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Estudio de Potencial de Mitigación

Energía Renovable Mercado Eléctrico Mayorista

Coraliae S.R.L. y BA Energy Solutions S.A.

Año 2015

Versión Fecha Observaciones

0 15/7/2015 Informe Final

El presente informe forma parte del Servicio de Consultoría SCC-CF-43 “Nuevo Inventario y Revisión de Anteriores para el Sector “Energía” y Estudios de Factibilidad Técnica-Económica de: Integración de Energías Renovables al Sistema Interconectado Nacional, Captura y Almacenamiento de Carbono, Biocombustibles 2da y 3ra generación y Biomasa con Fines Energéticos”.

Estudio de potencial de mitigación – Energía Renovable Mercado Eléctrico Mayorista Volumen 1 – Energía

Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación ii

Autores:

Eduardo Bernardotti, Maximilian Bernaus. Colaboradores:

Guillermo Mininno, Ana Castro. Fabián Gaioli ( Coraliae S.R.L.)


Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación iii

Índice de Contenidos Prefacio ....................................................................................................................................... 1

Listado de Acrónimos ................................................................................................................. 2

Empresas, organismos e instituciones ................................................................................... 2

Términos ................................................................................................................................. 2

Glosario ...................................................................................................................................... 3

Integración de Energías Renovables en la Red .......................................................................... 4

Generalidades del Sector Eléctrico ........................................................................................ 4

Marco de Referencia del sector de Generación Eléctrica .................................................. 5

Hipótesis y datos de inicio .................................................................................................. 9

Plan de Expansión de la Generación ................................................................................ 14

Escenarios de expansión planteados y proyección de consumo de combustibles.......... 23

Potencial Energético Renovable existente ........................................................................... 51

Alcance del presente estudio ........................................................................................... 51

Análisis de la Evolución de las Energías Renovables en los escenarios de simulación de despacho .......................................................................................................................... 53

Barreras existentes y potenciales al ingreso de energías renovables ................................. 68

Generación Eólica para la Red .......................................................................................... 68

Generación Solar Distribuida ........................................................................................... 68

Planillas de Cálculo ................................................................................................................... 69

Fuentes de Información y Bibliografía ..................................................................................... 69

Índice de Tablas Tabla 1: Proyección actualizada de la Demanda, período 2014-2030 ..................................... 11

Tabla 2: Referencia de cubrimiento de la demanda de Punta y Base ..................................... 16

Tabla 3: Ingresos de Potencia Instalada por año (2014-2020). Elaboración propia. ............... 21

Tabla 4: Evolución de la Potencia Instalada Acumulada (2014-2020). Elaboración propia. ... 22

Tabla 5: Ingresos de Potencia Instalada por año (2021-2030). Elaboración propia. ............... 22

Tabla 6: Evolución de la Potencia Instalada Acumulada (2021-2030). Elaboración propia. ... 22

Tabla 7: Priorización de las opciones de mitigación ................................................................ 52

Tabla 8: Ingresos Adicionales de Energías Renovables (Ley 26.190) en el escenario ER15 ..... 54

Tabla 9: Listado de Ingresos Eólicos del Escenario BASE. ........................................................ 55

Tabla 10: Alcance y Referencias. “Estimación impacto económico Transmisión ER15.xlsx” .. 60

Tabla 11: Extracto del detalle de cálculo e hipótesis aplicadas. “Estimación impacto económico Transmisión ER15.xlsx” .......................................................................................... 61

Tabla 12: Conclusión del análisis de impacto económico. ....................................................... 61

Tabla 13: Ingresos Adicionales de Energías Renovables (Ley 26.190) en el escenario ER15 ... 63


Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación iv

Índice de Figuras

Figura 1: Potencia horaria demandada en un año ..................................................................... 7

Figura 2: Monótona decreciente de un sistema ........................................................................ 8

Figura 3: Curva de Costos totales por tecnología y horas de funcionamiento .......................... 9

Figura 4: Demandas mensuales por Región a nivel Distribución. Informe Anual 2013, CAMMESA................................................................................................................................. 10

Figura 5: Balance Mensual de Energía 2013. Generación y Demanda. Informe Anual 2013, CAMMESA................................................................................................................................. 10

Figura 6: Proyección de la Demanda Eléctrica 2010-2030 ....................................................... 11

Figura 7: Ingresos recientes de Líneas de Transmisión en Alta Tensión. CAMMESA. ............. 13

Figura 8: Red de Alta Tensión (500 kV) modelada en la Simulación de Despacho .................. 14

Figura 9: Curva de carga PROYECTADA 2030 (ff 67%) ............................................................. 15

Figura 10: Costos totales de Generación por tecnología ......................................................... 16

Figura 11: Evolución de la Potencia Instalada (1992-2013). Informe Anual 2013. CAMMESA. .................................................................................................................................................. 19

Figura 12: Generación por tipo 2013. Informe Anual 2013. CAMMESA. ................................. 20

Figura 13: Fuente de referencia para la definición de los ingresos programados de mediano plazo ......................................................................................................................................... 21

Figura 14: Evolución de la Potencia Instalada Proyectada. Escenario BASE ............................ 23

Figura 15: Datos históricos 2013 de consumo de Gas Natural y Gas Oil para generación eléctrica. ................................................................................................................................... 45

Figura 16: Consumo Mensual por tipo de combustible para la generación eléctrica. CAMMESA................................................................................................................................. 45

Figura 17: Evolución del Consumo en Volúmenes de Combustibles fósiles. Escenario BASE . 46

Figura 18: Evolución del Consumo térmico de Combustibles fósiles. Escenario BASE [Miles kcal] .......................................................................................................................................... 47

Figura 19: Referencia de proyectos adjudicados en la Licitación GENREN.............................. 54

Figura 20: Ampliación del Corredor Patagónico (2013-2020). TRANSENER, 2013 .................. 59

Figura 21: Extracto sobre el PERMER. “Energía Solar Fotovoltaica y Solar Térmica. Potencial, tecnologías y proyectos en la Argentina” ................................................................................ 63


Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación 1

Prefacio La Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable (SAyDS) de la Nación, a través de la Dirección de Cambio Climático (DCC), se encuentra en el proceso de elaboración de la Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático (TCN), con financiamiento del Fondo para el Medio Ambiente Mundial (FMAM). Con fecha 28 de febrero de 2014, se ha firmado el contrato de Servicios de Consultoría entre el Proyecto Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático a la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático GEF TF-098640 de la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Jefatura de Gabinete de Ministros y Coraliae S.R.L y BA Energy Solutions S.A. para el Servicio de Consultoría – SCC-CF-43 – “Nuevo Inventario y Revisión de Anteriores para el Sector “Energía” y Estudios de Factibilidad Técnica-Económica de: Integración de Energías Renovables al Sistema Interconectado Nacional, Captura y Almacenamiento de Carbono, Biocombustibles 2da y 3ra generación y Biomasa con Fines Energéticos” El Equipo de Coordinación de Inventario y Mitigación propuso, en la reunión de grupos de trabajo del pasado 14 de Agosto de 2014, a través del documento “Esquema para la organización de los contenidos de los estudios sectoriales de inventario y mitigación”, separar los estudios sobre el potencial de mitigación detallados en el objetivo (m) de los términos de referencia en informes individuales, siendo el presente un Informe Final el correspondiente a “Energía Renovable” a cargo de BA Energy Solutions. Adicionalmente, se ha firmado la Adenda al contrato SCC-CF-43 con motivo de la realización del BUR (Biannual Update Report) para el año 2010, el pasado 30/12/2014. En el marco de esta adenda, se solicitó la elaboración de un escenario adicional que cumpla el objetivo de tener un 30% de la Matriz Energética nacional en el año 2030, basada en Energías Renovables, según lo definido en la Ley 26.190 que no incluye las centrales hidroeléctricas mayores a 30MW de capacidad instalada.



Listado de Acrónimos

Empresas, organismos e instituciones

BAES BA Energy Solutions BM Banco Mundial CAMMESA Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima CMNUCC Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático CORALIA Coralia Environmental DCC Dirección de Cambio Climático, de la SayDS FMAM Fondo para el Medio Ambiente Mundial GPE Grupo de Planeamiento Estratégico (de la Secretaría de Energía) SayDS Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación SECEN Secretaría de Energía de la Nación

Términos

COP Conferencia de las Partes DOSE Despacho Operativo de Sistemas Eléctricos. Software de simulación de

despacho, propiedad de BAES. ER Energías Renovables ER(L26.190) Energías Renovables según la definición incluida en la Lay 26.1190, que

incluye en general a todas las ER con exceptión de las hidroeléctricas mayores a 30MW. En particular, la definición incluye: “energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, hidráulica (hasta el límite de 30MW instalados, Pequeñas Centrales Hidroeléctricas –PCH), biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración y biogás, con excepción de los usos previstos en la Ley 26.093”

L26.190 Ley 26.190 (año 2006) “Régimen de Fomento Nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinada a la producción de Energía eléctrica”

MEM Mercado Eléctrico Mayorista OED Organismo Encargado del Despacho PCH Pequeñas Centrales Hidroeléctricas. Menores a 30MW, según el criterio de la

L26.190 SADI Sistema Argentino de Interconexión SCN Segunda Comunicación Nacional sobre Cambio Climático SIN Sistema Interconectado Nacional. Equivale al SADI TCN Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático



Glosario CAMMESA

Es el Organismo Encargado de Despacho (OED) del sistema eléctrico nacional argentino, de acuerdo a lo previsto en el art. 35 de la ley 24.065 el decreto 1192 de julio de 1992 que dispuso la creación de CAMMESA sobre la base del Despacho Nacional de Cargas. Sus funciones principales comprenden la coordinación de las operaciones de despacho, la responsabilidad por el establecimiento de los precios mayoristas y la administración de las transacciones económicas que se realizan a través del SIN (Sistema Interconectado Nacional). Es una empresa de gestión privada con propósito público, creada para realizar las siguientes funciones: (1) Ejecutar el despacho económico para aportar economía y racionalidad en la administración del recurso energético. (2) Coordinar la operación centralizada del SIN para garantizar seguridad y calidad. (3) Administrar el MEM asegurando transparencia por medio de la participación de todos los agentes involucrados y el respeto a las reglamentaciones respectivas. http://portalweb.cammesa.com/Pages/Institucional/defaultinstitucional.aspx

Despacho (Despacho eléctrico / Despacho nacional de cargas) A los efectos del funcionamiento del Mercado Eléctrico, el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se considera dividido en Centros de Generación, Red de Transporte e Instalaciones de Distribución. Asimismo, existe un Sistema de Operación y Despacho superpuesto a dicho sistema físico. CAMMESA es el Organismo Encargado del Despacho (OED) teniendo por objeto el despacho técnico del SADI de acuerdo a lo previsto por la Ley 24.065 y sus normas complementarias y reglamentarias. A estos fines tiene a su cargo la determinación del despacho técnico y económico propendiendo a maximizar la seguridad del sistema y la calidad de los suministros y a minimizar los precios mayoristas en el mercado horario de energía (Ref: Estatuto social CAMMESA). El “despacho” se refiere a la programación de corto y mediano plazo de la generación eléctrica de cada Agente participante del MEM, decidiendo qué máquinas deberán entregar energía al sistema en cada hora de día (asegurando el menor costo operativo del sistema) y, a su vez, los re-despachos, que ajustan la programación a la realidad operativa.

EBISA Emprendimientos Energéticos Binacionales Sociedad Anónima (EBISA) es una Sociedad Anónima de capital estatal, representado en acciones cuya titularidad corresponden a la Secretaría de Energía (99 %) y a Nucleoeléctrica Argentina S.A. (1 %). El Decreto 616/97 por su Artículo 1°, dispuso la creación de la Empresa estableciendo que tendrá a su cargo la comercialización de la energía eléctrica proveniente de los aprovechamientos binacionales e interconexiones internacionales. http://www.ebisa.com.ar/

http://portalweb.cammesa.com/Pages/Institucional/defaultinstitucional.aspx

http://www.ebisa.com.ar/



Integración de Energías Renovables en la Red El presente informe especial de Energía Renovable, busca determinar el potencial de mitigación de escenarios de evolución de la oferta energética en el cual se potencie el uso de los recursos energéticos renovables en la generación eléctrica proyectada para el período 2014-2030. En pos de poder hacer este análisis diferencial, se debe partir de una situación proyectada tendencial o “Base”, contra la cual poder comparar escenarios que puedan ser asociados a políticas de promoción y/o incentivo del uso de las energías renovables en el sector eléctrico. En primer lugar se describe el sector eléctrico, definiendo el punto de partida con los datos reales al año 2013, para luego explicitar las fuentes de información utilizadas e hipótesis de trabajo que permiten cargar los datos de entrada al software de simulación de despacho eléctrico, para finalmente obtener los resultados de energía generada por tecnología y por año, con sus correspondientes consumos de combustible. El escenario BASE, que atiende la proyección de demanda tendencial (usualmente denominada BAU, por la sigla en inglés “Business As Usual”) entregada por la Secretaría de Energía. Se destaca en este punto, que fue necesario de desarrollar un Plan de Expansión de la Generación que permita abastecer la demanda considerando las restricciones al uso del Gas Natural existentes en el sistema eléctrico durante la temporada invernal. Luego se desarrolla la identificación y selección del potencial de energías renovables técnica y económicamente viables que definen los escenarios a ser evaluados contra el Base, separando en dos grandes grupos, a saber; mayorista, generación convencional de grandes proyectos, y minorista, Generación Distribuida de baja potencia. Finalmente, se realiza un análisis integrador de los resultados, sintetizando variables de decisión e identificando barreras existentes y potenciales, asociadas a los escenarios definidos con anterioridad.

Generalidades del Sector Eléctrico

Partiendo de un breve marco de referencia del sector de generación eléctrica, se procede a dimensionar oferta y demanda del mercado para realizar la proyección del despacho de centrales eléctricas, en pos de obtener un escenario tendencial, denominado “BASE”, con su correspondiente consumo de combustibles fósiles y emisiones asociadas. Las simulaciones se efectuaron utilizando el modelo DOSE (Despacho Operativo de Sistemas Eléctricos), que es un software de desarrollo propio de BAES, el cual ha sido ampliamente utilizado en Argentina y en diversos países de América Latina para pronósticos de mercados eléctricos. DOSE es un modelo de despacho que integra las mismas prestaciones que los modelos OSCAR-MARGO utilizados por el organismo encargado del despacho en Argentina, “CAMMESA”. El modelado abarca toda la red de 500 Kv del SADI (Sistema Argentino de Interconexión). En cada nodo de la red de 500 Kv se asignó la demanda y la generación correspondiente a la red de menor tensión que se encuentra instalada aguas abajo (hacia los consumidores finales). No es necesario simular las redes de menor tensión ya que, a los fines de conocer el despacho de cada una de las centrales, no resultan de interés los flujos resultantes en las redes de menor tensión.



Marco de Referencia del sector de Generación Eléctrica

La República Argentina cuenta con un Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) compuesto por Generadores, Transportistas, Distribuidores1 y Grandes Usuarios. Los participantes del MEM se denominan Agentes de Mercado y son registrados como tales por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA). CAMMESA es el Organismo Encargado del Despacho (OED) teniendo por objeto el despacho técnico del SADI de acuerdo a lo previsto por la Ley 24.065 y sus normas complementarias y reglamentarias. A estos fines tiene a su cargo la determinación del despacho técnico y económico propendiendo a maximizar la seguridad del sistema y la calidad de los suministros y a minimizar los precios mayoristas en el mercado horario de energía (Ref: Estatuto social CAMMESA). El “despacho” se refiere a la programación de corto y mediano plazo de la generación eléctrica de cada Agente participante del MEM, decidiendo qué máquinas deberán entregar energía al sistema en cada hora de día (asegurando el menor costo operativo del sistema) y, a su vez, los re-despachos, que ajustan la programación a la realidad operativa. El presente estudio presenta una proyección del despacho eléctrico del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) para un escenario BASE y un escenario de mayor inserción de las energías renovables, ambos para el período 2014-2030. En el próximo título se presentan las hipótesis y datos de partida para la simulación de despacho. Para una visión general en introductoria de los tipos de centrales de generación eléctrica se recomienda consultar en la bibliografía el documento de la Secretaría de Energía denominado “Centrales Eléctricas”. A los efectos prácticos del presente estudio, se utilizó la clasificación por tecnologías de generación que utiliza CAMMESA en sus informes anuales y para las Energías Renovables, la que define la Ley 26.190 de Régimen de Fomento Nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinada a la producción de energía eléctrica; ambos detallados más adelante en el capítulo de Potencial Energético Renovable del informe.

Clasificación de las centrales en función del despacho

A modo teórico, es importante introducir el concepto de Factor de Uso o Factor de Planta para el posterior análisis del estudio de despacho, dado que las distintas tecnologías se agrupan en función del tipo de despacho (base, punta, no despachable) esperado al realizar un programa de ingresos futuros de centrales eléctricas. Factor de Uso, es una relación entre la cantidad de horas totales que se puede utilizar un recurso y la cantidad de horas en las que efectivamente se utilizó. Para el caso de las centrales eléctricas, esto es proporcional a la relación entre la energía que efectivamente genera una planta en un período de tiempo y la que podría haber generado.

1 Los usuarios minoristas del servicio eléctrico (ya sea residenciales, comerciales, industriales o generales), no son Agentes de Mercado. En este caso, la empresa de distribución eléctrica que los abastece es la que forma parte del MEM.



En el presente informe siempre se hace referencia a factores de uso absolutos, lo que implica que se incluyen las pérdidas por disponibilidad y mantenimiento en el factor de uso, comparando la energía generada con la que idealmente podría haber generado con su máxima capacidad instalada.

Centrales de Punta

Estas centrales tienen como principal función cubrir la demanda de energía eléctrica cuando existen picos de consumo, o sea horas punta. En consecuencia, su despacho se caracteriza por espacios cortos de tiempo durante determinadas horas, su funcionamiento es periódico (muchos arranques rápidos y paradas). Debido a la capacidad de respuesta necesaria, generalmente suelen ser centrales hidráulicas con capacidad de regular en embalse para las horas de punta o térmicas Turbo Gas (TG) con Gas Natural o Gasoil, pudiendo también ser Motores Diesel en algunos casos. Las centrales de punta tienen un bajo factor de uso (menos del 20%) y la tecnología más eficiente para expandir el cubrimiento de la demanda de punta (léase, para nuevos ingresos de centrales) es la TG, por tener un bajo costo de inversión (CAPEX) contrarrestado con un alto costo de operación (OPEX), siendo competitiva para cubrir con pocas horas de funcionamiento al año la potencia necesaria en las horas de punta.

Centrales de Base

Su función es suministrar energía eléctrica en forma permanente al sistema, teniendo en consecuencia un alto factor de carga (mayor al 70%) por estar generando la mayor parte de las horas del año. Este tipo de centrales son las que logran ser más económicas en términos de energía media; es decir, su costo total anual dividido una gran cantidad de energía despachada resulta en un bajo costo de la energía vendida. Se caracterizan por tener un alto costo de inversión (usualmente referido como CAPEX, por “Capital Expenditure”) y un bajo costo variable de operación (OPEX, por “Operation Expenditure”, constituido por el costo combustible más operación y mantenimiento), necesitando largos períodos de repago. Este tipo de centrales se caracterizan por su alta potencia, y generalmente, se trata de centrales nucleares, hidráulicas de pasada o embalse y térmicas de Ciclo Combinado a Gas natural o Turbo Vapor con Carbón (en los mercados en que el Gas Natural y el Carbón tengan precios competitivos).

Centrales no despachables

Las energías renovables que dependen de recursos variables como el viento y el sol no son despachables, es decir, no se puede decidir cuándo van a generar y cuándo no van a generar de manera centralizada. Lo que sí se puede hacer es gestionar el recurso y recurrir a su desconexión selectiva en caso de peligrar la estabilidad de la red eléctrica. Este tipo de centrales agrupa a las eólicas, solares fotovoltaicas que son objeto de este estudio y su factor de uso dependerá de la disponibilidad del recurso y de la gestión que se haga de la interconexión al SADI.



En lo referido a costos de inversión (CAPEX) se encuentran en un intermedio entre las centrales de Base y de Punta, pero su costo de operación (OPEX) es muy bajo como los mejores casos de centrales de Base. En consecuencia, también tienen largos períodos de repago, aunque menores que los de las Centrales de base.

Interpretación de gráficos de carga

Para contextualizar los tres tipos de centrales mencionados se deben ordenar los niveles de potencia demandada en cada hora de un año y ordenarla de manera decreciente, obteniendo así la “monótona decreciente” de la curva de carga del sistema eléctrico que permitirá identificar cuánta potencia se requiere para cubrir la punta y la base. En primer lugar se presenta una gráfica de todas las 8760 horas del año con las mediciones de potencia demandada en cada una de ellas. Esta curva muestra tanto una variabilidad estacional como diaria, pero no es de gran utilidad para definir cuánta potencia de punta requerirá un sistema. Figura 1: Potencia horaria demandada en un año

Luego, ordenando ese mismo gráfico de mayor a menor, se logra obtener la “monótona decreciente” de la curva de carga, pudiendo identificar en dicha gráfica para cada nivel de potencia, cuántas horas al año se demandará su despacho. Considerando entre el 10% (serían 876hs) y el 20% (1752hs) de factor de uso para la potencia de punta se podría definir, a priori, una potencia de punta requerida. Observando la Figura 2, se puede hacer un cálculo simple acotando la potencia de punta entre los 4.087MW (diferencia entre 21.701MW y 17.614MW) y 5.256MW (21.701MW-16445MW).



Figura 2: Monótona decreciente de un sistema

Esta potencia de punta es típicamente cubierta (abastecida) con la generación de Turbinas de Gas (TG), mientras que el resto de la curva aumenta rápidamente el Factor de Uso pasando por las Turbinas de Vapor (TV) y los Ciclos Combinados (CC) entre las termoeléctricas. Luego, las otras tecnologías no térmicas de Base y No despachables (Nuclear, Grandes Hidroeléctricas y demás energías renovables) tomarán tanto despacho como sea posible, restando requerimiento de Centrales Térmicas, en función del recurso y la capacidad instalada disponible. En general, la expansión de este tipo de generación no térmica es el resultado de políticas que promocionan o dan condiciones para este tipo de inversiones de largo plazo se planifiquen y ejecuten. De todos modos, en el próximo inciso se incorporarán los costos medios de largo plazo (CMLP) de distintas tecnologías de generación para agregar un criterio económico de mínimo costo a la definición de los niveles objetivo de potencia para cada tecnología térmica de punta y de base del sistema a proyectar.

Costos Medios de Largo Plazo (CMLP) En función de su factor de uso, cada tecnología encuentra una zona de rentabilidad óptima

basada en los costos de inversión (CAPEX) y operación (OPEX) prorrateados en la cantidad

de horas anuales que se proyecta estén despachadas y el precio medio de cada tecnología resulta mínimo.

En el siguiente gráfico se suman los costos fijos y variables en el eje de ordenadas, en

función de las horas de funcionamiento (en abscisas), resultando en rectas de costos totales

por tecnologías de generación térmica. Las demás tecnologías de generación no se incluyen en este análisis, puesto que tienen un costo de inversión alto y un costo variable muy bajo,



resultando en curvas casi horizontales que no se cruzan con las máquinas térmicas y no

aportan a los efectos prácticos del presente análisis del cubrimiento de la demanda de

potencia de pico del sistema.

Figura 3: Curva de Costos totales por tecnología y horas de funcionamiento

En la Figura 3 se pueden apreciar los dos puntos de intersección entre las tecnologías de menor costo, definiendo la cantidad de horas de uso que puede cubrir cada tecnología con el costo total (que es proporcional al medio) mínimo para el sistema. Posteriormente se cruzan esta cantidad de horas de funcionamiento con la curva de carga “monótona decreciente”, explicada en el inciso anterior, definiendo el nivel objetivo de potencia de punta a ser cubierta con TG, y las proporciones de TV y CC para el resto de la demanda. En el caso de la demanda base, se restarán los niveles actuales y objetivo de generación de base con otras tecnologías no térmicas (nuclear y grandes hidroeléctricas). Estos conceptos se aplicarán más adelante para definir el Plan de Expansión para el escenario BASE.

Hipótesis y datos de inicio

En vista de lo expuesto hasta aquí, se procede al planteo de las hipótesis sobre la demanda y la expansión de la oferta requerida para satisfacer las necesidades de potencia de punta proyectadas hasta el año 2030.



Se explicitan a continuación las hipótesis y fuentes de información que fueron consideradas para la simulación de los despachos.

Crecimiento de la Demanda de energía y potencia

Como punto de partida se tomó la estructura regional de la demanda en base a los datos publicados por CAMMESA en su Informe Anual del año 2013. De esto modo se distribuye la demanda en los distintos nodos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) para su carga en el modelo de despacho DOSE. Figura 4: Demandas mensuales por Región a nivel Distribución. Informe Anual 2013, CAMMESA.

Estos datos de demanda se corresponden con la proporción de demanda que se le asigna a los nodos representativos de cada Región del país en el modelo de simulación de despacho. Luego, se consideran los valores absolutos de la demanda de energía que deben coincidir con la Generada localmente más las importaciones. En el siguiente cuadro se puede observar el detalle publicado por CAMMESA en la sección de Balances Energéticos del informe anual, totalizando una demanda de 129.820 GWh para nuestro año de base, el 2013. Figura 5: Balance Mensual de Energía 2013. Generación y Demanda. Informe Anual 2013, CAMMESA.



Para generar la proyección de la demanda de energía actualizada para el periodo 2014-2030, se utilizó el año 2013 como punto de partida (129.820 GWh Demanda total, incluyendo pérdidas de transmisión y distribución) y la información provista por parte del Grupo de Planeamiento Energético de la Secretaría de Energía, para el escenario denominado “Tendencial” que se corresponde con el habitualmente llamado BAU, por la sigla en inglés para “Business As Usual”. Figura 6: Proyección de la Demanda Eléctrica 2010-2030

Fuente: Grupo de Planeamiento Energético, SECEN

Con el objetivo de compatibilizar la información real del año 2013 con la proyección disponible realizada para el período 2010-2030, se adoptó el factor de crecimiento o factor de forma de la curva proyectada por la SECEN, aplicándolo desde el año 2014. Esto fue así, porque también se tenía información histórica disponible de parte del año 2014, que demostraba que sería un año de crecimiento cercano a cero. En conclusión, el escenario de demanda considerado en todas las simulaciones realizadas (como salida del modelo) responde al siguiente vector de datos, apoyado en los datos reales del año 2013, datos parciales y proyección de corto plazo del 2014 y la proyección de crecimiento de la SECEN. Tabla 1: Proyección actualizada de la Demanda, período 2014-2030

Año Escenario Demanda

[GWh] Crecimiento interanual [%]

(Ref: Proyección SECEN)

2013 129.820 Año Base

2014 130.229 0,3%

2015 135.308 3,9%

2016 140.261 3,7%



Año Escenario Demanda

[GWh] Crecimiento interanual [%]

(Ref: Proyección SECEN)

2017 145.057 3,4%

2018 150.076 3,5%

2019 155.209 3,4%

2020 160.548 3,4%

2021 166.071 3,4%

2022 171.286 3,1%

2023 176.647 3,1%

2024 182.211 3,1%

2025 187.878 3,1%

2026 193.721 3,1%

2027 199.494 3,0%

2028 205.479 3,0%

2029 211.582 3,0%

2030 217.802 2,9% Fuente: Elaboración propia en base a proyección del Escenario Tendencial 2010-2030 de la SECEN y datos CAMMESA de Demanda Total 2013 y 2014

Este vector de demanda es calculado internamente por el modelo, cubriendo la demanda total identificada mediante la inyección de potencia por parte de los generadores en sus respectivos nodos.

Expansión de la Oferta

Con la proyección de demanda definida, el próximo paso es la definición de la oferta de energía y potencia por parte de los generadores, partiendo del parque generador existente, los ingresos programados y un Plan de Expansión de la Generación, se cargan todas las máquinas que estarán disponibles en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en cada año para poder hacer la simulación del despacho y obtener los resultados de energía y consumo de combustibles. Este punto iba a ser tomado como dato originalmente, para luego hacer foco en el análisis técnico-económico, pero debió ser desarrollado por el consultor para poder seguir adelante con el estudio, en pos de lograr obtener los resultados de generación y consumo de combustibles proyectados. El desarrollo del Plan de Expansión se muestra en el siguiente inciso 0 “Plan de Expansión de la Generación”

Red de transmisión de 500 kV

Se modeló la red de 500 kV existente. Los parámetros eléctricos de las líneas (resistencia y reactancia por kilómetro) se tomaron de la base de datos de PSS/E de CAMMESA. Para cada nodo de la red de 500 kV se consideró además la inyección de todas las plantas de generación que se despachan aguas abajo, así también como la demanda abastecida, a partir de ese nodo, aguas abajo, resultante de la proyección de demanda mencionada más arriba. Se destacan los recientes ingresos de líneas de transmisión (ver Figura 7) que permitieron conectar regiones como la Patagonia continental al SADI, y mejoras en el mallado de la red al interconectar regiones que sólo disponían de vínculos radiales en referencia al centro de carga



del sistema en Ezeiza, en la zona de GBA (Gran Buenos Aires), como es el caso de la interconexión NOA-NEA y COMAHUE-CUYO. Figura 7: Ingresos recientes de Líneas de Transmisión en Alta Tensión. CAMMESA.



Figura 8: Red de Alta Tensión (500 kV) modelada en la Simulación de Despacho

Plan de Expansión de la Generación

En pos de lograr definir un plan de expansión de largo plazo para el período 2014-2030 se debe partir de proyectar la matriz energética de referencia al año 2030, en función del análisis de la curva de carga del sistema proyectada y el análisis económico de las distintas tecnologías térmicas de generación. Luego, con el objetivo de largo plazo delineado, se procede a construir desde el presente hacia el futuro en tres pasos la evolución de la potencia instalada; primero, el “Parque Generador



Existente” como punto de partida (2013); segundo, el “Parque Generador Programado” para el mediano plazo (2014-2020); tercero y último, el “Plan de Expansión de largo plazo (2021-2030).

Proyección de la matriz energética de referencia al año 2030

Para poder obtener un plan indicativo de las participaciones objetivo de cada tecnología, se debe analizar la Curva de Carga del sistema y los costos totales de generación de las distintas tecnologías que fueron presentados al inicio del capítulo (Ver 0). A continuación se presenta la Curva de Carga proyectada para el año 2030, considerando una mejora en el Factor de Forma de la misma, lo que significa una menor relación entre la potencia de punta y la potencia media. El factor de forma proyectado es del 67%. Luego se recuerda la curva de costos totales adonde se definen las horas de uso en las que cada tecnología es la más económica y finalmente se sintetiza el resultado del análisis en una tabla de referencia para las participaciones máximas de las tecnologías térmicas (TG, TV y CC)

Figura 9: Curva de carga PROYECTADA 2030 (ff 67%)



Figura 10: Costos totales de Generación por tecnología

En función de los cruces de las curvas de costos totales por tecnología surgen las coordenadas de la curva de carga de la demanda, que indican en su ordenada al origen la cantidad de potencia a cubrir por cada tecnología. Finalmente, como resultado se obtiene la siguiente tabla con la cantidad de potencia de Punta a ser cubierta con máquinas TG, Semi-base con TV y Base con el resto de las tecnologías despachables. Tabla 2: Referencia de cubrimiento de la demanda de Punta y Base

Cubrimiento de la demanda Potencia Instalada Máxima [MW]

Tecnología

Punta 8.998 TG

Semi-Base 3.011 TV

Base 24.993 CC, Nuclear e Hidro Total

Potencia de Pico 2030 37.002 Todas

Con esta referencia definida se pasan a considerar los ingresos programados de Centrales Nucleares e Hidroeléctricas, las cuales fueron identificadas en base a publicaciones de CAMMESA, TRANSENER y la Secretaría de Energía, así como consultas realizadas a CAMMESA para conocer las expectativas de ingreso al sistema de algunos proyectos que no entran en el horizonte de tiempo que abarca la Programación Estacional.



Como conclusión de este ejercicio, se obtiene la matriz energética proyectada al año 2030 en función de la generación existente, la programada y los lineamientos de la expansión térmica por mínimo costo medio de abastecimiento de la demanda.



Parque de generación existente

Se tuvieron en cuenta todos los grupos generadores que se encuentran actualmente instalados y operando en el sistema. Los datos considerados fueron los Consumos Específicos (habitualmente llamados “Heat Rate” por su denominación en inglés) de los generadores, las ampliaciones futuras de la red de extra alta tensión y la nueva capacidad instalada de generación. Asimismo, el tipo de central y su tecnología de producción. Los tipos de centrales existentes considerados son los siguientes:

Hidroeléctricas:

De pasada

De punta

Central de bombeo

Térmicas

Nucleares, turbinas de vapor y ciclos combinados

Turbinas de gas y motores diesel

Para las centrales hidráulicas se consideraron distintos escenarios de hidrologías históricas posibles, así como también la capacidad de embalsar agua que posea cada una de ellas.



Para cada central térmica se definió también el combustible prioritario y uno alternativo. Los combustibles utilizados pueden ser gas natural (GN), fuel oil (FO), gas oil (GO), carbón (CM), nuclear (NU) o biodiesel (BD). A todas las máquinas se le asignó una potencia mínima y máxima técnica que pueden generar, un consumo interno, indisponibilidad forzada y su calendario de mantenimiento programado. La fuente de los datos fue la Programación Estacional de Mayo-Octubre 2014 de CAMMESA. Los costos variables de producción (CVP), se regeneraron en el modelo de despacho (DOSE) utilizando los Heat Rate (HR) de cada generador y los precios del Gas Natural, FO, DO y carbón, en pesos del 2014, partiendo de datos actuales de CAMMESA. Tanto los precios como los HR se tomaron de la Programación Estacional de Mayo-Octubre 2014, publicada por CAMMESA. Figura 11: Evolución de la Potencia Instalada (1992-2013). Informe Anual 2013. CAMMESA.

Haciendo foco en el año 2013, definido como el año inicial y punto de partida de la simulación de despacho, se observa la siguiente distribución de la generación de energía extraída del mismo informe anual de CAMMESA.



Figura 12: Generación por tipo 2013. Informe Anual 2013. CAMMESA.

Dada la proyección de demanda de energía eléctrica proporcionada por la Secretaría de Energía para los años 2014-2030, se construyó un Plan de Expansión de Generación para cubrir el consumo futuro.

Parque de generación programado (2014-2020)

Se tomó como referencia la “Presentación de la Guía de Referencia 2013-2020” de Transener, y la información publicada en la base de datos de la Programación Estacional de Mayo-Octubre 2014 de CAMMESA. Luego, se elaboró un plan de incorporaciones al parque generador argentino modificando algunas fechas de ingreso de los proyectos, en base a consultas realizadas y la experiencia propia del consultor. El nivel de ingresos de nueva potencia instalada considerado para el período 2014-2020 en el escenario BASE resulta menor al definido en los datos de TRANSENER y CAMMESA, resultando de en un total de 7.229MW resultado de algunas postergaciones de fechas de ingreso aplicadas en el escenario planteado.



Figura 13: Fuente de referencia para la definición de los ingresos programados de mediano plazo

Fuente: Transener

La evolución de la potencia instalada en el Escenario BASE se puede apreciar en detalle en la planilla de cálculo “Resultados Escenarios Simulación de Despacho 2014-2030 (FINAL).xlsx” y se sintetiza en las siguientes tablas de incorporaciones (ingresos de potencia instalada por año) y potencia acumulada (evolución de la potencia instalada para cada año). Tabla 3: Ingresos de Potencia Instalada por año (2014-2020). Elaboración propia.

Incorporaciones por tipo de central

Tipo 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total

Eólica 50 100 205 420 225 330 370 1700

Hidráulica 964 1740 2704

Nuclear 745 745

Térmica 240 392 1410 540 400 337 3319

Total 1035 492 1615 960 625 330 1334 2077 8468

Ingresos de Potencia Instalada por año [MW]

Tipo 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

ER (L26.190) 161,8 0 50 155 150 220 200 200

Hidráulica 11095 0 0 0 0 0 1272 1182

Nuclear 1005 745 0 0 0 0 0 0

CC 9205 42 2100 0 0 1085 0 0

TG 4061 560 -807,5 0 560 -724,55 0 0

DI 1160,2

TV 4451 0 240 0 0 0 0 0

TOTAL 31139 1347 1582,5 155 710 580,45 1472 1382



Tabla 4: Evolución de la Potencia Instalada Acumulada (2014-2020). Elaboración propia.

Plan de Expansión de la Generación (2021-2030)

Definido el período de mediano plazo 2014-2020, se pasó a definir el “Plan de Expansión de la Generación” para los dos escenarios, considerando expansiones genéricas de Centrales Térmicas, así como expansiones puntuales de Centrales Hidroeléctricas identificadas en informes citados en la bibliografía y detallados en la planilla de cálculo “Resultados Escenarios Simulación de Despacho 2014-2030 (FINAL).xlsx” que se adjunta. Tabla 5: Ingresos de Potencia Instalada por año (2021-2030). Elaboración propia.

Tabla 6: Evolución de la Potencia Instalada Acumulada (2021-2030). Elaboración propia.

Evolución de la Potencia Instalada Acumulada [MW]

Tipo 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

ER (L26.190) 162 162 212 367 517 737 937 1.137

Hidráulica 11.095 11.095 11.095 11.095 11.095 11.095 12.367 13.549

Nuclear 1.005 1.750 1.750 1.750 1.750 1.750 1.750 1.750

CC 9.205 9.247 11.347 11.347 11.347 12.432 12.432 12.432

TG 4.061 4.621 3.814 3.814 4.374 3.649 3.649 3.649

DI 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160

TV 4.451 4.451 4.691 4.691 4.691 4.691 4.691 4.691

TOTAL 31.139,0 32.486,0 34.068,5 34.223,5 34.933,5 35.514,0 36.986,0 38.368,0


Tipo 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

ER (L26.190) 200 15 250 250 250 50 300 300 300 0

Hidráulica 170 0 482 0 102 200 0 376 0 0

Nuclear 0 0 0 1000 0 0 0 0 0 0

CC 0 800 0 900 800 400 0 0 800 400

TG 520 -520 0 -80 -260 -260 520 520 -520 260

DI

TV 0 0 0 0 0 260 0 0 0 0

TOTAL 890 295 732 2070 892 650 820 1196 580 660


Tipo 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

ER (L26.190) 1,337 1,352 1,602 1,852 2,102 2,152 2,452 2,752 3,052 3,052

Hidráulica 13,719 13,719 14,201 14,201 14,303 14,503 14,503 14,879 14,879 14,879

Nuclear 1,750 1,750 1,750 2,750 2,750 2,750 2,750 2,750 2,750 2,750

CC 12,432 13,232 13,232 14,132 14,932 15,332 15,332 15,332 16,132 16,532

TG 4,169 3,649 3,649 3,569 3,309 3,049 3,569 4,089 3,569 3,829

DI 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160

TV 4,691 4,691 4,691 4,691 4,691 4,951 4,951 4,951 4,951 4,951

TOTAL 39,258.0 39,553.0 40,285.0 42,355.0 43,247.0 43,897.0 44,717.0 45,913.0 46,493.0 47,153.0



Figura 14: Evolución de la Potencia Instalada Proyectada. Escenario BASE

Tal como se observa en el gráfico de Evolución de la Potencia Instalada, no se han proyectado cambios tecnológicos. La expansión está liderada por los cierres de nuevos Ciclos Combinados, incorporación de proyectos hidroeléctricos ya licitados y una incipiente participación de la generación eólica en el escenario BASE La potencia instalada cubre la demanda en todos los años bajo análisis de acuerdo a la simulación de despacho realizada, la cual presenta valores nulos o despreciables de Energía No Suministrada (ENS).

Escenarios de expansión planteados y proyección de consumo de combustibles

En este apartado, se presentan los tres escenarios planteados con sus ingresos propuestos y consecuentes despachos de energía y consumos de combustibles proyectados en el período 2015-2030. El primero de ellos es el escenario base. En el mismo se considera que las energías renovables no tienen un gran crecimiento, como tampoco cuenta con una diversificación de la matriz energética. El segundo escenario es un escenario del 15% de potencia instalada renovable (referidos a la definición de ER de la Ley 26.190), con lo cual la presenta una tendencia creciente en la participación de este tipo de tecnologías. Por último, se describe un escenario que cuenta con un 30% de potencia instalada renovable en el año 2030. Este escenario cuenta con una hipótesis fuerte de desarrollo de renovables, el cual implica un gran esfuerzo por parte de todos los actores involucrados del sector para la consecución del objetivo.

A. Descripción de los escenarios

i. Escenario BASE

Para elaborar el escenario base, en primer lugar se incorporaron proyectos futuros a corto plazo ya identificados en publicaciones de CAMMESA, Transener, ENARSA, EBISA y la Secretaría



de Energía-GPE. En este marco, se adicionaron un total de 1175 MW de potencia renovable eólica hasta el año 2021. En una segunda instancia se incorporaron proyectos eólicos genéricos, los cuales se agregaron segmentados en fases de 3 años. Debido al potencial eólico presente en la Argentina, todos los proyectos fueron ubicados en la Patagonia ya que cuenta con los mejores índices de vientos del país.

Por otra parte, en este escenario se consideró la incorporación de dos parques solares fotovoltaicos ubicados en la región del NOA argentino, sumando un total de 65 MW instalados.

ii. Escenario ER15

El escenario ER15, cuenta con aproximadamente 4800 MW de potencia renovable adicional al escenario Base. Dentro de los supuestos se consideró que el 93% de la potencia instalada en este escenario, correspondía a energía eólica. El total de dicha potencia se instaló en la región con mayor potencial eólico del país, la región patagónica. Como se puede observar en el siguiente gráfico, se instalaron 4500 MW en proyectos segmentados en fases de 3 años, con módulos de 100 MW cada uno hasta el año 2030, proyectos los cuales fueron repartidos entre las provincias de Chubut y Santa Cruz.



Adicionalmente, se tomó en cuenta la incorporación de once pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH), agrupadas en cuatro ingresos, con un total de 33.3 MW de potencia instalada. En la tabla siguiente, se detallan las mismas.

Referencia: [SECEN, 2010] Energía Hidroeléctrica de menos de 30MW y PROINSA, 2006.

Por otro lado la energía solar fotovoltaica, aunque no toma una gran participación en la matriz energética, sí se diferencia del escenario base en que en el ER15 se instalan módulos todos los años del período. Por último, se consideró la producción de biomasa en las zonas de Buenos Aires, Litoral y Centro. Al año 2030, la potencia instalada para el escenario ER15 es de 300 MW, con módulos de 10 MW.

Central Año de Ingreso Potencia (MW)

Neuquén (Planicie Banderita) 2022 6.6

La Rioja 2023 9.7

Tucumán 2024 13.0

San Juan 2025 4.0

Ingresos Pequeñas Centrales Hidroeléctricas



iii. Escenario ER30

El presente escenario adicional se elaboró en el marco del BUR, el cual solicitó un escenario que cumpla el objetivo de tener un 30% de la Matriz Energética nacional en el año 2030, basada en Energías Renovables, según lo definido en la Ley 26.190 que no incluye las centrales hidroeléctricas mayores a 30MW de capacidad instalada. Partiendo de la matriz energética obtenida en el escenario ER15 se adicionaron alrededor de 11.000 MW de potencia de energía renovable, obteniendo de esta una participación del 30.5% de potencia instalada renovable al año 2030. A continuación, se describe la composición de energías renovables adicionadas a este escenario, así como los criterios utilizados.

Del total de potencia renovable agregada en el actual escenario, el 58% es energía eólica. Esto se debe a que ésta tecnología es la que mayor impulso tiene. Una vez desarrollado el uso de esta tecnología en la Patagonia, región la cual tiene cuenta con un recurso eólico óptimo2, se adicionaron proyectos eólicos en otras regiones del país con menores factores de uso. Las zonas o territorios elegidos, son aquellos donde la velocidad media anual del viento es superior a los 5 m/s, es decir, que tienen un potencial aceptable para la instalación de parques eólicos. En la siguiente tabla se detallan los ingresos de potencia acumulados por Provincia.

2 El recurso eólico en Patagonia tiene el mejor “Factor de Capacidad” (o factor de uso) del país, en el orden del 40%, razón por la cual se priorizó su desarrollo para los escenarios BASE y ER15, dejando otras áreas para este escenario. Referencia: Ing. Legisa, Juan y Lic. Genta, Guillermo. “Energía Eólica. Potencial, tecnologías y proyectos en la Argentina” Grupo Planeamiento Energético (GPE), Secretaría de Energía, 2010.



El 29% de la potencia renovable adicional en el escenario ER30, es energía solar. Como se puede observar en la siguiente tabla, se tomó como hipótesis un desarrollo de la energía solar principalmente en la región del NOA (Noroeste Argentino), seguidos por las zonas de Cuyo y NEA (Noreste Argentino). Según un estudio de la Secretaría de Energía, el potencial de energía solar en estas regiones es de aproximadamente 6000 MW de potencia de pico con tecnología fotovoltaica. Asimismo se supuso un desarrollo progresivo en la utilización de esta tecnología, encontrando un impulso en el año 2024, tal como se detalla por año y región.

Adicional acumulado EÓLICO ER30

Neuquén Río Negro La Pampa Prov BA Santa Fe CórdobaChubut /

Santa Cruz

Total adicional

acumulado

2017 - - - 50 - - 50

2018 - - 50 100 - 50 200

2019 50 - 50 250 50 50 450

2020 100 - 50 400 50 100 700

2021 150 100 100 500 100 100 1,050

2022 200 200 150 600 100 150 1,400

2023 250 300 150 700 150 200 1,750

2024 300 400 200 850 200 250 2,200

2025 350 500 250 1,050 300 300 250 3,000

2026 450 600 250 1,250 300 400 500 3,750

2027 550 700 300 1,400 400 500 750 4,600

2028 650 800 350 1,450 400 600 1,000 5,250

2029 750 900 400 1,450 500 700 1,250 5,950

2030 850 900 450 1,450 600 800 1,500 6,550



Por último, se agregaron 1136 MW de biomasa al año 2030, adicionalmente a los 300MW considerados en el escenario ER15. Según el documento de preparación de la “NAMA PROBIOMASA”, hay disponibilidad suficiente del recurso para cumplir dicho objetivo.

Adicional acumulado SOLAR ER30

NOA CUYO NEA

Total adicional

acumulado

2016 50 - - 50

2017 100 - - 100

2018 200 - - 200

2019 300 - - 300

2020 350 - - 350

2021 600 - - 600

2022 850 50 - 900

2023 1,050 100 - 1,150

2024 1,050 200 - 1,250

2025 1,300 250 - 1,550

2026 1,550 300 50 1,900

2027 1,800 350 100 2,250

2028 2,000 450 100 2,550

2029 2,300 500 150 2,950

2030 2,650 500 200 3,350



Entre las zonas de mayor disponibilidad y, consecuentemente, mayor desarrollo proyectado se destaca el Litoral, seguido por la zona Centro y la provincia de Buenos Aires.

B. Resultados de los escenarios

En las siguientes páginas se incluyen las tablas resumen de Ingresos de Potencia por año,

Evolución de la potencia instalada total y Evolución de la Energía despachada por las

respectivas simulaciones de despacho realizadas. Todas estas tablas han sido extraídas del

documento Excel adjunto y referenciado en el capítulo 0 “

Adicional acumulado BIOMASA ER30

Litoral

Buenos

Aires Centro

Total

adicional

acumulado

2016 35 18 31 84

2017 57 28 41 126

2018 87 53 61 201

2019 116 73 76 265

2020 141 93 117 351

2021 181 123 144 448

2022 202 153 189 544

2023 252 155 234 641

2024 292 176 239 707

2025 302 206 266 774

2026 348 206 286 840

2027 388 233 286 907

2028 424 258 321 1,003

2029 464 263 343 1,070

2030 500 288 348 1,136



Planillas de Cálculo”



i. Escenario BASE


Tipo 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030Total

Ingresos

Participa-

ción Ingr.

ER (L26.190) 161.8 0 50 155 150 220 200 200 200 15 250 250 250 50 300 300 300 0 2,890 18.05%

Hidráulica 11095 0 0 0 0 0 1272 1182 170 0 482 0 102 200 0 376 0 0 3,784 24%

Nuclear 1005 745 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1000 0 0 0 0 0 0 1,745 11%

CC 9205 42 2100 0 0 1085 0 0 0 800 0 900 800 400 0 0 800 400 7,327 46%

TG 4061 560 -807.5 0 560 -724.55 0 0 520 -520 0 -80 -260 -260 520 520 -520 260 -232 -1%

DI 1160.2 - 0%

TV 4451 0 240 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 260 0 0 0 0 500 3%

TOTAL 31139 1347 1582.5 155 710 580.45 1472 1382 890 295 732 2070 892 650 820 1196 580 660 16,014 100%




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

ER (L26.190) 162 162 212 367 517 737 937 1,137 1,337 1,352 1,602 1,852 2,102 2,152 2,452 2,752 3,052 3,052

Hidráulica 11,095 11,095 11,095 11,095 11,095 11,095 12,367 13,549 13,719 13,719 14,201 14,201 14,303 14,503 14,503 14,879 14,879 14,879

Nuclear 1,005 1,750 1,750 1,750 1,750 1,750 1,750 1,750 1,750 1,750 1,750 2,750 2,750 2,750 2,750 2,750 2,750 2,750

CC 9,205 9,247 11,347 11,347 11,347 12,432 12,432 12,432 12,432 13,232 13,232 14,132 14,932 15,332 15,332 15,332 16,132 16,532

TG 4,061 4,621 3,814 3,814 4,374 3,649 3,649 3,649 4,169 3,649 3,649 3,569 3,309 3,049 3,569 4,089 3,569 3,829

DI 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160

TV 4,451 4,451 4,691 4,691 4,691 4,691 4,691 4,691 4,691 4,691 4,691 4,691 4,691 4,951 4,951 4,951 4,951 4,951

TOTAL 31,139.0 32,486.0 34,068.5 34,223.5 34,933.5 35,514.0 36,986.0 38,368.0 39,258.0 39,553.0 40,285.0 42,355.0 43,247.0 43,897.0 44,717.0 45,913.0 46,493.0 47,153.0



Energía Despachada [GWh]

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

ER (L29.190) 462 688 1.219 1.731 2.489 3.183 3.880 4.553 4.579 5.446 6.305 7.163 7.247 8.279 9.310 10.342 10.342

Hidráulica 40.330 34.716 34.589 34.848 34.309 39.521 41.933 41.595 41.681 42.978 41.986 43.448 44.852 43.710 45.615 45.621 45.613

Nuclear 5.732 13.267 13.267 13.267 13.267 13.267 13.267 13.267 13.267 13.267 20.222 20.222 20.222 20.222 20.222 20.222 20.222

CC 51.661 61.469 67.115 70.061 73.701 74.890 76.730 80.432 86.682 88.598 90.661 94.654 98.635 100.143 104.800 109.626 113.928

TG 12.878 6.568 5.958 6.593 7.357 6.000 6.217 7.187 5.591 6.388 4.162 3.834 3.984 6.496 5.497 5.819 6.568

DI 2.193 1.908 1.908 1.908 1.908 1.908 1.908 1.910 1.916 1.939 1.909 1.909 1.908 2.042 1.928 1.942 2.012

TV 16.221 19.359 19.075 19.645 20.014 19.488 19.875 20.577 20.949 21.524 20.596 20.522 21.060 22.946 22.847 22.825 24.096

TOTAL 129.477 137.975 143.131 148.053 153.045 158.257 163.810 169.521 174.665 180.140 185.841 191.752 197.908 203.838 210.219 216.397 222.781



ii. Escenario ER15


Tipo 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030Total

Ingresos

Participa-

ción Ingr.

ER (L26.190) 161,8 0 50 155 150 220 310,5 311 321,5 243,6 491,7 495 586 633 683 1233 933 934 7.750 38,56%

Hidráulica 11095 0 0 0 0 0 1272 1182 170 64 482 0 102 200 80 376 0 0 3.928 20%

Nuclear 1005 745 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1000 0 0 0 0 0 0 1.745 9%

CC 9205 42 2100 0 0 1085 0 0 0 800 0 900 800 400 0 0 800 400 7.327 36%

TG 4061 560 -807,5 0 560 -724,55 0 0 520 -520 0 -80 -260 -260 520 520 -520 260 -232 -1%

DI 1160,2 - 0%

TV 4451 0 240 0 0 0 0 0 0 -162 0 -120 0 -15 0 -364 0 0 -421 -2%

TOTAL 31139 1347 1582,5 155 710 580,45 1582,5 1493 1011,5 425,6 973,7 2195 1228 958 1283 1765 1213 1594 20.097 100%




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

ER (L26.190) 162 162 212 367 517 737 1.047 1.358 1.680 1.923 2.415 2.910 3.496 4.129 4.812 6.045 6.978 7.912

Hidráulica 11.095 11.095 11.095 11.095 11.095 11.095 12.367 13.549 13.719 13.783 14.265 14.265 14.367 14.567 14.647 15.023 15.023 15.023

Nuclear 1.005 1.750 1.750 1.750 1.750 1.750 1.750 1.750 1.750 1.750 1.750 2.750 2.750 2.750 2.750 2.750 2.750 2.750

CC 9.205 9.247 11.347 11.347 11.347 12.432 12.432 12.432 12.432 13.232 13.232 14.132 14.932 15.332 15.332 15.332 16.132 16.532

TG 4.061 4.621 3.814 3.814 4.374 3.649 3.649 3.649 4.169 3.649 3.649 3.569 3.309 3.049 3.569 4.089 3.569 3.829

DI 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160 1.160

TV 4.451 4.451 4.691 4.691 4.691 4.691 4.691 4.691 4.691 4.529 4.529 4.409 4.409 4.394 4.394 4.030 4.030 4.030

TOTAL 31.139,0 32.486,0 34.068,5 34.223,5 34.933,5 35.514,0 37.096,5 38.589,5 39.601,0 40.026,6 41.000,3 43.195,3 44.423,3 45.381,3 46.664,3 48.429,3 49.642,3 51.236,3




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

ER (L29.190) 462 688 1.219 1.731 2.489 3.562 4.643 5.724 6.557 8.276 9.917 11.946 14.113 16.293 20.585 23.721 26.748

Hidráulica 40.330 34.857 34.574 35.057 34.442 39.584 41.545 41.617 42.508 43.787 42.977 44.426 46.467 43.676 45.697 45.711 45.019

Nuclear 5.732 13.267 13.267 13.267 13.267 13.267 13.267 13.267 13.267 13.267 20.222 20.222 20.222 20.222 20.222 20.222 20.222

CC 51.661 61.371 67.184 69.868 73.552 74.824 76.419 79.633 85.008 86.623 87.607 90.807 92.887 95.152 100.015 103.839 108.984

TG 12.878 6.512 5.983 6.574 7.394 6.041 6.255 7.162 5.181 5.679 3.835 3.565 3.693 6.182 4.504 4.348 4.855

DI 2.193 1.908 1.908 1.908 1.909 1.908 1.908 1.909 1.909 1.920 1.908 1.908 1.908 2.037 1.908 1.908 1.911

TV 16.221 19.387 19.044 19.677 20.061 19.556 19.893 20.378 20.385 20.808 19.613 19.212 19.094 20.746 18.211 17.935 18.495

TOTAL 129.477 0 137.990 143.179 148.082 153.114 158.742 163.930 169.690 174.815 180.360 186.079 192.086 198.384 204.308 211.142 217.684 226.234



iii. Escenario ER30


Tipo 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030Total

Ingresos

Participa-

ción Ingr.

ER (L26.190) 161.8 0 50 289 292 545 664.5 597 1048.5 1019.6 1158.7 961 1703 1799 2000 2299 2250 2150 18,826 61.18%

Hidráulica 11095 0 0 0 0 0 1272 1182 170 64 482 0 102 200 80 376 0 0 3,928 13%

Nuclear 1005 745 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1000 0 0 0 0 0 0 1,745 6%

CC 9205 42 2100 0 0 1085 0 0 0 800 0 900 800 400 0 0 800 0 6,927 23%

TG 4061 560 -807.5 0 560 -724.55 0 0 520 -520 0 -80 -260 -260 520 520 -520 520 28 0%

DI 1160.2 - 0%

TV 4451 0 240 0 0 0 0 0 0 -162 0 -120 0 -275 0 -364 0 0 -681 -2%

TOTAL 31139 1347 1582.5 289 852 905.45 1936.5 1779 1738.5 1201.6 1640.7 2661 2345 1864 2600 2831 2530 2670 30,773 100%




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

ER (L26.190) 162 162 212 501 793 1,338 2,002 2,599 3,648 4,667 5,826 6,787 8,490 10,289 12,289 14,588 16,838 18,988

Hidráulica 11,095 11,095 11,095 11,095 11,095 11,095 12,367 13,549 13,719 13,783 14,265 14,265 14,367 14,567 14,647 15,023 15,023 15,023

Nuclear 1,005 1,750 1,750 1,750 1,750 1,750 1,750 1,750 1,750 1,750 1,750 2,750 2,750 2,750 2,750 2,750 2,750 2,750

CC 9,205 9,247 11,347 11,347 11,347 12,432 12,432 12,432 12,432 13,232 13,232 14,132 14,932 15,332 15,332 15,332 16,132 16,132

TG 4,061 4,621 3,814 3,814 4,374 3,649 3,649 3,649 4,169 3,649 3,649 3,569 3,309 3,049 3,569 4,089 3,569 4,089

DI 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160 1,160

TV 4,451 4,451 4,691 4,691 4,691 4,691 4,691 4,691 4,691 4,529 4,529 4,409 4,409 4,134 4,134 3,770 3,770 3,770

TOTAL 31,139.0 32,486.0 34,068.5 34,357.5 35,209.5 36,115.0 38,051.5 39,830.5 41,569.0 42,770.6 44,411.3 47,072.3 49,417.3 51,281.3 53,881.3 56,712.3 59,242.3 61,912.3



Detalle de los ingresos por tecnología dentro de la categoría de Energías Renovables definidas por la Ley 26.190




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

ER (L26.190) 462 687 1.554 2.447 4.114 6.400 8.671 12.582 14.512 17.252 19.843 24.396 28.812 33.197 39.650 45.534 52.491

Hidráulica 40.330 34.851 34.571 34.768 34.789 39.248 41.272 41.349 42.008 44.067 43.467 44.632 45.571 46.012 46.852 46.853 46.853

Nuclear 5.732 13.267 13.267 13.267 13.267 13.267 13.267 13.267 13.267 13.267 20.222 20.222 20.222 20.222 20.222 20.222 20.222

CC 51.661 61.403 66.862 69.483 72.324 72.981 73.584 75.167 79.482 80.109 78.712 79.447 81.454 80.622 83.295 84.627 84.923

TG 12.878 5.167 4.600 5.243 5.701 4.545 4.599 4.801 3.079 3.098 2.034 1.969 1.911 2.817 1.844 1.616 1.649

DI 2.193 1.553 1.553 1.553 1.553 1.553 1.553 1.553 1.553 1.553 1.553 1.553 1.553 1.578 1.553 1.553 1.553

TV 16.221 21.058 20.719 21.276 21.326 20.781 20.897 20.941 20.793 20.881 20.050 19.818 18.723 20.016 17.658 17.150 17.267

TOTAL 129.477 137.986 143.126 148.037 153.074 158.775 163.843 169.660 174.694 180.227 185.881 192.037 198.246 204.464 211.074 217.555 224.958



C. Proyección de consumo de combustibles

Como resultado final de los escenarios planteados y la sensibilidad adicional, se obtienen proyecciones del volumen de combustibles consumido para cada año del período de análisis. El consumo de combustibles líquidos, se explica principalmente por la restricción invernal del uso del Gas Natural para la generación eléctrica, tal como muestran los datos históricos del año 2013 publicados por CAMMESA en su Informe Anual 2013. Figura 15: Datos históricos 2013 de consumo de Gas Natural y Gas Oil para generación eléctrica.

Fuente: Elaboración propia en base al Informe Anual 2013, CAMMESA

Figura 16: Consumo Mensual por tipo de combustible para la generación eléctrica. CAMMESA.



Se proyectó la restricción del uso del Gas Natural (GN) durante los meses de invierno (Mayo a Septiembre) en función de los datos mensuales históricos de CAMMESA para el período 2011-2013 que definieron un punto de partida de disponibilidad de Gas Natural anual en 38 millones de metros cúbicos dia promedio, ampliando levemente (menos del 2,5% anual promedio hasta el año 2022) la disponibilidad total de GN para generación a través de los años.

i. Escenario Base

Es de destacar el cambio que generan en la matriz eléctrica el próximo ingreso de Atucha II (Nuclear) y C.T. Río Turbio (TV a Carbón), en la distribución del consumo de combustibles en el año 2015. El primero disminuye el consumo de todos los combustibles, especialmente los líquidos, mientras que la Carbonera aumenta el valor base de consumo del combustible sólido, siendo la segunda Central Térmica del país que utiliza Carbón.

Figura 17: Evolución del Consumo en Volúmenes de Combustibles fósiles. Escenario BASE

Para contextualizar los volúmenes de energía implícitos en los volúmenes físicos mostrados en la figura anterior, se incluye la próxima figura que muestra los consumos medidos en kcal por combustible por año para la generación, dejando en claro la condición marginal del consumo de combustibles líquidos y sólidos, frente al consumo de Gas Natural.



Figura 18: Evolución del Consumo térmico de Combustibles fósiles. Escenario BASE [Miles kcal]

ii. Escenarios ER15, ER30 y sensibilidad ER20

Finalmente, a modo de comparación se muestra el efecto en los volúmenes de combustibles consumidos para la generación eléctrica en el Escenario ER15 y en la Sensibilidad ER20. Es de notar la reducción en los volúmenes requeridos de Gas Natural, aunque el consumo de combustibles líquidos seguiría ligado a la restricción invernal de Gas Natural, que en caso de resolverse generaría grandes ahorros en este tipo de consumos.



En estas proyecciones de consumo de combustibles se puede observar claramente como la mayor disponibilidad de potencia instalada de origen renovable, desplaza consumo de combustibles líquidos y de Gas Natural. De todos modos, es de hacer notar que la reserva del sistema siempre necesitará estar respaldada por generadores “despachables” como los térmicos, nucleares y grandes centrales hidroeléctricas con embalse, dado que las tecnologías renovables (Eólica, Solar FV, PCH de pasada) de mayor potencial no pueden manejar su producción al presente. En otras palabras, sin mediar nuevas tecnologías de almacenamiento de energía para las fuentes renovables variables, el efecto de tener mayor energía renovable en la red disminuirá los factores de uso de los generadores térmicos, pero no los puede reemplazar aun.



Potencial Energético Renovable existente

Para la definición del potencial energético renovable técnicamente aprovechable se tomó como referencia la serie de publicaciones por tecnología “Potencial, tecnologías y proyectos en la Argentina” desarrollado por el Grupo Planeamiento Energético (GPE) de la Secretaría de Energía y publicado en el año 2010. Así como las conclusiones del estudio especial denominado “Biomasa y Biocombustibles de 2da y 3ra generación” desarrollado en el marco de esta misma consultoría. Habiendo ya definido y presentado los escenarios en el capítulo anterior, en el presente se explica el alcance definido en base al Taller de Validación y se profundiza sobre las limitaciones y barreras a superar en el escenario ER15 (Energías Renovables 15%) y la sensibilidad ER20 que buscan maximizar la inserción de las Energías Renovables en el período de estudio.

Alcance del presente estudio

En función de las tareas adicionales asumidas para generar la un Plan de Expansión de la Generación para el Escenario BASE y las falta de acceso a proyecciones oficiales sobre las restricciones de Gas Natural para generación eléctrica, el presente trabajo debió ser acotado en alcance a las dos principales Opciones de Mitigación identificadas en Taller de Validación, no dejando de lado otros renovables como las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH) y la Biomasa, pero sí el desarrollo dentro del informe de la metodología aplicada y los criterios para el conjunto de las Energías Renovables definidas en la Ley 26.190 del año 2006.

Taller de Validación

Durante el desarrollo de las actividades de la Tercera Comunicación Nacional (TCN) se desarrollaron talleres de validación con el objetivo principal de poner a discusión un listado de opciones de mitigación, relevar nuevas propuestas y priorizarlas para los diferentes subsectores (ver listado propuesto en Tabla 7: Priorización de las opciones de mitigación). Como resultado del “Taller sectorial de validación de opciones de mitigación para el sector Energía y Transporte – Subsector: Oferta de energía”, se identificaron dos opciones de mitigación prioritarias para el aporte de las energías renovables al sistema eléctrico nacional, siendo estas la “Generación solar distribuida” (fotovoltaica de baja potencia) y “Generación eólica para la red” (grandes proyectos). Por otro lado, también se destacaron otras medidas con menor consenso entre los participantes del taller:

Sustitución de combustibles

Energía térmica distribuida

Generación solar para la red

Generación hidroeléctrica para la red

Generación en base a biomasa para la red

A su vez, entre las barreras hubo un consenso generalizado en priorizar las “Económicas y financieras” en referencia a la capacidad financiera para encarar nuevos proyectos de energías renovables.



Tabla 7: Priorización de las opciones de mitigación

OPCIÓN DE MITIGACIÓN DESCRIPCIÓN

Generación eólica para la red Proyectos de energía eólica para sustituir centrales térmicas existentes o a ser construidas

Generación solar para la red Proyectos de energía solar para sustituir centrales térmicas existentes o a ser construidas

Generación hidroeléctrica para la red

Proyectos de energía hidroeléctrica (e.g. mini centrales) para sustituir centrales térmicas existentes o a ser construidas

Generación en base a biomasa para la red

Proyectos de energía biomásica para sustituir centrales térmicas existentes o a ser construidas

Generación geotérmica para la red

Proyectos de energía geotérmica para sustituir centrales térmicas existentes o a ser construidas

Generación mareomotriz para la red

Proyectos de energía mareomotriz para sustituir centrales térmicas existentes o a ser construidas

Generación eólica para sistemas aislados

Proyectos de energía eólica en poblaciones rurales dispersas sustituyendo motores Diesel

Generación solar para sistemas aislados

Proyectos de energía solar en poblaciones rurales dispersas sustituyendo motores Diesel

Generación en base a biomasa para sistemas aislados

Proyectos de energía biomásica en poblaciones rurales dispersas sustituyendo motores Diesel

Generación eólica distribuida Micro proyectos eólicos en los sectores residencial, público y comercial para complementar la oferta de la red

Generación solar distribuida Micro proyectos solares en los sectores residencial, público y comercial para complementar la oferta de la red

Conversión de ciclos simples a ciclos combinados

Cierre de ciclos abiertos para mejorar la eficiencia de centrales térmicas de la red

Mejora de eficiencia de los ciclos abiertos

Incorporación de tecnologías de mejor rendimiento térmico para reducir el consumo de combustibles fósiles

Sustitución de combustibles Uso de biogás, residuos de biomasa y biocombustibles para la generación eléctrica

Energía térmica distribuida Micro proyectos de calefactores solares para calentamiento de agua sanitaria y cocinas solares en los sectores residencial, público y comercial

Aclaración sobre el listado de Opciones de mitigación: cuando se expresa “para la red” implica generación mayorista para conectar al sistema interconectado nacional; mientras que “distribuida” se refiere a generación minorista de baja potencia para el sector residencial y comercial; y, en contraparte, “para sistemas aislados” es también de baja potencia pero sin conexión a las redes de distribución eléctrica.

Definición del alcance del presente informe

La Ley N°26.190 (sancionada y promulgada en diciembre de 2006) denominada “Régimen de Fomento Nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinada a la producción de energia eléctrica”, define las siguientes “Fuentes de Energía Renovables” como fuentes de energía renovables no fósiles:

energía eólica,

solar,

geotérmica,

mareomotriz,

hidráulica (hasta el límite de 30MW instalados, Pequeñas Centrales Hidroeléctricas –

PCH),

biomasa,

gases de vertedero,



gases de plantas de depuración y biogás, con excepción de los usos previstos en la

Ley 26.093

Considerando las conclusiones del Taller y su relevancia para el Mercado Eléctrico Mayorista, objeto del estudio de despacho sobre el cual se basa el presente informe, se evalúan en detalle los aportes de la Energía Eólica para el escenario de energías renovables. También se consideraron aportes de menor escala de otras energías renovables que en conjunto no superan el 1% del aporte en potencia instalada considerado para los nuevos parques eólicos en el escenario ER15. En particular se incluyen en el escenario proyectos de biomasa, solar FV (de baja potencia), Pequeñas Centrales Hidroeléctricas, adicionalmente a los eólicos. No se consideraron proyectos de fuentes geotérmica, ni mareomotriz.

Análisis de la Evolución de las Energías Renovables en los escenarios de simulación de despacho

Partiendo de los Escenarios de simulación de despacho presentados en el capítulo anterior, aquí se hace foco en la incorporación “Generación eólica para la red” que representa más del 90% de la potencial integración de energías renovables identificada para el período de estudio. En cualquier caso, se reconoce que bajo los actuales valores de referencia de contratos libres de energía y potencia (llamados monómicos) situados en torno a los 80USD/MWh (denominados “Contratos Energía Plus”) no hay oportunidades de mercado para el ingreso competitivo de fuentes de generación renovable, razón por la cual aún son necesarios los mecanismos de remuneración adicional o específicos que son de uso común en todo el mundo para las energías renovables, a saber:

Certificados de Energías Renovables voluntarios u obligatorios: Establecen un ingreso adicional

al de la energía para los productores de generación basada en renovables, sin necesidad de

modificar el mercado existente de contratos de energía.

Feed-In Tariffs (“FIT”): son contratos específicos para energías renovables que pueden surgir

de licitaciones o esquemas de acceso a este tipo de contratos, estableciendo una fórmula de

pago por la energía de largo plazo (15 a 20 años). La Licitación GENREN fue un ejemplo de este

caso, y la característica de las FIT es que el costo incremental de este tipo de contratos suele

prorratearse en toda la demanda, sin afectar significativamente los precios de corto plazo de la

energía.

Generación Eólica para la Red

El mayor antecedente reciente de desarrollo del potencial eólico del país fue la Licitación llevada a cabo por ENARSA en el año 2009 denominada GENREN, que adjudicó contratos por 754MW de nuevos proyectos eólicos en el año 2010, según el siguiente detalle.



Figura 19: Referencia de proyectos adjudicados en la Licitación GENREN

Al año 2013, sólo 3 de dichos proyectos (Rawson I y II, Loma Blanca IV) habían ingresado al MEM totalizando 130MW eólicos instalados. Es en función de esta experiencia que se tomaron las definiciones de corto y mediano plazo de nuevos ingresos de potencia eólica al SADI en el escenario BASE, previamente presentado, para el período 2014-2020. Los proyectos, ya reprogramados en la Programación Estacional de CAMMESA fueron segmentados y/o demorados en algunos casos para el escenario BASE. Así mismo, se procedió a agregar proyectos genéricos con módulos de 50MW y de 100MW en el largo plazo (2021-2030) definiendo el siguiente listado de Ingresos, extraído de la planilla Excel adjunta al informe “Resultados Escenarios Simulación de Despacho 2014-2030 (FINAL).xlsx” Luego, en el caso del Escenario ER15, se incrementó y adelantó el desarrollo del sector eólico aumentando la participación de las Energías Renovables hasta el 15% de la Potencia Instalada total en el año 2030. Se agregan 4.860MW de energías renovables, de las cuales el 93% es eólico. Tabla 8: Ingresos Adicionales de Energías Renovables (Ley 26.190) en el escenario ER15

En la próxima tabla (ER15) se pueden observar los ingresos adicionales de Parques Eólicos (sombreado en azul) que totalizan 4.500MW de potencia instalada según el detalle allí contenido.

ESCENARIO ER 15: Ingresos Adicionales

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

4.500 Eólico 100 100 100 200 200 200 300 300 300 900 900 900

27 Solar FV Dist 0,5 1 1,5 2 2 2 2 3 3 3 3 4

33 PCH 6,6 9,7 13 4

300 Biomasa 10 10 20 20 30 30 30 30 30 30 30 30

4.860 ER (L26.190) 111 111 122 229 242 245 336 333 333 933 933 934



Tabla 9: Listado de Ingresos Eólicos del Escenario BASE.

Escenario BASE

Fuente:

Tipo CentralAño de

IngresoPotencia (MW) Región Código

EO Loma Blanca IV ene-15 50,0 Patagonia LOMEO

EO Malaspina (I) ene-16 50,0 Patagonia MALEO

EO Malaspina (II) ene-16 30,0 Patagonia MALEO

EO Koluel Kaike (I) ene-16 50,0 Patagonia KOLEO

EO Koluel Kaike (II) ene-16 25,0 Patagonia KOLEO

EO Loma Blanca I ene-17 50,0 Patagonia LOMEO

EO Loma Blanca II ene-17 50,0 Patagonia LOMEO

EO Loma Blanca III ene-17 50,0 Patagonia LOMEO

EO Puerto Madryn (I) ene-18 50,0 Patagonia PMA

EO Puerto Madryn (II) ene-18 50,0 Patagonia PMA

EO Puerto Madryn (Oeste) ene-18 20,0 Patagonia PMA

EO Puerto Madryn (Sur) ene-18 50,0 Patagonia PMA

EO Puerto Madryn (Norte) ene-18 50,0 Patagonia PMA

EO La Deseada (Etapa 1) ene-19 200,0 Patagonia LDESEO



EO EO 2023 ene-23 250,0 Patagonia EO23






INGRESOS

Listado de Ingresos - Egresos Proyectados (2014-2030)

Notas:

1) Los nombres genéricos, a partir del año 2021 se corresponden con expansiones térmicas, eólicas y solares

genéricas que fueron analizadas por CMLP (Costos medios de largo plazo) y crecimiento regional de la

demanda

2) La expansión Nuclear de 1000MW se corresponde con la expectativa de una cuarta central nuclear en el

largo plazo denominada "Atucha 3".

3) Las expansiones de Grandes Centrales Hidroeléctricas (mayores a 100MW) fueron identificadas de

acuerdo al análisis multicriterio (económico, ambiental, de estado de avance y precio de mercado) realizado

por EBISA en 2006 [Lara, Albina. e Ing. Bergman, Luis. “Evaluación Expeditiva de Aprovechamientos

Hidroeléctricos” EBISA-SEE, 2006].

4) Las expansiones adicionales de Energías Renovables (Ley 26.190) fueron basadas en las publicaciones del

Grupo de Planeamiento Estratégico de la Secretaría de Energía denominadas "Potencial, Tecnología y

Proyectos en la Argentina" para los sectores eólico, solar, biomasa y PAH.

elaboración propia en base a publicaciones de CAMMESA, Transener, ENARSA, EBISA y la

Secretaría de Energía-GPE



Referencia del impacto en las redes de la nueva generación eólica

A modo de introducción y referencia para el siguiente inciso se copia el siguiente extracto, referido a la potencia instalada proyectada para la parte central del Corredor Patagónico que se evalúa en detalle más adelante, de la publicación:

Ing. Legisa, Juan y Lic. Genta, Guillermo. “Energía Eólica. Potencial, tecnologías y proyectos en

la Argentina” Grupo Planeamiento Energético (GPE), Secretaría de Energía, 2010.

*Factor de Capacidad [%]: Considerada 3 semanas fuera de servicio por mantenimiento. Además se supone un 94% de disponibilidad por mantenimiento.

Tomando la hipótesis de trabajo de dicho trabajo, de casi 30.000MW eólicos a ser instalados hasta el año 2030; a continuación se copian los extractos referidos a la necesidad de ampliación de la Red de Transmisión del SADI y las alternativas planteadas.



En vista de las hipótesis de trabajo presentadas y de la siguiente tabla de características, del mismo documento, se optó por desarrollar la ampliación mínima necesaria en función de lo observado en el modelo de despacho (saturación de líneas de transmisión) con sistemas tradicionales de Líneas de Alta Tensión en 500kV (LAT500kV) para realizar una estimación del costos mínimos de infraestructura, considerando la Línea existente y las Subestaciones existentes en el corredor.

Estimación de inversiones mínimas en la Red Eléctrica en el Corredor Patagónico

Si bien el presente estudio no incluye ningún tipo de estudio eléctrico (tampoco se contó con Estudios Eléctricos de referencia), a los efectos de poder considerar un impacto económico de la necesidad de ampliar las redes que se hizo evidente en el modelo de simulación de despacho, se realiza una estimación con el objeto de lograr definir un impacto de inversión en infraestructura medio por MW de potencia eólica instada.



Para poder evacuar la potencia instalada en Parques eólicos ubicados en la Patagonia en el Escenario ER15, se precisa ampliar la capacidad de transmisión, compensación y transformación del SADI en su vínculo entre la Patagonia y el resto del sistema. El denominado Corredor Patagónico deberá ser ampliado, en primer lugar para posibilitar evacuar la energía de la Central Térmica Río Turbio (240MW) y las Centrales Hidroeléctricas Cóndor Cliff y Barrancosa (juntas superan los 1800MW instalados) que se proyecta aportarán más de 2000MW al SADI para el año 2020. Esta ampliación es la que se plantea en el informe de TRANSENER “Presentación de la Guía de Referencia de Transener S.A. Período 2013-2020” que se cita en la figura siguiente, con dos alternativas. Figura 20: Ampliación del Corredor Patagónico (2013-2020). TRANSENER, 2013

A los efectos de la estimación de la inversión mínima necesaria en expansión de la red se ha considerado que esta primera ampliación no aplica a la generación eólica proyectada, puesto que sería necesaria de cualquier modo. En consecuencia, no se pondera el costo de la segunda LAT 500kV (Línea de Alta Tensión en 500kV) en el cálculo. A partir de la tercera línea se plantea un nuevo trazado, más corto, que vincula al nodo de Puerto Madryn con Bahía Blanca, limitando el análisis diferencial a las inversiones necesarias para ampliar la capacidad de transmisión hasta Bahía Blanca. Las hipótesis de cálculo principales son:



Costo medio por kilómetro de Líneas de Alta Tensión en 500kV, ampliación de Subestaciones

transformadoras e instalación de Compensadores en Serie

500.000 USD/km

Capacidad de cada línea adicional: 1.000MW

Tiempo de ejecución: 2 años (la inversión se requiere dos años antes del ingreso de la línea)

Vale aclarar que estas hipótesis están en línea con las identificadas en el informe “Energía Eólica. Potencial, tecnologías y proyectos en la Argentina” del Grupo Planeamiento Energético (GPE), Secretaría de Energía, 2010. Se incluye la planilla de cálculo “Estimación impacto económico Transmisión ER15.xlsx” como anexo del presente informe, adonde se detalla la estimación realizada y a continuación se sintetizan los considerandos, referencias y conclusión alcanzada. Tabla 10: Alcance y Referencias. “Estimación impacto económico Transmisión ER15.xlsx”

Red de Transmisión: estimación impacto económico adicional del escenario ER15 en el "corredor Patagónico" Alcance:

Se analiza la saturación en el modelo de despacho de los vínculos entre Puerto Madryn y el SADI. Se toma una capacidad de transporte de 1000MW por LAT (500kV), considerando vínculos hasta Choele-Choel y Bahía Blanca.

Los cálculos son indicativos, con el objeto de estimar un costo adicional de infraestructura que posibilite la evacuación de la energía generada en el corredor "Patagonia" (PY-ESP)

El presente proyecto no incluyó estudios eléctricos de ningún tipo, limitándose a un estudio de despacho que da un marco de referencia en lo referido a la saturación de las líneas en función de la simulación de despacho eléctrico realizada. En consecuencia, no se analizó la alternativa de Corriente Directa (Vínculo DC).

Referencias: 1) TRANSENER, “Presentación de la Guía de Referencia de Transener S.A. Período 2013-2020”, 2013.

2) GPE-SECEN, “Energía Eólica. Potencial, tecnologías y proyectos en la Argentina”, 2010.



Tabla 11: Extracto del detalle de cálculo e hipótesis aplicadas. “Estimación impacto económico Transmisión ER15.xlsx”

Tabla 12: Conclusión del análisis de impacto económico.

Síntesis impacto económico período 2017-2030

Inversión total

3.750 millones USD

Nueva Potencia Instalada EOLICA

7.325

MW

Costo Medio 511.945 USD/MW

La inversión mínima necesaria en infraestructura de redes de transmisión para acompañar el crecimiento de la generación eólica proyectada en el escenario ER15 se estimó en 3.750 millones de dólares para 7.325MW de incorporaciones. La misma debería comenzar a ejecutarse en el año 2017, considerando que previamente se duplique la capacidad actual de acuerdo con la alternativa planteada en la previamente citada “Guía de Referencia” de TRANSENER. En conclusión, se identificó la necesidad de planificar una inversión de aproximadamente 500.000 dólares por Megavatio (500.000USD/MW) instalado de generación eólica en el corredor patagónico que tiene el mayor potencial eólico en términos de cantidad de potencia instalable, así como el mejor Factor de Uso del país, lo que implica que por ser los Parques Eólicos más rentables se espera que sean los primeros en desarrollarse masivamente. Esta inversión podría ser asumida por el Estado Nacional como un incentivo a la generación eólica, aunque también puede ser aportada por los privados involucrados, considerando un impacto del orden del 25% de la inversión total propia de cada proyecto. Esto ha funcionado en el desarrollo de uno de los Parques eólicos más grandes del mundo en España (más de

Escenario ER15: Estimación de costo de la Ampliación del corredor Patagónico en LAT 500kV

Parámetros utilizados

1.000 Capacidad por l ínea 500KV

500.000 USD/km (LAT+SE+CS)

Nro líneas existentes 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Saturación 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 2,00 4,00 4,00 4,00 4,00 5,00 5,00 5,00 5,00 7,00 7,00 7,00

Potencia Ins. 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 2,00 4,00 4,00 4,00 5,00 5,00 6,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,00

Alternativa de mínima. Saturación de líneas en modelo de despacho [Nro Líneas Adicionales]

TOTAL corredor Patagónico 0 0 0 0 0 1 3 3 3 3 4 4 4 4 6 6 6

ZN-PY 0 0 0 0 0 1 2 0 0 0 1 0 0 0 2 0 0

RCS-ZN 1 1 1

PY-CL 1

CL-BB 1

PY-BB 2 1 2

Costos medios de inversión de las líneas en dos años de ejecución [Millones USD]

TOTAL corredor Patagónico 0 0 0 275 1.350 0 0 0 775 0 0 0 1.350 0 0 0 0

km Línea

550 ZN-PY 0 0 275 550 0 0 0 275 0 0 0 550 0 0

400 RCS-ZN 0 0 0 200 0 0 0 200 0 0 0 200 0 0

450 PY-CL 0 0 N/A 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

300 CL-BB 0 N/A 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

600 PY-BB 0 0 0 600 0 0 0 300 0 0 0 600 0 0Nota: N/A "No Aplica" puesto que se toman las primeras dos líneas (existente y 1ra adicional) para cubrir la necesidad de conexión de otros proyectos no eólicos.

Los ingresos de líneas adicionales son 4, algunos de ellos dobles, totalizando 6 líneas adicionales con la tecnología existente.

Alternativas

Se plantea una alternativa de mínima por la saturación de las líneas observada en el modelo de despacho, contrastándola con la

altenrativa de máxima, en función de la potencia instalada, partiendo de una capacidad inicial de una línea de 500kV existente.



22.796MW instalados al año 20123), cuyo caso sería recomendable estudiar al momento de definir una política de desarrollo de nuestro potencial eólico patagónico.

Generación Solar Distribuida

El caso de la generación Solar FV de baja potencia tiene aún costos demasiado elevados para el consumidor final que adicionalmente, al ser enfrentados a bajos precios de la energía vendida por las distribuidoras (para “Generación Solar Distribuida”) resultan muy costos, razón por la cual su tasa de penetración al proyectar una evolución futura resulta despreciable (en función de la comparación de precios y las preferencias del consumidor basada en costos percibidos). En un relevamiento de precios en el mercado se obtuvieron referencias de instalaciones “llave en mano” entre 4.000 y 5.000 dólares por kWp instalado (léase, “kW pico instalado”), que con factores de producción diaria energía entre 4 y 5,5 kWh/dia-kWp pueden generar entre 1450 y 2000kWh por año Considerando los siguientes datos comparativos de tarifa en Buenos Aires:

Tarifa T1-R2 EDENOR, Cuadro Tarifario vigente a partir del 01/10/2013 Resolución ENRE

1301/2011 Resolución ENRE 205/2013

(http://www.edenor.com.ar/cms/SP/CLI/HOG/REG_CUA_cuatart1.html)

Con subsidio 0,042 $/kWh TC 8,5S/USD 0,005 USD/kWh

Sin Subsidio 0,365 $/kWh TC 8,5S/USD 0,043 USD/kWh

La generación implicaría un ahorro o “repago” de entre 7,25 USD y 86 USD año por kWp instalado, que recordando su costo entre 4.000 y 5.000 USD no permite recuperar la inversión en términos económicos, aun despreciando costos de mantenimiento. Visto desde otro enfoque, el prorrateo por energía generable en 10 años da valores de la energía obtenida en torno a los 0,50USD/KWh (serían 4,25$/kWh una tasa de cambio de 8,5$/USD), lo que es más de 10 veces superior a las tarifas que pagan los consumidores subsidiados de todo el país (en el caso de T1-R2 EDENOR serían 100 veces) y hasta 4 veces lo que pagan los consumidores no subsidiados (en el caso citado serían 11 veces) en la actualidad. En consecuencia, hasta que no bajen los costos de compra e instalación de equipos Solares FV y/o aumenten las tarifas que perciben los consumidores por la energía consumida, será inviable evaluar un rápido crecimiento de la Generación Solar Distribuida. Esta situación también es comentada en el siguiente extracto de las conclusiones del documento “Energía Solar Fotovoltaica y Solar Térmica. Potencial, tecnologías y proyectos en la Argentina” Grupo Planeamiento Energético (GPE), Secretaría de Energía, 2010.

3 Referencia extraída del informe “GWEC Global Wind Statistics 2012”



Como se analizó en el documento tanto la generación de energía eléctrica por medio de la tecnología termosolar o la fotovoltaica son muy costosas. Además no se fabrican celdas en el país para la generación fotovoltaica ni tampoco hay escala comercial para el caso de generación de energía eléctrica termosolar. Pero es muy importante dejar en claro que en determinadas circunstancias este tipo de tecnología es la más adecuada para utilizar, por ejemplo en zonas aisladas a la red.

Posibles implementaciones

A raíz de lo antes expuesto, hasta que evolucionen las condiciones de mercado se deben considerar potenciales implementaciones de proyectos de inserción Generación Solar Distribuida financiados, subsidiados y/o ejecutados por el estado, ONGs, acciones de Responsabilidad Social Empresaria o alguna otra fuente de recursos que puedan subsanar la evaluación económica negativa que puede realizar un consumidor de energía conectado a la red. El caso del PERMER fue referido a sistemas eléctricos aislados de las redes, pero aun así sirve como antecedente en el tema para tomar dimensión del tamaño que puede tomar un proyecto llevado a cabo por organismos multilaterales y el gobierno local. Figura 21: Extracto sobre el PERMER. “Energía Solar Fotovoltaica y Solar Térmica. Potencial, tecnologías y proyectos en la Argentina”

Escenario ER15

En función de la experiencia del PERMER con edificios públicos y escuelas, se consideró para el escenario ER15 la implementación de proyectos aplicados a la Generación Solar Distribuida en municipios, y escuelas conectadas a la red con módulos de 500 kWp instalados anuales a partir del año 2019. Luego la replicación de este módulo de proyectos a escala nacional permitiría seguir instalando capacidad Solar FV y al mismo tiempo el desarrollo del sector de fabricación, distribución e instalación con el objetivo de lograr economías de escala y mejora de los costos para el mercado residencial nacional. Tabla 13: Ingresos Adicionales de Energías Renovables (Ley 26.190) en el escenario ER15

ESCENARIO ER 15: Ingresos Adicionales

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

4.500 Eólico 100 100 100 200 200 200 300 300 300 900 900 900

27 Solar FV Dist 0,5 1 1,5 2 2 2 2 3 3 3 3 4

33 PCH 6,6 9,7 13 4

300 Biomasa 10 10 20 20 30 30 30 30 30 30 30 30

4.860 ER (L26.190) 111 111 122 229 242 245 336 333 333 933 933 934



Se puede observar en la tabla citada la hipótesis de evolución planteada y aplicada en el modelo de simulación de despacho como Generación Solar FV que reduce el despacho de otras Centrales Térmicas con su energía aportada a la red.

Evaluación económica del Escenario ER15 considerando inversiones mínimas en la Red Eléctrica en el Corredor Patagónico

Se realizó una expeditiva evaluación económica, con el motivo principal de evaluar sensibilidades sobre el precio medio de la energía renovable sobre las hipótesis de incorporación del escenario ER15, que logra acumular el 15% de participación de las ER(L26.190)4 en la Capacidad Instalada del país en el año 2030. Se consideraron los costos totales de inversión en plantas de generación de energía eléctrica renovable adicionales al escenario BASE, acordes al plan de expansión previamente detallado. Luego se generó el flujo de fondos, considerando ingresos por ventas de energía y egresos por costos operativos y de combustible para el caso de biomasa. Se calcularon los ingresos las estimaciones de generación de energía proyectada multiplicada por el precio de la energía en términos constantes (Pesos Argentinos del año 2014, convertidos a dólares con la TC 8,5$AR/USD), en concordancia con el resto del estudio. Por otro lado, los egresos también se calcularon en función de la generación proyectada y un costo variable medio (incluye costo operación y mantenimiento más costo de combustible cuando corresponde) que oscila entre 5 y 6,5 USD/MWh para el promedio ponderado por energía generable de todas las tecnologías renovables consideradas en el escenario ER15. Finalmente, se llega a analizar cómo son la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el Valor Presente Neto (VPN) de los flujos de fondos, utilizando un valor residual equivalente a 10 veces el último flujo en función de la vida útil remanente de los proyectos evaluados.

Definiciones utilizadas en la estimación de las inversiones en generación renovable

A continuación, se detallan los módulos utilizados por tecnología para la evaluación económica.

El módulo de Solar fotovoltaico distribuido (Solar FV Dist), es una capacidad del generador fotovoltaico de 1.5 kWp. Por otro lado, los módulos no aplican para las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH), ya que la potencia instalada es particular a cada proyecto identificado y considerado. La siguiente tabla contiene el costo unitario de inversión por tecnología, medido en USD por MW instalado. Asimismo se supusieron factores de reducción de los costos de inversión a través de los años, con motivo de representar la evolución propia de la tecnología

4 Energías Renovables, según lo definido en la Ley 26.190

Eólico 100

Solar FV Dist 0.0015

PCH N/A

Biomasa 10

MÓDULO DEFINIDO [MW]



condicionada por el desarrollo local de proveedores e instaladores que resulta necesario en cualquier caso de introducción de nuevas tecnologías en un mercado.

Fuentes: SECEN 2010, "Energía Eólica"; NAMA PROBIOMASA.

Estimaciones de Emisiones Mitigadas

La generación proveniente de energías renovables, provoca que se evite generar energía con tecnologías que emiten GEI al ambiente. Es por ello que a continuación, se calculó el total de emisiones de CO2e mitigadas hasta el año 2030 para un total de 68,444 GWh generados, con el factor de emisión del sistema.

Ambos cálculos fueron efectuados con valores en base a la Secretaría de Energía, pero sin considerar proyecciones del Factor de Emisión dentro del escenario siendo un valor referencial.

Flujo de Inversiones del escenario

Se diferencian dos componentes dentro del “Flujo de Inversiones” para lograr un escenario de generación del 15% de renovables instalados. Uno es el esperable de inversiones en generación, asignando la necesidad del dinero 1 año antes de la puesta en marcha para todos los casos salvo el de las PCH, en 2 años. El otro componente es el flujo de inversiones en transmisión adicional requeridos en la Patagonia para evacuar el incremento de energía eólica incluido en el escenario. Estos valores fueron desarrollados en el inciso correspondiente a “Generación Eólica para la Red” y se utilizan para definir dos posibles escenarios de Inversión; uno en el que los privados cubren todos los costos (Generación y Transmisión adicional Patagonia) y otro en el que el Estado Nacional asume las inversiones de transmisión, valorizando esta inversión con los ahorros en compra de LNG importado (el actual costo marginal del Gas Natural). Finalmente, es preciso aclarar que nos referimos a un “Flujo de Inversiones” porque se trata de una sumatoria de proyectos que son evaluados en conjunto durante el período de proyección, razón por la cual hay distintos valores de inversiones requeridas en cada año.

Tecnología USD/MW instalado Factor de reducción de costoPeriodicidad de reducción

Eólico 2,500,000 -1.5% por año

Solar FV Dist 7,500,000 -12.0% cada año por medio

PCH 3,394,293

Biomasa 3,664,000 -77,600.00$ por año

Factor de emisión Medio

Factor de emisión promedio térmico de la red 2012 0.532 tCO2/MWh

Emisiones Período CO2 mitigadas 36,412,261 tCO2/año

Factor de emisión Marginal

Factor de emisión marginal de la red (5 años) 0.798 tCO2/MWh

Emisiones Período CO2 mitigadas 54,618,392 tCO2/año

ER (L26.190) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Sub-Total Generación [USD] 0 0 272,170,138 271,164,126 327,358,464 556,348,972 588,729,251

Costo adicional Transmisión para Generación Eólica en Patagonia 0 275,000,000 1,350,000,000 0 0 0 775,000,000

TOTAL INVERSIONES ADICIONALES ESCENARIO ER15 0 275,000,000 1,622,170,138 271,164,126 327,358,464 556,348,972 1,363,729,251

ER (L26.190) 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Sub-Total Generación [USD] 548,095,407 741,659,912 732,931,010 721,076,122 1,940,174,943 1,910,117,268 1,882,533,693 0

Costo adicional Transmisión para Generación Eólica en Patagonia 0 0 0 1,350,000,000 0 0 0 0

TOTAL INVERSIONES ADICIONALES ESCENARIO ER15 548,095,407 741,659,912 732,931,010 2,071,076,122 1,940,174,943 1,910,117,268 1,882,533,693 0



Hipótesis de precios de la energía (3 sensibilidades)

A continuación se detallan los resultados de los flujos de fondos para los 3 casos mencionados en el inciso anterior, para los cuales se tomaron en cuenta 2 posibles situaciones para cada uno.

La primera situación planteada, es aquella en la cual los privados son los encargados de

realizar las inversiones tanto para la generación de energía como para la construcción de la

transmisión necesaria en la Patagonia para la generación eólica.

FF privados (USD) Precio de la Energía ($Ar/MWh)

550 680 892,5

VAN (4%) -2.096.597.145 111.880.562 3.721.892.198

VAN (10%) -2.979.921.049 -1.849.282.068 -1.122.197

TIR -0,6% 4,2% 10,0%

Inversión Total 14.242 millones USD

Emisiones 15 años 36.412.261 tCO2e

La segunda situación plantea que el Estado Nacional se encarga de realizar las inversiones

necesarias para la trasmisión, mientras que los privados realizan inversiones para generar

energía renovable.

FF privados sin Inversión en Transmisión Patagonia (USD)

Precio de la Energía ($Ar/MWh)

550 680 892,5

VAN (4%) 1.061.965.379 3.270.443.086 6.880.454.722

VAN (10%) -423.902.511 706.736.469 2.554.896.341

TIR 7,6% 13,6% 21,1%



A su vez para el flujo de fondos del Estado Nacional, el cual invierte en obras de transmisión en la región Patagonia, se consideraron dos precios del gas: 17USD/MMBTU y 12 USD/MMBTU. Los mismos se utilizan para el cálculo del ahorro de Gas Natural como externalidad positiva de la generación con energías renovables.

Referencia de Precio de la Energía

Contratos Energía Plus de referencia (80USD) 680 $Ar/MWh 80 USD/MWh

Monómico Medio 2014 CAMMESA 550 $Ar/MWh 65 USD/MWh

Precio Medio Contratos Renovables propuesto 892.5 $Ar/MWh 105 USD/MWh

Valor en Pesos 2014 Valor en Dólares 2014

Notas: Se consultó el Informe Anual 2014 CAMMESA y contratos de Energía Plus vigentes en 2014. La tasa de

Cambio utilizada es 8,5$Ar/USD (BCRA, valor de referencia del 15 de octubre de 2014)



FF Estado Nacional - Inversión Adicional en transmisión PATAGONIA (USD)

Costo de Gas Natural (USD/mill BTU)

12 17

VAN (4%) 10.099.241.468 15.623.326.464

VAN (10%) 4.231.367.154 7.059.444.525

TIR 23,3% 28,4%



Conclusiones de la evaluación económica del escenario ER15, según las situaciones planteadas.

La situación de inversión completamente a cargo de los privados requiere aumentos en el

valor medio de la energía renovable vendida, con respecto a la actualidad

La inversión total de 14. 242 millones USD sólo podría ser financiada a tasas del 10% en el

caso de aumentar el precio medio de la energía vendida a 105USD/MWh

Este valor propuesto es razonable a nivel internacional y regional, aunque existen casos en

mercados más evolucionados de precios de venta de energía inferiores.

Tomando como referencia el valor de 80 USD/MWh de los contratos actuales de Energía

Plus, este escenario sólo sería viable recurriendo a financiación con tasas subsidiadas por

debajo del 4%

Se comprueba la conveniencia de invertir en transmisión por parte del Estado Nacional,

fomentando la inversión privada en capacidad de generación eólica en Patagonia.

Para todos los escenarios, la externalidad positiva de ahorro de divisas por importación GNL

para generación compensa la inversión del Estado Nacional con elevadas tasas de retorno

(TIR superiores al 20%).

A su vez bajo un supuesto de aumento del precio del gas, para el Estado Nacional resulta

aún más rentable el proyecto de inversión en transmisión.

En el caso de inversión de los privados solamente en Generación, se comprueba que se

podrían financiar las mismas sin recurrir aumentos en los costos medios de la energía

referenciados (entre 65 y 80 USD/MWh).

Adicionalmente, con la inversión en la Transmisión adicional requerida por el escenario en

Patagonia a cargo del Estado Nacional, sumado a un aumento en los costos medios de la

energía para las Renovables, se conseguirían interesantes tasas de retorno (en torno al

20%) para fomentar la inversión privada, sin necesidad de financiación a tasas subsidiadas.



Barreras existentes y potenciales al ingreso de energías renovables

Generación Eólica para la Red

El aumento de la participación de la generación eólica en la matriz energética generará impactos a nivel técnico y operativo en el SADI (Sistema Argentino de Interconexión) tanto a nivel de transmisión de alta tensión como a nivel de despacho eléctrico, generando desafíos de infraestructura, normativa técnica y gestión de la reserva de potencia. El despacho eléctrico y la gestión del recurso eólico en el sistema interconectado nacional serán complejos, dado que al aumentar la proporción de fuentes “no despachables” aumentará la necesidad de gestionar los distintos tipos de reserva de potencia y de predicción atmosférica de corto plazo. Así mismo, las redes de transmisión deberán ser adaptadas y complementadas con dispositivos que permitan manejar las perturbaciones propias del recurso variable que implica la generación eólica, así como los problemas de estabilidad y necesidades de compensación y protección adecuadas. Como ejemplo, en España OED (Organismo Encargado del Despacho) tiene la facultad de desconectar selectivamente a los parques eólicos cuando fuera necesario para sostener la estabilidad del sistema eléctrico. Esto desde ya significa una pérdida de ventas de energía para los parques, pero la deben asumir como parte de la normativa del sector. Lo positivo del caso es que con este y muchos otros aprendizajes en lo referido al sistema de transmisión y su fortalecimiento, España ha logrado superar largamente el 20% de potencia instalada eólica, lo que significa que el límite técnico se debe estudiar en detalle, pero con datos concretos de la operación que surgirán del proceso mismo de incremento de la generación eólica a través de los primeros años de crecimiento.

Generación Solar Distribuida

Principal barrera para el desarrollo del uso en red de la energía solar FV es regulatoria, dado que aún no se ha reglamentado a nivel nacional la posibilidad de tener generación distribuida con medidores bidireccionales que permitan entregar energía a la red y recibir una remuneración o descuento en la factura eléctrica por ese aporte. Adicionalmente, y como fuera demostrado en el capítulo de Potencial Energético Renovable existente existe una barrera de económica por los altos costos de instalación por kWp así como tarifarios por el bajo costo de la energía, en términos comparativos, que percibe un usuario conectado a las redes de distribución.



Planillas de Cálculo “Resultados Escenarios Simulación de Despacho 2014-2030 V.3 (ER30).xlsx”

Contiene las hipótesis de Potencia Instalada y los resultados de Energía despachada de la

simulación de despacho para cada tecnología en el período 2014-2030 para los escenarios

“BASE” y “ER15”, así como para la sensibilidad “ER20”.

Incluye el detalle de Ingresos y Egresos (salida de servicio) de máquinas vinculadas al Mercado

Eléctrico Mayorista considerado en los Escenarios, así como las referencias a la información

utilizada de CAMMESA, TRANSENER y ENARSA principalmente.

“Estimación impacto económico Transmisión ER15.xlsx” Se sintetizan los considerandos, referencias e hipótesis de cálculo

Se define el monto mínimo de inversiones en expansión del SADI en el corredor Patagónico

asignable a la expansión de la generación eólica planteada en el escenario ER15.

“1-Energía Renovable 15 (Evaluación Económica).xlsx” Contiene las hipótesis y cálculos resumidos en el inciso 0 “Evaluación económica del Escenario

ER15 considerando inversiones mínimas en la Red Eléctrica en el Corredor Patagónico”

Los datos de Potencia instalada por año y Energía despachada por año se corresponden con los

del documento de “Resultados Escenarios Simulación de Despacho 2014-2030 V.3 (ER30).xlsx”

Fuentes de Información y Bibliografía Departamento de Planeamiento de la Red, Gerencia de Planificación y operación de la Red y

Dirección Técnica. “Presentación de la Guía de Referencia de Transener S.A. Período 2013-

2020” TRANSENER, 2013.

Informe Anual 2011 del Mercado Eléctrico Mayorista. CAMMESA, 2011



Ing. Legisa, Juan y Lic. Genta, Guillermo. “Energía Eólica. Potencial, tecnologías y proyectos en

la Argentina” Grupo Planeamiento Energético (GPE), Secretaría de Energía, 2010.

Ing. Legisa, Juan y Lic. Genta, Guillermo. “Energía Hidroeléctrica de menos de 30MW.

Potencial, tecnologías y proyectos en la Argentina” Grupo Planeamiento Energético (GPE),

Secretaría de Energía, 2010.

Ing. Legisa, Juan y Lic. Genta, Guillermo. “Energía Solar Fotovoltáica y Solar Térmica. Potencial,

tecnologías y proyectos en la Argentina” Grupo Planeamiento Energético (GPE), Secretaría de

Energía, 2010.



Lara, Albina e Ing. Bergman, Luis. “Evaluación Expeditiva de Aprovechamientos

Hidroeléctricos” EBISA-SEE, 2006.

http://www.ebisa.com.ar/sites/default/files/Evaluacion_proyectos_hidroelectricos_Resumen_

Ejecutivo.pdf

Proyectos de Ingeniería S.A. “Estudio para mejorar el conocimiento y la promoción de oferta

hidroeléctrica en pequeños aprovechamientos”. Préstamo BIRF Nº 4454-A-2006. PROINSA,

2006.

http://www.energia.gov.ar/contenidos/archivos/Reorganizacion/renovables/resumen_ejecuti

vo.pdf

http://www.energia.gov.ar/contenidos/archivos/Reorganizacion/renovables/peq_aprov_hidro

electricos.pdf

Secretaría de Energía “Centrales Eléctricas”. SECEN, 2012.

http://www.energia.gov.ar/contenidos/archivos/Reorganizacion/contenidos_didacticos/public

aciones/centrales_electricas.pdf

Extracto de la Normativa técnica referida a las Energías Renovables

Extractos de la Resolución SE 712 del año 2009, vinculados a la creación de normas del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) administrado por la CAMMESA para la generación eléctrica de “naturaleza aleatoria y renovable”. Se incorporan a LOS PROCEDIMIENTOS los anexos 39 y 40, que figuran como Anexo III y IV de la citada norma.

RESOLUCIÓN SECRETARIA DE ENERGÍA 712/09

Considerandos (extracto parcial): Que a medida que se incorporen al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) centrales de generación de energía eléctrica cuya producción tenga como origen un recurso primario de naturaleza aleatoria y renovable como es el caso de la energía eólica, solar, geotérmica u otras, las reservas de potencia destinadas a la regulación de la frecuencia y las reservas operativas de corto plazo requerirán ser adecuadas con el fin de no disminuir la calidad de servicio existente. Que, conforme lo anterior, se entiende necesario incorporar el Anexo 39 - GENERACION CON FUENTES RENOVABLES DE ENERGIA, EXCLUIDA LA HIDRAULICA Y LA EOLICA. Que, asimismo por el avance de la tecnología resulta pertinente adecuar aquellas estipulaciones establecidas en LOS PROCEDIMIENTOS en lo que respecta a las centrales de generación eólica, resultando conveniente reemplazar el Anexo 40 - GENERACION EOLICA. El Secretario de Energía resuelve (extracto parcial de los artículos de la Resolución): Artículo 3º- Los CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES podrán celebrarse tanto para proyectos que utilicen tecnologías que permitan respaldar la potencia de sus unidades generadoras, como en aquellos proyectos en los que esto no fuera posible de acuerdo a las características del recurso explotado y/o la tecnología aplicada; entiéndase “CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES POR POTENCIA” y “CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES POR CANTIDAD DE ENERGIA SUMINISTRADA” respectivamente, cuyos modelos se adjuntan como ANEXO I y II, los cuales forman parte integrante de la presente resolución.

http://www.ebisa.com.ar/sites/default/files/Evaluacion_proyectos_hidroelectricos_Resumen_Ejecutivo.pdf

http://www.ebisa.com.ar/sites/default/files/Evaluacion_proyectos_hidroelectricos_Resumen_Ejecutivo.pdf

http://www.energia.gov.ar/contenidos/archivos/Reorganizacion/renovables/resumen_ejecutivo.pdf

http://www.energia.gov.ar/contenidos/archivos/Reorganizacion/renovables/resumen_ejecutivo.pdf

http://www.energia.gov.ar/contenidos/archivos/Reorganizacion/renovables/peq_aprov_hidroelectricos.pdf

http://www.energia.gov.ar/contenidos/archivos/Reorganizacion/renovables/peq_aprov_hidroelectricos.pdf

http://www.energia.gov.ar/contenidos/archivos/Reorganizacion/contenidos_didacticos/publicaciones/centrales_electricas.pdf

http://www.energia.gov.ar/contenidos/archivos/Reorganizacion/contenidos_didacticos/publicaciones/centrales_electricas.pdf



Artículo 4º- Los CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES tendrán las siguientes características: a) La vigencia será de QUINCE (15) años como máximo; siendo factible una prolongación de este plazo en hasta DIECIOCHO (18) meses para los CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES POR CANTIDAD DE ENERGIA SUMINISTRADA. b) La COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA), en su carácter de parte compradora, abonará mensualmente un cargo adicional de hasta el DIEZ POR CIENTO (10%) al pautado en los contratos a celebrarse en concepto de retribución por la generación y energía asociada, a los fines de garantizar, a través de la conformación de un Fondo de Garantía de Pago, en hasta un VEINTE POR CIENTO (20%) las obligaciones futuras que surjan de los CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES. Artículo 6º- Incorpórase como Anexo 39 - “GENERACION CON FUENTES RENOVABLES DE ENERGIA, EXCLUIDA LA HIDRAULICA Y LA EOLICA” a “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS)”, aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 de fecha 29 de abril de 1992 y sus normas modificatorias y complementarias, cuyo texto se encuentra contenido en el ANEXO III que forma parte integrante de la presente resolución.

Será condición para el ingreso de este tipo de generación al MEM que la misma

totalice una potencia nominal igual o mayor a 0,5 MW, cualquiera sea la naturaleza

del resto del equipamiento a cargo del mismo titular. Adicionalmente, deberá

cumplir todos los requisitos que se establecen para el ingreso de nueva generación al

MEM conforme lo definido en LOS PROCEDIMIENTOS.

La generación producida a partir de biocombustibles que se haya incluido en la

promoción de este tipo de energía por aplicación del Régimen de Fomento Nacional

para Uso de Fuentes Renovables de Energía, será despachada considerando un Costo

Variable de Producción (CVP) combustible, a ser determinado sobre la base del

consumo específico neto de la unidad generadora y el Precio de Referencia del Fuel

Oil en el nodo de vinculación de dicha máquina vigente en cada momento en el

MEM, o el Costo Variable de Producción del combustible declarado por el Generador,

si este último fuera menor.

Artículo 7º- Sustitúyese el Anexo 40 - “GENERACION EOLICA” de “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS)”, aprobados por Resolución ex SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 de fecha 29 de abril de 1992 y sus normas modificatorias y complementarias, por el que como Anexo IV forma parte de la presente resolución. Artículo 8º- La remuneración en el Mercado Spot de la energía eléctrica producida por las centrales de generación alcanzadas por el Artículo 3º de la presente resolución, por fuera de los posibles compromisos en Contratos de Abastecimiento MEM que pudiera tener el correspondiente Agente Generador, será la dispuesta en LOS PROCEDIMIENTOS, conforme el Costo Variable de Producción (CVP) declarado por dicho Generador y aceptado por esta SECRETARIA DE ENERGIA. La eventual diferencia positiva entre el valor antes indicado de



Costo Variable de Producción (CVP) y el Precio de Nodo del Generador en operación (PN), será incluida en la “Subcuenta de Sobrecostos Transitorios de Despacho” del Fondo de Estabilización para su recuperación

LOS PROCEDIMIENTOS (CAMMESA) - ANEXO 39 “GENERACIÓN CON FUENTES RENOVABLES DE ENERGÍA, EXCLUIDA LA HIDRÁULICA Y LA EÓLICA”

1. OBJETO

El presente Anexo establece el tratamiento en el MEM de la generación eléctrica a partir de fuentes renovables, con excepción de la proveniente de energía hidráulica y eólica, valiendo para esta última lo establecido en el Anexo 40 – GENERACIÓN EÓLICA, atendiendo a las particularidades del equipamiento involucrado y a la naturaleza del recurso, circunstancia que lo diferencia en algunos aspectos de la generación convencional. Sólo se definen en este Anexo aquellas cuestiones de índole exclusiva de la generación eléctrica producida a partir de la transformación de la energía disponible en su forma primaria proveniente de fuentes renovables, tales como solar, biogás, geotérmica, biocombustibles y biomasa, entre otras, que se encuentren alcanzadas por la Ley 26.190 – Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la producción de Energía Eléctrica, o aquella otra legislación que promueva este tipo de energías. Para el resto de los aspectos que son asimilables a los de la generación convencional, este tipo de generación, con excepción de la proveniente de biocombustibles, será tratada como generación hidráulica de pasada, y por tal razón toda referencia hecha en LOS PROCEDIMIENTOS a generación en general o en particular que resulte aplicable a ese tipo de generación deberá entenderse como aplicable, salvo que en este Anexo o en LOS PROCEDIMIENTOS se indique explícitamente lo contrario.

2. REQUISITOS DE INGRESO

Será condición para el ingreso de este tipo de generación al MEM que la misma totalice una potencia nominal igual o mayor a 0,5 MW, cualquiera sea la naturaleza del resto del equipamiento a cargo del mismo titular. Adicionalmente, deberá cumplir todos los requisitos que se establecen para el ingreso de nueva generación al MEM conforme lo definido en LOS PROCEDIMIENTOS.

3. CONTROL DE TENSION Y DESPACHO DE REACTIVO

En caso que las unidades generadoras sean de tipo distinto a la sincrónica, el Generador será responsable de la instalación de equipamiento de compensación de reactiva necesario para cumplir con lo indicado a continuación: La generación menor o igual a 1 MW no debe absorber potencia reactiva de la red (es decir debe operar con un factor de potencia (cos φ) igual a la unidad o entregando reactiva a la red). Puede trabajar con un factor de potencia (cos φ) constante, sólo se requerirá control de tensión cuando ello sea necesario para mantener dentro de banda las tensiones. La generación mayor a 1 MW y menor a 25 MW debe disponer de capacidad para operar en cualquiera de las condiciones que le sean requeridas para un factor de potencia (cos φ) igual



a 0,95 (inductivo o capacitivo). Cuando las condiciones del punto de conexión lo requieran se podrá exigir que disponga control automático de la tensión en el punto de conexión a la red. Para los generadores con potencia superior a 25 MW los requerimientos de potencia reactiva y control de tensión se establecerán en base a los estudios de funcionamiento indicados en el Procedimiento Técnico N° 1 para los estudios de Etapa 1. Para las unidades generadoras sincrónicas los requerimientos de suministro de potencia reactiva y control de tensión serán los indicados en LOS PROCEDIMIENTOS. Si por razones de diseño del sistema de transporte o distribución donde se conecte la central generadora o de disponibilidad de los equipos de compensación de dichas redes no pudiera darse satisfacción al requerimiento de potencia reactiva referido previamente, será de aplicación lo establecido en el Anexo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS según sea solicitado por el OED dentro de los límites fijados en el presente Anexo.

4. DATOS CARACTERISTICOS, OPERACION Y RESTRICCIONES

El Generador deberá proceder a suministrar, como Declaración Jurada, aquellas características operativas de sus unidades que el OED le solicite; en particular las que hacen a los parámetros funcionales referidos, como ser aleatoriedad prevista del recurso. En caso de tratarse de un Agente del MEM preexistente, esta información será complementaria a la que se solicita a través del Anexo 1 – “Base de Datos Estacional” de LOS PROCEDIMIENTOS. Por su parte, el OED deberá programar y ejecutar la operación en base a los datos declarados por el Generador, salvo que éstos puedan comprometer la seguridad operativa del sistema o que durante la operación se verifique que los mismos no se ajustan a la realidad. De verificarse que la información referida no se ajusta a la realidad, el OED podrá establecer datos a partir de sus propias estimaciones. En virtud de los resultados de la operación, el OED estará habilitado a limitar la operación de un generador, sea en tiempo real o programadamente, debiendo poder justificar técnicamente para ello que el generador provocará alteraciones fuera de tolerancia en los parámetros funcionales del sistema.

5. DESPACHO Y RECONOCIMIENTO DE COSTOS DE GENERACIÓN CON BIOCOMBUSTIBLES

La generación producida a partir de biocombustibles que se haya incluido en la promoción de este tipo de energía por aplicación del Régimen de Fomento Nacional para Uso de Fuentes Renovables de Energía, será despachada considerando un Costo Variable de Producción (CVP) combustible, a ser determinado sobre la base del consumo específico neto de la unidad generadora y el Precio de Referencia del Fuel Oil en el nodo de vinculación de dicha máquina vigente en cada momento en el MEM, o el Costo Variable de Producción del combustible declarado por el Generador, si este último fuera menor.

LOS PROCEDIMIENTOS (CAMMESA) - ANEXO 40 “GENERACIÓN EÓLICA”

1. OBJETO



El presente Anexo establece el tratamiento en el MEM de la generación eólica, atendiendo a las particularidades del equipamiento involucrado y a la naturaleza del recurso, circunstancia que lo diferencia en algunos aspectos de la generación convencional. En este Anexo se definen aquellas cuestiones de índole exclusiva a la generación eólica. Para el resto de los aspectos que son asimilables a los de generación convencional, la generación eólica será tratada como generación hidráulica de pasada, y por tal razón toda referencia hecha en LOS PROCEDIMIENTOS a generación en general o en particular que resulte aplicable a ese tipo de generación deberá entenderse como aplicable también a la generación eólica salvo que en este Anexo o en LOS PROCEDIMIENTOS se indique explícitamente lo contrario.

2. REQUISITOS DE INGRESO

Será condición para el ingreso de generación eólica al MEM que totalice una potencia nominal igual o mayor a UN (1) MW, cualquiera sea la naturaleza del resto del equipamiento a cargo del mismo titular. Adicionalmente, deberá cumplir todos los requisitos que se establecen para el ingreso de nueva generación al MEM conforme lo definido en LOS PROCEDIMIENTOS.

3. CONTROL DE TENSIÓN Y DESPACHO DE POTENCIA REACTIVA

La granja eólica deberá cumplimentar las obligaciones de entrega y absorción de potencia reactiva de tal manera que en el punto de conexión a la red exhiba un factor de potencia (cos φ) de 0,95 tanto inductivo como capacitivo. Si por razones de diseño del sistema o de disponibilidad de los equipos de compensación no pudiera darse satisfacción al requerimiento de reactivo, según sea solicitado por el OED dentro de estos límites de capacidad P-Q, será de aplicación a la generación eólica lo establecido en el Anexo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS. En caso que el equipamiento del Generador sea mixto, o sea conformado por equipamiento eólico y convencional, a efectos de las exigencias referidas al intercambio de reactivo, se considerará como prestación exigible la de una Curva de Capacidad P-Q correspondiente a una máquina térmica de potencia activa nominal igual a la potencia activa nominal mixta que se encuentre generando. Atendiendo a la naturaleza aleatoria del recurso, a la incidencia de las eventuales variaciones rápidas y lentas de la velocidad del viento, a la interferencia de las estructuras portantes con el sistema motriz, a la cantidad y ubicación de cada aerogenerador, una granja eólica provoca fluctuaciones en la potencia entregada al sistema eléctrico. Estas alteraciones no podrán estar fuera de la tolerancia en los parámetros funcionales del sistema eléctrico al cual aportan su energía. Para cada tipo de granja eólica, el grado de perturbación del funcionamiento del sistema eléctrico depende fuertemente de la potencia de la granja eólica en relación a la rigidez (potencia de cortocircuito) del sistema eléctrico en el punto de conexión. Por ello, se definen 2 tipos de granjas, Tipo A y Tipo B. Las primeras son aquellas que tienen mayor valor de la relación entre su potencia instalada y la potencia de cortocircuito del punto de conexión a la red y en las segundas dicha relación es de un nivel menor. Granjas de Tipo A



En este tipo de granjas, la máxima perturbación admitida de la tensión en el punto de conexión de la granja o de cualquier otro nodo de la red eléctrica, se define de la siguiente manera: En los estados de operación con la menor potencia de cortocircuito en el área donde se conecta la granja (con el menor despacho de generación probable), la “mayor variación rápida de generación” y la “mayor variación de generación frecuente” deben ser tales que no provoquen variaciones de tensión mayores a: 1% en las redes de tensión mayor a 132 kV y menor o igual a 500 kV. 2% en las redes de tensión menor o igual a 132 kV y mayor a 35 kV. 3% en las redes de tensión menores o iguales a 35 kV. Se define como “mayor variación rápida de generación” al valor de la máxima variación estimada de potencia activa, dentro de cada 10 minutos, de los 10 valores de potencia media registrada cada 1 minuto. La tecnología constructiva de los aerogeneradores y de sus controles y también la arquitectura del Parque Eólico, deberán evitar la producción de variaciones rápidas de la potencia de la Granja debido a turbulencias, ráfagas y/o variaciones rápidas de la velocidad del viento. Se define como “mayor variación de generación frecuente” al valor de la máxima variación de potencia activa, dentro de cada hora, de los 6 valores de potencia media registrada cada 10 minutos que no es superado durante el 95% del tiempo (de las horas del año). Es decir variaciones superiores sólo se dan en el 5% del tiempo total. Estas variaciones de potencia deberán ser el resultado de mediciones de vientos adecuadas (valor medio cada 10 minutos) tomadas en el lugar de emplazamiento de la granja durante un año como mínimo. La granja deberá operar controlando la tensión en el punto de conexión o un punto interno de la granja. Para lograr efectividad en esta función deberá poseer un control conjunto de tal manera que permita repartir en forma uniforme la potencia reactiva en cada aerogenerador. El Control Conjunto de tensiones deberá presentar una respuesta dinámica (tiempo de establecimiento, sobrevalor, amortiguamiento, etc.) que verifique los criterios mínimos de desempeño definidos en el Procedimiento Técnico N°4 de LOS PROCEDIMIENTOS. En casos que, de acuerdo a los resultados de los estudios de funcionamiento indicados en los estudios de Etapa 1 del Procedimiento Técnico N° 1 de LOS PROCEDIMIENTOS, se requiera ampliar el rango de control de la potencia reactiva y/o la velocidad de respuesta del control conjunto de la tensión por condiciones de estabilidad en la transmisión de potencia, el OED podrá exigir la instalación de un equipo de compensación dinámica de potencia reactiva (compensador sincrónico, SVC, STATCOM, etc.). Deberá tener una característica del diagrama P-Q tal que, a máxima potencia, exhiba un Factor de Potencia (cos φ) de 0,95 y la potencia reactiva, como mínimo, se mantenga constante para las potencias activas entre el 100% y el 20% o 30% de la potencia nominal (característica de capacidad P-Q de forma pentagonal), excepto que el Generador demuestre que, por las características de su punto de conexión, puede tener menor capacidad de potencia reactiva. El Generador deberá proponer alguna contramedida o estrategia operativa de tal manera de evitar la desconexión en forma cuasi-simultánea de todos los aerogeneradores de la granja debido a vientos extremos. Las rampas o gradientes, tanto de descenso de potencia frente a vientos extremos, como de rearranque, deberán permitir una eficaz acción correctiva por parte de las reservas de potencia de rápida disponibilidad en el MEM y minimizar las perturbaciones en la frecuencia.



Deberá tener un centro de control atendido y poder aumentar la generación (en los instantes de arranque o cuando tenga reserva de potencia) o disminuir la misma, en cualquier momento según las indicaciones del Transportista o el PAFTT al cual están conectados, o del OED, según corresponda. Frente a fallas en el SADI, correctamente despejadas por sus protecciones, la Central Eólica deberá soportar, sin desconectarse de la red, disminuciones de tensión (de cada fase) en magnitud y tiempo, en el punto de conexión de la Granja, comprendidas dentro de la curva límite definida en el Procedimiento Técnico N°4 de LOS PROCEDIMIENTOS. Dependiendo de la potencia de la granja, deberá tener una o más torres de medición de vientos. Granjas Tipo B Si el tamaño de la granja es pequeño respecto a la robustez del punto de conexión y la variación instantánea de la potencia desde su valor nominal a cero (efecto equivalente a una desconexión de la granja operando a potencia plena y entregando a la red potencia reactiva en su punto de conexión a la red), produce variaciones de tensión menores a las indicadas anteriormente, no será necesario que la granja opere controlando la tensión y podrá operar con el Factor de Potencia (cos φ) constante que le sea requerido en cada ocasión por el Transportista o PAFTT al cual se conecta o por el OED, según corresponda. Este tipo de Granjas podrá tener una característica del diagrama P-Q tal que, a máxima potencia, exhiba un Factor de Potencia (cos φ) de 0,95 y mantenga este valor constante para todo su rango de potencia activa (característica capacidad P-Q de forma triangular). Para ambos tipos de granjas, en los casos que, para logar el factor de potencia (cos φ) de 0,95, deban instalarse capacitores shunt en las instalaciones del parque eólico, la potencia de los mismos debe ser tal que su maniobra de conexión o desconexión, con la menor potencia de cortocircuito en el área donde se conecta la granja (con el menor despacho de generación probable), no provoque variaciones de tensión permanentes, mayores a los porcentajes indicados anteriormente, pero adicionando a los porcentajes un uno por ciento (1%) para cada nivel de tensión. Todas las granjas deberán poder operar en forma permanente con tensiones en el punto de conexión y soportar las mismas variaciones de la frecuencia, sin desconectarse de la red, que se exigen a un generador convencional según lo indicado en el Procedimiento Técnico N° 4 de LOS PROCEDIMIENTOS.

4. CALIDAD DE LA POTENCIA

Los aerogeneradores deberán cumplir, en lo que respecta a inyección de armónicas, flickers, etc. con la Norma IEC 61400-21

5. DATOS CARACTERISTICOS, OPERACION Y RESTRICCIONES

El Generador deberá proceder a suministrar, como Declaración Jurada, aquellas características operativas de sus unidades eólicas que el OED le solicite, en particular las que hacen a los parámetros funcionales referidos, como ser aleatoriedad prevista del recurso, etc. En caso de tratarse de un Agente del MEM preexistente, esta información será complementaria a la que se solicita a través del Anexo 1 – “Base de Datos Estacional” de LOS PROCEDIMIENTOS



Por su parte, el OED deberá programar y ejecutar la operación en base a los datos declarados por el Generador, salvo que éstos puedan comprometer la seguridad operativa del sistema o que durante la operación se verifique que los mismos no se ajustan a la realidad. De verificarse que la información referida no se ajusta a la realidad, el OED podrá establecer datos a partir de sus propias estimaciones. En virtud de los resultados de la operación, el OED estará habilitado a limitar la operación de un generador eólico, sea en tiempo real o programadamente, debiendo poder justificar técnicamente para ello que la generación eólica provocará alteraciones fuera de tolerancia en los parámetros funcionales del sistema.

estudio de potencial de mitigación - argentina · en pos de poder hacer este análisis...

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