Grupo Ambiente y Energ?a de la Facultad de Ingenier?a de la UBA (GEA-UBA)


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Grupo Ambiente y Energ?a de la Facultad de Ingenier?a de la UBA (GEA-UBA)

1) Visi?n del Escenario

En esta nueva versi?n del trabajo se pretende hacer un aporte al debate ofreciendo una alternativa plausible de aprovisionamiento el?ctrico entre el a?o 2015 y el 2035, proponiendo un parque generador suficiente para satisfacer la demanda establecida. Esto admite distintas alternativas y combinaciones tecnol?gicas, 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 energ?a el?ctrica en el per?odo considerado, sujeto a una serie de restricciones descriptas a continuaci?n.

1. Un escenario sustentable no admite satisfacer la demanda el?ctrica a expensas de un incremento en
las emisiones.
2. Valorizar la diversificaci?n de la matriz energ?tica. Si bien seguramente ser?a posible reducir el costo de la energ?a el?ctrica seleccionando una ?nica fuente (la m?s barata), esto no ser?a deseable por la dependencia de tecnolog?as y recursos que producir?a.
3. Cautela en la selecci?n de ciertos proyectos que resultan controvertidos por otras cuestiones ambientales, v.g. la grandes centrales hidr?ulicas de pasada, o una excesiva proliferaci?n de tecnolog?a
nuclear.
4. ?ndole exclusivamente t?cnica: la reserva de potencia. Se propende a no empeorar esa situaci?n y, en
lo posible, a mejorarla.
5. Introducci?n de una vasta amplitud de nuevas tecnolog?as se hace ineludible. Algunas porque resultan
francamente convenientes desde el punto de vista t?cnico – econ?mico actual. Pero otras, porque aunque
no resulten econ?micas desde la perspectiva contempor?nea, es posible que lo sean en el futuro.

2) Hip?tesis de suministro el?ctrico

Para materializar toda esta visi?n se seleccion? una paleta de tecnolog?as, de acuerdo al siguiente detalle.

Proyectos e?licos: no se incorporaron proyectos mar?timos (tipo 1) por su elevado costo, pero s? una generosa dotaci?n de los proyectos tipo 2 y 3. De acuerdo a la ubicaci?n geogr?fica, y a la evoluci?n a trav?s de los a?os, se concluye en el a?o 2035 con unos 9.000 MW adicionales.

Energ?a solar: se descartaron los proyectos de solar concentrada, por su elevado costo. En cuanto a los proyectos fotovoltaicos, su costo se vuelve competitivo reci?n con el correr de los a?os, motivo por el cual se incorporan hacia el final del per?odo, alcanzando los 3.000 MW. Debido a su reducido factor de carga, su participaci?n en t?rminos energ?ticos es apenas incipiente.

Mareomotrices: fueron descartados por su alto costo.

Biomasa: Se aprovech? la disponibilidad de material combustible sin costo por unos 2.000 MW (desechos no aprovechados), y se adicion? m?s potencia (con costo de combustible), entre otros motivos por su efecto multiplicador en la generaci?n de empleo. Se totalizaron unos 5.500 MW. Motores funcionando con biocombustibles y con biog?s: se implementaron 1.800 MW de cada tipo, para diversificar la matriz y reducir la presi?n sobre los combustibles f?siles.

Minihidros: se insertaron unos 400 MW con la mayor celeridad, alcanz?ndose casi el m?ximo posible en relaci?n 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 importaci?n de energ?a el?ctrica 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 per?odos en donde la reserva resultaba resentida por los cronogramas de obra y las caracter?sticas de otros tipos de tecnolog?a. Ser?a muy deseable que estos proyectos pudieran modelarse, y desde luego implementarse, como cogeneraci?n. Esto aumentar?a su rendimiento a valores de hasta 75%, con el consiguiente beneficio en t?rminos de eficiencia, costos, emisiones y menor presi?n sobre el sector gas?fero. Es as? que hasta aqu?, la incorporaci?n de m?quinas t?rmicas convencionales adiciona m?s de 3.000 MW. Se descartaron, por cuestiones ambientales, los proyectos a carb?n.

Proyectos hidr?ulicos: importante participaci?n de unos 7000 MW que incluyen todos los proyectos vigentes menos las grandes centrales de pasada, por su controvertida performance ambiental.

3) Hip?tesis de suministro de gas

Un cap?tulo aparte merece el tema de la disponibilidad de gas natural. Las alternativas existentes para Argentina son diversas: el gas natural convencional extra?do de su propio subsuelo, el gas natural importado de Bolivia, la posibilidad de explotaci?n de gas no convencional argentino, el gas natural licuado importado mediante barcos y, por ?ltimo, la posibilidad de generar e inyectar biog?s, mezcl?ndolo en el sistema.

Se ha decidido reducir la importaci?n de gas para evitar la sangr?a 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 reaccionar? de manera positiva revirtiendo, o al menos deteniendo, la tendencia negativa actual), con gas no convencional y con una al principio peque?a pero creciente porci?n de biog?s.

Es necesario resaltar que la ca?da en la producci?n dom?stica convencional se explica dominantemente por la ausencia de precios y condiciones pol?tico institucionales adecuadas (seg?n opini?n de la mayor?a de los especialistas en pol?tica energ?tica). En ning?n caso se esgrimen cuestiones geol?gicas.

Existen varios motivos, en general, para que la informaci?n 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 car?cter din?mico: se realiza (por su costo) la exploraci?n estrictamente necesaria para la explotaci?n en el plazo m?s cercano.
  • Y por ?ltimo, cuestiones estrat?gicas: si se descubren reservas inesperadamente y en gran magnitud (a pesar de no estar busc?ndoselas en tal cantidad), se mantienen sin informar, para no deprimir los precios.

Siendo as?, este escenario tiene como uno de los objetivos pol?ticos m?s importantes el de extinguir las importaciones de energ?a completamente de aqu? a 20 a?os. Pero eso exige pol?tica econ?mica e institucional para producir energ?a propia.

Por otra parte, tambi?n en el segmento de combustibles se debe guardar cierta consistencia con lo hecho en el sector el?ctrico. All? tambi?n se debe atender una demanda el?ctrica 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 est? prefijada de antemano y que escapa a las posibilidades del ejercicio modelarla adecuadamente previendo reducciones por eficiencia o por coyunturas macroecon?micas, es posible de todos modos apelar a criterios de eficiencia. En efecto, as? como en energ?a el?ctrica existe el concepto de NegaWatts, que consiste en reemplazar oferta el?ctrica 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 podr?amos hablar de Negam3/d?a para aludir a los MMm3/d?a evitados. Y el costo para suministrar estos Negam3/d?a ser?a el costo de evitar la demanda de esa cantidad de MMm3/d?a.

Si asumimos que cierta parte de la oferta de gas convencional no es f?sicamente gas convencional, sino Negam3/d?a, esto es, MMm3/d?a evitados en la demanda, y si el costo de evitar la demanda es el costo del gas convencional, el modelo estar?a admitiendo, de alg?n modo, el modelado de eficiencia en la demanda.

Consideramos que la reducci?n de la demanda se dar? gratuitamente por desgraciadas coyunturas macroecon?micas, pero aun en la situaci?n afortunada de que no las hubiera, si aplicamos el costo del gas convencional a evitar demanda con eficiencia, ese monto ser? m?s que suficiente para lograr el objetivo. As?, el fin buscado de matchear oferta dom?stica con demanda dom?stica quedar?a 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 ?nico contrargumento plausible a todo este esquema ser?a que la demanda de energ?a podr?a crecer sostenidamente incluso con ca?das en el crecimiento econ?mico. Que no s?lo no ser?amos capaces, como pa?s, de aumentar la productividad por unidad de energ?a, sino que la har?amos descender ruinosamente. Que ca?das en el PBI ir?an acompa?adas de un derroche energ?tico tal, que aun as? aumentar?a mon?tonamente la demanda de energ?a, m?s all? del crecimiento vegetativo poblacional. Que el deterioro en el desempe?o econ?mico ir?a acompa?ado de un fomento irresponsable en el consumo, con tarifas por debajo de los costos, que conducir?an a una demanda desbocada y a una oferta retra?da. 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) Hip?tesis de suministro de petr?leo y derivados

La producci?n de petr?leo viene cayendo, provocando incluso la importaci?n de algunas cantidades durante 2014 y algunas previstas para 2015. Algo m?s grave sucede con la capacidad de refinaci?n, al punto que el d?ficit energ?tico no se cubre precisamente con crudo, sino con combustibles importados. Se trata, otra vez, de una situaci?n inadmisible para un plan a 20 a?os. Resulta plausible replicar aqu? las argumentaciones esgrimidas (vid. supra) en el sector gas?fero.

La refinaci?n, consideramos que debe encontrarse atada con la producci?n de petr?leo crudo. Una vez lograda la ?proeza? del autoabastecimiento energ?tico, con crudo suficiente, resultar?a parad?jico no estar en condiciones de refinarlo, y terminar export?ndolo para, a su vez, importar los combustibles l?quidos derivados.

La ampliaci?n de la capacidad de refinaci?n asumida incorpora las inversiones y los costos asociados, no obstante lo cual, el costo final para la energ?a resulta m?s que razonable, mostrando la viabilidad de la propuesta.

El uso de biocombustibles, se considera una alternativa interesante pero sujeta todav?a a ciertas controversias t?cnicas. Por lo tanto, se incorpor? moderadamente un corte paulatino, que a la vez contribuye a morigerar los requerimientos de combustible f?sil.

5) Observaciones y Sugerencias

Es posible satisfacer la demanda a costos razonables para la energ?a el?ctrica sin desatender las emisiones y otros criterios t?cnicos como la reserva de potencia, etc. Es as? que, con el ejercicio realizado, se llega a inversiones, costos de combustible y costos O&M medios para la energ?a el?ctrica en todo el per?odo del orden de 75 US$/MWh, reduciendo las emisiones a aproximadamente la mitad de su valor actual y extinguiendo por completo las importaciones de energ?a. Esto se logra con tecnolog?a viable en un marco de precios crecientes para los combustibles f?siles, lo que en alguna medida hace econ?micamente viable optar gradualmente por tecnolog?as verdes en detrimento de las convencionales.

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Escenarios - GEA-UBA 2030

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