AGEERA - Horizonte 2030.pdf

Proyecto “Escenarios Energéticos Argentina 2030”

Propuesta

- Junio de 2012 -

www.ageera.com.ar

“Escenarios Energéticos Argentina 2030”___________________________________________AGEERA

2

ÍNDICE

Proyecto “Escenarios Energéticos Argentina 2030” ................................................................................... 1 ÍNDICE ........................................................................................................................................................ 2 Nota de los autores ....................................................................................................................................... 3 DESARROLLO DEL TRABAJO ................................................................................................................ 5 Definición de escenarios de Largo Plazo...................................................................................................... 5

1. Introducción ................................................................................................................................... 5 2. Objetivo del Proyecto ..................................................................................................................... 6 3. Principales características del Ejercicio propuesto ......................................................................... 7 4. Datos iniciales ................................................................................................................................ 7

• EVOLUCIÓN DE DEMANDA ................................................................................................ 7 • COSTOS y PRECIOS ............................................................................................................... 8 • COMBUSTIBLES..................................................................................................................... 9

5. Hipótesis de la Propuesta de AGEERA ......................................................................................... 9 • BALANCE GENERAL ............................................................................................................ 9 • RESPECTO A COMBUSTIBLES .......................................................................................... 11 • RESPECTO A COSTOS ......................................................................................................... 13 • RESPECTO a Influencia del Transporte en los costos ............................................................ 13 • RESPECTO A CRITERIOS DE CUBRIMIENTO DE DEMANDA ..................................... 14 • RESPECTO A INFLUENCIA DE COSTOS DE CAPITAL .................................................. 18

6. Ingresos Propuestos por AGEERA ............................................................................................. 19 7. Ajustes al despacho ...................................................................................................................... 23 8. Resultados Preliminares ............................................................................................................... 24

• Producción esperada - Escenario BAU................................................................................... 24 • Producción esperada - Escenario URE................................................................................... 25 • Matriz de producción de energía eléctrica - Escenario BAU en el año 2030 ......................... 25 • Matriz de producción de energía eléctrica - Escenario URE en el año 2030 ......................... 26 • Consumo de Gas – BAU – Sector Eléctrico ............................................................................ 26 • Consumo de Gas – URE – Sector Eléctrico ............................................................................ 27 • Consumo de combustibles no gaseosos ................................................................................... 29 • Nivel de Emisiones - Escenario BAU y URE ........................................................................... 30 • Nivel de Costos - Escenario BAU ........................................................................................... 31 • Nivel de Costos - Escenario URE ........................................................................................... 32

9. Conclusiones ................................................................................................................................ 33 10. ANEXO 1 - Costos de Equipos de Generación ...................................................................... 34

• Tarificación de costos por tecnología ..................................................................................... 34 • Determinación de costo de capital .......................................................................................... 36 • Resultado de la tarificación llevado a USD/MWh .................................................................. 38

11. ANEXO 2 - Influencia del Transporte .................................................................................... 39 12. ANEXO 3 - Influencia del equipamiento renovable sobre la reservas ................................... 41


3

Nota de los autores El presente trabajo fue realizado por representantes técnicos de las empresas generadoras (privadas y públicas), los que han aportado su experiencia en el manejo de empresas generadoras, en el abastecimiento de la demanda, en la operación del sistema interconectado, en el análisis de las logísticas de combustible y en el desarrollo de la economía de la energía en la República Argentina. Si bien el objetivo de este trabajo, se podría suponer como la obtención de un escenario “deseable”, más allá de ciertas realidades, en la realización del mismo ha sido privilegiada la opción de obtener un escenario “esperable” y “operable”, es decir, la obtención de un escenario que tenga altas probabilidades de ocurrencia. La obtención de un escenario ajustado a las realidades actuales y a las expectativas de corto y mediano plazo que se vienen dando en la Argentina, puede implicar un alto riesgo, ya que representa una cierta continuidad temporal en algunas falencias del sector eléctrico y energético en su conjunto. Por lo tanto, antes de comenzar a considerar la evolución del cubrimiento de la demanda eléctrica hacia el futuro ya pronosticábamos que algunos indicadores, calificadores de cada escenario, serían adversos a lo óptimo esperado. Sostener en el tiempo la existencia de algunas limitaciones en la capacidad de desarrollo de todas las tecnologías disponibles para generación (técnicas y financieras), sumada a los bajos factores de uso de ciertas tecnologías renovables, trae aparejado un peligroso mantenimiento en el consumo de combustibles fósiles, lo que impacta en un sostenimiento de las emisiones de Gases de efecto invernadero (GEI). Por lo tanto, es de esperar que los indicadores (Emisiones de GEI y costos Variables) penalicen fuertemente este escenario. Sumado a lo anterior, el tener en cuenta la aplicación de algunas leyes pertinentes y el establecimiento de importantes incentivos han llevado a incorporar a su escenario temas tales como el uso de biocombustibles en equipamientos actuales (ciclos combinados, unidades TV y unidades TG). Este ítem, impactará negativamente en el indicador de “uso de suelo”, pero atendiendo a la realidad, hoy día las empresas generadoras están siendo incentivadas para lograr consumir altos porcentajes de este combustible. Similar tratamiento se ha dado al desarrollo nuclear, el cual está siendo incentivado. Se ha declarado de interés nacional el diseño, la adquisición de bienes y servicios, la puesta en marcha, la operación y el mantenimiento de nuevas centrales nucleares y se han establecido regímenes impositivos especiales. En atención a lo expuesto se manifiesta que:


4

• Como se aclaró previamente, los escenarios a presentar no responden a escenarios deseables sino “esperables”, de mantenerse las pautas enumeradas en el desarrollo del trabajo.

• No se promueve el incremento del consumo de combustibles fósiles ni el aumento de emisiones de GEI, pero se prevé ese escenario como muy probable.

• La dirección hacia donde se debería mover el sector generación es la sustentabilidad, desde lo ambientalmente amigable y desde la sustentabilidad operativa (escenarios que cumplan con todas las normas técnicas operativas y de calidad de servicio).

• Si bien se ha propuesto a los escenaristas participantes que deberían considerar que “No existen limitantes en el financiamiento de la expansión de la generación”, AGEERA entiende que no es posible hacer caso omiso a esta limitación y basa estos escenarios precisamente en este tópico; caso contrario entiende que se trataría de un ejercicio académico sin valor que sería rebatido al cumplirse los primeros años supuestos.

• Por último AGEERA entiende que la prioridad en los ingresos futuros de proyectos de generación debe ser para proyectos que cuenten con uso de recursos renovables o de recursos naturales tales como unidades eólicas y unidades hidráulicas. Argentina cuenta con muy altas potencialidades en este campo y no aprovecharlas representaría un punto muy negativo en el desarrollo energético. AGEERA ha supuesto en estos escenarios el ingreso de proyectos renovables con valores superiores a 500MW de capacidad por año, sostenido hasta el año 2030. Dadas las condiciones descriptas en el documento, incluso este valor parece excesivo, con lo que entendemos hemos sido optimistas en este aspecto.


5

DESARROLLO DEL TRABAJO

Definición de escenarios de Largo Plazo

1. Introducción

AGEERA participa junto con otros “Escenaristas” en la definición de escenarios

esperados de evolución del cubrimiento de demanda de energía eléctrica hacia el largo

plazo (período 2010 – 2030).

Este proyecto está impulsado por la Fundación AVINA, el Centro de Estudios de la

Actividad Regulatoria Energética (CEARE/UBA), la Fundación Ambiente y Recursos

Naturales (FARN) y el Instituto Tecnológico Buenos Aires (ITBA).

La Fundación AVINA es la encargada de coordinar las actividades y un Comité Técnico

que acompaña el trabajo de los Escenaristas y evaluará los distintos escenarios

propuestos.

Los Escenaristas convocados son:

– Fundación Vida Silvestre Argentina

– Foro de Ecología Política

– Grupo Ambiente y Energía de la Facultad de Ingeniería de la UBA

– Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía (CACME)

– Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER)

– Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina

(AGEERA)

Cada escenarista presentará sus expectativas en forma independiente, las que se

evaluarán de acuerdo a distintos indicadores.


6

2. Objetivo del Proyecto Elaborar escenarios energéticos eléctricos con el objetivo de compararlos mediante los siguientes indicadores:

• Emisiones Locales (SO2, NOX y partículas)

• Costos Medios operativos y de pago de capital

• Diversidad energética de la oferta energética

• Emisiones de CO2 equivalente.

• Costos Medios + CO2 1

• Biocombustibles (uso de suelo)

• Centrales Hidroeléctricas (matriz de impactos)

El enfoque propuesto a los Escenaristas es el siguiente:

a) Imaginar el escenario de ocurrencia deseable y posible en el año 2030 y la

evolución que debería y podría tener un conjunto de variables durante este

período para que el escenario pueda concretarse.

b) Se proponen supuestos, tales como :

• No considerar que pueda existir una limitación en la expansión de

transporte de energía eléctrica

• No existen limitantes en el financiamiento de la expansión de la

generación.

• “No se exige viabilidad económica de los escenarios planteados ni

optimización de inversiones”.

c) Se empleará el Modelo LEAP como herramienta en el proceso de

planificación y evaluación de los escenarios.

Estos escenarios estarán vinculados a: • La capacidad de desarrollo • A los requerimientos estructurales • Al despacho real • Al abastecimiento de combustible • Al estado de desarrollo actual de proyectos 2

1 Adicionando costos de emisiones de cada propuesta en base a costos de emisión dados como dato. 2 Atendiendo los inconvenientes que vienen experimentando los proyectos renovables e hidráulicos.


7

3. Principales características del Ejercicio propuesto

• Se trata de un ejercicio de cubrimiento de demanda.

• No se trata de un ejercicio de evolución del mercado

• Por lo tanto, costos y precios son solamente utilizados como referentes para

determinar orden y conveniencia de accesos.

• No intervienen cuestiones remuneratorias ni tarifarias.

• Todos los Escenaristas cuentan con los mismos datos de arranque (evolución de

la demanda, costos y precio de infraestructura y combustibles, etc.).

4. Datos iniciales El Comité Técnico del proyecto suministró un “set” de datos comunes a los distintos

Escenaristas, que integran la base de datos inicial.

Se presentan dos escenarios de evolución de algunas variables (demanda de energía

eléctrica, por ejemplo), uno de Business As Usual (BAU), sosteniendo las tendencias

históricas y otro de acuerdo a la aplicación de políticas de Uso Racional de la Energía

(URE).

• EVOLUCIÓN DE DEMANDA

La serie de evolución de la demanda de energía eléctrica provista por el

Comité Técnico fue elaborada por Secretaría de Energía.


8

año BAU (GWh) URE (GWh)

2010 98590 98590

2011 104356 104356

2012 108319 107777

2013 112590 111464

2014 116686 114352

2015 121039 117045

2016 125550 119775

2017 130091 122416

2018 134562 124873

2019 139283 127444

2020 143944 129837

2021 148360 131892

2022 152677 133745

2023 157258 135713

2024 161657 137409

2025 166198 138775

2026 171089 140122

2027 175796 141164

2028 180644 142167

2029 185643 143130

2030 190670 143956

• COSTOS y PRECIOS

Para las distintas “tecnologías” de generación de energía eléctrica, combinando valores de costos de capital y de operación y mantenimiento.

F. Planta

Hidro Gran 2000 0.002 40 c/u

Hidro Mini 3000 0.002 60 c/u

Nuclear Gen III+ 3350 20.000 0.014 101 85

Gas Natural & GNL TG GAS 700 144.000 0.006 15 50

Gas Natural & GNL TG GO 700 280.357 0.009 15 50

Gas Natural & GNL CC GAS 900 90.000 0.006 27 85

Gas Natural & GNL CC GO 900 161.422 0.009 27 85

Gas Natural & GNL TV Carbón 2100 91.827 0.006 42 85

Gas Natural & GNL IGCC Carbón 2400 114.784 0.010 72 85

Fuel / Diesel MOTOR GAS 1000 107.000 0.027 200 85

Fuel / Diesel MOTOR GO 1000 201.067 0.027 200 85

Fuel / GAS TV GAS 1900 119.000 0.010 200 85

Fuel / GAS TV FO 1900 167.101 0.010 200 85

Eólica Marítima 3350 0.027 96 40

Eólica Terrestre A 1825 0.019 51 33

Eólica Terrestre B 2100 0.015 51 42

Solar Concent. 5750 0.007 30 30

Solar Fotovolt. 3700 0.019 50 25

Geo-térmica Hidrotérmicas 3950 0.031 220 80

Mareo-motriz Tidal 4000 0.053 120 26

Biomasa Base 2100 0.013 111 95

Biomasa Motor Dual Bio

1000 292.555 0.027 200 85

Energía

Potencia (USD/kWaño) Combustible

(USD/MWh)

O&M

(USD/kWh)promd. %

Fuente Tipo CombustibleInversión

(USD/kW)

Evolución de la Demanda

-

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

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30

GW

h BAU (GWh)

URE (GWh)

Evolución de la Demanda

0.00%

1.00%

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Cre

cim

ien

to %

BAU (GWh)

URE (GWh)


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• COMBUSTIBLES

Proyecciones en base al WTI y/o Henry Hub

5. Hipótesis de la Propuesta de AGEERA

• BALANCE GENERAL

Respecto a la energía Hidráulica, se buscó mantener, en todo momento, la cota

de operación de los embalses en la máxima posible compatible con la atenuación

de las crecidas; desplazar del período de invierno el mantenimiento de los

grupos térmicos; mejorar la disponibilidad del parque turbovapor; utilizar la

importación desde Brasil como reserva de última instancia; aumentar la

capacidad de almacenamiento de gasoil y asegurar la logística de distribución de

combustibles líquidos.

La demanda de energía real creció históricamente con una tasa media del 5,5%.

La potencia instalada a fines del año 2010 (28.143 MW) se vio incrementada en

1.380 MW merced a la elevación a la cota de diseño (83 msnm) de la Central

Hidroeléctrica de Yacyretá que aportó 450 MW a esta cifra, los cierres de los

ciclos combinados de la Central Térmica Loma de La Lata (Neuquén) y de la

Central Térmica Pilar (Córdoba) que aportaron 324 MW, el programa de

FO en Arg GO en Arg CarbonGas Nat

Convencional

Tight /

Shale

Gas Nat

BoliviaLNG

USD/Tn USD/m3 USD/Tn USD/MMbtu USD/MMbtuUSD/MMbtuUSD/MMbtu

2011 528.5 658.8 140.0 3.0 5.0 8.5 12.2

2012 519.6 512.8 145.0 3.8 5.7 8.1 12.4

2013 542.9 535.8 146.0 4.8 5.8 8.5 12.9

2014 575.6 568.1 144.0 4.9 5.9 9.0 13.5

2015 606.1 598.2 147.1 5.1 6.1 9.5 14.0

2016 641.0 632.6 150.7 5.3 6.3 10.0 14.6

2017 671.9 663.0 153.8 5.4 6.4 10.5 15.2

2018 706.9 697.7 156.4 5.6 6.6 11.0 15.9

2019 737.6 727.9 159.4 5.8 6.8 11.5 16.6

2020 763.6 753.6 163.0 6.1 7.1 11.9 17.3

2021 794.7 784.3 166.7 6.5 7.5 12.4 18.0

2022 828.3 817.4 170.3 6.8 7.8 12.9 18.6

2023 861.4 850.1 173.3 7.1 8.1 13.4 19.2

2024 890.6 879.0 177.5 7.5 8.5 13.9 19.8

2025 920.7 908.6 180.5 7.9 8.9 14.4 20.4

2026 950.1 937.7 184.1 8.2 9.2 14.8 21.1

2027 980.5 967.7 187.7 8.6 9.6 15.3 21.7

2028 1007.4 994.2 191.9 8.8 9.8 15.7 22.2

2029 1032.6 1019.1 196.5 9.0 10.0 16.1 22.8

2030 1047.6 1033.9 200.1 9.3 10.3 16.3 23.3

Año


10

generación distribuida de ENARSA mediante el cual se instalaron en distintos

lugares del país 250 MW en motores diesel de pequeño porte, las turbinas de gas

aeroderivadas de la C.T. Independencia en Tucumán (2x60 MW) y las

industriales de Centrales de la Costa en Villa Gesell (80 MW) y ENARSA en

Bragado (50 MW) y Las Armas II (23 MW).

Se pusieron en servicio también algunos pequeños aprovechamientos

hidroeléctricos, entre los cuales el más importante fue la rehabilitación y

repotenciación de la Central Hidroeléctrica Álvarez Condarco, del Consorcio

Potrerillos, sobre el Río Mendoza (55 MW).

En materia de transporte eléctrico se pusieron en servicio las interconexiones en

500 kV NOA-NEA (Cobos, Salta – Resistencia, Chaco) y Comahue – Cuyo,

pero se mantienen algunas limitaciones, principalmente en la red de distribución.

Se proyecta la instalación de un ciclo combinado de 800 MW, con tecnología

“F”, en configuración 2x1 y apto para quemar gasoil durante gran parte del

tiempo, a ser instalado en Timbúes, Provincia de Santa Fe, al lado de la central

Termoeléctrica San Martín del FONINVEMEM. El proyecto se denomina

Central Vuelta de Obligado. Para la construcción y operación se ha constituido

un Fideicomiso.

Las principales consideraciones para la confección de nuestras hipótesis son:

• Se seguirá operando con reserva similar a la actual, mejorando la

disponibilidad futura por el ingreso de nuevo equipamiento.

• Además de los programas de Energía Plus y de los Contratos Resolución SE

Nº220/2007 deberían buscarse mecanismos que incentiven las

incorporaciones de equipamiento propuestas por AGEERA.

- En el ámbito de la energía renovable, a pesar de que se registran

demoras en los ingresos de los mismos, se considera un cambio en

esta tendencia con nuevas incorporaciones en los próximos años.

• Seguirá existiendo inconvenientes con la disponibilidad de combustible

gas en invierno y problemas de logística de líquidos en invierno.

• Seguirán existiendo problemas de infraestructura en distribuidoras.


11

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.

• RESPECTO A COMBUSTIBLES

• Se suponen 90 días de corte de gas en ciclos combinados (CC) y 120 para

Turbogas (TG) y Turbovapor (TV). Basado en datos operativos históricos.

Bajo el entendimiento que ampliaciones en transporte de gas y/o en

producción serán destinados al consumo residencial.

• Para Biocombustibles (Biodiesel para TG y CC y BioOil para TV) 3

– En la actualidad existe incentivos económicos para los generadores que

utilicen este recurso.

– 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.

• Abastecimiento de Gas Natural

Se entiende un sostenimiento de “caída en la participación” del Gas

Convencional para abastecer el sector generación eléctrica (llegando a un

30% de caída hacia el año 2030), que es reemplazado por Gas Licuado,

Gas No Convencional, Gas de Bolivia y BioGas, bajo el entendimiento

que el Gas Convencional y ampliaciones en transporte de gas y/o en

producción serán destinados al consumo residencial.

3 En base a consultas a especialistas mecánicos en las centrales y bajo el supuesto de no aumentar las frecuencias de mantenimientos


12

0%

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2029

2030

Biogas

Gas Licuado

Gas No Convencional

Gas Bolivia

Gas Convencional

NOTA:

Si bien la participación del Gas Licuado aparece como elevada hacia el año 2030,

AGEERA incluye en este rubro Gas disponible para generación a precio

diferenciado (superior al del Gas Convencional y que compite con el Gas Natural

Licuado - GNL). El Gas Convencional se asigna con prioridad al consumo

residencial.

Comentarios:

Por aspectos culturales, sociopolíticos, etc., el gas seguirá siendo utilizado con

prioridad por el sector residencial y por el sector industrial en distintos procesos. Se

deberán implementar políticas que incentiven:

- El ahorro energético

• Un cambio de cultura hacia el reemplazo, ya que es preferible

quemar gas en una unidad de alta eficiencia (54% en un ciclo

combinado y no en una cocina y/o estufa domiciliaria con

rendimiento de 20%).

- La exploración y la explotación de gas:

• Frente a la caída de las reservas se deberían revisar las señales en

el mercado de gas de manera que incentiven las inversiones en

exploración y en explotación.

- Si el remplazo del Gas Convencional se realiza en base a GNL, hay que

tener en cuenta la logística para el abastecimiento (transporte,

regasificación, etc.).


13

• RESPECTO A COSTOS

• Se calculan costos energizados (suma de costos de capital + operativos)4 y se

definen elencamientos de las máquinas en base a éstos.

0.000

50.000

100.000

150.000

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250.000

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U$/

MW

h

Tecnología

Costos teniendo en cuenta el costo del carbono

Emisiones

Potencia

O&M

Combus

Capital

VER : ANEXO- Costos de Equipos de Generación

Estos costos definirán la conveniencia de acceso de las distintas tecnologías.

• RESPECTO a Influencia del Transporte en los costos

• Las mayores potencialidades eólicas se encuentran en zonas como la Patagonia, sumamente alejadas de los centros de consumo.

• Las potencialidades hidráulicas poseen esa misma característica (Patagonia,

Comahue o el norte del Litoral). Razones por lo cual la influencia de los costos de transporte, junto con la capacidad de desarrollo de éste, se hace importante (ver Anexo 2).

4 No están incluidos en este ejercicio costos derivados de “rentas” para las empresas generadoras

Renovables + hidros + Nuclear


14

AGEERA entiende que no tener en cuenta estas cuestiones lleva a subestimar los costos medios (que incluyen costos de capital) y los tiempos de instalación. Ajuste con transporte El siguiente es el resultado de un ejercicio en el cual a dos proyectos se los penaliza al incluir costos de transporte (aprovechamientos hidráulico y eólico). (Ver ANEXO 1- Costos de Equipos de Generación).

0.000

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

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Bio

masa

Base

Co

sto

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ivo

to

tal

U$/

MW

h

Costos

Emiciones

Potencia

O&M

Combus

Capital

Se observa que los elencamientos de conveniencia de ingreso son afectados sustancialmente, desplazando a las tecnologías afectadas hacia el lugar de las tecnologías más caras. Las diferencias de costos alcanzan el 70% por sobre los costos sin transporte.

AGEERA opina que igual tratamiento deberá tener el incremento de costos por

transporte de Gas en proyectos térmicos, con el agregado de penalizar los costos de

capital de proyectos térmicos que utilicen gas natural licuado (GNL), en función de la

necesidad de nueva regasificación.

• RESPECTO A CRITERIOS DE CUBRIMIENTO DE DEMANDA


15

• Para el período 2012- 2016 se toman los ingresos planteados por CAMMESA en

su última Programación Estacional y en el “Análisis de Abastecimiento MEM

2012/2016”.

• De estos últimos documentos se toman los ingresos supuestos para energía

renovable, alargando los plazos y los MW a ingresar, teniéndose en cuenta el

grado de avance actual de los proyectos en este tipo de energías renovables..

• Hacia el futuro (de 2016 en adelante) se cubre la demanda bajo un criterio de

balance óptimo (despacho prioritario de unidades más económicas determinadas

en el elencamiento).

• Se verifican despachos de unidades hidráulicas (de embalse estacional) y se

corrigen de acuerdo a valores esperados “medios” obtenidos de despacho reales,

esto representa un forzamiento en los despachos de las centrales hidráulicas de

embalse.

• 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.

– Para eliminar este forzamiento y en definitiva el consumo de

combustible fósil de estas centrales, es necesario explorar la

planificación de abastecimiento del área mediante nueva infraestructura,

por ejemplo con niveles de tensión superior (uso cables de 500kV, cierre

de anillo en 500kV Abasto-ENCOS-CEPU5, posibilidad de HVDC6,

nuevas Estaciones transformadoras, etc.)

• Dado el entendimiento de despacho de mínimo costo, se comprende que si con

el ingreso de una unidad se superara la demanda de energía, se retirarán de

despacho unidades más caras (o con combustible más caro).

• Dados los costos determinados en ANEXO - Costos de Equipos de Generación,

esta propuesta de AGEERA da prioridad de acceso al sistema según las

tecnologías:

– 1º renovable

– 2º hidráulica

– 3º nuclear

5 ENCOS-CEPU 6 High voltaje direct corrient: corriente continua en alto voltaje


16

– Luego se completa con térmica (CC y/o TGs) para que la oferta cubra la

demanda informada como dato, respetando las necesidades de reserva.

• Si bien en el cálculo del elencamiento propuesto aparecen con prioridad

tecnologías renovables, se tomará hasta un valor límite a ingresar por año y/o un

objetivo de cubrimiento porcentual a largo plazo (15% de la demanda cubierta

por energías renovables en el 2030, para el escenario BAU).

– AGEERA entiende que el Costo Marginal Operado hoy día sustentaría la

señal para ingreso de alguna de las tecnologías renovables.

• Para las centrales hidráulicas, al momento de realizar este estudio solamente

serán tomadas aquellas que han iniciado algún proceso de licitación como las

centrales C.H.Chihuidos, el Complejo Hidroeléctrico Pte. Néstor Kirchner y

Gdor. Jorge Cepernic. (anteriormente llamadas Cóndor Cliff y La Barrancosa),

algunos en avanzado proceso de estudio como ser el complejo Garabí-Panambí,

o con buena ponderación en estudios recientes (La Elena7).

• Dado que existen retrasos en la mayoría de los proyectos sería adecuado tomar

las medidas necesarias para la concreción de estas obras (planificación,

regulación, financiamiento, coordinación entre organismos intervinientes).

• Para las centrales hidráulicas a incorporar se prevé la puesta en servicio en un

lapso no inferior a 8 años.

• Para centrales nucleares se asumió, en base a información pertinente, el posible

ingreso de módulos tentativos de 1500MW y con plazos de ingreso de 10 años.

Alternativas para propuestas para ingreso de nucleares

• Suponiendo ingreso de alguna unidad hacia mediados del período en

estudio, de acuerdo a información referente a Secretaría de Energía y a

NASA (posible origen ruso, chino, etc. 1500MW)

• Se aclara que en diciembre de 2009, fue promulgada la ley Nº26.566 que

regula la actividad nuclear. Esta declara de interés nacional, el diseño,

adquisición de bienes y servicio, puesta en marcha, operación y

mantenimiento de una cuarta central nuclear, Establece además

regímenes impositivos especiales.

• En la actualidad, los módulos nucleares mas competitivos se encuentran

entre los 1000MW y los 1500 MW.

7 Ver EBISA- Evaluación Expeditiva de Aprovechamientos hidroeléctricos (noviembre 2006)


17

• En distintas proyecciones oficiales se indica una incorporación esperada

de 4.000 MW hacia el 2030.

• Se supone que luego de los ingresos de las unidades renovables, hidráulicas y

nucleares, se completa el cubrimiento de la demanda con unidades térmicas

convencionales, comenzando por las más económicas.

• AGEERA entiende que, si se establecen mayores incentivos a las energías

renovables, estos ingresos pueden reducirse.

• Respecto a motores diesel/gas se supone el mantenimiento de las condiciones de

distribución y/o transmisión que generan el forzamiento de estas unidades por

razones de “calidad de servicio”. (Se tomará entre un 20 a un 30 % de

forzamiento de la potencia disponible actual en unidades motogeneradoras que

consumen gas oil).

Para maximizar la eficiencia del sistema, minimizando el forzamiento, se

considera que debería verificarse la relación costo de energía forzada por calidad

de servicio (costo de instalación y producción) vs costos de infraestructura en

transmisión, subtransmisión y transformación.

Se modelan motores que consumen fuel oil en el Área GBA (200MW), de

acuerdo al conocimiento de avanzadas negociaciones de Secretaría de Energía

con empresas generadoras para el uso de estos motores con el objetivo de limitar

el uso de gas oil (al momento de la realización de estos estudios).

– Al menos en el corto plazo la diferencia de costos de gas oil y fuel oil,

financian este tipo de proyectos.

– El cumplimiento de las premisas sugeridas minimizarán su necesidad y

estas unidades quedarán como reserva.

• En este primer ejemplo se supone que los factores de carga de las unidades

actuales de generación se mantienen en el tiempo y se corresponden con la

historia reciente.

• No se supone retiro de unidades, bajo el entendimiento de que se cumple con los

planes de repotenciación de unidades viejas (planes TV, etc.)

• Este No-Retiro de unidades apunta a la recuperación de reserva hacia el largo

plazo.

• Si bien es común que una central hidráulica ingrese por etapas, se considera su

ingreso con todo su valor.


18

• Respecto a la reserva (rotante y fría) se supone que, dados los factores de carga

presentados, estos generan una reserva aceptable.

• La importación de energía eléctrica desde Brasil compite con el gas oil (GO)

resultando con un precio levemente inferior, por lo que tiene prioridad de

despacho.

– El cumplimiento de las premisas sugeridas minimizarán su necesidad y

esta disponibilidad quedará como reserva.

• Para el escenario URE se supone que se necesita ingresar idéntico equipamiento

que para el escenario BAU, limitando si es posible el ingreso de equipamiento

térmico convencional. Esto representará una mejora en el consumo específico

medio del sistema y una disminución en los costos operativos del mismo.

• AGEERA entiende que si se superaran los porcentajes planteados de

participación de la energía eólica en la oferta, la RPF (Regulación Primaria de

Frecuencia) podría no ser suficiente por lo cual, por razones operativas y de

calidad de servicio, debería tenerse en cuenta de manera más detallada, la

necesidad de incorporar más equipamiento convencional para contar con la

reserva de reemplazo. Este requerimiento llevará a incrementar los costos de

capital, penalizando el ingreso de equipamiento eólico.

• RESPECTO A INFLUENCIA DE COSTOS DE CAPITAL

• Se tomará como metodología para la anualización del costo de capital la

aplicación del “Factor de recupero de capital” con la aplicación de una tasa de

descuento del 10 % (sin inflación). [ ver parámetros básicos de LEAP].


19

6. Ingresos Propuestos por AGEERA

El plan propuesto es el siguiente:

• Para grupos renovables y térmicos convencionales

Proyecto Eólico Terrestre B hasta 2016 lo mostrado por CAMMESA

luego 480 MW/año hasta 2030

Proyecto Solar Fotovolt. 10 MW/año

Proyecto Biomasa 30 MW / año a partir de 2017

Proyecto Mini Hidro Promedio 15 MW cada 7 años (repartidos interanualmente)

Proyecto Nuclear 2 x 1500 MW (2021 - 2029)

Motores FO 200 MW hasta 2013

+ 100MW en 2014 y 2015 + 25 MW cada dos años (para reserva) a partir de 2017

Proyecto CC 800 MW 2019 + 2x450MW (2025 - 2028)

Proyecto TG 120 MW cada 2 años (recuperar reserva térmica)

• Para grupos hidráulicos

Proyectos Hidro MW AÑOEl Chihuido I 637 2018

Gdor. Jorge Cepernic 600 2019

C.H . Pte. Néstor Kirchner 1130 2020

Garabí / Panambí 1100 2026

La Elena 102 2027

Para Escenario URE, se ha omitido el ingreso de motores FO a partir de 2017 al

igual que el ingreso de TGs para reserva.

Con los valores acumulados de ingresos de potencia instalada por año se generan los

siguientes gráficos:


20

Para el Escenario BAU

Ingreso de Equipamiento - BAU -

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

MW

insta

lados

0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%

12.0%

14.0%

16.0%

18.0% BIOMASA

GEOTERMICO

EOLICO

SOLAR

CARBON

MHI

HI

NUCLEAR

CC

DI

TV

TG

%Ren

Para el Escenario URE

Ingreso de Equipamiento - URE -

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

MW

insta

lados

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%BIOMASA

GEOTERMICO

EOLICO

SOLAR

CARBON

MHI

HI

NUCLEAR

CC

DI

TV

TG

%Ren

Teniendo en cuenta la capacidad instalada actual, la evolución de la oferta de

energía eléctrica se correspondería con la siguiente:


21

Para el Escenario BAU

Capacidad instalada BAU

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

MW

inst

alad

os

BIOMASA

GEOTERMICO

EOLICO

SOLAR

CARBON

MHI

HI

NUCLEAR

CC

DI

TV

TG

Para el escenario URE

Capacidad instalada - URE

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

MW

in

stal

ado

s

BIOMASA

GEOTERMICO

EOLICO

SOLAR

CARBON

MHI

HI

NUCLEAR

CC

DI

TV

TG

Ambos escenarios muestran similares gráficos en lo que a potencia instalada se

refiere, dado el supuesto antedicho (párrafo pertinente del Punto 5) donde se

propone suponer iguales ingresos de tecnologías en ambos escenarios.

Esto representará, en el caso del escenario URE, reemplazar máquinas ineficientes y

caras por otras unidades ingresadas.


22

Por último, en los ingresos de potencia acumulada al año 2030 se observa que se ha

respetado la premisa propuesta y que las prioridades en las tecnologías ingresadas

las han tenido los proyectos eólicos y los hidráulicos, promediando el 65% del

ingreso en potencia en estas tecnologías respecto del total ingresado.

Tecnología (MW) (%) (MW) (%)EOLICO 8,704.7 44.9% 8,704.7 47.9%

HI 3,569.0 18.4% 3,569.0 19.6%

NUCLEAR 3,000.0 15.5% 3,000.0 16.5%

CC 1,700.0 8.8% 1,700.0 9.3%

TG 1,140.0 5.9% 180.0 1.0%

TV 550.0 2.8% 400.0 2.2%

BIOMASA 420.0 2.2% 420.0 2.3%

SOLAR 170.0 0.9% 170.0 0.9%

MHI 115.0 0.6% 45.0 0.2%

Total acumulado 19,368.7 100.0% 18,188.7 100.0%

BAU URE

Potencia Instalada nueva Acumulada Escenario BAU

MHI

1%

SOLAR

1%HI

18%

NUCLEAR

15%

CC

9%

TV

3%

TG

6%BIOMASA

2%

EOLICO

45%

Potencia Instalada nueva Acumulada Escenario URE

EOLICO

49%

MHI

0%

SOLAR

1%

HI

20%

NUCLEAR

16%

CC

9%

TG

1%

TV

2%BIOMASA

2%


23

7. Ajustes al despacho

• Se ajustan algunos despachos hidráulicos (sobre todo en las unidades de gran

porte) en función de datos medios históricos.

• Se ajusta el despacho de las grandes TVs (sobre todo áreas como GBA y/o Costa

Atlántica), donde debe permanecer un despacho mínimo por razones de

seguridad y calidad de servicio. En algunas regiones, por temas como niveles de

tensión, sobrecarga en líneas de transporte eléctrico, problemas de estabilidad

dinámica y/o transitoria, etc., se requiere del mantenimiento en servicio de un

parque de generación local mínimo (al menos durante cierta parte del año).

• Para los despachos hidráulicos, si bien éstos dependen de hidraulicidades, dada

la historia (69 años aproximadamente), hacia el futuro se supone un despacho

con el promedio de los aportes hidráulicos históricos (despachos medios de las

centrales hidráulicas).

• Tal como se adelantó en el Punto 5 ítem “Criterios de Cubrimiento de

Demanda”, también se han forzado algunos despachos de motores diesel para

solucionar problemas de infraestructura en las empresas distribuidoras, los que

se mantienen en el tiempo.

• Se propone mantener el despacho forzado de Centrales de la Costa Atlántica y

hacia futuro, al considerar el posible ingreso de la línea de 500 kV Bahía

Blanca-Mar del Plata a partir del año 2015, el forzamiento se irá reduciendo

paulatinamente.


24

8. Resultados Preliminares

Habiendo utilizado el Modelo LEAP y “cargado” las hipótesis mencionadas

anteriormente se observan los siguientes resultados:

• Producción esperada - Escenario BAU

Producción Escenario BAU

-

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Pro

du

cció

n (

GW

H)

0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%

12.0%

14.0%

16.0%

18.0%

20.0%

% R

eno

vab

les

BIOMASA

GEOTERMICO

EOLICO

SOLAR

MHI

Importación

CARBON

DI

TG

TV

CC

NUCLEAR

HI

%Ren

Se puede apreciar que con los ingresos propuestos, hacia el año 2030 se alcanza el

16% de cubrimiento de la demanda a partir de producción de energías renovables,

(una de las premisas de partida era alcanzar el 15%, se supone alcanzado).


25

• Producción esperada - Escenario URE

Producción Escenario URE

-

50,000

100,000

150,000

200,000

250,0002010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Pro

du

cció

n G

WH

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

% R

eno

vab

les

BIOMASA

GEOTERMICO

EOLICO

SOLAR

MHI

Importación

CARBON

DI

TG

TV

CC

NUCLEAR

HI

%Ren

Dado que el ingreso de generación respecto de escenario BAU es inferior, se puede

apreciar que se supera el 20% de producción renovable hacia el año 2030.

• Matriz de producción de energía eléctrica - Escenario BAU en el año 2030

HI

26%

NUCLEAR

16%CC

36%

TV

4%

TG

2%

DI

0%

CARBON

1%

Importación

0%

MHI

0%SOLAR

0%

EOLICO

14% BIOMASA

1%


26

• Matriz de producción de energía eléctrica - Escenario URE en el año 2030

HI

34%

NUCLEAR

21%

CC

20%

TV

4%

TG

1%

DI

0%

CARBON

0%

Importación

0%

MHI

0%SOLAR

0%

EOLICO

19%BIOMASA

1%

• Consumo de Gas – BAU – Sector Eléctrico

Consumo de Gas

-

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Mile

s d

e m

illo

nes

de

BT

U

Gas Convencional

Gas Bolivia

Gas No Convencional

Gas Licuado

Biogas

Se observa la disminución del uso de Gas Convencional para el sector eléctrico, a

expensas de la utilización de las demás fuentes, en particular de GNL (tener en

cuenta que AGEERA supuso en este rubro disponibilidad de Gas local a mayor

precio que el convencional, sin ser no convencional).


27

Consumo de Gas

-

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

500,000

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Mile

s d

e m

illo

nes

de

BT

U

Biogas

Gas Licuado

Gas No Convencional

Gas Bolivia

Gas Convencional

En el escenario BAU se observa que, de acuerdo a las hipótesis aplicadas, el

consumo de Gas se mantiene en aumento.

• Consumo de Gas – URE – Sector Eléctrico

Consumo de Gas

-

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Mile

s d

e m

illo

nes

de

BT

U

Gas Convencional

Gas Bolivia

Gas No Convencional

Gas Licuado

Biogas

Se observa que para el escenario URE el uso de Gas se ve disminuido

considerablemente.


28

Consumo de Gas

-

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Mile

s d

e m

illo

nes

de

BT

U

Biogas

Gas Licuado

Gas No Convencional

Gas Bolivia

Gas Convencional

En el escenario URE el consumo de Gas disminuye sustancialmente.


29

• Consumo de combustibles no gaseosos

Consumo de Gas Oil

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

mile

s d

e m

ill B

TU

BAU

URE

Consumo de Fuel Oil

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

mile

s d

e m

ill B

TU

BAU

URE

Consumo de Carbón

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

mile

s d

e m

ill B

TU

BAU

URE

Consumo de Bio Diesel

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

mile

s d

e m

ill B

TU

BAU

URE


30

Consumo de BioOil

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

mile

s d

e m

ill B

TU

BAU

URE

Se puede observar que en el escenario URE, todos los combustibles alternativos al Gas disminuyen de manera importante en su participación. Adicionalmente se observa una fuerte disminución del uso de Fuel Oil, producto del reemplazo en el despacho de unidades ineficientes consumiendo este combustible por unidades eficientes con otros combustibles. Se entiende que para que esto ocurra, las condiciones de disponibilidad de gas propuestas deben cumplirse; de otro modo, los consumos de Fuel Oil se mantendrán.

• Nivel de Emisiones - Escenario BAU y URE

Las Emisiones se mantienen acotadas en el escenario BAU y disminuyen en el

Escenario URE.


31

• Nivel de Costos - Escenario BAU

Para los costos medios, en función de los reportes de “salida” del LEAP se

calcularon los costos asociados a la producción eléctrica y se relacionaron con la

demanda (costos energizados), tanto totales (incluyendo costos de capital) como

operativos (sin incluirlos).

COSTO TOTAL = Combustible (No GAS) + Combustible (GAS) + Capital + O&M

Sin tener en cuenta el pago por potencia

Costos de SistemaBAU

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Co

sto

s T

ota

les

( M

ill U

$)

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

Co

sto

s a

la D

eman

da

(U

$/M

Wh

)

Combustible (No GAS) Combustible (GAS) Capital O&M Costo Energizado Total Costo Energizado Operativo

Teniendo en cuenta el pago por potencia

Costos de SistemaBAU

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Co

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100.00

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Co

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la D

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da

(U$/

MW

h)

Combustible (No GAS) Combustible (GAS) Capital O&M

POTENCIA Costo Energizado Total Costo Energizado Operativo


32

• Nivel de Costos - Escenario URE

Sin tener en cuenta el pago por potencia

Costos de SistemaURE

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

Co

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( M

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0.00

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100.00

Co

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(U$/

MW

h)

Combustible (No GAS) Combustible (GAS) Capital O&M Costo Energizado Total Costo Energizado Operativo

Teniendo en cuenta el pago por potencia

Costos de SistemaURE

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Co

sto

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les

( M

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0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

Co

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la D

eman

da

(U$/

MW

h)

Combustible (No GAS) Combustible (GAS) Capital O&M POTENCIA Costo Energizado Total Costo Energizado Operativo

En este escenario se observan costos menores debido a mejoras en el consumo específico medio del sistema y a una disminución en los costos operativos (dada la menor demanda del escenario). La buena señal es la estabilización de los costos energizados hacia futuro.


33

9. Conclusiones Dadas las premisas tomadas por AGEERA se ha elaborado un escenario esperable y

optimista en cuanto a la instalación de proyectos que consumen recursos renovables,

que se puede tener en cuenta tanto para realizar estudios de prospectiva y de costos de la

energía a largo plazo como para evaluar proyectos.

AGEERA ha verificado la operatividad de este escenario mediante simulaciones,

atendiendo a la calidad de servicio, a la reserva rotante y a la reserva contingente, bajo

el sostenimiento del estado de infraestructura actual (con la salvedad que hacia

mediados del período analizado y dado el ingreso de niveles elevados de potencia eólica

se debe reconsiderar el transporte eléctrico para evacuar la energía que estos proyectos

generen).

AGEERA entiende que la demanda energética es la principal “traccionadora” de los

escenarios y es función del sector energético, abastecerla con calidad de servicio y

sustentabilidad adecuada. En este sentido un horizonte de restricciones en este

abastecimiento atenta contra dicha sustentabilidad, por lo que se planificó minimizando

esta posibilidad.

Dado que la principal restricción prevista y tomada como dato de partida para el ingreso

de proyectos “renovables” ha sido la capacidad de desarrollo, se desprende la necesidad

de disponer de una regulación que apunte a impulsar este tipo de proyectos y lograr

menores impactos en el ambiente.

AGEERA


34

10. ANEXO 1 - Costos de Equipos de Generación En un primer paso, se determinó un valor económico energizado (por ejemplo en U$/MWh) al principio de cada año, para cada tecnología, con vistas a definir cuál (o cuáles) deberían ser las tecnologías candidatas a ingresar desde el punto de vista de costos totales. Posteriormente se ajustó por criterios tales como aspectos ecológicos, disponibilidad de combustible).

• Tarificación de costos por tecnología

Cálculo de costos por tecnología para determinar el ingreso óptimo de unidades de generación: Para cada tecnología se calcula que

Costo Total = Costo de Capital + Costo de la Energía + Costo de O&M por Energía + +Costo de O&M por Potencia + Costo de Emisiones

(Costo energizado llevado a U$/MWh) Se parte de la base de que los costos a evaluar son costos derivados de:

• Costo de Capital o Tiene en cuenta el de costo de la obra de generación, durante el período

de financiamiento. o Valor presente suponiendo

� Plazo= 15 años � Tr=10% � 100% financiado � FU % dato

• Costo de Energía (Combustibles) o Costos Variables de producción (combustibles y costos directos)

[$/MWh] o Calculado directamente como:

� Potencia instalada * FU% * tiempo del período * Costos de Combustible

• Nota 1: Para las unidades a definir con consumos de gas se

tomará como precio de gas al correspondiente a la paridad de importación (Bolivia) o directamente a precio de GNL.

• Nota 2: Para las unidades que consumen gas (CC o TG o motores

duales) se supondrán 90 días de corte, con lo que se creará un precio del mix de combustibles (teniendo en cuenta que 275 días generará con gas y 90 días con combustible alternativo).


35

• Costo O&M por Energía

o Costos Variables de la producción (O&M) [$/MWh] o Calculado directamente como:

� Potencia instalada * FU% * tiempo del período * Costos O&M

• Costo O&M por Potencia o Costos O&M Fijos por permanecer disponible [$/MW año] o Calculado directamente como

� Potencia instalada * $/MW año • Costos de Emisiones

o Bajo el supuesto de penalizar los costos de las tecnologías “no renovables”, se calculan los costos derivados de las emisiones de CO2, de acuerdo a :

� Energía generada (MWh) * Ton CO2 / MWh * Costo de CO2 (U$/Ton)

Producción de CO” por Energía generada (IPCC) Tecnología Ton CO2/MWhNUCLEAR 0.04

CComb Gas 0.35

CComb. GO 0.605

TV FO 0.75

TV CARBON 0.94

TG Gas 0.64

TG Gas Oil 0.895

Diesel Delivery 0.85

TG Seca 0.895

TV Gas 0.704

Biomasa Base 0.1

Biomasa Motor Dual Bio 0.15 Costos del Carbono de acuerdo al mercado de EEUU (Diciembre 2010).

Precios

CO2

EUA (Spot)

Euros/TonUDS/ton

10.14 14.26

+0,50

Máximo 10.2 14.34

Mínimo 10 14.06

Media (30 días) 10.25 14.41

Cierre

Detalle de costo de capital Para todas las tecnologías se calcula un costo mínimo necesario que hace el VAN (el valor neto presente de una inversión necesaria) igual a cero, con una tasa de retorno del 10% y a quince años. La tabla siguiente muestra los resultados.


36

• Determinación de costo de capital


37

Resultados de costos energizados a valor presente Donde se suman los demás valores para conformar el valor total energizado.

F. Planta

Capital Combus O&M Potencia Emisiones Total

Hidro Gran 2000 0.002 40 c/u $ 85.76 $ 0.00 $ 2.00 $ 4.57 $ 0.00 $ 92.33

Hidro Mini 3000 0.002 60 c/u $ 128.64 $ 0.00 $ 2.00 $ 6.85 $ 0.00 $ 137.49

Nuclear Gen III+ 3350 20.000 0.014 101 85 $ 59.15 $ 20.00 $ 14.00 $ 11.53 $ 0.58 $ 105.26

Gas Natural & GNL TG GAS 700 144.000 0.006 15 50 $ 21.01 $ 144.00 $ 6.40 $ 1.71 $ 9.22 $ 182.35

Gas Natural & GNL TG GO 700 280.357 0.009 15 50 $ 21.01 $ 280.36 $ 9.00 $ 1.71 $ 12.90 $ 324.98

Gas Natural & GNL CC GAS 900 90.000 0.006 27 85 $ 15.89 $ 90.00 $ 6.40 $ 3.08 $ 5.04 $ 120.42

Gas Natural & GNL CC GO 900 161.422 0.009 27 85 $ 15.89 $ 161.42 $ 9.00 $ 3.08 $ 8.72 $ 198.12

Gas Natural & GNL TV Carbón 2100 91.827 0.006 42 85 $ 37.08 $ 91.83 $ 5.60 $ 4.79 $ 13.55 $ 152.85

Gas Natural & GNL IGCC Carbón 2400 114.784 0.010 72 85 $ 42.38 $ 114.78 $ 9.70 $ 8.22 $ 5.04 $ 180.12

Fuel / Diesel MOTOR GAS 1000 107.000 0.027 200 85 $ 17.66 $ 107.00 $ 26.90 $ 22.83 $ 12.25 $ 186.64

Fuel / Diesel MOTOR GO 1000 201.067 0.027 200 85 $ 17.66 $ 201.07 $ 26.90 $ 22.83 $ 12.25 $ 280.71

Fuel / GAS TV GAS 1900 119.000 0.010 200 85 $ 33.55 $ 119.00 $ 10.00 $ 22.83 $ 9.22 $ 194.60

Fuel / GAS TV FO 1900 167.101 0.010 200 85 $ 33.55 $ 167.10 $ 10.00 $ 22.83 $ 10.81 $ 244.29

Eólica Marítima 3350 0.027 96 40 $ 125.70 $ 0.00 $ 27.00 $ 10.96 $ 0.00 $ 163.65

Eólica Terrestre A 1825 0.019 51 33 $ 83.00 $ 0.00 $ 19.00 $ 5.82 $ 0.00 $ 107.82

Eólica Terrestre B 2100 0.015 51 42 $ 75.04 $ 0.00 $ 15.00 $ 5.82 $ 0.00 $ 95.86

Solar Concent. 5750 0.007 30 30 $ 287.66 $ 0.00 $ 7.00 $ 3.42 $ 0.00 $ 298.09

Solar Fotovolt. 3700 0.019 50 25 $ 222.12 $ 0.00 $ 19.00 $ 5.71 $ 0.00 $ 246.83

Geo-térmica Hidrotérmicas 3950 0.031 220 80 $ 74.10 $ 0.00 $ 31.00 $ 25.11 $ 0.00 $ 130.22

Mareo-motriz Tidal 4000 0.053 120 26 $ 230.90 $ 0.00 $ 53.00 $ 13.70 $ 0.00 $ 297.60

Biomasa Base 2100 0.013 111 95 $ 33.18 $ 0.00 $ 13.00 $ 12.67 $ 1.44 $ 60.29

Biomasa Motor Dual Bio 1000 292.555 0.027 200 85 $ 17.66 $ 292.55 $ 26.90 $ 22.83 $ 2.16 $ 362.10

Valores a Ponderar

promd. % Fuente Tipo Combustible

Inversión

(USD/kW)

Energía

Potencia (USD/kWaño) Combustible

(USD/MWh)

O&M

(USD/kWh)


38

• Resultado de la tarificación llevado a USD/MWh

Se elaboró el siguiente gráfico:

0.000

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000S

olar

Con

cent

.

Mar

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Bio

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Dua

l Bio

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Hid

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Bio

mas

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ase

Cos

to o

pera

tivo

tota

l U$/

MW

h

Tecnología

Costos

Potencia

O&M

Combus

Capital

De acuerdo a este ejemplo, parecería que Grandes Hidráulicas, Nucleares, Eólicas y Biomasa deberían tener prioridad en el ingreso.

0.000

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

Sol

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once

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M

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Bio

mas

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Cos

to o

pera

tivo

tota

l U$/

MW

h

Tecnología

Costos teniendo en cuenta el costo del carbono

Emisiones

Potencia

O&M

Combus

Capital

En los resultados obtenidos se aprecia que al considerar en la evaluación el costo del carbono considerado (cercano a los 14USD/ton) la influencia es marginal. En este sentido puede apreciarse que con estos valores sólo se ha permutado ciclos combinados (CC) (GO/GAS) por las mini hidráulicas.


39

11. ANEXO 2 - Influencia del Transporte

Las mayores potencialidades eólicas se encuentran en zonas como la Patagonia, sumamente alejadas de los centros de consumo. Las potencialidades hidráulicas poseen esa misma característica (Patagonia, Comahue o en el norte del Litoral). Razón por la cual la influencia de los costos de transporte, junto con la capacidad de desarrollo de éste, se hace importante. Es necesario, por lo tanto, tenerlo en cuenta. De presentaciones y estudios realizados (ver por ejemplo “Evolución de Transporte Eléctrico con Información Disponible en CAMMESA de Mediano Plazo” del 2010), se desprende el siguiente ordenamiento donde se indica procedencia de la energía, la razón de éstas y los aprovechamientos concreto: • Desde Área NEA por nuevas Centrales Hidráulicas

• Garabí + Roncador (compartidas con Brasil) • Requiere como mínimo 2700 km de líneas de 500kV

• Desde PATAGONIA debido a nuevas generación Hidro + Térmicas

• El Complejo Hidroeléctrico Pte. Néstor Kirchner y Gdor. Jorge Cepernic + Dolavon + Río Turbio + Eólico

• Requiere como mínimo 3000 km de líneas de 500kV

• Desde CUYO+COMAHUE por nuevas generación Hidro + Térmicas

• Chihuido + Los Blancos + Punta Negra + Loma de la Lata + L.de Cuyo + otras

• Requiere como mínimo 1000 km de líneas de 500kV NOTA: No se hace mención de las necesidades de construcción de Estaciones Transformadoras, estaciones de compensación capacitiva y sólo se volcaron los valores mínimos como para tener en cuenta. Ajuste con transporte El siguiente es un ejercicio en el cual a dos proyectos se los penaliza con costos de transporte. Detalle:

• Para una central hidráulica y para una central eólica. • Con necesidad de 3500 km de líneas de 500kV. • Con un costo de transporte de 500.000 U$/km de línea.


40

Siguiendo los mismos pasos anteriores se verifica que existe un aumento en el costo que llega al 97% para la central eólica.

Sin Transporte Con Transporte Diferencia %Eólica Terrestre A 107.82 212.427 97.0%

Hidro Gran 92.33 188.811 104.5%

Costos totales (U$/MWh)

Lo que modifica el elencamiento de conveniencia de ingreso. Ver en la siguiente figura, el desplazamiento de las tecnologías afectadas, hacia el lugar de las tecnologías más caras.

0.000

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

So

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Co

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nt.

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ro G

ran

Bio

masa

Base

Co

sto

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erat

ivo

to

tal

U$/

MW

h

Costos

Emiciones

Potencia

O&M

Combus

Capital


41

12. ANEXO 3 - Influencia del equipamiento renovable sobre la

reservas

Los factores de carga reducidos de la oferta renovable llevan a la necesidad de contar

con reserva suficiente como para absorber variaciones bruscas de potencia procedente

de estas tecnologías.

Mientas la participación de la energía renovable en el total producido es pequeña este

inconveniente es despreciable, pero a medida que se incrementa la producción de

energía de fuentes renovables, los requerimientos de reserva se amplifican.

Entendiendo que estos requerimientos en sistemas como el nuestro se deben a razones

puramente operativas y de calidad de servicio, es necesario incorporar cierto porcentaje

de equipamiento convencional (asignado a esa reserva).

Este requerimiento llevaría a incrementar los costos de capital, penalizando el ingreso

de equipamiento renovable.

En este ejercicio AGEERA no ha tenido en cuenta esta restricción para el cubrimiento

de demanda ni para la evaluación de los costos de capital, comprendiendo que para

ingresos marginales de energía renovable este efecto puede no tenerse en cuenta y la

reserva de regulación primaria de frecuencia (RPF) puede manejar las desviaciones

provocadas por los escasos factores de uso de la oferta con energía renovable .

• AGEERA entiende que si se superaran los porcentajes planteados de

participación de la energía eólica en la oferta, la RPF podría no ser suficiente

por lo cual, por razones operativas y de calidad de servicio, se debería tener en

cuenta, de manera más detallada, la necesidad de incorporar equipamiento

adicional convencional para contar con mayor reserva. Como se anticipó, este

requerimiento llevará a incrementar los costos de capital, penalizando el ingreso

de equipamiento alejado de los centros de consumo (por ejemplo, fuentes

renovables con energía eólica en la Patagonia).

NOTA: Ver documento: Wind and Gas Back-up or Back-out. That is the Question” Clingendael International Energy Programme - Clingendael Energy Paper (December 2011).

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