ALIANZA Plataforma Escenarios energéticos Argentina 2030.

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1 ALIANZA Plataforma Escenarios energéticos Argentina 2030

2 Impulsar un proceso de dialogo hacia una visión energética sustentable de largo plazo para Argentina. Presentar los resultados del debate a la Secretaría de Energía como insumo para el Plan Energético Nacional. OBJETIVOS Plataforma Escenarios energéticos Argentina 2030

3 PRINCIPIOS RECTORES QUE ORIENTAN EL PROCESO Salir de la coyuntura incentivando respuestas de largo plazo Trabajar desde una alianza multisectorial Garantizar diversidad de actores Diálogo en igualdad de condiciones Información técnica que oriente el debate político Aporte metodológico escenarios Plataforma Escenarios energéticos Argentina 2030

4 ESCENARISTAS Representantes sector empresarioRepresentantes OSC Representantes académicos Plataforma Escenarios energéticos Argentina 2030

5 ASPECTOS METODOLÓGICOS

6 Metodología 6  Alcance  Foco en la demanda de energía eléctrica y de gas natural al año 2030.  Sin restricciones previas de viabilidad económica de los escenarios.  La parametrización inicial priorizó obtener resultados comparables entre escenarios.

7 Inputs del ejercicio 7  Demanda:  Dos escenarios de demanda de energía eléctrica. a)Proyección BAU: 3.4% a.a. b)Proyección URE, asumiendo una eficiencia energética: 1.9% a.a – ahorro en 2030 de 25%.  Un escenario de demanda final de gas natural: 3.6% a.a.

8 Inputs del ejercicio 8  Oferta de generación eléctrica:  Oferta existente - parque generador.  Proyectos Predefinidos: equipamiento en construcción efectiva.  Listado de potenciales tecnologías, (costos de inversión, plazos mínimos de ejecución, costos de O&M, factor de carga, etc).  Costo de combustibles, proyección de costos de los combustibles a utilizar.  Se especificaron los coeficientes de emisiones globales y locales.

9 Proyectos Predefinidos 9 TipoNombreCódigo LEAPPotencia (MW)Max FCAño ingreso NuclearAtucha IIATUCNUCL267190%2013 TGGral BelgranoGBELTG0350335%2016 TGBrigadier LopezBLOPTG0125135%2012 TGEnsen. de BarraganEBARTG0124835%2012 TGEnsen. de BarraganEBARTG0224835%2012 CCLoma La LataLDLACC0154680%2012 TGMar del PlataMDPATG2210835%2013 TGBarkerBARKTG01820%2014 TGCT MendozaCDPITG01720%2012 TGCT PatagoniaCRIVTG22720%2013 TGNecocheaNECOTG0110835%2015 DIOlavarriaOLAVDI01425%2014 DIOlavarriaSBAYDI01325%2014 TGEPECSOESTG0510335%2013 DIEDELARLRIPDI01625%2014 CCVuelta de ObligadoVOSA80080%2015 TGGuillermo BrownGBROWN27035%2014 TVRio Turbio 24085%2013 SolarSan Juan 1,218%2010 EólicoRawson 5040%2011 EólicoArauco 25,235%2010 EólicoDiadema 0,942%2011 EólicoNecochea 0,330%2011

10 Tecnologías Potenciales 10 FuenteTipoInversión (USD/KW)O&M (USD/KWh) BaseCaracterísticas.201020202030201020202030 Eólica Marítima3.3503.1002.8500,0270,0250,023 Terrestre A1.8251.7191.6130,0190,0180,017 Terrestre B2.1001.8501.7500,0170,0150,014 Solar Concent.5.7504.9323.6130,0110,0100,009 Fotovolt.3.7002.7002.0000,0230,0190,015 GeotérmicaHidrotérmicas3.9504.2194.4880,0310,0280,025 MareomotrizTidal4.0003.5563.1130,0530,0470,041 Biomasa Base (residuos)2.1002.0502.0000,0150,0140,013 Motor Dual Bioc.1.0009709500,02690,02620,0255 Hidroeléctrica Gran2.000 c/u Mini3.000 0,011 NuclearGen III+3.3503.2633.1750,0140,013 Gas Natural & GNL Ciclo Abierto7006657150,0034 CC9008638250,00360,00350,0034 Carbón SC PCC2.1001.9881.8750,00560,00530,005 IGCC2.4002.2632.1250,00970,00910,0086 Fuel Oil/Diesel Motor Dual 1.0009709500,02690,02620,0255 HFO-GN-GO

11 Costos de Combustibles 11 AñoFuel Oil (U$S/Tn) Gas Oil (U$S/m 3 ) Biodiesel (U$S/m 3 )Bio Oil (U$S/Tn) Carbón (U$S/Tn) Uranio (U$S/KWh) Biomasa sólida (U$S/Tn) 2010528,5658,8856,5528,5140,00,00925,0 2011528,5658,8856,5528,5140,00,00925,0 2012519,6512,8666,7519,6145,00,00925,3 2013542,9535,8696,6542,9146,00,00925,9 2014575,6568,1738,5575,6144,00,00926,4 2015606,1598,2777,6606,1147,10,00927,3 2016641,0632,6822,3641,0150,70,00928,1 2017671,9663,0862,0671,9153,80,00928,7 2018706,9697,7907,0706,9156,40,00929,4 2019737,6727,9946,3737,6159,40,00930,3 2020763,6753,6979,7763,6163,00,00931,8 2021794,7784,31.019,6794,7166,70,00933,3 2022828,3817,41.062,6828,3170,30,00934,7 2023861,4850,11.105,1861,4173,30,00936,3 2024890,6879,01.142,6890,6177,50,00938,2 2025920,7908,61.181,2920,7180,50,00939,8 2026950,1937,71.219,0950,1184,10,00941,2 2027980,5967,71.258,0980,5187,70,00942,8 20281.007,4994,21.292,41.007,4191,90,00943,9 20291.032,61.019,11.324,81.032,6196,50,00944,9 20301.047,61.033,91.344,11.047,6200,10,00946,0

12 Costos de Gas Natural 12 Año Natural Gas Convencional (U$S/MMBTU) Natural Gas No Convencional (U$S/MMBTU) Natural Gas Bolivia (U$S/MMBTU) Gas Natural Licuado (U$S/MMBTU) Biogás (U$S/MMBTU) 20103,05,08,512,2 20113,05,08,512,2 20123,85,78,112,4 20134,85,88,512,9 20144,95,99,013,5 20155,16,19,514,0 20165,36,310,014,6 20175,46,410,515,2 20185,66,611,015,9 20195,86,811,516,6 20206,17,111,917,3 20216,57,512,418,0 20226,87,812,918,6 20237,18,113,419,2 20247,58,513,919,8 20257,98,914,420,4 20268,29,214,821,1 20278,69,615,321,7 20288,89,815,722,2 20299,010,016,122,8 20309,310,316,323,3

13 Otras Hipótesis  Costo TnEqCO2  20 U$S/TnCO2 a partir del 2020.  30 U$S/TnCO2 al 2030  Financieras  Plazo: 15 años  Tasa: 13%  Biomasa  Hasta los 2.000 MW instalados, el combustible biomasa es gratuito  Potencial de PAH en Argentina: 482 MW  Proyectos Hidroeléctricos predefinidos 13

14 Proyectos Hidroeléctricos 14 ProyectoPotencia (MW)Max FCProyectoPotencia (MW)Max FC Zanja del Tigre234,046,1La Rinconada200,049,0 Potrero del Clavilo120,035,0Collón Curá376,045,0 Cordón del Plata II214,021,0Michihuao621,053,0 Cordón del Plata I847,033,0Sistematiación R.N. super.94,097,3 Cordón del Plata III319,021,0La Caridad64,049,0 Los Blancos I324,033,0La Elena102,073,0 Los Blancos II119,035,0Río Hielo50,074,9 El Baqueano190,027,0Puesto Bustos115,055,6 La estrechura/Valle Noble50,082,9Frontera II80,060,0 Risco Negro/El Montañés50,077,6A. H. Ríos San Antonio y Anisacate40,016,7 El Seguro / Los Malines55,082,6Cóndor Cliff1.130,033,0 Portezuelo del Viento90,087,5La Barrancosa600,033,0 Rincón de los Godos30,095,1Punta Negra62,050,0 El Chihuido I637,035,0Parana Medio - Cierre Pati3.000,065,0 El Chihuido II - S.E.290,042,0Corpus2.880,075,3 El Chañar69,060,6Aña Cua270,076,1 Rincón de la Medialuna270,047,6Garabí / Panambí1.100,058,1 Talhelum240,047,9

15 Información requerida a los escenaristas 15  Definición del tipo de despacho  Por costos variables (O&M + costo fuel)  Por orden de mérito  Despacho forzado.  Cualquier combinación de las anteriores.  Retiro de capacidad instalada  Importación de energía eléctrica  Participación de combustibles al ingreso de las distintas centrales

16 Información requerida a los escenaristas 16  Plan de Obra  Tecnología  Modulo de potencia  Fecha de ingreso de cada modulo  Otros  Información que el escenarista considere relevante.

17 Información requerida a los escenaristas 17 Cada escenarista debió indicar la participación en la cual abastece su demanda de gas natural. GAS NATURAL GAS CONVENCIONAL GAS NO COVENCIONAL GAS IMPORTADO DE BOLIVIA GNLBIOGAS DEMANDA FINAL + INTERMEDIA

18 Metodología – Modelo LEAP 18  LEAP – Visión integrada de la oferta y la demanda – Permite visualizar en forma clara y completa todos los resultados. – Permite realizar un cálculo consistente de las emisiones – Responde a un enfoque de modelización flexible Plan de ObrasVisualización de Resultados

19 Principales Resultados

20 Matriz de generación eléctrica - 2030

21 AGEERA Plantea un escenario con fuerte probabilidad de ocurrencia. Procura lograr una matriz lo más diversificada posible. CACME Combinación de lo “deseado” y lo “posible”. Deseado: precios realistas, reglas de juego y marco institucional estables. Posible: potencial energético realista. CADER Diversificación de la matriz energética a partir de una alta penetración de energías renovables. FEP Matriz eléctrica al año 2050 que se acerca al 100% de energías renovables. GEA – UBA Procura lograr un costo de la energía que resulte lo más bajo posible y a su vez disminuir las emisiones de GEI. FVSA Foco en el escenario de URE. Protección de los ecosistemas y de la biodiversidad. Matriz de generación eléctrica - 2030

22 22

23 Matriz de generación eléctrica - 2030 23

24 Abastecimiento gas natural por tipo - 2030 24 DEMANDA USINAS DEMANDA FINAL

25 Nueva Potencia Instalada Total 25

26 Inversión Total Acumulada 26

27 Costo Combustible Total Acumulado 27

28 Costo Medio Total - 2030 28

29 Composición Cme Total - 2030 29

30 Emisiones CO2 30

31 Indicadores 31  Emisiones Locales (SO2, NOX y partículas)  Costos Medios  Diversidad Energética  Emisiones de CO2eq.  Uso del suelo  Gas Natural A efectos de comparación se asignaron para cada escenario puntajes a las variables relevadas (de1 a 5).

32 Indicadores 32

33 Indicadores 33

34 Indicadores 34

35 GRACIAS www.escenariosenergeticos.org En breve….