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Mitigación de emisiones a través del desarrollo de la utilización de
Energías Renovables
Tercer Informe
“Identificación de un portafolio de proyectos de energía renovable que puede ejecutarse a través
del mecanismo de desarrollo limpio u otros programas bilaterales o multilaterales”
2ª Comunicación Nacional del Gobierno de la República
Argentina a las Partes de la Convención
Marco de las Naciones Unidas
sobre Cambio Climático
PROYECTO BIRF TF 51287/AR
Diciembre 2005
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1 Tercer Informe : “Mitigación de emisiones-Energías Renovables” – Resumen Ejecutivo
RESUMEN EJECUTIVO
Para la selección de los proyectos, programas, medidas y acciones orientadas a mitigar
las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a través de la utilización de fuentes
nuevas y renovables de energía (FNRE) se tuvieron en cuenta la disponibilidad del
recurso energético seleccionado en la zona donde se realizaría el proyecto, la demanda
de energía en dichas zonas o la existencia de redes de conexión con otros centros de
consumo, la disponibilidad y accesibilidad al mercado de equipos necesarios para la
concreción y continuidad del proyecto, la disponibilidad y accesibilidad de
infraestructura de O&M en la región, el costo-efectividad de los programas, proyectos
e iniciativas para disminuir las emisiones de GEI, la viabilidad económica y financiera
a través de la utilización del Mecanismo de Desarrollo Limpio y otros programas, así
como diversos aspectos ambientales.
Sobre la base de esos criterios se seleccionaron proyectos que tuvieran posibilidad de
concretarse en el intervalo de los 10 años considerados, siempre que se dieran las
condiciones de marco legal de apoyo a la Fuentes Nuevas y Renovables de Energía
(FNRE) así como medidas de promoción tanto para los potenciales usuarios cuanto
para los proveedores de tecnología. En todos los casos se calcula el costo de los
equipos y según la aplicación el costo del kWh generado.
Para el aprovechamiento de la energía Eólica, se ha tenido en cuenta tanto su aporte a
la generación distribuida de electricidad, como el desarrollo de centrales de gran
potencia para la conexión a la red de distribución regional o nacional. En el primer
caso el PERMER prevé la instalación de alrededor de 2.000 equipos para el
abastecimiento autónomo de viviendas en el ámbito rural del interior de la provincia
del Chubut, que permitirá satisfacer necesidades de electricidad a aproximadamente
8.000 personas. La potencia total estimada es de 900 kW. El programa comenzará con
una prueba piloto de 115 equipos en las áreas rurales conocidas como “Comunidad
aborigen Pocitos de Quichaura” y “Costa del Ñorquinco”.
En lo referente a parques eólicos de potencia, se han identificado 6 proyectos que
habían sido estudiados en detalle antes del año 2001 para su instalación y quedaron sin
concreción por la modificación del tipo de cambio. Estos proyectos suman una
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2 Tercer Informe : “Mitigación de emisiones-Energías Renovables” – Resumen Ejecutivo
potencia de 317 MW con una generación de 1.090.632 MWh/año. Asimismo se han
identificado 6 proyectos que se encuentran en el marco del Plan Estratégico Nacional
de Energía Eólica, con una potencia total de 380 MW y una generación anual de
1.296.480 MWh. Todos estos proyectos tienen una localización precisa, un costo
estimado tanto de la instalación como de la energía producida y empresas interesadas
en su concreción. Asimismo se identificaron otros 6 proyectos con un total de
1.200/1.400 MW y una posible generación de electricidad de 4.313.000/5.000.000
kWh/año. Estos últimos proyectos son más indefinidos en cuanto a su localización y
posibles interesados, habiéndose estimado los costos de instalación y de generación.
En resumen, los proyectos eólicos propuestos suman un total de 1.898 a 2.098 MW de
potencia a instalar con una capacidad de generación del orden de 6.821.450 a
7.510.223 MWh/año.
El empleo de la energía de Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos (PAH) se
analizó desde tres fajas del mercado: generadores hidroeléctricos de tipo domiciliario,
suministro eléctrico de localidades aisladas y PAH conectados al Sistema
Interconectado Nacional. Para la primera faja del mercado se estimó la posibilidad de
instalar 1.000 PAH de 25 kW c/u lo que hace un total de 25.000 kW y una generación
anual de 109.500 MWh. Para el suministro eléctrico de localidades aisladas se
identificaron 4 proyectos concretos con una potencia total de 8.400 kW y una
capacidad de generación de 52.619 MWh/año, con localizaciones específicas y datos
de salto y caudal. Para las aplicaciones de PAH conectados al Sistema Interconectado
Nacional también se han identificado 4 proyectos concretos que suman 1.300 MW de
potencia y una capacidad de generación anual de 98.164 MWh, con la información
necesaria que los caracteriza. Para todos estos proyectos se da el costo de instalación y
el de generación.
En forma adicional, se presenta una lista de aproximadamente 90 posibles Proyectos
de PAH que podrían construirse, con los datos básicos como nombre del proyecto,
curso de agua, provincia, salto, caudal, potencia, energía anual y costos de generación,
una potencia total de 129.749 kW y una generación posible estimada en 758.142
MWh/año. Estos proyectos deberían ser revisados en función de las condiciones
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3 Tercer Informe : “Mitigación de emisiones-Energías Renovables” – Resumen Ejecutivo
actuales, en algunos casos profundizar los estudios y darse un orden de prioridad para
su construcción.
En lo referente a la conversión térmica de la energía solar se ha propuesto el
empleo de calentadores de agua para uso domiciliario en zonas donde se emplea gas
en garrafa. Para lograr un programa de instalaciones de estos sistemas en Argentina
serán necesarias la utilización de incentivos y la realización de campañas que hagan
conocer las ventajas de los equipos. Uno de los factores muy limitantes en la
actualidad es el alto costo inicial de los equipos por lo que es necesario otorgar
financiaciones ventajosas si se quiere promover esta tecnología. Teniendo en cuenta
las posibilidades reales de aplicar estas políticas en la Argentina, se estima que se
podría llegar a un valor de 0,05 m2 por persona instalados para el año 2015. Esto
implicaría, como hipótesis de máxima, la existencia de 1,8 millones de metros
cuadrados de colectores en el país para esa época, lo que se lograría mediante la
instalación de 180.000 m2 anuales. Si se mantienen los costos actuales la inversión
asociadas sería de unos 770 millones US$, con lo cual se lograría un ahorro en el
consumo de GLP del orden de las 250.000 toneladas anuales.
También se propone el uso de cocinas solares del tipo de concentrador parabólico
tanto para uso domiciliario cuanto colectivo, sobre todo en escuelas albergue. Su
aplicación se identifica en regiones soleadas como las que se dispone en la zona
andina y valles subandinos de la Argentina (Salta, Jujuy, Tucumán, Catamarca, La
Rioja, San Juan, Mendoza). En el caso de cocinas familiares se estima que se podría
llegar a instalar las cocinas en las zonas soleadas de estas provincias, cuya población
se puede estimar en un 10 % del total, o sea unas 460.000 habitantes. Teniendo en
cuenta que una familia típica puede tener 5 personas, se está hablando de 92.000
cocinas. Se deberían instalar unas 9.200 cocinas por año si se desea culminar con la
instalación en el 2015.
Para el caso de cocinas de uso colectivo en la zona andina y subandina los estudios
realizados muestran que existen en la región en el orden de 3.000 escuelas albergue.
Haciendo una hipótesis de uso en comedores para mayores y en diversos
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4 Tercer Informe : “Mitigación de emisiones-Energías Renovables” – Resumen Ejecutivo
emprendimientos podemos estimar una cantidad total de 6.000 cocinas comunales a
instalar.
Asimismo se propone un proyecto de viviendas solares para las cuales los sistemas
más utilizados de captación solar son los llamados sistemas pasivos y comprenden el
uso adecuado de las ventanas, invernaderos, muros de captación solar y otros. El
análisis de la fracción de ahorro solar realizada por una metodología standard como
función de la relación entre área de colección y carga térmica indica que los sistemas
solares son capaces de cubrir el 70 % de la carga térmica total. El resto deberá ser
cubierto mediante calor auxiliar. En el país se han construido varias decenas de
edificios solares pero no existe aún un esfuerzo masivo necesario para lograr un uso
extenso. Se deberá actuar tanto en lo que tiene que ver con las normas a cumplir con
los edificios nuevos que se construyan así como en recambios de edificios ya
construidos.
Para el aprovechamiento de la conversión fotovoltaica de la energía solar se tuvo en
cuenta que en Argentina hay una demanda aislada insatisfecha bastante importante
siendo poco probable que en los próximos 10 o 15 años pueda ser cubierta mediante la
extensión de redes de distribución debido al alto costo por usuario, a las relativamente
pequeñas demandas de los usuarios dispersos y a sus limitadas posibilidades
económicas, por lo que la estimación de la evolución del mercado fotovoltaico se
realizó suponiendo que todos los equipos a instalar se destinarían a satisfacer
demandas aisladas. Esto abarca el mercado rural disperso en áreas de bajos ingresos
económicos, el mercado rural en áreas de producción agropecuaria intensiva y los usos
profesionales para el abastecimiento de energía eléctrica a sistemas grandes de
comunicaciones, a la transmisión de datos y monitoreo, a la protección catódica de
gasoductos y poliductos. El actual Proyecto de Energías Renovables en Mercados
Rurales (PERMER) finaliza el año próximo y si bien este no cubre todas las
aplicaciones mencionadas es un importante incentivo para el crecimiento del empleo
fotovoltaico. Considerando que sea factible la implementación de un PERMER II o
programa similar se puede estimar que el crecimiento del mercado fotovoltaico sería
del orden del 20 % anual durante los próximos 10 años. Ello lleva a un una potenc ia
instalada en el año 2015 de 48,3 MW generando 73.450 MWh/año de electricidad.
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Para el aprovechamiento de la energía de biomasa se ha considerado por un lado la
biomasa leñosa, proponiendo su empleo para la generación de electricidad a través de
10-14 Centrales en el período de 10 años, con potencia máxima de 8,5 MW cada una,
con funcionamiento de unas 7.000 h/año, con un consumo de 142.100 t/año de
biomasa leñosa (leña y residuos de los aserraderos), estimándose una generación de
electricidad de alrededor de 59.500 MWh cada central. Se propone instalar 4 en el
Chaco, 3 en Santiago del Estero, 3 en Formosa y 4 en Salta. Asimismo se propone
usar este combustible para alimentar cocinas con un rendimiento del 80% en las
provincias con alta disponibilidad de este recurso como son Chaco, Corrientes, Jujuy,
Formosa, Misiones, Salta, Santiago del Estero y Tucumán estimándose una instalación
de 300 de ellas en el período considerado.
También se menciona la generación de biogás tanto por aprovechamiento del estiércol
como en el caso concreto de rellenos sanitarios municipales localizado en Villa
Domínico (Partido Avellaneda, provincia de Buenos Aires) en un predio de 290
hectáreas donde fueron acumuladas 40 millones de toneladas de residuos en los
últimos 26 años.
Finalmente se analiza el empleo de Biodiesel en mezclas de hasta el 20% (denominado
B20, es decir, 20% de Biodiesel y 80% de Gasoil), tomando en que cuenta satisfacer el
consumo actual del transporte automotor de carga con biodiesel B20, en base a aceite
de soja, demandaría una molienda de alrededor de 9,76 millones de toneladas de esa
oleaginosa. Se supone que el desarrollo de la producción de biodiesel podría realizarse
usando la capacidad ociosa de la molienda, estimada en 16% de la capacidad instalada,
siendo esta de 28 millones de toneladas/año, lo que posibilitaría cubrir el 42% de la
demanda de biodiesel B20.
Para el aprovechamiento de la energía geotérmica de consideró su empleo en
proyectos de alta y de baja entalpía.
El único yacimiento estudiado a nivel de anteproyecto para la generación de
electricidad es el de Copahue, provincia del Neuquén, por lo tanto se considera que
como máximo se podría poner en operación una central eléctrica de 30 MW en este
campo geotermal , la cual estaría conectada al sistema eléctrico nacional. Se estimó
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6 Tercer Informe : “Mitigación de emisiones-Energías Renovables” – Resumen Ejecutivo
que la misma podría entrar en operación en el año 2010 entregando
199.730 MWh/año, asumiendo un factor de capacidad medio de 76 %. El costo de
una central de esta potencia está en el orden de 30 a 35 millones de US$ resultando el
valor del kWh de 3 a 5 centavos de US$ dependiendo de las hipótesis financiera que se
hagan.
El resto de yacimientos de alta entalpía requiere todavía de un mayor nivel de estudios
para determinar su potencial y por lo tanto se asume que escapan a la posibilidad de
empleo en los próximos 10 años,
En el caso de aprovechamientos de baja entalpía se consideraron posibles aplicaciones
en uso sanitario, calefacción domiciliaria, invernaderos, cría de peces, uso industrial y
derretimiento de nieve, dejando de lado el uso en balneologia porque en la mayoría de
los casos no puede ser sustituido por fuentes de energía de origen fósil. Se estima que
la potencia actualmente instalada puede llegar a triplicarse en los próximos 10 años, lo
que lleva a una potencia acumulada de ~200 MWt y una energía anual total de
~700.000 MWht.
Para el estudio de mitigación de los GEI por la incorporación de los proyectos antes
descriptos, se analizaron dos Escenarios, uno de Base y otro de Mitigación, mediante
el uso del modelo LEAP (Long-Range Energy Alternatives Planning System)
desarrollado por el Stockolm Environment Institute – Boston Center at the Tellus
Institute. La proyección se realizó mediante una apertura de los consumos en los
principales sectores, subsectores y fuentes donde se considera viable y significativa la
penetración de las fuentes renovables de energía en cada escenario. La penetración de
cada fuente se tiene en cuenta a nivel de uso en base a los proyectos descriptos, y se
incorpora como un dato al LEAP.
El escenario energético de Base o de Referencia se construyó tomando como punto de
partida la Prospectiva 2002 dada por la Secretaría de Energía de la Nación, dado que
es la única información oficial con proyección a mediano y largo plazo que cubre el
período 2003-2012
Para el Año Base 2000 se tomaron los datos del Balance Energético, y para los años de
corte 2005 y 2010 se siguieron las pautas dadas por la Secretaría de Energía en su
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7 Tercer Informe : “Mitigación de emisiones-Energías Renovables” – Resumen Ejecutivo
Prospectiva 2002, en todo lo referente a la oferta de generación, la importación y la
exportación de electricidad. Asimismo, para la distribución de centrales eléctricas en
el período considerado que entran en operación y las reservas de petróleo y gas, se
siguieron los datos dados por la Secretaría de Energía en la mencionada Prospectiva.
Para el año horizonte se siguió la tendencia 2005-2010. Se tuvo en cuenta un escenario
socioeconómico siguiendo los lineamientos presentados por el Ministerio de
Economía y Producción. Se asume que el nuevo contexto macroeconómico iniciado
por Argentina recientemente podrá ser mantenido. La composición sectorial del
producto está basada en estimaciones propias que toman en cuenta los sectores que
impulsan el crecimiento global.
Para los escenarios de Base y de Mitigación se presenta la evolución de la distribución
de consumo energético por sector, y dentro de cada uno de estos por tipo de fuente,
para el periodo 2000-2015, dando también valores para los años de corte 2005 y 2010.
Para ambos casos se indican las centrales de generación eléctrica incorporadas entre
los períodos de corte, así como los requerimientos de energía primaria.
Para los dos escenarios se calculó también la evolución de las emisiones de GEI. Las
emisiones se expresan por sectores y por fuente para los 6 gases (CO2, CH4, N2O,
NOx, CO, COVDM) y se tabulan las diferencias de emisiones entre los años Base y
Mitigación por sector y por fuente. En ambos escenarios se dan por separado las
emisiones de CO2 biogénico; los valores de CO2 biogénicos son mayores en el
escenario de Mitigación que el escenario de Base dado que se ha considerado el aporte
de la biomasa en centrales de servicio público, agro, residencial, comercial, servicios y
público.
Comparando las emisiones de CO2 no biogénico en ambos escenarios se observa para
los años de corte que la reducción es un 0,34 % para el 2005, un 2,07% para el 2010 y
un 4,65 % para el 2015.
Finalmente se resume la diferencia de emisiones entre el Escenario de Base y el
escenario de Mitigación en términos de CO2 equivalente en forma porcentual.
Se concluye que para cada uno de los gases considerados las emisiones acumuladas
del escenario de mitigación son inferiores a las del escenario base. Sin embargo, para
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8 Tercer Informe : “Mitigación de emisiones-Energías Renovables” – Resumen Ejecutivo
todos los gases distintos del CO2 no biogénico las emisiones de las centrales de
servicio público a biomasa constituyen una contribución positiva a las emisiones del
escenario de mitigación respecto del escenario base.
En términos de CO2 equivalente, las emisiones del escenario de Mitigación son
inferiores a las del Base. La mayor contribución al ahorro de emisiones (60% del
ahorro de emisiones en el 2015) se produce por la sustitución del gas natural en
centrales de servicio público de turbovapor (TV) y turbogas (TG) y en menor medida
en el sector residencial, comercial, servicios y público. La sustitución del gas oil por
el biodiesel también impacta significativamente sobre las emisiones, contribuyendo
con un 33% del total de ahorro de emisiones en el 2015.
En la tabla siguiente se presenta un resumen de la diferencia de emisiones acumuladas
para CO2 no biogénico, CH4 y N2O.
Diferencia acumulada de emisiones de CO2 no biogénico, CH4, N2O entre escenarios durante el período
2000-2015
Emisiones acumuladas 2000-2015 GEI
Gg Gg CO2eq
CO2 42.738 42.738
CH4 2,16 45,37
N2O 1,28 395,52
En función del valor actual del CO2 (10 US$/ton) comercializado a través de MDL se
estimó que la venta del CO2 podría representar un monto del orden de los 427
millones de US$, monto acumulado a valor constante hasta el año 2015, el cual
contribuiría a mejorar la rentabilidad de los proyectos en especial los sistemas de
generación de electricidad conectados a las redes.
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9 Tercer Informe : “Mitigación de emisiones-Energías Renovables” – Resumen Ejecutivo
En la Tabla siguiente se resumen los aportes por sector y por fuente a la reducción de
CO2 equivalente (CO2 no biogénico+21CH4+310N2O) de acuerdo a la propuesta
realizada de proyectos de FNRE.
Emisiones evitadas CO2 equivalente de CO2 no biogénico, CH4, N2O
Gg
Sector Fuente 2000 2005 2010 2015
Total acumulado 2000-2015
Solar 0 48,05 217,62 499,71 2.652,44 Residencial
Biogas 0 95,35 485,85 1.085,14 5.844,38
Solar 0 4,26 25,36 64,67 314,18 Industria
Geotermia 0 2,13 7,25 13,86 88,87
EPAH 0 0 141,93 358,98 1737,90
Eólica 0 0 638,68 2871,87 11419,03
Geotermia 0 0 127,74 107,70 947,23 Centrales Eléctricas
Biomasa 0 0 252,65 426,06 2483,71
Solar 0 20,21 90,13 221,06 1.132,72
Biogas 0 26,76 146,24 348,75 1.806,09 Comercial
Geotermia 0 13,47 57,35 100,48 622,12
Transporte carretero Biodisel 0 171,50 923,01 2.216,68 11.415,00
Geotermia 0 0 8,98 32,10 132,39 Agropecuario
Biodisel 0 43,38 212,10 491,83 2.582,89
Total 0 425,11 3334,89 8838,89 43.178,95
Considerando el total acumulado, la mayor contribución a la reducción de emisión de
CO2 equivalente la realiza la biomasa en general con el 56 %, contribuyendo sólo el
Biodiesel con el 32 %. Sigue la energía eólica con un aporte del 26,5 %, la solar
(térmica más eléctrica) con el 9,5 % y la PAH y la geotérmica (térmica más eléctrica)
con el 4 % cada una.
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10 Tercer Informe : “Mitigación de emisiones-Energías Renovables” – Resumen Ejecutivo
Considerando la generación de electricidad en sistemas centralizados, la eólica
contribuye con el 69 %, la biomasa con el 15 %, los PAH con el 10 % y la geotermia
con el 6 %.
Se calculó el costo incremental de emisiones evitadas para el caso de generación de
electricidad en Servicio Público, obteniéndose un valor de 11 US$/t para una tasa del
VPN del 10 %. Si se toma sólo el costo de operación y mantenimiento de las centrales
convencionales en los primeros años cuando se reemplazan éstas, el costo incremental
aumenta a 62US$/t.
El VPN de las inversiones y O&M en FNRE renovables es de 1.046 millones de US$.
El VPN de los costos de los sistemas convencionales (inversión y O&M) es de 964
millones US$. Luego el monto total en que se incrementa el costo de las inversiones
para lograr el ahorro de CO2 equivalente propuesto es de 82 millones de US$, el 7,8
% de la inversión en renovables.
El valor actual del CO2 equivalente (10 US$/ton) evitado, comercializado a través de
MDL es consistente con el valor calculado anteriormente (11US$/ton) y da un valor
descontado para las emisiones evitadas en el sector de transformación de energía
cercano a los 74 millones de US$.
De la información disponible se identificaron interesados en la generación de energía
eléctrica o térmica a partir de energías renovables que puedan implementar los
proyectos propuestos, si bien la posibilidad de que se pueda concretar los mismos está
muy fuertemente ligado a que se sanciones leyes de apoyo a las FNRE que impulsen
su aprovechamiento e incentiven, a través de apoyo económico, tanto a los posibles
usuarios cuanto a los proveedores de tecnología y las empresas interesadas en instalar
y operar los sistemas.
En relación a la posibilidad de .propuesta de convenios o acuerdos marco que permitan
la transferencia del conocimiento de organismos nacionales o provinciales a la
actividad privada o municipal es fundamental la sanción de una Ley Nacional
Especial, con adhesión de todas las Provincias, para las FNRE, elaborada en base a los
resultados de un Estudio Energético Integral, en el marco de la Planificación
Energética. A partir de ello podrán realizarse convenios marco que involucren a la
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11 Tercer Informe : “Mitigación de emisiones-Energías Renovables” – Resumen Ejecutivo
actividad privada en la implementación y puesta en marcha de los proyectos con
FNRE que, seguramente, serán rentables si se incorpora en las evaluaciones el valor de
las externalidades positivas y negativas de cada FNRE y de cada FnoRE.
Finalmente se analizan posibles medidas de promoción cubriendo subsidios para los
distintos estados: investigación, desarrollo, demostración y comercialización,
subsidios temporales para cubrir la diferencia de costo entre la FNRE y las opciones
convencionales más económicas, reducción de impuestos y generación de incentivos a
los proveedores de FNRE, regulación cubriendo ambos proveedores y usuarios de
FNRE, obligatoriedad de hacer estudios comparativos de proyectos con energías no
renovables y renovables para provisión de energía.
Se discute la necesidad de realizar proyecto de demostración comercial,
considerándose que sólo para el caso de centrales de generación de electricidad con
biomasa leñosa se justifica el desarrollo del mismo.
Como resultado del presente estudio se dispone de una cartera de proyectos de
aplicación de las FNRE con criterio realista que pueden ser concretados en los
próximos 10 años, con identificación de las tecnologías, sus costos y los lugares de
posible instalación, así como los interesados en participar de los mismos. La potencia
total del conjunto de instalaciones propuestas para la generación de electricidad es de
3.607 MW, considerando sistemas centralizados y sistemas dispersos, el 15,6 % de la
potencia total actualmente instalada. Aplicaciones térmicas de la energía solar
(cocinas, calentadores de agua, edificios bioclimáticos), biomasa (cocinas a leña) y
geotérmica (uso sanitario, calefacción domiciliaria, invernaderos, cría de peces, uso
industrial y derretimiento de nieve), así como generación de biogas y biodisel se
propone para las diferentes regiones del país donde cada fuente presenta mayor
recurso.
En lo referente a la prioridad en el desarrollo de las FNRE desde el punto de vista del
CO2 equivalente evitado, es clara la importancia de priorizar la biomasa, en particular
el biodisel, siguiendo en orden de importancia la energía eólica. Estas dos fuentes
contribuyen con el 88 % a la reducción de CO2 equivalente. El aprovechamiento de
la energía solar sigue en orden de importancia, tomada en conjunto la conversión
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12 Tercer Informe : “Mitigación de emisiones-Energías Renovables” – Resumen Ejecutivo
térmica y la fotovoltaica. Finalmente, las energías de Pequeños Aprovechamientos
Hidroeléctricos y Geotérmica, esta última tomado en conjunto sus aplicaciones
térmicas como eléctricas, tienen un peso equivalente.
Si se analiza solamente la producción de electricidad en sistemas centralizados, y
siempre desde el punto de vista del CO2 equivalente evitado, se debe dar prioridad al
desarrollo de la energía eólica, mientras que las otras tres fuentes (biomasa, PAH y
geotérmica) tienen una contribución parecida, pero decreciente según el orden listado.
Cabe mencionar que si bien desde el punto de vista del CO2 equivalente evitado la
conversión fotovoltaica aplicable a zonas remotas no tiene un gran peso, desde el
punto de vista social debe darse importancia a su desarrollo, así como otras
tecnologías que permiten el uso de las energías renovables en pequeña escala.
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1 Executive Report
EXECUTIVE REPORT
In order to select projects, programs, measures and actions aimed at mitigating
greenhouse-gas (GHG) emission through the use of new and renewable sources of
energy (NRSE), different factors were taken into consideration:
Ø availability of energy resources in the appointed areas; the energy demand in
such places and/or the existence of regional grids (linking these areas to
surrounding ones);
Ø availability of necessary equipment and infrastructure of O&M in the area, and
how accessible these are in order to grant the successful implementation and
continuity of the project;
Ø cost-effectiveness evaluation of the programs, projects and initiatives;
Ø economic and financial feasibility by means of the Clean Development
Mechanism and other similar programs;
Ø and several environmental aspects.
Considering the above mentioned factors, projects that could be implemented within
10 years were selected. The fact that these projects were within a legal framework that
supports NRSE and introduces measures to promote them among potential users and
technology suppliers was also taken into account. In all of them was considered the
cost of the equipment and, depending on the application, the cost of the generated
kWh.
The contribution to the distributed generation of electricity and the development of
high-capacity power stations to be connected to the regional or national grids have
been evaluated for the utilization of Wind Energy. The PERMER involves the
installation of 2,000 wind home systems (WHS) in rural areas of Chubut, these would
cover the electricity needs of 8.000 people approximately. The estimated total
installed capacity is 900 kW. The program will be launched with a pilot test phase
which involves 115 equipments in rural areas known as “Pocitos de Quichaura” native
settlement and “Costa del Ñorquinco”.
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2 Executive Report
As regards wind-farms, six projects, that had been thoroughly studied before 2001 but
were not implemented due to currency devaluation, have been identified. These
projects would add a total capacity of 317 MW with 1.090.632 MWh/year generation.
In addition to this, six projects within the Wind-Energy National Strategic Plan with a
total capacity of 380 MW and a yearly generation of 1.296.480 MWh have been
identified. All these projects have precise location, estimated implementation and
generated energy costs, and companies interested in their development. There are
other six projects which amount to 1.200/1.400 MW and an electricity generation of
4.313.000/5.000.000 MWh/year. The location and potential interested parties for
these projects are less certain though the implementation and generation costs have
been estimated.
Summing up, the proposed wind-energy projects give a total capacity of 1,898 to
2,098 MW to be installed with an approximate generation capacity of 6,821,450 to
7,510,223 MWh/year.
As regards small-scale hydro-electric systems (SSHES), the three market segments
that use energy generated by them were analyzed: single homes, disperse settlements
and settlements connected to the national grid. For the first segment, 1,000 SSHES of
25kW each could be installed which would amount to 25,000 kW and would produce
an annual generation of 109,500 MWh. Four projects to supply energy to disperse
settlements were identified with a total capacity of 8,400 kW and a potential annual
generation estimated in 52,619 MWh. As regards SSHES applications connected to
the national grid, four projects were singled out. They amount to a capacity of 1,300
MW and an annual generation potential of 98,164 MWh. All the specific features plus
the implementation and generations costs for each of these projects have been studied.
In addition to this, a list of 90 feasible projects involving the installation of SSHES is
provided specifying the name of each project, river, province, water flow, capacity,
annual energy and generation cost. All this projects have a total capacity of
129,749 kW and an estimate annual generation of 758,142 MWh/year but should be
checked within the current conditions and some of them should be further studied to
prioritize their implementation.
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3 Executive Report
Regarding solar thermal conversion, the utilization of solar water-heaters has been
suggested in areas where LPG is being used. Offering incentives and launching
campaigns to promote awareness on the advantages of these systems will be crucial to
grant the implementation of them in Argentina. One of the main constraints nowadays
is the high initial cost of the equipment ; therefore it will be necessary to finance their
purchase. Considering the actual situation in Argentina 0.05 m2 of solar collectors per
person could be installed by 2015. This would imply, at the most, that there would be
1.8 million square meters of solar collectors by then, achievable at a rate of 180,000
m2 a year. At the present cost, an investment of 770 million US$ has been estimated,
resulting in savings of about 250,000 tons/year in LPG consumption.
The use of parabolic concentrator solar-stoves is also suggested for domestic,
residential and school use. Its implementation applies to sunny regions such as those
in the Andes area and sub-andean valleys of Argentina (Salta, Jujuy, Tucumán,
Catamarca, La Rioja, San Juan, Mendoza Provinces). Considering that the population
living in these areas is 10% of the total of the above mentioned provinces, around
460,000 people could be using solar stoves. If the average family is made up by 5
members, the project would involve the installation of 92,000 stoves. Therefore 9,200
stoves a year should be set up if the full implementation is to be completed by 2015.
As regards community use of solar stoves, about three thousand resident ial-schools
were surveyed in the area. But if the use of stoves in community diners and other
enterprises is included a total number of 6,000 stoves should be installed.
Furthermore a project to build solar houses is also submitted. Passive solar systems
would be mostly used in these houses, through proper use of windows, greenhouses,
solar collection walls and other devices. The study of the solar saving fraction, which
is a function of the collection area and the thermal load, done by standard
methodology indicates that the solar systems could cover 70% of the total thermal
load. The rest should be covered by ancillary heat. Several solar buildings have been
built in Argentina; however, there is no consistent effort to achieve a massive use of
this resource. Therefore it will be necessary to take action on building regulations and
on implementing the necessary changes in existing buildings.
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4 Executive Report
When analyzing the utilization of solar energy photovoltaic conversion it was
certain that in Argentina the isolated demand widely exceeds the supply. This demand
is not likely to be met within the next 10 or 15 years through the extension of
distribution grids due to the high investment costs in relation to the low consumtion
level of potential users and their low incomes. The photovoltaic market evolution was
estimated assuming that all solar home systems (SHS) to be installed would aim at
satisfying isolated demands, which involves the disperse rural market with lower
incomes, the rural market in areas of intensive rural production and professional uses
of power supply systems as communication systems, data transmission and
monitoring, and gas pipeline and oil pipeline cathodic protection. PERMER concludes
next year and, although it does not cover all the above mentioned applications, it gives
a significant impulse to increase the use of photovoltaic systems. Assuming that the
implementation of PERMER II or a similar program is feasible it is possible to
estimate an increase of a 20% per year in the photovoltaic market within the next 10
years which amounts to an installed capacity of 48.3 MW by the year 2015, generating
73,450MWh/year.
With reference to the use of energy from biomass, firewood biomass has been
considered on the one hand and its use was suggested for the generation of electricity
by means of 8 plants throughout a period of ten years, with a maximum capacity of 8.5
MW each, at a work rate of 7,000 h/year, consuming 142,100tons/year of firewood
and sawmill residues, the estimate electricity generation would be 59,500 MWh in
each plant. Three plants should be installed in Chaco, 2 in Santiago del Estero, 2 in
Formosa and 3 in Salta. The use of this fuel in stoves, with an efficiency of 80%, has
been suggested as well in the provinces where this resource is widely available like
Chaco, Corrientes, Jujuy, Formosa, Misiones, Salta, Santiago del Estero and Tucumán.
Three hundred stoves could be installed in that period.
On the other hand the generation of biogas is mentioned, as a means of using manure
and sanitary filling, more specifically, a town sanitary filling located in Villa
Dominico (Partido Avellaneda, in the province of Buenos Aires): 290 hectares where
40 million tons of waste have been deposited during the past 26 years.
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5 Executive Report
Finally, the use of mixtures of bio-diesel (such as B20, a mixture of 20% bio-diesel
and 80% diesel oil) is analyzed. To satisfy the actual demand for freight vehicles with
B20 bio-diesel obtained from soy oil, 9.76 million tons of soy would have to be milled
annually. Presumably, the development of bio-diesel production could take place by
using the unused 16% of the total milling capacity of the industrial sector -28 million
tons/year- satisfying 42% of the potential bio-diesel B20 demand.
The use of geothermal energy was studied in projects involving high and low
enthalpy reservoirs.
The only geothermal field studied (pre-feasibility level) for electricity generation is in
Copahue, Neuquén, the assessment revealed that the power-station could generate 30
MW which would be connected to the national electricity grid. This station could be
operating by 2010 generating 199,730 MWh/year, assuming an average capacity factor
of 76%. The cost of a power station with this capacity is between 30 and 35million
US$, this sets the kWh value between 0.03 and 0.05 US$ depending on the financial
assumptions.
The remaining high enthalpy geothermal fields should be more deeply studied in order
to estimate their potential therefore they would not be usable within the next ten years.
As regards low enthalpy developments different applications were considered, such as
sanitary uses, home-heating, greenhouses, fish hatchery, industrial uses, and snow
melting. The flow used for balneotherapy has not been taken into consideration since it
could not be replaced by the use of any other source of energy of fossil origin. The
present installed capacity could be trebled in the next ten years, leading to a ~200
MWt capacity and an annual energy generation of ~700,000 MWht.
For the analysis of GHG emission mitigation due to the implementation of the above
mentioned projects the model used was LEAP (Long-Range Energy Alternatives
Planning System) model developed by the Stockholm Environment Institute – Boston
Center at the Tellus Institute. Two scenarios were considered: Base and Mitigation.
The projection was made by considering the consumption of sectors and sub-sectors
for the two scenarios where the penetration of the use of NRSE was feasible. The
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6 Executive Report
penetration of each source is estimated considering the level of use in the submitted
projects and transferred to the LEAP.
The Base or Referential scenario was constructed from the report Prospectiva 2002
issued by the National Energy Secretariat since this is the only official data with any
mid-term or long-term projections covering the 2003-2012 time span.
Data for Base Year 2000 was taken from the Energy Balance 2002 and for the
scenario years 2005 and 2010 the guidelines provided by the Energy Secretariat in its
Prospectiva 2002 were followed in all aspects concerning generation offer, electricity
imports and exports, distribution of power stations that will be operating in the
mentioned period, and oil and gas reserves. For the end-year, the 2005-2010 trend was
followed. The socio-economic scenario was build up following the guidelines
provided by the Ministry of Economy and Production, and assuming that current the
macro-economical context will be the same. The sectors share of the product is based
on our own estimations that take into consideration all the sectors that encourage
global development
For the Base and Mitigation scenarios the evolution of the distribution of energy
consumption in each sector is presented and for each sector the different sources of
energy are detailed throughout the period 2005-2010 providing the values for scenario
years 2005 and 2010 as well. In both cases, the power stations added between the
scenario years and the requirements of primary energy are also indicated.
The evolution of GHG emission is calculated in both scenarios resulting from the
assessment of the Energetic Scenario and the Socio-economic Scenario. Emissions are
estimated in each sector and for each source considering the six gases , CH4, N2O,
NOx, CO, VOCEM (volatile organic compounds except methane). There are tables
illustrating differences in emissions in each sector and for each source. In both
scenarios the emissions of CO2 biogenic are stated separately. Values are higher in the
Mitigation scenario since the contribution of biomass in public power generation
plants, and other sectors has been taken into account.
If non biogenic CO2 emissions are compared in both scenarios the reduction observed
by the scenario years is 0.34% for 2005, 2.07% for 2010 and 4.65% for 2015.
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7 Executive Report
Finally, the difference between emissions in the Base scenario and emission
Mitigation scenario is summarized in terms of percentages of CO2 eq.
In conclusion, for each of the gases considered, the emission cumulative total in the
Mitigation scenario is smaller than that in the Base scenario. Nevertheless, for all the
gases other than not biogenic CO2 the emissions of the public service stations to the
biomass make a positive contribution to the emissions of the Mitigation scenario in
comparison to the Base scenario
In terms of CO2 eq., the Mitigation scenario emissions are lower than those in the Base
scenario. The most important contribution (60% reduction by 2015) to lessening the
emissions is achieved by substituting natural gas in turbo-steam (TS) and turbo-gas
(TG) public-service stations and, to a lesser extent, in residential, commercial, service
and public areas. The substitution of diesel fuel for bio-diesel also makes a big impact
on emission reduction, leading to a 33% in the total reduction of emissions by 2015.
The following table shows CO2 non-biogenic, CH4 and N2O emission cumulative
total.
CO2 no biogénico, CH4, N2O emission cumulative total variation between scenarios through the 2000-2015 period
Emission cumulative total
2000-2015 GHG
Gg Gg CO2eq
CO2 42,738 42,738
CH4 2.16 45.37
N2O 1.28 395.52
According to the present value of CO2 (10 US$/ton) marketed through the MDL, the
CO2 sale could ammount to 427million US$ which could contribute to the
profitability of those projects concerning grid electricity-generation.
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8 Executive Report
The following table summarizes the contribution to the reduction of CO2 eq. (CO2
non-biogenic+21CH4+310N2O) in each sector and for each source according to the
NRSE projects submitted.
Avoided Emissions of CO2 equivalent
Gg
Sector Source 2000 2005 2010 2015
Cumulative total
2000-2015
Solar 0 48.05 217.62 499.71 2,652.44 Residential
Biogas 0 95.35 485.85 1085.14 5,844.38
Solar 0 4.26 25.36 64.67 314.18 Industrial
Geothermal 0 2.13 7.25 13.86 88.87
SSHES 0 0 141.93 358.98 1737.90
Wind 0 0 638.68 2871.87 11419.03
Geothermal 0 0 127.74 107.70 947.23 Power-stations
Biomass 0 0 252.65 426.06 2483.71
Solar 0 20.21 90.13 221.06 1132.72
Biogas 0 26.76 146.24 348.75 1806.09 Comercial
Geothermal 0 13.47 57.35 100.48 622.12
Road Transport Bio-diesel 0 171.50 923.01 2216.68 11415.00
Geothermal 0 0 8.98 32.10 132.39 Farm
Bio-diesel 0 43.38 212.10 491.83 2582.89
Total 0 425.11 3334.89 8838.89 43175.95
Considering the cumulative total, the greatest contribution to CO2 eq. emission
reduction is achieved by the use of biomass (56%), whereas the use of bio-diesel
results in a 32% reduction. Wind energy follows with a 26.5% contribution to the
reduction and 9.5% for solar energy (thermal plus electric), SSHES and geothermal
energy (thermal plus electric) cause an emisión reduction of 4% each.
Taking into account electricity generation in centralized systems, an emission
reduction of 69% is accomplished by using wind energy, 15% by using biomass, 10%
through the use of SSHES and 6% through geothermal energy.
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9 Executive Report
The incremental cost of avoided emissions was estimated for Public service electricity
generation in around 11 US$/t for a 10% NPV rate. If only the operation and
maintenance cost of conventional power-stations is considered during the first years of
their replacement, the incremental cost raises to 62 U$S/t.
The VPN of the investment on renewable energies, including O&M costs, is 1,046
million US$. The VPN of the costs of conventional systems (investments and O&M)
is of 964million US$ therefore the total increase in the cost of investments to achieve
the suggested reduction of CO2 equivalent is of 82 millionUS$, 7.8% of the
investment in renewables.
The present value of avoided CO2 equivalent (10 US$/ton), marketed through the
MDL is consistent with the previously estimated value (11US$/ton) which gives a
total for avoided emissions in the energy-transfomation sector of almost 74million
U$S.
From available data, parties interested in electric and thermal power generation from
NRSE have been singled out and their means to implement them has been studied.
However, the implementation of the projects is subjected to the passing of laws to
support, encourage and provide incentives for the use of NRSE to potential users,
technology suppliers and companies interested in installing and operating these
systems.
As regards the possibility of signing agreements to facilitate the flow of information
and knowledge from national and provincial entities to municipal or private entities, a
National Law should be passed, and all provinces should sign in/adhere to it. This
would be a starting-point for making agreements with the private sector interested in
the implementation and setting up of of NRSE projects which would certainly be
profitable if the value of positive and negative externalities of each NRSE and non-
RSE is stated in their assessment.
Finally, a variety of measures to promote the use of NRSE are analyzed. These
measures cover different stages: research, development, marketing, temporary
subsidies to cover cost differences between NRSE and conventional options, tax-
reduction, and incentives for suppliers, regulations that apply to suppliers and users,
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10 Executive Report
and compulsory comparative studies of projects that involve non-RSE and NRSE for
energy supply.
The need to carry out a commercial demonstration project is being currently studied
due to the fact that the installation power stations for electricity generation from
firewood biomass justifies their development.
As a result of this survey, a portfolio of feasible projects was put together. These
projects could actually be carried out within the next ten years. Technologies have
been identified, costs and locations for their development have been analyzed and
interested parties have been singled out. The total capacity of the set of proposed
installations for electricity generations amounts to 3,607MW (including isolated
systems and centralized systems ), 15.6% of the present total installed capacity.
Thermal applications of solar energy (stoves, water heaters, solar buildings, biomass
(firewood stoves) and geothermal (sanitary uses, home-heating, greenhouses, fish
hatchery, industrial uses, and snow melting), as well as bio-gas and bio-diesel
generation is suggested for the different regios depending on the availability of the
resources..
As regards the development of NRSE with respect to the avoided CO2 equivalent, it is
clear that the use of biomass should be prioritized, especially bio-diesel, and wind
energy should follow, these two sources contribute to an 88% reduction of CO2
equivalent. The use of solar energy comes next, it includes thermal conversion and
photovoltaics. Finally, SSHES and geothermal energy and its thermal and electric
applications have similar weight..
If electricity generation is analyzed solely, wind energy should be prioritized, whereas
the other sources (biomass, SSHES and geothermal) make similar contributions
(decreasing as listed above).
It is worth mentioning as regards avoided CO2eq that photovoltaic conversion in
remote locations is not very relevant, although from the social point of view its
development is very important as well as other technologies that make use of
renewable energies in small scale.
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i Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
I N D I C E
1. Acrónimos, Abreviaturas y Unidades 1
2. Criterios relevantes para establecer proyectos. 3
3. Propuesta de proyectos de uso de FNRE 4
3.1. Energía Solar 4
3.1.1. Conversión Fototérmica 4
3.1.1.1. Proyecto de colectores solares planos calentadores de agua 4
3.1.1.2. Proyecto de cocinas solares 8
3.1.1.3. Proyecto de viviendas solares 14
3.1.2. Conversión fotovoltaica. 16
3.2. Energía Eólica 24
3.2.1. Sistemas distribuidos 24
3.2.1.1. PERMER 24
3.2.2. Parque eólicos 26
3.2.2.1. Parques eólicos proyectados antes del año 2001. 26
3.2.2.2. Plan Estratégico Nacional de Energía Eólica 35
3.2.2.3. Otros Proyectos 44
3.3. Energía de Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos 48
3.3.1. Generadores Hidroeléctricos de tipo domiciliario 48
3.3.2. Suministro eléctrico de localidades aisladas por medio de PAH 49
3.3.3. PAH conectados al Sistema Interconectado Nacional 59
3.3.4. PAH destinados a la generación de Hidrógeno 71
3.4. Energía de Biomasa 71
3.4.1. Propuesta de proyectos de uso de biomasa leñosa 73
3.4.1.1. Generación de energía eléctrica. 76
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ii Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
3.4.1.2. Para usos calóricos. 80
3.4.1.3. Biogás. 84
3.4.1.4. Biodiesel. 88
3.5. Energía Geotérmica 92
3.5.1. Generación de electricidad. 92
3.5.2. Aprovechamientos de baja entalpía 92
4. Estudio de mitigación del cambio climático por empleo de FNRE 94
4.1. Escenario de Base 96
4.1.1. Escenario Base o Referencia Energético 96
4.1.2. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Escenario Base 105
4.2. Escenario de Mitigación 108
4.2.1. Escenario energético 108
4.2.2. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Escenario de Mitigación 115
4.2.3. Valorización de las emisiones evitadas y costos incrementales 135
4.3. Conclusiones y Recomendaciones 137
5. Identificación de interesados en la generación de energía eléctrica o térmica a
partir de energías renovables que puedan implementar los proyectos propuestos 138
6. Propuesta de convenios o acuerdos marco 143
7. Análisis de medidas de promoción 143
7.1. Subsidios para los distintos estados: investigación, desarrollo, demostración y
comercialización. 143
7.2. Subsidios temporales o créditos blandos para cubrir la diferencia de costo
entre la FNRE y las opciones convencionales más económicas. 144
7.3. Reducción de impuestos y generación de incentivos a los proveedores locales
de FNRE. 145
7.4. Obligatoriedad de hacer estudios comparativos de proyectos con energías no
renovables y renovables para provisión de energía. 145
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iii Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
8. programas de demostración comercial 145
9. ANEXOS 1
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Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
AUTORES
Nombre Teléfono Mail
Dr. Jaime B. A. Moragues 11-4785-7106 [email protected]
Ing. Alfredo T. Rapallini 299-446-5637 [email protected]
Dr. Luís Saravia Mathon 387-425-5424 [email protected]
Ing. Héctor Fernando Mattio 2965-48-1572 [email protected]
Ing. Carlos Fórmica 221-471-6973 [email protected]
Ing. Guillermo Gallo Mendoza 11-4372-5190 [email protected]
COLABORADORES
Nombre Tema
Lic. Abel Pesce Energía Geotérmica
Lic. Gustavo Nadal Programa LEAP
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1 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
1. ACRÓNIMOS, ABREVIATURAS Y UNIDADES
AR = Argentina
BEN = Balance Energético Nacional
BIRF = Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento
BM = Banco Mundial
COP = Conferencia de las Partes
CREE = Centro Regional de Energía Eólica
ENRE = Ente Nacional Regulador de la Electricidad
EPEN = Empresa Provincial de Energía del Neuquén
EPH = Encuesta Permanente de Hogares
ET = Estación de Transformación
FNRE = Fuentes Nuevas y Renovables de Energía
FPC = Fondo Prototipo de Carbono
FV = Fotovoltaico
GEF = Fondo para el Medio Ambiente Mundial
GEI. = Gases de Efecto Invernadero
GLP = Gas Licuado de Petróleo
GJ = Giga (109) Joule
GW = Giga Watt
Ha = Hectárea
HºAº = Hormigón Armado
Hz = Hertz
INVAP = Investigación Aplicada S.E.
IMPSA = Industria Mecánica Pescarmona S.A.
INDEC = Instituto Nacional de Estadística y Censo
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2 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
INTA = Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria
IVA = Impuesto al valor agregado
kWh = kilo Watt hora = mil Watt hora
kWp = kilo Watt pico
LEAP = Long-Range Energy Alternatives Planning System
MDL = Mecanismos de Desarrollo Limpio
MEM = Mercado Eléctrico Mayorista
MJ = Mega (106) Joule
MW = Mega Watt
MWh = Mega Watt hora = Millón de Watt hora
MWt = Mega Watt térmico
O&M = Operación y Mantenimiento
PAH = Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos
PERMER = Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales
PyMES = Pequeña y Mediana Industria
PJ = Peta (1015) Joule
SED = Sistemas eólicos domiciliarios
t = Toneladas
Tg = Tera (1012) gramos
US$ = Dólares de Estados Unidos
WHS = Wind Home Systems
Wp = Watt pico
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3 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
2. CRITERIOS RELEVANTES PARA ESTABLECER PROYECTOS.
Para la selección de los proyectos, programas, medidas y acciones orientadas a mitigar
las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a través de la utilización de fuentes
nuevas y renovables de energía (FNRE) se tuvieron en cuenta los siguientes criterios.
1. Disponibilidad de recurso del energético seleccionado en la zona donde se
realizaría el proyecto. Para ello se parte de la información disponible [1], sin
realizar estudios adicionales. En los casos en que la información sea poco
confiable o insuficiente en alguna región en particular, se señalará la necesidad de
realizar mediciones o estudios complementarios
2. Demanda de energía en la zona donde se realizaría el proyecto o existencia de
redes de conexión con otros centros de consumo. Esto incluye la demanda actual
con un crecimiento adecuado estimado, o un programa de desarrollo regional que
asegure dicha demanda. Se requiere disponer de información sobre los tipos de
energía requerido (eléctrico y térmico) y si es posible por tipo de uso (iluminación,
calefacción, cocción, provisión de agua, uso productivo, etc), en cada zona en
función de las necesidades de los usuarios.
Se evalúa la adecuación y eficiencia del sistema propuesto para la satisfacción de
las necesidades prioritarias de los usuarios, así como la flexibilidad del mismo
para adaptarse a nuevos usos y niveles de consumo.
Se analiza la contribución del tipo de tecnología a la resiliencia o capacidad de
adaptación de las comunidades a la misma.
3. Disponibilidad y accesibilidad en el mercado de equipos necesarios para la
concreción y continuidad del proyecto. Es importante tener en cuenta el riesgo de
obsolescencia de la tecnología en cuestión.
[1] La identificación de los proyectos tiene en cuenta los resultados obtenidos en el “Análisis de la disponibilidad de datos del mercado y de los recursos energéticos de las fuentes nuevas y renovables de energía” que se realizó en la etapa anterior (Segundo Informe) y por lo tanto la lista que se propone estará sujeta a los mismos.
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4 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
4. Disponibilidad y accesibilidad de infraestructura de O&M en la región. Esto es
muy importante dado que de ello depende el éxito y la continuidad del proyecto y
por ende el efecto de demostración en la zona.
5. Costo-efectividad de los programas, proyectos e iniciativas para disminuir las
emisiones de GEI.
En lo referente al costo de la energía producida por la FNRE en sistemas
conectados a redes o miniredes, se comparará el mismo con los costos de los
sistemas de generación que se reemplazan.
Para sistemas aislados la comparación se realiza sobre el costo del ciclo de vida de
los equipos y no sobre el valor de la energía resultante.
6. Viabilidad económica y financiera a través de la utilización del Mecanismo de
Desarrollo Limpio y otros programas.
7. Diversos aspectos ambientales.
3. PROPUESTA DE PROYECTOS DE USO DE FNRE
3.1. ENERGÍA SOLAR
3.1.1. Conversión Fototérmica
3.1.1.1. Proyecto de colectores solares planos calentadores de agua
Introducción
La energía solar puede ser utilizada para el calentamiento de agua a temperaturas del
orden de los 60 °C. Esta agua tiene múltiples usos:
a) A nivel familiar se usa para satisfacer necesidades familiares tales como higiene de
las personas, lavado de pisos, lavado de ropa, lavado de equipo de cocina, etc. Esta
es una necesidad básica de una familia en toda Argentina. Para una familia de
clase media típica se consume actualmente unos 40 litros por persona diarios, es
decir, unos 200 litros por familia.
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5 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
b) El agua caliente tiene consumos concentrados mayores en relación con usos
turísticos tales como el agua caliente para hoteles. También existe un
requerimiento fuerte relacionado con hospitales y sanatorios.
c) También tiene usos industriales. Un uso típico es el de limpieza en tambos y otros.
establecimientos relacionados con la actividad agropecuaria
En la actualidad el combustible utilizado puede ser: gas natural, gas de garrafa (GLP),
energía eléctrica o leña.
En las zonas urbanas de Argentina actualmente se usa preferentemente el gas natural
distribuido por cañerías. El precio es bajo debido a las políticas que subsidian el precio
del gas natural. El suministro de gas natural no cubre todas las zonas urbanas,
pudiéndose estimar que en grandes líneas solo se abastece el 50 % de la población.
El resto de la demanda urbana se provee básicamente con gas de garrafa a precios
muchos más altos.
En las zonas rurales el uso de gas natural es prácticamente nulo por la ausencia de
redes de distribución. Un sustituto habitual es el gas de garrafas a costo mucho más
caro y en algunos casos con dificultades de provisión. En algunas de estas zonas se
utiliza la leña u otros desechos agrícolas. En zonas rurales áridas el problema de
provisión se complica por la falta de leña.
Calentador solar
El sistema de calentamiento solar de agua típico consta de :
1) Colectores solares planos orientados al norte con una inclinación que depende de
la latitud del lugar.
2) Un acumulador de agua caliente para cubrir el uso fuera de las horas de sol y unos
días en caso de no haber sol disponible.
3) El movimiento de agua entre colectores y acumulador se realiza en los sistemas
pequeños (viviendas familiares) por convección natural. En sistemas mayores
(hoteles, hospitales, etc) se realiza con bombas de agua
4) Un regulador para el encendido de la bomba si ésta se usa de acuerdo a la
radiación y agua caliente disponible.
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6 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
5) Un calentador auxiliar con energía convencional para los días nublados en que no
se disponga de agua caliente solar.
Los colectores calentadores de agua usan un acumulador de agua con capacidad para
un par de días que permite el uso del equipo en la mayor parte del país sin problemas.
El recurso solar en el país es suficiente en la mayor parte de la superficie nacional si
los colectores son inclinados con un ángulo dependiente de la latitud. En regiones con
la mayor disponibilidad solar se puede abastecer del orden del 85 por ciento de la
demanda y en las zonas con disponibilidad solar media se puede abastecer el 70 %
Tecnología disponible en el país.
La tecnología necesaria es sencilla y se puede construir en el país sin problemas.
Actualmente existen algunas fábricas que son pequeñas debido a que la demanda está
muy limitada.
El sistema típico para viviendas familiares tiene 2 m2 de colector solar plano y un
tanque de 200 litros para el agua caliente. Eso suministra 40 litros diarios de agua
caliente por persona en una familia con 4 integrantes, lo que constituye un consumo
típico en la actualidad.
El costo actual de este sistema en el país es de unos $ 2.500 (US$ 850), que resulta ser
menor que el costo internacional.
Energía producida y reemplazo de combustibles
Si el colector se orienta en forma correcta la radiación solar diaria es bastante
uniforme en una zona extensa del país en la que se encuentra la mayor parte de la
población actual. Se puede estimar en unos 18 MJ promedio por día y por metro
cuadrado de colector. La eficiencia de colección promedio está en el orden del 60 %
por lo que la colección promedio anual por metro cuadrado de colector será de
3.900 MJ.
Esta energía es capaz de calentar unos 80 litros de agua caliente de 20 °C a 55 °C por
metro cuadrado.
Si esta energía fuese generada con gas utilizando quemadores con 70% de eficiencia
se necesitarían 140 kg de gas por año y por metro cuadrado de colector.
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7 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Si se usa gas envasado a $ 3 el kg, se estará ahorrando unos $ 420 anualmente por
metro cuadrado. La compra de un sistema típico de 2 metros cuadrados se amortiza
después de 3 a 4 años de uso. En el caso de uso de energía eléctrica se obtiene un valor
similar. En cambio, si se usa gas natural la amortización lleva un tiempo en el orden de
los 12 años.
Demanda futura
La demanda actual de colectores solares es muy pequeña debido a varios factores a
pesar de que las cifras anteriores muestran que la recuperación del capital de inversión
se realiza en un tiempo muy conveniente si se reemplaza el uso de gas envasado. Entre
ellos se pueden mencionar el costo alto de la inversión inicial, el bajo costo del gas
natural que se vende con un alto subsidio, la falta de difusión de estas nuevas
tecnologías y la falta total de estímulos económicos por parte del gobierno.
En varios países a nivel mundial ya se entiende que el uso de los colectores solares
para calentamiento de agua constituye una ventaja económica en la actualidad tanto
por el costo como por el ahorro de combustibles convencionales que conlleva su uso.
En algunos, como ser Israel, el uso de los colectores solares para agua caliente es
obligatorio.
En otros, como ser la comunidad Europea, se aplica una política fuerte de incentivos
para aumentar su uso. En Chipre donde se han instalado calentadores solares que
cubren el 85% de las necesidades la superficie de colección instalada por habitante es
de En Chipre donde se han instalado calentadores solares que cubren el 85% de las
necesidades la superficie de colección instalada por habitante es de 0,8 m20,8 m2.. Por
ej., en Alemania se entrega un subsidio de 125 euros por metro cuadrado que se
instale. En la actualidad la instalación promedio para toda la Unión Europea es de 0.26
metros cuadrados por persona con una contribución importante de instalaciones
grandes (hoteles, hospitales, etc.).
Para lograr un programa de instalaciones de estos sistemas en Argentina será necesario
la utilización de incentivos y la realización de campañas que hagan conocer las
ventajas de los equipos. Uno de los factores muy limitantes en la actualidad es el alto
costo inicial del equipo por lo que sería importante otorgar financiaciones ventajosas.
Teniendo en cuenta las posibilidades reales de aplicar estas políticas en la Argentina,
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8 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
se estima que se podría llegar a un valor de 0,05 m2 por persona instalados para el año
2015. Esto implica la existencia de 1,8 millones de metros cuadrados de colectores en
el país para esa época, lo que se lograría mediante la instalación de 180.000 metros
cuadrados anualmente. Si se mantienen los costos actuales, ello implica una inversión
de unos 770 millones de dólares, con lo cual se lograría un ahorro en el consumo de
GLP del orden de las 250.000 toneladas anuales.
3.1.1.2. Proyecto de cocinas solares
Introducción
La energía solar puede ser utilizada para la cocción de alimentos, ya sea por medio del
hervido de la misma a 100 °C o por horneado a temperaturas mayores en el orden de
los 200 °C.
La tecnología de concertadores solares necesaria para cocción es sencilla y se
construye en el país sin problemas. Actualmente existen algunos talleres pequeños que
atienden la demanda existente, la cual es pequeña. Por ej. el INENCO (Instituto
UNSa-CONICET) fabrica y vende cocinas solares familiares y comunales como las
descriptas en el noroeste argentino.
La cocina, si está bien fabricada, tiene una larga duración si se la mantiene
adecuadamente, cuidando su espejo. El mantenimiento es mínimo y consiste en una
limpieza adecuada de los elementos
En la actualidad el combustible utilizado para cocción es: gas natural, gas de garrafa
(GLP), energía eléctrica o leña.
En las zonas urbanas de Argentina actualmente se usa mucho el gas natural distribuido
por cañerías. El precio es bajo debido a las políticas que subsidian el precio del gas
natural. El suministro de gas natural no cubre todas las zonas urbanas, pudiéndose
estimar que en grandes líneas solo se cubre al 50 % de la población.
El resto de la demanda urbana se provee básicamente con gas de garrafa a precios
muchos más altos.
En las zonas rurales el uso de gas natural es escaso por falta de cañerías. Un sustituto
habitual es el gas de garrafas a costo mucho más caro y en algunos casos con
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9 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
dificultades de provisión. En algunas de estas zonas se utiliza la leña u otros desechos
agrícolas En zonas rurales áridas el problema de provisión se complica por la falta de
leña.
Las cocinas solares necesitan del sol directo, sin interposición de nubes, por lo que son
aconsejables en el caso de regiones soleadas como las que se dispone en la zona
andina y valles subandinos de la Argentina. Estas regiones suelen ser áridas por lo que
no se dispone de mucha leña para la cocción. Esto tiene un efecto medioambiental
fuerte ya que recolección de leña y arbustos produce la deforestación y posterior
desertificación de las zonas cercanas a los pueblos. El uso de las cocinas solares,
además del ahorro energético, tiene efectos beneficiosos en cuanto a evitar la
desertificación en las zonas áridas.
También se evitan problemas de salud provocados por el uso de leña dentro de las
viviendas que emite humos perjudiciales para los pulmones.
El uso de las cocinas en Argentina estará limitado a las regiones soleadas del país, las
que están relacionadas con las zonas andinas y subandinas. Las Provincias
relacionadas se dan en la Tabla 1.
Tabla 1: Provincias en zona Andina y Subandina
Provincia Habitantes
Salta 1.080.000
Jujuy 600.000
Tucumán 1.340.000
Catamarca 330.000
La Rioja 290.000
San Juan 620.000
Mendoza 1.570.000
Total 4.620.000
3.1.1.2.1 Cocinas solares familiares
El presente proyecto está dedicado a la instalación de cocinas solares para uso
familiar.
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10 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Existen diferentes modelos que en términos generales se clasifican en cocinas con
concentrador y cocinas cajas. En este estudio se tomará como referencia una cocina
que tiene un concentrador parabólico de 1.4 m de diámetro con un área efectiva de
colección de 2 m2.
La olla, de color negro y con una cantidad de comida en el orden de los 5 kg se coloca
en el foco de la parábola, por lo que absorbe los rayos solares y se calienta
rápidamente hasta que la comida comienza a hervir. El concentrador está instalado
sobre una base que permite mover el concentrador para que siempre mire al sol. La
cocina está diseñada para que una corrección cada media hora sea suficiente, por lo
que no se coloca un sistema automático de movimiento. Típicamente, 5 kg de guiso
pueden ser cocinados en menos de 2 horas. Si no se pone agua, la olla puede tomar
temperaturas en el orden de los 200 °C, por lo que en su interior se puede hornear (
pan, un pollo, carne, tortas, etc). Esta cocina puede cocinar suministrando la energía
térmica necesaria para familias típicas con unos 5 integrantes.
El costo actual de venta de una cocina concentradora familiar está en el orden de los
$ 550 ( US$ 180) por unidad de 1,2 m2 de área efectiva.
Los otros tipos de cocinas tienen comportamientos similares por lo que el proyecto
que aquí se propone puede ser encarado con ellas, obteniendo resultados similares.
Energía producida y reemplazo de combustibles
Si el concentrador se orienta en forma correcta la radiación solar diaria en días claros
es casi constante en la mayor parte del país, con un valor en el orden de los
1.000 W/m2 sobre una superficie normal al haz incidente. Ello implica que sobre una
superficie de 1.2 m2 se reciban 4.3 MJ por hora. Las cocinas nombradas tienen una
eficiencia del orden del 45 % por lo que la energía que llega a calentar la olla es del
orden de 1.9 MJ por cocina y por hora. Si la misma se usa en forma efectiva durante 7
horas, la energía colectada diariamente será de 13.3 MJ.
Cabe acotar que la cocina es un generador térmico que tiene múltiples usos. Por ej. si
no se usa todo el tiempo para cocción, se puede calentar agua para limpieza.
Si se admite que en un lugar soleado se tienen alrededor de 300 días soleados por año,
la energía aprovechada por la cocina en un año será de 4.000 MJ.
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11 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Si esta energía fuese generada con gas utilizando quemadores con 70% de eficiencia
se necesitan 136 kg de gas por año y por cocina. Si el gas se compra a $ 3 por kg, el
ahorro anual sería de $ 410, con lo cual la compra de la cocina se financia en un
tiempo del orden de un año y medio.
Demanda futura
La demanda actual de cocinas solares es muy pequeña debido a varios factores, a pesar
de que las cifras anteriores muestran que la recuperación del capital de inversión se
realiza en un tiempo muy conveniente. Entre esos factores se pueden mencionar el
costo alto de la inversión inicial, la falta de difusión de estas nuevas tecnologías y la
falta total de estímulos económicos por parte del gobierno.
En varios países a nivel mundial, en este caso con una fuerte proporción de habitantes
con bajo nivel de vida, ya se entiende que el uso de las cocinas solares constituye una
posibilidad de mejorar su estándar de vida y bajar los costos del combustible que
conlleva el uso de sistemas convencionales. Tal es el caso, por ejemplo, de la India y
la China.
Para lograr un programa de instalaciones de estos sistemas en Argentina será necesaria
la utilización de incentivos y la realización de campañas que hagan conocer las
ventajas de los equipos. Uno de los factores muy limitantes en la actualidad es el costo
inicial del equipo por lo que sería importante otorgar financiaciones ventajosas.
Teniendo en cuenta las posibilidades reales de aplicar estas políticas en la Argentina,
se estima que se podría llegar a instalar las cocinas en las zonas soleadas de estas
Provincias, cuya población se puede estimar en un 10 % del total., o sea unas 460.000.
Teniendo en cuenta que una familia típica puede tener 5 personas, se está hablando de
92.000 cocinas, lo que implica una inversión de unos $ 50 millones de pesos, o sea 17
millones de dólares. Se deberían instalar unas 9.200 cocinas por año si se desea
culminar con la instalación en el 2015.
El ahorro de gas envasado sería de 1.250 toneladas por año.
136 kg /año 9200= 1251200 kg = 1.251 t
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12 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
3.1.1.2.2 Proyecto de cocinas solares comunales
El presente proyecto está dedicado a la instalación de cocinas solares para uso
comunal, tales como las que se necesitan en escuelas albergue que atienden varias
decenas de alumnos, comedores comunales para mayores y también la instalación de
estas cocinas para entregar energía a diversos microemprendimientos como ser la
cocción de dulces artesanales, la producción de pan, la pausterización de leche para
producir quesos y otros similares.
En el INENCO (Universidad Nacional de salta-CONICET) se ha desarrollado un
modelo de cocina capaz de atender esta necesidad, que implica la cocción diaria de
cantidades grandes de comida, habitualmente entre 50 y 100 kg por sesión. En este
estudio se tomará como referencia la cocina del INENCO, basada en el uso de
concentradores parabólica con un diámetro de 1.7 m y un área efectiva de 2 m2 cada
uno. Cada colector es capaz de cocinar unos 17 kg de comida por sesión de 3 horas y
se colocarán tantos como sea necesario de acuerdo al número de personas a atender.
En el caso de escuelas pequeñas es habitual colocar dos concentradores. La cocina
puede trabajar en dos formas. En la primera, para el hervido de comidas, se coloca en
el foco una caldera con 3 litros de agua, la que rápidamente comienza a hervir. El
vapor es llevado mediante una manguera para que burbujee en una olla colocada en un
recipiente aislado, que suele tener un tamaño de 50 litros. Si está trabajando más de un
concentrador, las diferentes mangueras con vapor inciden en la misma olla. El
concentrador está instalado sobre una base que permite mover el concentrador para
que siempre mire al sol. La cocina está diseñada para que una corrección cada media
hora sea suficiente, por lo que no se coloca un sistema automático de movimiento. En
la segunda forma, en el foco se coloca un horno vidriado al que entra la radiación solar
llevando el horno a unos 240 °C. La comida a hornear (pan, tortas, carne, etc.) se
coloca en el horno y se cocina en un tiempo del orden de una hora o un poco más. La
cocina con dos concentradores puede típicamente cocinar para unas 50 personas.
El costo actual de venta de una cocina concentradora comunal está en el orden de los
4.500 $ (US$ 1.500) por un sistema con dos concentradores, las calderas y hornos,
mangueras y el recipiente aislado para la olla.
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13 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Las zonas andinas y subandinas de la Argentina son las más propicias para esta
utilización. Los estudios realizados muestran que existen en la región en el orden de
3.000 escuelas albergue.
Energía producida y reemplazo de combustibles
Los cálculos que se realicen a continuación están referidos a una cocina comunal con
dos concentradores.
Si el concentrador se orienta en forma correcta la radiación solar diaria en días claros
es casi constante en la mayor parte del país, con un valor en el orden de los 1000
vatios por metro cuadrado sobre una superficie normal al haz incidente. Ello implica
que sobre una superficie de 4 metros cuadrados (dos colectores) se reciben 14,4 MJ
por hora. Las cocinas nombradas tienen una eficiencia del orden del 45 % por lo que la
energía que llega a calentar la olla es del orden de 6.5 MJ por cocina y por hora. Si la
misma se usa en forma efectiva durante 7 horas, la energía colectada diariamente será
de 45,5 MJ.
Cabe acotar que la cocina es un generador térmico que tiene múltiples usos. Por ej. si
no se usa todo el tiempo para cocción, se puede calentar agua para limpieza.
Si se admite que en un lugar soleado se tienen alrededor de 300 días soleados por año,
la energía aprovechada por la cocina en un año será de 13.650 MJ.
Si esta energía fuese generada con gas utilizando quemadores con 70% de eficiencia
se necesitan 520 kg de gas por año y por cocina. Si el gas se compra a $ 3 por kg, el
ahorro anual sería de $ 1.560, con lo cual la compra de la cocina se financia en un
tiempo del orden de tres años.
Demanda futura
La demanda actual de cocinas solares es muy pequeña debido a varios factores, a pesar
de que las cifras anteriores muestran que la recuperación del capital de inversión se
realiza en un tiempo conveniente. Entre esos factores se pueden mencionar el costo
alto de la inversión inicial, la falta de difusión de estas nuevas tecnologías y la falta
total de estímulos económicos por parte del gobierno.
Los censos realizados muestran que la cantidad de escuelas albergue en toda la región
mencionada en Tabla 1 es del orden de 3.000. Haciendo una hipótesis de uso en
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14 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
comedores para mayores y en diversos emprendimientos podemos estimar una
cantidad total de 6.000 cocinas comunales a instalar.
Para lograr una instalación mitigada en Argentina será necesaria la utilización de
incentivos y la realización de campañas que hagan conocer las ventajas de estos
equipos. Uno de los factores muy limitantes en la actualidad es el costo inicial del
equipo por lo que sería importante otorgar financiaciones ventajosas. La instalación de
6.000 cocinas implica una inversión de unos $ 27 millones de pesos, o sea 9 millones
de dólares. Se deberían instalar unas 600 cocinas por año si se desea culminar con la
instalación en el 2015.
El ahorro de gas envasado sería de 310 toneladas por año.
520 kg/año x 600 = 312000 kg = 312 t
3.1.1.3. Proyecto de viviendas solares
Introducción
Las viviendas necesitan de calentamiento durante el invierno, siendo los
requerimientos muy grandes en la zona sur del país y casi nulos en el norte. Sobre la
cubierta de la vivienda incide una cantidad importante de radiación solar, que puede
ser captada y utilizada para el calentamiento durante el invierno. Se han perfeccionado
un conjunto de técnicas de captación solar que son utilizadas a nivel mundial y
cumplen con una función de ahorro energético que es importante para el país dada la
gran cantidad de viviendas que consumen cantidades importantes de energía.
Los sistemas más utilizados de captación solar en viviendas son los llamados sistemas
pasivos y comprenden el uso adecuado de las ventanas, invernaderos, muros de
captación solar y otros. Estos sistemas captan la radiación y llevan el calor al interior
de la vivienda sin uso de elementos mecánicos (bombas o ventiladores) en forma
natural utilizando técnicas de convección en el aire o agua. También existen sistemas
activos que hacen uso de esos elementos. La experiencia ha mostrado que los mismos
son de un costo mayor, por lo que la gran mayoría de las viviendas solares están
basadas en el uso de sistemas pasivos.
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15 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Junto a las técnicas de captación solar deben utilizarse sistemas de ahorro energético,
que en general se materializan a través del uso de aislaciones térmicas colocadas sobre
la envolvente de la vivienda. Este es un elemento fundamental para que los sistemas
de captación solar trabajen en forma eficiente.
A continuación se determinará el ahorro energético que deriva de la utilización de una
vivienda solar. Esto depende de la situación geográfica de la vivienda. A los efectos de
la presentación del proyecto se hará la presentación del tema utilizando una vivienda
realmente construida en la Argentina, lo que permite disponer de valores reales de
pérdidas y costos. La misma es un edificio de laboratorio de la Universidad nacional
de La Pampa, diseñado por la Arq. Dra. Filippín. Su colocación en la Pampa es
adecuada para tener aproximadamente una situación intermedia entre zonas muy frías
y calientes, por lo que representa una suerte de valor medio de los resultados que se
pueden esperar.
Tecnología disponible en el país.
La construcción de edificios solares pasivos puede ser llevada a cabo sin problemas
por las empresas constructoras existentes en el país, que constituyen un grupo
empresario muy desarrollado. El paso más importante es el desarrollo de proyectos
constructivos realizados por profesionales preparados en la temática de edificios
solares. Varias Universidades tienen docentes preparados con tal fin existiendo varias
cátedras especializadas en el tema. El país está plenamente preparado para llevar
adelante un esfuerzo que lleve a la difusión de esta tecnología.
En el país se han construido varias decenas de edificios solares pero no existe aún un
esfuerzo masivo necesario para lograr un uso extenso.
Como ejemplo de referencia se usará el edificio solar construido en La Pampa para uso
como laboratorio. El mismo ocupa una sola planta con un área de 350 m2. El mismo
utiliza una aislación de 5 cm de poliestireno expandido en toda la cubierta y se ha
aprovechado la técnica de captación directa de energía solar mediante superficies
vidriadas que miran al norte y se protegen térmicamente en la noche mediante cortinas
corredizas de plástico colocadas en el exterior. El área de captación solar es de 53 m2.
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16 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
El costo del edifico fue de US$ 166.000 y la evaluación del sobrecosto de los equipos
solares indica que el mismo tiene un valor de 5.3 % del costo del edificio, o sea US$
8.800.
Energía producida y reemplazo de combustibles
La evaluación de pérdidas térmicas indica que el coeficiente neto de pérdidas a través
de la envolvente del edificio es de 503 W/°C mientras que los grados-día en la zona de
La Pampa es del orden de 1500 grados-día. Por otra parte el otro rubro importante de
pérdidas es el de renovaciones de aire para el cua l se ha estimado un coeficiente
volumétrico de pérdidas de 1.09 W/(°C.m3).
El análisis de la fracción de ahorro solar realizada por una metodología standard como
función de la relación entre área de colección y carga térmica indica que los sistemas
solares son capaces de cubrir el 70 % de la carga térmica total. El resto deberá ser
cubierto mediante calor auxiliar habiendo sido evaluado en 5.600 kWh. Ello indica
que el uso de los sistemas solares más la aislación térmica han conseguido un ahorro
energético del orden de 8.000 kWh en todo el año. Esto equivale a 900 kg de GLP al
año. Ello implica un costo de $ 2.700.
Demanda futura
En general el consumo de energía para el acondicionamiento térmico de edificios
constituye uno de los rubros más importantes de consumo energético a nivel mundial.
Por esta razón los países más industrializados han avanzado en materia de políticas
destinadas al ahorro energético en edificios.
En la Argentina se han realizado pocos esfuerzos en este tema por lo que será
necesario incrementar sustancialmente las acciones tendientes a lograr una mayor
eficiencia energética en los edificios. Se deberá actuar tanto en lo que tiene que ver
con las normas a cumplir con los edificios nuevos que se construyan así como en
recambios de edificios ya construidos.
3.1.2. Conversión fotovoltaica.
La conversión fotovoltaica de la energía solar puede ser utilizada para abastecer
demandas aisladas o entregar energía eléctrica a las redes de distribución. Esta última
área de aplicación está recibiendo muchísimo apoyo en los países desarrollados, en
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17 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
especial en Alemania, Japón y USA, donde la cobertura de las redes es muy
significativa.
En el caso de Argentina hay una demanda aislada insatisfecha bastante importante
siendo poco probable que en los próximos 10 o 15 años pueda ser cubierta mediante la
extensión de redes de distribución debido al alto costo por usuario, a las relativamente
pequeñas demandas de los usuarios dispersos y a sus limitadas posibilidades
económicas.
Es por las razones recién expuestas que la estimación de la evolución del mercado
fotovoltaico se realizó suponiendo que todos los equipos a instalar se destinarían a
satisfacer demandas aisladas.
El mercado de los sistemas fotovoltaicos puede dividirse en tres áreas características
de aplicación:
o Mercado rural disperso en áreas de bajos ingresos económicos. Esta
caracterizado por la existencia de planes de mejoramiento de las condiciones de
vida en el medio rural o de mejoramiento de los servicios públicos en lugares
aislados (escuelas, puesto de salud, etc.). Este tipo de demanda está fuertemente
condicionada a las disponibilidades presupuestarias de los organismos de nivel
nacional o provincial. En el caso de los sistemas destinados a pobladores rurales
de bajos recursos los subsidios a las tarifas y/o a la inversión inicial son una
necesidad. El PERMER es un ejemplo típico de un programa de nivel nacional
tendiente al abastecimiento de electricidad al mercado rural disperso donde con la
participación del sector privado se da origen a una empresa de servicios que instala
y atiende los sistemas fotovoltaicos.
o Mercado rural en áreas de producción agropecuaria intensiva, es un mercado
comúnmente atendido por distribuidores locales y que está orientado a cubrir usos
tales como electrificación de alambrados, puestos en establecimientos
agropecuarios, pequeños sistemas de comunicación. Este mercado por lo general
no requiere de subsidios y representa un volumen del orden del 30 % de total.
o Usos profesionales, esta caracterizado por los equipos destinados al
abastecimiento de energía eléctrica a sistemas grandes de comunicaciones, a la
transmisión de datos y monitoreo, a la protección catódica de gasoductos y
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18 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
poliductos, entre otras aplicaciones. Estos sistemas por lo general son de tamaños
importantes. Las demandas futuras están muy ligadas a la expansión de las áreas
de cobertura o de la construcción de sistemas que requieran energía eléctrica en
lugares aislados, habiéndose llegado a una cierta saturación en lo que respecta a la
sustitución de sistemas de abastecimiento que empleaban otras tecnologías o
fuentes de abastecimiento.
Debido a la fuerte dependencia del mercado fotovoltaico de planes promocionales y de
la existencia de subsidios no es tarea simple realizar un pronóstico de la evolución
futura de las instalaciones fotovoltaicas. En el corto plazo y dentro del marco del
PERMER se prevé la instalación de aproximadamente 500 kWp lo cual representa
unas 4000 instalaciones domiciliarias además de unas 400 escuelas rurales. Esta
potencia instalada es aproximadamente el 10 % de la potencia total lo que hace pensar
que al menos en los próximos años el mercado fotovoltaico podría tener una expansión
del orden del 20 % anual si se agregan las compras de sistemas FV destinados a otro
tipo de demandas. Este crecimiento no peca de exceso de optimismo si se tienen en
cuenta proyecciones hechas por empresas proveedoras del sector.
La gran incógnita es saber si un nuevo proyecto del tipo del PERMER, a nivel
nacional o regional, es posible en la Argentina porque permitiría mantener una tasa de
crecimiento relativamente estable del orden del 20 % durante los próximos 10 años.
A los fines del estudio de mitigación se prefirió adoptar la hipótesis optimista de un
crecimiento constante del mercado del 20 %, asumiendo que las leyes de promoción
de las FNRE son aprobadas y promulgadas en el corto plazo, que se mantienen planes
de desarrollo regional y que la tecnología fotovoltaica es totalmente aceptada como
alternativa válida para el abastecimiento del mercado rural disperso.
En la Tabla 2 se detalla la evolución de la potencia instalada acumulada total hasta el
año 2015 y la energía generada anualmente suponiendo una radiación media diaria a
nivel país de 5 kWh/(m2.día). Se ha considerado que en el año 2004 había 6,5 MW
instalados de sistemas fotovoltaicos (ver Segundo Informe)
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19 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 2 – Evolución del mercado fotovoltaico
Año Potencia instalada
MW
Energía generada MWh/año
Emisiones evitadas
tCO2eq
2005 7,8 11.863 10.676
2006 9,4 14.235 12.811
2007 11,2 17.082 15.374
2008 13,5 20.498 18.448
2009 16,2 24.598 22.138
2010 19,4 29.518 26.566
2011 23,3 35.421 31.879
2012 27,9 42.505 38.255
2013 33,5 51.007 45.906
2014 40,2 61.208 55.087
2015 48,3 73.449 66.104
A los fines del estudio de mitigación de GEI se asume que los sistemas fotovoltaicos
desplazan la generación aislada con motores de combustión interna (en su mayoría
grupos diesel).
Costos
Los sistemas fotovoltaicos pequeños para uso residencial (aproximadamente 100 Wp)
tienen un costo de 12 a 13 $US/Wp cuando se incluyen los gastos de instalación. Por
lo tanto la inversión necesaria para alcanzar el crecimiento señalado en la Tabla 2 es
la detallada en la Tabla 3.
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20 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 3 – Inversión necesaria
Año Inversión
Anual MUS$
Inversión acumulada
MUS$
2006 12,5 12,5
2007 15,0 27,5
2008 18,0 45,5
2009 21,6 67,1
2010 25,9 93,0
2011 31,1 124,1
2012 37,3 161,4
2013 44,8 206,2
2014 53,7 260,0
2015 64,5 324,5
Cuando las demandas son pequeñas los sistemas fotovoltaicos son altamente
competitivos con la generación diesel. A modo de ejemplo en la Tabla 4 y en la Tabla
5 se resumen los resultados de un estudio comparativo realizado recientemente por la
Dirección de Fuentes Alternativas de Energía de la Empresa Provincial de Energía del
Neuquén [2].
2 PEDRO, Graciela; “Estudio comparativo de sistemas fotovoltaicos y grupos electrógenos en escuelas
rurales”, XIX Reunión de Trabajo de ASADES, San Martín de los Andes, Noviembre 2005.
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21 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 4 - Valores adoptados para los cálculos
CASO A CASO B
Escuela pequeña con generador
diesel
Escuela pequeña con sistema fotovoltaico
Datos Generales
Años del ciclo de vida útil 20
Días de uso anuales 300
Tasa de descuento anual 10%
Sueldo técnico mantenimiento ($/mes) 1.700
Viático ($/día) 70
Costo vehículo ($/km) 1
Distancia promedio a escuelas (km) 40
Duración inspecciones 1 técnico (días) 1,5
Grupo Electrógeno
Potencia del grupo (kW) 8 ---
Costo del grupo ($) 14.200 ---
Valor residual 10% ---
Uso diario (horas) 8 ---
Vida útil del grupo (horas) 25.000 ---
Vida útil según horas de uso (años) 10 ---
Consumo prom. comb. (l/h) 2,5 ---
Costo del combustible ($)3 1,68 ---
Sistema Fotovoltaico
Potencia instalada (Wp) --- 700
Costo del sistema completo ($) --- 28.000
Valor residual (%) --- 10%
Mantenimiento Sistema fotovoltaico
3 Incluye traslado a la escuela
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22 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
CASO A CASO B
Escuela pequeña con generador
diesel
Escuela pequeña con sistema fotovoltaico
Vida útil baterías tubulares (años) --- 8
Costo reemplazo baterías ($) --- 5.800
Vida útil regulador (años) --- 10
Costo reemplazo de regulador ($) --- 500
Reparación de inversor --- 1250
Inspecciones anuales --- 2
Mantenimiento Grupo Electrógeno
Cambio lubricantes y filtros cada (h) 500 ---
Costo lubricantes y filtros materiales ($) 240 ---
Mantenimiento regular cada (h) 7.200 ---
Costo Mantenimiento regular ($) 600 ---
Reconstrucción general cada (h) 15.000 ---
Costo ($): 3.500 ---
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23 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 5 – Análisis de costos sobre el ciclo de vida
Caso A Grupo Electrógeno de 8 kW
Caso B – Sistema FV de 700 Wp
Rubro
Año en que se realiza el gasto
Costo en pesos
Valor actual en
pesos
Costo en pesos
Valor actual en
pesos
Inversión 0 14.200 14.200 28.000 28.000
Operación y mantenimiento Anual
Lubricantes y filtros Anual 1.152 9.808
Mano de obra (incluye traslados) Anual 1.500 12.770
Costo de generación (combustible) Anual 10.080 85.817
Reparaciones y reposiciones grupo
Mantenimiento regular 3 600 451
Reconstrucción general 6 3.500 1.929
Reposición grupo 10 14.200 5.475
Mantenimiento regular 13 600 174
Reconstrucción general 16 3.500 744
Operación y mantenimiento sistemas fotovoltaicos
2 inspecciones anuales Anual 625 5.321
Cambio de baterías 8 5.800 2.706
Reposición regulador 10 500 193
Reparación de inversor 10 1.250 482
Cambio de baterías 16 5.800 1.262
Valor residual
10 -1.420 -547
20 -1.420 -211 -2.800 -416
CCVU (Pesos) 130.610 37.548
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24 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
3.2. ENERGÍA EÓLICA
Para el aprovechamiento de la energía Eólica, se ha tenido en cuenta tanto su aporte a
la generación distribuida de electricidad, como el desarrollo de centrales de gran
potencia para la conexión a la red de distribución regional o nacional.
3.2.1. Sistemas distribuidos
3.2.1.1. PERMER
El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) prevé la
instalación de alrededor de 2.000 equipos para el abastecimiento autónomo de
viviendas en el ámbito rural del interior de la provincia del Chubut. El proyecto
permitirá satisfacer necesidades de electricidad a aproximadamente 8.000 personas,
dado que de acuerdo con los datos del último censo nacional de población y vivienda,
la población rural chubutense asciende a aproximadamente 43.500, sobre un total de
13.020 hogares censados en el mismo ámbito.
Inicialmente se desarrolla como prueba piloto la instalación, operación y
mantenimiento de 115 equipos en las áreas rurales conocidas como “Comunidad
aborigen Pocitos de Quichaura” y “Costa del Ñorquinco”. De los resultados arrojados
por estas pruebas piloto dependerá la puesta en marcha del programa completo que
comprenderá la instalación, operación y mantenimiento de más de 2.000 equipos.
La población rural chubutense, como la patagónica en general, se caracteriza por el
aislamiento y la dispersión en cuanto a su distribución espacial. Pero tal aislamiento no
es solo espacial sino que también se relaciona con las posibilidades de un alto
porcentaje de la población rural, de acceder a redes de servicios públicos.
Es una característica generalizada que la población rural dispersa en Patagonia no
tenga acceso a redes eléctricas, gasoductos, redes de comunicación e incluso a redes
de transporte óptimamente operables durante todo el año. Puede asimismo afirmarse
que la gran mayoría de estos pobladores podrían no tener, en un horizonte a largo
plazo, acceso a los servicios eléctricos ni de gas por red.
Por tal motivo, estos sectores sociales resuelven sus necesidades de iluminación
mediante técnicas variadas, que van desde el uso de combustibles fósiles (kerosén) en
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25 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
lámparas a otras más tradicionales y antiguas, como puede ser el uso de velas de
parafina o el chon chon (vela casera de grasa animal). Las necesidades de calefacción
se resuelven mediante el uso de leña, y las necesidades comunicacionales (de forma
pasiva) mediante la radio a pilas.
Ante esta realidad el PERMER plantea la posibilidad de brindar servicio eléctrico a
aquella porción de las poblaciones rurales que se encuentran en situación de
inaccesibilidad a la misma. Tal abastecimiento se plantea, para el caso chubutense,
mediante la instalación de sistemas eólicos domiciliarios (SED).
Dado el desarrollo llevado adelante en la provincia del Chubut en cuanto a
electrificación a pobladores dispersos se puede afirmar que el impacto social de la
electrificación es altamente positivo, ya que no solo mejora las condiciones de
habitabilidad y confort de los hogares, sino que redunda a largo plazo en notables
beneficios económicos, sobre todo para quienes anteriormente dependían del uso de
combustibles fósiles para iluminación y electricidad.
Por otro lado, una realidad de la población rural ha sido desde la década del 1970, la
emigración a las ciudades que han actuado como polos de atracción, ante las
potenciales mejoras en la calidad de vida a partir de la posibilidad de conseguir
empleos urbanos. Verdaderamente, esto poco se ha materializado y gran parte de la
población rural que se ha desplazado a las ciudades ha pasado a engrosar las masas de
desocupados, pobres e indigentes, en las mismas.
Por ello es fundamental promover estrategias que favorezcan mejoras en la calidad de
vida y condiciones productivas, de modo que la población rural se vea contenida en su
espacio, donde realmente puedan materializarse las condiciones de bienestar.
El PERMER está comenzando a llevarse a cabo mediante la prueba piloto en dos
puntos concretos del territorio Chubutense: Pocitos de Quichaura y Ñorquinco. En el
ANEXO I se describe en detalle la ubicación geográfica y las características de estas
dos poblaciones y de los sistemas eólicos a instalar.
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26 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
3.2.2. Parque eólicos
3.2.2.1. Parques eólicos proyectados antes del año 2001.
Tras la devaluación producida en el país a finales de 2001, los proyectos señalados a
continuación quedaron en espera de condiciones de mercado eléctrico favorables, por
ejemplo adecuación y rentabilidad de las tarifas.
1. NOMBRE DEL PROYECTO: TIERRAS DEL DIABLO
POTENCIA NOMINAL: 140 MW
EQUIPOS: 1MW a 1,5MW, 93 a 140 turbinas eólicas. Proyecto evaluado con turbinas
de 1,3 MW Clase IEC II, de 62 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo de
50 metros, tipo de turbina active stall.
Curva de potencia evaluada:
INVERSIÓN ESTIMADA: Aproximadamente 160 millones de dólares.
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27 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
UBICACIÓN: Sur de la Provincia de Buenos Aires, a 20 km al oeste de la ciudad de
Bahía Blanca. Terreno de 18.000 ha. En su interior se encuentran las E.T de
500/132 kV de TRANSENER y TRANSBA.
VIENTO PROMEDIO: 8,0 a 8,5 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 50
metros, con una turbulencia a 15 m/s del 10%.
GENERACIÓN ESTIMADA: 416.976 MWh/año. Factor de utilización del 34%.
REDUCCIÓN DE EMISIONES DE CO2 ESTIMADA: asumiendo una pérdida de
producción del 10% y una eficiencia del parque eólico del 97 %, 188.383 tCO2/año.
SITUACIÓN REGULATORIA:
• Autorización como generador del MEM. Resolución 12/2001 SEyM
• Aprobación impacto ambiental (ENRE)
• Acceso a capacidad de transporte.
• Autorización construcción y operación ante la DPE Buenos Aires
• Declarado de interés municipal. Municipalidad de Bahía Blanca
INCENTIVOS AL PRECIO DE LA ENERGÍA:
• Ley Nacional 25019: 0,01 $/kWh
• Ley Provincial 12603: 0,01 $/kWh
PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Nacional,
ubicación estratégica nodo Buenos Aires. E.T. Bahía Blanca de 500/132 kV.
DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Central Eléctrica Eólica Bahía Blanca S.A.
(CEEBBSA)
2. NOMBRE DEL PROYECTO: CENTRAL EÓLICA BARDA
POTENCIA NOMINAL: 9,6MW
EQUIPOS: 0,8 MW, 12 turbinas eólicas MADE. Proyecto realizado con turbinas de
0,8 MW Clase IEC II, de 52 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo de 50
metros, tipo de turbina stall.
Curva de potencia evaluada:
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28 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
INVERSIÓN ESTIMADA: Aproximadamente 10 millones de dólares.
UBICACIÓN: Noreste de la Provincia del Chubut, a 20 km al oeste de la ciudad de
Puerto Madryn. Terreno de 120 ha.
VIENTO PROMEDIO: 8,0 a 8,5 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 50
metros, con una turbulencia a 15 m/s del 14%.
GENERACIÓN ESTIMADA: 28.592 MWh/año. Factor de utilización del 34%.
REDUCCIÓN DE EMISONES DE CO2 ESTIMADA: asumiendo una pérdida de
producción del 10% y una eficiencia del parque eólico del 97 %, 12.918 tCO2/año.
SITUACIÓN REGULATORIA:
• Autorización como generador del MEM.
• Aprobación impacto ambiental (ENRE) y medio Ambiente del Chubut
• Acceso a capacidad de transporte.
• Autorización construcción y operación ante la Provincia del Chubut
INCENTIVOS AL PRECIO DE LA ENERGÍA:
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29 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
• Ley Nacional 25019: 0,01 $/kWh
• Ley Provincial 4389: 0,005 $/kWh
PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Patagónico,
ubicación E.T. Puerto Madryn de 330/13.2 kV.
DESARROLLADOR DEL PROYECTO: ENERFIN – SERVICOOP
3. NOMBRE DEL PROYECTO: CENTRAL EÓLICA BARDA NORTE
POTENCIA NOMINAL: 50,4MW
EQUIPOS: 0,8 MW, 63 turbinas eólicas MADE. Proyecto realizado con turbinas de
0,8 MW Clase IEC II, de 52 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo de 50
metros, tipo de turbina stall.
Curva de potencia evaluada:
INVERSIÓN ESTIMADA: Aproximadamente 60 millones de dólares.
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30 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
UBICACIÓN: Noreste de la Provincia del Chubut, a 20 km al oeste de la ciudad de
Puerto Madryn. Terreno de 500 ha.
VIENTO PROMEDIO: 8,0 a 8,5 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 50
metros, con una turbulencia a 15 m/s del 14%.
GENERACIÓN ESTIMADA: 150.112 MWh/año. Factor de utilización del 34%.
REDUCCIÓN DE EMISONES DE CO2 ESTIMADA: asumiendo una pérdida de
producción del 10% y una eficiencia del parque eólico del 97 %, 67.818 tCO2/año.
SITUACIÓN REGULATORIA:
• Autorización como generador del MEM.
• Aprobación impacto ambiental (ENRE) y medio Ambiente del Chubut
• Acceso a capacidad de transporte.
• Autorización construcción y operación ante la Provincia del Chubut
INCENTIVOS AL PRECIO DE LA ENERGÍA:
• Ley Nacional 25019: 0,01 $/kWh
• Ley Provincial 4389: 0,005 $/kWh
PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Patagónico,
ubicación E.T. Puerto Madryn de 330/13.2 kV.
DESARROLLADOR DEL PROYECTO: ENERFIN
4. NOMBRE DEL PROYECTO: GRANJAS EÓLICAS SOCIEDAD ANÓNIMA
POTENCIA NOMINAL: 50,25 MW
EQUIPOS: 0,75 MW, 67 turbinas eólicas NEGMICON. Proyecto evaluado con
turbinas de 0,75 MW Clase IEC 1+, de 48 metros de diámetro de rotor y a una altura
del cubo de 45 metros, tipo de turbina active stall.
Curva de potencia evaluada:
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31 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
INVERSIÓN ESTIMADA: Aproximadamente 46 millones de dólares.
UBICACIÓN: Sureste de la provincia del Chubut, región Patagonia Sur, a 20 km al
sur de la ciudad de Comodoro Rivadavia. Terreno de 600 ha.
VIENTO PROMEDIO: 12 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 50
metros, con una turbulencia a 15 m/s del 14%.
GENERACIÓN ESTIMADA: 206.889 MWh/año. Factor de utilización del 47%.
REDUCCIÓN DE EMISONES DE CO2 ESTIMADA: asumiendo una pérdida de
producción del 10% y una eficiencia del parque eólico del 97 %, 93.469 tCO2/año.
SITUACIÓN REGULATORIA:
• Gestión para autorización como generador del MEM. Resolución 2055 SEyM
• Aprobación del Impacto Ambiental (ENRE), Medioambiente Prov. Chubut
• Acceso a capacidad de transporte.
• Autorización construcción y operación ante la Provincia del Chubut.
INCENTIVOS AL PRECIO DE LA ENERGÍA:
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32 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
• Ley Nacional 25019: 0,01 $/kWh
• Ley Provincial 4389: 0,005 $/kWh
PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Patagónico, E.T
de 132 kV de Comodoro Rivadavia.
DESARROLLADOR DEL PROYECTO: GRANJAS EÓLICAS SOCIEDAD
ANÓNIMA (GESA).
5. NOMBRE DEL PROYECTO: RADA TILLY MELENIO
POTENCIA NOMINAL: 7 MW
EQUIPOS: 0,70 MW, 10 turbinas eólicas GAMMESA. Proyecto evaluado con
turbinas de 0,70 MW Clase IEC 1+, de 47 metros de diámetro de rotor y a una altura
del cubo de 50 metros, tipo de turbina active stall.
Curva de potencia evaluada:
INVERSIÓN ESTIMADA: Aproximadamente 7 millones de dólares.
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33 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
UBICACIÓN: Sureste de la provincia del Chubut, región Patagonia Sur, a 20 km al
sur de la ciudad de Comodoro Rivadavia. Terreno de 70 ha.
VIENTO PROMEDIO: 12 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 50
metros, con una turbulencia a 15 m/s del 14%.
GENERACIÓN ESTIMADA: 28.207 MWh/año. Factor de utilización del 46%.
REDUCCIÓN DE EMISONES DE CO2 ESTIMADA: asumiendo una pérdida de
producción del 10 % y una eficiencia del parque eólico del 97 %, 12744 tCO2/año.
SITUACIÓN REGULATORIA:
• Gestión para autorización como generador del MEM.
• Aprobación del Impacto Ambiental Medioambiente Prov. Chubut
• Acceso a capacidad de transporte.
• Autorización construcción y operación ante la Provincia del Chubut.
INCENTIVOS AL PRECIO DE LA ENERGÍA:
• Ley Nacional 25019: 0,01 $/kWh
• Ley Provincial 4389: 0,005 $/kWh
PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Patagónico, E.T
de 132 kV de Comodoro Rivadavia.
DESARROLLADOR DEL PROYECTO: GAMESA Energía – COOAGUA.
6. NOMBRE DEL PROYECTO: GRANJAS EÓLICAS PATAGÓNICAS
SOCIEDAD ANÓNIMA
POTENCIA NOMINAL: 60 MW
EQUIPOS: 1 MW, 60 turbinas eólicas DEWIND. Proyecto evaluado con turbinas de
1 MW Clase IEC 1+, de 62 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo de 69
metros, tipo de turbina pitch.
Curva de potencia evaluada:
MR-Consultores Gestión - Energía - Medio Ambiente
34 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
INVERSIÓN ESTIMADA: Aproximadamente 72 millones de dólares.
UBICACIÓN: Sureste de la provincia del Chubut, región Patagonia Sur, a 100 km al
norte de la ciudad de Comodoro Rivadavia. Terreno de 700 ha.
VIENTO PROMEDIO: 10, a la altura del cubo de la turbina considerada, 69 metros,
con una turbulencia a 15 m/s del 15%.
GENERACIÓN ESTIMADA: 231.264 MWh/año. Factor de utilización del 44%.
REDUCCIÓN DE EMISONES DE CO2 ESTIMADA: asumiendo una pérdida de
producción del 10% y una eficiencia del parque eólico del 97 %, 104.481 tCO2/año.
SITUACIÓN REGULATORIA:
• Gestión para autorización como generador del MEN.
• Elaboración de la evaluación del Impacto Ambiental
• Autorización a capacidad de transporte.
INCENTIVOS AL PRECIO DE LA ENERGÍA:
• Ley Nacional 25019: 0,01 $/kWh
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35 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
• Ley Provincial 4389: 0,005 $/kWh
PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Patagónico,
apertura de línea en Garayalde. E.T de 132 kV.
DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Granjas Eólicas Patagónicas Sociedad
Anónima
3.2.2.2. Plan Estratégico Nacional de Energía Eólica
Dentro del marco del Plan Estratégico Nacional de Energía Eólica, se ha proyectado la
instalación de parques eólicos para los próximos tres años. Esta proyección está sujeta
a la aprobación de la llamada “Ley Salvatori” que promueve alcanzar antes de 2015
una penetración del 8% de energía producida mediante fuentes renovables, en la
matriz energética nacional.
7. NOMBRE DEL PROYECTO: VIENTOS DE LA PATAGONIA I
POTENCIA NOMINAL: 60 MW
EQUIPOS: 1MW a 1,65MW, 37 a 60 turbinas eólicas. Proyecto evaluado con turbinas
de 1,65 MW Clase IEC 1+, de 72 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo
de 70 metros, tipo de turbina active stall.
Curva de potencia evaluada:
MR-Consultores Gestión - Energía - Medio Ambiente
36 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
INVERSIÓN ESTIMADA: Aproximadamente 72 millones de dólares.
UBICACIÓN: Sureste de la provincia del Chubut, región Patagonia Sur, a 80 km al
norte de la ciudad de Comodoro Rivadavia. Terreno de 600 Ha.
VIENTO PROMEDIO: 11 a 13 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 70
metros, con una turbulencia a 15 m/s del 16%.
GENERACIÓN ESTIMADA: 252.288 MWh/año. Factor de utilización del 48%.
REDUCCIÓN DE EMISONES DE CO2 ESTIMADA: asumiendo una pérdida de
producción del 10 % y una eficiencia del parque eólico del 97 %, 113.976 tCO2/año.
SITUACIÓN REGULATORIA:
• Gestión para autorización como generador del MEM.
• Elaboración de la evaluación del Impacto Ambiental
• Autorización a capacidad de transporte.
• Declarado de interés Municipal. Municipalidad de Comodoro Rivadavia.
INCENTIVOS AL PRECIO DE LA ENERGÍA:
MR-Consultores Gestión - Energía - Medio Ambiente
37 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
• Ley Nacional 25019: 0,01 $/kWh
• Ley Provincial 4389: 0.005 $/kWh
PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Patagónico,
apertura de línea en Pampa de Salamanca. E.T de 132 kV.
PUESTA EN OPERACIÓN: Aproximadamente segundo semestre del 2006.
DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Vientos de la Patagonia I, sociedad anónima
conformada entre ENARSA y la Provincia del Chubut.
8. NOMBRE DEL PROYECTO: VIENTOS DE LA PATAGONIA II
POTENCIA NOMINAL: 60 MW
EQUIPOS: 1MW a 1,65MW, 37 a 60 turbinas eólicas. Proyecto evaluado con turbinas
de 1,65 MW Clase IEC 1+, de 72 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo
de 70 metros, tipo de turbina active stall.
Curva de potencia evaluada:
MR-Consultores Gestión - Energía - Medio Ambiente
38 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
INVERSIÓN ESTIMADA: Aproximadamente 72 millones de dólares.
UBICACIÓN: Noreste de la provincia de Santa Cruz, región Patagonia Sur, a 60 km
al oeste de la ciudad de Caleta Olivia. Terreno de 600Ha.
VIENTO PROMEDIO: 11 a 13 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 70
metros, con una turbulencia a 15 m/s del 16%.
GENERACIÓN ESTIMADA: 252.288 MWh/año. Factor de utilización del 48%.
REDUCCIÓN DE EMISONES DE CO2 ESTIMADA: asumiendo una pérdida de
producción del 10% y una eficiencia del parque eólico del 97 %, 113.976 tCO2/año.
SITUACIÓN REGULATORIA:
• Gestión para autorización como generador del MEM.
• Elaboración de la evaluación del Impacto Ambiental
• Autorización a capacidad de transporte.
INCENTIVOS AL PRECIO DE LA ENERGÍA:
• Ley Nacional 25019: 0,01 $/kWh
PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Nacional, Nodo
final de la línea de 500 kV.
PUESTA EN OPERACIÓN: Aproximadamente segundo semestre del 2007.
DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Vientos de la Patagonia II, sociedad
anónima conformada entre ENARSA y la Provincia de Santa Cruz.
9. NOMBRE DEL PROYECTO: VIENTOS DE ARAUCO
POTENCIA NOMINAL: 60 MW
EQUIPOS: 1MW a 1,65MW, 37 a 60 turbinas eólicas. Proyecto evaluado con turbinas
de 1,65 MW Clase IEC II, de 82 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo
de 70 metros, tipo de turbina active stall.
Curva de potencia evaluada:
MR-Consultores Gestión - Energía - Medio Ambiente
39 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
INVERSIÓN ESTIMADA: Aproximadamente 74 millones de dólares.
UBICACIÓN: Noreste de la provincia de La Rioja, a 20 km al sur de la ciudad de
Aimogasta. Terreno de 600Ha.
VIENTO PROMEDIO: 8,5 a 9 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 70
metros, con una turbulencia a 15 m/s del 12%.
GENERACIÓN ESTIMADA: 220.752 MWh/año. Factor de utilización del 42%.
REDUCCIÓN DE EMISONES DE CO2 ESTIMADA: asumiendo una pérdida de
producción del 10% y una eficiencia del parque eólico del 97 %, 99732.22 tCO2/año.
SITUACIÓN REGULATORIA:
• Gestión para autorización como generador del MEM.
• Elaboración de la evaluación del Impacto Ambiental
• Elaboración del proyecto
• Autorización a capacidad de transporte.
INCENTIVOS AL PRECIO DE LA ENERGÍA:
MR-Consultores Gestión - Energía - Medio Ambiente
40 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
• Ley Nacional 25019: 0,01 $/kWh
PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Nacional, apertura
de línea en zona de Arauco. E.T de 132 kV.
PUESTA EN OPERACIÓN: Aproximadamente primer semestre del 2007.
DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Vientos de Arauco, sociedad anónima
conformada entre ENARSA y la Provincia de la Rioja.
10. NOMBRE DEL PROYECTO: VIENTOS DEL BUEN AIRE I
POTENCIA NOMINAL: 60 MW
EQUIPOS: 1MW a 1,65MW, 37 a 60 turbinas eólicas. Proyecto evaluado con turbinas
de 1,65 MW Clase IEC II, de 82 metros de diámetro de rotor y a una altura del cubo
de 70 metros, tipo de turbina active stall.
Curva de potencia evaluada:
INVERSIÓN ESTIMADA: Aproximadamente 72 millones de dólares.
MR-Consultores Gestión - Energía - Medio Ambiente
41 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
UBICACIÓN: Centro Este de la Provincia de Buenos Aires, a 60 km al norte de la
ciudad de Lobería. Terreno de 600Ha.
VIENTO PROMEDIO: 8,5 a 9 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 70
metros, con una turbulencia a 15 m/s del 12%.
GENERACIÓN ESTIMADA: 220.752 MWh/año. Factor de utilización del 42%.
REDUCCIÓN DE EMISONES DE CO2 ESTIMADA: asumiendo una pérdida de
producción del 10% y una eficiencia del parque eólico del 97 %, 99.732 tCO2/año.
SITUACIÓN REGULATORIA:
• Gestión para autorización como generador del MEM.
• Elaboración de la evaluación del Impacto Ambiental
• Elaboración del proyecto
• Autorización a capacidad de transporte.
INCENTIVOS AL PRECIO DE LA ENERGÍA:
• Ley Nacional 25019: 0,01 $/kWh
• Ley Provincial 12603: 0,01 $/kWh
PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Nacional,
ubicación estratégica nodo Buenos Aires. E.T. San Manuel 500/132 kV.
PUESTA EN OPERACIÓN: Aproximadamente primer semestre del 2008.
DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Vientos del Buen Aire I, sociedad anónima
conformada entre ENARSA y la Provincia de Buenos Aires.
11. NOMBRE DEL PROYECTO: VIENTOS DEL BUEN AIRE II
POTENCIA NOMINAL: 100 MW
EQUIPOS: 1MW a 1,65MW, 61 a 100 turbinas eólicas. Proyecto evaluado con
turbinas de 1,65 MW Clase IEC II, de 82 metros de diámetro de rotor y a una altura
del cubo de 70 metros, tipo de turbina active stall.
Curva de potencia evaluada:
MR-Consultores Gestión - Energía - Medio Ambiente
42 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
INVERSIÓN ESTIMADA: Aproximadamente 130 millones de dólares.
UBICACIÓN: Sur de la Provincia de Buenos Aires, a 20 km al oeste de la ciudad de
Bahía Blanca. Terreno de 18.000 ha. En su interioro se encuentran las E.T de 500/132
kV de TRANSENER y TRANSBA.
VIENTO PROMEDIO: 8,0 a 8,5 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 70
metros, con una turbulencia a 15 m/s del 10%.
GENERACIÓN ESTIMADA: 350.400 MWh/año. Factor de utilización del 40%.
REDUCCIÓN DE EMISONES DE CO2 ESTIMADA: asumiendo una pérdida de
producción del 10% y una eficiencia del parque eólico del 97 %, 158.305 tCO2/año.
SITUACIÓN REGULATORIA:
• Gestión para autorización como generador del MEM.
• Elaboración de la evaluación del Impacto Ambiental
• Elaboración del proyecto
• Autorización a capacidad de transporte.
INCENTIVOS AL PRECIO DE LA ENERGÍA:
MR-Consultores Gestión - Energía - Medio Ambiente
43 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
• Ley Nacional 25019: 0,01 $/kWh
• Ley Provincial 12603: 0,01 $/kWh
PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Nacional,
ubicación estratégica nodo Buenos Aires. E.T. Bahía Blanca de 500/132 kV.
PUESTA EN OPERACIÓN: Aproximadamente segundo semestre del 2008.
DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Vientos del Buen Aire II, sociedad anónima
conformada entre ENARSA, la Provincia de Buenos Aires y privados.
12. NOMBRE DEL PROYECTO: VIENTOS DEL NEUQUÉN
POTENCIA NOMINAL: 40 MW
EQUIPOS: 1MW a 1,65MW, 25 A 40 turbinas eólicas. Proyecto evaluado con
turbinas de 1,65 MW Clase IEC II, de 82 metros de diámetro de rotor y a una altura
del cubo de 70 metros, tipo de turbina active stall.
Curva de potencia evaluada:
MR-Consultores Gestión - Energía - Medio Ambiente
44 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
INVERSIÓN ESTIMADA: Aproximadamente 45 millones de dólares.
UBICACIÓN: Centro Norte de la Provincia del Neuquén, departamento Chos Malal.
Terreno de 500 ha.
VIENTO PROMEDIO: 8,5 a 9 m/s, a la altura del cubo de la turbina considerada, 70
metros, con una turbulencia a 15 m/s del 14%.
GENERACIÓN ESTIMADA: 147.168 MWh/año. Factor de utilización del 42%.
REDUCCIÓN DE EMISONES DE CO2 ESTIMADA: asumiendo una pérdida de
producción del 10% y una eficiencia del parque eólico del 97 %, 66.488 tCO2/año.
SITUACIÓN REGULATORIA:
• Estudio De Factibilidad Técnica.
• Elaboración de la evaluación del Impacto Ambiental.
• Elaboración del proyecto.
INCENTIVOS AL PRECIO DE LA ENERGÍA:
• Ley Nacional 25019: 0,01 $/kWh
PUNTO DE INGRESO DE LA ENERGÍA: Sistema Interconectado Provincial,
ubicación estratégica nodo Chos Malal. E.T. de 132 kV.
PUESTA EN OPERACIÓN: Aproximadamente primer semestre del 2009.
DESARROLLADOR DEL PROYECTO: Vientos del Neuquén, Provincia de
Neuquén y privados.
3.2.2.3. Otros Proyectos
Con la aprobación de la Ley Salvatori y estimando la proyecciones de la Secretaría de
Energía de la Nación que prevé para el año 2015 una penetración eólica de mas
1.150 MW, se puede estimar el siguiente desarrollo de la energía eólica a partir del
año 2010 donde el Sistema Eléctrico Nacional llegará hasta la ciudad de Río Gallegos.
13. Zona de Pampa del Castillo, Chubut.
Desarrollo de centrales eólicas con una potencia media de 300 MW. En esta zona la
velocidad media a 70 m de altura está entre los 11-13 m/s, lo que llevaría a un factor
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45 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
de utilización de planta de alrededor del 48%, utilizando una eficiencia del parque
eólico del 97% y descontando un 10% de pérdidas se llega una producción anual
estimada de: 1.147.122 MWh/año. Esta serie de parques eólicos, ligados a la
producción de energía para la extracción de petróleo se estima comenzaría a principios
del año 2012.
14. Región central de Santa Cruz.
Se estima una potencia media de los parques eólicos de 300/400 MW, asociados a la
producción de hidrógeno. En esta zona la velocidad media a 70 m de altura está entre
los 11-13 m/s., lo que llevaría a un factor de utilización de planta de alrededor del
48%, utilizando una eficiencia del parque eólico del 97% y descontando un 10% de
pérdidas se llega una producción anual estimada de: 1.147.122/1.529.496 MWh/Año.
Esta serie de parques eólicos, ligados a la producción de energía para la generación de
hidrógeno se estima comenzaría a principios del año 2014.
15. Zona de Viedma, Bariloche, Cerro Policía, dentro de la provincia de Río Negro.
También se están estudiando el desarrollo de parques eólicos en esta zona, proyectos
que de darse las condiciones de tarifa y de la Ley Salvatori sería llevado adelante por
la provincia de Río Negro y su empresa INVAP. Este proyecto de ser rentable se
calcula que podría estar funcionando en el año 2013. Teniendo en cuenta que al
velocidad media la altura del rotor en las zonas varía desde los 8 m/s., en la zona de
Viedma, hasta los 10 m/s., en la zona de Cerro policía, y que la potencia media ha
instalar en la provincia de Río Negro es sería de 100 MW, se estima una factor de
utilización medio del 42%, lo que nos determina una producción media anual,
siguiendo los cálculos anteriores, de 321.194 MWh/Año.
16. Provincia del Neuquén.
Se estaría evaluando la instalación de parques eólicos asociados a las centrales
hidráulicas, utilizando estas como backup, estimándose el primer proyecto para el año
2013 y asociado a la central hidroeléctrica del Chocón, con una potencia de 100 MW.
Estimando una producción anual de 313.546 MWh/año, teniendo en cuenta una
velocidad media anual a la altura el rotor de 8.5 m/s, un factor de planta de utilización
del 41%.
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46 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
17. La Rioja ampliación de la central eólica Vientos de Arauco:
También se calcula que para el año 2014 se ampliaría al central Vientos de Arauco en
300 MW, la misma estaría conformada por capitales privados provinciales,
provenientes de los productores de olivo, destinados a fortalecer la energía de la zona.
Se estima la producción de dicho parque eólico que estaría en 963.582 MWh/año.
18. Costa atlántica de la provincia de Buenos Aires.
Se estima un desarrollo de varios parques eólicos que llevarían a una potencia media
instalada de alrededor de 100/200 Mw.
Estos Parques eólicos podrían entrar en operación entre el año 2011/2014.
Se estima una producción media de los mismos en 305.899 a 611.798 MWh/Año.
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47 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 6: Proyectos de instalación de generadores eólicos
Proyecto Potencia a Instalar (MW)
Turbina Eólica Clase IEC
Velocidad Media
m/s.
Factor de Utilizació
n %
Eficiencia del
Parque %
Producción Anual Estimada MWh/año
Fecha de puesta en operación
Costo de la
Central MUS$
Costo kW/h en centavos
U$S. (amortización 10 años)
Reducción de Emisiones (tCO2)
Método CREE
PERMER 0,90 - 7 / 9 39 - 3.074,8 2006/2010 25 11.01 2758,54
1) T. D 140 II 8.0 / 8.5 34 97 416.976 2009 160 4.79 188.383,00
2) BARDA 9,6 II 8.0 / 8.5 34 97 28.592 2010 10 5.29 12.918,00
3) B. N 50,4 II 8.0 / 8.5 34 97 150.112 2010 60 5.75 67.818,00
4) GESA 50,25 I + 12 47 97 206.889 2011 46 3.12 93.469,00
5) R.M 7 I + 12 46 97 28.207 2011 7 3.49 12.744,00
6) GEPSA 60 I + 10 44 97 231.264 2012 72 4.42 104.481,00
7)“V.P.I” 60 I + 11 / 13 48 97 252.288 2006 72 3.69 113.976,07
8)“V.P.II” 60 I + 11 / 13 48 97 252.288 2007 72 3.69 113.976,07
9)“V.A” 60 II 8.5 / 9 42 97 220.752 2007 72 4.24 99.732,22
10)“V.B.A.I” 60 II 8.5 / 9 42 97 220.752 2008 72 4.24 99.732,22
11)“V.B.A.II” 100 II 8.0 / 8.5 40 97 350.400 2008 130 4.46 158.305,11
12)“V.N” 40 II 8.5 / 9.0 42 97 147.168 2009 45 4.34 66.488,15
13) Chubut 300 11/13 48 97 1.261.844 2012 300 3.69 570.080,00
14) Santa Cruz 300/400 11/12 48 97 1.147.122/1.529.496 2014 330/340 4.07 518.251,37/ 691.001,82
15) Río Negro 100 8/10 42 97 321.194 2013 110 4.89 145.110,31
16) Neuquén 100 8.5 41 97 313.546 2013 110 5.01 141.655,07
17) La Rioja 300 8.5/9 42 97 963.582 2013 330 4.89 435.330,93
18) Bs. As. 100/200 8/8.5 40 97 305.899 / 611.798 2011/2014 110/120 5.14 138.200,27/ 276.400,55
TOTAL 1.898,15/2.098,15 6.821.450/7.510.223 3.083.409/3.394.360
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48 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
3.3. ENERGÍA DE PEQUEÑOS APROVECHAMIENTOS HIDROELÉCTRICOS
Para el aprovechamiento de la energía hidroeléctrica, se tuvo en cuenta su potencial
contribución en tres fajas del mercado:
3.3.1. Generadores Hidroeléctricos de tipo domiciliario
Se propone la utilización de generadores hidroeléctricos de tipo domiciliario, en
potencias desde 5 a 50 kW, para un mercado conformado por: viviendas familiares,
hospitales rurales, hoteles, campings, aserraderos, estancias, guardaparques, puestos
de Gendarmería Nacional, escuelas rurales, etc. Este rango del mercado utiliza en
general, grupos electrógenos diesel como fuente de energía, equipos de alta emanación
de GEI y que producen además contaminación sonora, derrames de combustible,
residuos de aceite, etc.
El mercado para este tipo de instalaciones no se ha desarrollado en la Argentina
debido a que no se han instrumentado planes o políticas para fomentar el mismo. Debe
tenerse en cuenta que el costo para una obra de este tipo está en el orden de los 1.500
US$ /kW. Por lo tanto el costo de la instalación representa una importante inversión
inicial que en general es difícil de enfrentar sin el auxilio de un crédito.
Por ejemplo: un aserradero con una potencia instalada de 50 kW necesitaría un crédito
de 75.000 US$ a 5 años para construir un PAH de la misma potencia. La cuota de este
crédito, con un interés de 6 % anual sería de unos 18.000 US$/año.
Una central de 50 kW puede producir unos 200.000 kWh/año (con un factor de planta
del 50%). El costo del gasoil que se hubiera consumido sería:
Costo gasoil = 200.000 kWh/año x 0,3 litro/kWh x 0,45 US$/litro = 27.000 US$/año
Como puede verse, con una política crediticia adecuada, la instalación de este tipo de
centrales podría realizarse sin que resulte onerosa para el propietario. De esta manera
al propietario le resultaría conveniente construir el PAH que seguir consumiendo
gasoil, ya que el crédito se pagaría con un importe menor a lo que actualmente se
gasta en combustible para alimentar al grupo electrógeno.
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49 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Una vez que el crédito es saldado, la industria (en este caso el aserradero), mejorará
su ecuación económica y se tornará más competitiva en virtud que tiene energía a un
muy bajo costo de generación.
El mercado total en Argentina para este tipo de instalaciones es muy amplio y sigue
aumentando por el desarrollo turístico que se está produciendo en la zona Andina de la
Patagonia. Podría estimarse que podrían construirse unos 1.000 PAH con una potencia
promedio de unos 25 kW en los próximos 10 años si las políticas de promoción y
crediticias fueran las adecuadas.
La potencia que sería factible instalar sería de unos 25 MW, y la energía anual
obtenida (con un factor de planta promedio de 0,5) sería de 109.500 MWh
Con lo cual el CO2 equivalente ahorrado por la generación hidráulica sería:
CO2 equiv = 0,9 Tn CO2 /MWh x 109.500 MWh = 98.550 Tn CO2
La cantidad de PAH que se construya dependerá de que se instrumenten las políticas
adecuadas, básicamente crediticias y de difusión.
3.3.2. Suministro eléctrico de localidades aisladas por medio de PAH
En Argentina existen varias localidades cuyo suministro energético se realiza por
Centrales Térmicas a Gasoil, y que tienen posibilidades de ser alimentadas por PAH.
Estos constituyen casos concretos en los que la instalación de PAH se podría emplear
para sustituir estos sistemas de generación que resultan ser muy contaminantes para
medio ambiente y sumamente antieconómicos.
El gasoil cuesta, en Argentina, aproximadamente 0,50 US$/l. Cada kWh de energía
eléctrica insume 0,3 l de gasoil para ser generado (en promedio, con equipos en
buenas condiciones de funcionamiento). Podríamos decir entonces que 1 kWh de
energía insume 0,15 US$ de gasoil. Se tomará únicamente el costo del gasoil para
obtener una comparación de costos, por ser el insumo principal, y obviando los otros
costos de generación (personal, repuestos, filtros, aceite, amortización de equipos,
etc.)
Se exponen a continuación algunos ejemplos:
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50 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
1. NOMBRE DEL PROYECTO: LOS ANTIGUOS
Localidades a alimentar: Los Antiguos, Perito Moreno y zona de influencia. Sistema
aislado que interconecta a las dos localidades entre sí.
Ubicación Geográfica: Noroeste de la provincia de Santa Cruz, en la comarca del
Lago Buenos Aires.
Servicio actual: Central térmica con grupos electrógenos a gasoil de 3368 kW de
potencia en Los Antiguos y 4239 kW de potencia en Perito Moreno.
Cantidad de usuarios: Como fuente de información principal se utilizó datos de
población proveniente del Censo Nacional de Población y Vivienda - para los años
2001, 1991, 1980 y 1970.
Tabla 7: Datos censales de población y viviendas de Los Antiguos
Año Población Los Antiguos Viviendas PYMES Tasa de
crecimiento
Tasa de crecimiento Intercensal
1991 1.206 302 13
2001 2.047 572 60 5,435 %
2004 3350 830 13,1 % 7,05
Curso de agua utilizado : Río Los Antiguos
Tipo de Aprovechamiento: Uso principal: riego. Generación de energía con
excedentes.
Potencia a instalar: 1200 kW
Caudal máximo a turbinar: 1,5 m3/s
Salto Neto de diseño: 100 m
Equipamiento: 2 Turbogrupos Francis de eje horizontal de 600 kW de potencia c/u
Caudales disponibles para turbinar: Los caudales que se presentan son los que
estarán disponibles para ser turbinados luego de las derivaciones de los caudales para
riego.
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51 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 8: Caudales disponibles
Año ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
2004 0,57 0,59 0,61 0,59 0,56 0,54 0,53 0,56
2005 0,61 0,56 0,56 0,61 0,63 0,65 0,68 0,66 0,62 0,60 0,58 0,62
2006 0,68 0,62 0,62 0,68 0,70 0,73 0,75 0,73 0,68 0,66 0,65 0,69
2007 0,75 0,69 0,69 0,75 0,78 0,81 0,83 0,81 0,76 0,73 0,72 0,77
2008 0,77 0,69 0,77 0,83 0,86 0,89 0,92 0,90 0,84 0,82 0,80 0,85
2009 0,73 0,66 0,85 0,92 0,96 0,99 1,03 1,00 0,94 0,91 0,89 0,89
2010 0,69 0,63 0,95 1,03 1,06 1,10 1,14 1,11 1,04 1,00 0,98 0,86
2011 0,66 0,59 1,03 1,14 1,18 1,22 1,26 1,23 1,15 1,12 1,09 0,82
2012 0,62 0,56 1,01 1,26 1,31 1,36 1,40 1,37 1,28 1,24 1,13 0,79
2013 0,59 0,53 0,99 1,40 1,46 1,50 1,50 1,50 1,37 1,28 1,10 0,75
2014 0,55 0,50 0,98 1,41 1,50 1,50 1,50 1,50 1,35 1,26 1,06 0,71
2015 0,51 0,46 0,96 1,40 1,50 1,50 1,50 1,50 1,35 1,26 1,06 0,71
Energía anual máxima a producir: 7.500.000 kWh anuales
Factor de Planta: 0,71
Proyección de potencia máxima demandada:
La Secretaría de Energía de la Nación publica en Internet el Informe del Sector
Eléctrico. Para diciembre de 2003, las localidades de Los Antiguos y Perito Moreno
presentaban los consumos siguientes:
Tabla 9: Consumo de Gasoil en las localidades de Los Antiguos y Perito Moreno
Central Tipo Gen Mercado Nº Máq Potencia (kW)
Generación (MWh)
Cons Gasoil (tn)
Los Antiguos Diesel Aislado 4 3.368 3.159 1.110
P. Moreno Diesel Aislado 6 4.253 4.540 1.269
Generación Total: 7.699 MWh
Puede apreciarse que la central proyectada, con capacidad máxima para 7.500.000
kWh anuales, estaría en plena producción desde el inicio de su operación.
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52 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Estado del Proyecto: Se ha llevado al mismo al estado de Anteproyecto Definitivo y
ha sido confeccionado por encargo del Consejo Federal de Inversiones.
Inversión estimada : 1.800.000 US$
Costo anual del gasoil ahorrado :
Costo anual: 0,15 US$/kwh x 7.500.000 kWh /año = 1.125.000 US$/año
Reducción de emisiones de CO2 estimada:
Tomando como base que el Gas Oil produce emanaciones de GEI, se ha efectuado el
cálculo de las emanaciones de CO2 equivalente que se ha ahorrado.
Emanaciones de GEI por unidad de energía producida con Gas Oil:
CO2 = 74,1 kg / GJ
CH4 = 0,002 kg / GJ
N2O = 0,002 kg / GJ
Teniendo en cuenta que 1 MWh = 3,6 GJ y que el rendimiento de un motor a
explosión diesel es de alrededor del 30 %, se deberá afectar a la energía eléctrica a
producir por este coeficiente.
Energía calórica necesaria de Gas Oil = 3,6 GJ / 0.3 = 12 GJ
Sabiendo que la equivalencia entre el CH4 y el CO2 es de 21 veces (en función del
Potencial de calentamiento atmosférico) y entre el N2O y el CO2 es de 310 veces,
tenemos:
CO2 equiv = 12 GJ (74,1 kg CO2 / GJ + 21 x 0,002 Kg / kJ + 310 x 0,002 kg / GJ)
CO2 equiv = 897 kg CO2 / MWh = 0,9 Tn CO2 /MWh
La energía a ser generada hidráulicamente por la central del proyecto Los Antiguos
sería
Energía anual = 7.500 MWh
Con lo cual el CO2 equivalente ahorrado por la generación hidráulica sería:
CO2 equiv = 0,9 Tn CO2 /MWh x 7.500 MWh = 6.750 Tn CO2
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53 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Costo de Generación:
Depreciación anual: 1.800.000 US$ / 30 años = 60.000 US$ / año
Costo Operativo: 1.800.000 US$ x 0,04 = 72.000 US$ / año
Interés del Capital Inmovilizado: 1.800.000 x 0,04= 72.000 US$/ año
Costo Anual de Operación= 204.000 US$/año
Costo de Generación= 204.000 US$/año / 7.500.000 kWh = 0,027 US$/kWh
2. NOMBRE DEL PROYECTO: RIO MITRE
Localidades a alimentar: El Calafate Punta Bandera y zona de influencia. Sistema
aislado que interconecta a las dos localidades entre sí.
La localidad de El Calafate está en el acceso al Parque Nacional los Glaciares,
declarado por la UNESCO como Patrimonio de la Humanidad. Sería muy interesante
que esta localidad, perteneciente a un sistema aislado de distribución de energía se
alimentara desde una Fuente Renovable de Energía que a su vez no provoque emisión
de GEI.
Ubicación Geográfica: Sudoeste de la provincia de Santa Cruz, en la comarca del
Lago Argentino.
Servicio actual: Central térmica con grupos electrógenos a gasoil de 4240 kW de
potencia.
Cantidad de usuarios: El Calafate tiene una población de 15.000 habitantes
Curso de agua utilizado : Río Mitre
Tipo de Aprovechamiento: Generación de energía hidroeléctrica.
Potencia a instalar: 3200 kW
Caudal máximo a turbinar: 4,5 m3/s
Salto Neto de diseño: 85 m
Equipamiento: 3 turbogrupos Francis de eje horizontal de 1100 kW c/u
Energía anual máxima a producir: 20.000.000 kWh anuales
Factor de Planta: 0,71
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54 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Proyección de potencia máxima demandada:
La Secretaría de Energía de la Nación publica en Internet el Informe del Sector
Eléctrico. Para diciembre de 2003, la localidad de El Calafate presentaba el consumo
siguiente:
Tabla 10: Generación de electricidad y consumo de Gasoil de la central El Calafate
Central Tipo Gen
Mercado Nº Máq
Potencia (kW)
Generación (MWh)
Consumo Gasoil (t)
El Calafate Diesel Aislado 4 4.240 14.274 3.198
El consumo en estas localidades crece a razón del 7 % anual. En el caso de El
Calafate, el desarrollo sostenido que ha presentado ha llevado este crecimiento al
orden del 10 % anual. Por lo tanto para el año 2008, el consumo de la localidad de El
Calafate habrá llegado a los 20.000.000 kWh de consumo anual, con lo cual la central
estará funcionando a pleno.
Estado del Proyecto: Se ha llevado al mismo al estado de Anteproyecto Definitivo y
ha sido, incluso, licitada la obra en el año 1993 por el Gobierno de la Provincia de
Santa Cruz, aunque la misma nunca fue adjudicada.
Inversión estimada : 4.500.000 US$
Costo anual del gasoil ahorrado :
Costo anual: 0,15 US$/kwh x 20.000.000 kWh /año = 3.000.000 US$/año
Reducción de emisiones de CO2 estimada:
Tomando como base que el Gas Oil produce emanaciones de GEI, se ha efectuado el
cálculo de las emanaciones de CO2 equivalente que se ha ahorrado.
Emanaciones de GEI por unidad de energía producida con Gas Oil:
CO2 equiv = 897 kg CO2 / MWh = 0,9 Tn CO2 /MWh
La energía a ser generada hidráulicamente por la central del proyecto Río Mitre sería
Energía anual = 20.000 MWh
Con lo cual el CO2 equivalente ahorrado por la generación hidráulica sería:
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55 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
CO2 equiv = 0,9 Tn CO2 /MWh x 20.000 MWh = 18.000 Tn CO2
Costo de Generación:
Depreciación anual: 4.500.000 US$ / 30 años = 150.000 US$ / año
Costo Operativo: 4.500.000 US$ x 0,04 = 180.000 US$ / año
Interés del Capital Inmovilizado: 4.500.000 x 0,04= 180.000 US$/ año
Costo Anual de Operación= 510.000 US$/año
Costo de Generación= 510.000 US$/año / 20.000.000 kWh = 0,025 US$/kWh
3. NOMBRE DEL PROYECTO: GOBERNADOR GREGORES
Localidades a alimentar: Gobernador Gregores y zona de influencia. Sistema aislado
de distribución de energía.
Ubicación Geográfica: Centro de la provincia de Santa Cruz, en la meseta patagónica
a unos 209 km por la ruta 25 desde el Puerto San Julián.
Servicio actual: Central térmica con grupos electrógenos a gasoil de 4092 kW de
potencia.
Cantidad de usuarios: Gobernador Gregores tiene una población de unos 4.000
habitantes
Curso de agua utilizado : Río Chico
Tipo de Aprovechamiento: Riego y generación de energía hidroeléctrica.
Potencia a instalar: 1.000 kW
Caudal máximo a turbinar: 5,0 m3/s
Salto Neto de diseño: 25 m
Equipamiento: 2 turbogrupos Kaplan de 500 kW c/u.
Energía anual máxima a producir: 8.100.000 kWh anuales
Factor de Planta: 0,92
Proyección de potencia máxima demandada:
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56 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
La Secretaría de Energía de la Nación publica en Internet el Informe del Sector
Eléctrico. Para diciembre de 2003, la localidades de Gobernador Gregores presentaba
el consumo siguiente:
Tabla 11: Generación de electricidad y consumo de Gasoil de la central G. Gregores
Central Tipo Gen Mercado Nº
Máq Potencia
(kW) Generación
(MWh) Consumo Gasoil (t)
G. Gregores Diesel Aislado 6 4.092 3.688 823
El consumo en estas localidades crece a razón del 7 % anual. Por lo tanto, para el año
2014, el consumo de la localidad de Gobernador Gregores habrá llegado a los
8.000.000 kWh de consumo anual, con lo cual la central estará funcionando a pleno
Estado del Proyecto: El proyecto está siendo llevado al nivel de Prefactibilidad por
Secretaría de Energía de la Nación. Como Objetivo del Estudio se ha fijado:
”Identificar oportunidades para la generación de energía eléctrica a través de esquemas
institucionales sostenibles para la utilización de energías renovables no contaminantes,
incrementar las áreas de regadío y contribuir a la generación de puestos de trabajo en
áreas del interior de la provincia. Asimismo se evaluará la capacidad del proyecto para
reducir emisiones de CO2 a los efectos de ser incorporado a los mecanismos del
Protocolo de Kyoto”
Inversión estimada: 1.800.000 US$
Costo anual del gasoil ahorrado :
Costo anual: 0,15 US$/kwh x 8.100.000 kWh /año = 1.215.000 US$/año
Reducción de emisiones de CO2 estimada:
Tomando como base que el Gas Oil produce emanaciones de GEI, se ha efectuado el
cálculo de las emanaciones de CO2 equivalente que se ha ahorrado.
Emanaciones de GEI por unidad de energía producida con Gas Oil:
CO2 equiv = 897 kg CO2 / MWh = 0,9 Tn CO2 /MWh
Con lo cual el CO2 equivalente ahorrado por la generación hidráulica sería:
CO2 equiv = 0,9 Tn CO2 /MWh x 8.000 MWh = 7.200 Tn CO2
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57 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Costo de Generación:
Depreciación anual: 1.800 US$ / 30 años = 60.000 US$ / año
Costo Operativo: 1.800.000 US$ x 0,04 = 72.000 US$ / año
Interés del Capital Inmovilizado: 1.800.000 x 0,04= 72.000 US$/ año
Costo Anual de Operación= 204.000 US$/año
Costo de Generación= 204.000 US$/año / 8.000.000 kWh = 0,025 US$/kWh
4. NOMBRE DEL PROYECTO: PONCHO MORO
Localidades a alimentar: Corcovado, Carrenleufú, Cerro Centinela y zonas de
influencia. Sistema aislado que interconecta a las localidades entre sí.
El Proyecto contempla la posibilidad de interconectar las localidades con el Sistema
del Centro Oeste (Tecka, Gobernador Costa, José de San Martín y Río Pico). Este
sistema también es aislado y se alimenta con centrales térmicas diesel.
Ubicación Geográfica: Oeste de la provincia de Chubut,
Servicio actual: Central hidroeléctrica de 350 kW de potencia y Central Térmica con
grupos electrógenos a gasoil de 480 kW de potencia.
Cantidad de usuarios: La zona de influencia del sistema de distribución tiene una
población de 3.000 habitantes
Curso de agua utilizado : Arroyo Poncho Moro
Tipo de Aprovechamiento: Generación de energía hidroeléctrica.
Potencia a instalar: 3.000 kW
Caudal máximo a turbinar: 2,0 m3/s
Salto Neto de diseño: 200 m
Equipamiento: 3 turbogrupos Francis Lentos o 3 turbogrupos Pelton de 2 inyectores
Energía anual máxima a producir: 16.820.000 kWh anuales
Factor de Planta: 0,96
Proyección de potencia máxima demandada:
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58 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
La Secretaría de Energía de la Nación publica en Internet el Informe del Sector
Eléctrico. Para diciembre de 2003, la localidades presentaba el consumo siguiente:
Tabla 12: Generación de electricidad y consumo de Gasoil
Central Tipo Gen Mercado Nº Máq Potencia (kW)
Generación (MWh)
Cons Gasoil (tn)
Corcovado Diesel Aislado 3 480 547 136 Corcovado Hidr Aislado 1 350 1504 G. Costa Diesel Aislado 4 1952 3612 910 Tecka Diesel Aislado 3 638 926 263 Río Pico Diesel Aislado 4 524 346 91 Río Pico Hidr Aislado 1 179 611 Totales 4123 7546 1400
El consumo en estas localidades crece a razón del 7 % anual. Por lo tanto para el año
2015, el consumo de las localidades habrá llegado a los 16.000.000 kWh de consumo
anual, con lo cual la central estará funcionando a pleno.
Estado del Proyecto: El Proyecto se encuentra a nivel de Factibilidad, desarrollado
por el Ing. Carlos FORMICA
Inversión estimada : 5.500.000 US$ (Incluye Línea de Interconexión Sistema
Corcovado con Sistema Centro Oeste)
Costo anual del gasoil ahorrado :
Costo anual: 0,15 US$/kwh x 16.800.000 kWh /año = 2.520.000 US$/año
Reducción de emisiones de CO2 estimada:
Tomando como base que el Gas Oil produce emanaciones de GEI, se ha efectuado el
cálculo de las emanaciones de CO2 equivalente que se ha ahorrado.
Emanaciones de GEI por unidad de energía producida con Gas Oil:
CO2 equiv = 897 kg CO2 / MWh = 0,9 Tn CO2 /MWh
Con lo cual el CO2 equivalente ahorrado por la generación hidráulica sería:
CO2 equiv = 0,9 Tn CO2 /MWh x 16.820 MWh = 15.138 Tn CO2
Costo de Generación:
Depreciación anual: 5.500.000 US$ / 30 años = 183.333 US$ / año
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59 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Costo Operativo: 5.500.000 US$ x 0,04 = 220.000 US$ / año
Interés del Capital Inmovilizado: 5.500.000 x 0,04= 220.000 US$/ año
Costo Anual de Operación= 623.333 US$/año
Costo de Generación= 623.333 US$/año / 16.820.000 kWh = 0,037 US$/kWh
3.3.3. PAH conectados al Sistema Interconectado Nacional
Se propondrá la utilización de PAH interconectados al Sistema Interconectado
Nacional, Sistema Patagónico u otras redes menores, como forma de aportar energía
limpia que permita la desconexión de otras fuentes de generación emanadoras de GEI
Se presentan aquí cuatro proyectos con mayor grado de detalle:
• Salto Andersen
• Las Pirquitas
• Arroyo Lindo
• La Florida
Estos PAH podrían priorizarse y entrar en servicio en los próximos 5 años (Salto
Andersen ya está en proceso de Licitación Pública) considerando que se debería
realizar las siguientes tareas:
Proyectos Ejecutivos a lo largo de los años 2006-2007.
Llamados a Licitación: años 2008-2009
Plazos de construcción: Los plazos estarán en el orden de los 2 años. Los inicios de
Obra pueden escalonarse entre los años 2010 y 2013.
Se calcularán los Costos de Generación para la unidad de energía (kWh) siguiendo el
siguiente análisis:
Se define como Costo Anual a la suma de los siguientes conceptos:
a. Depreciación: Cociente entre el monto invertido y el Plazo de Amortización.
Para este tipo de Obras de Infraestructura se debe considerar un plazo de
amortización de por lo menos 30 años.
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60 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
b. Costo Operativo: suma de los costos necesarios para llevar adelante la
operación de la central, como por ejemplo: Salarios del personal, repuestos,
gastos corrientes, vehículo, comunicaciones, mantenimiento, etc. Se tomará un
monto anual del 4% de la inversión, pero con un mínimo de US$ 45.000.
c. Intereses del Capital inmovilizado: se trabajará con una tasa del 8% anual en
dólares. Como el capital adeudado varía entre el 100 % al inicio y el 0% en el
momento de cancelar la deuda, se tomará un monto anual igual a:
Interés anual: Capital Invertido x Tasa anual /2 = 0,04 x Capital Invertido
Se define como Costo de Generación al cociente entre el costo Anual y la Producción
Anual de Energía
Costo de Generación: Costo Anual / Producción Anual de Energía
5. NOMBRE DEL PROYECTO: SALTO ANDERSEN
Ubicación Geográfica: Sobre el Río Colorado, a 70 km aguas arriba de la ciudad de
Río Colorado
Curso de agua utilizado : Río colorado
Tipo de Aprovechamiento: Riego y Generación de energía hidroeléctrica.
Características : Obra de cierre con compuertas existente. Obra de toma existente.
Canal de acucción a la central en HºAº existente. Falta construir la central, instalar el
equipamiento y LMT para interconexión.
Potencia a instalar: 7.000 kW
Caudal máximo a turbinar: 47 m3/s
Salto Neto de diseño: 7,50 m
Equipamiento: 2 turbogrupos semi Kaplan
Energía anual máxima a producir: 55.200.000 kWh anuales
Factor de Planta: 0,90
Estado del Proyecto: se encuentra en proceso de Licitación. Fecha de apertura:
Febrero de 2006
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61 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Inversión estimada : 7.300.000 US$
Reducción de emisiones de CO2 estimada:
Tomando como base que el Gas Oil produce emanaciones de GEI, se ha efectuado el
cálculo de las emanaciones de CO2 equivalente que se ha ahorrado.
Emanaciones de GEI por unidad de energía producida con Gas Oil:
CO2 equiv = 897 kg CO2 / MWh = 0,9 Tn CO2 /MWh
Con lo cual el CO2 equivalente ahorrado por la generación hidráulica sería:
CO2 equiv = 0,9 Tn CO2 /MWh x 55.200 MWh = 49.680 Tn CO2
Costo de Generación:
Depreciación anual: 7.300.000 US$ / 30 años = 243.333 US$ / año
Costo Operativo: 7.300.000 US$ x 0,04 = 292.000 US$ / año
Interés del Capital Inmovilizado: 7.300.000 x 0,04= 292.000 US$/ año
Costo Anual de Operación= 827.333 US$/año
Costo de Generación= 827.333 US$/año / 55.200.000 kWh = 0,015 US$/kWh
6. NOMBRE DEL PROYECTO: LAS PIRQUITAS
Ubicación Geográfica: Provincia de Catamarca, a 27 km al Norte de la capital de la
provincia.
Curso de agua utilizado : Río del Valle
Tipo de Aprovechamiento: Riego y Generación de energía hidroeléctrica.
Características : Embalse existente. Tubería para central instalada y cerrada con tapón
de A°Hº. Falta colocar tubería a nivel de central, construir la central, instalar el
equipamiento y LMT para interconexión.
Potencia a instalar: 2000 kW
Caudal máximo a turbinar: 3,5 m3/s
Salto Neto de diseño: 70 m
Equipamiento: 2 turbogrupos Francis
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62 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Energía anual máxima a producir: 15.800.000 kWh anuales
Factor de Planta: 0,90
Estado del Proyecto: se encuentra a nivel de Anteproyecto
Inversión estimada : 3.400.000 US$ (Incluye Línea de 33 kV de Interconexión con
central La Carrera)
Reducción de emisiones de CO2 estimada:
Tomando como base que el Gas Oil produce emanaciones de GEI, se ha efectuado el
cálculo de las emanaciones de CO2 equivalente que se ha ahorrado.
Emanaciones de GEI por unidad de energía producida con Gas Oil:
CO2 equiv = 897 kg CO2 / MWh = 0,9 Tn CO2 /MWh
Con lo cual el CO2 equivalente ahorrado por la generación hidráulica sería:
CO2 equiv = 0,9 Tn CO2 /MWh x 15.800 MWh = 14.220 Tn CO2
Costo de Generación:
Depreciación anual: 3.400.000 US$ / 30 años = 113.333 US$ / año
Costo Operativo: 3.400.000 US$ x 0,04 = 136.000 US$ / año
Interés del Capital Inmovilizado: 3.400.000 x 0,04= 136.000 US$/ año
Costo Anual de Operación= 385.333 US$/año
Costo de Generación= 385.333 US$/año / 15.800.000 kWh = 0,024 US$/kWh
7. NOMBRE DEL PROYECTO: ARROYO LINDO
Ubicación Geográfica: El Bolsón, provincia de Río Negro.
Curso de agua utilizado : Arroyo Lindo
Tipo de Aprovechamiento: Generación de energía hidroeléctrica.
Características : Obra nueva. Toma sobre el arroyo, canal de conducción a nivel.
Cámara de Carga. Tubería Forzada y Central.
Potencia a instalar: 2.000 kW
Caudal máximo a turbinar: 0,6 m3/s
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63 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Salto Neto de diseño: 425 m
Equipamiento: 2 turbogrupos Pelton
Energía anual máxima a producir: 14.900.000 kWh anuales
Factor de Planta: 0,85
Estado del Proyecto: se encuentra a nivel de Anteproyecto
Inversión estimada : 4.000.000 US$ (Incluye Línea de 33 kV de Interconexión con
central Térmica El Bolsón)
Reducción de emisiones de CO2 estimada:
Tomando como base que el Gas Oil produce emanaciones de GEI, se ha efectuado el
cálculo de las emanaciones de CO2 equivalente que se ha ahorrado.
Emanaciones de GEI por unidad de energía producida con Gas Oil:
CO2 equiv = 897 kg CO2 / MWh = 0,9 Tn CO2 /MWh
Con lo cual el CO2 equivalente ahorrado por la generación hidráulica sería:
CO2 equiv = 0,9 Tn CO2 /MWh x 14.900 MWh = 13.410 Tn CO2
Costo de Generación:
Depreciación anual: 4.000.000 US$ / 30 años = 133.333 US$ / año
Costo Operativo: 4.000.000 US$ x 0,04 = 160.000 US$ / año
Interés del Capital Inmovilizado: 4.000.000 x 0,04= 160.000 US$/ año
Costo Anual de Operación= 453.333 US$/año
Costo de Generación= 453.333 US$/año / 14.900.000 kWh = 0,030 US$/kWh
8. NOMBRE DEL PROYECTO: LA FLORIDA
Ubicación Geográfica: Provincia de San Luis, a 45 km al Norte de la ciudad capital
Curso de agua utilizado : Río Quinto
Tipo de Aprovechamiento: Aprovechamiento para Riego y Generación de energía
hidroeléctrica.
Características : Reparación y Repotenciación de la central
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64 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Potencia a instalar: 2000 kW
Caudal máximo a turbinar: 4,1 m3/s
Salto Neto de diseño: 61,5 m
Equipamiento: 2 turbogrupos Francis
Energía anual máxima a producir: 12.264.000 kWh anuales
Factor de Planta: 0,7
Estado del Proyecto: La obra generó durante años y fue sacada de servicio. Debe
repararse el equipamiento y ponerlo a funcionar.
Inversión estimada : 2.500.000 US$
Reducción de emisiones de CO2 estimada:
Tomando como base que el Gas Oil produce emanaciones de GEI, se ha efectuado el
cálculo de las emanaciones de CO2 equivalente que se ha ahorrado.
Emanaciones de GEI por unidad de energía producida con Gas Oil:
CO2 equiv = 897 kg CO2 / MWh = 0,9 Tn CO2 /MWh
Con lo cual el CO2 equivalente ahorrado por la generación hidráulica sería:
CO2 equiv = 0,9 t CO2 /MWh x 12.264 MWh = 11.038 Tn CO2
Costo de Generación:
Depreciación anual: 2.500.000 US$ / 30 años = 83.333 US$ / año
Costo Operativo: 2.500.000 US$ x 0,04 = 100.000 US$ / año
Interés del Capital Inmovilizado: 2.500.000 x 0,04= 100.000 US$/ año
Costo Anual de Operación= 283.333 US$/año
Costo de Generación= 283.333 US$/año / 12.264.000 kWh = 0,023 US$/kWh
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65 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 13: Resumen de los Proyectos de aprovechamiento de PAH
Proyecto Río Salto (m)
Caudal (m3/s)
Potencia (kW)
Energía Anual (MWh)
Ahorro CO2
(t CO2)
Inversión (US$)
C. Gener (US$/kWh)
Tipo domiciliario 25.000 (*) 109.500 98.550
Los Antiguos Los Antiguos 100 1,5 1200 7.699 6750 1.800.000 0,027
Rio Mitre Mitre 85 4,5 3200 20.000 18.000 4.500.000 0,025
Gobernador Gregores Chico 25 5,0 1000 8.100 7.200 1.800.000 0,025
Poncho Moro Arroyo Poncho Moro 200 2,0 3000 16.820 15.138 5.500.000 0,037
Salto Andersen Colorado 7,50 47 7000 55.200 49.680 7.300.000 0,015
Las Pirquitas del Valle 70 3,5 2000 15.800 14.220 3.400.000 0,024
Arroyo Lindo Arroyo Lindo 425 0,6 2000 14.900 13.410 4.000.000 0,030
La Florida Quinto 61,5 4,1 2000 12.264 11.038 2.500.000 0,023
TOTAL 46.400 260.283 233.986
(*) 1000 PAH de 25 kW c/u
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66 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
9. OTROS PROYECTOS
Se anexa como complemento, y para que se tenga un orden de magnitud, una planilla
con los Proyectos disponibles de PAH que podrían construirse, con los datos básicos
como Nombre del Proyecto, Curso de Agua, Provincia, Salto, Caudal, Potencia,
Energía Anual, Reducción de emisiones de CO2 estimadas y Costos de Generación.
Debe quedar claro que estos proyectos deberían ser revisados en función de las
condiciones actuales, en algunos casos profundizar los estudios y darse un orden de
prioridad para su construcción.
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67 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 14: Listado de Proyectos de PAH con Costos de Generación y Reducción de emisiones de CO2
Salto Caudal Potencia Energía Anual Ahorro CO2 Inversión C. Gener Provincia Proyecto Río
(m) (m3/s) (kW) (MWh) (t CO2) (US$) (US$/kWh)
Andalgalá Nº2 Andalgalá 70 0,8 400 2500 2250 880000 0,040 Coyagasta Coyagasta 110 578 520 242000 0,047 Fiambalá Guanchín 130 683 615 286000 0,047 Ipizca Icaño 110 578 520 242000 0,047 Londres Quimivil 102 1 840 4000 3600 1848000 0,052 Mutquín Pomán 200 1051 946 440000 0,047
Catamarca
Pomán Pomán 50 0,4 160 1100 990 352000 0,036 Pichanas Pichanas 41 5 1600 8000 7200 3520000 0,050
Córdoba Río S. Antonio Anizacate 600 5700 5130 1320000 0,026 Andalgalá Nº2 Andalgalá 70 0,8 400 2500 2250 880000 0,040 Alto R. Senguer Río Senguer 10 48 4000 25000 22500 8800000 0,040 Cholila Cholila 60 0,9 680 5600 5040 1496000 0,030 Río Corcovado Corcovado 6 16 750 6300 5670 1650000 0,030 Río Pico Pico 225 1500 1350 495000 0,037
Chubut
Río Pico Pico 30 10 3000 25000 22500 6600000 0,030 Loma Redonda Colorado 7,34 39 2250 2500 2250 4950000 0,224 Anillaco Anillaco 230 0,1 200 1000 900 440000 0,050 El Infiernillo El Infiernillo 250 0,5 1000 4000 3600 2200000 0,062 Las Pardecitas Huaco 170 1,2 1600 8500 7650 3520000 0,047 Q. La Troya Vinchina 230 0,85 1538 8084 7275 3383600 0,047 Q. La Troya Vinchina 230 2 3680 19342 17408 8096000 0,047 Q. Segovia Valle Hermoso 320 0,35 896 6000 5400 1971200 0,037 R. Chañarmuyo Chañarmuyo 90 4,5 3326 8000 7200 7317200 0,104 R. Miranda Miranda 97 2,35 1820 4900 4410 4004000 0,093
La Rioja
R. Miranda Miranda 200 2,35 3460 10400 9360 7612000 0,083
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68 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Provincia Proyecto Río Salto Caudal Potencia Energía Anual Ahorro CO2 Inversión C. Gener (m) (m3/s) (kW) (MWh) (t CO2) (US$) (US$/kWh)
Sanagasta Huaco 350 0,8 2400 15500 13950 5280000 0,039 Vinchina Vinchina 20 2 320 1682 1514 704000 0,047 Chilecito Agua Negra 310 0,5 1000 5256 4730 2200000 0,047
La Rioja
Chilecito Amarillo 410 1 3100 20000 18000 6820000 0,039 Cacique 1 C. Guaymallén 16,5 10 2640 11500 10350 5808000 0,057 Cacique 2 C. Guaymallén 16,2 10 2580 7200 6480 5676000 0,089 Drummond C. Guaymallén 4,5 10 720 5100 4590 1584000 0,035 El Confín C. Guaymallén 9,4 10 1500 9200 8280 3300000 0,041 El Dique Las Tunas 100 1,83 4500 21100 18990 9900000 0,053 El Puesto C. Arr. Grande 136 0,8 1740 9900 8910 3828000 0,044 La Junta Las Tunas 97,5 1,83 4270 18700 16830 9394000 0,057 Las Piedras C. Arr. Grande 139 0,8 1800 9900 8910 3960000 0,045 Los Saltos C. Guaymallén 4,5 10 720 12900 11610 1584000 0,014 Manzano 1 A. Grande 117 0,8 2250 13100 11790 4950000 0,043
Mendoza
Manzano 2 A. Grande 146 0,8 2800 14717 13245 6160000 0,047 Misiones Los Helechos A Sambaya 40 100 90 88000 0,100
Las 3 Terrazas Las Tunas 100 1,83 4500 21100 18990 9900000 0,053 Aluminé Rucachoroy 13,2 4,3 470 2200 1980 1034000 0,053 Aluminé 2 Aluminé 15 20 3000 18000 16200 6600000 0,042 A. Escondido A. Escondido 112 0,03 25 100 90 55000 0,062 Cent. del Lago Aluminé 15 20 3000 18100 16290 6600000 0,041 Cochicó A. Bota Curá 26 0,5 90 700 630 198000 0,032 Hogar Margarita Malleo 8 1 45 300 270 99000 0,037 Lago Espejo Lago Espejo 20 25 4000 27000 24300 8800000 0,037 Epulafquen Las Chaquiras 32 0,2 50 400 360 110000 0,031 Las Coloradas Catán Lil 10 5 220 1800 1620 484000 0,030 Las Lajitas Las Lajitas 33 0,95 250 1600 1440 550000 0,039 Malalco A. Malalco 12 0,23 25 100 90 55000 0,062
Neuquén
Moquehue A. Animas 155 0,2 240 2900 2610 528000 0,021
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69 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Nahueve Nahueve 26 20 4000 27500 24750 8800000 0,036 Provincia Proyecto Río Salto Caudal Potencia Energía Anual Ahorro CO2 Inversión C. Gener
(m) (m3/s) (kW) (MWh) (t CO2) (US$) (US$/kWh)
Paso Puyehue A. Las Cascadas 130 0,06 60 400 360 132000 0,037 L. Meliquina A. María 55 0,27 120 900 810 264000 0,033 Río Blanco Blanco 40 0,5 150 1100 990 330000 0,034 Río Hermoso Hermoso 6 15,6 750 5200 4680 1650000 0,036 Rucachoroy Rucachoroy 31 8 1970 12000 10800 4334000 0,041 San Martín 1 Quilquihue 90 4 3000 23000 20700 6600000 0,033
Neuquén
Villa Traful A. Blanco 90 0,25 180 1300 1170 396000 0,035 San Martín 2 A. Calbuco 45 9,6 3600 28000 25200 7920000 0,032 El Bolsón Quemquemtreu 21 9 1600 12000 10800 3520000 0,033 La Mosca La Mosca 57 0,3 100 500 450 220000 0,050
Río Negro
Quemquemtreu Quemquemtreu 31,5 13 3482 20500 18450 7660400 0,042 Barrialito Calingasta 51 1,2 500 2100 1890 1100000 0,059 C. Gral Ullum C. Gral Ullum 16 2,5 353 2100 1890 776600 0,042 C. Ullum/Zonda C. Ullum/Zonda 11 4,4 427 2400 2160 939400 0,044 C. Matriz S. Juan C. Matriz 3,2 60 1800 10400 9360 3960000 0,043 C. Matriz S. Juan C. Matriz 6,4 70 3820 16500 14850 8404000 0,058 C. Sarmiento 1 C. Sarmiento 2,9 10 240 900 810 528000 0,066 C. Sarmiento 2 C. Sarmiento 2,95 10 240 900 810 528000 0,066 C. Sarmiento 3 C. Sarmiento 2,23 10 180 700 630 396000 0,064 Canal Zonda Canal Zonda 11 1,8 175 1000 900 385000 0,044 Gendarmería A. Guardia Vieja 10 0,2 17 100 90 37400 0,042 Gualino C. Cano Castillo 3 1,6 45 300 270 99000 0,037 Los Cauquenes Huaco 17 2,19 400 3000 2700 880000 0,033 Salto km 15,87 C. Céspedes 4,33 13 430 2300 2070 946000 0,047 Salto km 15,87 C. Céspedes 6,6 15,8 820 3200 2880 1804000 0,064
San Juan
Salto km 30,2 C. del Norte 4,6 13 460 3000 2700 1012000 0,038 S. del Estero Fitz Roy Fitz Roy 12,5 2 200 1500 1350 440000 0,033
MR-Consultores Gestión - Energía - Medio Ambiente
70 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Provincia Proyecto Río Salto Caudal Potencia Energía Anual Ahorro CO2 Inversión C. Gener
(m) (m3/s) (kW) (MWh) (t CO2) (US$) (US$/kWh) Río Chico Chico 85 4,5 3200 20000 18000 7040000 0,040
Río Oro Oro 36 0,65 200 1500 1350 440000 0,033 Tres Lagos Chalia 143 0,3 300 2000 1800 660000 0,037
Vizcachas 1 Las Vizcachas 32 4 1000 7000 6300 2200000 0,036
Santa Cruz
Vizcachas 2 Las Vizcachas 50 6 2400 12000 10800 5280000 0,050 C. J. Esquina A C Jume Esquina 8,07 20 600 3600 3240 1320000 0,042
S. del Estero C. Suri Pozo 4 C. Suri Pozo 190 1200 1080 418000 0,039
T. del Fuego Simacush A. Grande 65 5 2500 15000 13500 5500000 0,042
C. J. Esquina B C Jume Esquina 2,34 18,78 170 1000 900 374000 0,042
Río Tala Tala 22,5 2,8 500 2600 2340 1100000 0,048 Río Vipos 1 Vipos 70 6 3400 17870 16083 7480000 0,047
Río Solco Salto 3 Las Raíces 90,75 4,71 2650 30600 27540 5830000 0,022
Tucumán
Río Solco Salto 4 A. Membrillo 81,35 4,8 2250 28000 25200 4950000 0,020
TOTALES 129.749 758.142 682.327,56 285.447.800 (*) 0,047
(*) Valor de Costo de Generación Promedio entre todos los PAH del listado
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71 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
3.3.4. PAH destinados a la generación de Hidrógeno
Hay una serie de cursos de agua que se encuentran en lugares aislados, lejos de las
redes de interconexión y que nunca han sido estudiados en virtud de que no
constituyen una solución para generar energía para ser consumida por la población.
No obstante, es importante imaginar que en la actualidad existe un nuevo destino para
estos PAH: La producción de Hidrógeno.
De esta manera, un PAH podría diseñarse con una potencia que implique un factor de
planta de 0,85 a 0,95, y generaría así el máximo de energía desde el inicio de su puesta
en marcha. La energía producida se dedicaría a la disociación del agua en Oxígeno e
Hidrógeno.
El Hidrógeno podría ser exportado mientras no se difunda el uso en Argentina, o bien,
ser usado para la generación de energía y reemplazar así a otras fuentes de generación
emanadoras de GEI.
Dentro de poco tiempo, el hidrógeno se podría utilizar en el país como combustible
para vehículos cuando esta tecnología sea difundida a nivel mundial.
Argentina, como casi toda Latinoamérica, dispone de gran cantidad de recursos
hidroeléctricos no utilizados, que podrían ser una fuente de generación de Hidrógeno
para ser exportado a Europa y Japón hasta que sea necesario en estas latitudes.
De esta manera podría hacerse viable económicamente una gran cantidad de proyectos
y contribuirse a disminuir las emanaciones de GEI en el planeta.
3.4. ENERGÍA DE BIOMASA
Como puede inferirse de la lectura y análisis de los Cuadros insertos en el Capítulo 5
que forma parte del Segundo Informe[4] presentado, el País dispone de suficientes
recursos energéticos de Biomasa y, a la par, se observa a nivel de numerosos Partidos
o Departamentos una interesante demanda potencial de energía que podría ser
[4] Ver “Mitigación de emisiones a través del desarrollo de la utilización de Energías Renovables”, Segundo Informe, “Evaluación del mercado de las energías renovables en la República Argentina”.
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72 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
satisfecha con aquellos, sea sustituyendo el uso de fuentes fósiles, o mejorando la
calidad del servicio, o para el establecimiento del mismo en áreas en las cuales se
encuentra ausente, sea solo para atender requerimientos de la población o para
posibilitar dicha atención y el desarrollo de proyectos productivos o de servicios.
Asimismo se puede inferir la posibilidad de un mejoramiento sustancial del
aprovechamiento energético de los recursos de Biomasa, actualmente usados tanto en
el abastecimiento de calor para cocción de alimentos y el calentamiento de ambientes,
como en diversas actividades industriales; mejoramiento que podría obtenerse
mediante la difusión de adecuadas tecnologías.
Por otra parte, debe tenerse en cuenta como marco de referencia general, que alrededor
de 51% de los Hogares censados en el año 2001, habitados por 19.115.483 personas,
satisfacían sus requerimientos calóricos, principalmente para cocinar, usando Gas en
Garrafa (36,1%), Leña o Carbón (8,3%), Gas en tubo (5,4%) y otra fuente (0,3%),
mientras el 49% restante, habitado por 16.808.424 personas, usaba Gas de Red.
Además, debe recordarse que de las 332.057 explotaciones agropecuarias censadas en
el año 2002, 47,1% abastecían sus requerimientos de energía eléctrica a través de la
Red de Electrificación rural y, de las restantes,12,5% autogeneraban energía usando
Grupos Electrógenos (5,5%), energía solar (6,6%), Eólica (0,35%), e hídrica (0,04%).
Por consiguiente, del total de explotaciones agropecuarias, 134.286 carecían de
abastecimiento de energía eléctrica. Pareciera razonable asumir que la mayoría de
estas 134.286 explotaciones corresponden a las abarcadas en los estratos, según escala
de extensión (en hectáreas) de las explotaciones, que van desde las más pequeñas hasta
las de 25,1 a 50 hectáreas. Como se explica en cada uno de los Cuadros del conjunto
denominado 5.1.3 a) del Segundo Informe, los cambios ocurridos en el sector, con
implicancias negativas respecto al poblamiento del sector, manifiesto en la sostenida
migración rural ? urbana, posibilitan asumir que por el momento no es recomendable
iniciar proyectos para expandir la electrificación convencional en el medio rural en
que vive la población dispersa.
Si bien la migración rural ? urbana es un proceso que hasta hoy abarca varias
décadas, como puede observarse en los cuadros insertos en el Segundo Informe, a
título de ejemplo puede mencionarse que entre los años 1991 y 2001 implicó una
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73 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
disminución de habitantes, en términos absolutos, de la población rural dispersa, de
456.697 habitantes.
El mencionado comportamiento de la evolución de la población obliga a pensar que
los proyectos que se elaboren para atender los requerimientos de energía de la
población rural dispersa, deben consistir principalmente en sistemas de autogeneración
para satisfacer demandas de apoyo a la producción y/o a actividades agroindustriales,
localizadas en las explotaciones agropecuarias de gran tamaño, así como en las de
mediano y pequeño tamaño asociadas, especialmente en la producción agroindustrial.
Finalmente, en la selección de proyectos recomendables debe tenerse en cuenta que de
las 332.057 explotaciones censadas, alrededor de 24 % se encontraban deshabitadas, o
sea aproximadamente 80.000.
3.4.1. Propuesta de proyectos de uso de biomasa leñosa
Del análisis de la información incluida en el Segundo Informe sobre la disponibilidad
de los recursos energéticos de Biomasa, se infieren las amplias posibilidades para la
implementación de proyectos basados especialmente en la biomasa leñosa, tanto para
la generación de energía eléctrica como para usos calóricos (calentamiento de agua,
cocción de alimentos, calentamiento de interior de vivienda, entre los principales).
No obstante ello, cabe reiterar la escasa importancia que se da a la biomasa leñosa,
puesta de manifiesto en la dilapidación de este recurso en las actividades desarrolladas
en el cambio de uso de la tierra ocupada por Montes y Bosques nativos hacia
actividades agropecuarias, principalmente para cultivo de soja, no para su uso como
fuente de energía sino para la exportación. Esto último no significa una toma de
posición respecto a que si el cambio de uso se hiciera para la producción de Biodiesel
sería correcto, ya que ello debería ser determinado como resultado de un estudio
energético integral, que incluyera en sus análisis a todas las FNRE.
Hasta hoy, y mientras no se realice dicho estudio, la Biomasa leñosa se presenta como
la FNRE más promisoria, tanto por su potencial no aprovechado, como por la brecha
existente entre la tecnología predominante en el País, en el uso de la leña extraída y/o
recogida en los ecosistemas leñosos y la tecnología disponible para un uso más
eficiente de esta fuente, tanto para atender requerimientos calóricos en sustitución de
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74 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
otras fuentes y aumentar rendimientos en su actual consumo, como para la generación
de energía eléctrica.
Lo dicho se basa en que la actual superficie en bosques y montes nativos fue
inventariada en poco más de 33 millones de hectáreas, por lo que los volúmenes de
Leña extraídos en la actualidad implican un muy bajo aprovechamiento del recurso, ya
que se sitúan en un orden ligeramente por debajo de 0,10 t/ha-año, y que si se
asumiera una hipótesis de subestimación de 100 % el total resultante seguiría siendo
de baja significación respecto al potencial disponible, aun sin manejo.
Por otra parte, la superficie ocupada con plantaciones forestales es de alrededor de 0,8
millón de hectáreas y su aprovechamiento, en promedio, si se siguiera la metodología
vigente hasta 1995 respecto a considerar Leña a los rollizos extraídos de las
plantaciones, resultaría que éstas posibilitan un aprovechamiento anual de leña de
alrededor de 1,80 ton /ha-año.
Por lo tanto, los volúmenes potenciales de Leña que podrían ser aprovechados
anualmente, posibilitan razonablemente pensar en Proyectos de diferente magnitud
para la generación de energía eléctrica a partir de la biomasa leñosa, sobre todo
teniendo en cuenta que la central de biomasa forestal mas grande de Europa (Central
de 24,5 MW, capaz de suministrar electricidad a casi 50.000 hogares y calor para
calefaccionar las viviendas de unas 12.000 familias), consumiría alrededor de
200.000 t anuales de residuos forestales.
Partiendo del supuesto que la oferta potencial anual extraíble de Leña de los Montes y
Bosques nativos, aun sin manejo forestal, podría estar en promedio en
1,5 t de leña/ ha-año y asumiendo una disponibilidad promedio de 50% del volumen
generado, el total extraíble sería aproximadamente unas 8 veces superior al
actualmente registrado, por lo que sería totalmente factible, desde el punto de vista del
recurso renovable, pensar en la generación de energía eléctrica a partir del mismo.
Más aun, la oferta de este recurso renovable podría incrementarse significativamente si
las superficies que contienen dicho potencial fueran manejadas en el marco conceptual
del desarrollo sustentable.
Complementando lo expresado, para demostrar el potencial leñoso aprovechable, a
continuación se presenta un Cuadro con una estimación de dicho potencial, sin incluir
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75 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
en el mismo supuesto alguno respecto a los incrementos que podrían obtenerse si los
Montes y Bosques nativos estuvieran bajo manejo forestal sustentable.
Tabla 15: Potencial sustentable extraíble de leña de montes y bosques nativos
PROVINCIAS Potencial sustentable
extraíble (t)
Buenos Aires 64.701
Catamarca 446.303
Chaco 3.839.334
Chubut 570.664
Córdoba 1.060.859
Corrientes 54.083
Entre Ríos 148.586
Formosa 2.504.428
Jujuy 708.286
La Pampa 1.758.770
La Rioja 501.266
Mendoza 487.073
Misiones 0
Neuquén 610.471
Río Negro 776.058
Salta 5.391.676
San Juan 259.381
San Luís 948.739
Santa Cruz 167.934
Santa Fe 624.118
Santiago del Estero 5.222.438
Tierra del Fuego 347.322
Tucumán 601.892
TOTAL 27.094.380 Fuente: Recursos Energéticos Renovables de la República Argentina. Fundación Bariloche, 2004
Como puede observarse, son numerosas las provincias en las cuales, potencialmente,
podrían desarrollarse proyectos de generación eléctrica a partir de la biomasa leñosa, y
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76 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
ello sin incluir en el total el residuo generado por las actividades de la industria
forestal, que en pocas provincias es significativo. Entre las provincias se destacan
Chaco, Formosa, Salta y Santiago del Estero.
Por consiguiente, la presentación de ideas de proyectos es iniciada por el que
posibilitaría el aprovechamiento de la biomasa leñosa para la generación de energía
eléctrica.
Cabe señalar que teniendo en cuenta la magnitud de la extracción actual de leña a
nivel de provincia, la implementación de proyectos para la generación de energía
eléctrica podría iniciarse en Chaco (extracción año 2003, 1.736.886 t), Salta
(extracción año 2003, 5.391.676 t), Formosa (extracción año 2003, 2.504.428 t) y
Santiago del Estero (extracción año 2003, 459.388 t).
3.4.1.1. Generación de energía eléctrica.
No existe en el País tecnología para este uso de biomasa leñosa, pero sí en el Brasil. A
título de ejemplo se describe a continuación características de la primera Central
Planta Termoeléctrica Constitución, localizada en las cercanías de la ciudad de
Constitución, en la Región VII o del Maule, de Chile, de tecnología brasileña.
La Central esta conformada por:
v Sistema de alimentación de combustible
v Sistema de agua de alimentación
v Caldera y equipos auxiliares
v Sistema de control de emisiones
v Chimenea
v Turbogenerador
v Condensador y sistema de agua de enfriamiento
v Subestación eléctrica
v Línea de transmisión
El consumo de combustible se estima en 20,3 toneladas/hora.
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77 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Requiere el suministro de un caudal continuo de agua de 10 litros/segundo.
La caldera es del tipo acuotubular, con parrilla inclinada, apta para quemar desechos
forestales (aserrín y corteza con un contenido de humedad de hasta 63%). Su
capacidad de generación de vapor es de 45 toneladas/hora, a una presión de 42 kg/cm2,
para una tasa de quema de combustible de las ya mencionadas 20,3 toneladas/hora.
La evacuación de las emisiones gaseosas se efectúa por una chimenea de acero de 25
metros de alguna, un diámetro inferior de 3 metros y un diámetro superior de 1,336
metros.
Las emisiones de partículas sólidas en los gases de la chimenea tienen el siguiente
control:
v Control Primario. Colector ciclónico de partículas, que corresponde a una
primera etapa de limpieza, por la cual se obtiene una concentración de sólidos en
los gases de emisión del orden de 500 mg/m3
v Control Secundario. Separador húmedo, equipo que corresponde a una segunda
etapa de limpieza, garantizando una emisión final de partículas, en la chimenea,
inferior a 112 mg/m3.
El Grupo Turbogenerador incluye una turbina del tipo de condensación, con una
potencia máxima de 8,5 MW. La turbina tiene una capacidad de extracción máxima de
vapor a baja presión de 15 toneladas/hora, para atender las demandas de los secadores
de madera del aserradero abastecedor de la biomasa leñosa usada. Este vapor puede
ser entregado a una presión de 6 kg/cm2 absolutos (± 0,5 kg/cm2) y una temperatura de
170ºC.
Generador de tipo sincrónico, trifásico, de 50 Hz de frecuencia y un voltaje de
generación de 4,16 kV.
La Subestación dispone de un transformador de 4,16/23 kV y 10 MVA de potencia,
conectado a una barra de 23 kV. De esa barra se alimenta el aserradero y se efectúa la
conexión con la línea eléctrica del sistema local de distribución, que posibilita llegar a
la Subestación Constitución y, por lo tanto, conectarse con el sistema Interconectado
Central, para venta de los excedentes.
Los residuos generados fueron clasificados en:
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78 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
v Residuos líquidos industriales. Estos corresponden a dos tipos: i) aguas de
descarte de la planta de ósmosis inversa y ii) aguas de descarte del separador
húmedo.
v Respecto a las primeras, alcanzan un flujo continuo de 3,33 m3/hora (0,926
litros/segundo). Teniendo en cuenta su composición, se infiere que este residuo
industrial líquido no presenta inconvenientes para su vertido a cursos naturales
de agua.
v En cuanto a las segundas, son prácticamente nulas (casi 100% es recirculado a
proceso) disponiéndose sólo de la cantidad de agua necesaria para fluidizar
inicialmente el lodo proveniente del abatimiento de cenizas. Esta humedad luego
es evaporada a una cancha de secado para disposición final de lodos en un sitio
adecuado.
v Desechos Sólidos. La Central no constituye una fuente importante de desechos
sólidos. La Central fue diseñada para generar 707 libras/hora de cenizas
(correspondientes a 44750 libras/hora de combustible), de las cuales 566
libras/hora corresponden a cenizas de fondo y 141 libras/hora son cenizas
volantes. Los sistemas de recolección de cenizas garantizan una captación del
97,5%, lo que constituye 690 libras/hora, equivalentes a 2700 toneladas/año. Las
características químicas de las cenizas posibilitan asegurar que no constituyen
residuos peligrosos.
v Residuos Gaseosos. Las tasas de emisión son las siguientes:
• Material particulado respirable, 0,35 toneladas/día
• SO2, 0,03 toneladas/día
• VOC, 0,41 toneladas/día
Cabe señalar que el proyecto original estimaba un consumo de 171.281 toneladas/año
de biomasa leñosa, lo que implicaba que la Central operaría 8.437,5 horas/año, es
decir un coeficiente de utilización muy cercano a 1 (0,963), mientras que lo aceptable
estaría alrededor de las 7000 h/año, o sea un consumo de 142.100 toneladas/año de
biomasa leñosa para una generación de electricidad en un orden de magnitud de los
59.500 MWh.
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79 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
En general, la tecnología para la construcción de Centrales de Biomasa se encuentra
desarrollada no solo para tamaños como los establecidos en Chile, sino también para
capacidades mayores.
Así, a simple título de ejemplo, en Austria se esta construyendo la Central de Biomasa
Forestal más grande de Europa, con una capacidad de generación eléctrica para
atender los requerimientos de alrededor de 50.000 hogares (estimados en 24,5 MW) y
calórica para unas 12.000 Familias (estimados en 37 MW), estimándose que la
operación de la Central evitará la emisión a la atmósfera de alrededor de 144 mil
toneladas de CO2. Anualmente, la Central utilizará alrededor de 200 mil toneladas de
residuos de origen vegetal. Se trata de una tecnología de alta eficiencia.
Propuesta
2 Centrales, una en el Chaco y otra en Santiago del Estero, con potencia máxima de
8,5 MW cada una, con funcionamiento de unas 7.000 h/año, con un consumo de
142.100 t/año de biomasa leñosa (leña y residuos de los aserraderos), estimándose una
generación de electricidad de alrededor de 59.500 MWh cada Central. Además, por
localización, ambas podrían suministrar vapor de baja presión para satisfacer
requerimientos de secadores de madera de los aserraderos.
La suma de las dos centrales evitaría una emisión de C02, a la atmósfera, estimada en
aproximadamente 50-100 mil toneladas según el tipo de central que se reemplace.
En un horizonte a diez años, podría suponerse como mínimo la instalación de unas
ocho a doce centrales adicionales a las dos ya mencionadas, o la cantidad de Centrales
de mayor magnitud, equivalentes en conjunto a las necesarias para una generación de
electricidad de 600-840 miles de MWh, con el correspondiente impacto respecto a
evitar emisiones de CO2 a la atmósfera. Las centrales podrían estar distribuidas entre
Chaco, Formosa, Salta y Santiago del Estero. La secuencia de instalaciones podría ser
la siguiente:
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80 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 16: Instalación de centrales a leña
Años Chaco Santiago
del Estero Formosa Salta
1 1 1
3 1 1
6 1 2
8 2 1
10 2 2
3.4.1.2. Para usos calóricos.
Existe en el País tecnología desarrollada para el uso más eficiente de la leña. A
continuación se describe la correspondiente a una cocina.
Características : cocina de bajo costo y alto rendimiento, de fácil fabricación y con
varios modelos de acuerdo a las necesidades. Posibilidades de calentar agua.
Combustibles: leña, residuos vegetales, bagazo compactado, etc.
Sistema de combustión: Quemador con sistema de combustión secuencial: cámara de
combustión primaria y etapas de combustión secundaria y terciaria que quema tanto la
fase sólida como la gaseosa, con rendimiento del 80%.
Materiales: el quemador consiste en piezas encastrables prefabricadas de material
refractario, con puerta de alimentación de chapa de hierro o fundición. El resto de la
cocina puede construirse con distintos materiales de acuerdo a las distintas
necesidades y posibilidades: barro, ladrillos comunes, ladrillos refractarios, metal.
Fabricación: las piezas encastrables del quemador se fabrican vaciando hormigón
refractario en sencillos moldes de chapa de hierro. No es necesario entrenamiento
especial. Por su forma plana que facilita el transporte pueden ser fabricadas tanto en
forma centralizada, como local. Estas piezas se ensamblan fácilmente in situ. El resto
de la cocina se hace en forma manual.
Modelos: con el mismo quemador se pueden construir modelos para uso comunitario
o más pequeños para uso familiar. De acuerdo a las necesidades pueden ser
desarrollados los diseños adecuados.
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81 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Precio: el precio de los materiales para fabricar el quemador es de sesenta y cinco
dólares (65 US$). El precio del resto de la cocina depende de los materiales
seleccionados para utilizar y del tamaño de la misma.
COCINA A LEÑA, Modelo Comunitario:
1. Inyectores para combustión secundaria
2. Inyectores para combustión terciaria
3. Piezas refractarias encastrables del quemador
4. Puerta de alimentación y marco
5. Cuerpo de la cocina
6. Hornallas
7. Conducto de Humos
8. Calentador de agua
9. Horno
10. Zona de combustión secundaria
11. Zona de combustión terciaria
QUEMADOR PARA SECADO
Características : quemador con sistema de combustión secuencial y tolva de
almacenamiento de combustible;
A un régimen de 100.000 kcal/h posibilita de 6 a 8 horas de autonomía con Leña.
Combustibles: igual que en el caso de la cocina.
Sistema de combustión: Cámara de combustión de material refractario (ladrillos y
hormigón). Cámaras secundaria y terciaria, de refractario de alta alúmina. Soplador
eléctrico en la cámara primaria. Rendimiento de combustión superior a 80%.
Materiales: refractarios. Tolva de alimentación y tapa en chapa de hierro de 5 mm de
espesor. Soplador Eléctrico. Ventiladores de 30 cm de diámetro, eléctricos.
Fabricación: Quemadores in situ. Tolva cilindrada y soldada.
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82 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Propuesta
Usos calóricos, principalmente para cocción de alimentos, calefacción de viviendas y
calentamiento de agua
En el Segundo Informe se explicitó la existencia de tecnología desarrollada en el País
para el uso más eficiente de la leña, residuos vegetales, bagazo compactado, etc.,
consistente principalmente en un quemador con sistema de combustión secuencial:
cámara de combustión primaria y etapas de combustión secundaria y terciaria, que
quema tanto la fase sólida como la gaseosa, con rendimiento del 80%.
En el Cuadro 5.1.3.b del mencionado Informe se muestra, a nivel de provincia, la
cantidad de Hogares y Personas que usan Leña y carbón, principalmente para cocinar,
lo que posibilita asumir el supuesto de que en ellos puede encontrarse un significativo
potencial para introducción de la tecnología, con el objetivo de disminuir el uso de
biomasa leñosa, disminuir emisiones gaseosas a la atmósfera y aumentar el volumen
disponible de leña o carbón para otros usos energéticos.
Las siguientes fueron las Provincias en las que el uso de Leña y Carbón fue
históricamente y continuó siendo en el año 2001 (CNPH y V 2001, INDEC) de mayor
significación:
Tabla 17: Provincias consumo de Leña y carbón
Provincias Hogares Población
Chaco 54.347 254.908
Corrientes 44.048 199.987
Formosa 32.627 148.341
Jujuy 24.527 111.242
Misiones 84.008 379.393
Salta 46.123 224.489
Santiago del Estero 56.716 279.910
Tucumán 26.778 122.745
Como puede observarse, cuatro de ellas fueron consideradas potenciales receptoras de
Centrales Termoeléctricas, es decir, Chaco, Formosa, Salta y Santiago del Estero, por
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83 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
lo que las economías en uso de leña para cocción de alimentos podrían en parte,
dependiendo de la localización de las Centrales, ser usada en la generación eléctrica.
La penetración y expansión del uso de cocinas y estufas para la calefacción de
ambientes, solo podría realizarse mediante la implementación de una política activa
que incluya promoción, crédito blando para la adquisición del equipo, capacitación
para el uso de la tecnología y asistencia técnica para mantenimiento, reparaciones, etc.,
exigiendo esto último la formación de los técnicos requeridos para ello, pudiendo ser
técnicos de nivel de enseñanza secundaria o terciaria, requiriendo por lo tanto la
participación del Sistema Educativo.
La difusión de la tecnología podría iniciarse en las cuatro Provincias mencionadas, con
posibilidades ciertas de penetración en Corrientes y Misiones, y en menor medida en
Tucumán y Jujuy.
Cabe destacar que en las Provincias mencionadas la población usa significativos
volúmenes de Gas en Garrafas o en Tubos, y que parte de la misma podría inclinarse
por el uso de leña en sustitución del Gas, en razón de las diferencias del precio de cada
producto, teniendo como restricción, no insuperable, pautas culturales y de
necesidades.
Suponiendo que la implementación de una política activa, de las características
mencionadas en un párrafo anterior, se iniciara en el año 0 en un horizonte a 10 años,
podría razonablemente asumirse la siguiente secuencia de penetración en los Hogares
(expresada en % de Hogares, estimada a partir de la cantidad de los mismos,
explicitada en el cuadro precedente):
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84 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 18 : Secuencia de penetración en los Hogares
Años Chaco Formosa Salta S.del Estero
Corrientes Misiones Tucumán Jujuy
0 X X X X
1 1 1 1 1 X X
2 1 1 1 1 1 1 X X
3 2 2 2 2 1 1 1 1
4 5 5 5 5 2 2 1 1
5 5 5 5 5 5 5 2 2
6 5 5 5 5 5 5 5 5
7 10 10 10 10 5 5 5 5
8 10 10 10 10 10 10 5 5
9 10 10 10 10 10 10 10 10
Notas: x inicio de la promoción; tomando como ejemplo Chaco, al finalizar el año 9, el 49% de los Hogares estarían usando Leña con la tecnología propuesta, sin dudas mejorable; el ritmo de penetración supuesto tiene en cuenta el tiempo de formación de la cantidad de técnicos necesarios para mantenimiento y/o reparación de equipos, además del tiempo de entrada en régimen de la industria que proveerá los mismos.
3.4.1.3. Biogás.
La producción de biogás se basa en la digestión de biomasa (residuos agropecuarios,
residuos agroindustriales) en ausencia casi completa de oxígeno. De esta forma se
genera un gas rico en metano y dióxido de carbono y con trazas de H2S, obteniéndose
como subproducto un semisólido que puede ser usado como enmienda orgánica de
suelos, incorporando además nutrientes.
Las tecnologías para la obtención de Biogás no son desconocidas en el País, si bien los
intentos realizados para penetración de las mismas no tuvieron éxito, lo que se
atribuye principalmente a aspectos de tipo cultural, principalmente porque los
esfuerzos demostrativos fueron realizados con estiércol cuando predominaba el
modelo de producción pecuaria extensiva y no existían problemas, en horizontes de
largo plazo, de escasez de combustibles líquidos derivados del petróleo y la
electrificación rural se expandía.
En esas décadas tampoco se pensaba en el País en la posibilidad de uso del biogas en
motores de ciclo Otto, con pocas modificaciones, o en máquinas de tipo dual
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85 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Pero los cambios ocurridos en los últimos años respecto a la expansión de la
implementación del engorde a corral (o “feed lot”), para cambios en el uso de los
suelos, de ganadería a agricultura, y la difusión del conocimiento respecto a las
implicancias ambientales de la acumulación de estiércol, ya no solo posibilita, sino
que se convierte en una necesidad el aprovechamiento de éste para la generación de
biogás y la obtención adicional de un producto (residuo) rico en nutrientes y
mejorador de los suelos.
En lo que respecta a la posibilidad de implementar proyectos de generación de Biogás
en los sitios de concentración de estiércol, que darían respuesta a un problema
ambiental creciente en las vecindades de los corrales de engorde, comenzamos
recordando que el contenido energético del estiércol es de 3.500 kcal/kg de estiércol y
que el rendimiento promedio del proceso de conversión del estiércol en biogás es de
alrededor de 15%. El gas generado contiene alrededor de 60% de metano.
Para el diseño de proyectos de generación de biogás es necesario tener en cuenta que
no todos los departamentos o partidos, a nivel de Provincia, pueden ser incluidos en
aquellos. Analizando los Cuadros incluidos en el Segundo informe, surge la
posibilidad de implementar proyectos en los corrales de engorde localizados en los
Partidos y Departamentos inserto en la Tabla 19 donde se presenta la lista de las
jurisdicciones en las cuales podrían ser implementados proyectos de esta naturaleza.
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86 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 19: Departamentos donde se puede generar biogás
Provincia Departamentos
Ayacucho F. Ameghino Marcos Paz S.A.de Areco
Azul Gral. Belgrano 9 de Julio San Pedro
Bahía Blanca Guaminí Pehuajó Tandil
Brandsen La Plata Pergamino T. Lauquen
Carlos Casares Lincoln Rauch Tres Arroyos
Carlos Tejedor Lobos Roque Pérez Zárate
Buenos Aires
Cnel. Dorrego Mar Chiquita Saladillo
Colón Río Cuarto Río Segundo Totoral
Gral. Roca Río Primero San Justo Unión Córdoba
Marcos Juárez Río Seco Tercero Arriba
Chaco Bermejo
Chubut Cushamen
Diamante Gualeguaychú Paraná Villaguay Entre Ríos Gualeguay La Paz Uruguay
Formosa Formosa
La Rioja Capital
Catriló Loventué Maracó Realicó La Pampa
Conhelo
Salta Salta Anta
San Luís Gral.Pedernera
Caseros Gral. Obligado Las Colonias San Lorenzo
Constitución Iriondo Rosario San Martín Santa Fe
Gral. López La Capital San Justo Vera
S.del Estero Jiménez Rivadavia
Tucumán Graneros
Sin dudas que la implementación de proyectos para la producción de Biogás en los
sitios de localización de los corrales de engorde, deberá ser precedida de una política
activa de promoción, capacitación, créditos blandos para la compra de la tecnología,
asistencia técnica que contribuya a establecer el uso más adecuado del biogás y la
comercialización del subproducto de la fermentación, entre otros aspectos a tener en
cuenta. En este tema puede tener un destacado papel la Oficina de Implementación del
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87 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
MDL, a través de la cual el Estado Nacional podría participar en la venta de los Bonos
de Carbono.
Por las condiciones explicitadas resulta poco creíble cualquier estimación de
penetración de esta tecnología usando como materia prima estiércol. Pero es otra
posibilidad que tiene el País de diversificar las fuentes de energía con FRE, como ya
se dijo, a partir de la implementación de políticas activas de los Estados Nacional y
Provinciales.
Actualmente, existen numerosos proyectos de producción de Biogás asociado a los
rellenos sanitarios municipales, así como en la necesidad de dar respuesta a la
creciente acumulación de estiércol en los corrales de engorde o “feet lot”, cuyo
número va en aumento como respuesta a la presión de la demanda de superficies para
la siembra de granos, principalmente de especies oleaginosas.
En relación a la producción de Biogás asociado a los rellenos sanitarios, en fecha
relativamente reciente fue aprobado en el País el primer proyecto de desarrollo limpio,
estimándose que podría generar ventas anuales de “bonos verdes” por unos 6 millones
de euros[5]. Se trata del proyecto de relleno sanitario localizado en Villa Domínico
(Partido Avellaneda, provincia de Buenos Aires), para recuperación de gas metano. La
implementación de este proyecto posibilitará reducir las emisiones de más de seis
millones de t de CO2 en el transcurso de 10 años. Este proyecto operará en un predio
de 290 hectáreas donde fueron acumuladas 40 millones de toneladas de residuos en los
últimos 26 años. Si bien en menor escala, proyectos de este tipo podrían ser
implementados en otras Capitales de provincias y ciudades, solucionando además un
problema ambiental cuya significación es creciente. Se estima que la inversión
empresaria para la implementación de este proyecto será de alrededor de US$ 19
millones.
Razonablemente, puede asumirse que en el transcurso de los próximos diez (10) años
serán implementados proyectos semejantes en las principales capitales y ciudades,
tanto para dar respuestas a los problemas generados por la acumulación de residuos,
[5]CEUTA – Energía. Boletín Energía Sustentable, Nº 36, septiembre de 2005. energí[email protected]
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88 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
con la consiguiente emisión de gases a la atmósfera, como para gozar de los beneficios
generados por la posibilidad cierta de venta de certificados de carbono, cuya precio
manifiesta una interesante tendencia creciente. Quizás una hipótesis razonable, de
mínima, en un horizonte de diez (10) años, sería la de triplicación de la capacidad
operativa del proyecto mencionado en el párrafo anterior, distribuido entre proyectos
de mediano tamaño localizados en el Municipio de Córdoba (Capital), Rosario
(provincia de Santa Fe) y Tucumán (vecindad de la ciudad Capital), y en proyectos de
menores portes en otras ciudades capitales de provincias.
Proyectos de esta naturaleza tienen altas probabilidades de realización por cuanto
resultan atractivos para el capital privado, pero si los Municipios resolvieran participar
en estos podrían tener una fuente de ingresos genuinos e instrumentos para incentivar
la participación de la población en la clasificación de los residuos domiciliarios que
luego pasan a integrar los rellenos sanitarios.
3.4.1.4. Biodiesel.
En el País existe tecnología probada a través de numerosos proyectos implementados,
a los que se hizo referencia en el Segundo Informe, en algunos de los cuales
participaron el INTA, la Universidad Nacional de Santa Fe y la Universidad Nacional
de Río Cuarto, entre otras Instituciones involucradas en el sector público. Por ello, en
este apartado se incluye información de interés predominantemente elaborada en el
marco de la Secretaría de Agricultura, Ganadería, Pesca y Alimentos de la Nación.
Se trata de un conjunto de combustibles oxigenados basados en ésteres obtenidos a
partir de aceites o grasas vegetales o animales. Puede ser usado en forma pura o
mezclado con Gasoil en motores con ciclo Diesel. Las mezclas de hasta el 20%
(denominado B20, es decir, 20% de Biodiesel y 80% de Gasoil) pueden ser usadas en
prácticamente todos los motores diesel, sin requerir para ello modificación alguna,
mientras que en mezclas con mayor proporción, incluso en el caso del B100, los
motores requieren pequeñas modificaciones. Cuanto más alto es el porcentaje de
Biodiesel mezclado en el combustible, mayor es la reducción de emisiones, lo que
significa que puede ser considerado un aditivo al Gasoil estándar.
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89 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Un documento relativamente reciente de la SAGPyA, al que hicimos mención en el
Segundo Informe, el uso de Biodiesel puede reducir las emisiones de CO2 a la
atmósfera, habiéndose comprobado que la combustión de 1 tonelada de Gasoil libera
3,11 toneladas de CO2, aproximadamente lo mismo que la combustión de 1 tonelada
de Biodiesel. Pero debido a que el proceso del Biodiesel recicla el CO2, la sustitución
de Gasoil por Biodiesel reduciría la emisión neta de este gas a un tercio. Por lo tanto,
globalmente, una planta de Biodiesel que produce 50 mil toneladas/año de
combustible, posibilita prevenir la emisión de unas 150 mil toneladas de CO2.
El documento de la SAGPyA destaca que el uso de Biodiesel duplica la vida útil de los
motores que desde sus 0 km comenzaron a rodar con Biodiesel B100. Además, señala
que con el desarrollo del Biodiesel generaría mayor valor agregado al aceite, materia
prima para la producción del biocombustible y que con parte de la producción de soja
se cubriría la demanda.
En el año 2000 la producción de Biodiesel en el conjunto de los principales países de
la Unión Europea fue de alrededor de 1 millón de toneladas/año, disponiendo de una
capacidad instalada para 1,27 millones de toneladas/año. Dicho conjunto de países esta
integrado por Alemania, Francia, Italia, Bélgica, Inglaterra, Austria, Suecia y la ex
Checoslovaquia.
El proceso de producción consiste en la extracción del aceite de la materia prima
mediante métodos convencionales y luego la transesterificación del mismo para la
producción de biodiesel. Este último proceso implica la transformación de triglicéridos
presentes en el aceite vegetal en metilester mediante la reacción con un alcohol
(metanol o etanol) en presencia de un catalizador (hidróxido de sodio o hidróxido de
potasio). Como subproductos del proceso se obtienen harinas y proteínas para
consumo animal o humano y glicerol en cantidades significativas.
Un estudio[6] relativamente reciente, respecto al consumo de Gas Oil en la agricultura
argentina, estimó que el consumo en el total de las labores de labranza, implantación,
defensa y cosecha de los productos del conjunto integrado por soja, girasol, maíz,
trigo, sorgo y forrajeras en el año agrícola 2004 fue de alrededor de 1.026 millones
[6] Ing. Agr. Magíster Sc. Lidia B. Donato
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90 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
litros, lo que implicó una erogación de poco más de 421 millones de US$, lo que da
una idea de las posibilidades de sustitución de Gas Oil en la agricultura, así como de
su contribución a la disminución de las emisiones de CO2.
Retomando el documento de la SAGPyA, en el mismo se estima que para cubrir la
demanda de biodiesel del transporte automotor de cargas, en base a aceite de soja, con
un B20, deberían molerse alrededor de 9,76 millones de toneladas de grano de soja.
Habría que comenzar por poner en marcha los proyectos demorados, informados en el
documento de la SAGPyA:
Ø Horreos de Argentina – Murphy, Santa Fe, con producción de 300.000
toneladas/año de biodiesel
Ø CODESU, Plaza Huincul, Neuquen, con cultivo de 15.000 hectáreas de colza
Ø Monte Buey, Córdoba, , basado en aceite de soja, provisto bajo sistema de facón
por una planta de crushing de la zona.
Ø Biocom, Tres Arroyos, Buenos Aires, en base a soja y girasol, para producir 40
mil toneladas anuales, con financiamiento de 10 millones de pesos de la Provincia.
Ø Gobierno de la Provincia del Chaco
Se supone que el desarrollo de la producción de biodiesel podría realizarse usando la
capacidad ociosa de la molienda, estimada en 16% de la capacidad instalada, siendo
esta de 28 millones de toneladas/año. La producción de biodiesel posibilitaría cubrir el
42% de la demanda de biodiesel B20.
Según el documento de la SAGPyA, mencionado en párrafos anteriores, estudios[7]
recientes puntualizan que los costos en la obtención de biodiesel, considerando un
valor de compra de aceite de soja a procesar de 350 US$ /tonelada y un reintegro por
venta de glicerina a 0,50 US$ /kg, varían entre un mínimo de 0,372 $/litro de biodiesel
y un máximo de 0,406 $/litro, según sea el monto de la inversión inicial y el volumen
de grano procesado, como se ejemplifica en la Tabla 20.
[7]Adreani et al (2000)
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91 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 20: Costo por litro de biodiesel en función del monto de la inversión inicial
1. Inversión inicial 1.200.000 US$
Molienda anual de soja (t) 150.000 100.000 75.000
Producción de aceite (t) 27.159 18.068 13.522
Producción de biodiesel (m3) 23.900 15.900 11.899
Costo Operativo anual (millones de US$) 10,09 6,79 5,13
Costo del biodiesel (US$ por litro) 0,372 0,376 0,380
2. Inversión inicial 3.000.000 US$
Molienda anual de soja (t) 150.000 100.000 75.000
Producción de aceite (t) 27.159 18.068 13.522
Producción de biodiesel (m3) 23.900 15.900 11.899
Costo Operativo anual (millones de US$) 10,64 7,22 5,49
Costo del biodiesel (US$ por litro) 0,392 0,400 0,406
Fuente: Andreani et al (2000)
Por su parte Ugolini (2000), en base a un modelo desarrollado por INTA y ASA en
1996, estimó el costo de obtención del biodiesel asumiendo un valor de 300 US$/t de
aceite de soja, un margen de utilidad para la planta procesadora de biodiesel del 20% y
un valor de venta de la glicerina a 1,40 US$/kg, llegando al siguiente resultado:
Tabla 21: Costo por litro de biodiesel en función del monto de la inversión inicial
Inversión inicial 2.500.000 US$
Molienda anual de soja (ton) 182.500
Producción de aceite (ton) 33.000
Producción de biodiesel (m3) 33.000
Costo Operativo anual (millones de US$) 11,48
Costo del biodiesel (US$ por litro) 0,350
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92 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
3.5. ENERGÍA GEOTÉRMICA
3.5.1. Generación de electricidad.
Debido a que el único yacimiento estudiado a nivel de anteproyecto es el de Copahue,
provincia del Neuquén, y el resto de yacimientos de alta entalpía requiere todavía de
un nivel de estudio para determinar su potencial que escapa a la posibilidad de empleo
en los próximos 10 años, se considera que como máximo se podría poner en operación
una central eléctrica de 30 MW en el yacimiento mencionado y conectada al sistema
eléctrico nacional.
Se estima que la misma podría entrar en operación en el año 2010 entregando
199.730 MWh/año asumiendo un factor de capacidad medio de 76 %. El costo de una
central de esta potencia está en el orden de 30 a 35 millones de US$ resultando el
valor del kWh de 3 a 5 centavos de US$ dependiendo de las hipótesis financiera que se
hagan.
3.5.2. Aprovechamientos de baja entalpía
Durante los últimos años ha habido una gran cantidad de inversiones privadas
orientadas al uso calórico de la energía geotérmica destinado a aplicaciones tales
como:
a) Invernáculos climatizados utilizando fluidos termales.
b) Calefacción de viviendas mediante pisos radiantes.
c) Criaderos de hongos en recintos climatización por fluidos termales.
d) Criaderos de truchas en regiones de clima frío mediante climatización del agua.
e) Deshidratación de frutas u hortalizas.
Sin tener en cuenta los usos en balneoterapia que son los que tienen el mayor
contenido energético aunque en su mayoría no sustituibles por otras fuentes. En la
Tabla 22 se detallan las capacidades instaladas a fines del año 2005 para los usos
recién descriptos.
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93 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 22: Instalaciones y capacidad en MWt de los usos directo de la
energía geotérmica
Uso Capacidad Instalada
(MWt) Distribución %
Uso sanitario 12,2 8,1
Calefacción domiciliaria 10,2 6,8
Invernaderos 21,48 14,3
Cría de peces 7,03 4,7
Uso Industrial 14,0 9,3
Derretimiento de nieve 1,39 0,9
Balneología 83,58 55,9
TOTAL 149,88 100
Suponiendo que se dispone de un marco legal y regulatorio y que se implementan
medidas de promoción, la potencia instalada para usos térmicos de la energía
geotérmica podría llegar a triplicarse en el término de los próximos 10 años. Esto se
funda además en el hecho de que en la actualidad, sin medidas promocionales, se están
realizando numerosas perforaciones en provincias como Misiones, Santa Fe y Buenos
Aires.
En la Tabla 23 se detalla la evolución de la potencia instalada acumulada total y la
energía utilizada en aplicaciones de baja entalpía, sin cons iderar el uso en
balneoterapia porque en la mayoría de los casos no puede ser sustituido por fuentes de
energía de origen fósil. Para el cálculo de la energía utilizada se supuso un factor de
utilización medio de 0,4 para todas las aplicaciones térmicas.
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94 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 23: Evolución hasta el año 2015 de la potencia instalada total y de la
energía utilizada anualmente en aplicaciones geotérmicas de baja entalpía
Año Potencia
acumulada total MWt
Energía utilizada total anual
MWht
2005 66,3 232.315
2006 79,6 278.918
2007 92,8 325.171
2008 106,1 371.774
2009 119,3 418.027
2010 132,6 464.630
2011 145,9 511.234
2012 159,1 557.486
2013 172,4 604.090
2014 185,6 650.342
2015 198,9 696.946
4. ESTUDIO DE MITIGACIÓN DEL CAMBIO CLIMÁTICO POR EMPLEO DE
FNRE
En los dos escenarios estudiados (de Base y de Mitigación) se analizó el
funcionamiento detallado del sector, mediante el uso del modelo LEAP (Long-Range
Energy Alternatives Planning System) desarrollado por el Stockolm Environment
Institute – Boston Center at the Tellus Institute. La proyección se realizó mediante una
apertura de los consumos en los principales sectores, subsectores y fuentes donde se
consideró viable y significativa la penetración de las fuentes renovables de energía en
cada escenario. La penetración de cada fuente en el escenario de Mitigación se tuvo en
cuenta a nivel de uso en base a los proyectos descriptos en el Capítulo 3, y se
incorporó como un dato al LEAP.
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95 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Se ha tomado como fundamento para construir el escenario energético de Base o de
Referencia la Prospectiva 2002[8] elaborada por la Secretaría de Energía de la Nación,
dado que es la única información oficial con proyección a mediano y largo plazo
cubriendo el período 2003-2012
Tanto para el Año Base 2000 como para el año 2003 (último año para el cual existen
datos oficiales de balance energético) se tomaron los datos del Balance Energético [9].
Para los años de corte 2005 y 2010 se siguieron las pautas dadas por la Secretaría
Energía en su Prospectiva 2002, en todo lo referente a la oferta de generación, la
importación y la exportación de electricidad. Asimismo, para la distribución de
centrales eléctricas en el período considerado y las reservas de petróleo y gas, se
siguieron los datos dados por la Secretaría de Energía en la mencionada Prospectiva.
Para el año horizonte se siguió la tendencia 2005-2010.
El escenario energético de Mitigación se definió en base a las propuestas de FNRE
realizadas en el presente trabajo.
Cada uno de estos escenarios energéticos es analizado en el marco de un escenario
socioeconómico que se describe a continuación. Cabe aclarar que los escenarios
energéticos de base y de mitigación sólo se diferencian en la estructura de fuentes en
los sectores de demanda y transformación, siendo iguales los consumos finales de
energía para cada sector. De esta forma, la comparación entre escenarios permite
establecer en forma clara el efecto que la incorporación de las energías renovables
tendría sobre las emisiones totales y sectoriales asociadas con el sistema energético
Argentino.
Escenario Socioeconómico
Para la definición del escenario socioeconómico se partió de los datos del año 2000
debido a que es el año para el cual se realizó el Inventario de Gases de Efecto
Invernadero. Asimismo se utilizaron los datos históricos hasta el año 2003, último año
para el cual existen datos oficiales del balance energético nacional, y a partir del
mismo se realizó la proyección. Esta se efectuó con un horizonte prospectivo al año
[8] Prospectiva 2002, Mayo 2003
[9] Balance Energético Nacional 2000|
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96 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
2015 con cortes en el año 2005 y 2010, mostrándose los valores únicamente para esos
cuatro años
El Escenario Socioeconómico sigue los lineamientos presentados por el Ministerio de
Economía y Producción[10], asumiendo que el nuevo contexto macroeconómico
iniciado por Argentina recientemente podrá ser mantenido. La composición sectorial
del producto está basada en estimaciones propias que toman en cuenta los sectores que
impulsan el crecimiento global. Los resultados se expresan en la Tabla 24.
Tabla 24: Evolución de las variables explicativas según Escenario Socioeconómico
Año 2000 2005 2010 2015 2000-2015 %a.a
Población (miles) 35878 38014 39869 41814 1,03%
PBI (millones US$1995) 269698 326732 397519 483642 3,97%
PBI por Habitante (US$1995) 7517 8353 9690 11240 2,72%
Residencial (miles de habitantes) 35878 38014 39869 41814 1,03%
Industria (incluye construcción) (u$s 1995)
58140 64079 83258 106634 4,13%
Transporte
Carretero (parque automotor total)
6.953.180 8.157.446 10.118.530 12.366.630 3,91%
FFCC (VA de industria, agro, pesca y minería) (millones US$ 1995)
78010 88142 112615 141830 4,07%
Navegacion (PBI) 269698 326732 397519 483642 3,97%
Aereo (PBI) 269698 326732 397519 483642 3,97%
Comer.y Serv.Publico (todos los servicios y comercio) (millones US$ 1995)
177198 188474 228573 273249 2,93%
Agro Pesca y Minería (millones US$ 1995)
14567 18379 23451 29495 4,82%
Fuente: estimaciones propias del IDEE-FB con datos de Ministerio de Economía y Producción, CELADE y ADEFA.
4.1. ESCENARIO DE BASE
4.1.1. Escenario Base o Referencia Energético
Como ya se dijo se tomó como fundamento para construir el escenario de Base o de
Referencia Energética la Prospectiva 2002 dada por la Secretaría de Energía de la
[10](Análisis N° 1, Crecimiento, Empleo y Precios, Buenos Aires, Argentina, Abril de 2004)
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97 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Nación, dado que es la única información oficial con proyección a mediano y largo
plazo cubriendo el período 2003-2012.
En este escenario las energías renovables sólo tienen una penetración tradicional a
través de grandes obras hidroeléctricas, necesarias para satisfacer la demanda
energética derivada del escenario socioeconómico de crecimiento sostenido. No existe
una penetración apreciable de las energías renovables en los sectores de consumo, al
margen de las ya existentes relacionadas con la utilización de la biomasa en los
sectores industrial y residencial.
De la Tabla 25 a la Tabla 32 se resumen los datos del escenario energético por
sectores para el período 2000-2015 con cortes en los años 2005 y 2015, como
resultados de las hipótesis definidas en el escenario socioeconómico y las pautas
incluidas en el escenario energético.
Tabla 25: Evolución de la distribución de consumo energético final por sector Valores en Petajoule y Porcentajes
2000 2005 2010 2015 Sector
PJ % PJ % PJ % PJ %
Residencial 394,9 20,5 403,5 19,4 474,9 18,0 540,6 16.9
Agropecuario 105,7 5,5 126,0 6,1 160,5 6,1 195,3 6,1
Comercial- Público 118,4 6,1 123,2 5,9 153,3 5,8 183,7 5,8
Transporte 555,0 28,8 627,2 30,2 803,6 30,5 961,5 30,1
Industria 439,7 22,8 476,6 23,0 634,4 24,1 816,9 25,6
No Energético 131,3 6,8 132,4 6,4 168,7 6,4 206,0 6,4
Consumo Propio 184,9 9,6 186,6 9,0 237,7 9,0 290,1 9,1
TOTAL 1.929,8 100 2.075,5 100 2.633,0 100 3.194,1 100
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98 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 26: Consumo Sector Residencial Valores en Petajoule y Porcentajes
2000 2005 2010 2015 Fuente
PJ % PJ % PJ % PJ %
Electricidad 77,3 19,6 80,5 19,9 92,4 19,5 101,0 18,7
Gas Natural 250,2 63,4 270,7 67,1 331,0 69,7 385,2 71,3
Gas Licuado 46,3 11,7 35,4 8,8 34,8 7,3 35,9 6,6
Leña 9,4 2,4 4,2 1,0 2,5 0,5 1,4 0,3
Kerosene 3,7 0,9 3,2 0,8 1,3 0,3 0,5 0,1
Carbón Vegetal 7,9 2,0 9,6 2,4 13,0 2,7 16,8 3,1
Total 394,9 100 403,5 100 474,9 100 540,6 100
El sector residencial tiene una importante, aunque decreciente, participación en el
Balance Energético Nacional (BEN), pasando del 20,5% al 16,9% del consumo final
entre los años 2000 y 2015. Presenta una evolución que marca la sustitución de fuentes
como el GLP, la leña y el kerosene por el Gas distribuido, al tiempo que la Energía
Eléctrica prácticamente mantiene su participación en el tiempo. Estas últimas dos
fuentes pasan de constituir el 83% al 90% del consumo final residencial hacia el final
del período considerado. La siguiente fuente en importancia es el GLP, pero con una
tendencia marcadamente decreciente debido al desarrollo de las redes de gas
distribuido y al crecimiento de la proporción de población urbana. El fenómeno de
sustitución se produce principalmente en relación a los usos calóricos y la utilización
de una fuente más limpia y eficiente como el gas distribuido.
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99 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 27: Consumo Sector Comercial y Público Valores en Petajoule y Porcentajes
2000 2005 2010 2015 Fuente
PJ % PJ % PJ % PJ %
Gas Distribuido 48,4 40,9 47,3 38,4 63,7 41,5 80,9 44,1
Leña 0,0 0,0 2,9 2,3 2,6 1,7 1,9 1,0
Electricidad 64,0 54,1 65,8 53,4 82,9 54,1 98,6 53,7
Gas Licuado 1,2 1,0 4,7 3,8 3,0 1,9 1,8 1,0
Diesel Oil 3,3 2,8 2,0 1,6 0,9 0,6 0,4 0,2
Fuel Oil 1,4 1,2 0,6 0,5 0,2 0,1 0,1 0,0
Total 118,4 100 123,2 100 153,3 100 183,7 100
El sector Comercial, de Servicios y Público tiene una reducida participación en el
BEN, con valores relativamente estables en el período considerado, pasando del 6,1%
en el año 2000 al 5,8% en el año 2015. Al igual que en el caso residencial, el gas
distribuido y la electricidad representan la mayor parte del consumo, pasando del 95%
al 98% en el período considerado. La participación del gas distribuido es creciente,
aunque más reducida que en el caso residencial. Las fuentes que sustituye son
principalmente el Diesel Oil y el Fuel Oil.
Tabla 28: Consumo Sector Transporte Valores en Petajoule y Porcentajes
2000 2005 2010 2015 Fuente
PJ % PJ % PJ % PJ %
DO 306,0 55,1 355,5 56,7 467,9 58,2 561,7 58,4
Gasolina 148,8 26,8 115,4 18,4 113,8 14,2 102,3 10,6
GNC 58,3 10,5 128,2 20,4 188,4 23,4 257,2 26,7
Kero/JP 19,9 3,6 20,4 3,3 26,0 3,2 31,8 3,3
FO 20,0 3,6 5,2 0,8 3,2 0,4 1,8 0,2
EE 2,0 0,4 2,5 0,4 4,2 0,5 6,7 0,7
Total 550,0 100 627,2 100 803,6 100 961,5 100
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100 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
El sector transporte es el más importante en relación al consumo energético final, con
una participación creciente entre los años 2000 y 2015, pasando del 28,8% al 30,1%.
La evolución de la estructura de consumo por fuentes está marcada por la
participación mayoritaria y creciente del Gas Oil y por la fuerte sustitución de las
gasolinas por el GNC. Estas tres fuentes representan entre el 92% y el 95% en este
período. En relación a las fuentes minoritarias, los combustibles para aeronavegación
prácticamente mantienen su participación, al tiempo que el FO casi desaparece y la EE
penetra ligeramente.
Tabla 29: Consumo Sector Agropecuario, Silvicultura y Pesca Valores en Petajoule y Porcentajes
2000 2005 2010 2015 Fuentes
PJ % PJ % PJ % PJ %
Gas Natural 0,0 0,0 0,0 0,0 1,3 0,8 6,2 3,2
Eolica 2,0 1,9 2,3 1,8 2,7 1,7 3,1 1,6
Electricidad 1,7 1,6 2,1 1,7 2,8 1,7 3,5 1,8
Diesel Oil 102,0 96,5 121,6 96,5 153,7 95,8 182,4 93,4
Total 105,7 100 126,0 100 160,5 100 195,3 100
El sector agropecuario tiene una reducida participación en el consumo final de energía
de Argentina, constituyendo el Diesel Oil más del 93% del consumo. Aquí se produce
una moderada penetración del Gas Distribuido y de la electricidad por el creciente
grado de urbanización y extensión de redes de suministro. El bombeo eólico
representa una proporción minoritaria y decreciente del consumo debido a la falta de
reposición y diseminación de los molinos y su sustitución por bombas eléctricas
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101 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 30: Consumo Sector Industria Valores en Petajoule y Porcentajes
2000 2005 2010 2015 Fuentes
PJ % PJ % PJ % PJ %
Productos de Caña 33,3 7,6 21,7 4,6 24,2 3,82 25,7 3,1
Otras Primarias 54,5 12,4 60,3 12,7 72,2 11,4 82,5 10,1
No Energético de Coque 11,7 2,7 6,5 1,4 4,6 0,7 3,2 0,4
Leña 1,9 0,4 4,5 0,9 5,7 0,9 6,9 0,8
Gases 4,8 1,1 7,5 1,6 8,2 1,3 8,6 1,0
Gas Licuado 1,2 0,3 6,8 1,4 8,7 1,4 10,5 1,3
Gas Distribuido 191,1 43,5 245,3 51,5 348,6 54,9 472,0 57,8
Fuel Oil 10,8 2,5 4,9 1,0 2,2 0,3 0,9 0,1
Electricidad 123,2 28,0 114,8 24,1 156,4 24,6 203,0 24,8
Diesel Oil 3,2 0,7 1,7 0,3 0,8 0,1 0,4 0,04
Coques 2,2 0,5 0,9 0,2 0,5 0,1 0,3 0,03
Carbon Mineral 1,6 0,4 1,7 0,4 2,3 0,4 3,0 0,4
Total 439,7 100 476,6 100 634,4 100 816,9 100
El sector industrial es el segundo en importancia dentro del BEN y en las proyecciones
del consumo de energía final, con una participación creciente entre los años 2000 y
2015. El gas distribuido y la EE representan las fuentes más importantes, abarcando
más del 70% del consumo. El gas distribuido muestra una fuerte penetración en este
período, sustituyendo a divesas fuentes minoritarias y a las biomasas
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102 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 31: Consumo Sector No Energético Valores en Petajoule y Porcentaje
2000 2005 2010 2015 Fuentes
PJ % PJ % PJ % PJ %
Petróleo 59,7 45,5 60,3 45,5 76,8 45,5 93,8 45,5
Gasolinas 30,9 23,6 31,2 23,6 39,8 23,6 48,5 23,6
Gas de refinería 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,2 0,3 0,2
Gas Licuado 22,3 17,0 22,5 17,0 28,6 17,0 35,0 17,0
Gas Distribuido 18,1 13,8 18,3 13,8 23,3 13,8 28,4 13,8
Total 131,3 100 132,4 100 168,7 100 206,0 100
Tabla 32: Consumo Propio Valores en Petajoule y Porcentaje
2000 2005 2010 2015 Fuentes
PJ % PJ % PJ % PJ %
Gas de refinería 23,6 12,7 23,8 12,8 30,3 12,8 37,0 12,7
Gas Licuado 0,2 0,1 0,2 0,1 0,2 0,1 0,3 0,1
Gas Distribuido 124,9 67,5 126,0 67,6 160,6 67,6 196,0 67,6
Fuel Oil 21,3 11,5 21,5 11,5 27,4 11,5 33,4 11,5
Electricidad 9,4 5,1 9,5 5,1 12,1 5,1 14,8 5,1
Diesel Oil 2,8 1,5 2,8 1,5 3,5 1,5 4,3 1,5
Carbón Residual 2,5 1,3 2,5 1,3 3,2 1,3 3,9 1,3
Carbón Mineral 0,3 0,2 0,3 0,2 0,4 0,2 0,5 0,2
Total 184,9 100 186,6 100 237,7 100 290,1 100
El Sector consumo propio tiene una participación importante dentro del BEN, aunque
bastante menor que los sectores Transporte, Industria y Residencial. La participación
mayoritaria corresponde al Gas Distribuido, cercana al 67% y estable en todo el
período. Le siguen en importancia el gas de refinería y el fuel oil, ambos con
participaciones estables.
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103 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 33: Consumo final total. Valores en Petajoule y Porcentaje
2000 2005 2010 2015 FUENTES
PJ % PJ % PJ % PJ %
Biomasa y otras primarias 109,1 5,6 105,3 5,1 122,9 4,7 138,2 4,3
Carbones 6,0 0,3 5,4 0,3 6,3 0,2 7,6 0,2
Deriv. De Petróleo 733,9 38,0 746,2 35,9 917,6 34,8 1062,3 33,3
Electricidad 277,7 14,4 275,2 13,3 350,8 13,3 427,6 13,4
Gas Distribuido 691,0 35,8 835,9 40,3 1116,8 42,4 1426,0 44,6
GLP 71,2 3,7 69,5 3,3 75,2 2,9 83,3 2,6
Otros Gases 28,6 1,5 31,5 1,5 38,8 1,5 45,9 1,4
No Energético 11,7 0,6 6,5 0,3 4,6 0,2 3,2 0,1
TOTAL 1929,8 100 2075,5 100 2633,0 100 3194,1 100
La estructura del consumo final total por fuentes refleja la penetración del gas
distribuido en los sectores con mayor peso dentro del BEN (transporte, industria,
residencial), la sustitución leve de algunos derivados del petróleo (con un gran peso de
la sustitución de las gasolinas en transporte), y la relativa estabilidad del consumo del
EE, con una reducción de su participación relativa cercana al 1% en todo el período.
Tabla 34: Requerimientos de Electricidad (Petajoule)
Unidad 2000 2005 2010 2015
Consumo Final PJ 277,65 275,23 350,77 427,56
Importaciones PJ 26,08 26,08 26,08 26,08
Exportaciones PJ 21,69 21,69 21,69 21,69
Saldo Neto PJ -4,39 -4,39 -4,39 -4,39
Requerimiento Total
PJ 273,26 270,84 346,38 423,17
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104 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 35: Centrales de generación eléctrica incorporadas entre los períodos de corte
Incremento entre los años de corte en MW Período
Hidráulicas Nuclear Térmicas Convencionales
2006-2010 1135 700 2528
2011-2015 1833 0 5344
En relación al abastecimiento de EE para Servicio Público, este escenario planifica su
expansión principalmente en base a Centrales Térmicas Convencionales de tipo Ciclo
Combinado, con el aporte adicional de algunas grandes obras hidroeléctricas y la
incorporación de Atucha II. Entre las centrales hidroeléctricas planificadas hasta el año
2015 se incluyen las dos nuevas cotas de Yacyretá (78m y 83m), Caracoles-Punta
Negra, Garabí, Chihuidos II, Añacuyá y Bermejo.
Tabla 36: Requerimientos de energía primaria
2000 2005 2010 2015
PJ % PJ % PJ % PJ %
Gas natural 1448,7 41,0 1552,2 40,8 2037,1 44,1 2437,0 44.1
Petróleo 1731,5 49,0 1886,9 49,6 2245,2 46,3 2555,2 46.3
Biomasa 121,4 3,4 117,1 3,1 138,3 2,9 158,1 2.9
Otras Renovables 129,9 3,7 145,1 3,8 151,1 3,9 218,3 3.9
Nuclear 74,4 2,1 86,8 2,3 86,3 2,6 142,9 2.6
Carbón 30,3 0,9 12,3 0,3 10,6 0,2 9,7 0.2
Total 3536,3 100 3800,5 100 4668,5 100 5521,1 100
Subpe ríodo 1,5% 4,2% 3,4% Tasa
Anual Acumu lada 1,5% 2,8% 3,0%
Los requerimientos de energía primaria se concentran en el gas natural y el petróleo
(>90% en todo el período), reflejando naturalmente la creciente demanda de gas
distribuido en los diversos sectores de consumo final y transformación. La biomasa
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105 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
reduce su participación, mientras que otras renovables (constituida principalmente por
Hidroelectricidad) crecen muy levemente. Las energías renovables en su conjunto
pasan del 7,1% al 6,8% de los requerimientos entre el año 2000 y 2015, constituyendo
la Hidroelectricidad más del 50%. La energía nuclear incrementa levemente su
participación, al tiempo que el carbón mineral la reduce hasta prácticamente
desaparecer. Todo esto refleja un escenario fuertemente dominado por las energías
fósiles, principalmente el gas natural, y con una minoritaria y decreciente participación
de las energías renovables en su conjunto, las cuales no reducen aún más su
participación gracias a la implementación de grandes obras hidroeléctricas.
4.1.2. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Escenario Base
En la Tabla 37 se muestra la evolución de las emisiones de los Gases de Efecto
Invernadero, resultante de las hipótesis del Escenario Base Energético y el Escenario
Socioeconómico considerado.
Se consideró solamente el CO2 no biogénico o sea el que proviene de la quema y
manejo de los combustibles fósiles.
Tabla 37: Emisiones de GEI en el Escenario Base
Escenario de base Tipo de
Gas Unidad 2000 2005 2010 2015 Tasa aa
2000-2015
CO2 103 Gg 118,39 122,66 160,10 188,14 3,14%
CH4 Gg 583,38 626,54 669,02 717,86 1,39%
N2O Gg 3,24 3,21 4,17 4,79 2,64%
NOx Gg 651,92 706,13 895,66 1.052,09 3,24%
CO Gg 3.059,91 2.731,94 2.940,97 3.022,86 -0,08%
COVDM Gg 349,89 316,12 350,52 368,4 0,34%
COVDM compuestos orgánicos volátiles distintos del metano
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106 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Los valores del año base 2000 fueron obtenidos mediante el LEAP en base a los
consumos energéticos y los factores de emisión dados por el Inventario de Emisiones
de Gases con Efecto Invernadero[11].
La evolución de las emisiones de los distintos gases muestra que el gas que tiene el
mayor crecimiento es el NOx, con una tasa aa de 3.24% en el período, seguido por el
CO2 con 3.14% y el N2O con 2.64%. El metano y COVDM presentan crecimientos
algo menores, al tiempo que el CO prácticamente se mantiene constante. El aporte del
N2O es poco significativo cuando se toma en cuenta su potencial de calentamiento
global.
Análisis por sectores
En la Tabla 38 se presentan las emisiones de CO2 no biogénico (excluye biomasa)
para el año base y los años de corte considerando los distintos sectores de consumo y
todas las fuentes de emisión.
Tabla 38: Emisiones de CO2 no biogénico en el Escenario Energético de Base por sectores
Tg % Sector
2000 2005 2010 2015 Tasa aa 2000-2015
Centrales Eléctricas 23,25 18,22 27,89 28,32 1,32
Autoproductores 4,75 5,20 6,38 7,59 3,17
Emisiones Fugitivas (1) 1,05 1,05 1,05 1,05 0,00
Residencial 17,14 17,56 20,75 23,79 2,21
Comercial-Público 3,13 3,13 3,82 4,67 2,70
Transporte 38.98 43.12 54,91 65,17 3,49
Industria 12,27 15,02 20,66 27,58 5,55
Agropecuario 7,51 8,95 11,39 13,78 4,13
Consumo Propio 10,31 10,41 13,26 16,18 3,05
Total 118,39 122,66 160,10 188,14 3,14
(1) Emisiones relacionadas con los procesos de extracción, procesamiento y transporte del Carbón Mineral, Gas Natural y Petróleo [12].
[11] Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de la República Argentina, Año 2000
[12] Las emisiones fugitivas procedentes de las actividades de petróleo y gas natural abarcan todas las emisiones provenientes de la exploración, producción, la elaboración, el transporte y el uso de
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107 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
El sector más importante desde el punto de vista de las emisiones de CO2 no
biogénico es el transporte, con más del 33% de las emisiones totales y un
comportamiento muy dinámico reflejado en una tasa de crecimiento en el período del
3.5% aa. Le sigue en importancia las Centrales de Generación, aunque con una
participación decreciente en el período (del 19% al 15%), y la industria con una
participación levemente creciente. El sector residencial es el cuarto en importancia,
con una participación decreciente en el período. En relación a la tasa de crecimiento de
las emisiones, el sector más dinámico es la industria, con una tasa del 5,5% aa, seguida
por el sector agropecuario, 4.13% aa.
Por razones de completitud damos por separado las emisiones de CO2 biogénico[13]
Tabla 39: Emisiones de CO2 biogénico en el Escenario Energético de Base por sectores
Tg Sector 2000 2005 2010 2015
Carbonera 1,34 1,62 2,2 2,83 Autoproductores 0,83 0,67 0,81 1 Residencial 1,66 1,32 1,49 1,75 Industria 8,66 8,34 9,84 11,09 Comercial Servicios y Publico 0 0,27 0,25 0,18 Total 12,48 12,23 14,59 16,86
En este caso la principal contribución corresponde a la biomasa utilizada en el sector
industrial, con más del 65% de las emisiones de CO2 biogénico pero una participación
decreciente en el tiempo.
petróleo y gas natural, y de la combustión no productiva (p.ej. la quema en antorcha y la incineración de gas de desecho). No incluye el uso de petróleo y gas o de productos derivados de éstos para suministrar energía para uso interno en las actividades de producción, elaboración y transporte de energía. Dicho uso se considera consumo de combustible y se incluye como Consumo propio.
El proceso geológico de formación del carbón también produce metano, parte del cual queda atrapado en la veta carbonífera hasta que es extraído. La mayoría de las emisiones procede de las minas subterráneas profundas. Hay otras emisiones que provienen de las minas a cielo abierto y de las actividades posteriores a la extracción del mineral
[13] El carbono biogénico es el que forma parte del ciclo natural del carbono en el sentido que se absorbió de la atmósfera durante el crecimiento de la biomasa y se emite al transformarse y quemarse la biomasa. Por ende las emisiones netas de CO2 son cero (esto es sólo una aproximación y válido sólo para un manejo sustentable del suelo que no afecte negativamente la productividad de largo plazo del mismo).
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108 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
4.2. ESCENARIO DE MITIGACIÓN
4.2.1. Escenario energético
En este escenario las energías renovables penetran en forma apreciable, tanto en los
sectores de demanda final como de transformación. Al margen de las contribuciones
de fuentes renovables consideradas en el escenario base, se consideraron las
propuestas de proyectos realizadas en el Capítulo 3, incluyendo energía solar térmica y
FV, biodiesel, biogás de rellenos sanitarios, parques eólicos, generación de EE en base
a biomasa, cocinas eficientes a leña, geotermia y pequeños aprovechamiento
hidroeléctricos.
Se calculó el escenario energético de mitigación por sectores para el período 2000-
2015 con cortes en los años 2005, 2010 y 2015, como resultado de las hipótesis
definidas en el escenario socioeconómico y los proyectos de FNRE.
Tabla 40: Evolución de la distribución de consumo energético final por sector
Valores en Petajoule y Porcentajes
2000 2005 2010 2015 Sector
PJ % PJ % PJ % PJ %
Residencial 394,9 20,5 403,5 19,4 474,9 18,0 540,6 16,9
Agropecuario 105,7 5,5 126,0 6,1 160,5 6,1 195,3 6,1
Comercial Servicios y Publico 118,4 6,1 123,2 5,9 153,3 5,8 183,7 5,8
Transporte 555,0 28,8 627,2 30,2 803,6 30,5 961,5 30,1
Industria 439,7 22,8 476,6 23,0 634,4 24,1 816,9 25,6
No Energético 131,3 6,8 132,5 6,4 168,7 6,4 206,0 6,4
Consumo Propio 184,9 9,6 186,6 9,0 237,7 9,0 290,1 9,1
TOTAL 1.929,8 100 2.075,5 100 2.633,0 100 3.194,1 100
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109 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Si se compara con la Tabla 25 del escenario de Base se observa que se han obtenido
los mismos valores, lo cual debe ser así al sustituir fuentes convencionales por FNRE
de igual aporte energético.
La distribución interna por fuentes en los distintos sectores se muestra en las Tablas
siguientes
Tabla 41: Consumo Sector Residencial Valores en Petajoule y Porcentajes
2000 2005 2010 2015 Fuente
PJ % PJ % PJ % PJ %
Solar 0 0,0 0.8 0,2 3,7 0,8 8,5 1,6
Leña 9,4 2,4 4,1 1,0 2,4 0,5 1,2 0,2
Kerosene 3,7 0,9 3,2 0,8 1,3 0,3 0,5 0,1
Geotérmica 0 0,0 0 0,0 0,1 0,02 0,2 0,04
Gas Licuado 46,3 11,7 34,7 8,6 31,3 6,6 28,2 5,2
Gas Distribuido 250,2 63,4 268,9 66,6 322,3 67,9 365,4 67,6
Electricidad 77,3 19,6 80,5 19,9 92,4 19,5 101,0 18,7
Carbón Vegetal 7,9 2,0 9,6 2,4 13,0 2,7 16,7 3,1
Biogas 0 0,0 1,7 0,4 8,4 1,8 18,9 3,5
Total 394,9 100,0 403,5 100,0 474,9 100,0 540.6 100,0
La principal diferencia con el escenario base es la penetración del biogas de rellenos
sanitarios y de los calefones solares como sustitución del gas distribuido. Los
calefones solares sustituyen también en forma principal al GLP y en menor medida a
la leña. Esta última sustitución reduce la participación de la leña respecto del escenario
base, a pesar de la introducción de un programa de cocinas eficientes en base a
biomasa que sustituyen GLP. Sin embargo, en este caso dicho consumo de leña se
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110 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
realiza en forma más eficiente. La Tabla 41 también refleja una muy incipiente
penetración de la geotermia de baja entalpía para usos domésticos calóricos.
Los valores totales son los mismos que Tabla 26 del escenario de Base, mientras que
aquí están explícitos los aportes de la FNRE consideradas en el sector Residencial. Lo
mismo se observa en todos los otros sectores.
Tabla 42: Consumo Sector Comercial y Público Valores en Petajoule y Porcentajes
2000 2005 2010 2015 Fuente
PJ % PJ % PJ % PJ %
Solar 0,0 0,0 0,3 0,2 1,7 1,1 4,0 2,2
Residual Fuel Oil 1,4 1,2 0,6 0,5 0,2 0,1 0,1 0,1
Leña 0,0 0,0 2,8 2,3 2,4 1,6 1,4 0,8
Kerosene 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Geotérmica 0,0 0,0 0,3 0,2 1,0 0,7 1,9 1,0
Gas Licuado 1,2 1,0 4,6 3,7 2,8 1,8 1,4 0,8
Gas Distribuido 48,4 40,9 46,3 37,6 58,7 38,3 69,6 37,9
Electricidad 64,0 54,1 65,8 53,4 82,9 54,1 98,6 53,6
Diesel 3,3 2,8 2,0 1,6 0,9 0,6 0,4 0,2
Carbón Vegetal 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Biogas 0,0 0.0 0,5 0,4 2,7 1,8 6,4 3,5
Total 118,4 100,0 123,2 100,0 153,3 100,0 183,7 100,0
Al igual que en el sector Residencial, en el sector Comercial, Servicios y Público la
principal penetración de las energías renovables se produce a través del biogás de
rellenos sanitarios y de los calefones solares en sustitución del GN y en el último caso
también del GLP. También se consigna allí una pequeña participación de las cocinas
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111 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
solares comunales. La energía geotérmica tiene aquí una participación más importante
que en el sector residencial.
La penetración de las energías renovables en este sector es tan significativa como para
revertir la tendencia de crecimiento de la participación del gas distribuido observada
en el escenario de base (6% de diferencia entre escenarios en el año 2015).
Tabla 43: Consumo Sector Transporte Valores en Petajoule y Porcentajes
2000 2005 2010 2015 Fuente
PJ % PJ % PJ % PJ %
Residual Fuel Oil 20,0 3,6 5,2 0,8 3,2 0,4 1,8 0,2
Kerosene 19,9 3,6 20,4 3,3 26,0 3,2 31,8 3,3
Gasolina Motor 148,8 26,8 115,4 18,4 113,8 14,2 102,3 10,6
Gas Distribuido 58,3 10,5 128,2 20,4 188,4 23,4 257,2 26,7
Electricidad 2,0 0,4 2,5 0,4 4,2 0,5 6,7 0,7
Diesel 306,0 55,1 353,2 56,3 455,6 56.7 532,1 55,3
Biodiesel 0,0 0,0 2,3 0,4 12,3 1,5 29,7 3,1
Total 555,0 100,0 627,2 100,0 803,6 100,0 961,5 100,0
En el sector de transporte la única penetración de energías renovables considerada
corresponde al biodiesel en transporte carretero, con una participación cercana al 3%
en el año horizonte. Claramente, en este caso la penetración del biodiesel desplaza al
Diesel Oil.
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112 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 44: Consumo Sector Agropecuario, Silvicultura y Pesca Valores en Petajoule y Porcentajes
2000 2005 2010 2015 Fuentes PJ % PJ % PJ % PJ %
Geotérmico 00 0,0 0,1 0,1 0,3 0,2 0,6 0,3
Gas Distribuido 0,0 0,0 0,0 0,0 1,1 0,7 5,7 2,9
Eólica 2,0 1,9 2,3 1,8 2,7 1,7 3,1 1,6 Electricidad 1,7 1,6 2,1 1,7 2,8 1,7 3,5 1,8 Diesel 102,0 96,5 121,0 96,0 150,9 94,0 175,8 90,0
Biodiesel 0,0 0,0 0,5 0,4 2,7 17 6,6 3,4
Total 105,7 100,0 126,0 100,0 160,5 100,0 195,3 100,0
Al igual que en el sector transporte, el sector agropecuario del escenario de mitigación
se ve marcado por la penetración del biodiesel en sustitución del diesel oil en
maquinaria agrícola. Se observa también una muy incipiente penetración de la
geotermia para uso en invernaderos y actividades similares.
Tabla 45: Consumo Sector Industria Valores en Petajoule y Porcentajes
2000 2005 2010 2015 Fuentes
PJ % PJ % PJ % PJ %
Solar 0,0 0,0 0,1 0,0 0,4 0,1 1,1 0,1
Residual Fuel Oil 10,8 2,5 4,9 1,0 2,2 0,3 0,9 0,1
No Energético de Coque 11,7 2,7 6,5 1,4 4,6 0,7 3,2 0,4
Otras primarias 56,4 12,8 64,8 13,6 77,9 12,3 89,4 10,9
Geotérmica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,3 0,0
Gas Licuado 1,2 0,3 6,8 1,4 8,7 1,4 10,5 1,3
Gas Industrial 4,8 1,1 7,5 1,6 8,2 1,3 8,6 1,1
Gas Distribuido 191,1 43,5 245,2 51,4 348,0 54,9 470,6 57,6
Electricidad 123,2 28,0 114,8 24,1 156,4 24,7 203,0 24,8
Diesel 3,2 0,7 1,7 0,4 0,8 0,1 0,4 0,0
Coque 2,2 0,5 0,9 0,2 0,5 0,1 0,3 0,0
Carbón Mineral 1,6 0,4 1,7 0,4 2,3 0,4 3,0 0,4
Bagazo 33,3 7,6 21,7 4,6 24,2 3,8 25,7 3,1
Total 439,7 100,0 476,6 100,0 634,4 100,0 816,9 100,0
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113 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
En el sector industrial sólo se observa un muy incipiente ingreso de los calefones
solares en sustitución de gas distribuido y una casi insignificante participación de la
energía geotérmica para calor de proceso.
En el caso de Consumo Sector no Energético no hay ningún aporte de la FNRE por lo
tanto la distribución energética es la misma que la que indicada en la Tabla 31. Lo
mismo se obtiene para el Consumo Propio cuyos valores son los mismos que en la
Tabla 32.
En la Tabla 46 se resumen los consumos finales totales donde se explicitan los
correspondientes a las FNRE
Tabla 46: Consumo final total. Valores en Petajoule y Porcentaje
2000 2005 2010 2015 FUENTES
PJ % PJ % PJ % PJ %
Biomasa y otras Primarias 109,1 5,7 110,4 5,3 148,7 5,7 199,1 6,2
Carbones 6,6 0,3 5,4 0,3 6,4 0,2 7,6 0,2
Deriv. de Petróleo 733,9 38,0 743,4 35,8 902,4 34,3 1026,1 32,1
Electricidad 277,7 14,4 275,2 13,3 350,8 13,3 427,6 13,4
Gas Distribuido 691,0 35,8 832,9 40,1 1102,3 41,9 1392,9 43,6
GLP 71,2 3,7 68,8 3,3 71,6 2,7 75,3 2,4
Otros Gases 28,6 1,5 31,5 1,5 38,8 1,5 45,9 1,4
No Energético 11,7 0,6 6,5 0,3 4,6 0,2 3,2 0,1
Solar 0,0 0,0 1,2 0,1 5,8 0,2 13,6 0,4
Geotermia 0,0 0,0 0,4 0,02 1,6 0,1 2,9 0,1
TOTAL 1929,8 100,0 2075,7 100,0 2633,0 100,0 3194,2 100,0
La Tabla 46 muestra el peso de la penetración del biodiesel en sustitución del diesel
oil (1.9% de diferencia respecto del escenario base en el año 2015). Luego se aprecia
la incipiente penetración de la energía solar y de la geotermia. En su conjunto las
FNRE marcan una penetración en el consumo final total del 2,4% respecto del
escenario base en el año 2015.
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114 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
En la Tabla 47 se detallan las centrales de generación de electricidad que se incorporan
durante el período considerado, entre los años de corte.
Tabla 47: Centrales de generación eléctrica incorporadas entre los períodos de corte
Incremento entre los años de corte en MW
Período Hidráulicas Nuclear Biomasa Geotermia Eólica PAH
Térmicas Convencio
nales
2006-2010 1.135 700 57 30 340 32,5 2.236
2011-2015 1.833 0 57 0 1.307 24,3 4.220
El escenario de mitigación incorpora fuertemente a la energía eólica para la generación
de EE para servicio público en forma de parques eólicos. Dichas centrales desplazan
centrales térmicas convencionales menos eficientes que funcionan en base a Gas oil y
gas distribuido. También se contempla la introducción de algunas centrales turbovapor
en base a biomasa, pequeñas centrales hidroeléctricas y una central geotérmica. El
resto de las centrales coinciden con la planificación del escenario base.
Finalmente en la Tabla 48 se resumen los requerimientos de energía primaria en el
escenario de mitigación.
Es interesante notar aquí la participación de las energías renovables en su conjunto
hacia el año horizonte, la cual alcanza el 12.4%, un incremento de participación del
5.6% respecto del escenario base. La mayor parte de esta diferencia se debe a la
introducción de biodiesel (3.8%) y de energía eólica (1.8%), que restan participación a
los derivados del petróleo y al gas natural.
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115 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 48: Requerimientos de energía primaria
2000 2005 2010 2015
PJ % PJ % PJ % PJ %
Gas natural 1448,74 41,0 1549,06 40,7 2002,63 40,2 2218,55 40,2
Petróleo 1731,51 49,0 1880,02 49,3 2202,68 44,7 2460,98 44,7
Biomasa 121,45 3,4 134,81 3,5 230,63 6,7 369,8 6,7
Otras Renovables 129,86 3,7 146,66 3,9 165,8 5,7 311,92 5,7
Nuclear 74,38 2,1 86,82 2,3 86,27 2,6 142,88 2,6
Carbón 30,31 0,9 12,34 0,3 10,57 0,1 7,87 0,1
Total 3536,25 100,0 3809,70 100,0 4698,60 100,0 5511,98 100,0
subpe-ríodo 1.5% 4.3% 3.2% Tasa
Anual acumulada 1.5% 2.9% 3.0%
4.2.2. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Escenario de Mitigación
Considerando los reemplazos de fuentes mencionados en Capitulo 3 se calcularon las
emisiones de GEI en el escenario de Mitigación.
En la Tabla 49 se resumen las emisiones de CO2 no biogénico por sectores y en la
Tabla 50 las emisiones de los GEI. Finalmente en la Tabla 51 se presenta las
emisiones de CO2 biogénico.
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116 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 49: Emisiones de CO2 no biogénico en el Escenario de Mitigación
Tg % Sector
2000 2005 2010 2015 Tasa aa 2000-2015
Centrales Eléctricas 23,25 18,22 26,74 24,60 0.38
Autoproductores 4,75 5,2 6,38 7,59 3,17
Emisiones Fugitivas 1,05 1,05 1,05 1,05 0,00
Residencial 17,14 17,42 20,05 22,21 1,74
Comercial-Público 3,13 3,07 3,54 4,01 1,67
Transporte 38,98 42,95 54 62,99 3,25
Industria 12,27 15,01 20,63 27,51 5,53
Agropecuario 7,51 8,91 11,17 13,26 3,86
Consumo Propio 10,31 10,41 13,26 16,18 3,05
Total 118,39 122,24 156,8 179,39 2,81
El principal sector en cuanto a las emisiones de CO2 no biogénico sigue siendo el
transporte, seguido por la industria, centrales eléctricas y el sector residencial. El
sector más dinámico en relación a las emisiones de CO2 no biogénico sigue siendo la
industria, debido a la escasa penetración de las energías renovables en este sector. El
sector de Centrales Eléctricas es el único que presenta una desaceleración importante
en la tendencia de crecimiento de las emisiones establecida en el escenario base.
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117 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 50: Emisiones de GEI en el Escenario de Mitigación
Escenario de mitigación Tipo Gas Unidad
2000 2005 2010 2015 Tasa aa 2000-2015
CO2 103 Gg 118,39 122,24 156,8 179,39 2,81%
CH4 Gg 583,38 626,63 669,47 718,95 1,40%
N2O Gg 3,24 3,21 4,14 4,65 2,44%
NOx Gg 651,92 705,97 890,97 1043,06 3,19%
CO Gg 3.059,91 2.730,65 2.939,51 3019,10 -0,09%
COVDM Gg 349,89 315,65 347,86 362,25 0,23%
La mayor tasa de crecimiento se produce para NOx, seguido por CO2.
Tabla 51: Emisiones de CO2 biogénico en el Escenario Energético de Mitigación por sectores
Tg 2000 2005 2010 2015
Centrales Eléctricas 0 0 0,32 0,64
Carbonera 1,34 1,62 2,20 2,83
Autoproductores 0,83 0,67 0,81 1,00
Transporte 0 0,17 0,91 2,18
Residencial 1,66 1,46 2,18 3,31
Industria 8,66 8,34 9,84 11,10
Comercial y Publico 0 0,31 0,45 0,67
Agropecuario 0 0,04 0,20 0,49
Total 12,48 12,61 16,91 22,21
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118 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Los valores de CO2 biogénicos son mayores que el escenario de Base dado que se ha
considerado aporte de la biomasa en centrales de servicio público, agro, residencial,
comercial[14].
La principal contribución al CO2 biogénico corresponde a la industria, aunque
decreciente en el tiempo debido a la reducción de la participación de la biomasa en
este sector. En este escenario aparecen emisiones de CO2 biogénico del sector
transporte debido al consumo de biodiesel y del sector centrales eléctricas por las
centrales turbovapor a biomasa.
En la Tabla 52 se presentan las diferencias de emisiones de CO2 entre el escenario de
Base y el escenario de Mitigación propuesto por tipo de fuente y en la Tabla 53 la
misma diferencia por sectores indicando la FNRE que se incluyó en cada uno de ellos.
Asimismo de Tabla 56 a Tabla 69 se dan las diferencias de emisiones de los demás
GEI entre el escenario de Base y el de Mitigación propuesto por tipo de fuente y por
sectores.
La Tabla 52 refleja las principales sustituciones de fuentes convencionales
introducidas en el escenario de mitigación respecto del escenario base. La principal
reducción de emisiones se produce mayoritariamente por la sustitución del gas
distribuido, con el 60% del total evitado en el 2015. Luego le sigue la sustitución del
diesel oil con el 33% al 2015
[14] Cabe recordar que todas las emisiones de biomasa (leña, biodiesel, biogas) conforman el CO2 biogénico y no se considera que contribuyan a largo plazo al efecto invernadero, por ello es que se contabilizan por separado. Al reemplazar combustible fósiles por biomasa se reduce el CO2 no biogénico y aumenta el CO2 biogénico. Luego lo que se reduce es la emisión de GEI que contribuyen al efecto invernadero en forma neta
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119 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 52: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por fuente emisora de CO2 no biogénico
Tg Fuente
2000 2005 2010 2015
Residual Fuel Oil 0 0 0 0,08
Gas Licuado 0 0,05 0,23 0,50
Gas Distribuido 0 0,16 1,76 5,21
Diesel 0 0,21 1,32 2,92
Carbón Mineral 0 0 0 0,04
Total 0 0,42 3,30 8,75
Como se observa para los años de corte la reducción de CO2 es un 0,34 % para el
2005, un 2,07% para el 2010 y un 4,65 % para el 2015.
En relación a la distribución por sectores, la Tabla 53 indica que la mayor reducción
de emisiones se atribuye al desplazamiento de combustibles fósiles (principalmente
gas distribuido y diesel oil) del sector de generación de EE para Servicio Público. Le
sigue en importancia la sustitución del diesel oil por biodiesel en transporte carretero y
la sustitución de gas natural por biogas, geotermia y energía solar en el sector
residencial
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120 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 53: Diferencia de emisiones Base – Mitigación CO2 no biogénico y sustituciones responsables de las reducciones
Dióxido de Carbono no biogénico Gg Sector
2000 2005 2010 2015 Sustituciones
Centrales Eléctricas TV 0 0,01 0,02 2025,12
Centrales Eléctricas TG 0 0,01 965,2 1089,59
Centrales Eléctricas Diesel 0 0 186,09 217,8
Centrales Eléctricas CC 0 0,03 0,04 395,09
Eólica, PV, biomasa, PAH y
geotermia
Transporte Carretero Diesel Oil 0 168,87 908,87 2182,71 Biodiesel
Residencial Gas Distribuido 0 99,18 485,98 1104,65 Biogás, geotermia, solar
Residencial Gas Licuado 0 43,84 215,81 476,56 Leña, solar
Industria Gas Distribuido 0 6,39 32,6 78,48 geotermia, solar
Comercial y Publico Gas Licuado 0 2,15 10,53 24,55 solar
Comercial y Publico Gas Distribuido 0 57,27 278,08 634,24 Biogás, geotermia,
solar
Agropecuario Gas Natural 0 0 8,97 32,07 geotermia
Agropecuario Diesel Oil 0 42,88 209,68 486,21 Biodiesel
Total 0 420,62 3301,85 8747,07
En la Tabla 54 se muestran la diferencia de emisiones entre escenarios acumuladas a
lo largo de todo el período considerado. La principal contribución corresponde a las
centrales de servicio público, con el 38% de las emisiones evitadas (parques eólicos,
turbovapor a biomasa, pequeñas centrales hidroeléctricas y en menor medida
geotermia). La siguiente contribución corresponde a la introducción del biodiesel en el
sector transporte carretero, con el 26,3% de las emisiones evitadas. Luego le sigue la
sustitución del gas distribuido en el sector residencial (6,1%). El acumulado de las
emisiones evitadas representa alrededor del 36% de las emisiones de CO2 no
biogénico del año base.
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121 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 54: Diferencia de emisiones acumuladas Base – Mitigación CO2 no biogénico
Dióxido de Carbono no biogénico Sector
Acumulado 2000-2015 (Tg)
Centrales Eléctricas TV 5,80
Centrales Eléctricas TG 7,95
Centrales Eléctricas Diesel 1,55
Centrales Eléctricas CC 1,13
Transporte Carretero Diesel Oil 11,24
Residencial Gas Distribuido 2,59
Residencial Gas Licuado 5,88
Industria Gas Distribuido 0,4
Comercial y Publico Gas Licuado 0,13
Comercial y Publico Gas Distribuido 3,37
Agropecuario Gas Natural 0,13
Agropecuario Diesel Oil 2,55
Total 42,74
En la Tabla 55 se resumen las emisiones de CO2 no biogénico evitadas por sector y
por tipo de fuente, tanto en los años de corte como el total acumulado en el intervalo
considerado.
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122 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 55: Emisiones CO2 no biogénico evitadas (Gg) por sector y por fuente
Gg
Sector Fuente 2000 2005 2010 2015
Total acumulado 2000-2015
Solar 0 47,67 215,93 496,07 2.632 Residencial
Biogas 0 95,35 485,85 1.085,14 5.844
Solar 0 4,26 25,37 64,63 314 Industria
Geotermia 0 2,13 7,24 13,85 89
EPAH 0 0 140,41 355,01 1.719
Eólica 0 0 631,83 2.840,08 11.294
Geotermia 0 0 126,37 106,50 937 Centrales Eléctricas
Biomasa 0 0 252,73 426,01 2.484
Solar 0 19,81 88,18 216,32 1.108
Biogas 0 26,41 144,30 344,14 1.782 Comercial
Geotermia 0 13,20 56,12 98,33 609
Transporte carretero Biodisel 0 168,87 908,87 2182,71 11.240
Geotermia 0 0 8,97 32,07 130 Agropecuario
Biodisel 0 42,88 209,68 486,21 2.553
Total 0 420,58 3.301,85 8.747,07 42.735
Considerando el total acumulado, la mayor contribución a la reducción de emisión de
CO2 no biogénico la realiza la biomasa en general con el 56 %, contribuyendo sólo el
Biodisel con el 32 %. Sigue la energía eólica con un aporte del 26,5 %, la solar
(térmica más eléctrica) con el 9,5 % y los PAH y la geotérmica (térmica más eléctrica)
con el 4 % cada una.
Considerando la generación de electricidad en sistemas centralizados, la eólica
contribuye con el 69 %, la biomasa con el 15 %, los PAH con el 10 % y la geotermia
con el 6 %.
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123 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 56: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Fuente para CH4
Mg Fuente
2000 2005 2010 2015
Residual Fuel Oil 0 0,00001 0,00005 0,92095
Leña 0 14,3316 -29,42011 -52,86651
Gas Licuado 0 1,11735 5,48788 12,32733
Gas Distribuido 0 3,17034 130,17932 210,15642
Diesel 0 15,40133 90,28331 201,87202
Carbón Mineral 0 0 0 0,31207
Total 0 34,02063 196,53045 372,72228
Tabla 57: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Sector para CH4
Mg Sectores
2000 2005 2010 2015
Centrales Eléctricas TV 0 0,00002 0,00007 4,64410
Centrales Eléctricas TG 0 0,00116 102,71106 114,93212
Centrales Eléctricas Diesel 0 0,00007 22,35812 26,4582
Centrales Eléctricas CC 0 0,0033 0,00377 42,38218
Centrales Eléctricas Biomasa 0 0 -99,10263 -200,64838
Transporte Diesel Oil 0 8,99328 48,40287 116,24257
Residencial Leña 0 5,08434 18,94838 37,91844
Residencial Gas Licuado 0 0,77234 3,80193 8,39558
Residencial Gas Distribuido 0 1,77548 8,70011 19,77554
Industria Otras Primarias 0 -0,17158 -0,57093 -0,63715
Industria Gas Distribuido 0 0,16014 0,81707 1,96699
Comercial y Publico Leña 0 9,41884 51,30507 110,50058
Comercial y Publico Gas Licuado 0 0,34501 1,68595 3,93175
Comercial Publico Gas Distribuido 0 1,23022 5,97379 13,62517
Agropecuario Gas Natural 0 0 0,16051 0,57412
Agropecuario Diesel Oil 0 6,40802 31,33531 72,66047
Total 0 34,02063 196,53045 372,72228
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124 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 58: Diferencia de emisiones acumuladas Base – Mitigación CH4
CH4 Sector Acumulado 2000-2015 (Gg)
Centrales Eléctricas TV 0,01
Centrales Eléctricas tg 0,84
Centrales Eléctricas Diesel 0,19
Centrales Eléctricas CC 0,12
Centrales Eléctricas Biomasa -1,07
Transporte Diesel Oil 0,60
Residencial Leña 0,22
Residencial Gas Licuado 0,05
Residencial Gas Distribuido 0,11
Industria Otras Primarias -0,01
Industria Gas Distribuido 0,01
Comercial y Publico Leña 0,62
Comercial y Publico Gas Licuado 0,02
Comercial y Publico Gas Distribuido 0,07
Agropecuario Gas Natural 0,00
Agropecuario Diesel Oil 0,38
Total 2,16
Las emisiones evitadas acumuladas de metano sólo representan el 0,37% de las
emisiones de CH4 en el año base, indicando que la introducción de las energías
renovables no contribuye en forma neta a la reducción de estas emisiones. Se puede
apreciar como las biomasa contribuyen a un aumento de las emisiones de metano en el
escenario de mitigación respecto del base.
En la Tabla 59 se resumen las emisiones de CH4 evitadas por sector y por tipo de
fuente, tanto en los años de corte como el total acumulado en el intervalo considerado.
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125 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 59:Emisiones CH4 evitadas por sector y por fuente
Mg
Sector Fuente 2000 2005 2010 2015
Total acumulado 2000-2015
Residencial Solar 0 7,63 31,45 66,09 370,00
Solar 0 0 0,19 1,09 3,57 Industria
Geotermia 0 0 0,05 0,24 0,91 EPAH 0 0 19,54 20,26 155,75 Eólica 0 0 87,94 162,07 903,96 Geotermia 0 0 17,59 6,08 105,36
Centrales Eléctricas
Biomasa 0 0 -99,1 -200,65 -1070,25 Solar 0 6,59 36,03 88,04 459,00 Geotermia 0 4,40 22,93 40,02 250,00 Comercial Biogas 0 0 0 0 0
Transporte carretero Biodisel 0 8,99 48,4 116,24 599,00
Geotermia 0 0 0,16 0,57 2,37 Agropecuario Biodisel 0 6,41 31,34 72,66 381,58
Total 0 34,02
196,52
372,71 2.161,25
Tabla 60: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Fuente para N2O
Mg Fuente
2000 2005 2010 2015
Residual Fuel Oil 0 0 0,00002 0,30698
Leña 0 0,25337 -11,95165 -24,01104
Gas Licuado 0 0,44197 2,17494 4,81531
Gas Distribuido 0 2,54885 53,36895 172,70187
Diesel 0 9,03422 49,66108 116,93461
Carbón Mineral 0 0 0 0,22291
Total 0 12,27843 93,25333 270,97064
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126 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 61: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Sector para N2O
Mg Sector
2000 2005 2010 2015
Centrales Eléctricas TV 0 0,00018 0,00055 82,39576
Centrales Eléctricas TG 0 0,00046 40,96656 45,71554
Centrales Eléctricas Diesel 0 0 1,61739 1,89537
Centrales Eléctricas CC 0 0,00132 0,00151 16,94609
Centrales Eléctricas Biomasa 0 0 -13,21368 -26,75312
Transporte Diesel Oil 0 7,86912 42,35251 101,71225
Residencial Leña 0 0,09684 0,36092 0,72226
Residencial Gas Licuado 0 0,42127 2,07378 4,57941
Residencial Gas Distribuido 0 0,17755 0,87001 1,97755
Industria Otras Primarias 0 -0,02288 -0,07612 -0,08495
Industria Gas Distribuido 0 0,01144 0,05836 0,1405
Comercial y Publico Leña 0 0,17941 0,97724 2,10477
Comercial y Publico Gas Licuado 0 0,0207 0,10116 0,23591
Comercial y Publico Gas Distribuido 0 2,35791 11,44976 26,11491
Agropecuario Gas Natural 0 0 0,01605 0,05741
Agropecuario Diesel Oil 0 1,16509 5,69733 13,211
Total 0 12,27843 93,25333 270,97064
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127 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 62: Diferencia de emisiones acumuladas Base – Mitigación N2O
N2O Sector Acumulado 2000-2015
(Mg)
Centrales Eléctricas TV 236
Centrales Eléctricas TG 336
Centrales Eléctricas Diesel 14
Centrales Eléctricas CC 49
Centrales Eléctricas Biomasa -143
Transporte Diesel Oil 524
Residencial Leña 4
Residencial Gas Licuado 25
Residencial Gas Distribuido 11
Industria Otras Primarias -1
Industria Gas Distribuido 1
Comercial y Publico Leña 12
Comercial y Publico Gas Licuado 1
Comercial y Publico Gas Distribuido 139
Agropecuario Gas Natural 0
Agropecuario Diesel Oil 69
Total 1.276
Las emisiones acumuladas de N2O representan un 39% de las emisiones
correspondientes al año base.
En la Tabla 63 se resumen las emisiones de N2O evitadas por sector y por tipo de
fuente, tanto en los años de corte como el total acumulado en el intervalo considerado.
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128 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 63: Emisiones N2O evitadas por sector y por fuente
Mg
Sector Fuente 2000 2005 2010 2015
Total acumulado 2000-2015
Residencial Solar 0 0,70 3,30 7,28 39,61
Solar 0 0 0 0,046 0,087 Industria
Geotermia 0 0 0 0,0098 0,020
EPAH 0 0 3,59 11,45 51,00 Eólica 0 0 16,13 91,58 343,00 Geotermia 0 0 3,23 3,43 26,00
Centrales Eléctricas
Biomasa 0 0 6,45 13,74 72,00 Solar 0 0,85 3,83 9,34 48,00
Biogas 0 1,14 6,27 14,87 77,0 Comercial
Geotermia 0 0,57 2,44 4,25 26,0
Transporte carretero Biodisel 0 7,87 42,35 101,71 524,00
Geotermia 0 0 0,02 0,06 0,24 Agropecuario
Biodisel 0 1,165 5,70 13,21 69,38
Total 0 12,29 93,31 270,98 1.276,34
Tabla 64: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Fuente para NOx
Gg Fuente
2000 2005 2010 2015
Residual Fuel Oil 0 0 0,00001 0,15200
Leña 0 0,00772 -0,2921 -0,58614
Gas Licuado 0 0,03543 0,17433 0,38644
Gas Distribuido 0 0,13696 2,77273 7,38148
Diesel 0 2,55874 15,8011 34,60617
Carbón Mineral 0 0 0 0,09674
Total 0 2,73885 18,45607 42,03669
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129 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 65: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Sector para NOx
Gg Sectores
2000 2005 2010 2015
Centrales Eléctricas TV 0 0,00001 0,00003 3,31939
Centrales Eléctricas TG 0 0,00002 2,13532 2,41959
Centrales Eléctricas Diesel 0 0,00001 2,41926 2,83059
Centrales Eléctricas CC 0 0,00003 0,00004 0,42299
Centrales Eléctricas Biomasa 0 0 -0,33034 -0,66883
Transporte Diesel Oil 0 1,68491 9,06838 21,77828
Residencia Leña 0 0,00291 0,01083 0,02167
Residencial Gas Licuado 0 0,033 0,16245 0,35872
Residencial Gas Distribuido 0 0,08345 0,40891 0,92945
Industria Otras Primarias 0 -0,00057 -0,0019 -0,00212
Industria Gas Distribuido 0 0,00732 0,03735 0,08992
Comercial y Publico Leña 0 0,00538 0,02932 0,06314
Comercial y Publico Gas Licuado 0 0,00243 0,01189 0,02772
Comercial y Publico Gas Distribuido 0 0,04613 0,22402 0,51094
Agropecuario Gas Natural 0 0 0,00754 0,02698
Agropecuario Diesel Oil 0 0,87382 4,273 9,90825
Total 0 2,73885 18,45607 42,03669
Tabla 66: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Fuente para CO
Gg Fuente
2000 2005 2010 2015
Residual Fuel Oil 0 0 0 0,01535
Leña 0 0,66775 -3,33756 -6,39394
Gas Licuado 0 0,00737 0,03628 0,08033
Gas Distribuido 0 0,02926 0,94527 2,16363
Diesel 0 1,90385 10,95 25,08218
Carbón Mineral 0 0 0 0,00401
Total 0 2,60823 8,594 20,95157
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130 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 67: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Sector para CO
Gg Sector
2000 2005 2010 2015
Centrales Eléctricas TV 0 0 0 0,63336
Centrales Eléctricas TG 0 0,00001 0,78706 0,88029
Centrales Eléctricas Diesel 0 0 0,8887 1,04022
Centrales Eléctricas CC 0 0,00003 0,00003 0,32491
Centrales Eléctricas Biomasa 0 0 -6,60684 -13,37656
Transporte Diesel Oil 0 1,55432 8,36555 20,09039
Residencial Leña 0 0,24211 0,9023 1,80564
Residencial Gas Licuado 0 0,00702 0,03456 0,07632
Residencial Gas Distribuido 0 0,01775 0,087 0,19776
Industria Otras Primarias 0 -0,02288 -0,07612 -0,08495
Industria Gas Distribuido 0 0,00183 0,00934 0,02248
Comercial y Publico Leña 0 0,44852 2,4431 5,26193
Comercial y Publico Gas Licuado 0 0,00035 0,00172 0,00401
Comercial y Publico Gas Distribuido 0 0,00964 0,04679 0,10673
Agropecuario Gas Natural 0 0 0,00161 0,00574
Agropecuario Diesel Oil 0 0,34953 1,7092 3,9633
Total 0 2,60823 8,594 20,95157
Tabla 68: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Fuente para COVDM
Gg Fuente
2000 2005 2010 2015
Residual Fuel Oil 0 0 0 0,01023
Leña 0 0,04115 0,0346 0,08858
Gas Licuado 0 0,00368 0,01812 0,04013
Gas Distribuido 0 0,01458 0,16755 0,47843
Diesel 0 0,48911 2,81637 6,40278
Carbón Mineral 0 0 0 0,00669
Total 0 0,54852 3,03665 7,02684
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131 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 69: Diferencia de emisiones Base – Mitigación por Sector para COVDM
Mg Sector
2000 2005 2010 2015
Centrales Eléctricas TV 0 0,00056 0,0017 187,47389
Centrales Eléctricas TG 0 0,00097 86,08366 96,84888
Centrales Eléctricas Diesel 0 0,00074 259,23026 303,55409
Centrales Eléctricas CC 0 0,00275 0,00315 35,34676
Centrales Eléctricas Biomasa 0 0 -165,17104 -334,41397
Transporte Diesel Oil 0 355,11975 1.911,30 4.590,10
Residencia Leña 0 14,52669 54,13824 108,3384
Residencial Gas Licuado 0 3,51062 17,28149 38,16171
Residencial Gas Distribuido 0 8,87742 43,50055 98,87771
Industria Otras Primarias 0 -0,28597 -0,95156 -1,06191
Industria Gas Distribuido 0 0,57194 2,91811 7,02495
Comercial y Publico Leña 0 26,91097 146,58591 315,71593
Comercial y Publico Gas Licuado 0 0,17251 0,84298 1,96588
Comercial y Publico Gas Distribuido 0 5,1259 24,89079 56,77155
Agropecuario Gas Natural 0 0 0,80253 2,8706
Agropecuario Diesel Oil 0 133,98582 655,19277 1.519,26
Total 0 548,52067 3.036,65 7.026,84
Finalmente se resume la diferencia de emisiones entre el Escenario de Base y el
escenario de Mitigación en términos de CO2 equivalente (CO2+21CH4+310N2O) en
forma porcentual. Es necesario dejar en claro que en las dos tablas donde se adicionan
las emisiones en términos de CO2 equivalente al hacer la suma se produce en alguna
medida una doble contabilización de una fracción pequeña de las emisiones de
carbono, hecho que no altera significativamente los porcentajes de reducción hallados.
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132 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 70: Reducción porcentual de CO2 equivalente entre los escenarios Base y Mitigación por fuente
2005 2010 2015 Fuente
%
Residual Fuel Oil 0,00 0,00 0.89
Leña 0,09 -0,13 -0,10
Gasolina Motor 0,00 0,00 0,00
Gas Licuado 10,86 6,81 5,69
Gas Distribuido 38,51 53,33 59,61
Diesel 50,54 39,99 33,44
Carbón Mineral 0,00 0,00 0,46
Total 100,00 100,00 100,00
Tabla 71: Reducción porcentual de CO2 equivalente entre los escenarios Base y Mitigación por sector
2005 2010 2015 Sector
%
Centrales Eléctricas TV 0,00 0,00 23,20
Centrales Eléctricas TG 0,00 29,39 12,51
Centrales Eléctricas Diesel 0,00 5,61 2,48
Centrales Eléctricas CC 0,01 0,00 4,54
Centrales Eléctricas Biomasa 0,00 -0,19 -0,14
Transporte Diesel Oil 40,34 27,68 25,08
Residencial Leña 0,03 0,02 0,01
Residencial Gas Licuado 10,35 6,49 5,41
Residencial Gas Distribuido 23,35 14,59 12,51
Industria Otras Primarias 0,00 0,00 0,00
Industria Gas Distribuido 1,50 0,98 0,89
Comercial y Publico Leña 0,06 0,04 0,03
Comercial y Publico Gas Licuado 0,51 0,32 0,28
Comercial y Publico Gas Distribuido 13,65 8,45 7,27
Agropecuario Gas Natural 0,00 0,27 0,36
Agropecuario Diesel Oil 10,20 6,36 5,56
Total 100,00 100,00 100,00
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133 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Para cada uno de los gases considerados las emisiones totales del escenario de
mitigación son inferiores a las del escenario base. Sin embargo, para todos los gases
distintos del CO2 no biogénico las emisiones de las centrales servicio público a
biomasa constituyen una contribución positiva a las emisiones del escenario de
mitigación respecto del escenario base.
En términos de CO2 equivalente, las emisiones del escenario de mitigación son
inferiores a las del base. La mayor contribución al ahorro de emisiones (60% del
ahorro de emisiones en el 2015) se produce por la sustitución del gas natural en
Centrales TV y TG de Servicio Público y en menor medida en el sector residencial,
comercial, servicios y público. La sustitución del gas oil por el biodiesel también
impacta significativamente sobre las emisiones, contribuyendo con un 33% del total de
ahorro de emisiones en el 2015.
En la Tabla 72 se presenta un resumen de la diferencia de emisiones acumuladas para
CO2 no biogénico, CH4 y N2O.
Tabla 72: Diferencia acumulada de emisiones de CO2 no biogénico, CH4, N2O entre escenarios durante el período
2000-2015
Emisiones acumuladas 2000-2015 GEI
Gg Gg CO2eq
CO2 42.738 42.738
CH4 2,16 45,37
N2O 1,28 395,52
Se puede apreciar que la principal contribución a las emisiones evitadas corresponde al
CO2 no biogénico, mientras que las contribuciones del N2O y el metano son poco
significativas.
En la Tabla 73 se resumen CO2 equivalente (CO2 no biogénico+21CH4+310N2O)
evitado por Sector y por fuente
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134 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 73: Emisiones evitadas CO2 equivalente de CO2 no biogénico, CH4, N2O
Gg
Sector Fuente 2000 2005 2010 2015
Total acumulado 2000-2015
Solar 0 48,05 217,62 499,71 2.652,44 Residencial
Biogas 0 95,35 485,85 1.085,14 5.844,38
Solar 0 4,26 25,36 64,67 314,18 Industria
Geotermia 0 2,13 7,25 13,86 88,87
EPAH 0 0 141,93 358,98 1.737,90
Eólica 0 0 638,68 2871,87 11.419,03
Geotermia 0 0 127,74 107,70 947,23 Centrales Eléctricas
Biomasa 0 0 252,65 426,06 2483,71
Solar 0 20,21 90,13 221,06 1.132,72
Biogas 0 26,76 146,24 348,75 1.806,09 Comercial
Geotermia 0 13,47 57,35 100,48 622,12
Transporte carretero Biodisel 0 171,50 923,01 2.216,68 11.415,00
Geotermia 0 0 8,98 32,10 132,39 Agropecuario
Biodisel 0 43,38 212,10 491,83 2.582,89
Total 0 425,11 3334,89 8838,89 43.178,95
Al igual que en el caso del CO2, considerando el total acumulado, la mayor
contribución a la reducción de emisión de CO2 equivalente la realiza la biomasa en
general con el 56 %, contribuyendo sólo el Biodisel con el 32 %. Sigue la energía
eólica con un aporte del 26,5 %, la solar (térmica más eléctrica) con el 9,5 % y los
PAH y la geotérmica (térmica más eléctrica) con el 4 % cada una.
Considerando la generación de electricidad en sistemas centralizados, la eólica
contribuye con el 69 %, la biomasa con el 15 %, los PAH con el 10 % y la geotermia
con el 6 %
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135 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
4.2.3. Valorización de las emisiones evitadas y costos incrementales
Los valores de la tonelada de CO2 aún son muy volátiles y por ende es difícil tomar un
valor único de referencia para valorizar las emisiones evitadas debido a la adopción de
una medida de mitigación. El problema se complica aún más cuando se habla de
emisiones a futuro, ya que se trata de asignar un valor futuro a la tonelada de CO2. Por
estas razones se adoptaron dos criterios para contabilizar el ahorro que constituiría la
adopción del escenario de mitigación respecto del escenario base en términos de
emisiones de CO2 no biogénico evitadas.
Para la primera contabilización se adopta un valor de referencia constante en el tiempo
e igual a 10 US$/ton. Esta constituye en cierto sentido una hipótesis de mínima. La
hipótesis de máxima se determina asignando un valor futuro a la tonelada de CO2 en
base a la aplicación de la regla de Hotelling [15], un valor inicial de 10 US$/ton CO2 y
una “tasa de descuento” igual al 10%. En este caso la regla de Hotelling se aplica
haciendo una analogía entre el agotamiento de un recurso no renovable y el
agotamiento de la capacidad natural del sistema terrestre de absorber el exceso de CO2
antropogénico [16]. De acuerdo con esta regla, el valor de la tonelada de CO2 se
incrementa anualmente según una tasa tal que mantiene constante el valor presente de
la tonelada de CO2. En este caso el valor de la tonelada de CO2 en el año 2015 alcanza
los 42 US$/ton . Cabe aclarar que se trata de una aproximación y que la elección de
una tasa adecuada para realizar el cálculo es bastante arbitraria.
15 Hotelling, H (1931) “The Economics of Exhaustible Resources” Journal of Political Economy (39) 137-175.
16 Nadal G, Girardin OL. (2001) “Economic impact of the valuation of life cycle CO2 emissions from renewable and fossil energy sources”. International Journal of Global Energy issues 2001;15(1/2):84–96.
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136 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Tabla 74: Valor de las emisiones evitadas a través de MDL.
Año
2000 2005 2010 2015
Emisiones CO2 (106 ton)
0 0,4 3,3 8,8
Emisiones acumuladas CO2 (106 ton)
0 1 11 43
Ahorro a valor constante (106 US$)
0 4 33 88
Ahorro a valor variable (106 US$)
0 6,4 85,6 366
Ahorro acumulado a valor constante (106 US$)
0 6 106 427
Ahorro acumulado a valor variable (106 US$)
0 9 240 1404
Se calcularon los costos incrementales de las emisiones evitadas para el caso de
generación de electricidad en Servicio Público. Se ha tomado sólo este caso por ser
donde se puede obtener información con cierto grado de certeza y confianza en lo
referente a las centrales convencionales que se reemplazan, así como los costos de
operación y mantenimiento. En relación a este punto cabe aclarar que los cálculos se
realizan a precios de mercado, excluyéndose algunos costos sociales.
Para el cálculo del costo incremental del ahorro de emisiones se siguió la metodología
mencionada en “Economics of Greenhouse Gas Limitations – Methodological
Guidelines”, K Halsnaes, J.M. Callaway, H.J. Meyer, Risø National Laboratory,
Denmark, 1998.
Se tomó el costo de la capacidad convencional desplazada, el ahorro en O&M de
dichas centrales (principalmente combustible), restándole el costo de la generación
renovable que la desplaza, todo ello calculado año por año dentro del período
considerado (2000-2015). Luego se descontó este costo diferencial al año 2005.
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137 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Siguiendo un criterio de costo efectividad, el valor de cada tonelada de CO2 evitado se
obtiene haciendo el cociente del VPN de los costos diferenciales y el VPN de las
emisiones evitadas. Cabe aclarar que se han computado los costos de la capacidad
convencional evitada en los primeros años del período considerado, donde estas
centrales son reemplazadas por no convencionales pero ya estaban en funcionamiento,
que es la alternativa que en general se utiliza para realizar comparaciones entre
proyectos y que se suele encontrar en la bibliografía. Tomando tasas del 8 %, 10 % y
12 % el costo incremental de la tonelada evitada es de 11,6, 11 y 10,4 US$/t
respectivamente lo que muestra que no hay una gran sensibilidad. Alternativamente,
si se toma en cuenta sólo el costo de operación y mantenimiento de las centrales
convencionales en operación que se reemplazan, el costo incremental aumenta a
62US$/t con tasa del 10 %.
El VPN de las inversiones en energías renovables, incluyendo costos de O&M, es de
1.046 millones de US$. El VPN de los costos de los sistemas convencionales
(inversión y O&M) es de 964 millones US$. Luego el monto total en que se
incrementa el costo de las inversiones para lograr el ahorro de CO2 equivalente
propuesto es de 82 millones de US$, el 7,8 % de la inversión en renovables.
El valor actual del CO2 equivalente (10 US$/ton) evitado, comercializado a través de
MDL es consistente con el valor calculado anteriormente (11US$/ton) y da un valor
descontado para las emisiones evitadas en el sector de transformación de energía
cercano a los 74 millones de US$, que es prácticamente el monto en que se
incrementan las inversiones para lograr ese ahorro.
4.3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Como resultado del presente estudio se dispone de una cartera de proyectos de
aplicación de las FNRE con criterio realista que pueden ser concretados en los
próximos 10 años, con identificación de las tecnologías, sus costos y los lugares de
posible instalación, así como los interesados en participar de los mismos. La potencia
total del conjunto de instalaciones propuestas para la generación de electricidad es de
3.607 MW, considerando sistemas centralizados y sistemas dispersos, el 15,6 % de la
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138 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
potencia total actualmente instalada. Aplicaciones térmicas de la energía solar
(cocinas, calentadores de agua, edificios bioclimáticos), biomasa (cocinas a leña) y
geotérmica (uso sanitario, calefacción domiciliaria, invernaderos, cría de peces, uso
industrial y derretimiento de nieve), así como la producción de biogas y biodisel, se
proponen para las diferentes regiones del país donde cada fuente ofrece mayor recurso.
En lo referente a la prioridad en el desarrollo de las FNRE desde el punto de vista del
CO2 equivalente evitado, es clara la importancia de priorizar la biomasa, en particular
el biodisel, siguiendo en orden de importancia la energía eólica. Estas dos fuentes
contribuyen con el 88 % a la reducción de CO2 equivalente. El aprovechamiento de
la energía solar sigue en orden de importancia, tomada en conjunto la conversión
térmica y la fotovoltaica. Finalmente las energías de Pequeños Aprovechamientos
Hidroeléctricos y Geotérmica, esta última tomando en conjunto sus aplicaciones
térmicas como eléctricas, tienen un peso equivalente.
Si se analiza solamente la producción de electricidad en sistemas centralizados, y
siempre desde el punto de vista del CO2 equivalente evitado, se debe dar prioridad al
desarrollo de la energía eólica, mientras que las otras tres fuentes (biomasa, PAH y
geotérmica) tienen una contribución parecida, pero decreciente según el orden listado.
Cabe mencionar que si bien desde el punto de vista del CO2 equivalente evitado la
conversión fotovoltaica aplicable a zonas remotas no tiene un gran peso, desde el
punto de vista social debe darse importancia a su desarrollo.
5. IDENTIFICACIÓN DE INTERESADOS EN LA GENERACIÓN DE ENERGÍA
ELÉCTRICA O TÉRMICA A PARTIR DE ENERGÍAS RENOVABLES QUE
PUEDAN IMPLEMENTAR LOS PROYECTOS PROPUESTOS
Para la expansión de las FNRE actualmente usadas, y/o la penetración de las aún no
aprovechadas, se considera necesaria la sanción de una Ley Especial con normas que
posibiliten la competencia de estas con las fuentes no renovables de energía. Para ello
deberán incorporarse en ambos tipos de energía las externalidades positivas y
negativas que hoy no son tenidas en cuenta, generando la mayoría de las veces una
competencia desleal en el mercado de las Fuentes de Energía.
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139 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
El análisis de dichas externalidades debería ser realizado en el marco de una
Planificación Energética basada en los resultados de un Estudio Energético Integral,
que incluya además, en el caso de proyectos para la generación de energía eléctrica, la
obligatoriedad de compra de la totalidad de aquella.
Se resumen los potenciales interesados en aplicar los proyectos de FNRE
identificados.
a) Energía solar
Conversión térmica
En las provincias Andinas y Subandinas (Salta, Jujuy, Tucumán, La Rioja, San Juan y
Mendoza) hay habitantes que pueden ser potenciales usuarios de cocinas solares si se
realiza un adecuado programa de difusión y financiamiento de las mismas.
Los censos realizados muestran que la cantidad de escuelas albergue en toda la región
mencionada es del orden de 3.000, las cuales representan un importante potencial de
uso de cocina solares dado el costo del gas en esa zona y el problema ambiental que
significa el uso sin control de biomasa para cocinar generalmente escasa en los lugares
donde se encuentran dichos establecimientos.
Conversión Fotovoltaica
El empleo de sistemas fotovoltaico se extiende fundamentalmente a zonas sin redes
eléctricas donde se emplea generación diesel para la producción de electricidad. Esto
cubre una amplia zona del país en casi todas las provincias argentinas.
En particular hay todavía 700 escuelas sin electricidad en las provincias de La Rioja
(138), Mendoza (27), Formosa (123), Chaco (100), San Luís (82), Entre Ríos (42) y
Corrientes (98), que serán cubiertas dentro del programa PERMER con apoyo
financiero del Ministerio de Educación.
b) Energía Eólica
Para el empleo de sistemas eólicos aislados la provincia del Chubut, a través del
PERMER, tiene en marcha un programa piloto en la Comunidad aborigen Pocitos de
Quichaura y Costa del Ñorquinco, que luego será extendido al ámbito rural del interior
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140 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
de la provincia, permitiendo satisfacer necesidades de electricidad a aproximadamente
8.000 personas.
En cuanto a Parques eólicos hay identificado empresas que tienen interés en la
instalación de los mismos. Entre ellas podemos citar:
Ø Central Eléctrica Eólica Bahía Blanca S.A
Ø ENERFIN – SERVICOOP (Provincia del Chubut)
Ø GRANJAS EÓLICAS SOCIEDAD ANÓNIMA (GESA) (Comodoro Rivadavia).
Ø GAMESA Energía – COOAGUA.
Ø Granjas Eólicas Patagónicas Sociedad Anónima
Ø Vientos de la Patagonia I, sociedad anónima conformada entre ENARSA y la
Provincia del Chubut.
Ø Vientos de la Patagonia II, sociedad anónima conformada entre ENARSA y la
Provincia de Santa Cruz.
Ø Vientos de Arauco, sociedad anónima conformada entre ENARSA y la Provincia
de la Rioja.
Ø Vientos del Buen Aire I, sociedad anónima conformada entre ENARSA y la
Provincia de Buenos Aires
Ø Vientos del Buen Aire II, sociedad anónima conformada entre ENARSA, la
Provincia de Buenos Aires y privados.
Ø Vientos del Neuquén, Provincia de Neuquén y privados.
Ø Provincia de Río Negro y la empresa INVAP
c) Pequeños Aprovechamientos Hidráulicos (PAH)
En Argentina existen varias localidades cuyo suministro energético se realiza por
centrales térmicas a gasoil, y que tienen posibilidades de ser alimentadas por PAH.
Resumimos los potenciales interesados en aplicar esta tecnología.
Ø Los Antiguos, Perito Moreno y zona de influencia. Noroeste de la provincia de
Santa Cruz, en la comarca del Lago Buenos Aires.
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141 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Ø El Calafate Punta Bandera y zona de influencia. La localidad de El Calafate está en
el acceso al Parque Nacional los Glaciares. Sudoeste de la provincia de Santa
Cruz, en la comarca del Lago Argentino.
Ø Gobernador Gregores y zona de influencia. Centro de la provincia de Santa Cruz,
en la meseta patagónica a unos 209 km por la ruta 25 desde el Puerto San Julián.
Ø Corcovado, Carrenleufú, Cerro Cent inela y zonas de influencia. Oeste de la
provincia de Chubut,
Asimismo se puede utilizar PAH interconectados al Sistema Interconectado Nacional,
Sistema Patagónico u otras redes menores. Se mencionan algunos.
Ø Sobre el Río Colorado, a 70 km aguas arriba de la ciudad de Río Colorado.
Provincia de Catamarca, a 27 km al Norte de la capital de la provincia.
Ø El Bolsón, provincia de Río Negro.
Ø Provincia de San Luís, a 45 km al Norte de la ciudad capital
d) Energía de la Biomasa
En un horizonte de mediano plazo, pareciera ser razonable asumir que la puesta en
marcha de los primeros proyectos para la generación de energía eléctrica a partir de
biomasa leñosa, sean implementados por el Estado Nacional a través de la Empresa de
Energía, asociado con los Estados Provinciales en los que se localicen los proyectos
por la disponibilidad de la FRE, dejando abierta la posibilidad de la participación
societaria del sector privado. Del potencial sustentable extraíble de leña de montes y
bosques nativos es posible concretar proyectos de generación eléctrica a partir de la
biomasa leñosa fundamentalmente en las provincias de Chaco, Formosa, Salta y
Santiago del Estero.
En lo que respecta a la difusión de estufas de alta eficiencia energética en viviendas y
en actividades productivas (viviendas familiares localizadas en el medio rural, no sólo
en Pueblos sino también dispersas; así como en ciudades de tamaño medio, hospitales
rurales, centros sanitarios, hoteles, restaurantes, invernáculos, tambos, etc), debería
establecerse un programa especial de incentivos y créditos, recuperables éstos por los
bonos posibilitados por la disminución de las emisiones de gases de efecto
invernadero, impulsada por el Estado Nacional y los Estados Provinciales asociados,
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142 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
dejando abierta la posibilidad de la participación societaria del sector privado
productor de dichas estufas.
En lo concerniente a la difusión de cocinas de alta eficiencia energética, tanto en
viviendas familiares, hoteles, restaurantes, escuelas, comedores comunitarios y micro
emprendimientos involucrados en la preparación de alimentos, al igual que en el caso
anterior debería establecerse un programa especial de incentivos y créditos,
recuperables éstos por los bonos posibilitados por la disminución de las emisiones de
gases de efecto invernadero, impulsada por el Estado Nacional y los Estados
Provinciales asociados, dejando abierta la posibilidad de la participación societaria del
sector privado productor de dichas estufas.
En el caso de los proyectos tendientes a aumentar sustancialmente la oferta de
biodiesel, teniendo en cuenta que la actual oferta de combustibles esta altamente
concentrada en el conjunto Repsol-YPF, Shell, Esso y Eg3, la expansión de aquella
debería estar en el marco de una Ley Especial, la que debería establecer normas de
estricto cumplimiento por dicho conjunto y el resto de Empresas, a fin de posibilitar
dicho aumento.
Dichas normas deberían también tener en cuenta la prioridad de uso de los suelos para
la producción de alimentos, lo que implica la fijación de localización y de límites a la
producción de Biodiesel. La mencionada concentración de los combustibles
tradicionales, además, determina la necesidad de que la Ley Especial establezca
normas de aplicación eficaz y eficiente, para garantizar la participación de otros
capitales del sector privado nacional.
En el caso particular del uso del estiércol como FNRE, la implementación de
proyectos debería ir precedida de una activa y agresiva campaña de difusión de los
beneficios derivados de este uso. También en este caso se considera necesaria la
participación del Estado Nacional y de los Estados Provinciales, asociados o no, pero
en base a un programa especial de incentivos, créditos y sanciones (por razones
ambientales), recuperables los segundos, por los bonos obtenidos por la disminución
de las emisiones de gases de efecto invernadero. También en este caso deben quedar
abiertas las posibilidades de la participación societaria del sector privado productor de
la tecnología.
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143 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Hay un proyecto concreto de relleno sanitario localizado en Villa Domínico (Partido
Avellaneda, provincia de Buenos Aires), para recuperación de gas metano.
e) Energía Geotérmica
La generación de electricidad a partir de energía geotérmica tiene la posibilidad de
concretarse en Copahue, provincia del Neuquén, donde el Ente Provincial de Energía
del Neuquén (EPEN) es la institución interesada en el proyecto.
Para aplicaciones de baja entalpía fuera de la aplicación en Ba lneoterapia, es necesario
un programa de difusión y financiamiento, así como la concreción de un marco legal
que impulse a los sectores privados a introducirse en el empleo de esta fuente de
energía.
6. PROPUESTA DE CONVENIOS O ACUERDOS MARCO
Es fundamental la sanción de una Ley Nacional Especial, con adhesión de todas las
Provincias, para las FNRE, elaborada en base a los resultados de un Estudio
Energético Integral, en el marco de la Planificación Energética. A partir de ello podrán
realizarse convenios marco que involucren a la actividad privada en la implementación
y puesta en marcha de los proyectos con FNRE que, seguramente, serán rentables si se
incorpora en las evaluaciones el valor de las externalidades positivas y negativas de
cada FNRE y de cada FnoRE.
7. ANÁLISIS DE MEDIDAS DE PROMOCIÓN
Se analizarán mecanismos para promover el uso de FRE frente al costo de las energías
no renovables.
7.1. SUBSIDIOS PARA LOS DISTINTOS ESTADOS: INVESTIGACIÓN, DESARROLLO,
DEMOSTRACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN.
Se considera esencial que se incrementen los subsidios en las etapas que permita
disponer de información y de tecnología para las diferentes fuentes renovables de
energía. Estas son las etapas de Investigación, Desarrollo y Demostración.
Estas etapas están insertas institucionalmente en el sector formado por la Secretaría de
Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva y las agencias que dependen de ellas,
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144 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Consejo Nacional de Investigaciones Científica y Tecnológicas (CONICET) y la
Agencia Nacional de Promoción Científica y Tecnológica, quienes deben disponer de
un presupuesto especial de apoyo a este sector energético. También las Universidades
públicas y privadas, que en general, y salvo excepciones mencionadas en el Segundo
Informe, no tienen grupos dedicados a programas específico en el sector de FNRE,
para las cuales se debería otorgar una partida presupuestarias especiales como
incentivo para impulsar la formación de grupos en este tema.
En lo referente a la comercialización de estas fuentes, en especial en el caso del
mercado rural disperso, ha quedado claro a través del PERMER que es fundamental
disponer de subsidios que cubran parcialmente, pero con una elevada participación
porcentual, los costos de pequeños sistemas domiciliarios. Esto se fundamenta en el
hecho de que los usuarios rurales dispersos tienen por lo general bajos ingresos pero
como contraparte habitan en áreas y las demandas son relativamente bajas haciendo
que las tecnologías que utilizan las FNRE puedan competir con equipos que utilizan
combustibles fósiles.
7.2. SUBSIDIOS TEMPORALES O CRÉDITOS BLANDOS PARA CUBRIR LA DIFERENCIA DE
COSTO ENTRE LA FNRE Y LAS OPCIONES CONVENCIONALES MÁS ECONÓMICAS.
Un mecanismo que serviría para incentivar el mercado de las FNRE en potencias
mayores, por ejemplo el caso de los parques eólicos, los pequeños aprovechamientos
hidroeléctricos y los sistemas de generación de electricidad con energía de la biomasa,
es el de subsidios temporales para permitir que una mayor demanda fomente la
producción local de equipos y haga competitivo los precios por alcanzar economías de
escala.
Una alternativa de los subsidios sería la existencia de financiamiento con bajas tasas
de interés. En este caso será necesario capacitar al sector financiero para poder
evaluar adecuadamente los proyectos que pretendan acceder a estos créditos.
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145 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
7.3. REDUCCIÓN DE IMPUESTOS Y GENERACIÓN DE INCENTIVOS A LOS PROVEEDORES
LOCALES DE FNRE.
Todas las tecnologías que utilizan las energías renovables tienen, en comparación con
las que utilizan combustibles fósiles, costos iniciales más altos por lo tanto toda
medida que tienda a atenuar o al menos que ayude a financiar esta diferencia
contribuirá favorablemente para la difusión de las FNRE.
Los instrumentos impositivos de la Ley 25019 o los propuestos en los nuevos
proyectos de leyes de fomento de las FNRE, por ejemplo: diferimento del IVA y
estabilidad fiscal contribuyen a atenuar las diferencias pero requieren de cierto grado
de perfeccionamiento para incentivar la producción local de equipos o sus partes.
7.4. OBLIGATORIEDAD DE HACER ESTUDIOS COMPARATIVOS DE PROYECTOS CON
ENERGÍAS NO RENOVABLES Y RENOVABLES PARA PROVISIÓN DE ENERGÍA.
En muchos casos las FNRE pueden competir con los sistemas convencionales de
generación con combustibles de origen fósil pero la falta de conocimiento de estas
alternativas hace que no sean tomadas en cuenta. Una buena medida de promoción
sería establecer la obligatoriedad, para aquellos proyectos que pretendan acceder a
financiamiento del sector público (por ejemplo FEDEI), de hacer estudios económicos
comparativos entre fuentes renovables y no renovables de energía.
8. PROGRAMAS DE DEMOSTRACIÓN COMERCIAL
En el proceso de identificación de programas de demostración comercial se
excluyeron casi todas las aplicaciones de las FNRE, salvo una, porque las tecnologías
ya han alcanzado un razonable grado de madurez, porque son suficientemente
conocidas por los potenciales usuarios y/o porque no requieren del estudio de aspectos
específicos de su explotación. Vamos a discutir estas razones.
La utilización de biodiesel es, en el caso de las FNRE, la que tendría el mayor impacto
sobre las emisiones de GEI. Existe un marco legal y regulatorio así como tecnología
para su producción y su incorporación en mezclas tales como B20 no se traduciría en
precios muy alejados del combustible diesel por lo tanto quizás las medidas necesarias
para promover un uso generalizado sean del tipo impositivo para que los precios sean
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146 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
más atractivos al combustible diesel puro y, si se quisiese lograr un impacto más
acelerado, establecer medidas tales como la obligatoriedad de no usar combustible
diesel puro. Por lo tanto plantear un proyecto de demostración comercial para
promover su utilización parecería no ser prioritario.
Un caso similar es el de la utilización de la energía eólica para la generación de
electricidad en gran escala. El recurso energético ha sido, y está siendo estudiado,
habiéndose identificado y evaluado numerosos sitios donde podrían instalarse parques
eólicos de importancia, particularmente en la Patagonia y en el sur de la provincia de
Buenos Aires. La tecnología a nivel mundial ha alcanzado un grado de madurez y de
confiabilidad muy alto y existen recursos humanos disponibles para la operación y
mantenimiento. A nivel nacional hay dos empresas que han hecho desarrollos
tecnológicos de aerogeneradores de gran tamaño aunque faltaría verificar su
comportamiento en el largo plazo. También se ha ganado mucha experiencia en
operación y mantenimiento en los parques eólicos actualmente instalados (28 MW) en
Argentina. Esta realidad indica que no sería necesaria la realización de proyectos de
demostración comercial para promocionar esta tecnología. Posiblemente un
sinceramiento de los precios (costos) de la energía eléctrica y los incentivos previstos
en las leyes de promoción de las FNRE serían atractivo suficiente para potenciar el
interés por las inversiones en parques eólicos conectados a las redes.
Algo similar a lo dicho para energía eólica ocurre en el campo de los PAH. Hay
disponibilidad de tecnología local, la tecnología tiene un buen grado de madurez y hay
recursos humanos disponibles para implementar proyectos. En el caso de las redes
aisladas la principal competidora es la generación diesel, la cual tiene costos de
operación y mantenimiento mucho más alto. Pese a ello en muchos casos se siguen
instalado generadores diesel por dos razones fundamentales: menores costos de
inversión y períodos más cortos de implementación. Aquí es donde se podría actuar
ofreciendo financiamiento y, en el caso de los plazos de ejecución, realizando una
buena planificación que prevea las necesidades para el mediano plazo. En el caso de
las PAH conectadas a las redes provinciales o nacionales la principal causa de su
desactivación han sido los altos costos operativos en relación al costo de la energía
eléctrica en el mercado mayorista.
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147 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Las tecnologías que en principio requieren de la realización de proyectos de
demostración comercial son aquellas poco conocidas por los potenciales usuarios o
por quienes deban implementarlas. Este es el caso del abastecimiento eléctrico
disperso con FNRE. El PERMER está cubriendo esta instancia en el caso de la
energía solar fotovoltaica (solar home systems) y la energía eólica (wind home
systems) por lo tanto no se ve la necesidad de realizar proyectos en este campo.
El uso de la biomasa leñosa con fines térmicos ha sido suficientemente estudiado y
existen equipos de producción local para su uso, estando los potenciales usuarios
familiarizados con la mayoría de estas tecnologías. El problema aquí radica en hacer
accesible los equipos a los usuarios y asegurar el abastecimiento de leña a precios
competitivos con el gas envasado. Es una problemática que requiere de un análisis
muy detallado que escapa a los alcances de este informe.
Por todo lo dicho se ha pensado en un único proyecto que tendría las características de
demostración comercial porque requiere de acciones en varios frentes para poder
implementarlos. Se trata de la generación de electricidad con biomasa leñosa. El
potencial del recurso energético es muy grande pero no existe tecnología propia para
su utilización en gran escala. Se propone la realización de dos proyectos, uno en el
Chaco y otr en Santiago del Estero, con potencia máxima de 8,5 MW cada una, con
funcionamiento de unas 7.000 h/año, con un consumo de 142.100 t/año de biomasa
leñosa (leña y residuos de los aserraderos), estimándose una generación de electricidad
de alrededor de 59.500 MWh cada Central. En la Sección 3.4.1.1 se describen con
detalle la tecnología aplicable.
Debido al marco tarifario actual del sector eléctrico en la Argent ina estos proyectos
requieren de incentivos económicos para que sean atractivos a la inversión privada.
Los incentivos deberían ser o bien subsidios (financiamiento parcial de las
instalaciones) o préstamos con tasas muy bajas. Además debería establecerse un
régimen especial para la venta de energía al sistema interconectado nacional para que
este tipo de generadores puedan colocar toda la energía producida a precios que
aseguren la rentabilidad de las instalaciones. En lo posible habría que aprovechar
estos proyectos para fomentar la producción local de equipos, solventando si fuesen
necesarios los costos de desarrollo.
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A-1 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
9. ANEXOS
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A-1 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
ANEXO I.
Proyectos Eólicos
Sistemas Distribuidos
MR-Consultores Gestión - Energía - Medio Ambiente
A-2 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
SISTEMAS DISTRIBUIDOS
Costa del Ñorquinco
En el contexto departamental de la Provincia del Chubut, Costa del Ñorquinco se
encuentra en el departamento Cushamen (ver Figura 1).
Dpto Cushamen, en la Pcia del Chubut. Detalle catastral y sector “Costa del Ñorquinco”
Figura 1: Ubicación del Dpto Cushamen
Según datos históricos, el poblamiento aborigen de la región, particularmente la zona
de Colonia Cushamen, se produjo por prisioneros de la Campaña del Desierto (el
prisionero Nahuelquir realizó un pacto con el gobierno y quedó en libertad recibiendo
por parte del gobierno, tierras en Cushamen, cerca del año 1.900). Dentro de esta
comunidad, dividida en nueve parajes, se encuentran Ñorquinco Sur y Fitamiche junto
a la Escuela 69, Río Chico, Vuelta del Río, Fofo Cahuel, La Rinconada, Tropezón y
Ranquil Huao.
El área de estudio para la prueba piloto incluye a todos los pobladores que se
encuentran asentados en las riberas del arroyo Ñorquinco, desde la Escuela de
Ñorquinco Sur, hasta la Escuela N° 59 de Fofo Cahuel, bordeando la ruta provincial
N° 35. Asimismo, se incluyen los pobladores asentados en las riberas del arroyo
Fitamiche debido a su proximidad con Costa del Ñorquinco.
Los campos de la zona se encuentran en un ambiente frágil, presentan una cobertura
vegetal heterogénea, donde se aprecia la alternancia de pedregales y espacios
arenosos, tal como se observa en la Figura 2, en proximidades al arroyo Ñorquinco
MR-Consultores Gestión - Energía - Medio Ambiente
A-3 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Valle del arroyo Ñorquinco Proximidades a la Ruta Provincial N° 35
Figura 2: Zonas características de Costa del Ñorquinco
La zona de estudio se caracteriza por la predominancia de la explotación ganadera a
pequeña escala. La provisión de agua durante el año favorece el desarrollo de buenas
pasturas en sectores muy puntuales, lo que sumado a la existencia de cursos de agua y
al desarrollo de los suelos aluviales, en determinados sectores permite que se agreguen
algunas incipientes explotaciones mixtas agrícolas ganaderas.
La zona se encuentra en la transición del clima árido estepario al frío húmedo que
caracteriza la franja occidental del Chubut.
Esto indica la existencia de un marcado gradiente pluviométrico hacia el este, con un
descenso de las precipitaciones de alrededor de 900 mm a 300- 250 mm. Las
temperaturas medias anuales alcanzan los 7º C, alcanzando la media de 14º C durante
el mes de enero y disminuyendo hasta aproximadamente 2º C durante Julio. El viento
predomina del sector oeste, con velocidades próximas a los 8.5 m/s.
El relieve corresponde mayormente a cordones montañosos bajos y serranías, surcados
por cursos de agua que representan las nacientes del Río Chubut. La zona en general
se halla por encima de la cota de 500 m.s.n.m.
El aislamiento geográfico caracteriza a la Comunidad y se materializa tanto en la
inaccesibilidad a las redes eléctricas que exigen la electrificación mediante sistemas
MR-Consultores Gestión - Energía - Medio Ambiente
A-4 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
autónomos, como en la imposibilidad de acceder a redes de gas, de comunicación e
incluso a vías de comunicación constantes a lo largo del año.
Pocitos de Quichaura
La Comunidad aborigen Pocitos de Quichaura se ubica en el departamento Languiñeo
a unos 60 Km. de la localidad de Tecka (ver Figura 3). Se accede a la misma por un
camino rural secundario que se desvía hacia el norte de la ruta provincial N° 62.
Inscripta en el año 1997 en el registro de las Comunidades Aborígenes de la
Escribanía General de Gobierno de la Provincia del Chubut, actualmente la
Comunidad de Pocitos de Quichaura tiene en trámite el título de propiedad de la tierra.
Los beneficiarios decidieron que el título se expidiera en carácter comunitario ya que,
según lo argumentado por los mismos, el reducido tamaño de las explotaciones los
perjudicaría si hacían títulos individuales.
Dpto Languiñeo, en la Pcia del Chubut. Detalle catastral y sector “Pocitos de
Quichaura”
Figura 3: Ubicación del Departamento Languiñeo
Ambientalmente presenta un frágil equilibrio en sus componentes, dadas las
características propias de su clima y bioma, su litología y la actividad socio-económica
predominante. Respecto de esto último, la necesidad de extracción de leña para su uso
en calefacción y cocción de alimentos sumado a la cría de lanares y caprinos en
campos de baja cobertura vegetal se presentan como los más importantes factores de
desequilibrio ambiental.
El sitio donde se ubica la Comunidad presenta un clima árido estepario frío, tipo
climático presente en la mayor parte de la patagonia extraandina. En términos
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generales puede caracterizarse al clima a partir de sus temperaturas medias anuales las
cuales alcanzan desde los 7° C a los 13 º C, hallándose los promedios más altos en
zona costera. Los meses extremos, Enero y Julio, presentan valores del orden de los
15º C y 2º C respectivamente. Las precipitaciones son escasas y no superan los 300
mm anuales, presentándose sobre todo en invierno, con lo que el déficit hídrico se
agudiza hacia el verano, determinando la escasa cobertura vegetal y en definitiva la
baja capacidad de carga de ganado de los campos. El rasgo distintivo del clima local es
el viento del oeste, con velocidades medias que oscilan en los 9 m/s.
Figura 4 : Características del paisaje y la cubierta vegetal.
La zona de estudio presenta variadas unidades geomorfológicas, como bajadas,
serranías, planicies altas y bajas, colinas y depresiones endorreicas. Por las
condiciones morfoclimáticas, los suelos son pobres, de los órdenes aridisoles y
entisoles. Un aspecto destacable es la existencia de mantos de aguas subterráneas que
afloran en pequeños manantiales, también denominados "ojos de agua", y que revisten
sustancial importancia tanto para el poblamiento como para el consumo del ganado, si
bien en bajos endorreicos suelen formarse grandes aguadas en años de buena
precipitación.
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A-6 Tercer Informe: “Mitigación de emisiones-Energías Renovables”
Figura 5: Aguada y manantial aprovechadas para la provisión de agua a
animales y población.
La Comunidad se caracteriza también por un marcado aislamiento. A pesar de
encontrarse próxima a la ruta asfaltada, los accesos son de muy difícil transitabilidad
en invierno y primavera, quedando asimismo en muy mal estado durante gran parte del
resto del año. Los accesos a redes eléctricas, comunicacionales y de gas son en la
actualidad imposibles.
La continuación del programa PERMER, como se ha expresado, estará dirigida
particularmente al resto de la población rural dispersa del interior de la Provincia del
Chubut, cuyos rasgos característicos sean justamente, la dispersión y el aislamiento,
buscando mejorar sus condiciones de vida.
DESCRIPCION DEL SISTEMA
El equipo elegido para la instalación en el marco del programa PERMER es una
turbina eólica de eje horizontal diseñada para carga de baterías en lugares remotos.
De acuerdo a las especificaciones del fabricante, los componente estáticos y dinámicos
de la máquina están diseñados para una larga vida útil. No hay ningún plan de
mantenimiento necesario. El recambio de los carbones de bajada de energía se debe
realizar cada 4 años aproximadamente.
El sistema de rotación consta de tres palas de PRFV (fibra de vidrio y resina poliéster,
el perfil es de diseño propio denominado DWZ 40) macizas montadas sobre el plato de
rotación por medio de dos bulones de anclaje de acero SAE 316 inoxidable. Las palas
convierten la energía cinética del viento en rotación mecánica del eje principal que
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acopla al alternador. El paso es fijo en toda su longitud contando con un ángulo de
arranque de 2,5 grados. El set de palas es cuidadosamente equilibrado en fabrica y el
conjunto de rotación es balanceado estática y dinámicamente.
El alternador trifásico está construido con imanes permanentes de tierras raras
encapsulado ( neodimio ) de gran poder magnético.
Su moderno diseño de alta eficiencia, permite el acople directo al eje de rotación,
eliminando la necesidad de cajas multiplicadoras. Los imanes permanentes inducen
tensión en las bobinas ni bien comienza a girar la máquina. El bobinado es protegido
con resina epoxi con el propósito de no ser afectado por la humedad ambiente.
El eje de rotación esta construido en acero forjado SAE 4140 y esta montado sobre
rodamientos sellados en cámara de grasa. El conjunto esta diseñado para soportar sin
dificultad los esfuerzos radiales y axiales originados durante el funcionamiento del
equipo.
El eje de orientación azimutal constituye el sostén de la parte estructural del
aerogenerador a través de dos rodamientos cónico y radial sellado auto lubricado, esto
permite al conjunto girar libremente en los 360 grados logrando una rápida respuesta
al cambio de dirección del viento sin posibilidad de engranamiento con el paso del
tiempo.
Los anillos rozantes se encuentran sobre el eje de orientación y son encargados de
colectar la energía proveniente del alternador trifásico a través de sendos carbones de
cobre-grafito. Esta disposición permite la bajada de la energía generada para cualquier
orientación de la turbina. El conjunto está dispuesto dentro de la estructura de la
máquina por lo que queda protegido de la intemperie.
Tablero y regulador. La corriente alterna de frecuencia variable es rectificada y
acondicionada por el regulador de carga antes de ser ingresada al banco de baterías de
12 voltios. El equipo es silencioso, de estado sólido y funcionamiento automático, está
protegido contra sobrecargas y corto circuito. Su función es monitorear
permanentemente el estado de carga del banco de baterías, derivando la energía
excedente a una resistencia para disiparla en forma de calor.
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En el tablero se cuenta con una llave que sirve para el frenado del rotor, una vez
plegado el molino desde el pie de torre.
OPERACIÓN NORMAL DEL SISTEMA
El rotor de la turbina comienza a girar cuando la velocidad del viento es de
aproximadamente 3 m/s (11 Km. /h), superada esta velocidad se inicia la carga de las
baterías, situación que podrá variar en función del estado de carga de las mismas.
Iniciado el arranque de la turbina y vencida la inercia propia del sistema, la rotación
podrá mantenerse con velocidades muy bajas e inferiores a 3 m/s.
Cabe notar que la perfomance del sistema podrá variar de sitio a sitio en función de las
condiciones climáticas reinantes en el lugar de emplazamiento, dependiendo esta
situación de la temperatura ambiente, altitud, densidad del aire , turbulencia, etc.
La velocidad del rotor se incrementa con el incremento de la velocidad del viento,
pero la energía generada aumenta muy rápidamente por existir una relación cúbica con
la velocidad del viento.
El equipo cuenta con un sistema de auto pliegue por veleta rebatible que a su vez sirve
para el frenado manual desde el pie de la torre.
Las baterías recomendadas para trabajar con este sistema son las denominadas de
CICLO PROFUNDO, las mismas están diseñadas para soportar cargas y descargas
profundas sin inconvenientes. La turbina eólica en cuestión se provee para trabajar en
12 Vcc, el tablero viene configurado de fábrica para la tensión solicitada.