ing. alberto h. calsiano departamento de infraestructura unión industrial argentina sector...
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Ing. Alberto H. CalsianoDepartamento de Infraestructura
Unión Industrial Argentina
Sector EléctricoAportes para el Planeamiento y Políticas de
Mediano y Largo Plazo8 de Octubre 2015
Centro Argentino de Ingenieros – CABA
Matriz Eléctrica Diversificada y UREE. Una propuesta a futuro
Hacia una matriz eléctrica más diversificada
33 Cuencas sedimentarias Identificadas (“on & off, shore”).
28 Cuencas insuficientemente exploradas. 1.100.000 Km2
5 en Producción; 550.000 Km2
• 1907: Inicio de la actividad petrolera en C. Rivadavia.
• 1918: Cuenca Neuquina
• 1928: Cuenca NOA
• 1932: Cuenca Cuyana
• 1949: Cuenca Austral
Argentina
86% Fósil
Oferta y Demanda de Energía ¿Donde estamos hoy?
Argentina
Fuente: Academia Nacional de la Ingeniería
Para transformar los Recursos en Reservas se necesita mucho dinero, tecnología, equipamiento, capacitación
profesional y sobre todo tiempo.
ArgentinaMundoLa buena noticia
ETAPAS
2) Optimizar (perforación,geolo-gia y operación)
3) Estandarizar (Producción)
1) Probar
4) Declinación
Energía
Potencia
Demanda Record de potencia en el MEM
24.034 MW - 20/01/2014
AGOSTO; 22.363 MW
Demanda Record de energía en el MEM:
13.264 GWh Dic. 2013
Agosto 2015; 12.022 GWh
Crecimiento
Año móvil: 0,4 %
Mensual 6%
Energía eléctrica
Fuente: CAMMESA - AGUEERA
Crece el Uso de combustibles
fósiles y Líquidos Alternativos
Fuel Oil - Gas Oil
Evolución de la Generación Eléctrica por Fuente Energía eléctrica
Fuente: AGUEERA - CNEA
La Energía Eléctrica en el MEM
agosto 2015. El Precio Sancionado:
95,41 $/MWh
Incluyendo los contratos MEM + Sobrecostos:
671 $/MWh
Target Ley M. Guinle: 7.800 Usuarios
Los PRECIOS mayoristas. Para llegar al usuario final se debe adicionar el costo del
transporte y la distribución
671
Energía eléctrica
Fuente: CAMMESA - AGUEERA
Demanda por tipo de usuario: +14MM Usuarios
Los subsidios cubren la diferencia entre costo y tarifas
Subsidios
Fuente: ASAP
Sumando transporte + Otras Empresas Públicas + Sector agroalimentario + Sector Rural y Forestal +
Sector industrial;
Total corrientes + capital: $224.734
En el año 2014, las transferencias se desdoblaron en Corrientes y
de Capital.
Con igual criterio año anterior:
Total energía 2014: $ 160.755
SubsidiosTotal Año 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Energía(MM$) 1.759 3.311 8.331 16.485 15.994 26.029 43.118 55.052 81.045 127.984
Energía; 1ros ocho meses 2015/2014
+14%
6.919 7.996
6.212 6.515 6.521 6.850
5.659 4.660
1.544
2.824
4.325
2.659
4.701
9.403 9.266
11.343 10.903
5.077 4.095 3.671 3.553
1.814
-2.882 -2.416
-5.684-6.243
-3.533
-10.000
-5.000
-
5.000
10.000
15.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 8 meses-2015
Evolución del saldo comercial energético(en millones de USD - precios corrientes)
Exportaciones combustibles y energía
Importaciones combustibles y lubricantes
Saldo energético
Fuente: CEU-UIA en base a datos del ICA-INDEC
Argentina
AGUEERA - UIAIng. Julia Carruthers – Ing. Alberto H Calsiano
Facultad de Derecho de la UBA10 de septiembre de 2015
ASOCIACIÓN GRANDES USUARIOSENERGÍA ELÉCTRICA REPÚBLICA ARGENTINA
Premisas adoptadas
Bajo costo medio para que Argentina sea competitiva en la región.
Matriz energética más diversificada.
Seguridad en el abastecimiento mediante incremento en nivel de reservas (+20 % respecto 2013) y reemplazo de máquinas antiguas por nuevas.
Aumento de Eficiencia:. Reemplazo de GO por GN y reemplazo de máquinas.
Inversiones constantes en el período de análisis (2015/2035).
Centrales nucleares. Total: 3.350 MW. Abastecimiento confiable. Mantener el desarrollo de esta tecnología. 3 centrales grandes (3.150 MW) + reactores CAREM (200 MW).
Energía renovable. Total: 6.406 MW. Fundamentalmente eólica 4.050 MW y solar 960 MW.
Centrales hidroeléctricas. Total: 7.226 MW
Se incorporan 20 centrales hidroeléctricas.
De Base: Información provista por el Comité e Índice Multicriterio del Informe Ebisa 2006. Se adoptan las centrales de mejor factor de despacho (hasta 49%), descartándose las de alto impacto ambiental. Total 4.416 MW.
De Punta: se adoptan las centrales hidráulicas cuya construcción está licitada ó en proceso de licitación a la fecha. Total: 2.810 MW.
Potencia instalada al 2035….
Fuente: J Carruthers – O. Holzer
Incorporación de centrales térmicas.
Ciclos Combinados: 10.140 MW con GN (eliminación paulatina del GO), actuando de base junto con las nucleares, renovables e hidro base.
TV a carbón en la Patagonia: 370 MW. TG para cubrimiento de punta y pico de demanda: 4.820 MW. Motogeneradores: 180 MW (GN, GO y FO).
No se pueden retirar máquinas en los primeros años.Se retiran 5.589 MW térmicos.Criterios: TV a los 60 años TG 35 años CC 35 años
Retiro de centrales térmicas.
…..Potencia instalada al 2035
Fuente: J Carruthers – O. Holzer
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 -
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000 Gas Natural (MMm3)
Shale: a partir del 2021
Convencional: -3%/año
Uruguay: 6 MMm³/día para el invierno. Reemplazo del GO.
GNL: disminuye a partir del año 2021.Se mantiene en los inviernos. Reemplazo del GO.
Bolivia: 30 Mm³/día
Disponibilidad de Gas natural
Fuente: J Carruthers – O. Holzer
Crecimiento de la demanda: 86%. Crecimiento de potencia instalada: 94%
Mejora los márgenes de reservas
Evolución de la potencia instalada
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 -
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000 Potencia Instalada (MW)
Hidroelectrica Nuclear CC TV TG Motores CarbonEolico Solar Biomasa Residuos Geotermico Biodiesel Biogas
Fuente: J Carruthers – O. Holzer
Diversificación de la matriz
Diversificación de las fuentes de generación eléctrica
Fuente: J Carruthers – O. Holzer
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
-
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Costos medios energía
Costos de Combustibles Costos Variable de O&M Impuestos y Tasas Costos de Importación de energía eléctrica
Costos de Capital Costos de Transporte Costo Emisiones
U$S/
MW
h
Disminución sustancial de los costos de combustibles (mayor eficiencia).
Incorporación de los costos de capital.
Evolución de los costos de la energía eléctrica
Fuente: J Carruthers – O. Holzer
20132015
20172019
20212023
20252027
20292031
20332035
0%
5%
10%
15%
20%
25%
-
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Margen de Reserva y Retiro de Potencia (MW)
RETIRO DE POTENCIA INSTALADA MARGEN DE RESERVA
MW
Año seco y extra seco
Se evaluaron 2 escenarios: se quitó en los años 2034 y 2035, un 20,3% y 40% de generación hidráulica de todas las centrales respecto a la generación media.
El sistema respondió cubriendo el faltante con mayor generación térmica e importación de GNL . No se requirió importación de energía eléctrica.
Aumento de la confiabilidad del parque térmico
19521956
19601964
19681972
19761980
19841988
19921996
20002004
20082012
20162020
20242028
20320
5
10
15
20
25
30Antigüedad del parque térmico
Antigüedad del parque tér-micoAntigüedad del parque tér-mico sin retiro
Años
Fuente: J Carruthers – O. Holzer
19931996
19992002
20052008
20112014
20172020
20232026
20292032
2035 -
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000 Kcal/kWh
Kcal/kWh
0
50,000,000
100,000,000
150,000,000
200,000,000
250,000,000Emisiones (MMTnCO2eq)
Emisiones DemandaEmisones Generación Energía EléctricaEmisiones Fugitivas
Reducción del consumo específico de la generación térmica.
Menor impacto ambiental de la generación térmica
19931996
19992002
20052008
20112014
20172020
20232026
20292032
20350
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
-
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
tCO2 emitidas por la generación térmica
GWh tCO2TC
O2
GWh
Reducción de las emisiones de CO2.Fuente: J Carruthers – O. Holzer
De nada sirve tener una
heladera muy eficiente….
…debemos hacer….
….si hacemos
esto…
…UREE..
.. ¿Porqué no hacer uso del recurso menos utilizado? ..
“El Uso Racional y Eficiente de la Energía”
…al respecto en la UIA decimos …
¿COMO PODEMOS COLABORAR DESDE LA DEMANDA?
¿Cuál es el marco legal del Proyecto de Eficiencia Energética?
¿Qué contiene el PRONUREE?
El PRONUREE y La Industria
La Empresa Participante: Como manifestación del interés y compromiso con el Proyecto, aporta un % del costo del estudio relativo al diagnóstico.
Las EPSES: Los especialistas que realizan el Diagnóstico, y cuya contratación se hace por antecedentes, costos ofertados y tiempo de realización.
Ejecutor: La Secretaria de Energía de la Nación (SE)
Colaborador: La UIA convoca, promociona y difunde, el Proyecto en las empresas del sector Industrial
Los Actores de EL PROYECTO de Eficiencia Energética
Los pasos a seguir
implementado
¿Qué son las EPSES?
1) El formulario 2) La Carta Intención
….paso a paso….
3) Licitación
4) Contrato
….. paso a paso….
• Tasa de Interés: 9% nominal anual, fija y en pesos.• Plazo: Hasta 84 meses.• Periodo de Gracia: Hasta 12 meses.• Montos a financiar: Entre $100.000 y $1.500.000. Se financiará hasta
el 70% del costo total del proyecto.• El 31/05/15. Finalizó el primer concurso.• Fondos disponibles a partir de junio 2015: $ 31.500.000, siendo
$5.250.000 para cada cierre mensual. Fechas de cierre: 30/06/15, 31/07/15, 31/08/15 ,30/09/15, 30/10/15, 30/11/15 - c/u; a las 12:00 hs.
http://www.uia.org.ar/eficienciaenergetica/novedades.html
Fondo Argentino de Eficiencia Energética (FAEE)
El FAEE es una línea de créditos de mediano y largo plazo para proyectos de inversión en Eficiencia Energética de Pequeñas y Medianas Empresas (PyMEs). Opera bajo la órbita FONAPYME perteneciente al Ministerio de Industria.
Los créditos son adjudicados mediante llamados a concurso público de proyectos (Resolución SPMEDR N° 1056/2014).
Ing. A.H. Calsiano Departamento de Infraestructura
MUCHAS GRACIAS POR SU ATENCIÓN