CAPEC


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Visi?n del escenario ?C?RDOBA?

Consejo Asesor de Pol?tica Energ?tica de la Provincia de C?rdoba (CAPEC).

El escenario presentado por la provincia de C?rdoba fue coordinado por el Consejo Asesor de Pol?tica Energ?tica de C?rdoba (CAPEC), que est? integrado por instituciones intermedias, para el desarrollo de propuestas de pol?ticas energ?ticas provinciales. La metodolog?a de trabajo de CAPEC implica la generaci?n de consensos entre los diferentes integrantes del Consejo.

El desarrollo de este escenario nos permiti? comprender las distintas visiones y enfoques que plantearon los escenaristas, enriqueciendo nuestra posici?n. Asimismo, reafirm? el valor del proceso de generaci?n de escenarios para el desarrollo de pol?ticas p?blicas y marcos regulatorios a nivel nacional, as? como a nivel provincial. Es por esto que hemos iniciado el proceso para la generaci?n de Escenarios Energ?ticos para la provincia de C?rdoba.

Los primeros consensos respecto del ejercicio de Escenarios Energ?ticos 2040 fueron los criterios que deb?a satisfacer. Los tres criterios adoptados son:

  • El cumplimiento de la Ley 27.191 en lo relativo a la incorporaci?n porcentual de fuentes renovables a la matriz de generaci?n el?ctrica de Argentina hasta 2025, proyectando con un criterio propio hasta 2040.
  • El cumplimiento de los compromisos asumidos por Argentina en el Acuerdo de Par?s, ratificado por el Congreso de la Naci?n y presentados en la COP22, respecto de reducci?n de emisiones de gases de efecto invernadero.
  • Costo competitivo de la energ?a a nivel regional.

Con estos criterios consensuados, el ejercicio se focaliz? en la diversificaci?n de la matriz energ?tica, reduciendo el aporte predominante de los combustibles f?siles por la incorporaci?n de energ?as renovables, la activaci?n de pol?ticas de eficiencia energ?tica que permitieron optimizar la demanda y la obtenci?n de precios de energ?a que fuesen competitivos a nivel regional.

Asimismo, se previ? la optimizaci?n del parque t?rmico reemplazando las m?quinas de mayor antig?edad as? como las de menor rendimiento. Dicha planificaci?n se bas? en la producci?n de gas creciente de Vaca Muerta hacia 2040.

Los objetivos de este escenario ser?n posibles con una integraci?n energ?tica regional que permita un intercambio (importaci?n y exportaci?n de energ?a) sosteniendo un saldo positivo para el pa?s.

 

Gesti?n de la Demanda

Se tomaron las siguientes medidas de eficiencia energ?tica:

  • Calefones sin piloto: Reemplazo al a?o 2040 del 50% de la totalidad de los calefones,
  • Calefones solares: Instalaci?n de 100.000 calefones por a?o en todo el per?odo del escenario
  • Envolvente t?rmica: Mejora de la aislaci?n en edificios existentes en un 50% y a raz?n de 0.5% de los edificios al a?o,
  • Cambio modo calefacci?n: Al a?o 2040 un 40% de hogares cambia su modo de calefacci?n de gas a electricidad,
  • Autos el?ctricos: 40% de autos el?ctricos al 2040,
  • Buses el?ctricos: 100% de buses el?ctricos al 2040.

Como medidas adicionales se adoptaron las siguientes:

  • Aplicaci?n del Programa de eficiencia energ?tica (heladeras),
  • Programa de Recambio de L?mparas LED en alumbrado p?blico,
  • Mejora de eficiencia en Motores El?ctricos en la Industria,
  • Programa de Recambio de L?mparas LED en iluminaci?n residencial,
  • Sistemas de Gesti?n de Energ?a en empresas energ?tico?intensivas.

Como resultado de la aplicaci?n de las medidas mencionadas se produjo una reducci?n global de la demanda del 13,7% con respecto a la demanda tendencial (Business as Usual, BAU) hacia 2040. La reducci?n mencionada del 13,7% por fuente fue: +1 % electricidad, -19,4% gas distribuido, -22,4% nafta y -20% gasoil.

 

Oferta de Generaci?n

Para atender la demanda resultante, se defini? una oferta de parque generador que se describe a continuaci?n:

Generaci?n T?rmica

Se reemplaz? gradualmente y se retiraron de servicio las plantas de generaci?n t?rmica de menor disponibilidad, mayor antig?edad y de menor rendimiento. A su vez, se fueron incorporando centrales m?s modernas y eficientes.

El equipamiento t?rmico incorporado es a base de gas natural (Ciclos Combinados-CC) y turbinas de gas (TG).

La generaci?n di?sel (DI) distribuida se reemplaz? gradualmente por tecnolog?as m?s eficientes.

No se tuvo en cuenta, para este escenario, la incorporaci?n de nuevas centrales nucleares y se descartaron los proyectos de generaci?n a base de carb?n.

Generaci?n Renovable:

De acuerdo con la legislaci?n vigente, Ley 27.191, se proyect? alcanzar los 10.000 MW (21% de la matriz de potencia instalada) hacia 2025 con una proyecci?n del 27% de la potencia instalada en 2030 y un 32% de la potencia instalada en 2040 con una composici?n de la matriz descripta de la siguiente manera:

Energ?a E?lica:

Se lograron los 15.893 MW instalados en 2040. Esto se alcanz? por el aprovechamiento de los sitios con mayores factores de planta (Patagonia, Comahue y BAS). En las zonas con menor factor de planta se seleccionaron centrales de menor tama?o (del orden de los 10 a 20 MW) a los fines de mejorar algunos par?metros el?ctricos especialmente en redes de media tensi?n. No se consider? incorporaci?n de equipamiento e?lico mar?timo (off shore).

Energ?a Solar:

Para la fotovoltaica se alcanzan los 7.404 MW instalados en 2040. Con similar criterio que para la energ?a e?lica, el desarrollo se basa en el aprovechamiento de los sitios con mayores factores de planta (NOA y Cuyo). Tambi?n se aprovecha el recurso, aunque en menor medida, en las zonas del Centro, NEA y BAS-GBA-LIT. En las zonas de menor factor de planta se previeron peque?as centrales (del orden de los 1 a 10 MW) a los fines de mejorar algunos par?metros el?ctricos especialmente en redes de media tensi?n.

Se incorpora la Generaci?n Distribuida y el Almacenamiento particularmente en las zonas de mayor disponibilidad de recurso y de mayor desarrollo urbano, llegando a un nivel de penetraci?n en la matriz total de 0,45 % hacia 2040. Se definieron proyectos de energ?a solar concentrada en zonas de donde los niveles de radiaci?n son elevados alcanzando los 2.170 MW en 2040.

Energ?a Hidr?ulica

Teniendo en cuenta los proyectos definidos en el ejercicio se eligieron aqu?llos que est?n en el orden de los 300 MW o menores, teniendo en cuenta el impacto ambiental de las centrales, especialmente las de gran tama?o.

S?lo se consideraron las grandes centrales como C?ndor Cliff (a?o 2026), La Barrancosa (a?o 2026) y Chihuido I (a?o 2030).

En cuanto a la minihidr?ulica se consider? el 96 % de los proyectos disponibles en el ejercicio.

Otras Renovables:

Se prioriz? el aprovechamiento de los recursos locales (regionalizar las renovables en funci?n de la disponibilidad geogr?fica del recurso de Biomasa, Biog?s, RSU). Se eligieron m?dulos de potencias del orden (1 a 10 MW). Al igual que para energ?a solar y e?lica uno de los objetivos es de mejorar algunos par?metros el?ctricos especialmente en redes de media tensi?n.

Importaci?n y Exportaci?n de Energ?a El?ctrica

Se consideraron la integraci?n y los intercambios energ?ticos a nivel regional. Dicha situaci?n permite un mejor aprovechamiento del potencial renovable disponible y una mayor estabilidad a la red. El intercambio previsto hacia 2040 se ubica en el 0,6 % promedio de la energ?a.

 

Hidrocarburos

Gas:

Se decidi? un sostenido desarrollo de gas no convencional a partir de los recursos disponibles en la Cuenca Neuquina a raz?n de un crecimiento del 3% anual hasta 2026, desde 2027 con un 5 % anual hasta 2032 y desde 2033, con un porcentaje de crecimiento que se va reduciendo progresivamente hasta alcanzar el 1,5 % en 2040. Se tiende a disminuir el uso de GNL a expensas del uso de gas no convencional, reduciendo el porcentaje de gas importado, principalmente de Bolivia. La reducci?n se hace de manera gradual, primero con el gas licuado, y luego con el gas de Bolivia. Las necesidades se cubren con gas convencional y con gas no convencional. La producci?n de gas no convencional crece hasta 2040 permitiendo reducir la importaci?n de gas de Bolivia hasta 2032, al igual que la importaci?n de gas licuado hasta 2030.

Petr?leo:

Se consider? un incremento en la producci?n de no convencional, con un crecimiento del orden del 1,5 % promedio anual hasta 2026, desde 2027 con un crecimiento del 0,6 % anual hasta 2031 y desde 2032, con un porcentaje de crecimiento el 1,4 % promedio anual hasta 2040. Adem?s, se supuso un aumento en la capacidad de refinaci?n de manera que acompa?e al incremento de producci?n, ampli?ndola a raz?n de 8 mil m3/d?a en 2025, 2030, 2035 y 2040

Fueron considerados cortes crecientes de biocombustibles, alcanzando el 20% de biodiesel en el gas oil y 20% de bioetanol en naftas, respectivamente en 2040. Para centrales el?ctricas el corte de biodiesel se defini? en un 11,9 % para 2040.

Conclusiones

Los criterios asumidos, sumados a las decisiones en la gesti?n de la demanda y en la oferta, permitieron obtener un escenario que presenta costos razonables para la energ?a el?ctrica sin perder de vista el impacto en las emisiones y manteniendo la consigna del margen de reserva de potencia (20%).

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