Grupo Ambiente y Energía de la Facultad de Ingeniería de la UBA (GEA-UBA)

Grupo Ambiente y Energía de la Facultad de Ingeniería de la UBA (GEA-UBA)

1) Visión del Escenario

En esta nueva versión del trabajo se pretende hacer un aporte al debate ofreciendo una alternativa plausible de aprovisionamiento eléctrico entre el año 2015 y el 2035, proponiendo un parque generador suficiente para satisfacer la demanda establecida. Esto admite distintas alternativas y combinaciones tecnológicas, por lo que se hace necesario identificar un objetivo a perseguir, junto con las restricciones que lo rodean. En el presente trabajo, el objetivo a perseguir consiste en minimizar el costo de la energía eléctrica en el período considerado, sujeto a una serie de restricciones descriptas a continuación.

1. Un escenario sustentable no admite satisfacer la demanda eléctrica a expensas de un incremento en
las emisiones.
2. Valorizar la diversificación de la matriz energética. Si bien seguramente sería posible reducir el costo de la energía eléctrica seleccionando una única fuente (la más barata), esto no sería deseable por la dependencia de tecnologías y recursos que produciría.
3. Cautela en la selección de ciertos proyectos que resultan controvertidos por otras cuestiones ambientales, v.g. la grandes centrales hidráulicas de pasada, o una excesiva proliferación de tecnología
nuclear.
4. Índole exclusivamente técnica: la reserva de potencia. Se propende a no empeorar esa situación y, en
lo posible, a mejorarla.
5. Introducción de una vasta amplitud de nuevas tecnologías se hace ineludible. Algunas porque resultan
francamente convenientes desde el punto de vista técnico – económico actual. Pero otras, porque aunque
no resulten económicas desde la perspectiva contemporánea, es posible que lo sean en el futuro.

2) Hipótesis de suministro eléctrico

Para materializar toda esta visión se seleccionó una paleta de tecnologías, de acuerdo al siguiente detalle.

Proyectos eólicos: no se incorporaron proyectos marítimos (tipo 1) por su elevado costo, pero sí una generosa dotación de los proyectos tipo 2 y 3. De acuerdo a la ubicación geográfica, y a la evolución a través de los años, se concluye en el año 2035 con unos 9.000 MW adicionales.

Energía solar: se descartaron los proyectos de solar concentrada, por su elevado costo. En cuanto a los proyectos fotovoltaicos, su costo se vuelve competitivo recién con el correr de los años, motivo por el cual se incorporan hacia el final del período, alcanzando los 3.000 MW. Debido a su reducido factor de carga, su participación en términos energéticos es apenas incipiente.

Mareomotrices: fueron descartados por su alto costo.

Biomasa: Se aprovechó la disponibilidad de material combustible sin costo por unos 2.000 MW (desechos no aprovechados), y se adicionó más potencia (con costo de combustible), entre otros motivos por su efecto multiplicador en la generación de empleo. Se totalizaron unos 5.500 MW. Motores funcionando con biocombustibles y con biogás: se implementaron 1.800 MW de cada tipo, para diversificar la matriz y reducir la presión sobre los combustibles fósiles.

Minihidros: se insertaron unos 400 MW con la mayor celeridad, alcanzándose casi el máximo posible en relación a los estudios existentes.

Nucleares: Se incorporaron 1.600 MW en total, i.e. dos centrales de 800 MW cada una. Turbinas de gas a ciclo abierto, para extinguir lo antes posible la importación de energía eléctrica se incorporaron unos 700 MW. En el futuro debieran cerrarse como ciclo combinado.

Ciclos Combinados: Se agregaron unos 2.400 MW, sobre todo para cubrir períodos en donde la reserva resultaba resentida por los cronogramas de obra y las características de otros tipos de tecnología. Sería muy deseable que estos proyectos pudieran modelarse, y desde luego implementarse, como cogeneración. Esto aumentaría su rendimiento a valores de hasta 75%, con el consiguiente beneficio en términos de eficiencia, costos, emisiones y menor presión sobre el sector gasífero. Es así que hasta aquí, la incorporación de máquinas térmicas convencionales adiciona más de 3.000 MW. Se descartaron, por cuestiones ambientales, los proyectos a carbón.

Proyectos hidráulicos: importante participación de unos 7000 MW que incluyen todos los proyectos vigentes menos las grandes centrales de pasada, por su controvertida performance ambiental.

3) Hipótesis de suministro de gas

Un capítulo aparte merece el tema de la disponibilidad de gas natural. Las alternativas existentes para Argentina son diversas: el gas natural convencional extraído de su propio subsuelo, el gas natural importado de Bolivia, la posibilidad de explotación de gas no convencional argentino, el gas natural licuado importado mediante barcos y, por último, la posibilidad de generar e inyectar biogás, mezclándolo en el sistema.

Se ha decidido reducir la importación de gas para evitar la sangría de divisas. Se hace de manera gradual, primero con el gas licuado, y luego con el gas boliviano. Las necesidades se cubren con gas convencional (que ante un sendero de precios crecientes como el adoptado, se estima reaccionará de manera positiva revirtiendo, o al menos deteniendo, la tendencia negativa actual), con gas no convencional y con una al principio pequeña pero creciente porción de biogás.

Es necesario resaltar que la caída en la producción doméstica convencional se explica dominantemente por la ausencia de precios y condiciones político institucionales adecuadas (según opinión de la mayoría de los especialistas en política energética). En ningún caso se esgrimen cuestiones geológicas.

Existen varios motivos, en general, para que la información sobre reservas -y las reservas mismas- sean escasas.

  • El primero es, por supuesto, el precio. Con precios bajos la oferta se retrotrae, y con precios crecientes, la oferta se despliega.
  • Otro motivo es de carácter dinámico: se realiza (por su costo) la exploración estrictamente necesaria para la explotación en el plazo más cercano.
  • Y por último, cuestiones estratégicas: si se descubren reservas inesperadamente y en gran magnitud (a pesar de no estar buscándoselas en tal cantidad), se mantienen sin informar, para no deprimir los precios.

Siendo así, este escenario tiene como uno de los objetivos políticos más importantes el de extinguir las importaciones de energía completamente de aquí a 20 años. Pero eso exige política económica e institucional para producir energía propia.

Por otra parte, también en el segmento de combustibles se debe guardar cierta consistencia con lo hecho en el sector eléctrico. Allí también se debe atender una demanda eléctrica prestablecida. Para ello, todos los escenarios requieren agregar, de una u otra forma, entre 30.000 y 40.000 MW adicionales. De todas formas, considerando que la demanda de combustibles está prefijada de antemano y que escapa a las posibilidades del ejercicio modelarla adecuadamente previendo reducciones por eficiencia o por coyunturas macroeconómicas, es posible de todos modos apelar a criterios de eficiencia. En efecto, así como en energía eléctrica existe el concepto de NegaWatts, que consiste en reemplazar oferta eléctrica de MegaWatts por reducciones de demanda equivalentes, afrontando costos para hacer eficiencia y reducir la demanda, es
posible imaginar algo similar para los hidrocarburos. De esta manera, para el gas podríamos hablar de Negam3/día para aludir a los MMm3/día evitados. Y el costo para suministrar estos Negam3/día sería el costo de evitar la demanda de esa cantidad de MMm3/día.

Si asumimos que cierta parte de la oferta de gas convencional no es físicamente gas convencional, sino Negam3/día, esto es, MMm3/día evitados en la demanda, y si el costo de evitar la demanda es el costo del gas convencional, el modelo estaría admitiendo, de algún modo, el modelado de eficiencia en la demanda.

Consideramos que la reducción de la demanda se dará gratuitamente por desgraciadas coyunturas macroeconómicas, pero aun en la situación afortunada de que no las hubiera, si aplicamos el costo del gas convencional a evitar demanda con eficiencia, ese monto será más que suficiente para lograr el objetivo. Así, el fin buscado de matchear oferta doméstica con demanda doméstica quedaría garantizado. O porque la demanda no crece, o porque crece junto con la oferta, o porque la oferta no crece, pero la demanda tampoco, porque aplicamos el dinero a reducirla con eficiencia.

El único contrargumento plausible a todo este esquema sería que la demanda de energía podría crecer sostenidamente incluso con caídas en el crecimiento económico. Que no sólo no seríamos capaces, como país, de aumentar la productividad por unidad de energía, sino que la haríamos descender ruinosamente. Que caídas en el PBI irían acompañadas de un derroche energético tal, que aun así aumentaría monótonamente la demanda de energía, más allá del crecimiento vegetativo poblacional. Que el deterioro en el desempeño económico iría acompañado de un fomento irresponsable en el consumo, con tarifas por debajo de los costos, que conducirían a una demanda desbocada y a una oferta retraída. Se trata de un escenario tan negro que nos abstenemos de considerarlo, al menos desde el punto de vista propositivo: el de las preferencias y recomendaciones que impregnan la naturaleza de este ejercicio.

4) Hipótesis de suministro de petróleo y derivados

La producción de petróleo viene cayendo, provocando incluso la importación de algunas cantidades durante 2014 y algunas previstas para 2015. Algo más grave sucede con la capacidad de refinación, al punto que el déficit energético no se cubre precisamente con crudo, sino con combustibles importados. Se trata, otra vez, de una situación inadmisible para un plan a 20 años. Resulta plausible replicar aquí las argumentaciones esgrimidas (vid. supra) en el sector gasífero.

La refinación, consideramos que debe encontrarse atada con la producción de petróleo crudo. Una vez lograda la “proeza” del autoabastecimiento energético, con crudo suficiente, resultaría paradójico no estar en condiciones de refinarlo, y terminar exportándolo para, a su vez, importar los combustibles líquidos derivados.

La ampliación de la capacidad de refinación asumida incorpora las inversiones y los costos asociados, no obstante lo cual, el costo final para la energía resulta más que razonable, mostrando la viabilidad de la propuesta.

El uso de biocombustibles, se considera una alternativa interesante pero sujeta todavía a ciertas controversias técnicas. Por lo tanto, se incorporó moderadamente un corte paulatino, que a la vez contribuye a morigerar los requerimientos de combustible fósil.

5) Observaciones y Sugerencias

Es posible satisfacer la demanda a costos razonables para la energía eléctrica sin desatender las emisiones y otros criterios técnicos como la reserva de potencia, etc. Es así que, con el ejercicio realizado, se llega a inversiones, costos de combustible y costos O&M medios para la energía eléctrica en todo el período del orden de 75 US$/MWh, reduciendo las emisiones a aproximadamente la mitad de su valor actual y extinguiendo por completo las importaciones de energía. Esto se logra con tecnología viable en un marco de precios crecientes para los combustibles fósiles, lo que en alguna medida hace económicamente viable optar gradualmente por tecnologías verdes en detrimento de las convencionales.

Escenarios Energéticos 2030, funciona.

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