costos y prestaciones (ej. factores de utilización) de las Energías Renovables (ER) y baterías. En el año horizonte de cada ejercicio (2030, 2035 y 2040) se adoptaron parámetros que en la actualidad ya han sido superados en el mundo y también, aunque con retraso, en Argentina. La tasa de interés aplicada a proyectos y los plazos de amortización de las tecnologías también resultan mayores que los usados en estudios similares. De este modo se explica un costo nivelado más elevado y mayor necesidad de reserva del sistema eléctrico en el escenario obtenido.

En el mundo, al igual que en Argentina, las energías renovables variables (ERV) presentan hoy los menores costos de generación eléctrica en sitios apropiados. Tanto en eólica como en solar costos de O&M y capital tienden a disminuir por mejoras continuas en eficiencia y factores de planta según curvas de aprendizaje con tasas bien establecidas que dan confiabilidad a las previsiones de los escenarios. El aumento del costo de las emisiones de GEI se traduce en ventajas crecientes para las ER, ya sea porque se carga directamente a los fósiles (como precio de carbono), por el costo diferencial de la financiación para estas fuentes (fondos climáticos), por medidas en el comercio (caso barreras en biodiesel) o en las inversiones (retiros de inversiones y activos bloqueados en fósiles).

La reducción relativa de demanda de electricidad por URE en transporte, en el sector residencial y en el sector industrial se verá potenciada por la sinergia con la adopción simultánea de ER en particular cerca del uso final. Esto determina economías de más de 20% que no aparecen en el modelo. Así ocurre en la electrificación con digitalización y redes inteligentes para la incorporación de ERV distribuida en esos tres sectores, como ser la aplicación de energía solar térmica y domótica en sector residencial e industrial.

Debido al gran aumento en la demanda eléctrica, la generación fósil no disminuye significativamente en valor absoluto hasta 2040, si bien hay un cambio en su composición: de ciclos combinados se pasa a turbinas de gas o motores con factor de uso decreciente. La electrificación de la matriz requiere un aumento neto de generación para sustituir usos de gas natural y otros combustibles en función de los costos decrecientes de las ERV. Esta reducción neta en la demanda global de fósiles debiera comenzar tempranamente para que la trayectoria de emisiones sea decreciente como ya lo es la de generación eléctrica y apunte a los objetivos de descarbonización.

El resto de la demanda a cargo de combustibles fluidos puede ser abastecido con biocombustibles avanzados. La cogeneración que por sí misma reduce la combustión de hidrocarburos sería alimentada crecientemente por estos vectores bioenergéticos, como ocurre hoy con bioetanol de caña. Esta opción, al igual que las bioenergías, con o sin cogeneración, no fueron consideradas en este ejercicio. La producción de biocombustibles de segunda generación podría ser muy significativa en varias regiones reduciendo el consumo de gas natural y otros fósiles a partir de fuentes de biomasa de bajo costo y mejorando los saldos exportables. Existen nichos donde Argentina podría ser muy competitiva por sus bajos costos en producción de biomasa exportando bunker fuel marítimo o de aviación con impacto positivo en la balanza comercial. La síntesis de hidrógeno (H2) a bajo costo para ser usado en las biorrefinerías también puede capitalizar los excedentes eléctricos de ERV. A su vez, el costo de bio-oil debiera descender progresivamente en lugar de seguir el ascenso del fueloil como se ha propuesto en este ejercicio, ya que no competiría con usos de este fósil sino con biomasa para combustión y/o para producción de combustibles de segunda generación en biorrefinerías.

Bioetanol y biodiesel podrían ser sustituidos por biometano y biocombustibles de segunda generación en transporte y usos estacionarios. Biometano inyectado en ductos en escala y usado para transporte como GNC  podrían ponerse en práctica muy rápidamente con costos descendentes. Así, la inyección en ductos superaría el 30% al 2040 que hemos asignado. Más adelante podría ser complementado con biocombustibles avanzados y luego con los derivados de power-to-gas. Estos últimos se obtienen a partir de ERV para síntesis de H2.

Un aumento en la penetración de vehículos eléctricos e inteligentes también disminuiría la demanda de vectores para motores de explosión interna tanto fósiles como bioenergéticos abaratando la transición. El transporte eléctrico permitirá ahorros no solo en combustibles sino también en O&M por ser mucho más robusto. Por la misma razón mejorará el retorno del capital al gozar de factores de utilización más altos y mayores sinergias con uso inteligente (caso de usos compartidos). El masivo parque de baterías nuevas y usadas de los vehículos aumentaría la capacidad de almacenamiento eléctrico a bajo costo de todo el sistema.

En los sectores industrial y residencial el calor y la cogeneración por medio de biomasa, así como las medidas de respuesta  de demanda lograrán reducir el uso de combustibles fósiles donde la electrificación y la energía solar térmica distribuida se revelen insuficientes. Estas acciones y otras basadas en el cambio de comportamiento del usuario en estos sectores rezagados cambiarán la curva de demanda reduciendo la necesidad de respaldo con generación fósil.

El rol principal de las centrales hidroeléctricas sería proporcionar respaldo a las ERV teniendo en cuenta los excedentes estacionales sobre todo estivales en energía solar. Sería posible acoplar ERV cerca del punto de conexión para optimizar el factor de utilización y transporte. Este es el caso de energía solar FV flotante y eólicas, que asegura generación en años secos. Tomando en cuenta esta evolución podrían sustituirse las centrales hidroeléctricas menos convenientes desde el punto de vista económico o ambiental, y destinar el ahorro a la flexibilidad del sistema.

La tecnología de solar térmica de concentración (STC) no se ha incorporado debido a los altos costos propuestos. A pesar de ello, creemos que serían relevantes dos aplicaciones: calor industrial de alta y media temperatura, incluyendo cogeneración. Así se sustituiría gas natural en la demanda. En generación eléctrica el mayor valor lo tendrían plantas asociadas a almacenamiento de más de 4 horas las cuales podrían complementar solar FV progresivamente en regiones de muy buen recurso con el uso de baterías acopladas a FV. Esto tendría lugar al llegar a la meta de 50 USD/MWh antes de 2030. Las baterías acopladas a ERV actualmente son la forma más económica de proveer capacidad adicional y resolver el excedente diario que de otro modo sería vertido o exportado. La meta de 100 USD/KWh de almacenamiento se podría alcanzar antes del 2030 en FV y posteriormente en eólica eliminando la necesidad de respaldo fósil.

La flexibilidad de la matriz eléctrica depende en gran medida de la variabilidad meteorológica y de su relación con la curva de demanda. Las recomendaciones BID—OLADE sobre la planificación de largo plazo en América Latina de la optimización del transporte eléctrico entre países valen también en el nivel nacional para reducir el costo en función de las complementariedades geográficas que presentan los regímenes de  las  ERV eólica, solar e hidroelectricidad  y minimizar la probabilidad de déficit o excesos de generación  estacionales. Otra medida para disminuir los costos de distribución y transporte es aumentar la proporción de ERV descentralizada más allá de los bajos montos adoptados en este ejercicio por el alto costo de generación resultante en él.

Nuestro escenario presenta valores muy altos de generación de empleo, tal como fuera deseado al igual que otros cobeneficios de las ER (desarrollo regional, seguridad energética, impacto ambiental positivo).

En cuanto a la independencia y el balance comercial, la importación de gas natural se reduce a largo plazo por la producción local de biogás y otros vectores bioenergéticos. En el primer caso su costo deberá disminuir por debajo de los 10 USD/MMBTU previstos uniformemente para todo el período, de modo tal que sea una fracción creciente del fluido en los ductos y en transporte (GNC). En el segundo caso, los combustibles líquidos y sólidos actuales se sustituirán por vectores avanzados a partir de recursos biomásicos de muy bajo costo como residuos y cultivos energéticos. Los excedentes para la exportación como se señaló en el caso del bunker fuel y los cobeneficios debidos a la descentralización y el ahorro de emisiones de CO2 compensarán los mayores costos e importaciones en la primera fase de la transición. El uso de suelo y de agua será significativamente mejor que el de los biocombustibles de primera generación actuales que además requieren mayor costo de transporte hasta centros de procesamiento (caso soja).

El resultado procurado de desplazar fósiles en el sistema energético hacia fuentes renovables (eólica y solar FV en particular) con el consiguiente aumento de robustez sólo se ha logrado en el sistema eléctrico y en mucho menor medida en la demanda de otros sectores. Es esperable que otras opciones tecnológicas que aprovechan la excelencia de recursos locales lo hagan más diverso y confiable: bioenergéticos de segunda y tercera generación (incluyendo marinos), geotérmica, STC, eólica fuera costa, undimotriz, «power-to-gas». Todas y cada una de ellas tienen un gran potencial y contribuirían significativamente a la descarbonización, la flexibilidad de todo el sistema y el balance comercial. No han sido incluidas por haber sido consideradas en este ejercicio menos competitivas en costo respecto de eólica terrestre, FV, hidroelectricidad, baterías y actuales bioenergéticos. Sin embargo, esfuerzos sostenidos desde hace tiempo en la cadena de innovación de una paleta tecnológica tan amplia como esta permiten ser muy optimistas antes de 2040 en el mundo y en Argentina en cuanto a diversidad energética primaria. Otras opciones bajas en carbono como megahidro y nuclear presentan menor potencial económico y social y mayores impactos negativos.

En suma, se parte de una situación dominada por altos subsidios a la producción y consumo de combustibles fósiles que son la base de un sistema energético centralizado construido por más de un siglo en función de ellos. Antes de 2030 se requerirá la reversión de este cuadro para aprovechar las ventajas económicas, sociales y ambientales de un nuevo paradigma descentralizado en la generación de energía y basado en su uso racional. Las políticas y medidas procuran facilitar la incorporación de fuentes renovables dando prioridad a la flexibilidad del sistema y a la progresiva integración nacional en las inversiones necesarias para minimizar costos y dependencia externa.

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