ALIANZA Plataforma Escenarios energéticos Argentina 2030.

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1 ALIANZA Plataforma Escenarios energéticos Argentina 2030

2 ● Impulsar un proceso de diálogo 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. Analizar las restricciones que sin duda tendrá cada alternativa y buscar, como en un “simplex”, el “área” donde es posible encontrar DIFERENTES soluciones, pero TODAS sustentables a Largo Plazo. PRINCIPALES RESTRICCIONES: - 1.- No conflicto social, -2.- No afectación fiscal, - 3.- Competitividad internacional asegurada (Ej. EEUU y CHINA hoy). Plataforma Escenarios energéticos Argentina 2030: OBJETIVOS:

3 PRINCIPIOS RECTORES QUE ORIENTAN EL PROCESO Salir de la coyuntura incentivando respuestas de largo plazo Trabajar desde una alianza multisectorial. Enfoque técnico. Garantizar diversidad de actores: Academia, Industria, OSC, etc. Diálogo en igualdad de condiciones para todos los participantes. Información técnica, hoy compleja, que oriente el debate político Aporte metodológico escenarios. (Trade off con creatividad actores. Desafío: incorporar sus aportes manteniendo rigor técnico) Plataforma Escenarios energéticos Argentina 2030

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

5 ASPECTOS METODOLÓGICOS QUE SE HIZO QUE QUEDA POR HACER HASTA 2014

6 Metodología 6  Alcance:  Foco en la demanda de energía eléctrica y de gas natural al año 2030. Como satisfacer el crecimiento anual, la renovación y mantener un Costo Social de Desabastecimiento acotado. (Caso único en esta Industria )  Sin restricciones previas de viabilidad económica de los escenarios.  La parametrización inicial priorizó obtener resultados comparables entre escenarios.  Interés en Búsqueda de Debate abierto y repetir cada 2 años, siempre con horizonte móvil de 20 años.

7 ■ METODOLOGIA Y RESTRICCIONES ▪ SI SE DESEA TENER EN CUENTA TODAS LAS OPINIONES, hay que buscar consensos paso a paso: “Nada está acordado hasta que todo está acordado”. Experiencia Internacional: Clave es debatir por escrito. (NYSERDA) ▪ Proyecciones a 20 años de precio y disponibilidad de combustibles son realmente difíciles. (Revisar historia reciente). ▪Tendencias: Autoabastecimiento. Menores costos. Independencia Energética. EEUU en < 10 años. ▪ Reservas Potencia difíciles de estimar si se desea Esperanza Matemática de: “Mínimo Costo Total de la energía”: (Energía + C.S. Desabast.) ▪ Sistema Tr.: Definir Costos a incluir, de capital y de falla (> Reserva) ▪ Próximos 5 a 7 años: no mas que lo ya en marcha + CC gas +eólica

8 Inputs del ejercicio 8  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%. Sabemos que es posible con señales adecuadas.  La Eficiencia Energética es la clave de todo Plan LP  Un escenario de demanda final de gas natural: 3.6% a.a. (Hipótesis con reducción de consumo en Generación, implican mayor tasa en otros usos.)

9 Inputs del ejercicio 9  Oferta de generación eléctrica:  Oferta existente - parque generador.  Proyectos Predefinidos: equipamiento en construcción efectiva. Plazos con mejor estimación disponible. (Corto Plazo: 2 años.)  Listado de potenciales tecnologías, (costos de inversión, plazos mínimos de ejecución, costos de O&M, factor de carga, etc). Datos Internacionales moneda constante + consenso local C.T.  Costo de combustibles, proyección de costos de los combustibles a utilizar. Datos Internacionales moneda constante + consenso local C.Técnico.  Coeficientes de emisiones globales y locales por fuente.

10 Proyectos Predefinidos: TODOS PRÓXIMOS 10 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

11 Datos para Tecnologías Potenciales : COSTOS INVERSIÓN. Agregaremos para 2014: + COSTO DE RESERVAS + Transporte 11 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

12 DATOS: Costos de Combustibles : PRECIOS CRECEN EN VALORES CONSTANTES (DOE). Cabe estudiar otras hipótesis 12 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

13 Costos de Gas Natural: TAMBIÉN CRECEN 200% EN VALORES CONSTANTES. (DOE). ¿CUÁL SERÁ EL IMPACTO DEL SHALE? 13 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

14 Otras Hipótesis  Costo TnEqCO2  20 U$S/TnCO2 a partir del 2020.  30 U$S/TnCO2 al 2030 ¿Max.: 50?. (Hay quien pide 100)  Financieras  Plazo: 15 años  Tasa: 13% (¿6/8 %?.¿A partir de que año?). Dato Clave: 90% Costo Cap.  Biomasa  Hasta los 2.000 MW instalados, el combustible biomasa es gratuito  BIOMASA podría ser clave en Argentina: Áreas sin valor de 200 mm./año  Potencial de PAH en Argentina: 482 MW  Proyectos Hidroeléctricos predefinidos  Menores Costos de Inversión por Contratos de Abast. a L.P. 14

15 Proyectos Hidroeléctricos: ¿> 8 años?). Bajas hs Hme dan > Rentabilidad a despacho conjunto Eól-Hid Reservas Tér. necesarias dan < Rentabilidad a Proyectos Hidro. 15 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

16 Información requerida a los escenaristas 16  Definición del tipo de despacho:  Por costos variables (O&M + costo fuel)  Por orden de mérito  Despacho forzado.  Cualquier combinación de las anteriores. ■ 2014: ¿ESTIMACIÓN PRECIO de la Energía PARA CONTRATOS DE LARGO PLAZO?. ( Cadena Valor: Gas + Energía Eléctrica).  Retiro de capacidad instalada. (¿O revamping para Reserva?)  Importación de energía eléctrica. (¿O intercambio neto=0?)  Participación de combustibles al ingreso de las distintas centrales

17 Información requerida a los escenaristas 17  Plan de Obras:  Tecnología  Módulos de potencia  Fecha de ingreso de cada módulo  Otros:  Información que el escenarista considere relevante.

18 Información requerida a los escenaristas 18 Cada escenarista debió indicar los porcentajes de participación con los cuales abastece su demanda de gas natural. GAS NATURAL GAS CONVENCIONAL GAS NO COVENCIONAL GAS IMPORTADO DE BOLIVIA GNLBIOGAS DEMANDA FINAL + INTERMEDIA

19 Metodología – Modelo LEAP 19  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

20 ■ Principales Resultados ADEMÁS DE LOS SIGUIENTES 4 CUADROS, VER HOJAS RESUMEN EN SEGUNDO POWER POINT

21 AGEERA Plantea un escenario con fuerte probabilidad de ocurrencia. Procura una matriz lo más diversificada posible. Valores cercanos a proyecciones I.E.A. en térmica con fósiles. CACME Combinación de lo “deseado” y lo “posible”. Deseado: precios realistas, reglas de juego y marco institucional estables. Posible: potencial energético realista. Adaptación ágil a la evolución de las futuras innovaciones, teniendo en cuenta tendencias del Mercado. CADER Diversificación de la matriz energética a partir de una alta penetración de energías renovables. La Contratación a Largo Plazo puede ayudar a concretar este escenario FEP Matriz eléctrica al año 2050 que se acerca al 100% de energías renovables. Con la velocidad de innovación y cambios tecnológicos actual, es posible. GEA – UBA Procura lograr (y logra) un costo de la energía que resulte lo más bajo posible y a su vez disminuir las emisiones de GEI. Biomasa es su centro. Argentina tiene buenas condiciones para lograr alta participación de Biomasa. FVSA Foco centrado en el ESCENARIO DE URE. Protección de los ecosistemas y de la biodiversidad. Clave serán los incentivos, pero no cabe duda respecto a que Eficiencia Energética es el principio básico de este escenario. ■ Matriz de generación eléctrica – 2030 Algunos comentarios. (PERO ES ACONSEJABLE leer los fundamentos de cada escenarista para comprender que está proponiendo cada uno.)

22 Costo Medio Total - 2030 22

23 Emisiones CO2 23

24 EL ENUNCIADO DEL WEC EN MONTREAL, 2010 ■ NUESTRA OPINIÓN ES QUE: POR PRIMERA VEZ EN MAS DE 100 AÑOS, EXISTE EN LAS PRINCIPALES NACIONES, INCLUSO A MUY CORTO PLAZO, UNA GRAN INCERTIDUMBRE TECNOLÓGICA RESPECTO DE CUALES SERÁN LAS TECNOLOGÍAS MAS CONVENIENTES DESDE EL PUNTO DE VISTA ECONÓMICO, AMBIENTAL Y CON MÍNIMO COSTO SOCIAL DE DESABASTECIMIENTO. ESTA INCERTIDUMBRE REQUIERE FLEXIBILIDAD Y DIÁLOGO, QUE ES LO QUE HA PROCURADO INTRODUCIR ESTA “PLATAFORMA DE E. ENERGÉTICOS”. Tomamos un enunciado de los Fundamentos elaborados por un escenarista: “CACME sostiene, al igual que el WEC, que la acción gubernamental debe ser lo más neutral posible respecto a la selección de las tecnologías y tipos de energías renovables a promover. La regulación pertinente deberá permitir que la propia evolución tecnológica y de costos de cada tipo de energía vaya demostrando sus fortalezas y debilidades frente al mercado consumidor”.

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28 Matriz de generación eléctrica - 2030

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30 Abastecimiento gas natural por tipo - 2030 30 DEMANDA USINAS DEMANDA FINAL

31 Nueva Potencia Instalada Total 31

32 Inversión Total Acumulada 32

33 Costo Combustible Total Acumulado 33

34 Composición Cme Total - 2030 34

35 Indicadores 35  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).

36 Indicadores 36

37 Indicadores 37

38 Indicadores 38

39 GRACIAS www.escenariosenergeticos.org En breve….