Cader Reporte Ejecutivo Del Sector Electrico 15102015

8/20/2019 Cader Reporte Ejecutivo Del Sector Electrico 15102015

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Aportes para un sistemaeléctrico eciente y sustentable.

Desarrollo industrial y de laseconomías regionales.

La hora de las Energías

Renovables en la matrizeléctrica argentina


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FOTOS TAPA

1. Instalación fotovoltaica en el polo tecnológico del Ministerio de Ciencia y Tecnología construida por Aldar S.A.

2. Parque Eólico de Rawson, administrado por Genneia S.A., Chubut.

3. Planta de Biogás construida por Tecnored Consultores, en Yanquetruz, San Luis.

Agradecemos especialmente a Julio Menéndez, Roque Pedace y Sabino Mastrangelo.

Comisión Directiva de CADER.Presidente - MARCELO LUIS ALVAREZ

Vicepresidente - NICOLAS BIN ASTIGARRAGA

Secretario - OMAR DARIO DIAZ

Tesorero - OSCAR R. BALESTRO

Vocales - ISMAEL JADUR - LUCIANO MASNU

Revisor de Cuentas - JOSE CARLOS CUEVA

Edición: CADERISBN: Obra registrada

1.

3.

2.


3/40

¿Por qué las Energías Renovables deberían ser un tema central para el país?

Escenario eléctrico nacionalGeneración actualAlternativas Renovables

- Eólica- Biomasa- Solar

El parque térmico de generación: demasiado caro, antiguo e ineciente para la transición- La importación de combustibles

Barreras para la concreción de los proyectos de Energías RenovablesLas fuentes renovables también son la mejor opción económica para nuestra matriz eléctricaAmbiente: la oportunidad de ganar mitigando el Cambio ClimáticoAspectos legales e impositivosEl desafío de las Energías Renovables en ArgentinaFuentes documentales

ANEXO I EL SISTEMA ELÉCTRICO ARGENTINOCaracterísticas de los sistemas eléctricosSituación del sistema eléctricoCostos de los combustibles utilizados en generación térmica

ANEXO II PROYECTO GEN REN

ANEXO III POSICIÓN DE CADER FRENTE A LA NUEVA LEY DE ENERGÍAS RENOVABLES

ANEXO IV LA APUESTA POR LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN SUDAMÉRICAUruguay, un caso de éxito y modelo para la región

1.

2.3.4.

5.

6.7.8.9.

10.11.

1.2.3.

índice

1.


4/40

4 • REPORTE EJECUTIVO 2015

La demanda eléctrica del país hasta el 2021requerirá incorporar 7.000 MW de nueva capa-cidad instalada de generación: 5.000 MW res-ponderán a la demanda esperada y 2.000 MWserán necesarios para recuperar la reserva yenfrentar en mejores condiciones las altas de-mandas de baja probabilidad (invierno/verano).

¿Cómo generaremos esta energía? ¿De quéfuentes provendrá? ¿Qué tecnologías debería-mos aplicar? ¿Qué centrales construiremos?

En la Cámara Argentina de Energías Renovables(CADER) sostenemos que las Energías Renova-bles y el uso eciente de las mismas contribu-yen de modo importante con el desarrollo eco-nómico, social y ambiental del país. Su insercióny difusión de manera eciente presenta nume-rosas ventajas:

• Aumentan la seguridad energética.• Desarrollan la industria nacional.

• Son económicas y ahorran divisas.• Mejoran la calidad de vida de la población.• Promueven el desarrollo regional de las

economías y generan empleo.• Mitigan el cambio climático

En cada país, el reconocimiento de los recursosenergéticos resulta imprescindible para evaluarlas alternativas de desarrollo y trabajar por lasostenibilidad energética. En ese contexto, elenorme potencial de la Argentina para desarro-llar Energías Renovables hace indispensableincluirlas en la ecuación.

Las economías regionales dependen a menudode escenarios energéticos que podrían ser susti-tuidos con la producción descentralizada por me-dio de Energías Renovables: eólica, solar y a partirde biomasa, como así también vectores bioener-géticos como el biogás, pellets de biomasa, car-bón y otros biocombustibles para su uso local o suexportación.

Por tales motivos, CADER cree ineludible, desdeel punto de vista tecnológico, económico, socialy ambiental, buscar el consenso para avanzarhacia una matriz energética diversicada y sos-tenible.

El siguiente informe ejecutivo procura ayudar asolucionar las principales problemáticas ener-géticas que afrontará el país en los próximosaños.

La demanda de energía eléctrica aumentacon el crecimiento de la población. En la Ar-gentina, el consumo per cápita se duplicóen los últimos 25 años, mientras que la de-manda residencial se incrementó aún mas,5% anual.

En este contexto, nuestro país requiereincrementar cada año la capacidad insta-lada alrededor de 900 MW para satisfacerla creciente demanda eléctrica. Ademásde este aumento, directamente relacio-nado con la mayor población, la Argentina

requiere dotarse de la potencia que nofue instalada en estos últimos años para

recuperar la reserva demandada por elsistema.

Por tal razón, aun considerando los próxi-mos ingresos de centrales térmicas (verTabla 1), es necesario instalar 2.000 MWadicionales en los próximos 6 a 7 años pararecuperar reserva y absorber la baja deequipamiento térmico obsoleto. Este incre-mento cubriría los casos de máxima deman-da, eliminaría el equipamiento obsoleto eineciente que en la actualidad cuenta conaltísimos costos de operación y, de realizar-

se con Energías Renovables, sustituiría laimportación de uidos.

Las centrales hidroeléctricas Néstor Kirch-ner (1.140 MW), Jorge Cepernic, (600 MW)Garabí (580 MW) y Chihuidos (637 MW)no ingresarán antes del 2023. Asimismo, apesar del importante desarrollo fomentadodesde el Estado, no está previsto el ingre-so de una nueva generación nuclear en lospróximos 5 años, aunque sí se prevé el rein-greso de la central nuclear de Embalse (600MW) en 2018.

Se estima entonces que para satisfacer lademanda eléctrica hasta el 2021 inclusive,

será necesario incorporar 7.000 MW denueva generación (900 MW anuales más

¿Por qué las Energías Renovablesdeberían ser un tema central para el país?

1 |

2 | Escenario eléctrico nacional

En CADER sostenemosque las energíasrenovablescontribuyen aldesarrollo económico,social y ambiental dela Argentina .


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ENERGÍAS RENOVABLES • 5

135.000

120.000

105.000

90.000

75.000

60.000

45.000

30.000

15.000

1 9 9 2

1 9 9 4

1 9 9 6

1 9 9 8

2 0 0 0

2 0 0 2

2 0 0 4

2 0 0 6

2 0 0 8

2 0 1 0

2 0 1 2

2 0 1 4

2.000 MW para recuperar la reserva) y enfren-tar en mejores condiciones las altas deman-das de baja probabilidad (invierno/verano).

CADER sostiene que las Energías Re-novables son la mejor opción paraabastecer la mayor demanda eléctri-ca que enfrentaremos en los próxi-mos años.

La generación eléctrica para cubrir el nivelde demanda actual presenta un perl conuna creciente participación de la generacióntérmica, como se muestra en el gráco 1.

La generación nuclear permanece cercade los 8.000 GWh, la hidráulica alrededorde los 40.000 GWh, mientras que el aportede las unidades térmicas supera los 83.000GWh. La participación de las energías eólicay fotovoltaica se mantiene por debajo de1000 GWh, y las demás renovables aportanaún menos.

Las importaciones que requiere esteparque térmico exponen la gran in-seguridad de todo el sistema ener-gético, por las uctuaciones de los

precios internacionales de los com-bustibles fósiles.

3 | Generación actual Energía generada por tecnología

EólicaNuclear Térmica

Tabla 1

Gráco 1

Se estima que parasatisfacer la demandaeléctrica hasta el 2021inclusive, será necesarioincorporar 7.000 MW denueva generación.

Plan de incorporación de potencia

G W h e n e r g í a

Centrales de Generación

CENTRAL

Vuelta de ObligadoAtucha II

Río Turbio

Guillermo Brown

Brigadier López

Guillermo Brown

Pluspetrol Norte

Embalse

Loma de la Lata II

Punta Negra

Belgrano II

Loma de la Lata II

Belgrano II

Central PuertoCCA/CCC

Nuc

HI

TOTAL NOMINAL MW

TOTAL NOMINAL ACUMULADO MW

CCCNuc

TV

CCA

CCC

CCC

CCC

Nuc R

CCA

Hi

CCA

CCA

CCC

CCA

2015

300400

240

300

400

0

940

940

2016

550

80

630

0

0

630

1570

2017

300

150

450

0

0

450

2020

2018

600

0

600

0

600

2620

2019

550

50

550

0

50

600

3220

2020

550

300

850

0

0

850

4070

2021

300

300

0

0

300

4370

2022

550550

0

0

550

4920Información tomada de las modelaciones de CAMMESA

CCA: Ciclo Combinado Abierto CCC: Ciclo Combinado Cerrado Nuc: NuclearTV: Turbo Vapor HI: Hidroeléctrica


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Las fuentes capaces de ingresar más rápidoal sistema de generación para cumplir estademanda son:

• Las térmicas de tipo turbogás• Las térmicas en base a motores recipro-

cantes de alta eciencia• Las térmicas que utilizan biomasa como

combustible (turbo vapor o motores)• Las centrales eólicas• Las solares fotovoltaicas y solares de

concentración

Se analizará seguidamente algunas de lasopciones de fuentes renovables.

Energía eólica

Incorporar 2.000 a 3.000 MW de genera-ción eólica es factible y económicamenteconveniente para el sistema eléctrico denuestro país. Las centrales eólicas instala-das en Rawson y Puerto Madryn demues-

tran que granjas eólicas de potencias de50 a 100 y 200 MW pueden ingresar en elsistema interconectado nacional en 12 a 18meses con todas sus unidades disponibles.

Asimismo, las granjas eólicas presentanuna generación anual sostenida con másde 5.000 horas al año y factores de capa-cidad del orden del 35 al 39%. Es decir, lasturbinas, aunque poseen factores como elmencionado, operan generando energíay potencia a distintos niveles por más de5.000 horas anuales, como se muestra enel gráco 2.

Si para el 2021-2022 se instalara esta po-tencia eólica en granjas estratégicamentedispuestas en el territorio nacional, la ge-neración de energía limpia aportaría alrede-dor de 6% a la matriz energética. La energíadespachable obtenida por medio del uso decentrales hidráulicas o de plantas térmicasestabilizaría el efecto de la intermitencia

del parque eólico para que el sistema en suconjunto opere como una fuente de poten-cia rme y estabilizada. Las turbinas eólicas exponen un desempe-

ño muy eciente con plazos muy cortos deinstalación. Asimismo, ofrecen la ventaja deestructurar parques eólicos con potenciasdel orden de 10 a 20 MW conectados a no-dos eléctricos determinados que benecienel sistema de transmisión con costos infe-riores a los registrados en la actualidad.

La instalación y puesta en marcha degeneración eólica es una de las alter-nativas más económicas, a corto plazo,para generar parte de la energía nece-saria para cubrir las demandas del país. En particular, se evitarían nuevas instalacio-nes de generación térmica, como la distribui-da o “delivery”, que opera con combustiblesfósiles de alto costo.

4 | Alternativas Renovables

Por el gran potenciallocal, los aerogeneradoresalcanzan un factor decapacidad próximo al40% y la producción deenergía se mantiene enforma constante.

Gráco 2

Potencia de salida en % vs horas de generación eólica anual

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

0 2000 4000 6000 8000

Aerogenerador diseñado por NRG Patagoniapara vientos Clase I.

% d

e P o t e n c

i a d e S a l i d a

Horas de Generación


7/40


>12.5

12

11.5

11

10.510

9.5

9

8.5

8

7.5

7

6.5

6

5.5

5

4.5

4

3.5

3

2.5

2

1.5

1

Metros/Segundo

Proyección: Universal TransversalMercator (UTM)Franja: -19 SurMeridiano de referencia:

69º Longitud Oeste

MINISTERIO DE P LANIFICACIÓN F EDERALINVERSIÓN P ÚBLICA Y S ERVICIOS

Centro Regional de Energía Eólica

PLAN ESTRATÉGICO NACIONAL DE ENERGÍA EÓLICAMapa del Potencial Eólico Argentino

Velocidad media anual del viento a 50 mts. de altura sobre el terreno

Gráco 3


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Bioenergía

Se puede operar con centrales de bioma-sa de baja potencia de hasta 10 MW con unfactor de uso superior al 80% anual. Conuna distribución territorial absolutamentecompetitiva con las centrales “delivery”, sesustituiría el uso de Gasoil por biomasa reno-vable con una mejor calidad de prestación yservicio, mediante motores de alta ecienciacapaces de utilizar biocombustibles. Los mis-mos podrían ser accionados por productos

del procesamiento de biomasa, como aceitevegetal, o gases sintéticos, entre otras alter-nativas en motores reciprocantes o turbinasde vapor de pequeño módulo.

La biomasa distribuida logra, como combus-tible, un costo por MMBtu muy competitivofrente al Gasoi: mientras que el costo de labiomasa es del orden de los 4 USD/MMBtu,el Gasoil es de 26 USD/MMBtu sin impuestos(723 USD/m3). Aproximadamente, de estos4 USD/MMBtu, 1,5 USD/MMBtu representa elcosto de la biomasa; 1,5 USD/MMBtu, la manode obra para convertirla en un combustibledisponible y 1 USD/MMBtu, el transporte. Ensíntesis, además de producir más de6 veces de ahorro en el costo de com-bustible, la biomasa provoca un granimpacto socio económico en la regióndonde se instala.

Este tipo de centrales con pequeñas turbinasde vapor o motores reciprocantes, provistas

por empresas que ya se encuentran en elmercado argentino, pueden entrar en funcio-namiento en tiempos similares a los de unacentral térmica diésel y responder a la urgen-cia del sector con costos muy convenientes.

CADER ha propuesto en el trabajo interinsti-tucional de Escenarios Energéticos 2035 laincorporación relevante de vectores bioener-géticos, tanto en el sistema eléctrico como enla red hoy abastecida por gas natural.

Biogás:• Instalación de hasta 2.000 MW de ge-

neración con Biogás que consumenaproximadamente 15 MMm3/d.Se espera que, al nal del período deanálisis, la supercie afectada para la

producción de Biogás sea de aproxima-damente 4 millones de hectáreas (45MMm3/d de biometano, de los cuales30 MM se inyectarían a gasoductosmientras que los otros 15 MM se con-sumirían en generación eléctrica conBiogás).

Biomasa:Se ha considerado la recuperación deresiduos agrícolas y también la produc-ción extensiva, como se detalla:

• 10 millones de has x 2 tn/ha = 20 MMtn de biomasa seca, a 0.8 kg/kWh, queequivale a 3.500 MW de potencia a par-tir de cultivos bioenergéticos extensi-vos (solo 10% del área semiárida/sub-húmeda del país que actualmente no seutiliza para agricultura).

• 2.000 MW de biomasa residual.• Total: hasta 5.500 MW de biomasa.

Las centrales que utilizan bioenergéticos

ofrecen potencias bajas en el mercado argen-tino actual. Para el caso de biomasas lignoce-lulósicas, podemos considerar centrales quevan desde los 3 MW a los 10 MW, y para el casode Biogás, en el orden de los 500 kW a 2 MW.

Estos tamaños de centrales implican que loscostos de operación y mantenimiento afec-tan fuertemente el costo de generación. Enel caso de centrales de biomasa, debemostomar como base 130 a 140 USD/MWh comocosto de generación. En el caso de Biogás,complementado con cultivos energéticos,actualmente se puede considerar 180 a 200USD/MWh, debido a la ínma escala del des-pliegue. Sin embargo, las ventajas competiti-vas y comparativas del sector primario argen-tino permiten suponer una convergencia conlos costos de las Energías Renovables másdinámicas como fotovoltaica y eólica cuandose amplíe la instalación según nuestra pro-puesta.

Estos costos son mejores que los de lascentrales térmicas distribuidas, y compara-bles con los de ciclos combinados. Las minicentrales que proveen generación de base

o rme pueden entrar en operación en 12meses desde su denición, brindando ade-más interesantes alternativas de desarrolloregional vinculado con la producciónagrícolo-ganadera.

En nuestro país se puedeoperar con centrales debiomasa obteniendocostos de generacióneléctrica 6.5 veces más bajos que los del Gasoilimportado.

Planta de Biogás construida y puesta en marcha por Tecnored Consultores, en Yanquetruz, San Luis.


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Energía Solar

En los últimos años, el desarrollo de las tec-nologías que posibilitan el aprovechamientode la radiación solar ha mejorado en ecien-cia y en precio, tanto en la conversión directaen electricidad (solar fotovoltaica) como enel aprovechamiento térmico, de alta, media,y baja temperatura, sea para generar electri-cidad o para uso del calor.

Estas mejoras posibilitan que sean opcionesde diversicación de la matriz en lo inmedia-to. El costo del kWh utilizado para calentaragua destinada a usos residenciales y co-

merciales es el más competitivo de todos.Posibilita importantes aportes a la industrialocal y genera numerosos puestos de trabajo. La creación de un marco regulatorio ade-cuado y un código de edicación urbano queimpone una cuota obligada de utilización deesa tecnología ha tenido éxito en múltiplespaíses, desarrollados y emergentes.

En el caso de solar fotovoltaica, los nichosen función de su uso nal se clasican entérminos de conectados y aislados de lared, según corresponda. En el primer grupo

se incluyen tanto los sistemas distribuidosen techos y fachadas como los parques degrandes dimensiones, los periurbanos enpunta de línea o conectados en puntos es-tratégicos. En el segundo grupo, el de los

no conectados a red, se encuentran todosaquellos sistemas que generan energía enforma autónoma, sea para aplicaciones do-miciliarias, industriales o sociales (escuelas,postas sanitarias, etc). Esta tecnología esuna de las más útiles para abastecer el me-dio rural disperso que estructuralmente estáfuera de la cobertura de red, y posibilitar asíla inclusión y el acceso a una senda de desa-rrollo digna y sostenible a una población muyvulnerable de casi dos millones de argenti-nos, de forma mucho más eciente y barataque los medios que reemplaza (kerosene,baterías, pilas, velas, etc). El PERMER II, queincluye usos productivos microeconómicos

de esta tecnología, es un paso en la direc-ción correcta, aunque resulte insucientetodavía en términos de escala.

Para la instalación de centrales con poten-cias signicativas, nuestro país cuenta conun gran número de sitios muy atractivospor tener bajo costo de tierra, alta radia-ción solar y buenos puntos de conexión ala red disponible (NOA y Cuyo principalmen-te, aunque existen puntos óptimos en casitodo el país). En esta opción tecnológica, loscostos han caído signicativamente y se es-pera que continúen haciéndolo, en el futurocercano. Los primeros contratos celebradoshace 5 años en la Argentina estaban alre-dedor de los 560 USD/MWh, mientras quehoy rondan los 240 USD. Este precio podríareducirse sustancialmente si el marco re-gulatorio y las líneas de crédito fueran losadecuados. Con tasas y períodos de repagocompetitivos conforme a valores interna-cionales del sector, como por ejemplo los

casos de Brasil, Chile y Uruguay, las tarifaslocales serían sensiblemente más bajas ymuy competitivas respecto de otras tecno-logías que forman parte de la matriz actual.

La industrialización local de parte de la ca-dena de valor genera un número de puestosde trabajo directos e indirectos, largamentesuperior por kWh a los que se obtienen pormedio de combustibles fósiles. Articular lasmodicaciones necesarias del marco regu-

latorio con un plan industrial local y metasde mediano y largo plazo, aprendiendo delos aciertos y errores de los marcos scalesutilizados en terceros países, posibilitaríaque las fotovoltaicas sean, no solo un vec-

tor competitivo más para la diversicaciónsostenible de la matriz, sino también unmotor eciente de generación de riqueza ytrabajo local.

La tarifa de los contratosde parques solares ennuestro país se redujoa menos de la mitadde 2012 a la fecha.Elaborando un marcoregulatorio adecuado ybajando el costo de latasa de interés, el preciode generación podríareducirse en el cortoplazo.

La industrialización localde parte de la cadena devalor genera un número

de puestos de trabajo,directos e indirectos,largamente superior porkilowatt-hora a los quese obtienen por mediode combustibles fósiles.

La creación de un marcoregulatorio adecuado yun código de edicaciónurbano que impongauna cuota obligadade utilización de esatecnología ha tenidoéxito en múltiplespaíses, desarrollados yemergentes.


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El parque turbo vapor instalado en nuestropaís presenta más de 2.000 MW con unaedad superior a los 40 años desde su insta-lación (ver gráco 4), mientras que más del75% ha superado su vida útil. Esto signicaque las inversiones que se realizan en repa-raciones y mantenimiento de las unidadesen estado operativo exceden largamente losingresos. En el gráco 5, donde puede apre-ciarse la evolución de la tasa de indisponibili-

dad del parque térmico (las horas indisponi-bles en un determinado período de tiempo),se pueden deducir los grandes y crecientescostos que representa para el sistema man-tener estas unidades.

Múltiples unidades térmicas se encuentranya en un nivel claro de obsolescencia quedenitivamente hace antieconómica sudisponibilidad operativa. Sin embargo, pordiferentes razones, aún se las conserva, acosta de importantes inversiones.

La importación de Combustibles

El gráco 6 indica la cantidad de Gasoil utiliza-do en generación eléctrica y su procedencia,mayoritariamente de importación.

5 | El parque térmico de generación: demasiado caro, antiguo eineciente para la transición

Antigüedad de los Generadores Turbo Vapor

Gasoil utilizado para generación de energía eléctrica

Indisponibilidad Térmica Anual

%35

30

25

20

15

10

5

01995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013

5000

4500

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

01938 1943 1948 1953 1958 1963 1968 1973 1978 1983 1988

3.000.000

2.500.000

2.000.000

1.500.000

1.000.000

500.000

02006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Importado

Nacional

M W

m 3

Valorizando las compras

del año 2014 (costosy logística) el gastoen Gasoil representóunos 1.200 millones dedólares.


11/40


Gráco 7

CADER concentra su esfuerzo en colaborarcon la remoción de las principales barreras quedicultan la inserción eciente de las EnergíasRenovables y que atentan contra un mejor de-sarrollo de las industrias del sector, entre lascuales se puede identicar las siguientes:

• No se constituyó el Fondo Fiduciario deEnergías Renovables (Ley 25.019 y Ley26.190).

• Remuneración adicional no actualizada.• Remuneración adicional no ja.• Ausencia de mecanismos de nancia-

miento.• Falta de competitividad para los inver-

sores extranjeros para concretar inver-siones en la Argentina.

• Dicultad de girar divisas al exteriorpara el pago de servicios nancieros ybenecios a los inversores de capital.

• Dicultades para obtener acceso al -nanciamiento internacional.

• Capacidad de nanciación local limitadafrente a los objetivos de la Ley 26.190y cartera de proyectos existente (costoy plazos).

• Comercialización de la energía concen-trada en el sector público.

• Régimen desfavorable de aranceles deimportación.

• Riesgo de variación de restricciones paraimportación de equipos y repuestos ne-cesarios, en el corto y mediano plazo.

• Altos costos de capital.• Bajo nivel de conocimiento y visibilidad

pública y política sobre la competiti-vidad de las Energías Renovables conrelación a otras fuentes.

• Precio jo sin un claro sistema de ajusteen los contratos actuales.

• Periodos contractuales de 15 añoscuando en otros países de la región ydel mundo se consideran 20 años.

Con el n de evaluar las diferentes alterna-tivas de generación, se realizó una modela-ción de costos de amortización, variables yjos de operación y diferentes alternativasde combustibles. La nalidad es compararalternativas y no denir en forma precisa elcosto de generación. Cotejamos los resul-tados aplicando la misma tasa a todas lasalternativas .

6 |

7 |

Barreras para la concreción de los proyectos de Energías Renovables

Las fuentes renovables también son lamejor opción económica para nuestramatriz eléctrica

Referencias:TV = Turbina a VaporTG = Turbina a GasCC = Ciclo CombinadoM = Motor DieselBIOMASA = TV o MNuclear = No incluye mantenimiento deresiduos nuclearesGN = Gas NaturalGNL = Gas Natural LicuadoGO = GasoilGOI = Gasoil ImportadoFO = Fuel OilFOI = Fuel Oil Importado

20a = amortización 20 añosEólico = amortización 15 añosFC = Factor de CapacidadNHs = Número de Horas de Operación

Elaboración propia en base a datos dela Secretaría de Energía

Comparación de costos de generación de energía eléctrica

CC 7000hs 20 a GN 6,0 u$s/MBTU

TV 7000hs 20 a GN 6,0 u$s/MBTU

M 7000hs 20 a GN 6,0 u$s/MBTU

Hidro 2500 u$s/kW FC 38% 40 años

Nuclear 5530 u$s/kW FC 95% 35 años

Eólico FC 38,5% 15 años

Eólico FC 34% 15 años

CC 7000hs 20 a GNL 13 u$s/MBTU

Hidro 3000 u$s/kW FC 31% 40 años

TG 2000hs 20 a GN 6,0 u$s/MBTU

BIOMASA 7000hs 4 u$s/MMBTU

CC 7000hs 20 a GNL 17 u$s/MBTU

TV 7000hs 20 a FON 16 u$s/MBTU

M 4000hs 20 a GNL 13 u$s/MBTU

TV 7000hs 20 a GNL 17 u$s/MBTU

Solar FC 18% 20 años

CC 7000hs 20 a GON 26,0 u$s/MBTU


CC 7000hs 20 a GOI 32,5 u$s/MBTU

TV 7000hs 20 a FOI 21 u$s/MBTU

TG 2000hs 20 a GNL 13 u$s/MBTU

M 4000hs 20 a FOI 21 u$s/MBTU


TG 2000hs 20 a GNL 17 u$s/MBTU

TG 2000hs 20 a GON 26 u$s/MBTU

TG 2000hs 20 a GOI 32,5 u$s/MBTU

C Cap

Comb

V O&M

F O&M

05 0 100 150 200 250 300 350u$s/MWh


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Puede observarse la posición relativa de loscostos resultantes para las diferentes alter-nativas tecnológicas de generación eléctricade acuerdo con la modelación propuesta.

Para brindar una idea comparativa, seagrega una línea punteada que representaexclusivamente el costo variable del com-bustible líquido utilizado por las unidadesgeneradoras más caras del sistema. El mis-mo corresponde a la generación distribui-da contratada con los valores promedio en2014, de acuerdo con datos publicados porla Compañía Administradora del MercadoMayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA).

Esto implica que la generación de EnergíasRenovables podría sustituir ventajosamen-te este consumo y por tanto alcanzaría coneste objetivo para justicar su incorpora-ción (“fuel saving mode”). En el gráco 7puede observarse claramente la competiti-vidad que ofrecen las Energías Renovablesfrente al resto de las alternativas presenta-das en el nicho de generación distribuida.

Los valores expuestos en las seccio-nes precedentes demuestran que lasEnergías Renovables son una alter-nativa económica con costos mediosactuales que cubren holgadamente lainversión y costos operativos.

La complementación operativa entrelas contribuciones de las ofertas eó-licas, hidráulicas, solares y centralesde biomasa resulta la mejor alterna-tiva económica. Según este modelo, es

más conveniente instalar equipos de Ener-gías Renovables que quemar combustiblesfósiles importados.

La intermitencia y variabilidad de la energíaeólica y fotovoltaica ha demostrado ser unproblema menor antes de llegar a valores depenetración muy signicativos, más de diezveces mayores que los actuales en la Argen-tina. En nuestro país, una ventaja adicionalestá dada por la extensa geografía, que

permite descentralizar la generación eólicade modo tal que en todo momento haya unafracción signicativa del parque eléctriconacional que disponga de vientos sucien-tes. La radiación solar es, por otra parte,

coincidente con la distribución horaria de lademanda en buena parte del año.

Para tener una mayor apreciación de la mag-nitud de los costos de generación, se expo-nen los costos resultantes de la generacióndistribuida de 2014 en el gráco 8.

El valor medio resultante se ubicacerca de los 390 USD/MWh , 236 USDde contratos y 154 USD por el combustible(Gasoil). Se puede observar que solo el cos-to de combustible es superior al costo totalde varias opciones de generación, incluyen-do las Energías Renovables.

La importación de Combustibles: Elgráco 9 indica la cantidad de Gasoil utiliza-da en generación eléctrica y su proceden-cia, mayoritariamente de importación.

Valorizando las compras del año 2014(costos y logística), el gasto en Gasoilrepresentó unos 1.200 millones dedólares. A estas importaciones debenañadirse las de Gas Nautral Licuado yFuel Oil, lo que da un total que excedelos 10.000 millones de dólares. Estasson sustituidas en muy alta propor-ción al incorporar Energías Renova-bles a la matriz eléctrica.

700

600

500

400

300

200

100

-

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Combustible

Contratos

Gráco 8

Costo de Generación Distribuida en 2014 concombustibles

Gasoil utilizado en generaciónGráco 9

m 3

3.000.000

2.500.000

2.000.000

1.500.000

1.000.000

500.000

02006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Importado

Nacional

u $ s / M W h

m 3


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La forma en que producimos y usamos laenergía en la actualidad no es sostenible.Nuestras principales fuentes son los com-bustibles fósiles, recursos escasos y dis-tribuidos en forma desigual, cuyo accesoes cada vez más difícil y oneroso, y atenta,además, contra el ambiente.

La búsqueda de los últimos recursos fósilesconvencionales y el intento de desarrollar

nuevas fronteras de recursos fósiles noconvencionales implican mayores costoseconómicos, sociales y ambientales.

La actividad energética global actual de-pende un 80% de los combustibles fósiles.Sin embargo, la base de recursos renova-bles es más que suciente para cubrir latotalidad de la demanda actual de energía.

Las emisiones de la Argentina se encuen-tran en el rango de un país de desarrollointermedio y muy por encima del promediode nuestra región. Más aún, mientras quelas emisiones de nuestro país son de 9 tnper cápita, el promedio del planeta se hallaen 5 tn. (Tercera Comunicación Nacional Ar-gentina de Cambio Climático 2015).Si para2020, las Energías Renovables alcan-zaran una participación del 10% en lageneración eléctrica, se reducirían 12millones de tn de CO2 de emisiones alambiente.

La ley 26.190 vigente estableció metas parala generación renovable que no se cumpli-rán. Sin embargo, esta política ha sido la másexitosa para garantizar la transición orde-nada de la matriz a la independencia de loscombustibles fósiles en todo el mundo. Estose debe a que da una señal a todos los acto-res de que habrá continuidad en las políticasy respeto por las reglas, a n de garantizar laprovisión de energéticos. Para acceder a lasoportunidades en materia de acceso a tec-nologías y créditos en condiciones favora-bles que se establecerán en las negociacio-nes internacionales sobre Cambio Climático,la Argentina deberá asumir compromisos de

reducción de estas emisiones. Metas ambi-ciosas en la incorporación de Energías Reno-vables como las propuestas por CADER debenser parte de la contribución nacional a serpresentada antes de octubre (Intended Na-tionally Determined Contributions, “INDCs”),teniendo en cuenta que el sector energéticoes el que más ha aumentado su participaciónen el total de las emisiones de Gases de EfectoInvernadero.

El cuello de botella de la nanciación:

En la Argentina de los últimos años, la -nanciación adecuada para proyectos inten-sivos en capital y de amortización a largoplazo fue escasa, excepto en aquellos casosen los que se establecieron deicomisospara sectores o planes especiales. Por talmotivo, las inversiones debieron hacerserecurriendo a fondos externos a tasas mu-cho más altas que las de los países vecinosy penalizando la rentabilidad económica delos proyectos de Energías Renovables.

La sensibilidad del precio respecto de latasa de interés y el período de repago delpréstamo para proyectos en un contexto decarencia de nanciación adecuada es la prin-cipal barrera al despliegue de las EnergíasRenovables. Como ya se mencionó, en casode tener acceso a líneas de crédito adecua-das, ellas podrían ser más competitivas aún.

De hecho, vecinos con menos recursos natu-rales o económicos lo están haciendo. Tal esel caso de Uruguay, Chile, Bolivia, Honduras yPerú, entre otros países de la región.

Un ejemplo para tener en cuenta sobre ta-sas y plazos competitivos que apoyan laindustria nacional sin que esto signiqueuna barrera para la importación de equiposo nanciamiento externo, es el BNDES deBrasil, que no sólo nancia a tasas bajas ylargo plazo en la moneda local, bajando elriesgo cambiario para la porción de fabrica-ción local, sino que además ofrece una líneade crédito paralela para las industrias que seradiquen en Brasil.

8 | Ambiente: la oportunidad de ganarmitigando el Cambio Climático

Las emisiones dela Argentina seencuentran en el rangode un país de desarrollointermedio y muy porencima del promedio denuestra región.

Más aún, mientras quelas emisiones de nuestropaís son 9 toneladasper cápita, el promediodel planeta se halla en 5toneladas.


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Además del acceso al crédito, existen otrasopciones que han mostrado ser ecaces envarios países. Así ocurre con la generacióndistribuida en medio urbano y periurbanoque da la posibilidad de capitalización depropietarios de supercies soleadas y de lanueva vivienda en particular, así como de em-presas del sector agroproductivo interesadasen la diversicación de actividades. Para estamovilización de ahorros privados se requierede una estabilidad en las políticas tarifariasque dé señales claras de largo plazo.

El décit de recursos para nanciación po-dría afrontarse también en el nivel macro-

económico, con la derivación de una partede los actuales subsidios a los combustiblesfósiles hacia fondos especícos sectorialescon impacto favorable en el balance de divi-sas, aun teniendo en cuenta el componenteimportado de las Energías Renovables.

Hay también señales muy favorables enel concierto internacional. A partir de esteaño, los acuerdos alcanzados en las nego-ciaciones climáticas determinan que todoslos países deberán presentar contribucio-nes a la reducción de emisiones de Gasesde Efecto Invernadero denidas en función

de sus prioridades nacionales (INDC por susiniciales en Inglés). Como contrapartida, secrea un Fondo Verde de 100.000 millonesde dólares por año, que contribuirá a nan-ciar la transición energética requerida. Paí-ses como Argentina podrán acceder a for-mas de nanciación favorables de bancosmultilaterales y las políticas públicas de to-dos los países facilitarán el acceso a tecno-logías y apoyo a las inversiones en EnergíasRenovables. Estas políticas ya están siendoaplicadas en nuestra región en países veci-nos por el BID, la CAF y el BNDES, así comopor el BM en otros países emergentes. Paraello deberá mostrarse un compromiso po-

lítico de largo plazo con la difusión de lasEnergías Renovables.

A partir de este año, los acuerdos alcanzados enlas negociaciones climáticas determinan quetodos los países deberán presentar contribucionesa la reducción de emisiones de Gases de EfectoInvernadero, denidas en función de susprioridades nacionales.

Parque Solar Terrazas del Portezuelo, administrado por Coradir S.A, San Luis.


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9 | Aspectos legales e impositivos*

Desde el punto de vista legal y tributario, el

régimen de los recursos naturales y biocom-bustibles no ha mostrado cambios signica-tivos en 2014. Resumimos a continuaciónlas cuestiones más destacadas.En el país, el principal interés se ha centradoen la modicación de la Ley 26.190 de Ré-gimen de Fomento Nacional para el Uso deFuentes Renovables de Energía Destinada ala Producción de Energía Eléctrica.Si bien existen varios proyectos modica-torios de esta ley en trámite parlamentario,

sólo ha avanzado la promovida por el Sena-dor Marcelo Guinle, cuyo objetivo es esta-blecer nuevas condiciones promocionales,tanto regulatorias como tributarias, a n deque no sólo se alcance la meta de cubrir el8% del consumo de energía eléctrica a par-tir del uso de fuentes de Energías Renova-bles previsto en la Ley, sino además que seestablezca una nueva meta del 20% para elaño 2025.

1) Proyecto del Senador Marcelo Guinle

El proyecto que propone la modicación dela Ley 26.190 obtuvo media sanción en la Cá-mara de Senadores en noviembre de 2014.Luego fue aprobado por las comisiones deEnergía y Combustibles, y Presupuesto yHacienda, de la Cámara de Diputados, porlo que espera su tratamiento denitivo en elrecinto en las próximas sesiones ordinarias.

Posicionamiento de CADER sobre el

proyecto de ley

CADER realizó aportes al texto elaboradopor el senador Marcelo Guinle, presentadosante el presidente de la Cámara de Diputa-dos, Julián Domínguez, a través de una cartacon fecha 18 de mayo, que se puede leer enel ANEXO III.

1.1) Principales modicaciones impositivasrespecto de la Ley 26.190:a. Escalonamiento de Benecios según

año de inicio de la inversión.b. Incorporación Certicado Fiscal.

Acreditándose un porcentaje de integra-

ción de componente nacional en las ins-talaciones electromecánicas, se tendráderecho a percibir un certicado scalpara ser aplicado al pago de impuestosnacionales.c. Aplicación indistinta de AmortizaciónAcelerada en Impuesto a las Gananciasy/o Devolución Anticipada de IVA.La anterior Ley establecía la necesidad deproceder con la elección de uno solo deambos benecios. Los benecios se ex-

cluían entre sí.d. Quebrantos por 10 años.Se extiende el período previsto para lacompensación de quebrantos, llevándoloa 10 años.e. Impuesto sobre la distribución de divi-dendos y/o utilidades.Se exime del impuesto adicional sobre ladistribución de dividendos (Ley 26.893BO 23/09/13) a las sociedades titulares

de los proyectos del presente régimen,

sujeto a reinversión.f. Extensión de eximición Impuesto a laGanancia Mínima Presunta.Los bienes afectados en las actividadespromovidas extienden el plazo de eximi-ción en el impuesto del tercer al octavoaño de la puesta en marcha.g. Incrementos scales.Se permite a los beneciarios del presen-te régimen trasladar al precio pactadode los contratos celebrados, los mayores

costos resultantes derivados de incre-mentos de impuestos, tasas, contribucio-nes, etc.h. Eximición derechos de importación.Los beneciarios del presente régimen es-tarán exentos del pago de los derechos ala importación y de todo otro derecho porla introducción al país de bienes de capital.i. Canon / Regalías.El acceso y la utilización de fuentes reno-

* Texto elaborado antes de la aprobación de la modicación de la Ley 26.190. Ver Anexo III


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vables de energía no estarán gravadoso alcanzados por ningún tipo de tributoespecíco, canon o regalías, sean nacio-nales, provinciales o municipales, hastael 31 de diciembre de 2025.

1.2) Principales modicaciones regulatorias respecto de la Ley 26.190a. Objetivo. Lograr una contribución de lasfuentes de Energías Renovables del 8% al31 de diciembre de 2017 y del 20% en for-ma escalonada, al 31 de diciembre de 2025.b. Ámbito de aplicación. Se amplía el es-pectro de fuentes renovables denidasen la ley.

c. Financiamiento. Crea el Fondo Fidu-ciario de Energías Renovables (FODER),actuando el Ministerio de Economía yFinanzas Públicas como duciante y -deicomisario y el Banco de Inversión yComercio Exterior como duciario.d. El objetivo del FODER es otorgar prés-tamos, realizar aportes de capital y otrosinstrumentos nancieros aplicados a laejecución de proyectos. El patrimonio delFondo estará conformado por ahorros encombustibles fósiles, cargos especícos ala demanda, recupero de capital e intere-ses, dividendos o utilidades por la titulari-dad de acciones, etc.e. El FODER podrá otorgar avales y garan-tías para respaldar los contratos de com-praventa de energía eléctrica.f. Cuota. Los Grandes Usuarios con de-mandas superiores a 300 kW deberáncumplir obligatoriamente con los objeti-vos indicados, autogenerando o contra-tando la compra de energía de fuentes

renovables, a un precio máximo de 113USD/MWh.g. Incumplimiento. La penalidad por nocubrir la cuota prevista, será equivalente aaplicar al faltante el promedio ponderadode 12 meses del Costo Variable de Produc-ción de Energía Eléctrica de generacióncon Gasoil de origen importado.h. Ley de sociedades comerciales. A losefectos del art. 94 inciso 5) y art. 206 dela ley de sociedades comerciales (causa-

les de disolución / reducción obligatoriade capital social) se permite deducir delas pérdidas de la sociedad los intereses ylas diferencias de cambio originados porla nanciación del proyecto promovido.

2) LEY IX-0921/2014 - Ley de Promo-ción y Desarrollo de Energías Renova-bles - San Luis:

a. Benecios impositivos en relación aIIBB, Sellos y otorgamiento de créditosscales aplicables a impuestos provincia-les, para generadores / autogeneradoresde Energías Renovables.b. Creación de un Fondo para el Fomentode las Energías Renovables.

3) Biocombustibles:a. Ley 26.942: Eximición Biodiésel en ITC(Impuesto a la Transferencia de Combus-tibles).

El biodiesel que fuera empleado comocombustible líquido en la generación deenergía eléctrica se encontrará excep-tuado del presente impuesto hasta el 31de diciembre de 2015.b. Resolución 44/2014 de la Secretaría deEnergía: aumento en corte obligatorio.La mencionada resolución incrementó elcorte obligatorio de naftas con bioetanola un 10%.

Una de las principales ventajas de las ener-gías limpias y renovables es que se puedendesarrollar de forma descentralizada geo-grácamente y también distribuida, máscerca del consumo, con la consiguiente re-ducción de pérdidas en transporte y distri-bución. La mayoría de los países desarrolla-dos, fundamentalmente los europeos, hanoptado por este cambio de paradigma. Almomento, hay iniciativas provinciales paraestimular este desarrollo, algunas utilizan-

do esquemas de medición neta, que tienetarifas fuertemente subsidiadas que operancomo barrera al incentivo, otras con modelosde cuota o pagos diferenciales. Existen leyesprovinciales vigentes en Santa Fe, Salta yMendoza para poder comercializar energíasolar domiciliaria con las distribuidoras queadministran la red. Es recomendable articu-lar esos esfuerzos para mejorarlos y forta-lecerlos. Esto dio lugar a iniciativas como elFORO Federal de Energías Renovables, quefue impulsado por el INTI, AERA, IRESUD yreferentes provinciales.

Cada uno en su ámbito tiene por objeto ca-

talizar y ordenar el crecimiento de este nichode la manera más eciente y rápida posible.Mientras AERA (Alianza por las EnergíasRenovables en Argentina) concentra susesfuerzos en el sector legislativo, IRESUD(consorcio público privado que impulsa el de-sarrollo de energía solar fotovoltaica conec-tada a red en ambiente urbano distribuidocon fondos BID gestionados por el MINCYT)se ha concentrado en los aspectos técnicos,comerciales, económicos y scales del pro-ceso, impulsando la creación de la cadena devalor local.

CADER es miembro (caso AERA y FORO)o tiene convenios o empresas miembroque participan del consorcio (caso IRESUD– www.iresud.com.ar). Parte del caminoconsiste en articular las iniciativas dispersasy concentrar a los actores expertos para po-tenciar su incidencia en la toma de decisio-nes del sector.


17/40


10 | El desafío de las Energías Renovables enArgentina

La inclusión de las Energías Renovables ennuestra matriz energética, basada en los di-versos recursos de las diferentes regionesde nuestro país, presenta factibilidad técni-ca, económica y ambiental con numerosasventajas:

• Sostienen el crecimientoLas proyecciones de demanda eléctrica haciael 2030 indican que la potencia disponible de-berá incrementarse en unos 16.000 MW. Esapotencia puede obtenerse por diversas com-binaciones de incorporación de renovables.En la actualidad, existen más de 3.000 MW quepodrían generarse con proyectos listos paraser desarrollados en el corto plazo (1-2 años).

• Aumentan la seguridad energéticaLa coyuntura actual es una oportunidadinédita para diversicar la matriz energéti-ca incorporando Energías Renovables, las

únicas capaces de brindar una respuesta aldécit energético a corto plazo y con costoscompetitivos.

• Son económicas y ahorran divisasLas Energías Renovables son competitivasfrente a los altos costos de generar energíacon combustibles fósiles o importar ener-gía eléctrica. En el 2014 se generaron 1.882GWh por fuentes renovables, lo que implicóun ahorro equivalente a 456.000 m3 de Ga-soil importado si se hubieran utilizado paraproducir esa electricidad. El monto ahorradoen combustible importado sería de unos 300millones de dólares, un valor próximo a lo in-vertido para instalar en el país cerca del 4,5%de cobertura de la demanda con renovables.

• Desarrollan la industria nacional ygeneran empleoA pesar del escaso desarrollo de las EnergíasRenovables en la Argentina, existe infraes-tructura industrial ociosa y con capacidad de

recibir transferencia de tecnología y certica-ciones para proveer parte de los equipos a ins-talar, en un proceso de consolidación del mer-cado que facilite las inversiones a largo plazoy que conlleve a la integración de proveedores

internacionales con locales, como ha ocurridoen los países que establecieron la integraciónde la matriz energética con Energías Renova-bles con plazos determinados. Esto brinda a laindustria certeza para invertir en equipamien-to y solventar los costos de la transferencia detecnología y los procesos de certicaciones,para que sus equipos sean homologados conlos que se instalan en los mercados desarro-llados. Todo esto con nanciamiento local quepermita realizar los proyectos nanciados porel ujo de fondos del mismo. En el año 2010,más de 3,5 millones de personas en el mun-do trabajaban directa o indirectamente en elsector. En nuestra región sobresale el caso deBrasil, que cuenta con unos 730.000 empleosvinculados a los biocombustibles y 14.000empleos en la industria eólica, con 2.500 MWinstalados.

• Permiten descentralizar la gene-

ración y acercarla a los centros deconsumoUna adecuada planicación de la diversica-ción de la matriz mediante múltiples tecno-logías, que posibiliten el aprovechamientode los recursos renovables, permite descen-tralizar la generación y acercarla a los cen-tros de consumo, reduciendo de esta mane-ra las pérdidas en transporte y distribución.La generación distribuida en pequeña escalaen área urbana, además, genera concienciaen el consumidor inuyendo positivamenteen el manejo racional de su propia demanda.

• Mitigan el cambio climáticoEl cambio climático es el mayor desafío am-biental de este siglo. Plantea la necesidadde reducir las emisiones de Gases de EfectoInvernadero (GEI) y obliga a proyectar unatransición energética abandonando los com-bustibles fósiles.

En este marco, la Argentina debería asumir

una meta o acción apropiada de mitigaciónpara el 2020 ante la Convención de CambioClimático para poder también acceder a lasoportunidades nancieras y tecnológicasque se están abriendo.

• Mejoran la calidad de vida de lapoblación

Las Energías Renovables mejoran la calidadde vida de la población gracias al accesode la misma a fuentes energéticas limpias,tanto para los conectados como para los noconectados a la red. A su vez, promueven

el desarrollo regional de las economías, yaque son promotoras de nuevas inversioneslocales y extranjeras que contribuyen conel desarrollo de la infraestructura nacional.Sinergizan, junto con el sector de ciencia ytecnología nacional e internacional, oportu-nidades de desarrollo y empleo junto a lossectores públicos y privados.

El desafío para pensar la matriz energéticade los próximos años es estructurar un planintegral que incluya las diferentes regionesclave para aportar potencia eólica, solar,biomásica y mini-hidráulica. La ejecución deeste plan requiere considerar los factoreseconómicos, regulatorios, de abastecimien-to, sociales y medioambientales para lograruna inserción eciente.

Las condiciones están dadas para dar unsalto de calidad de la mano de las EnergíasRenovables y el uso eciente de las mis-mas. Creemos que este camino excede al

sector energético y signica una inversiónen nuestro país: su desarrollo económico,el bienestar de sus habitantes y el cuidadodel medio ambiente. Una apuesta por lasactuales y futuras generaciones.

Existen mas de 3.000MW de potenciadesarrollados quepodrían instalarse en elcorto plazo.


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• CAMMESA (Buenos Aires 2015)- www.cammesa.com.ar: diversos informes

• AERA (Buenos Aires 2014). Informe Energías Renovables. Buenos Aires.- https://dl.dropboxusercontent.com/u/78017440/energias-renovables-14-vf.pdf

• Comunicación Nacional (Buenos Aires 2015) UNFCCC

- http://www.ambiente.gov.ar/?idarticulo=13862

• IRENA (Abu Dhabi 2015)- http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/IRENA_RE_Jobs_Annual_Review_2015.pdf

- http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/IRENA_RE_Target_Setting_2015.pdf

• REN21 (2015)- www.ren21.net/gsr

• IEA (París 2015)- http://www.iea.org/publications/insights/insightpublications/EnablingRenewableEnergyandEnergyEfficiencyTechnologies.pdf

11 | Fuentes documentales


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El sistema eléctricoargentino• Características de los sistemas eléctricos

• Situación del sistema eléctrico

• Costos de los combustibles utilizados en generación térmica

anexo I

Parque Eólico de Rawson, administrado por Genneia S.A., Chubut.


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Gráco 10

1 | Características de los sistemas eléctricos

Un suministro deelectricidad conable,competitivo yambientalmentesostenible esel componentefundamental parael desarrollo de lasnaciones.

Evolución de la demanda

Parque Solar de 100 kWp de Brandsen, provincia de Buenos Aires

G W h

Un suministro de electricidad conable,competitivo y ambientalmente sosteni-ble es el componente fundamental para eldesarrollo de las naciones. Sin embargo, lanaturaleza propia del sector eléctrico pre-senta características muy particulares:

•La necesidad de producir la cantidad deenergía que se demanda en cada ins-tante.

•La imposibilidad de su almacenamiento.•La necesidad de una red de transmisión.

•Grandes inversiones en equipamiento.•Lapsos importantes para la puesta enmarcha de los equipos.

•Plazos muy largos para recuperar el ca-pital invertido.

•Muy baja sensibilidad de la demanda a va-riaciones de precios en el corto plazo.

•Es un Bien Esencial con elementos de BienPúblico (consumo no rival y no exclusivo).

Estas particularidades obligan a analizar ydiseñar el comportamiento del sector eléc-trico de un modo particular, considerandohorizontes de mediano y largo plazo comopocos sectores productivos lo requieren.De esta manera, se entrega un productode calidad (tensión, corriente), seguridad(capacidad para soportar contingencias) ysuciencia (instalaciones sucientes parasatisfacer la demanda).

La calidad, seguridad y suciencia son carac-terísticas que se estudian y denen como

una política sectorial que procura un desa-rrollo integral y sostenible, en un marco quedebe tener en cuenta la disponibilidad de losrecursos energéticos, los factores económi-cos y los efectos ambientales asociados.

Instituciones gubernamentales fuertes,un marco normativo estable con ajustes yadecuaciones previsibles, y un portafolio defuentes de producción diversicado permi-ten brindar un ambiente adecuado para eldesarrollo sectorial y obtener un suministroeléctrico conable que contribuya al desa-rrollo de nuestro país.

En los párrafos siguientes se analiza la evo-lución de algunas variables representativas

del comportamiento sectorial en los últimosaños con la nalidad de consensuar una vi-sión cierta de la situación actual y poderpresentar aportes para el desarrollo equili-brado del sector eléctrico.

130.000

115.000

100.000

85.000

70.000

55.000

40.000

5,9%

7,2%

3,6%

6,8%7,5% 7,4%

6,2%

5,4% 4,3%

-1,5%

2,1%

-1,3%

6,4%

5,3%

5,9%5,1%

4,2%3,2%

1,0%3,7%

2,9%

1 9 9 2

1 9 9 3

1 9 9 4

1 9 9 5

1 9 9 6

1 9 9 7

1 9 9 8

1 9 9 9

2 0 0 0

2 0 0 1

2 0 0 2

2 0 0 3

2 0 0 4

2 0 0 5

2 0 0 6

2 0 0 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

2 0 1 1

2 0 1 2

2 0 1 3

2 0 1 4

12.0%

10,0%

8,0%

6,0%

4,0%

2,0%

0,0%

-2,0%

-4,0%

5,2%

% c

r e c i m

i e n t o


21/40

ANEXO: EL SISTEMA ELÉCTRICO ARGENTINO • 21

Demanda de energía

La evolución de la demanda de energía delmercado eléctrico presenta el perl quese expone en el gráco 10, donde puedeapreciarse su casi permanente crecimien-to con fuertes altibajos en la tasa anual.Entre los extremos de la serie de 22 añosanalizada, el crecimiento expone una tasa4.35% acumulativo anual, mientras queen forma coincidente, los últimos 5 y 10

años muestran una tasa de 3.3 por ciento.

La serie utilizada adiciona el Sistema Pa-tagónico antes de su vinculación al MEMpara hacer coherentes las comparaciones.

Demanda de potencia

La serie de potencia máxima registrada, anivel mayorista (Sistema Patagónico em-palmado), expone un crecimiento entrelos extremos de la serie de 22 años a unatasa de 4.3% acumulativo anual, los últi-mos 10 años un valor similar de 4.1% y enlos últimos 5 años un 5.1 por ciento.

Se destaca que, en los últimos años, laspotencias máximas siempre han crecido,incluso por encima de la tasa de crecimien-to de la energía.

Particularmente, el comportamiento de lademanda en verano ha modicado su perl

con relación a las curvas históricas, expo-niendo valores máximos en las horas de latarde por encima de los registros de horasnocturnas.

Este comportamiento de alta sensibilidadde la demanda con las mayores tempera-turas de verano se viene manifestando enforma notoria en los últimos años, debido almayor equipamiento instalado en acondi-cionamiento de aire.

En las imágenes de perl de demanda anualpuede vericarse que en el año 2000 losvalores máximos se ubican en horas de lanoche y en la actualidad, durante las tardes

de verano.

En la tabla 2 puede comprobarse la opor-tunidad en la que se registran los valoresmáximos:

Gráco 11

2 | Situación del sistema eléctrico

En los últimos años,las potencias máximassiempre han crecido,incluso por encima de latasa de crecimiento dela energía.

Demanda máxima de potencia

1 9 9 2

1 9 9 4

1 9 9 6

1 9 9 8

2 0 0 0

2 0 0 2

2 0 0 4

2 0 0 6

2 0 0 8

2 0 1 0

2 0 1 2

2 0 1 4

9 5 1 5

9 8 2 9

1 0 5 9 9

1 0 7 0 3

1 1 7 7 5

1 2 2 6 6

1 2 7 2 1

1 3 0 9 2

1 4 2 6 4

1 4 5 3 8

1 3 9 6 5

1 4 9 3 6

1 5 6 0 0

1 6 7 1 8

1 7 3 9 5

1 8 3 4 5

1 9 1 2 6

1 9 5 6 6

2 0 8 4 3

2 1 5 6 4

2 1 9 4 9

2 3 7 9 4

2 4 0 3 4

M W

27.500

25.000

22.500

20.000

17.500

15.000

12.500

10.000

7.500

5.000

2.500

0


22/40


Cargas horariasGráco 13

Gráco 14

Tabla 2

Cargas horarias días miércoles - año 2000 MW

Cargas horarias días miércoles - año 2013 MW

Estos valores de potencia permiten calcularel crecimiento promedio de los últimos 10años, que resulta en un valor de 900 MW,que coincide con el valor promedio de losúltimos 5 años de 894 MW/año.

Podemos concluir que en estos días el sis-tema eléctrico requiere en cada año la ins-talación de aproximadamente 900 MW adi-cionales como mínimo para poder satisfacerlos requerimientos máximos anuales.

Potencia instalada

En lo que se reere a la oferta, la potenciainstalada en el mercado presentó el perlde evolución que indica el gráco 15. Lo queexpone una tasa de crecimiento promedio

de la potencia instalada de 3.7% acumu-

lativo anual entre los extremos de la serie,3.0% en los últimos 10 años y 2.8% en losúltimos 5 años. Valores por debajo de lastasas de crecimiento de la potencia máximaregistrada, que en términos absolutos equi-

vale a 900 MW para los últimos 5 y 10 años.

En este punto se destaca el importanteaporte de potencia registrado en los últi-mos años de los generadores del tipo Ci-clo Combinado: los equipos de generación

03-ene

24-ene07-feb

21-feb

07-mar

21-mar

04-abr

18-abr

02-may

16-may

30-may

13-jun

27-jun

11-jul

25-jul

08-ago

22-ago

05-sep

19-sep

03-oct

17-oct

31-oct

14-nov

28-nov

12-dic

26-dic

23.000-24.00022.000-23.00021.000-22.00020.000-21.00019.000-20.00018.000-19.00017.000-18.00016.000-17.00015.000-16.00014.000-15.00013.000-14.00012.000-13.00011.000-12.00010.000-11.000

9.000-10.000

Gráco 12

Curva de carga del SADI

Horas

MW

30-Ene-2013 Potencia 21982 MW Energía 455, 7 GWh Temp. Med. 28.5ºC

1-Feb-2013 Potencia 22169 MW Energía 455,6 GWh Temp. Med. 30.6ºC

23.000

22.000

21.00020.000

19.000

18.000

17.000

16.000

15.000

14.000

13.0000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

05-ene19-ene02-feb16-feb01-mar15-mar29-mar12-abr26-abr10-may24-may07-jun21-jun05-jul19-jul02-ago

16-ago30-ago13-sep27-sep11-oct25-oct08-nov22-nov06-dic20-dic

1 3 5 7 9 11 13 15 17 1 9 21 23

12.500-13.00012.000-12.50011.500-12.00011.000-11.50010.500-11.00010.000-10.5009.500-10.0009.000-9.5008.500-9.0008.000-8.5007.500-8.0007.000-7.500

6.500-7.0006.000-6.500

1 3 5 7 9 11 13 15 17 1 9 21 23


23/40


Evolución de la Potencia InstaladaGráco 15

Tabla 3térmica convencional de mayor ecienciaexistente en estos momentos, con módulosdel orden de los 800 MW por cada unidad yrendimientos térmicos del orden del 55%.

También se destaca la inserción de motoresdiésel correspondientes a los programas decontratación de potencia (distribuida y mó-viles) llevados a cabo por Energía ArgentinaS.A. (ENARSA), que permiten disponer demás de 1.400 MW en generadores mayor-

mente de un módulo de potencia del ordende 600 kW a 1.200 kW por unidad y rendi-mientos térmicos del orden del 28 al 42%para los diferentes equipos.

Estos motores han resuelto problemas deabastecimiento en distintos puntos delpaís con notables resultados. Aunque deberesaltarse que la necesidad de instalaciónsurge, principalmente, de la falta de inver-sión en infraestructura de distribución.Estoobliga a sostener la calidad del servicio in-yectando potencia en ciertos puntos críti-cos de la red eléctrica.

También debe destacarse que la totalidadde los motores utilizan exclusivamente comocombustible para su funcionamiento Gasoil,con sus costos asociados, como se exponemás adelante.

Los contratos existentes con estos equipostienen valores del orden de los 22.500 a

32.500 USD/MW mes por su disponibilidad ycostos variables de 10 a 17 USD/MW genera-do (no incluye el combustible).

Las unidades móviles contratadas represen-

tan más de 300 MW con valores por cobros pordisponibilidad del orden de los 40.000 USD/mes y un variable promedio que no incluyecombustibles de 25 USD/MWh.

Estos valores, debido a la baja utilizaciónque presentan los equipos, contribuyenfuertemente en el valor monómico, alcan-zando costos altos, del orden de los 447USD/MWh (transacciones 2013 por contra-tos) y 278 USD por combustibles, conclu-

yendo en 725 USD para este tipo de gene-ración Diésel.

Considerando la baja actual en el preciointernacional del combustible, podría con-siderarse un valor nal equivalente de 600a 620 USD/MWh para la generación DiéselDistribuida y Móvil contratada por ENARSA.

La experiencia internacional y local de-muestra que a pesar de las importantes in-versiones que puedan ejecutarse, la cona-bilidad de las unidades no puede mejorarsecon las inversiones. Las mismas presentanuna menor conabilidad operativa y unamayor indisponibilidad de las unidades tér-micas de generación.

Consumo de combustibles

Los consumos de los diferentes combusti-bles han registrado una modicación en suparticipación en los últimos años.

La menor disponibilidad de gas natural paralos generadores eléctricos obliga a la utili-zación de combustibles alternativos. El FuelOil en las unidades Turbo Vapor y el Gasoil

2014

TVTGCCNUCMDBG

HIDFOTEOTOT

POT MW Part.

4.4514.0189.2771.0101.415

17

11.1088

18731.442

Renovables(Solar y eólica)

Nuclear

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Motor Diésel

Turbo Gas

Turbo Vapor

Referencias:

TV: Turbo Vapor TG: Turbo Gas CC: CicloCombinado NUC:Nuclear MD: Motor DiéselBG: Biogás HID: Hidroeléctrica FOT: Foto-voltaica EO: EólicaTOT:Total

14.16%12.78%29.51%3.21%4.50%0.05%

35.33%0.03%0.59%

%


24/40


Gráco 16

Gráco 17

Gráco 18

en las Turbina Gas y Ciclo Combinado reem-plazan la falta de gas natural durante algu-nos meses al año. Aunque hay equipos quesólo consumen Gasoil, como son los moto-res instalados bajo el programa de gene-ración Diésel Distribuida de ENARSA, cuyoconsumo se ha extendido ya a todo el año.En 2014 las relaciones calóricas indican quecerca del 27% del consumo corresponde a loslíquidos por décit de abastecimiento de GasNatural a los generadores termoeléctricos.En este punto se debe destacar que, cuandolas dos centrales de la Ciudad de Buenos Ai-res no pueden consumir Gas Natural, presen-tan un consumo de Fuel Oil del orden de 1.2 a

1.5 millones de tn al año.

Considerando un contenido máximo deazufre del 1%, esto equivale a 10.000 tnde azufre que se combina con la humedaddel aire y se transforma en volúmenes im-portantes de ácidos altamente nocivos parala salud de la población. El consumo de loscombustibles líquidos (Fuel Oil y Gasoil) pre-senta el siguiente perl de evolución en losúltimos años:

Puede vericarse que desde 2004, se ha in-crementado fuertemente el consumo de FuelOil en sustitución del gas natural, que no estádisponible para la generación eléctrica. Losconsumos alcanzados son inéditos en la his-toria del sector, con los mismos generadoresa vapor que hace 23 años. No se registran in-corporaciones en el parque Turbo Vapor, sóloalgunos pocos MW retirados del servicio porobsoletos.

En lo que hace al consumo de Gasoil, elparque Turbo Gas registra también valoresextremadamente inéditos en el sector. Enel año 2014 los valores de consumo regis-trados alcanzaron 2.7 millones de tn de FuelOily casi 1.8 millones de tn de Gasoil. Deestas cantidades de Fuel Oil y Gasoil, unaproporción corresponde a compras en el ex-terior y otra a producto de origen nacional,como se expone en las grácas. En el casodel Gasoil, la proporción de importación es

extraordinariamente alta.

Proporción calórica de consumo de combustibles fósiles

Utilidad acumulada promedio

Proporción calórica deconsumo de combustiblesfósiles - 2014

CarbónMineral

GasNatura

lGas Oi

l

Fuel Oil

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

%

1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014

GasNatural70%

Gas Oil11%

Fuel Oil16%

CarbónMineral

3%

sin mantenimiento

Vida económica sin mantenimiento

Vida económica conmantenimiento

con mantenimiento

(+)

0

(-)


25/40


Gráco 19

Gráco 21

Gráco 20

Gráco 22

Para tener una idea comparativa de los cos-tos calóricos de los diferentes combustiblespuede observarse en la tabla siguiente losvalores representativos del invierno pasado.

En el siguiente análisis se adoptaron los va-lores correspondientes al último invierno.Es esperable que según la evolución de lascotizaciones actuales, este invierno pre-sente valores más bajos que los registrados(ver último tramo del gráco 23).

Las comparaciones tienen en cuenta laexistencia de diferentes alternativas del

Gas Natural:- El de referencia para los generadores, elgas natural plus, con un valor medio queduplica al de referencia.- El Gas Natural importado de Bolivia.

- El Gas Natural procedente de las plantasde Bahía Blanca y Escobar, originado en lagasicación del Gas Natural Licuado.

Con relación al carbón, en la tabla 3 se utili-zan las cotizaciones del API 4 (utilizado enSan Nicolás), adicionando los sobrecostoscorrespondientes para poner el combus-tible en un punto de comparación homo-géneo (Boca de Quemador). La cotizacióncorresponde al invierno de 2014.

En el caso del Fuel Oil, se utilizó el precio delas compras realizadas y un precio nacional

que viene dado por la cotización del crudoEscalante informado por la Secretaría deEnergía más un plus. El precio del Gasoil im-portado corresponde a las compras realiza-das de origen nacional e importado.

Se agrega la cotización del Biodiésel in-formada ocialmente por la Secretaría deEnergía para Grandes Empresas no inte-gradas. En todos los casos se adicionan lossobrecostos asociados a etes marítimos,uviales y carreteros, almacenamiento endepósitos contratados, inspecciones, con-troles y gastos de despacho aduanero paranacionalización.

En la última columna se puede observar larelación de costos calóricos de cada com-bustible frente al valor más bajo como es eldel Gas Natural de referencia de 2.6 USD/

MMBtu.

Una unidad que consume Gasoil importadoen sustitución del gas natural multiplica suscostos doce veces.

3 | Costos de los combustibles utilizados engeneración térmica

Consumo de Fuel Oil Consumo de Gasoil

3.000.000

2.000.000

1.000.000

0

2013201220112010200920082007200620052004. Nacional Importado

3.000.000

2.000.000

1.000.000

0

2013201220112010200920082007200620052004. Nacional Importado

3.000.000

2.500.000

2.000.000

1.500.000

1.500.000

1.000.000

500.000

-

1992 1995 1998 2001 2004 2007 2010 2013

3.000.000

2.500.000

2.000.000

1.500.000

1.500.000

1.000.000

500.000

-

1992 1995 1998 2001 2004 2007 2010 2013

Tn

Tn

Tn

Tn

Tn

Tn

Tn

Tn

Tn

Tn

Tn

m3

m3

m3

m3

m3

m3

m3

m3

m3

m3

• Según procedencia • Según procedencia


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Tabla 3

Si bien los precios actuales de los líquidoshan bajado las relaciones de costos calóri-cos, son más que apreciables para las dife-rentes opciones existentes de combustibles.

Simultáneamente, con el cambio de com-bustible de Gas Natural a líquido, se regis-

tran otros efectos negativos en el comporta-miento económico de las unidades térmicas.En particular, con las unidades Turbo Gasen Ciclo Abierto o Ciclo Combinado, sepone en evidencia una afectación sobrelas horas de operación equivalente (HOE),variable utilizada para determinar el mo-mento en que se deben realizar las inter-venciones a las unidades de generación.

Este proceso tiene un alto acatamientopor parte de los generadores, ya que suincumplimiento signica la pérdida de ga-rantías y seguros.

Al determinar las horas de operación equi-valente se tienen en cuenta varios factores

operativos que afectan la frecuencia de lasintervenciones. Los principales constructo-res de turbinas a gas, como General Electric,Hitachi, John Brown, AEG, Westinghouse,Alsthom, ABB y Fiat, investigaron las cau-sas que inciden en el mantenimiento de susunidades Turbo Gas.

Gráco 23

Evolución del precio del barril de petróleo y derivados

Precios y unidades térmicas

450

400

350

300

250

200

150

100

50

-

0 1 / 1 9 9 6

0 1 / 1 9 9 7

0 1 / 1 9 9 8

0 1 / 1 9 9 9

0 1 / 2 0 0 0

0 1 / 2 0 0 1

0 1 / 2 0 0 2

0 1 / 2 0 0 3

0 1 / 2 0 0 4

0 1 / 2 0 0 5

0 1 / 2 0 0 6

0 1 / 2 0 0 7

0 1 / 2 0 0 8

0 1 / 2 0 0 9

0 1 / 2 0 1 0

0 1 / 2 0 1 1

0 1 / 2 0 1 2

0 1 / 2 0 1 3

0 1 / 2 0 1 4

0 1 / 2 0 1 5

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Fuel Oil Nº 61% SWTI (Barril de crudo)Gasoil

u $ s /

b b l

C $ / g a l

Una unidad queconsume Gasoilimportado ensustitución del gasnatural multiplica suscostos doce veces.


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Gráco 24

Diferentes combustiblesEsto ha sido convertido en factores quetienen en cuenta las diferentes contin-gencias operativas a las que se somete laturbina:

• Tipo y Calidad del Combustible utilizado• Horas de fuego entre arranques• Operación Base o Pico• Número de Arranques• Paradas intempestivas

Cualquier alteración en la operación debetener en cuenta los factores correspon-dientes a cada situación, los que acortansensiblemente los períodos de las inter-

venciones programadas.

En la última columna se puede observarla relación de costos calóricos de cadacombustible frente al valor más bajocomo es el del Gas Natural de referenciade 2.6 USD/MMBtu.

Una unidad que consume Gasoil importa-do en sustitución del gas natural multipli-ca sus costos doce veces.

Rosario BioEnergy


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Existen expresiones como las siguientes:Inspección Sist de Combustión = S * F * ( 6x + 3y + z) = 7.500+/- 10%Inspección Partes Calientes = S * F * ( 12x + 3y + z )= 15.000 +/-10%Inspección Mayor = S * F * ( 30x + 2y + z )= 30.000 +/- 10%

Dónde:S = Factor de frecuencia de arranquesUn arranque por hora de fuego S = 2.6 /Un arranque por cada 1000 horas de fuego S= 1

F = Factor de combustible utilizado:GN = 1 / GO = 1.4 alta calidad / Otros = 3 a 4

x = Nº de horas de operación en Carga Picoy = Nº de horas de operación en Carga Basez = Nº de horas de operación en Carga < Base

Otro fabricante aplica esta expresión para determinar las HOE:HOE= (Nº Arranques*20)2 + (Hs FuegoGN*1 + Hs FuegoGO*1,5)2

Hay otras ecuaciones con algunas variantes sobre lo planteado másarriba. Lo importante a destacar es que la operación con Gasoil dealta calidad incrementa las horas de operación equivalente con re-lación al Gas Natural en factores de 1.4/1.5 a 1 con los consiguientesmayores costos de generación.

Simultáneamente, en la operación con Gasoil surge también la ne-cesidad de controlar los óxidos de nitrógeno (NOx) que se producen.Para ello, se dosica una cantidad de agua que es del mismo ordenque el consumo de Gasoil.

Lo que conlleva, más allá de los costos de producción del agua paraesta operación, una baja en la potencia de la unidad Turbo Gas y unacaída en el consumo especíco del orden del 8.5 a 10%.

Estos elementos que se señalan aún no cuentan regulatoriamen-te con una remuneración acorde ajustada a estas circunstancias,quedando estas cuestiones inmersas junto a otras alternativas dereconocimiento de gastos de generación.

Cálculo de Costos para diferentes alternativas de generaciónLos valores correspondientes a las inversiones se adoptaron de “Update Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity GeneratingPlants de la US Energy Information Administration – Department of Energy – EIA “, “Catalog of Combined Heat and Power PartnershipTechnologies de la US Environmental Protection Agency Combined Heat and Power Partnership- EPA”, además de recomendaciones yprecisiones de fabricantes y especialistas locales.

El cálculo de los Costos Totales se denió de modo convencional como:

Las tasas aplicadas fueron de 10%, con períodos de repago coincidentes con la vida útil de las unidades, los modos de operación y los precios de combustibles

propuestos. De esta forma, se obtuvieron los resultados que se presentan en el gráco 7.

Fuente de los datos del MEM: CAMMESA, diversos informes publicados en su página web: www.cammesa.com.ar


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30/40


Eólica 500 1182 17 754 121-134 126,9 3 131Térm Biocombustibles 150 155 4 110,4 258-297 287,6 - -RSU 120 - - - - - -Biomasa 100 53 - - - - -PAH 60 10 5 10,6 150-180 162,4 1 1Geotérmica 30 - - - - - -Solar térmica 25 - - - - - -Biogás 20 - - - - - -Solar Fotovoltaica 20 22 6 20 547-598 571,6 3 7Total 1025 1422 32 895 - 7 139

A través del Programa GENREN se adjudicóen una primera etapa la compra por 15 añosde 895 MW de electricidad que cubrirían casi1/3 de la meta jada para 2016. De esa cifra,754 MW corresponden a generación eólica,mientras que el resto se distribuye entre bio-combustibles, pequeños aprovechamientoshidroeléctricos y energía solar fotovoltaica.

Contratos Res. SE N° 712/2009 - “CONTRA-TOS DE ABASTECIMIENTO MEM A PARTIRDE FUENTES RENOVABLES” (Lic. ENARSAEE 01/2009 “GENREN”)

Como resultado de lo realizado en los últi-mos años en el país se puede sintetizar loindicado en la tabla 6.

Proyectos concretados

El objetivo planteado del 8% posiblementeno se alcanzará para 2016. En la actualidad,se alcanzó cerca de 1,5% de la demandacon fuentes renovables, tal como se detallaen la tabla 7.

1 | El Programa GENREN

Renglón

123456789Total

Proyecto

Rawson I(eólica)Rawson II(eólica)Cañada Honda(solar)Cañada Honda(solar)Luján de Cuyo(PAH)Chimberal(solar)Loma Blanca IV(eólica)

Potencia(MW) a

contratar

5001501201006030252010

1.015

Empresa

Genneia S.A.

Genneia S.A.

EnergíasSustentables S.A.EnergíasSustentables S.A.Centrales TérmicasMendoza S.A.GeneraciónEólica S.A.Isolux Corsán S.A.

Observaciones

Proyectos con Factor de Capacidad = ó > a 35% debidamente documentados.Ver denición en Glosario.

Sustentado en el superávit biomásico del área.Hasta 30 MW por planta.

Proyectos con radiación solar =ó > a 5 kWh/m2 debidamente documentadosProyectos con radiación solar = ó > a kWh/m2 debidamente documentados.

PotenciaMW50

30

2

3

1

2

51

Fecha ingreso alsistema1/1/2012

20/1/2012

30/5/2012

30/5/2012

12/1/2013

17/6/2013

30/7/2013

EólicaTérmica con BiocombustiblesResiduos Sólidos UrbanosBiomasaPAHGeotérmicaSolar TérmicaBiogásSolar Fotovoltaica

Fuente 2011 2012 2013 2014 PartBiodiésel 32,5 170,2 2,2 1,6 0,09Biomasa 97,6 127,0 133,9 113,7 6,04Eólica 16,0 348,4 447,0 613,3 32,59Hidro


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anexo III

Planta de biodiésel de Rosario Bioenergy S.A, Roldán, provincia de Santa Fe.

Posición de CADERfrente a la nuevaley de EnergíasRenovables


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Previamente a la sanción de la ley que establece modicaciones a la Ley 26.190, ela-borada por el senador Marcelo Guinle y aprobada en el Congreso el 23 de septiembrede 2015, la Comisión Directiva envió una carta a Julián Domínguez, el presidente de laCámara de Diputados, con el objetivo de incluir algunos conceptos que se consideranrelevantes para la diversicación de la matriz eléctrica y el desarrollo de proyectos deEnergías Renovables.

Buenos Aires, 15 de mayo de 2015.-Al Sr. Presidente de la Honorable Cámarade Diputados de la Nación Dr. Julian Do-minguezRiobamba 25Ciudad Autónoma de Buenos Aires

CC:Diputado Mario Metaza, Presidente de laComisión de Energía y CombustibleDiputado Roberto Feletti, Presidente de laComisión de Presupuesto y Hacienda

Referencia: Observaciones al proyecto demodicación de la ley 26.190 presentadopor el Senador M. Guinle (FPV) por parte dela Cámara Argentina de Energías Renova-bles (CADER).

De nuestra consideración:

En nuestro carácter de Cámara que agrupa adistintas empresas vinculadas a la industria delas energías de fuentes renovables, le hacemos

llegar nuestros comentarios al proyecto de mo-dicación de la Ley Nacional de Promoción deEnergías Renovables vigente, N° 26.190, presen-tado por el Sr. Senador Marcelo Guinle. En efecto,considerando que este ambicioso proyecto cuen-ta con media sanción del Honorable Senado dela Nación, con la aprobación de la Comisión deEnergía y Combustible de la Honorable Cámarade Diputados y que actualmente se encuentrasiendo tratada por la Comisión de Presupuestoy Hacienda, entendemos de utilidad hacer nues-tros aportes con el objetivo de contribuir con laindustria de las energías renovables en su con- junto, con herramientas que redunden nalmen-te en benecio de la comunidad toda.El objetivo nal de nuestra propuesta no es más

que una contribución con sugerencias y obser-vaciones para el sólido y sostenible desarrollo delsector energético nacional, destacando algunosaspectos relevantes para su consideración.Para un tratamiento detallado hemos analizadoel texto del proyecto de ley aprobado, en nues-tras diferentes comisiones de trabajo, integradaspor experimentados empresarios de la industria ycon expertos en las diversas temáticas, y hemossugerido oportunamente nuestras propuestas.Algunas de las mismas fueron contempladas eincluidas, mientras que otras no forman parte deltexto denitivo de la ley.Citamos como ejemplos, que la ley pone el focoen los grandes usuarios, que representan apro-ximadamente el 30% del total de la demanda,como principales responsables de cumplir con elporcentaje de energías renovables a incorporarobligatoriamente en su demanda.

Entendemos que junto a los grandes usuarios,las empresas distribuidoras deberían ser suje-to de la misma obligación, ya que un modelo de

cuota aplicado sobre las mismas permitirá unaaplicación más eciente y transparente en la obli-gatoriedad de la incorporación de las energías re-novables en la matriz, a la vez que permitirían sueciente control y auditoría. Por lo anteriormentecitado, sugerimos que la ley prevea que la auto-ridad de aplicación establezca los mecanismospara:

a. Asegurar que todas las fuentes de ener-gías renovables tengan participación en lamatriz energética nacional y que la Autoridadde Aplicación correspondiente compre porcuenta y orden de las distribuidoras el por-centaje que corresponda, para cada una delas tecnologías, mediante licitaciones o, porejemplo, mecanismos similares al de GENREN,

Circular 108/2011 de la Secretaría de Energíade la Nación, o nuevos instrumentos que per-mitan un ágil desarrollo de los proyectos. Elobjeto de la propuesta es contar con una ma-triz diversicada tecnológicamente de ener-gías renovables, incluyendo por ejemplo asolar, biomasa, eólica, mini hidro, entre otras.b. Que las citadas compras de energías, pro-venientes de fuentes renovables, sean diver-sicadas desde el punto de vista tecnológicoy considerando una política que no esté ex-clusivamente basada en su valor presente demercado.

Lo anteriormente detallado apunta a contar conuna matriz energética cuya diversicación nosea dictada por el precio de mercado actual deuna tecnología u otra, sino como resultado deuna planicación estratégica basada en la opti-mización del aprovechamiento sustentable denuestros recursos naturales por parte del EstadoNacional.Entendemos que los conceptos y observaciones

sugeridos por CADER merecen ser considerados,tanto en el proceso de discusión de la Ley comoen su posterior reglamentación e implementa-ción.Adjuntamos a la presente el detalle completo conlas sugerencias y observaciones, compartidasoportunamente, para su consideración.Quedamos a vuestra disposición para profundi-zar y analizar conjuntamente los diferentes pun-tos propuestos.Sin otro particular, le agradecen vuestra gentile-za, y lo saludan cordialmente,

Marcelo Luis Alvarez - PresidenteOmar Díaz - Secretario

1 | Posición de CADER frente a la nueva leyde Energías Renovables


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Anexo de la carta enviada por la Cámara Ar-gentina de Energías Renovables (CADER)con fecha 15-5 -15.

Aportes para la reglamentación de lanueva ley de energías renovables.La Cámara Argentina de Energías Renovables

(CADER) saluda la sanción de la ley elaborada por

el senador Marc

Cader Reporte Ejecutivo Del Sector Electrico 15102015

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