VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y DE INFRAESTRUCTURA ENERGÉTICA INDICE PÁGINA 1. INTRODUCCIÓN EVOLUCION DEL ABASTECIMIENTO ENERGÉTICO...

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1 VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y DE INFRAESTRUCTURA ENERGÉTICA INDICE PÁGINA 1. INTRODUCCIÓN EVOLUCION DEL ABASTECIMIENTO ENERGÉTICO Análisis de los Balances Energéticos Producción y Oferta Interna de Energía Primaria Consumo Final por Fuente Energética y Sector Elasticidad Consumo Energético - PBI Consumo y Producción de Energía Eléctrica Consumo de Energía Eléctrica por Area y Sector Usuarios de Energía Eléctrica por Area y Sector Relación Consumo / PBI Importación/Exportación de Energía Eléctrica Generación de Energía Eléctrica por Región y Tipo Consumo de Combustibles para Generación Eléctrica Consumo y Producción de Gas Natural Consumo de Gas Natural por Area y Sector Usuarios de Gas Natural por Area y Sector Importación / Exportación de Gas Natural Producción de Gas Natural por Cuenca Reservas de Gas Natural por Cuenca...46 Página 1

2 Evolución del Indice Reservas/Producción de Gas Natural por Cuenca Conclusiones SITUACIÓN ACTUAL DEL ABASTECIMIENTO - DIAGOSTICO Abastecimiento del Mercado Eléctrico Infraestructura de Generación Eléctrica Infraestructura de Transmisión Eléctrica Balance del Abastecimiento de Energía Eléctrica Estacionalidad del Consumo y Oferta de Energía Eléctrica Relación entre la Demanda de Energía Eléctrica y las Variaciones de la Temperatura Abastecimiento del Mercado de Gas Natural Infraestructura de Transporte de Gas Natural Capacidad de Transporte de Gas Natural Balance del Abastecimiento de Gas Natural Estacionalidad del Consumo de Gas Natural Interrumpibilidad Relación Consumo / Temperatura por Area de Distribución Catálogo de Proyectos Características, Inversiones y Costos Proyectos de Generación Eléctrica Proyectos de Transporte de Energía Eléctrica Proyectos de Transporte de Gas Natural Reservas Potenciales de Gas Natural Diagnóstico...77 Página 2

3 4. PRONOSTICO DEL REQUERIMIENTO ENERGETICO Energía Eléctrica Escenario de Referencia Escenario con Cambio Climático Escenario A Escenario B Análisis Comparativo de Proyecciones de Energía Eléctrica Gas Natural Escenario de Referencia Escenarios con Cambio Climático Escenario A Escenario B Análisis Comparativo de Proyecciones de Gas Natural PRONOSTICO DE OFERTA ENERGETICA Escenario climático del año Obtención del Valor Medio Mensual de las Diferentes Variables Atmosféricas Regionalización Interpolación en Tiempo Cálculo del factor que relaciona el valor del año 2020 con el proyectado para el Obtención del escenario climático del año Estimación de Temperaturas y Temperaturas Extremas para el Horizonte Página 3

4 5.2 Cálculo Valores Promedio de Referencia de Precipitación y Temperatura Validación de los Balances Hidrológicos por Cuenca Aplicación del Modelo BILIK Cuenca del río Paraná (sección de cierre Yacyretá) Cuenca del río Uruguay (sección de cierre Salto Grande) Cuenca del río Limay (sección de cierre Piedra del Águila) Cuenca del río Neuquén (sección de cierre Cerros Colorados) Fundamentos teóricos del Modelo BILIK Estimación de Variables Atmosféricas para el Horizonte Cálculo de los Balances Hidrológicos por Cuenca en el Horizonte Determinación de las Crónicas Hidrológicas Mensuales en el Horizonte ALTERNATIVAS DE EXPANSION DE ENERGIA ELECTRICA Y GAS NATURAL Energía Eléctrica Escenario de Referencia Escenario con Cambio Climático Análisis Impacto del Cambio Climático sobre el Abastecimiento Gas Natural Escenario de Referencia Escenario con Cambio Climático Escenario A2.145 Página 4

5 Escenario B Análisis Impacto del Cambio Climático sobre el Abastecimiento SIMULACION DE LA OPERACION DEL SISTEMA ELECTRICO Escenario de Referencia Balance de Energía Eléctrica - Producción de Energía Eléctrica por Tipo Producción de los Principales Operadores del MEM/MEMSP Consumo de Combustibles Emisiones de Gases de Efecto Invernadero Sensibilidad a la Variación Hidrológica Escenario con Cambio Climático Escenario A Escenario B Emisiones de Gases de Efecto Invernadero con Cambio Climático Análisis comparativo de Escenarios SIMULACION DE LA OPERACION DEL SISTEMA DE GAS NATURAL Escenario de Referencia Balance de Gas Producción Neta por Cuenca Transporte de Gas Natural - Utilización Abastecimiento de los Mercados Restricciones Producción Bruta Total de Gas Natural Utilización de Reservas Emisiones de Gases de Efecto Invernadero Página 5

6 8.1.6 Sensibilidad a la Variación Hidrológica Escenario de con Cambio Climático Sistema de Gas Natural Escenario A Sistema de gas Natural Escenario B Emisiones de Gases de Efecto Invernadero Análisis Comparativo de Escenarios EVALUACION DE ALTERNATIVAS DE EXPANSION Sector Eléctrico Sector Gas Natural EVALUACION DE LA SEGURIDAD DE PRESAS Recopilación de los Parámetros Físicos y de Diseño de las Grandes Presas en la Argentina Caracterización Socio Económica del Valle Aguas Ciudades de Neuquén y Cipolletti Gran Córdoba Gran Tucumán Ciudad de San Juan Ciudad de San Fernando del Valle de Catamarca Ciudad de La Rioja Valle Inferior del río Chubut Ciudad de San Rafael Página 6

7 Gran Mendoza Ranking Primario de Peligrosidad Análisis Estadístico para Determinar la Vulnerabilidad Hidrológica por el CC Conclusión Final EVENTOS CLIMATICOS EXTREMOS Análisis de las Variables Asociadas al Cambio Climático Relevantes en el sistema Mercado Eléctrico Mecánica de Despacho Programación de la operación Variables determinantes en el despacho Generación hidráulica Generación Térmica Corolarios Conclusiones Mercado del Gas Mecánica de despacho Operación del sistema Variables determinantes en el despacho Conclusiones Olas de Calor Descripción, Temperaturas Página 7

8 Conclusiones Relación entre la generación térmica y la temperatura en invierno Consecuencias en el mercado energético por olas de calor: alteraciones en la demanda Tornados Características Escalas de medición de tornados - Escala de Fujita Descripción de los tipos de tornados Tornados en Argentina Distribución geográfica de los tornados Conclusiones Descripción del Sistema de Transporte Eléctrico Consecuencias en el sector eléctrico de los tornados Eventos asimilables Precipitaciones Extremas Conclusiones Consecuencias en el Mercado Eléctrico Consecuencias en el Mercado de Gas Conclusiones: Operación y manejo de contingencias en todos los Actores del Sector FUENTES SUBUTILIZADAS Potencial de Energías Renovables Potencial Hidroeléctrico Generación Eólica Página 8

9 Capacidad del sistema para soportar generación eólica Áreas donde son posibles instalaciones eólicas de envergadura Conclusiones Energía Geotérmica Energía Solar Colectores Solares Células Fotovoltáicas Potencial en Argentina Biomasa Cogeneración Cogeneración con Turbinas de Gas Cogeneración con Turbinas de Vapor Oportunidades de Aplicación Cogeneración Potencial de la Cogeneración PROPUESTAS PARA UN DESARROLLO ENERGETICO SUSTENTABLE Revisión de los Criterios de Planificación Sectorial Incorporando los Efectos del Cambio Climático Operación y Manejo de Contingencias en Todos los Actores del Sector: Gobierno, Organismo encargado del despacho, generadores, productores, Transportistas, distribuidores y usuarios Aumento de la eficiencia en la producción y utilización de los recursos Energéticos 300 Página 9

10 13.4 Promoción del desarrollo de fuentes de energía renovables Propuesta para energía eólica Propuesta para la energía solar Introducción de Pautas de Uso Racional de la Energía en el consumo Generación de Energía Eléctrica Transporte de Energía Eléctrica Distribución de Energía Eléctrica Consumidores CONCLUSIONES ANEXO 1 Resultados Anuales de la Operación del Sistema Escenario de Referencia. ANEXO 2 Resultados Anuales de la Operación del Sistema Escenario A2. ANEXO 3 Resultados Anuales de la Operación del Sistema Escenario B2. Página 10

11 VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y DE LA INFRAESTRUCTURA ENERGÉTICA Informe Final 1. INTRODUCCIÓN Autores: Ing. Víctor Pochat, Ing. Ximena Imboden. La Fundación Bariloche, con la asistencia del Instituto de Geocronología y Geología Isotópica, INGEIS, contrató a SORS SA para elaborar los estudios sobre la Vulnerabilidad del Sistema y de la en la Argentina, como parte de la preparación de las Actividades Habilitantes para la 2ª Comunicación Nacional del Gobierno de la República Argentina a las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (TF 51287/AR). Esta contratación se realizó a partir de la oferta presentada con fecha 31 de enero de 2005, en respuesta al concurso efectuado entre las firmas consultoras integrantes de la Lista Corta resultante de la selección de las firmas que presentaron sus Expresiones de interés sobre este tema. Asimismo, esta contratación se manifiesta en el contrato de consultoría suscrito por las partes el día 29 de julio de 2005, con vigencia a partir del día primero de agosto de La contratación prevé un plazo total de 180 días, en el cual se debe realizar la presentación de un informe preliminar, de dos informes de avance y de un informe final. El presente informe corresponde al Informe Final. De acuerdo a la definición utilizada por el Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC según su acrónimo en inglés), la vulnerabilidad de un sistema es función del carácter, magnitud y rapidez del cambio climático al que está expuesto, de su sensibilidad y de su capacidad de adaptación. Las conclusiones de la comunidad científica apuntan a dos órdenes de cambios esperados en el clima futuro, por un lado se prevén cambios de tipo paulatino, aumentos de la temperatura, aumentos o disminución de las precipitaciones y aumentos en el nivel del mar y, por el otro, es probable un aumento en la frecuencia de ocurrencia y en la intensidad de eventos climáticos severos o extremos. Página 11

12 Los modelos climáticos pueden anticipar, en función de escenarios socio-económicos predeterminados, la evolución de los valores medios de las principales variables, y por lo tanto permiten el análisis de los cambios de tipo paulatino. Este tipo de cambio obliga a re-estudiar las premisas con las que se proyecta la demanda, en relación con los aumentos de temperatura previstos, y con las que se define la correspondiente oferta de energía, en relación con los cambios en los regímenes hidrológicos y su impacto en la generación hidroeléctrica. En cambio, el aumento en la frecuencia y severidad de eventos extremos obliga a revisar los criterios de diseño de toda la infraestructura del sector eléctrico (generación, transporte y distribución) y además a implementar con especial cuidado planes de contingencia. De acuerdo al Tercer Informe del IPCC, que indica los cambios en las precipitaciones en el planeta entre los años 1900 y 2000, se observa en la región sudamericana una importante disminución de las precipitaciones registradas en la zona sur - occidental, de valores que llegan al 50%, y, en cambio, un aumento de las mismas en la zona sur oriental, con incrementos del orden del 25%. Estos cambios, seguramente han provocado a su vez modificaciones en los regímenes de los ríos. El presente estudio presenta un conjunto de escenarios alternativos sobre la evolución del sector energético argentino para los próximos 15 años, teniendo en cuenta el grado de incertidumbre que involucran períodos más extensos. Además, sobre algunos aspectos claves del sistema se realizan análisis de tipo cualitativo para plazos mayores, sobre la evolución de algunas variables y sus posibles impactos. Partiendo de la crítica situación que exhibe actualmente el sector, se plantean distintas alternativas de expansión que se estima contribuyen a la regularización del funcionamiento de los mercados de gas natural y energía eléctrica, en los aspectos técnicos y económicos, y Página 12

13 dentro de ese marco se focalizan los siguientes objetivos: a) evaluar los impactos del Cambio Climático (CC) sobre la provisión y la demanda de energía en la República Argentina, b) determinar la necesidad de incrementar la infraestructura energética del país, y c) evaluar posibles mercados para fuentes alternativas de energía y programas de eficiencia energética. Si bien, en general, los resultados se obtuvieron para cada año del período en análisis, su presentación se realiza para años de corte, cada cinco años, lo cual permite una mejor, y más sencilla, interpretación de los cambios e impactos identificados en el sistema energético. Para los eventos climáticos extremos, en cambio, se plantean hipótesis sobre eventos extremos posibles, y se analizan sus posibles impactos. Página 13

14 2. EVOLUCION DEL ABASTECIMIENTO ENERGÉTICO Autores: Lic. Marcos Aranega, Ing. Luis José Flory, Ing. Adolfo Franke, Ing. Gastón Lestard, Ing. Ricardo Lestard. En este capítulo se analiza la evolución histórica del abastecimiento energético de la República Argentina, con el objetivo de identificar los elementos básicos con los cuales, posteriormente, se realizan las proyecciones de la demanda y abastecimiento de energía eléctrica y gas natural Análisis de los Balances Energéticos En primer término, se analizan los Balances Energéticos, del período , elaborados por la Secretaría de Energía, Dirección Nacional de Prospectiva, con el objetivo de obtener el marco global y detectar pautas sobre el comportamiento del sector en su conjunto. Con el fin de ilustrar sobre las condiciones actuales del abastecimiento energético de Argentina se presenta un balance sintético que refleja la situación del año 2003 (Cuadro 2.1), cuyos valores están expresados en Miles de Toneladas Equivalentes de Petróleo (MTep). Página 14

15 Cuadro 2.1 Balance Energético de la República Argentina Año 2003 Forma de Energía Producción Imp/Exp Var.Stock/ No Aprov/ Pérdidas/ Oferta Interna Centros de Transformac. Consumo No Energético Residencial Consumo Energético Comercial y Industria Transporte Agropec. Público Primaria Secundaria Energía Hidráulica Nuclear Gas Natural Petroleo Carbón Mineral Otros Subtotal Electricidad Gas Distribuido por Redes Gas Licuado Motonafta Total Kerosene y Aerokerosene Diesel Oil + Gas Oil Fuel Oil Otros Subtotal Total En la producción de energía primaria, que se presenta en los balances energéticos, la energía hidroeléctrica se registra según su equivalente calórico, con lo que su participación aparece disminuida con relación a la porción de los hidrocarburos que se transforma en energía secundaria y a la energía nuclear que se computa por el calor producido por los reactores. La producción de energía primaria alcanzó los MTep, de los cuales el gas natural representó el 46,3%, el petróleo el 43,1%, y la energía hidroeléctrica el 4,2%. Con ello, los hidrocarburos representaron casi el 90% de la producción. De este volumen de energía primaria, el intercambio (exportaciones menos importaciones) resultó en un saldo exportador de MTep, equivalente al 18,7% de la producción, constituido principalmente por petróleo y gas natural. Si a la producción se le descuenta este saldo y, además, el volumen de energía que corresponde a variaciones de stock, no aprovechada, pérdidas y ajustes (560 MTep), se obtiene una oferta interna de energía primaria de MTep, de los cuales el 96,1% tuvo como destino los distintos centros de transformación del sector y el complemento del Página 15

16 3,8%, constituido por leña, bagazo, etc., se insumió en los sectores del consumo final. La producción de energía secundaria alcanzó los MTep, y de ella, Mtep fue el saldo resultante de las exportaciones menos importaciones, equivalentes al 13,1% de ese volumen, otros MTep corresponden a variaciones de stock, energía no aprovechada, pérdidas y ajustes, con lo cual la oferta interna fue de MTep. Este monto de energía secundaria, en parte abasteció los procesos de transformación interna y MTep cubrieron el consumo final, equivalente al 72%. Del consumo final total de energía, primaria + secundaria, de MTep, el gas natural tiene una participación relevante del 39,4%, los derivados intermedios el 20,7% (gasoil y diesel, especialmente utilizados en los sectores de transporte y agropecuario) y la energía eléctrica el 16,0%. La apertura del consumo final total, muestra que la demanda de industria es la más relevante con el 31,8%, siguiéndole el requerimiento del transporte con el 25,3%, el residencial con el 21,3%, el comercial más público con el 7,3% y finalmente el agropecuario con el 6,4%. El consumo final no energético es del 7,9% completando la estructura de participación. A continuación se analiza el desarrollo de la producción por combustible, a nivel total país, y la evolución del consumo final, por combustible y sector de consumo, observando en especial el comportamiento tendencial que resulta para los requerimientos de energía eléctrica y gas natural, objetivo principal del estudio Producción y Oferta Interna de Energía Primaria En primer término se presenta en el Gráfico 2.1 la evolución de la producción y la oferta interna de energía, para el período que, como se mencionó anteriormente, contempla el saldo de importaciones menos exportaciones, así como la variación de stock y las pérdidas que tienen poca relevancia. Página 16

17 Gráfico 2.1 Argentina Producción y Oferta Interna de Energía Primaria Miles de Tep Oferta Interna Producción Primaria Se observa que en las primeras dos décadas los valores resultan relativamente similares, siendo la oferta interna superior a la producción. Este comportamiento está relacionado con un saldo de importaciones menos exportaciones relativamente pequeño y con signo positivo (saldo importador), que si bien llegó a alcanzar un máximo del 16% de la producción, se compensaba con volúmenes de energía no aprovechada (como el venteo de gas natural) que neutralizaban su efecto. Esta energía no aprovechada, que en ese período representaba entre un 5% y 8% de la energía producida, se ha reducido en los últimos años a valores que oscilan entre un 1% y 2%. En la década de los 90, se inicia un proceso de liberación del comercio exterior que motiva que el saldo resulte netamente exportador con participaciones crecientes, que llegan a representar el equivalente al 20% de la producción total de energía primaria, y que están basadas especialmente sobre el petróleo y gas natural. Los gráficos 2.2 muestran la evolución de la composición por fuente de la oferta interna de Página 17

18 energía primaria, tanto en valores absolutos como en participaciones. Gráfico 2.2 Argentina Oferta Interna de Energía Primaria Miles de Tep Petroleo Gas Natural Energía Hidráulica Nuclear Carbón Mineral Otros Participación 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Petroleo Gas Natural Energía Hidráulica Nuclear Carbón Mineral Otros Se observa como se ha mantenido en valores absolutos el petróleo dentro de la oferta interna en volúmenes cercanos a los MTep, y como, en cambio, se ha incrementado la oferta de gas natural que inicialmente era del orden de los MTep y en el año 2003 alcanzó los MTep, llegando a superar en un 28% a la oferta de petróleo. La participación del petróleo más el gas natural se ha mantenido relativamente constante a lo largo del período, con valores iniciales entre el 90% y 92% que se reducen al 86% en los últimos años. La energía hidroeléctrica, que en 1970 era equivalente a 270 MTep se incrementa a Página 18

19 MTep en el año 2003, con lo que llega a representar el 5,3% de la oferta interna de energía primaria. La producción nuclear, que inicia su actividad en 1974, con el ingreso en operación de la Central Atucha I, y posteriormente con la Central Embalse, alcanza su record de producción MTep en el año 2003, equivalente al 3,2% de la oferta interna. Según se ha dicho anteriormente, en la producción de energía primaria, que se presenta en los balances energéticos, la energía hidroeléctrica se registra según su equivalente calórico, con lo que su participación aparece disminuida con relación a la porción de los hidrocarburos que se transforma en energía secundaria y a la energía nuclear que se computa por el calor producido por los reactores Consumo Final por Fuente Energética y Sector El gráfico 2.3 sintetiza la evolución del Consumo Final de Energía, que excluye los consumos de los centros de transformación y el requerimiento no energético (por ejemplo el gas natural para uso petroquímico), desagregado por fuente, tanto en volúmenes como en su participación. Página 19

20 Gráfico 2.3 Argentina Consumo Final Energético por Fuente Miles de Tep Electricidad Gas Distribuido por Redes Fuel Oil Diesel Oil Kerosene y Aerokerosene Motonafta Total Otros secundarios Energía Primaria Miles de Tep 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Electricidad Gas Distribuido por Redes Fuel Oil Diesel Oil Kerosene y Aerokerosene Motonafta Total Otros secundarios Energía Primaria En primer lugar, se observan las fluctuaciones registradas con altibajos que acompañaron los procesos económicos de caída en el nivel de actividad, en especial se detectan las reducciones del consumo final de energía registradas en los períodos de los años 1988/89 y 2001/02, momentos en los cuales se produjeron graves acontecimientos políticos-económicos que llevaron a importantes procesos recesivos, con movilizaciones populares, saqueos, que concluyeron con la renuncia de gobiernos que habían sido elegidos democráticamente y que no pudieron sostenerse debido a la situación imperante. En 1970, el volumen del consumo final de energía fue de Mtep, en tanto que en el año 2000 se alcanzó el consumo máximo con MTep, el incremento registrado en esos 30 años fue de sólo el 102%, con una variación media anual del 2,4%, Si se incluyen los últimos años, considerando la crisis registrada en 2001 y la leve recuperación a partir del 2003, el crecimiento medio anual se reduce al 2,0%, como se muestra en el Cuadro 2.2. Página 20

21 Otro aspecto que resalta es el incremento registrado en el consumo final de gas natural, siendo el energético que absorbió gran parte del incremento total del consumo final, acompañado en menor medida por el aumento de la electricidad. Cuadro 2.2 Consumo Final Energético Tasa de Variación Promedio del Período (%) Fuente Energética Electricidad 6,3 2,1 5,5 4,7 Gas Distribuido por Redes 6,9 5,9 4,3 5,6 Gas Licuado 2,2 0,7 1,0 1,3 Motonafta Total 3,2-2,2-5,0-1,7 Kerosene y Aerokerosene 1,8-1,7-7,9-3,2 Diesel Oil 3,5 0,2 3,0 2,3 Fuel Oil -3,7-16,0-4,6-7,9 Otros secundarios -0,5 2,5 0,2 0,7 Energía Primaria -1,3-1,5 5,6 1,3 Total Primaria + Secundaria 2,6 0,6 2,7 2,0 La variación promedio de los períodos inicial y final son relativamente similares en los valores totales, en tanto que en la década intermedia se observa una importante reducción del crecimiento del consumo final de energía. Se observa que las fuentes principales que incrementaron su requerimiento son, el gas natural, la electricidad y el diesel, y en todos ellos se detecta una tendencia decreciente en el ritmo de crecimiento. También, como había ocurrido con la oferta interna de petróleo, el fuel oil es la fuente cuyo requerimiento se reduce sustancialmente, hasta prácticamente desaparecer, su participación en los años 70 era del 18% y en el año 2003 de sólo el 0,6% decreciendo a una tasa de 7.9% anual promedio, y su consumo ha sido reemplazado fundamentalmente por gas natural. La mayor reducción se produjo en la década del 80, por un lado siguiendo la tendencia general, pero también motivada por la mayor disponibilidad de gas natural, atribuible al Página 21

22 ingreso de los gasoductos Neuba II y Centro-Oeste, y por el proceso de conversión de las destilerías de Dock Sud y Luján de Cuyo, que posibilitaron una mayor obtención de derivados livianos. Otra fuente que reduce en forma importante su nivel de requerimiento la constituyen los derivados livianos (naftas), de un consumo de MTep en el año 1970, cae a MTep en al 2003 (-44%), reducción que se produjo en gran parte por la utilización del GNC como se verá más adelante, al que se debe agregar la mejora de la eficiencia producida en los motores de los vehículos.. A continuación, en el Gráfico 2.4, se presenta la evolución del Consumo Final Energético por sector. Gráfico 2.4 Argentina Consumo Final Energético por Sector Miles de Tep Residencial Comerc+Público Industria Transporte Otros Participación 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Residencial Comerc+Público Industria Transporte Otros Los sectores que tuvieron mayor crecimiento en el período son el comercial + público y el Página 22

23 residencial que incrementaron su participación en el período, situación que además queda reflejada por los incrementos medios registrados, tal como se observa en cuadro2.3. Cuadro 2.3 Consumo Final Energético Tasa de Variación Promedio del Período (%) Sector Residencial 3,2 1,6 3,0 2,7 Comerc+Público 6,7 7,4 1,7 4,9 Industria 1,0 0,1 3,8 1,8 Transporte 3,1-0,8 1,1 1,1 Otros 5,7 0,4 4,7 3,7 Total 2,6 0,6 2,7 2,0 Los valores indican importantes fluctuaciones en el comportamiento de los sectores en los diferentes períodos, mientras el sector comercial + público creció fuertemente en las dos primeras décadas, la tasa anual decrece substancialmente en el último período, en el cual la industria es la que compensa esta tendencia registrando un incremento medio del 3,8% anual Elasticidad Consumo Energético - PBI El gráfico 2.5 muestra las variaciones anuales registradas en el período del Consumo Final Energético y del Producto Bruto Interno (PBI), sobre el cual se debió recurrir al empalme de series debido a que no se disponía de una que fuera uniforme durante todo el período, sin perjuicio de lo cual puede dar una idea aproximada del comportamiento entre estas variables. Gráfico 2.5 Página 23

24 Argentina Consumo Final Energético vs Producto Bruto Interno 15,0% 10,0% Variación Anual 5,0% 0,0% -5,0% -10,0% -15,0% Tasa de variación anual del PBI Consumo Final Energético por Sector Si bien no se observa una correlación perfecta entre estas dos variable, puede captarse una relación tendencial entre ellas, que presenta ciertas singularidades, probablemente por efecto del grado de representación del PBI como indicador del comportamiento económico. En primer lugar, no tiene estabilidad en el tiempo y, luego puede verse afectado por la variación de la economía no registrada y de las estimaciones que sobre ellas se realicen. Realizada la regresión entre estas variables, aplicando la siguiente expresión: n e Consumo(n) = Consumo(0) * (1+i) x [ PBI(n) ] PBI(o) Se obtuvieron los siguientes parámetros i = tasa independiente = 1,18% e = coeficiente de elasticidad = 0,567 Aplicando la expresión que vincula las dos variables con los parámetros obtenidos se calcularon las energías consumidas a partir de las variaciones de PBI registrados, valores que Página 24

25 se comparan en el gráfico 2.6: Gráfico 2.6 Argentina Consumo Final Energético Miles de Tep Valores registrados Valores estimados Si bien, se presentan diferencias entre los valores registrados y los estimados, podría aceptarse que la expresión obtenida permite relacionar aceptablemente el comportamiento tendencial de ellas. 2.2 Consumo y Producción de Energía Eléctrica En este punto se analiza la evolución histórica del consumo y de la producción de energía eléctrica, cuyos datos se han extraído de los informes elaborados por Dirección Nacional de Prospectiva de la Secretaría de Energía En primer término se muestra el consumo de energía eléctrica, considerando los volúmenes abastecidos por el Servicio Público y por los Autoproductores, que alcanzó los GWh, creciendo a una tasa media anual promedio del 4,5% en el período (Gráfico 2.7). Como se observa en el cuadro 2.4, las tasas promedios de los tres períodos son muy variables, y al igual que con el consumo final energético total, la década del 80 muestra un claro período de estancamiento. Página 25

26 El consumo, abastecido del Servicio Público, crece durante la década del 70 con un importante nivel del incremento del 7,9% anual, que luego se reduce al 2,2%, y vuelve a recuperar un adecuado nivel en el último período con el 5,4%, aún incluyendo el proceso recesivo registrado en los años 2001/1002. En el último período, el crecimiento medio superior de 5,0% es similar en ambos sectores, y ellos se debe fundamentalmente al incremento registrado en la autoproducción en unos pocos establecimientos: Aluar, Arcor, Siderar y Repsol, con lo que se revierten las tendencias negativas de las dos décadas previas. Cuadro 2.4 Consumo Total de Energía Eléctrica Tasa de Variación Promedio del Período (%) Sector Servicio Público 7,9 2,2 5,4 5,1 Autoproductores -1,9 0,0 5,1 1,4 Total 6,1 1,9 5,4 4,5 Página 26

27 Gráfico 2.7 Argentina Consumo de Energía Eléctrica Asociada a Redes del Servicio Público y Autoproducción GWh Consumo Abastecidos por Redes de S.Público Consumo de Autoproductores Participación 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Consumo Abastecidos por Redes de S.Público Consumo de Autoproductores Se observa que la participación del consumo de los autoproductores que inicialmente representaba cerca del 25% del total se reduce a partir de la década de los 80 a aproximadamente un 9,0%, habiendo llegado a ser de sólo el 6,8% a mediados de la década pasada Consumo de Energía Eléctrica por Área y Sector El cuadro 2.5 y el gráfico 2.8, muestran la evolución del consumo de energía eléctrica por sector de consumo. Página 27

28 Cuadro 2.5 Consumo Total de Energía Eléctrica por Sector Tasa de Variación Promedio del Período (%) Sector Residencial 5,9 2,3 5,0 4,4 Comercial 5,6 0,0 10,9 5,9 Industrial (Inc.Autoproducción) 6,3 1,9 4,4 4,2 Resto 5,6 2,8 5,2 4,6 Total 6,1 1,9 5,4 4,5 Gráfico 2.8 Argentina Consumo de Energía Eléctrica Asociada a Redes del Servicio Público y Autoproducción GWh Residencial Comercial Industrial (Inc.Autoproducción) Resto Participación 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Residencial Comercial Industrial (Inc.Autoproducción) Resto Se observa que, el sector más dinámico en el período es el comercial que con un crecimiento medio del 6,1%, 56% superior al del total, incrementó su participación del 9,9% inicial al 15,3% actual. Vale la pena resaltar el aumento registrado en el último período con una tasa media del 10,9% anual, luego de una década en la cual permaneció constante en términos Página 28

29 absolutos. El sector residencial prácticamente mantuvo su nivel de participación en cerca del 27% creciendo en promedio al 3,8% anual a lo largo del período, mostrando una tendencia de expansión con un aumento medio del 5,0% en el último período. El sector industrial, que es el más relevante, redujo su participación del 52% en 1970 al 46,9% en el El menor crecimiento lo registró en la década de los 80 aunque por el estancamiento general mantenía su participación, que se redujo en el último período aún creciendo a una tasa del 4,4% anual. Finalmente el resto del consumo, integrado por servicios sanitarios, alumbrado, oficial tracción, rural y riego mantuvo su nivel de participación en valores cercanos al 11%. El cuadro 2.6 y el gráfico 2.9 sintetizan la evolución del consumo total de energía eléctrica por región en el período Cuadro 2.6 Consumo Total de Energía Eléctrica por Regiones Tasa de Variación Promedio del Período (%) Región GBA 3,5 0,7 5,7 3,5 Litoral + Buenos Aires 6,5 2,5 4,7 4,6 Centro 5,4 2,2 5,6 4,5 Cuyo 6,6 2,2 3,7 4,1 NOA 8,0 2,3 6,9 5,8 NEA 10,8 7,1 4,9 7,3 Comahue 11,6 4,8 6,8 7,6 Patagónica 19,4 1,8 5,2 8,2 Total 6,1 1,9 5,4 4,5 En general se observa que la reducción registrada en la década de los 80 se ha producido en todas las regiones y que posteriormente experimentaron en el último período un proceso de recuperación, ello con excepción de la región NEA que ha presentando una tendencia sostenidamente decreciente en el ritmo de crecimiento. Página 29

30 Es llamativo el aumento de demanda de la región Patagónica en la década de los 70, pero respecto de ello vale la pena señalar que estuvo motivado en forme relevante por la puesta en servicio de la planta de fabricación de aluminio Aluar, ubicada en Puerto Madryn, y también, aunque en menor medida, por el incremento de la actividad petrolera. Estas dos actividades representan actualmente más del 90% del consumo del área. Gráfico 2.9 Argentina Consumo de Energía Eléctrica Asociada a Redes del Servicio Público por Región GWh GBA Litoral + Buenos Aires Centro Cuyo NOA NEA Comahue Patagónico Participación 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% GBA Litoral + Buenos Aires Centro Cuyo NOA NEA Comahue Patagónico Las regiones del Noreste (NEA), Comahue y Patagónica son las que han experimentado mayor ritmo de crecimiento con tasas medias entre el 7,3% y 8,2%, aumentando sus participaciones del 1,8%, 2,0% y 3,0% iniciales al 4,3%, 5,2% y 9,6% respectivamente en el año Página 30

31 El área central, integrada por GBA, Litoral y Buenos Aires, ha mantenido ritmos promedio de crecimiento entre un 3,5 y 4,6%, con lo que ha decrecido su participación del 75% al 61% a lo largo del período. La región de Cuyo, es la que menos ha crecido con lo cual su participación se redujo del 6,9% al 6,1% Usuarios de Energía Eléctrica por Área y Sector El cuadro 2.7 indica la evolución del numero de usuarios de energía eléctrica por zona de distribución, en años de corte del período , alcanzando los usuarios, a diciembre del último año, de los cuales el 65,2% está concentrado en el área central integrada por GBA, Bs. As. y Litoral. Cuadro 2.7 Número de Usuarios de Energía Eléctrica Miles Región GBA Litoral + Buenos Aires Centro Cuyo NOA NEA Comahue Patagónica Total El incremento medio de usuarios ha sido del 2,6% anual en el período, y en las regiones NEA, Comahue y Patagónica, la tasa ha superado el 5% anual en el período. El suministro eléctrico, según los datos del censo 2001 alcanzaba al 95,5% de la población. Del total de usuarios el 85,7% corresponde al sector Residencial, el 9,8% al Comercial y el 1,6 % al Industrial. Página 31

32 Relación Consumo / PBI El gráfico 2.10 muestra las tasas de variación anual del Consumo Total de Energía Eléctrica confrontadas con las tasas registradas en el PBI del período. Si bien no tiene un comportamiento simétrico, se observa la correlación de sus tendencias, aunque se presenten ciertas singularidades. Gráfico 2.10 Argentina Consumo de Energía Eléctrica Total (Servicio Público + Autoproducción) vs PBI 13% Tasa de Variación Anual 11% 9% 7% 5% 3% 1% -1% -3% -5% -7% -9% -11% Tasa PBI Tasa Consumo Total (S.Público + Autoproducción) Si se realiza la correlación entre estas variables aplicando la misma estructura utilizada para relacionar al PBI con el consumo energético total se obtienen los siguientes parámetros: i = tasa independiente = 3,71% e = coeficiente de elasticidad = 0,540 El coeficiente de elasticidad resulta del orden del obtenido con el consumo energético total y la tasa independiente prácticamente se triplica. El gráfico 2.11 muestra la evolución a lo largo del período del consumo total y los estimados Página 32

33 aplicando la regresión realizada con las variaciones registradas del PBI. Si bien se observa que en la década de los 80 los valores estimados resultaron inferiores a los reales registrados, esta tendencia en la década de los 90 y la convergencia se produce con un apreciable ajuste en los primeros años y últimos años del período analizado. El objetivo del presente análisis es establecer la relación entre estas variables a fin de poder parametrizar efectos, por lo tanto se considera que el ajuste de las tendencias resulta razonablemente adecuado para este cometido. En el mismo sentido, si no se intenta establecer el valor exacto de un pronóstico, sino valores estimados con cierto grado de confianza dentro de los cuales pueda evolucionar la demanda del sector, el criterio de proyección de la demanda, a partir de la relación entre estas las variables, se considera adecuado. Gráfico 2.11 Argentina Consumo Total (Servicio Público+Autoproducción) GWh Estimado regresión Valores registrados Importación/Exportación de Energía Eléctrica A continuación, en el gráfico 2.12, se muestra la evolución de las importaciones / exportaciones de energía eléctrica del período, que empiezan a temer cierta relevancia a partir del año Las importaciones responden en gran medida a las realizadas a través de las Página 33

34 centrales hidroeléctricas Salto Grande y Yacyretá, aprovechamientos binaciones con Uruguay y Paraguay respectivamente, y que inicialmente en Salto Grande, aunque fue gradualmente equilibrándose, y en general con respecto a Yacyretá su producción fue en gran medida destinada al abastecimiento en Argentina. Si bien siempre hay exportaciones de oportunidad con Uruguay, y algunos contratos de suministro por volúmenes marginales con Bolivia y Paraguay, el incremento de las exportaciones se produce a partir del a 1999, en correspondencia con el contrato con Brasil, por el cual se pone potencia a disposición de ese país inicialmente por MW, y que se incrementa posteriormente a MW, utilizando la interconexión construida para ese fin entre Rincón-Garabí-Itá, extremo en el cual se instalaron las unidades conversoras. Gráfico 2.12 Argentina Importación / Exportación de Energía Eléctrica Total GWh Importación Exportación Generación de Energía Eléctrica por Región y Tipo La generación total de energía eléctrica, del Servicio Público más Autoproducción, alcanzó los GWh en el año 2003, de ella el 91% corresponde a unidades asociadas a la red del Servicio Público. El gráfico 2.13 muestra su evolución en el período: Página 34

35 Gráfico 2.13 Argentina Generación de Energía Eléctrica Total por Región (SP+AP) GWh GBA Litoral + Buenos Aires Centro Cuyo NOA NEA Comahue Patagónico Participación 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% GBA Litoral + Buenos Aires Centro Cuyo NOA NEA Comahue Patagónico Se destaca la reducción de la participación de las regiones GBA Litoral Bs.As., que inicialmente representaban el 75,6% del total, y actualmente sólo el 34,4%. En contraposición, las regiones de Comahue, NEA y Patagónica, áreas en las cuales ingresaron importantes unidades de generación hidroeléctrica, incrementaron su participación del 6,5% inicial al 40,3 % en el año 2003, y esto aún considerando para el caso del NEA sólo el 50% de la producción de la CH Yacyretá, cuando en realidad gran parte de la componente correspondiente a Paraguay es importada a nuestro mercado, con lo que la región NEA es todavía más relevante en cuanto a la oferta de energía para nuestro sistema. El gráfico 2.14 muestra la evolución de la generación de energía eléctrica total por tipo de equipamiento: Página 35

36 Gráfico 2.14 Argentina Generación de Energía Eléctrica Total (Servicio Público + Autoproducción) GWh Hidro Nuclear Turbovapor Turbogas Ciclo Comb. Diesel Resto Participación 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Hidro Nuclear Turbovapor Turbogas Ciclo Comb. Diesel Resto En primer término, se destaca el incremento de la generación hidroeléctrica, especialmente en los primeros quince años, con lo cual en el año 2003 tiene una participación del 37% del total, y que ha ido reemplazando a la producción de unidades turbovapor que se reduce al 7,3%, y en menor medida de diesel que sólo participa con el 1,5%. En segundo lugar, la producción térmica fue de GWh en el año 2003, y de ella la convencional GWh (87%) y la nuclear GWh (13%). Se observa el incremento de la producción con equipos ciclo combinado que comienza a tomar relevancia en el año 1995, llegando a representar el 35% del total generado al año final del período. La producción con equipos a ciclo abierto (turbogás) se mantiene acotada aunque con Página 36

37 fluctuaciones que dependen de su competitividad. A fines de la década de los 80 incrementa su participación por la convocatoria masiva de equipos para paliar la crisis de oferta, y también a mediados de la década de los 90 por el aumento en unidades que están ubicadas cercanas a los yacimientos de gas y cuyos propietarios, ligados a la producción de hidrocarburos, tenían el incentivo de ubicar volúmenes de gas, pero sub-declaraban su precio, mejorando ficticiamente la competencia de estas unidades Consumo de Combustibles para Generación Eléctrica El consumo de combustible para generación eléctrica fue de MTep en el año 2003, de los cuales Mtep corresponden al requerimiento de las unidades térmicas del servicio público y MTep a la autoproducción. En el gráfico 2.15 se presenta la evolución del consumo de combustible para generación eléctrica. Gráfico 2.15 Argentina Consumo de Combustibles para Generación de Energía Eléctrica (SP+AP) Miles de TEP Gas Natural Fuel Oil Gasoil Gas A.Horno Carbón Uranio Enriq. Uranio Nat. Otros Participación 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Gas Natural Fuel Oil Gasoil Gas A.Horno Carbón Uranio Enriq. Uranio Nat. Otros Se observa que el pico de consumo de combustibles se registró en el año 2000, en Página 37

38 coincidencia con el momento de máxima producción, luego del cual se produjo una disminución que estuvo acompañando la reducción de la generación. A partir del año 1997 se produce un importante aumento del rendimiento o, equivalentemente, una reducción del consumo específico medio, como consecuencia de las incorporaciones de las unidades ciclo combinado, como así también de grandes unidades turbogás más eficientes, como lo indica el gráfico Gráfico 2.16 Argentina Rendimiento Medio de la Producción Térmica (Incluye Nuclear) Kcal/KWh generado Servicio Público Autoproducción Serv.Público + Autoproducción 2.3 Consumo y Producción de Gas Natural En este punto se analiza la evolución histórica del consumo y la producción de gas natural, cuyos datos se han extraído de los informes elaborados por la Dirección Nacional de Prospectiva, de la Secretaría de Energía, y de los Informes Anuales de Gas del Estado SA y del ENARGAS, sobre la serie del período Los volúmenes que se presentan están expresados en millones de m3 (MMm3) normalizados, con un Poder Calorífico Superior (PCS) de Kcal/m Consumo de Gas Natural por Area y Sector En primer término, se muestra el consumo de gas que alcanzó en el 2004 los MMm3, Página 38

39 de los cuales MMm3 corresponden al retenido en la planta de separación de Gral. Cerri, que han sido desagregados, por un lado, para uniformizar los valores de la serie, pues las estadísticas previas a la privatización no lo contemplaban y, por el otro, porque no tienen un uso energético. En virtud de ello, el valor neto consumido en el año 2004 fue MMm3, creciendo durante el período a una tasa media del 5,3% anual. El gráfico 2.17 muestra la evolución del consumo por sector a lo largo de período Gráfico 2.17 Argentina Venta Facturada de Gas Natural por Sector MMm Residencial Comercial + E.Oficiales Industrial (no incl. G.Cerri) G.N.C. C. Eléctricas Participación 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Residencial Comercial + E.Oficiales Industrial (no incl. G.Cerri) G.N.C. C. Eléctricas Se observa que el consumo del sector residencial ha tenido una participación relativamente constante a lo largo del período, del orden del 23% en los extremos del período, aunque con picos que han llegado al 28%. Página 39

40 El sector comercial más entes oficiales, que inicialmente tenía una participación cercana al 9,0%, se redujo al 5,0%, valor en el que se ha mantenido en la última década. El industrial ha reducido paulatinamente su participación desde el 45% inicial al 30% en el año 2004, y esta reducción ha sido compensada por el incremento registrado en el consumo de gas natural comprimido (GNC) utilizado en el transporte, fundamentalmente vehicular, y por el consumo de las centrales eléctricas. El consumo del gas en el transporte automotor se inicio en el año 1995, teniendo un sostenido ritmo de crecimiento que se incrementó fuertemente, en términos volumétricos, por la diferencia de precios respecto de los derivados líquidos (naftas y gasoil) llegando a tener una participación del 10% del total en el año2004. El cuadro 2.8 sintetiza los incrementos medios registrados en los sectores en el período analizado. Cuadro 2.8 Venta Facturada de Gas Natural por Sector Tasa de Variación Promedio del Período (%) Sector Residencial 7,3 3,7 5,2 Comercial + E.Oficiales 8,2 0,0 3,3 Industrial (no incl. G.Cerri) 4,2 3,3 3,7 C. Eléctricas 8,5 4,9 6,4 G.N.C. - 20,7 - Total 6,6 4,3 5,3 Contrariamente a lo ocurrido con el consumo eléctrico, en el gas natural la década de los 80 fue la que registró mayores crecimientos, y ello seguramente está relacionado con el aumento que experimentó la oferta con el ingreso de los gasoductos Neuba II y Centro-Oeste que provocó una mayor disponibilidad en el área central en general, induciendo además la sustitución del fuel oil en las industrias y en las centrales eléctricas. Página 40

41 De todas formas, el incremento del consumo de gas ha sido sostenido a lo largo del período, aunque más moderado en el último período. El gráfico 2.18 muestra evolución de consumo por regiones, que representan las áreas de distribución en que fue dividido el país para el proceso de privatización, y en el cuadro la participación en años de corte del período. El área integrada por Metropolitana, BAN y Litoral, que en año 1980 representaba el 56,6% del consumo total se redujo al 49,3%, creciendo a una tasa media del 4,7% anual. Las regiones que más crecieron fueron Cuyana y Sur, con tasas medias del 14,1% y 6,5% respectivamente. Gráfico 2.18 Argentina Venta Facturada de Gas Natural por Distribuidora MMm Metropolitana Bs. As. Norte Litoral Centro Noroeste Cuyana Pampeana Sur GasNea Participación 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Metropolitana Bs. As. Norte Litoral Centro Noroeste Cuyana Pampeana Sur GasNea Página 41

42 La Cuadro 2.9 indica la evolución de la participación de las regiones para años de corte en el período. Cuadro 2.9 Venta Facturada de Gas Natural por Area de Distribución Tasa de Variación Promedio del Período (%) Distribuidora Metropolitana 5,5 4,2 4,7 Bs. As. Norte 4,4 3,5 3,8 Litoral 11,8 1,7 5,8 Centro 3,9 4,0 3,9 Noroeste 5,2 5,8 5,5 Cuyana 26,6 6,0 14,1 Pampeana 5,5 5,0 5,2 Sur 7,5 5,7 6,5 GasNea Total 6,6 4,3 5, Usuarios de Gas Natural por Área y Sector El cuadro 2.10 indica la evolución del número de usuarios de gas por zona de distribución, en años de corte del período y que fue de , a diciembre el último año, de los cuales el 68,3% está concentrado en el área central integrada por GBA, BAN y Litoral. Página 42

43 Cuadro 2.10 Número de Usuarios de Gas Natural Miles Distribuidora Metropolitana Bs. As. Norte Litoral Centro Noroeste Cuyana Pampeana Sur GasNea Total Del total de usuarios, los residenciales representan el 95,5%, el sector comercial más Entes Oficiales el 4,1% y el industrial el 0,4%. El gráfico 2.19 muestra la evolución de las incorporaciones anuales de usuarios durante el período cuyo promedio fue de por año, que prácticamente no fue superado en sólo 7 oportunidades, de las cuales 4 se registran en el período Gráfico 2.19 Argentina Incremento Anual del Número de Usuarios de Gas Natural por Sector Miles de Usuarios Promedio Página 43

44 A diciembre del último, la relación era de 6,3 habitantes por usuario residencial, y en el año 1980 de 12,1, casi el doble, lo cual da una idea del avance en la penetración de este energético. De acuerdo al censo del año 2001, el suministro de gas abastecía al 65,5% de las viviendas, con un promedio de 3,7 habitantes por vivienda. Los hogares sin gas natural presentan la siguiente distribución: - En la Región Cuyo (Mendoza, San Luis, San Juan y La Rioja) el 19,4% de los hogares carece de gas natural. - En el NEA (Corrientes, Misiones, Chaco y Formosa), 99,7% de hogares no tiene gas natural. Esta es la región con mayor carencia casi total en el país. - En el NOA (Santiago del Estero, Tucumán, Catamarca, Salta y Jujuy), quienes no tienen gas de red son el 41,2% de los hogares. - - En la Patagonia (La Pampa, Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego), apenas el 2,2% de los hogares carece de gas natural, siendo esta la región menos necesitada y mejor surtida. - En la Región Centro (Buenos Aires, Santa Fe, Entre Ríos y Córdoba), el 28,7% de los hogares no tiene gas de red. - En Capital Federal y Conurbano la carencia de gas natural alcanza al 16,4% de los hogares Importación / Exportación de Gas Natural La exportación de gas natural alcanzó los MMm3, en el año 2004, y de ellos el 91,7% correspondió a Chile, el 6,7% a Brasil para alimentar la central Ciclo Combinado Uruguaina y el 1,6% a Uruguay (Gráfico 2.20). Del total de gas exportado, que equivale a un promedio diario de 20 MMm3, el 41,9% se realizó en forma directa desde los yacimientos, sin utilizar el sistema de transporte local, y en su totalidad tuvo como destino a Chile. Página 44

45 Gráfico 2.20 Argentina Exportación de Gas Natural MMm Chile Red Brasil Red Uruguay Red Chile Directo Producción de Gas Natural por Cuenca La producción de gas alcanzó los MMm3, en el año 2004, y de ellos el 60,7% correspondió a la Cuenca Neuquina, el 17,5% a la Austral, el 14,3% a la Noroeste y el 7,3% a la Cuyana (Gráfico 2.21). Gráfico 2.21 Argentina Producción de Gas Natural por Cuenca MMm Neuquina Austral Noroeste Golfo San Jorge Cuyana Total La Cuenca Neuquina, la más relevante en cuanto a su participación, registró un incremento medio del 6,5% en los últimos 10 años, similar a la del total, mientras la del Noroeste fue la Página 45

46 que más aumentó con un ritmo promedio del 10,4% anual Reservas de Gas Natural por Cuenca Las reservas comprobadas de gas natural totalizaron MMm3, a diciembre del año 2004, y de ellas el 50,7% corresponden a la Cuenca Neuquina, el 24,5% a la Austral y el 18,0% a la Noroeste, como lo indica el cuadro Cuadro 2.11 Reservas Comprobadas de Gas Natural por Cuenca Año 2004 Cuenca MMm3 Particip. % Noroeste ,0 Cuyana 369 0,1 Neuquina ,7 Golfo San Jorge ,8 Austral ,5 Total , Evolución del Indice Reservas / Producción de Gas Natural por Cuenca El gráfico 2.22 indica la evolución de las reservas comprobadas de gas natural. Con su desagregación por cuenca y el índice reservas/producción total, en el período Página 46

47 Gráfico 2.22 Argentina Reservas Comprobadas de Gas Natural por Cuenca 1000 MMm Años Neuquina Austral Noroeste Golfo San Jorge Cuyana R/P Participación 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Neuquina Austral Noroeste Golfo San Jorge Cuyana Se observa como se ha reducido la relación reservas/producción que al inicio del período era de 45 años y actualmente, luego de un proceso de paulatino decrecimiento llega al año 2004 a ser de sólo 10 años. Las reservas se han mantenido oscilando en el período entre los y MMm3, con período de fuerte decrecimiento, que se registraron a principios de la década de los 90 y en los últimos años. La participación de la Cuenca Neuquina, que era inicialmente del 70%, se redujo al 50%, y ello fue compensado por aumentos en la Cuencas Noreste y Austral Conclusiones Oferta Interna de Energía Primaria y Consumo Final de Energía Página 47

48 El análisis de la evolución histórica del abastecimiento energético de la República Argentina, desarrollado en las secciones anteriores, permite extraer las conclusiones que a continuación se presentan, las cuales constituyen elementos básicos a considerar en la elaboración de las proyecciones de la demanda de energía eléctrica y gas natural. En el año 2003, la producción de energía primaria alcanzó los Mtep, de los cuales el gas natural representó el 46,3%, el petróleo el 43,1%, y la energía hidroeléctrica el 4,2%. Con ello, los hidrocarburos representaron casi el 90% de la producción. Argentina es un país exportador neto de energía, produciendo un excedente de Mtep, equivalente al 18,7% de la producción de energía primaria, el cual está constituido por petróleo y gas natural. Del consumo final total de energía, primaria + secundaria, de Mtep, el gas natural tiene una participación relevante del 39,4%, los derivados intermedios el 20,7% (gasoil y diesel, especialmente utilizados en los sectores de transporte y agropecuario) y la energía eléctrica el 16,0%. La apertura del consumo final total, muestra que la industria tiene la mayor participación con el 31,8%, le sigue el transporte con el 25,3%, el residencial con el 21,3%, el comercial más público con el 7,3% y finalmente el agropecuario con el 6,4%. El consumo final no energético es del 7,9% completando la estructura de participación. El país exhibe una fuerte dependencia de la energía de origen fósil. En el período , la participación del petróleo más el gas natural en la oferta interna de energía primaria se ha mantenido relativamente constante, con valores iniciales entre el 90% y 92% que se reducen al 86% en los últimos años de la serie. A lo largo del período considerado, la oferta interna de petróleo se mantiene en valores absolutos cercanos a los MTep, pero su participación en la oferta interna total de Página 48

49 energía primaria se reduce dramáticamente a expensas del crecimiento sostenido de la oferta de gas natural, que inicialmente en el año 1970 era del orden de los Mtep y en el año 2003 alcanza los Mtep, superior en un 28% al petróleo, denotando el proceso de sustitución de energía más importante que presenta la matriz energética argentina de los últimos 30 años. La energía hidroeléctrica, que en 1970 era equivalente a 270 Mtep se incrementa a Mtep en el año 2003, representando el 5,3% de la oferta interna de energía primaria. La producción nuclear, que inicia su actividad en 1974, con el ingreso en operación de la Central Atucha I, y posteriormente con la Central Embalse, alcanza su record de producción Mtep en el año 2003, representando el 3,2% de la oferta interna. Entre 1970 y 2000, el consumo final de energía se incrementó un 102%, con una variación media anual del 2,4%. Si se considera la evolución al año 2003, la tasa resulta en 2,0% a.a. En este último período, se destaca el crecimiento del consumo final de gas natural, a un ritmo de 5,6,0%, siendo el energético que absorbió gran parte del incremento total del consumo final, acompañado en menor medida por la electricidad con una tasa crecimiento del 4,7%. Siguiendo la tendencia de caída de la participación del petróleo en la oferta interna de energía, el Fuel Oil es la fuente cuyo requerimiento se reduce sustancialmente, hasta prácticamente desaparecer, su participación en los años 70 era del 18% y en el año 2003 de sólo el 0,6% decreciendo a una tasa de 7.9% anual promedio, siendo su consumo sustituido fundamentalmente por gas natural. Otra fuente que reduce en forma importante su nivel de requerimiento la constituyen los derivados livianos (naftas), de un consumo de Mtep en el año 1970, cae a Mtep en al 2003 (-44%), reducción que se produjo en gran parte por la utilización del GNC. En el período , los sectores que tuvieron mayor crecimiento son el comercial + Página 49

50 público y el residencial que incrementaron su participación en el período, a un ritmo anual de 4,9% y 2,7% respectivamente, para un consumo final total que evolucionó al 2,0% promedio anual. Consumo de Energía Eléctrica En lo referente al consumo de energía eléctrica, su crecimiento entre 1970 y 2003 registra una tasa anual de 4,5%, que incluye la década de los 80 en la cual se registraron incrementos sensiblemente bajos. El crecimiento medio de los últimos 14 años fue del 5,4%, aún incluyendo el último proceso recesivo El sector más dinámico en el período es el comercial que con un crecimiento medio del 6,1%, 56% superior al del total, incrementó su participación del 9,9% inicial al 15,3% actual. El sector residencial prácticamente mantuvo su nivel de participación en cerca del 27% creciendo en promedio al 3,8% anual a lo largo del período, mostrando una tendencia de expansión con un aumento medio del 5,0% en el período El sector industrial, que es el más relevante, redujo su participación del 52% en 1970 al 46,9% en el 2003, a un ritmo anual de crecimiento de 4,2%. Desde el punto de vista regional, las regiones del Noreste (NEA), Comahue y Patagónica son las que han experimentado mayor ritmo de crecimiento del consumo de energía eléctrica, con tasas medias entre el 7,3% y 8,2%, aumentando sus participaciones del 1,8%, 2,0% y 3,0% iniciales al 4,3%, 5,2% y 9,6% respectivamente en el año El área central, integrada por GBA, Litoral y Buenos Aires, ha mantenido ritmos promedio de crecimiento entre un 3,5 y 4,6%, con lo que ha decrecido su participación del 75% al 61% a lo largo del período. Página 50

51 A diciembre del 2003, el número total de usuarios de energía eléctrica alcanza los usuarios, de los cuales el 65,2% está concentrado en el área central integrada por GBA, Bs. As. y Litoral. Según datos del Censo 20001, el 95,5% de los hogares de Argentina se encuentra electrificado, quedando aún sin electrificar, mediante abastecimiento desde redes, viviendas de poblaciones del tipo rural y disperso, pasibles de recibir energía, para satisfacer requerimientos básicos, a través de sistemas no convencionales (solar, eólico). Energía y PBI El análisis de correlación entre las series históricas de PBI y consumo final de energía eléctrica (y también de energía total), para el período , demuestra que existe una relación entre estas variables. Es decir, el consumo de energía puede ser explicado por la evolución del PBI, de manera que se puede utilizar esta relación como criterio para la proyección tendencial del consumo de energía. Generación Eléctrica La generación total de energía eléctrica, del Servicio Público más Autoproducción, alcanzó los GWh en el año 2003, de ella el 91% corresponde a unidades asociadas a la red del Servicio Público. En el año 2003, la generación hidroeléctrica tiene una participación del 37% del total, en tanto que la producción de unidades turbovapor es del 7,3%, y el diesel que participa con el 1,5%. En segundo lugar, la producción térmica fue de GWh en el año 2003, y de ella la convencional GWh (87%) y la nuclear GWh (13%). La producción con equipos ciclo combinado, que comienza a tomar relevancia en el año 1995, Página 51

52 representa el 35% del total generado en el año El consumo de combustible para generación eléctrica fue de Mtep en el año 2003, de los cuales Mtep corresponden al requerimiento de las unidades térmicas del servicio público y Mtep a la autoproducción. El principal combustible es el gas natural, que representa más del 90% de los combustibles utilizados en la generación térmica convencional. Gas Natural El consumo de gas alcanzó en el año 2004 los MMm3, descontado los MMm3 que corresponden al retenido en la planta de separación de Gral. Cerri, porque no tienen un uso energético. Durante el período , el consumo de gas natural creció a una tasa media del 5,3% anual. Se observa que el consumo del sector residencial ha tenido una participación relativamente constante a lo largo del período, del orden del 23% en los extremos del período, aunque con picos que han llegado al 28%. Los incrementos anuales muestran una tendencia decreciente mientras en la década creció a una tasa media del 7,3% anual ella se redujo al 3,7 en los últimos 14 años, sobre ello ha impacta seguramente que las áreas nuevas que se van a integrando al sistema corresponden a y mercados menos atractivos por su volumen y tienen inversiones asociadas más costosas. El sector comercial más entes oficiales, que en 1980 tenía una participación cercana al 9,0%, la ha reducido al 5,0%, valor en el que se ha mantenido en la última década. La reducción está entre otras cosas ligadas al hecho de que con la privatización del sector se reclasificaron los consumos, trasladando a muchos de ellos al sector industrial, siendo ello importante para el consumo oficial aunque afectando en menor medida al comportamiento industrial. El sector industrial ha reducido paulatinamente su participación desde el 45% inicial al 30% en el año 2004, y esta reducción ha sido compensada por el incremento registrado en el Página 52

53 consumo de gas natural comprimido (GNC) utilizado en el transporte, fundamentalmente vehicular, y por el consumo de las centrales eléctricas. El consumo del gas en el transporte automotor se inicio en el año 1995, teniendo un sostenido ritmo de crecimiento que se incrementó fuertemente, en términos volumétricos, por la diferencia de precios respecto de los derivados líquidos (naftas y gasoil) llegando a tener una participación del 10% del total en el año El área integrada por Metropolitana, BAN y Litoral, que en año 1980 representaba el 56,6% del consumo total de gas natural se redujo al 49,3%, creciendo a una tasa media del 4,7% anual. Las regiones que más crecieron fueron Cuyana y Sur, con tasas medias del 14,1% y 6,5% respectivamente. El número total de usuarios de gas es de , a diciembre del año 2004, de los cuales el 68,3% está concentrado en el área central integrada por GBA, BAN y Litoral. El incremento medio de incorporaciones de usuarios residenciales ha sido superior a los por año. A diciembre del último, la relación era de 6,3 habitantes por usuario residencial, y en el año 1980 de 12,1, casi el doble, lo cual da una idea del avance en la penetración de este energético. De acuerdo al censo del año 2001, el suministro de gas abastecía al 65,5% de las viviendas, con un promedio de 3,7 habitantes por vivienda. La exportación de gas natural alcanzó los MMm3, en el año 2004, y de ellos el 91,7% correspondió a Chile, el 6,7% a Brasil para alimentar la central Ciclo Combinado Uruguaina y el 1,6% a Uruguay. Del total de gas exportado, que equivale a un promedio diario de 20 MMm3, el 41,9% se realizó en forma directa desde los yacimientos, sin utilizar el sistema de transporte local, y en su totalidad tuvo como destino a Chile. Página 53

54 La producción de gas alcanzó los MMm3, en el año 2004, y de ellos el 60,7% correspondió a la Cuenca Neuquina, el 17,5% a la Austral, el 14,3% a la Noroeste y el 7,3% a la Cuyana. Las reservas comprobadas de gas natural totalizaron MMm3, a diciembre del año 2004, y de ellas el 50,7% corresponden a la Cuenca Neuquina, el 24,5% a la Austral y el 18,0% a la Noroeste, como lo indica el cuadro adjunto En el período se observa como se ha reducido la relación reservas/producción de gas natural, que al inicio del período era de 45 años y actualmente, luego de un proceso de paulatino decrecimiento llega al año 2004 a ser de sólo de 10 años. Página 54

55 3 SITUACIÓN ACTUAL DEL ABASTECIMIENTO - DIAGNOSTICO Autores: Lic. Marcos Aranega, Ing. Luis José Flory, Ing. Adolfo Franke, Ing. Gastón Lestard, Ing. Ricardo Lestard, Ing. Roberto Manzano 3.1 Abastecimiento del Mercado Eléctrico Infraestructura de Generación Eléctrica La potencia instalada bruta de generación eléctrica total es MW en el año 2003, de los cuales MW corresponden a instalaciones asociadas al Servicio Público (91,5%). Los Cuadros 3.1 y 3.2 indican la apertura de esta potencia instalada por tipo de equipamiento desagregada en Servicio Público y Autoproducción, tanto en valores nominales como en participación. Del total, la potencia de las centrales hidroeléctricas alcanza los MW, equivalente al 35,0% del total, y de ella casi la totalidad pertenece a empresas relacionadas con el suministro del servicio público. De los MW instalados en unidades térmicas convencionales, corresponden a equipos ciclo combinado (40,4%), y en general son unidades de última generación instalados en los últimos siete años. Las unidades turbovapor, que representan el 31,6% de la potencia térmica convencional, corresponden a equipos que están cumpliendo su vida útil, y que en algunos casos han tenido un rebumping, de todas formas los de mayor potencia en general están en buenas condiciones y operan con índices de disponibilidad elevados. Página 55

56 Cuadro 3.1 Equipamiento de Generación Eléctrica Potencia Instalada MW Tipo Serv.Público Autoproducción Total Ciclo Combinado Turbovapor Turbogás Diesel Hidro Hidro Bombeo Nuclear Eólica Solar 0 0 Geotérmica 1 1 Total Cuadro 3.2 Equipamiento de Generación Eléctrica Participación en la Potencia Instalada % Tipo Serv.Público Autoproducción Total Ciclo Combinado 26,6 5,2 24,8 Turbovapor 17,9 35,2 19,4 Turbogás 11,7 29,2 13,2 Diesel 1,6 29,5 3,9 Hidro 34,3 0,9 31,5 Hidro Bombeo 3,8 0,0 3,5 Nuclear 4,0 0,0 3,6 Eólica 0,1 0,0 0,1 Solar 0,0 0,0 0,0 Geotérmica 0,0 0,0 0,0 Total 100,0 100,0 100,0 A continuación en el Gráfico 3.1 se indica la distribución por región de la potencia instalada por tipo. Página 56

57 Gráfico 3.1 Distribución Regional de la Potencia Instalada para Generación Eléctrica Term.: 2643 MW Hidr.: 241 MW Term.: 465 MW Hidr.: 1671 MW NOA NEA Term.: 754 MW Hidr.: 935 MW Nucl.: 648 MW Litoral Term.: 565 MW Hidr.: 947 MW Term.: 646 MW Hidr.: 951 MW Cuyo Centro Bs.As. GBA Term.: 6248 MW Comahue Term.: 1623 MW Hidr.: 4561 MW Term.: 3039 MW Nucl.: 370 MW Patagónico Term.: 1235 MW Hidr.: 495 MW Infraestructura de Transmisión Eléctrica El sistema de transmisión en alta tensión esta constituido por líneas que integran el SADI (MEM+MEMSP) con una longitud total de km, de las cuales km corresponden a líneas en 500 kv, que es la mayor tensión utilizada en el sistema argentino. El cuadro 3.3 sintetiza la longitud del sistema de transporte por nivel de tensión. Página 57

58 Tensión Cuadro 3.3 Sistema de Transmisión MEM/MEMSP Longitud (km) 500 kv kv kv kv Total Balance del Abastecimiento de Energía Eléctrica El gráfico 3.2 indica el balance de energía eléctrica en relación con la desagregación en mercados/sistemas. Gráfico 3.2 Balance de Energía Total - Valores en GWh - Año 2003 (1) SADI MEM Generación Despachada por CAMMESA Generación No Despachada por CAMMESA 609 Generación TermoAndes Recibido de Autoproducción 184 Importación Exportación Enviado a MEMSP -58 Pérdidas Transmisión Distros Bombeo -47 Pérdidas A.Tensión (Modeladas) Subtotal Demanda Neta MEM Servicio Público MEMSP Generación Despachada por CAMMESA Recibido de MEM 58 Recibido de Autoproducción 430 Pérdidas A.Tensión (Modeladas) 195 Subtotal Demanda Neta MEMSP Aislado Generación 670 Recibido de Autoproducción 104 Subtotal 774 Demanda Neta Aislada 751 Total Autoprodución Generación Aporte a MEM -184 Aporte a MEMSP -430 Aporte a Sistemas Aislados -104 Demanda Autop.F/Sistema MEMSP Subtotal Resto Demanda Autoproducción Total Ref.:(1) La generación indicada es neta de uso propio En primer término la apertura indica el origen, si está vinculada a las redes del Servicio Público o Autoproducción y el destino. El total de energía disponible fue de GWh, y Página 58

59 de ellos GWh está asociados al los mercados MEM/MEMSP, 91,4%. Los sistemas aislados representan el 0,8% y de ellos el 38% corresponde al área de Tierra del Fuego, el 30% a la región sur de la Provincia de Santa Cruz, y el resto de distribuye en las restantes provincias sin tener en ninguna de ellas una relevancia especial. El 7,8% de la energía disponible corresponde a autoproducción, y de ella el 25%, está relacionada con Aluar y productores de gas ubicados en el área de influencia del MEMSP. Las simulaciones de detalle de la operación del sistema se realizarán sobre las regiones del MEM/MEMSP, adicionando el área Río Gallegos, por su eventual interconexión, la central TermoAndes y los autoproductores del MEMSP, abarcando aproximadamente el 94% de la totalidad de la energía requerida. Sobre el resto se realizará una estimación globalizada Estacionalidad del Consumo y Oferta de Energía Eléctrica Para reflejar la estacionalidad del consumo de energía eléctrica, se presenta el gráfico 3.3 que indica el requerimiento mensual de los agentes del MEM más MEMSP correspondiente al año Las demandas máximas se registran en el período invernal, con valores superiores en un 5 a 7% respecto del valor promedio anual, aunque también se detectan picos en los meses de enero y diciembre, relacionados con el uso intensivo de equipos de acondicionamiento de aire. Sin perjuicio de ello, las variaciones mensuales están acotadas entre un +/ 7%, con lo cual no tienen un impacto importante. Página 59

60 Gráfico 3.3 Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) Demanda Mensual de Energía - Año 2003 GWh Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic El gráfico 3.4 muestra las variaciones de la oferta eléctrica que está centrada en las oscilaciones de la hidroelectricidad del MEM más MEMSP, que tiene un valor medio anual de GWh al año 2003, representando casi la totalidad de la producción argentina, y por ello se muestran las curvas de distribución mensual, que se corresponden a las estimaciones de producción utilizando los registros de caudales del período , y sus valores medios mensuales. Gráfico 3.4 Generación Hidroeléctrica de MEM+MEMSP % 50% 100% 50% 100% 50% 100% GWh 50% 100% 50% 100% 50% 100% 50% 100% 50% 100% 50% 100% 50% 100% 50% 100% 50% 100% Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Distribución Media Mensual Página 60

61 Se observa, como se incrementa la oferta en el período invernal, con valores que superan en un 15% al promedio anual, y en los cuales también se incrementa el grado de dispersión En los valores indicados se ha considerado el 50% de la oferta de la CH Yacyretá como producción de Argentina, y el restante 50%, que corresponde a Paraguay, es energía que dispone nuestro país y se está asignando como importación (el volumen medio es del orden de los GWh) Relación entre la Demanda de Energía Eléctrica y las Variaciones de la Temperatura A los efectos de determinar la función que exprese la variación de la demanda con la temperatura se utilizaron datos de consumo de energía diarios del período febrero 2004 enero 2005, para las regiones eléctricas que utiliza la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA). Con el propósito de homogeneizar la serie, se consideraron solamente los días hábiles y se eliminó de las series el consumo de los Grandes Usuarios. Se agruparon los datos así obtenidos en dos series: Invierno: formada por datos de los meses Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Verano: formada por datos de los meses Enero Febrero Marzo Abril Octubre Página 61

62 Noviembre Diciembre Las Regiones Eléctricas mencionadas son las siguientes: Buenos Aires Sur (BAS) Centro (CEN) Comahue (COM) Cuyo (CUY) Gran Buenos Aires(GBA) Litoral (LIT) NorEste (NEA) NorOeste (NOA) A partir del ajuste obtenido mediante Regresión Lineal se obtuvieron los siguientes coeficientes de variación de la demanda por grado de variación de temperatura (Tabla 3.1). Tabla 3.1 Región Invierno Verano BAS -104, ,75 CEN -252, ,737 COM 32, ,1347 CUY -39, ,363 GBA -1290, ,46 LIT -240, ,221 NEA 43, ,665 NOA 37, , Abastecimiento del Mercado de Gas Natural Infraestructura de Transporte de Gas Natural El sistema de transporte de gas, que hasta el año 1993 era operado por Gas del Estado SA, con Página 62

63 el proceso de privatización fue transferido a Transportadora Gas del Norte (TGN) y Transportadora Gas del Sur (TGS). Actualmente, está constituido por una red de gasoductos con una longitud aproximada de km, de los cuales más del 50% tienen diámetros entre 30 y 36 pulgadas, con una capacidad de compresión de HP, distribuidos en 5 gasoductos troncales, cuya apertura se indica en el cuadro 3.4. Cuadro 3.4 Infraestructura del Sistema de Transporte de Gas Natural Empresa Gasoducto Descripción Longitud Diámetro Capacidad HP (Km) (pulgadas) (m3/día) TGN Norte Troncal C.Durán (Salta) S.Jerónimo (Sta Fé) ,5 Paralelos C.Durán (Salta) S.Jerónimo (Sta Fé) Plantas 9 compresoras Centro-Oeste Troncal L.de la Lata (Neuquén) S.Jerónimo (Sta Fé) Gtos.Area Cuyo ,9 Paralelos Platas 8 compresoras Tramos Finales Troncal S.Jerónimo (Sta Fé) Gral. Pacheco (Bs.As.) Paralelo S.Jerónimo (Sta Fé) 15,7 Gral. Rodríguez (Bs.As.) TGS Neuba II Troncal L.de la Lata (Neuquén) Gral. Cerri (Bs.As.) ,4 Paralelos Plantas 4 compresoras Oeste-Neuba I Troncal S.Barrosa (Neuquén) Gral. Cerri (Bs.As.) ,5 Paralelos Plantas 4 compresoras Gral.San Martín Troncal S.Sebastián (T.Fuego) Gral. Cerri (Bs.As.) ,3 Paralelos Plantas 12 compresoras Tramos Finales S.Martín Cerri-Gutierrez (Bs.As.) Neuba I Cerri-Rodríguez (Bs.As.) ,4 Neuba II Cerri-Las Heras (Bs.As.) Paralelos Plantas 5 compresoras Anillo Bs:As. Alta Ps. Buchanan-Las Heras Cordillerano Regional Pza.Huiencul-Collón Curá (Neuquén) ,2 Paralelos Plantas 3 compresoras Pza.Huincul - Gral.Conesa (Neuquén) Regional Pza.Huincul-Senillosa (Neuquén) ,45 Mainqué-Gral.Conesa ,5 Plantas 1 compresora Gtos.de Interconexión y Derivaciones Total , Fuente: Informe Anual de Enargas - Año 2003 La red de distribución tiene una extensión de km, al 31 de diciembre del año 2003, y Página 63

64 se ha incrementado en promedio km/año, en el período , aún incluyendo años en los cuales las empresas Distribuidoras han expresado reiterativamente el des-balance entre los ingresos y egresos motivados por el atraso tarifario Capacidad de Transporte de Gas Natural La capacidad nominal del sistema de transporte es de 121,6 Millones de m3/día, medida en cabecera, de los cuales el sistema troncal representa el 95.5% y el resto corresponden a gasoductos de características regionales. De esta capacidad nominal, el 52,8% corresponde a TGS y el 44,7% a TGN, como se observa en el Cuadro 3.5, que ha permanecido constante desde el año Cuadro 3.5 Capacidad Nominal de Transporte - Año 2003 Sistema Gasoducto MMm3 TGN TGS Norte 22,5 Centro-Oeste 31,9 Subtotal 54,4 Neuba I 13,5 Neuba II 28,4 San Martín 22,3 Subtotal 64,2 Distribución 3,0 Total 121, Balance del Abastecimiento de Gas Natural El gráfico 3.5 sintetiza el balance de gas del año 2003, indicando la producción en boca de pozo que llegó MMm3, aunque de ellos descontando la reinyección, los consumos en yacimiento, el retenido en plantas de acondicionamiento y separación, y el aventamiento Página 64

65 quedó un saldo de MMm3 que se destinaron al mercado (interno y externo). Estos volúmenes responden a las condiciones de cada una de las fuentes y no están normalizados. De este volumen disponible, de en MMm3 normalizados con un PCS de Kcal/m3, MMm3 se inyectaron al sistema de transporte, 735 MMm3 se consumieron en centrales vinculadas a los productores en boca de pozo y MMm3 se exportaron directo desde yacimiento. Del volumen inyectado en el sistema de transporte, se exportaron otros MMm3, con lo que las exportaciones totalizan MMm3, lo que es equivalente al 16,3% del gas disponible. Gráfico 3.5 Balance de Gas Natural del Año 2003 Exportación By Pass Físicos Consumo Comb 386 Pérdidas 14 SBD Paraná 51 Gas No Contab. 85 Otros -13 GASANEA 120 Producción Litoral Importación 91 Subtotal Dist.Cuyo 12 Cuyana Reinyección TGN Consumo en Yacimiento Centro Retenido en Plantas Gas Aventado GasNor Entregado al Mercado Gas Inyectado al Sistema de Transporte Metrogas BAN TGS Pampeana Dist.Sur 751 Sur Gral.Cerri Consumido en Boca de Pozo 735 Exportación Directo de Yacimiento Exportación 39 By Pass Físicos Consumo Comb 663 Pérdidas 39 Cons.en Boca Pozo 735 Gas No Contab. 85 Otros Los volúmenes están expresados ne MMm3 de PCS 9300 Kcal/m3, a excepción de los vinculados alarea de producción que corresponden a cada fuente Página 65

66 Otro volumen equivalente al 6,1% del gas disponible correspondió a consumos, pérdidas y gas no contabilizado en el sistema de transporte y reinyección (50% de este volumen). El resto, MMm3 fue el consumo final que representa el 74% del gas disponible, incluyendo el requerimiento de la planta de separación de Gral. Cerri, Si se excluye este volumen, asimilándolo a la estadística presentada previamente, el consumo final fue de MMm3, equivalente al 71% del gas disponible Estacionalidad del Consumo de Gas Natural Interrumpibilidad El gráfico 3.6 muestra la distribución del consumo de gas natural registrada en el año 2004 por sector de consumo, que permite diferenciar el comportamiento estacional en cada uno de ellos. Los valores están afectados por las restricciones que se produjeron durante el período invernal, que en este caso están relacionadas a las limitaciones de la capacidad de transporte y, también en menor medida, por insuficiencias de producción. Los valores están expresados en volúmenes diarios. Página 66

67 Gráfico 3.6 Distribución Mensual del Consumo de Gas por Sectores Residencial Comercial + Entes Oficiales MMm3/d E F M A M J Jl A S O N D MMm3/d E F M A M J Jl A S O N D Industrial Centrales Eléctricas MMm3/d E F M A M J Jl A S O N D MMm3/d E F M A M J Jl A S O N D Por una lado se diferencian claramente los sectores Residencial y Comercial más Entes oficiales en los cuales el período invernal provoca importantes incrementos por el efecto del calefaccionamiento. La relación de los picos de invierno es de 5,2 veces superior al consumo de verano en el sector Residencial, y de 2,5 en el Comercial más Entes Oficiales. En el sector Industrial el consumo es relativamente constante, salvo por el efecto del receso de vacaciones de enero, y las reducciones en el período invernal por las restricciones de abastecimiento que se le impone. En la Centrales Eléctricas las variaciones están relacionadas a distintos efectos combinados, por un lado la propia estacionalidad del consumo eléctrico y las variaciones asociadas a los períodos hidrológicos así como a su aleatoriedad, pues estas usinas son convocadas a generar la diferencia entre estas dos variables (complementa el abastecimiento del sistema). Otra afectación importante está dada por las restricciones de suministro de gas que experimentan en invierno, las cuales obligan a que las centrales tengan que recurrir a la utilización de Página 67

68 sustitutos más caros. Recordemos que en momentos de restricciones, en términos generales primero se imponen limitaciones a las centrales eléctricas que con mayor facilidad pueden recurrir a combustibles sustitutos, y luego se imponen sobre las industrias. Finalmente, el consumo de GNC muestra un comportamiento prácticamente constante, rectilíneo, que tiene la pendiente dada por la sucesiva reconversión de unidades a lo largo del año. Si bien se adoptó como ejemplo el año 2004, para los sectores Residencial, Comercial + Entes Oficiales, Industrial y GNC estos son los comportamientos típicos según los valores registrados Relación Consumo / Temperatura por Área de Distribución De acuerdo a lo visto anteriormente es en los sectores Residencial y Comercial + Entes Oficiales en los cuales las variaciones del consumo de gas natural presentan una correlación con las variaciones de la temperatura. Para determinar esta correlación se analiza el comportamiento del consumo unitario de gas, a nivel mensual del período , y una variable denominada Grados Día (GºD) que intenta reflejar la intensidad del frío, este procedimiento se ha realizado para cada una de las Áreas de Distribución. La variable Grados Día se ha calculado a partir de los registros diarios de temperaturas medias informados para cada área por ENARGAS en sus partes operativos. Esta variable, para cada mes es la sumatoria de las diferencias (Tº - Temperatura media diaria), donde Tº representa la temperatura mínima a partir de la cual el consumo de gas es indiferente. Página 68

69 Las ecuaciones entonces que ligan al consumo y la temperatura son: Consumo Unitario Mensual m = a x GºD m + b GºD m = i ( Tº - Temperatura Media i ) m = mes i = días del mes Las constantes para cada región y sector a, b y Tº se calculan por un proceso de regresiones iterativo utilizando los registros de período A continuación se indican los resultados obtenidos en cada uno de los sectores, detallando gráficamente los resultados para el área de METROGAS, como ejemplo del mismo. Sector Residencial El cuadro 3.6 indica los parámetros de la ecuación que vincula el consumo de gas con la temperatura del sector residencial en cada una de las áreas. Cuadro 3.6 Párametros de la Relación Consumo de gas vs Temperatura Sector Residencial Distribuidora a b Tº Metrogas 0,478 33,3 19,5 BAN 0,575 36,2 19,0 Litoral 0,406 30,4 20,5 Centro 0,501 33,2 20,5 GasNor 0,228 43,1 18,5 Cuyana 0,591 46,3 17,5 Pampeana 0,804 17,3 16,0 Sur 1,377 81,1 15,5 GasNea 0,387 46,2 20,0 Página 69

70 Se observa que la temperatura de indiferencia, Tº, se incrementa en las regiones más calurosas, indicando una mayor sensibilidad al frío, con el cual recurren al calefaccionamiento con temperaturas más elevadas. En contraposición, el área Sur es donde la temperatura de indiferencia Tº resulta menor. La variable b, que refleja el consumo unitario mínimo, muestra un valor reducido en la región Pampeana que probablemente se deba al efecto de las poblaciones veraniegas que tienen características muy especiales en cuanto a su uso. El gráfico 3.7 muestra el ajuste de los variables consumo y temperatura, obtenidas en el proceso iterativo de ajuste para el valor Tº (adoptado). También, las curvas que indican los consumos unitarios registrados en el período analizado que son confrontados con los estimados a partir de la fórmula antes indicada aplicada a las temperaturas registradas. Página 70

71 Gráfico 3.7 Estimación del Consumo Unitario Mensual - Distribuidora Metrogas Sector Residencial Ene-96 May-96 Sep-96 Ene-97 May-97 Sep-97 Ene-98 May-98 Sep-98 Ene-99 May-99 Sep-99 Ene-00 May-00 Sep-00 Ene-01 May-01 Sep-01 Ene-02 May-02 Sep-02 Ene-03 May-03 Sep-03 Ene-04 May-04 Sep-04 m 3 Consumo Unitario Real Consumo Unitario Estimado m Grado-Día / Mes Consumo Unitario Real Consumo Unitario Estimado Se destaca el grado de ajuste obtenido para el Área de Metrogas registró un coeficiente de determinación de la regresión de 0,975. Otro aspecto relevante, es el grado de estacionalidad que presenta este consumo que se resalta en la región, y en alguno de los años tiene picos superiores en diez veces a los consumos de verano. Sector Comercial y Entes Oficiales Página 71

72 El cuadro 3.7 indica los parámetros de la ecuación que vincula el consumo de gas con la temperatura del sector en cada una de las áreas. Cuadro 3.7 Párametros de la Relación Consumo de gas vs Temperatura Sector Comercial + Entes Oficiales Distribuidora a b Tº Metrogas 1, ,5 19,5 BAN 2, ,8 19,0 Litoral 1, ,0 20,5 Centro 1, ,8 20,5 GasNor 1, ,1 18,5 Cuyana 1, ,2 17,5 Pampeana 1, ,1 16,0 Sur 2, ,6 15,5 GasNea 0, ,5 20,0 De la misma forma, en el Gráfico 3.8, se muestra para este sector el ajuste obtenido indicando además las curvas con los valores de consumo unitario registrados y las estimadas por la regresión establecida para el área Metrogas. Aunque, el sector presenta un menor ajuste que el obtenido para el sector residencial se obtuvo un coeficiente de determinación de la regresión de 0,900. Se destaca también que se obtiene una muy buena aproximación sobre los valores pico, y en los mínimos seguramente otros factores, como la situación económica pueden provocar las diferencias que se observan. Página 72

73 Gráfico 3.8 Estimación del Consumo Unitario Mensual - Distribuidora Metrogas Sector Comercial + E.Oficiales Ene-96 May-96 Sep-96 Ene-97 May-97 Sep-97 Ene-98 May-98 Sep-98 Ene-99 May-99 Sep-99 Ene-00 May-00 Sep-00 Ene-01 May-01 Sep-01 Ene-02 May-02 Sep-02 Ene-03 May-03 Sep-03 Ene-04 May-04 m 3 Sep-04 Consumo Unitario Real Consumo Unitario Estimado m Grado-Día / Mes Consumo Unitario Real Consumo Unitario Estimado 3.3 Catálogo de Proyectos Características, Inversiones y Costos Proyectos de Generación Eléctrica Para el mediano plazo se consideran los proyectos de generación en el SADI que conforman parte del Plan Energético Nacional presentado por la Secretaría de Energía, aunque adaptando las fechas de ingreso a la situación actual de concreción: Elevación de la cota de Yacyretá (80 m) en junio Ingreso de CH Caracoles en el año Página 73

74 Ingreso de CC Campana de 800 MW, desde julio del año 2008, aunque inicia su operación a ciclo abierto (530 MW) en julio del Ingreso de CC Rosario de 800 MW, desde julio del año 2008, aunque inicia su operación a ciclo abierto (530 MW) en julio del Ingreso de Central Nuclear Atucha II en el Elevación de la cota de Yacyretá (83 m) e ingreso de CH Añacuá en el 2009/2010. Para el largo plazo se plantea un catálogo de proyectos, con costos indicativos tanto de inversión como de O&M, que han sido elaborados a partir de la información disponible. En primer término, los proyectos hidroeléctricos han sido seleccionados del catálogo general teniendo en cuenta la información básica disponible en la Secretaría de Energía, sus actualizaciones parciales, el grado de elaboración de los proyectos y aspectos regionales. Los montos de inversión se han actualizado, considerando las fechas en que fueron realizados y comparaciones con los valores obtenidos de algunos que han sido reelaborados en los últimos años y pueden tomarse como una referencia indicativa. Actualmente no se dispone de una esquema de costeo a partir del cual se obtenga esta información de forma homogénea y confiable. Página 74

75 Cuadro 3.8 Catálogo de Proyectos Hidroeléctricos Considerados Potencia Energía Inversión (3) Proyecto Río Instalada Media Anual Provincia MW GWh MM US$ Corpus (1) Paraná Misiones/Paraguay Itatí-Itacora (1) Paraná Corrientes/Paraguay Garabí (2) Uruguay Corrientes/Brasil El Chihuido I Neuquén Neuquén Condor Cliff Santa Cruz Santa Cruz Los Blancos I Tunuyán Mendoza La Elena Carrenleufú Chubut Collón Cura Collón Cura Chubut El Seguro Grande Mendoza Frontera Carrenleufú Chubut Jaramillo Carrenleufú Chubut Portezuelo del Viento Grande Mendoza Rincón de los Godos Grande Mendoza Puesto Bustos Grande Chubut Rio Hielo Hielo Chubut Michihuao Limay Neuquén-R.Negro La Estrechura Grande Mendoza El Baqueano Diamante Mendoza Los Blancos II Tunuyán Mendoza La Leona La Leona Santa Cruz El Chihuido II Neuquén Santa Cruz Risco Negro Grande Mendoza Caridad Carrenleufú Chubut Total (1) Proyecto Binacional con Paraguay. Se indica la potencia total que se asigna al SADI (Argentina). (2) Proyecto Binacional con Brasil. Se asigna la mitad de potencia y energía al SADI (Argentina). (3) Inversión, incluye intereses intercalares y costos de conexión hasta nodo de conexión a red. Para los proyectos de generación térmica se adoptaron costos de inversión genéricos, que sintetizan los valores obtenidos en las adquisiciones realizadas en los últimos años, así como valores aplicables a los costos de O&M, como lo indica el cuadro Proyectos de Transporte de Energía Eléctrica Para el mediano plazo se plantean los proyectos de transmisión en el SADI que conforman parte del Plan Energético Nacional , aunque adaptando las fechas de ingreso a la situación actual de concreción: Página 75

76 Interconexión del Sistema Eléctrico Patagónico al SADI, mediante la incorporación de la línea en 500 kv Choele Choel - Puerto Madryn, que ingresa en enero del Interconexión en 500 kv Puerto Madryn - Pico Truncado a partir de agosto del Pasaje a 500 kv línea Yacyretá San Isidro (Posadas) en abril del Ingreso del 3º tramo del Sistema de Transmisión asociado con la CH Yacyretá en abril del Ingresa la línea Mendoza - San Juan en 500 kv en febrero del 2007, operando inicialmente en 220 kv. Ingresa la línea Comahue - Mendoza en 500 kv en marzo del Ingresa, en abril del 2008 el tramo La Rioja - Recreo en 500 kv operando en 132 kv. Ingresa la línea NOA - NEA en 500 kv en enero del Para el largo plazo, se plantean alternativas de conexión adicionales entre las regiones, adoptando para su costeo un precio unitario de US$/Km para líneas en 500 kv Proyectos de Transporte de Gas Natural Para el corto plazo se consideran los proyectos de ampliación sobre los gasoductos del Norte, que adiciona 1,8 MMm3/día, y del Sur, con 2,9 MMm3/día, cuyas fechas de puesta en marcha están previstas con anterioridad al próximo período invernal Reservas Potenciales de Gas Natural El cuadro 3.9 indica las reservas de gas natural comprobadas más probables, estimadas por la SE a Diciembre del 2004, que totalizan MMm3, de las cuales el 70% son las comprobadas, y el índice R/P resultaría de 15 años. Teniendo en cuenta la evolución de la demanda directa de gas natural, así como la asociada al suministro de las centrales termoeléctricas, que además deben expandirse para abastecer el Página 76

77 incremento previsto, claramente se observa que debe realizarse un importante esfuerzo en ampliar el nivel de reservas para cubrir las expectativas del sector. Cuadro 3.9 Reservas Gas Natural por Cuenca - MMm3 - Año 2004 Cuenca Comprobadas Probables Total Part.(%) Noroeste ,2 Cuyana ,1 Neuquina ,8 Golfo San Jorge ,2 Austral ,7 Total ,0 Participación (%) 70,0 30,0 100,0 3.4 Diagnóstico Abastecimiento del Mercado Eléctrico La potencia instalada bruta de generación eléctrica total es MW en el año 2003, de los cuales MW corresponden a instalaciones asociadas al Servicio Público (91,5%). Del total, la potencia de las centrales hidroeléctricas alcanza los MW, equivalente al 35,0% del total, y de ella casi la totalidad pertenece a empresas relacionadas con el suministro del servicio público. De los MW instalados en unidades térmicas convencionales, corresponden a equipos ciclo combinado (40,4%), y en general son unidades de última generación instalados en los últimos siete años, alimentadas a gas natural. Las unidades turbovapor, que representan el 31,6% de la potencia térmica convencional, corresponden a equipos que están cumpliendo su vida útil, y que en algunos casos han tenido Página 77

78 un rebumping, de todas formas los de mayor potencia en general están en buenas condiciones y operan con índices de disponibilidad elevados. El sistema de transmisión en alta tensión esta constituido por líneas que integran el SADI (MEM+MEMSP) con una longitud total de km, de las cuales km corresponden a líneas en 500 kv, que es la mayor tensión utilizada en el sistema argentino. El análisis del requerimiento mensual de los agentes del MEM más MEMSP, correspondiente al año 2003, señala que las demandas máximas se registran en el período invernal, con valores superiores en un 5 a 7% respecto del valor promedio anual, aunque también se detectan picos en los meses de enero y diciembre, relacionados con el uso intensivo de equipos de acondicionamiento de aire. Sin perjuicio de ello, las variaciones mensuales están acotadas entre un +/ 7%, con lo cual no tienen un impacto importante. Las variaciones de la oferta eléctrica están centradas en las oscilaciones de la hidroelectricidad del MEM más MEMSP, que tiene un valor medio anual de GWh al año El análisis de las curvas de distribución mensual, que se corresponden a las estimaciones de producción utilizando los registros de caudales del período , y sus valores medios mensuales, indica que la oferta hidroeléctrica se incrementa en el período invernal, con valores que superan en un 15% al promedio anual, y en los cuales también se incrementa el grado de dispersión. Abastecimiento del Mercado de Gas Natural Actualmente, el sistema de transporte de gas está constituido por una red de gasoductos con una longitud aproximada de km, de los cuales más del 50% tienen diámetros entre 30 y 36 pulgadas, con una capacidad de compresión de HP, distribuidos en 5 gasoductos troncales, cuya apertura se indica en el cuadro adjunto. La red de distribución tiene una extensión de km, al 31 de diciembre del año 2003, y Página 78

79 se ha incrementado en promedio km/año, en el período , aún incluyendo años en los cuales las empresas Distribuidoras han expresado reiterativamente el des-balance entre los ingresos y egresos motivados por el atraso tarifario. La capacidad nominal del sistema de transporte es de 121,6 Millones de m3/día, medida en cabecera, de los cuales el sistema troncal representa el 95.5% y el resto corresponden a gasoductos regionales. De esta capacidad nominal, el 52,8% corresponde a TGS y el 44,7% a TGN, que ha permanecido constante desde el año En el año 2004, se registraron restricciones durante el período invernal, relacionadas a las limitaciones de la capacidad de transporte y, también en menor medida, por insuficiencias de producción. En cuanto a la estacionalidad en el consumo de gas, por una lado se diferencian claramente los sectores Residencial y Comercial más Entes Oficiales, en los cuales el período invernal provoca importantes incrementos por el efecto del calefaccionamiento. La relación de los picos de invierno es de 5,2 veces superior al consumo de verano en el sector Residencial, y de 2,5 en el Comercial más Entes Oficiales. En el sector Industrial el consumo a lo largo del año es relativamente constante, salvo por el efecto del receso de vacaciones de enero, y las reducciones en el período invernal por las restricciones de abastecimiento que se le impone. En la Centrales Eléctricas las variaciones están relacionadas a distintos efectos combinados, por un lado la propia estacionalidad del consumo eléctrico y las variaciones asociadas a los períodos hidrológicos así como a su aleatoriedad, pues estas usinas son convocadas a generar la diferencia entre estas dos variables (complementa el abastecimiento del sistema). Otra afectación importante está dada por las restricciones de suministro de gas que experimentan en invierno, las cuales obligan a que las centrales tengan que recurrir a la utilización de sustitutos más caros. Página 79

80 En momentos de restricciones, en términos generales, primero se imponen limitaciones a las centrales eléctricas que con mayor facilidad pueden recurrir a combustibles sustitutos, y luego se aplican sobre las industrias. Finalmente, el consumo de GNC muestra un comportamiento prácticamente constante, rectilíneo, que tiene la pendiente dada por la sucesiva reconversión de unidades a lo largo del año. Las variaciones del consumo de gas natural presentan una fuerte correlación con las variaciones de la temperatura en los sectores Residencial y Comercial + Entes Oficiales, que explica los notables picos de consumo en invierno. Del análisis de correlación surge que la temperatura de indiferencia, Tº, se incrementa en las regiones más calurosas (entre 20,5º y 18,5º), indicando una mayor sensibilidad al frío, con el cual estos sectores de consumo recurren al calefaccionamiento con temperaturas más elevadas. En contraposición, el área Sur es donde la temperatura de indiferencia Tº resulta menor (entre 17,5º y 15,5º). Para el área de Metrogas, que tiene un coeficiente de determinación de la regresión consumotemperatura de 0,975, presenta para algunos años de la serie histórica picos superiores en diez veces a los consumos de verano. Proyectos de Generación y Transporte Eléctrico Para el mediano plazo se consideran los proyectos de generación y transporte en el SADI que conforman parte del Plan Energético Nacional presentado por la Secretaría de Energía, aunque adaptando las fechas de ingreso a la situación actual de concreción. En generación, el ingreso en el año 2008 de los CC en Campana y Rosario, de 800 MW cada Página 80

81 uno, resultan de suma importancia para asegurar el abastecimiento en el mediano plazo, aunque el inicio de operaciones a ciclo abierto está previsto para julio del Para el largo plazo se plantea un catálogo de proyectos hidroeléctricos, con costos indicativos tanto de inversión como de O&M, que han sido elaborados a partir de la información disponible. Para los proyectos de generación térmica se adoptaron costos de inversión genéricos, que sintetizan los valores obtenidos en las adquisiciones realizadas en los últimos años, así como valores representativos de los costos de O&M. En transporte se plantean para el largo plazo alternativas de conexión adicionales entre las regiones, adoptando para su costeo un precio unitario de US$/Km para líneas en 500 kv. Proyectos de Transporte de Gas Natural Para el corto plazo se consideran los proyectos de ampliación sobre los gasoductos del Norte, que adiciona 1,8 MMm3/día, y del Sur, con 2,9 MMm3/día, cuyas fechas de puesta en marcha están previstas con anterioridad al próximo período invernal. Reservas de Gas Natural Las reservas de gas natural comprobadas más probables, estimadas por la SE a Diciembre del 2004, totalizan MMm3, de las cuales el 70% son las comprobadas. El índice R/P resultaría en 15 años. Teniendo en cuenta la evolución de la demanda directa de gas natural, así como la asociada al suministro de las centrales termoeléctricas, que además deben expandirse para abastecer el incremento de demanda eléctrica previsto, claramente se observa que debe realizarse un Página 81

82 importante esfuerzo en ampliar el nivel de reservas para cubrir las expectativas del sector. Página 82

83 4 PRONOSTICO DEL REQUERIMIENTO ENERGETICO Autores: Lic. Marcos Aranega, Ing. Luis José Flory, Ing. Adolfo Franke, Ing. Martín Lascano, Ing. Gastón Lestard, Ing. Ricardo Lestard, Ing. Roberto Manzano En este capítulo se presenta la proyección del requerimiento de energía eléctrica y gas natural para el período , que luego es utilizada para realizar las optimizaciones / simulaciones del funcionamiento de ambos sectores. 4.1 Energía Eléctrica Para elaborar la proyección de la demanda de energía eléctrica se extraen las pautas básicas del análisis sobre su evolución histórica que fue presentada en el capítulo anterior, que es realizada para el total requerido en el país, y luego se va desagregando, tanto para su verificación como por las necesidades de la representación del sistema, con apertura por sectores y regiones. En primer término se presenta la proyección del Escenario de Referencia que no incluye el impacto que sobre la misma provocará el cambio climático previsto, y luego se analiza sobre ella el efecto de este cambio Escenario de Referencia La proyección de la demanda total energía eléctrica se realiza adoptando la formula de regresión doble analizada, por la cual su crecimiento está asociado a un comportamiento tendencial independiente y a su relación con las variaciones previstas de la actividad económica, que quedan reflejados por estimaciones sobre la evolución esperada del PBI. Si bien la proyección toma como base los registros del año 2003, que fueron presentados, para los primeros años se ha tenido en cuenta la evolución registrada en el sector, que si bien no está en términos de información consolidada se cuenta con indicadores parciales que dan los lineamientos sobre su comportamiento reciente. La presentación de resultados se realiza numéricamente en Cuadros que indican los valores en Página 83

84 los quinquenios, y gráficamente la evolución a lo largo de cada uno de los años del período. El gráfico 4.1 muestra la proyección de la demanda total de energía (Servicio Público más Autoproducción) y su comparación con los valores históricos registrados. Gráfico 4.1 Argentina Consumo Total (Servicio Público+Autoproducción) GWh Estimado regresión Valores registrados La tasa de crecimiento medio, para el período , es del 5,2%, ligeramente inferior a la registrada en los últimos 14 años, aún contemplando el impacto de la crisis experimentada. Si se indican los logaritmos de las demandadas registradas y las proyectadas, para eliminar el efecto acumulativo en su crecimiento, se observa que la tendencia proyectada es similar a la promedio de todo el período histórico que como se mencionó incluye varios procesos recesivos, con lo cual podría considerarse como una proyección moderada. Página 84

85 Gráfico 4.2 Argentina Log(Consumo Total (Servicio Público+Autoproducción) ) 6,0 5,8 5,6 5,4 5,2 5,0 4,8 4,6 4,4 4,2 4, Log(EE) Lineal (Log(EE)) El cuadro 4.1 indica los valores de demanda total proyectados para el período, medido en el nivel enviado a la red, que incluye pérdidas de transmisión y distribución (excluidas las del sistema de AT modeladas en las simulaciones). Dado que se ha supuesto un proceso de reducción en las pérdidas de distribución la tasa media proyectada para el período resulta del 5% anual. Cuadro 4.1 Escenario de Referencia Proyección de Requerimiento Total de Energía Eléctrica (S.Público+Autoproducción) Nivel Energía Enviada a Red (1) - GWh Región GBA Litoral + Buenos Aires Centro Cuyo NOA NEA Comahue Patagónica Total Ref.: (1) Incluye pérdidas de transmisión y distribucion troncal no representadas en la modelización. La distribución entre áreas se realizó manteniendo las tendencias relativas de las regiones, registradas en el período , con excepción de la región Patagónica en la cual las ampliaciones previstas de la planta de aluminio, y proyectos relacionados con la actividad Página 85

86 petrolera provocan un incremento superior al histórico. El cuadro 4.2 sintetiza los valores proyectados para el MEM más MEMSP, incluyendo en este último la demanda de autoproductores que operan en la región (Aluar e YPF Los Perales) así como el requerimiento del área Austral integrada por Río Gallegos y Río Turbio, por su eventual conexión al sistema. Cuadro 4.2 Escenario de Referencia Proyección de Requerimiento del MEM + MEMSP Nivel Energía Enviada a Red (1) - GWh Región GBA Litoral + Buenos Aires Centro Cuyo NOA NEA Comahue Patagónica Total Ref.: (1) Incluye pérdidas de transmisión y distribucion troncal no representadas en la modelización. (2) Incluye autoproductores del MEMSP (Aluar e YPF Los Perales) y área Patagónica Austral Estas regiones constituyen el área que fue modelizada en el proceso de optimización de la expansión y simulada con el Modelo de Despacho para cada año del período, y representa aproximadamente el 94% del requerimiento total del país. El resto del sistema aislado, así como la autoproducción no incluida, se analizó manteniendo su estructura de abastecimiento. De todas formas el consumo de gas asociado a la autoproducción eléctrica está contenido dentro de las estadísticas de consumo de gas del sector industrial, con lo cual su componente entra dentro de ese tratamiento, con las consideraciones correspondientes en cuanto a los supuestos y resultados analizados dentro del sector eléctrico (como ser los autoproductores considerados del MEMSP, los incrementos previstos, etc). Página 86

87 4.1.2 Escenarios con Cambio Climático En este punto se resumen los valores proyectados de la demanda del MEM+MEMSP que fueron elaboradas adoptando los factores que se calcularon para cada región teniendo en cuenta las variaciones medias de la temperaturas, que se presentan en el siguiente capítulo, correspondientes al año Teniendo en cuenta las necesidades del proceso de proyectar los valores para todos los años del período de análisis se realizó la interpolación de los valores intermedios en forma lineal Pronóstico del Requerimiento Energético: Escenario A2 El cuadro 4.3 sintetiza los valores proyectados para el MEM más MEMSP del Escenario A2, incluyendo en este último la demanda de autoproductores que operan en la región (Aluar e YPF Los Perales) así como el requerimiento del área Austral integrada por Río Gallegos y Río Turbio, por su eventual conexión al sistema. Cuadro 4.3 Escenario A2 Proyección de Requerimiento del MEM + MEMSP Nivel Energía Enviada a Red (1) - GWh Región GBA Litoral + Buenos Aires Centro Cuyo NOA NEA Comahue Patagónica (2) Total Ref.: (1) Incluye pérdidas de transmisión y distribucion troncal no representadas en la modelización. (2) Incluye autoproductores del MEMSP (Aluar e YPF Los Perales) y área Patagónica Austral Pronóstico del Requerimiento Energético: Escenario B2 El cuadro 4.4 sintetiza los valores proyectados para el MEM más MEMSP del Escenario A2, Página 87

88 incluyendo en este último la demanda de autoproductores que operan en la región (Aluar e YPF Los Perales) así como el requerimiento del área Austral integrada por Río Gallegos y Río Turbio, por su eventual conexión al sistema. Cuadro 4.4 Escenario B2 Proyección de Requerimiento del MEM + MEMSP Nivel Energía Enviada a Red (1) - GWh Región GBA Litoral + Buenos Aires Centro Cuyo NOA NEA Comahue Patagónica (2) Total Ref.: (1) Incluye pérdidas de transmisión y distribucion troncal no representadas en la modelización. (2) Incluye autoproductores del MEMSP (Aluar e YPF Los Perales) y área Patagónica Austral Análisis Comparativo de Proyecciones de Energía Eléctrica El cuadro 4.5 muestra comparativamente los valores proyectados par el año 2020, así como las diferencias, de los tres escenarios para cada una de las regiones y el total Página 88

89 Cuadro 4.5 Comparación de Escenarios Proyección de Requerimiento del MEM + MEMSP Nivel Energía Enviada a Red (1) - GWh Región Referencia A2 B2 Dif A2-Ref Dif A2-Ref GBA Litoral + Buenos Aires Centro Cuyo NOA NEA Comahue Patagónica (2) Total Ref.: (1) Incluye pérdidas de transmisión y distribucion troncal no representadas en la modelización. (2) Incluye autoproductores del MEMSP (Aluar e YPF Los Perales) y área Patagónica Austral Las diferencias totales proyectadas resultan de 693 y 760 GWh anuales, que en términos porcentuales son del 0,33% y 0,36% respectivamente, lo cual no produce prácticamente efectos sobre el abastecimiento y sus necesidades de equipamiento. Sin perjuicio de ello, las diferencias tienen mayor relevancia a nivel estacional, pues para el período de verano las mayores temperaturas planteadas en los escenarios con cambio climático inducen incrementos en la demanda por el acondicionamiento de hogares, comercios y oficinas, mientras que para el período invernal se producen reducciones en el requerimiento eléctrico como consecuencia de reducciones en el calefaccionamiento. 4.2 Gas Natural Escenario de Referencia El cuadro 4.6 indica los valores de demanda de gas natural proyectados por sector para el período, que fue elaborada teniendo en cuenta la evolución de cada uno de los sectores en cada una de las regiones. El incremento medio previsto para el total demandado es del 3,7% para el período, con una Página 89

90 tendencia en general decreciente. Los sectores industrial y de transporte, presentan crecimientos similares a los medios. El consumo de las centrales eléctricas es el obtenido en las simulaciones del Sector Eléctrico, y es la suma del gas abastecido a las centrales más el de los volúmenes de líquidos utilizados por restricciones de abastecimiento (demanda potencial). Para el consumo residencial se adoptaron pautas de incorporación de usuarios por región, teniendo en cuenta lo ocurrido históricamente, el grado de penetración y sus comparaciones regionales, comparando los usuarios totales con la proyección de viviendas elaborada a partir de la proyección de la población elaborada por el INDEC y la relación con indicador de habitantes por vivienda. También, se ha considerado una tendencia decreciente del consumo unitario considerando las tendencias registradas (eliminado el efecto temperatura) así como que en el proceso de incorporación de nuevos usuarios se va hacia áreas de menor desarrollo y en general menor nivel de confort. Contemplando estos aspectos, la incorporación de usuarios planteada es inicialmente del orden del orden anuales y se reduce a cerca de los hacia el año final, haciendo que el grado de penetración era de 59,5% al año 2004, llegue al 72% en el año horizonte, habiendo incluido además el abastecimiento a la región Noreste en forma masiva con el ingreso del nuevo gasoducto previsto que permitiría traer gas de Bolivia, hacia el área central, y que tendría derivaciones hacia las provincias de NEA. El consumo unitario que actualmente es cercano a los m3 se reduciría a un valor cercano a los m3/año hacia el final de período. Para el sector Comercial más Entes Oficiales se ha utilizado su relación histórica con una leve tendencia decreciente tendiente, en promedio, al 20%. Para proyectar el consumo industrial se han adoptado las tasas de incremento compatibilizando las variaciones de los últimos años con el valor medio registrado en la Página 90

91 última década, contemplando algunos planes puntuales, y como resultado de ello se presenta una proyección con una tasa media similar a la registrada en el período , que fue del 3,7%. Vale la pena aclarar que el consumo de los autoproductores del MEMSP, está incorporado en el consumo industrial, ya que así se encuentra presentado en las bases de datos oficiales. Respecto del gas natural para el transporte se plantea un incremento de los autos convertidos que los duplica en el período y tiene en cuenta incrementos más importantes en los primeros años, siguiendo la tendencia actual motivada por la diferencia de precios con sus sustitutos, que se amortigua paulatinamente, en la medida en que los precios presentan una mejor alineación. Cuadro 4.6 Escenario de Referencia Proyección de la Demanda Interna de Gas Natural por Sector (1) MMm Tasa Media (%) Residencial ,6 Comercial ,2 Industrial ,7 Centrales Eléctricas ,7 Transporte (GNC) ,8 Total ,6 Se observa que el consumo de las centrales eléctricas es el que presenta el mayor crecimiento, con una tasa media del 4,7% anual, con lo cual su participación llega al 39,7% del total, y su volumen se duplica respecto del previsto para el corriente año. El consumo de centrales responde a la demanda potencial, adicionando al consumo de gas natural obtenido en la simulación los consumos de carbón y derivados líquidos utilizados por restricciones de abastecimiento. Por otro lado, el consumo de los autoproductores del MEMSP (Aluar e YPF los Perales) está cargado en el sector industrial tal cual lo presentan las estadísticas del sector. Página 91

92 El cuadro 4.7 indica los valores de demanda de gas natural proyectados totales en cada una de las regiones para el período. Cuadro 4.7 Escenario de Referencia Proyección de la Demanda Interna de Gas Natural por Región (1) MMm Tasa Media (%) Metrogas ,3 BAN ,9 Litoral ,0 Centro ,3 Noroeste ,0 Cuyana ,7 Pampeana ,8 Sur ,1 9º Región ,1 Total ,6 Con excepción de la región Noreste (9º Región), cuyo crecimiento está relacionado con el desarrollo de un nuevo mercado, las regiones BAN y Noroeste es donde se plantea un mayor incremento con tasas medias del 5,9% y 5,0% respectivamente. Además de la demanda interna, se han considerado también las exportaciones, que se indican en el cuadro 4.8, expresados en volúmenes máximos diarios comprometidos, que en algunos casos tenían características de suministros en firme y otros en calidad de interrumpibles. Se han planteado en general senderos de recuperación en cuanto al cubrimiento de los mismos siguiendo la paulatina normalización que se prevé para el abastecimiento del sector. Página 92

93 Cuadro 4.8 Escenario de Referencia Proyección de la Demanda Potencial Diaria de Exportación de Gas Natural por Destino MMm3/día Cuenca Chile Metanex (1) Austral Chile GasAndes Neuquina Chile Pacífico (1) Neuquina Chile Norandino Norte Chile Atacama (1) Norte Brasil Uruguaiana Neuquina Uruguay Montevideo Neuquina Uruguay Petrouruguay Norte Total Ref.: (1) Directo del productor, fuera del sistema de transporte Si se tiene en cuenta que varios de estos abastecimientos están fuera del sistema de transporte, siendo alimentados por gasoductos directos desde productor, y en particular los del área Austral, el saldo está en el orden de los 20 MMm3/día, volumen que es similar a la capacidad del gasoducto del Noreste, con el cual se piensa abastecer a nuestro sistema con gas de Bolivia, con lo cual en términos generales la importación de gas de ese origen resultaría parecida a la involucrada en las exportaciones previstas Escenario con Cambio Climático En este punto se presentan las proyecciones del requerimiento de gas asociadas a los escenarios con cambio climático A2 y B2, considerando en impacto de los incrementos de temperatura sobre el consumo Residencial y Comercial+Entes Oficiales, que se calcularon para cada región teniendo en cuenta las fórmulas de correlación, cuyos parámetros se presentan para cada región en los cuadros 5.3 y 5.4. Si bien el cálculo de las variaciones de temperatura fueron realizadas para el año 2020, se adoptó su interpolación lineal como estimación para los años intermedios, dado que el proceso de determinación del programa de optimización del abastecimiento requiere Página 93

94 determinar los requerimientos energéticos para todos los años del período de análisis, pues en la competencia entre los proyectos impactan los períodos de construcción, los módulos de capacidad, la utilización de reservas o de los reservorios, etc.. Para el caso del requerimiento asociado al abastecimiento de las unidades térmicas los valores que se presentan responden a los propios resultados del proceso de optimización y simulación de la operación de los sistemas de gas natural y energía eléctrica en conjunto Escenario A2 El cuadro 4.9 muestra el requerimiento de gas obtenido para el Escenario Con Cambio Climático A2, de cada uno de los sectores. Cuadro 4.9 Escenario Con Cambio Climático - Alternativa A2 Proyección de la Demanda Interna de Gas Natural por Sector (1) MMm Tasa Media (%) Residencial ,1 Comercial ,0 Industrial ,7 Centrales Eléctricas ,8 Transporte (GNC) ,8 Total ,6 La diferencia del requerimiento total al año 2020 respecto del Escenario de Referencia es de 352 MMm3, equivalente a una reducción de sólo el 0,5%, ello se debe a que se compensan las reducciones de los sectores residencial (-7,1%) y comercial+entes oficiales (-4,3%) con el incremento que se produce en el requerimiento del sector eléctrico (+1,3%). El cuadro 4.10 muestra el requerimiento de gas obtenido para este escenario (A2), total para cada una de las regiones. Página 94

95 Cuadro 4.10 Escenario Con Cambio Climático - Alternativa A2 Proyección de la Demanda Interna de Gas Natural por Región (1) MMm Tasa Media (%) Metrogas ,4 BAN ,8 Litoral ,9 Centro ,2 Noroeste ,0 Cuyana ,7 Pampeana ,8 Sur ,1 9º Región ,7 Total , Escenario B2 El cuadro 4.11 muestra el requerimiento de gas obtenido para el Escenario Con Cambio Climático B2. Cuadro 4.11 Escenario Con Cambio Climático - Alternativa B2 Proyección de la Demanda Interna de Gas Natural por Sector (1) MMm Tasa Media (%) Residencial ,1 Comercial ,0 Industrial ,7 Centrales Eléctricas ,7 Transporte (GNC) ,8 Total ,6 La diferencia del requerimiento total al año 2020 respecto del Escenario de Referencia es de 502 MMm3, equivalente a una reducción de sólo el 0,8%, y como en el caso anterior ello se debe a que se compensan las reducciones de los sectores residencial (-6,7%) y Página 95

96 comercial+entes oficiales (-4,1%) con el incremento que se produce en el requerimiento del sector eléctrico (+0,7%). El cuadro 4.12 muestra el requerimiento de gas obtenido para este escenario (B2), total para cada una de las regiones. Cuadro 4.12 Escenario Con Cambio Climático - Alternativa B2 Proyección de la Demanda Interna de Gas Natural por Región (1) MMm Tasa Media (%) Metrogas ,3 BAN ,8 Litoral ,9 Centro ,2 Noroeste ,0 Cuyana ,7 Pampeana ,8 Sur ,0 9º Región ,8 Total , Análisis Comparativo de Proyecciones de Gas Natural El cuadro 4.13 resume las diferencias de muestra el requerimiento de gas obtenidas en los tres escenarios, al año 2020, en cada uno de los sectores, donde pueden apreciarse las compensaciones entre ellos. Página 96

97 Cuadro 4.13 Comparación de Escenarios al Año 2020 Proyeccion de Demanda Interna de Gas Natural por Sector - cifras en MMm3 Sector Referencia A2 B2 Dif A2-Ref Dif B2-Ref Residencial Comercial Industrial Centrales Eléctricas Transporte (GNC) Total El cuadro 4.14 resume las diferencias de muestra el requerimiento de gas por región obtenidas en los tres escenarios en el año horizonte. Cuadro 4.14 Comparación de Escenarios al Año 2020 Proyeccion de Demanda Interna de Gas Natural por Sector - cifras en MMm3 Región Referencia A2 B2 Dif A2-Ref Dif B2-Ref Metrogas BAN Litoral Centro Noroeste Cuyana Pampeana Sur º Región Total Se observa un comportamiento errático en la diferencias regionales que obedece a el impacto de la compensación de los aumentos en el requerimiento de la centrales eléctricas ubicadas en cada área respecto de la reducción del consumo de gas de los sectores residencial, comercial y entes oficiales. Página 97

98 5 PRONOSTICO DE OFERTA ENERGETICA Autores: Dr. Guillermo Berri, Ing. Martín Lascano Escenario climático del año 2020 En el presente estudio se propuso determinar la evolución del sector energético durante los próximos 15 años, es decir que el horizonte de trabajo es el año Dado que la información proporcionada por el proyecto acerca de los escenarios de cambio climático se refiere al año 2080, fue necesario desarrollar una metodología que permitiera traducir al año 2020 los cambios proyectados para el año La metodología y los datos utilizados se describen a continuación Obtención del Valor Medio Mensual de las Diferentes Variables Atmosféricas Dado que el proyecto no proporcionaba dato alguno acerca del escenario 2020, fue necesario utilizar otras fuentes de información a fin de poder establecer las bases que permitieran calcularlo. Para ello se recurrió a los escenarios climáticos globales realizados por el Hadley Center, de la Oficina Meteorológica del Reino Unido. Este instituto proporcionó la información de base que utilizó el Centro de Investigaciones del Mar y la Atmósfera CIMApara la realización de los escenarios de cambio climático regional. El modelo que empleó el instituto CIMA, especialmente adaptado a la región, usó las condiciones de borde adaptadas del modelo HadAMP3/HadCM3 del Hadley Center. Los escenarios climáticos utilizados corresponden a las simulaciones realizadas por el Hadley Center con su modelo climático acoplado océano-atmósfera HadCM3. Este modelo proporciona el valor medio mensual de diferentes variables atmosféricas (temperatura, precipitación, viento, etc.), que resulta del promedio de un período de 30 años. Los períodos disponibles son 2010/2039 que se presenta como escenario 2020, 2040/2069 que se presenta como escenario 2050 y 2070/2099 que se presenta como escenario El modelo HadCM3 Página 98

99 tiene una resolución de 2,5º de latitud y 3,5º de longitud, que equivale a cajas de 417 km x 278 km ( km 2 en el ecuador) y 295 km x 278 km ( km 2 ) a 45º de latitud. Es decir que la resolución horizontal promedio del modelo es de aproximadamente 300 km. El Instituto CIMA llevó a cabo un proceso de regionalización o downscaling de los resultados del modelo HadAMP3/HadCM3, mediante el empleo de un modelo MM5 (Universidad de Pennsylvania y Centro Nacional de Investigaciones Atmosféricas de Estados Unidos), especialmente adaptado a la región del centro y sur de América del Sur. El modelo MM5 utilizado por CIMA cubre la región comprendida entre 15,28ºS-55,04ºS y 85,55ºO-45,07ºO. La región queda representada por 95 cajas según la latitud y 76 cajas según la longitud. La separación entre cajas, según la longitud terrestre, es constante e igual a 0,5397º, mientras que la separación según la latitud terrestre varía entre 0,51994º en el extremo norte y 0,31046º en el extremo sur. El resultado del proceso de regionalización es una base de datos para la misma región pero con resolución horizontal promedio de aproximadamente 45 km. Las variables disponibles incluyen, entre otras, a la temperatura media, temperaturas extremas y precipitación, que se presentan como valores medios estacionales, mensuales y diarios correspondientes al año promedio de la década Ante la imposibilidad de disponer de series cronológicas de observaciones meteorológicas por períodos extensos y en múltiples puntos en cada una de las cuencas hídricas, se recurrió a la base de datos conocida con el nombre de UEA_CRU (University of East Anglia Climate Research Unit, Inglaterra). Esta base de datos tiene una resolución de 0,5º de latitud y 0,5º de longitud y dispone para cada caja de una serie cronológica mensual de precipitación y temperatura media desde comienzos del siglo XX. A los fines del presente estudio se utiliza el período enero 1961 a diciembre Página 99

100 Regionalización Para el estudio de la oferta hidroeléctrica se establecieron cuatro cuencas hídricas denominadas: Yacyretá, Salto Grande, Neuquén y Limay. A los efectos del cálculo de los valores promedio para toda la cuenca, se determinó el conjunto de cajas comprendido en cada una de ellas y se consideraron factores de peso según la participación total o parcial de cada caja. Para las regiones de consumo energético se consideró el siguiente conjunto de 17 localidades que cubren todo el territorio del país: Ezeiza, Rosario, Salta, Tucumán, Posadas, Resistencia, Córdoba, Catamarca, La Rioja, Mendoza, San Juan, San Luis, Bahía Blanca, Neuquén, Puerto Madryn, Comodoro Rivadavia y Río Gallegos. La regionalización según cajas se realizó para las salidas de los modelos HadCM3, MM5/CIMA y la base de datos UEA_CRU, en razón de la diferente resolución de cada uno de ellos Interpolación en Tiempo El proceso de interpolación en tiempo se realizó en dos etapas. En una primera etapa se calculó, para cada estación del año y cada caja, el factor F 2020/2080 que relaciona el valor proyectado por el modelo HadCM3 -temperatura media y precipitación- para el escenario 2020, con el valor proyectado para el escenario En la segunda etapa se aplicó el factor correspondiente a cada variable meteorológica del escenario proyectado por el modelo MM5/CIMA para el año 2080, según el período del año y la región considerada, para obtener el respectivo escenario climático del año Página 100

101 Cálculo del factor que relaciona el valor del año 2020 con el proyectado para 2080 El factor de conversión F 2020/2080 se define mediante la siguiente fórmula: F 2020/2080 = valor HadCM valor HadCM en donde valor HadCM es el cambio que calcula el modelo HadCM3 en cada caja, tanto para temperatura como precipitación, entre el clima presente y el clima del escenario 2020 promedio del período Análogamente, valor HadCM es el cambio entre el clima presente y el clima del escenario 2080 promedio del período Los datos del modelo HadCM3 para los escenarios 2020 y 2080 se obtuvieron de la página web del Hadley Center. Esa página no proporciona un único valor para cada escenario, sino tres miembros para el escenario A2 y dos miembros para el escenario B2. Por lo tanto, el escenario A2 se refiere al promedio de los tres miembros y el escenario B2 se refiere al promedio de los dos miembros. El Cuadro 5.1, muestra el factor de conversión del cambio de temperatura del escenario 2080 al escenario El factor se calculó por períodos del año definidos así: Verano (promedio diciembre-enero-febrero), Otoño (promedio marzo-abril-mayo), Invierno (promedio juniojulio-agosto) y Primavera (promedio septiembre-octubre-noviembre). Las localidades son las siguientes: Ezeiza (Eze), Rosario, (Ros), Salta (Sal), Tucumán (Tuc), Posadas (Pos), Resistencia (Res), Córdoba (Cor), Catamarca (Cat), La Rioja (LRi), Mendoza (Mza), San Juan (SJ), San Luis (SL), Bahía Blanca (BA), Neuquén (Neu), Puerto Madryn (PMa), Comodoro Rivadavia (CRiv) y Río Gallegos (RGa). Por ejemplo, el factor para Ezeiza en invierno del escenario A2 es 0,33. Por lo tanto, un cambio igual a +2,8ºC proyectado para el escenario 2080, al multiplicarlo por el factor 0,33 se convierte en un cambio de +0,9ºC para el escenario Página 101

102 Cuadro 5.1 Factor de Conversión del Cambio de Temperatura escenario 2080 a escenario 2020 Eze Ros S Tuc Pos Res Cor Cat LRi Mza SJ SL BA Neu PMa Escenario A2 Verano Otoño Invierno Primavera Escenario B2 Verano Otoño Invierno Primavera CRi v RGa Obtención del escenario climático del año 2020 El escenario climático proyectado para el año 2020 se obtiene sumando al clima de referencia, la correspondiente diferencia proyectada para el año A su vez, esta última se obtiene multiplicando a la diferencia entre la década 1980 y la década 2080 proporcionada por el instituto CIMA, por el correspondiente factor de conversión. Las fórmulas de aplicación son las siguientes: C 2020 = C Ref + Dif 2020 Dif 2020 = Dif 2080 x F 2020/2080 en donde C 2020 es el cambio proyectado para el año 2020, C Ref es el clima de referencia, Dif 2020 es la diferencia proyectada para el año 2020, Dif 2080 es la diferencia entre la década 2080 y la década 1980, proporcionada por CIMA y F 2020/2080 es el factor que relaciona el cambio proyectado para el escenario 2080 con el proyectado para el escenario El clima de referencia adoptado para la precipitación y temperatura promedio de las diferentes Página 102

103 cuencas hídricas es el promedio de la década , obtenido de la base de datos UEA_CRU. El clima de referencia adoptado para las temperaturas de las regiones de consumo energético es el promedio proporcionado por CIMA Estimación de Temperaturas y Temperaturas extremas para el horizonte 2020 Los valores promedio de referencia para la temperatura media, temperatura máxima media y temperatura mínima media, definidos como el clima de referencia, corresponden al promedio de la década proporcionado por el instituto CIMA. El cuadro 5.2 muestra los valores de las temperaturas (ºC), por mes del año, para las siguientes localidades: Ezeiza (Eze), Rosario, (Ros), Salta (S), Tucumán (T), Posadas (Pos), Resistencia (Res), Córdoba (Cba), Catamarca (C), La Rioja (LR), Mendoza (Mza), San Juan (SJ), San Luis (SL), Bahía Blanca (BA), Neuquén (Neu), Puerto Madryn (PMad), Comodoro Rivadavia (CRV) y Río Gallegos (RGa). Página 103

104 Cuadro 5.2 Temperaturas Media, Máxima Media, Mínima Media (ºC) y Promedio Década Eze Ros S T Pos Res Cor C LR Mza SJ SL BA Neu PMa Temperatura media Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Temperatura máx. media Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Temperatura mín. media Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre CRi v Rga El cuadro 5.3 muestra la diferencia de temperaturas (ºC) de la década 2020 con respecto a la década 1980, correspondiente al escenario A2. Los detalles de su cálculo están en el punto Las localidades son las siguientes: Ezeiza (Eze), Rosario, (Ros), Salta (S), Tucumán (T), Posadas (Pos), Resistencia (Res), Córdoba (Cor), Catamarca (C), La Rioja (LR), Página 104

105 Mendoza (Mza), San Juan (SJ), San Luis (SL), Bahía Blanca (BA), Neuquén (Neu), Puerto Madryn (PMa), Comodoro Rivadavia (CRiv) y Río Gallegos (RGa). Cuadro 5.3 Diferencia de Temperaturas (ºC) de la Década 2020 con Respecto a la Década 1980 Escenario A2 Eze Ros S T Pos Res Cor C LR Men SJ SL BA Neu PMa Temperatura media Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Temperatura máx. media Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Temperatura mín. media Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre CRi v RGa El cuadro 5.4 muestra la diferencia de temperaturas (ºC) de la década 2020 con respecto a la Página 105

106 década 1980, correspondiente al escenario B2. Los detalles de su cálculo están en el punto Las localidades son las siguientes: Ezeiza (Eze), Rosario, (Ros), Salta (S), Tucumán (T), Posadas (Pos), Resistencia (Res), Córdoba (Cor), Catamarca (C), La Rioja (LR), Mendoza (Mza), San Juan (SJ), San Luis (SL), Bahía Blanca (BA), Neuquén (Neu), Puerto Madryn (PMa), Comodoro Rivadavia (CRiv) y Río Gallegos (RGa). Página 106

107 Cuadro 5.4 Diferencia de Temperaturas (ºC) de la Década 2020 con Respecto a la Década 1980 Escenario B2 Eze Ros S T Pos Res Cor C LRi Mza SJ SL BA Neu PMa Temperatura media Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Temperatura máx. media Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Temperatura mín. media Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre CRi v RGa Página 107

108 5.2. Cálculo Valores Promedio de Referencia de Precipitación y Temperatura Se calculó el valor promedio mensual de la precipitación y la temperatura sobre toda el área de cada una de las cuatro cuencas hídricas, correspondiente a la década Para ello se utilizó la base de datos UEA_CRU y se promedió sobre todas las cajas, con sus respectivos factores de peso, comprendidas total o parcialmente dentro de cada cuenca. El cuadro 5.5. muestra el valor de la precipitación (mm) y la temperatura (ºC) promedio mensual en las cuencas hídricas de Yacyretá, Salto Grande, Limay y Neuquén. Cuadro 5.5 Precipitación y Temperatura promedio década por cuenca E F M A M J J A S O N D Yacyretá Precipitación Temperatura Salto Grande Precipitación Temperatura Limay Precipitación Temperatura Neuquen Precipitación Temperatura Página 108

109 5.3. Validación de los balances hidrológicos por cuenca En la actualidad la oferta hidroeléctrica promedio de nuestro país proporciona un 37% de la generación de electricidad anual. Si la hidraulicidad conjunta es elevada, la participación que le cabe a la generación hidráulica en la matriz de oferta de energía eléctrica por fuente puede alcanzar al 50% mientras que en años de muy baja hidraulicidad ésta se reduce al 30%. Los aprovechamientos emplazados en las regiones del Comahue y el Litoral han aportado el 85% de la oferta hidroeléctrica anual de Argentina. Vale decir que a la hora de analizar el impacto del cambio climático sobre la hidroelectricidad se debe centrar la lupa sobre lo que podría ocurrir en las cuencas de cuatro ríos principales: Paraná, Uruguay, Limay y Neuquén. El gráfico 5.1, de doble eje presenta las series de caudales anuales de los últimos sesenta años en las actuales secciones de emplazamiento de los aprovechamientos: Piedra del Águila, Cerros Colorados, Yacyretá y Salto Grande. Página 109

110 Gráfico 5.1 Aportes anuales de cuencas argentinas - ( m3/s ) LIMAY NEUQUÉN PARANÁ URUGUAY El análisis de cross correlación realizado con los caudales anuales de sistemas hidrológicos del Comahue y el Litoral muestra coeficientes de determinación muy bajos lo que es indicativo de un comportamiento prácticamente independiente el cual resulta ventajoso para nuestro país en lo que a la confiabilidad de la oferta hidroeléctrica se refiere. Cuadro 5.6 LIMAY NEUQUEN PARANA URUGUAY LIMAY NEUQUEN PARANA URUGUAY A lo ya expresado a modo cuadro de situación del sector energético argentino vale agregar Página 110

111 algunas cifras más para mostrar la importancia creciente de estas dos regiones hidroeléctricas. Los aprovechamientos emplazados sobre los ríos Limay y Neuquén suman la mayor concentración de potencia hidráulica con 4450 MW del país, equivalente el 30% del pico horario de la curva de carga del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). A su vez El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados son lo únicos embalses estacionales del sistema, vale decir aquellos que cuentan con la capacidad de traspasar energía del invierno al verano, lo que es de fuerte implicancia en la sanción de los precios de la energía. Por su parte la elevación del embalse de Yacyretá a cota 83 msnm significará 8,000 GWh adicionales al MEM mientras que los proyectos en cartera de Garabí (5,000 GWh), San Javier (5,000 GWh) y Roncador (4,800 GWh) sobre el río Uruguay y el de Corpus Christi (19,000 GWh) indican claramente que el baricentro de la oferta hidroeléctrica argentina en el futuro se desplazará decididamente hacia las cuencas del Litoral Aplicación del modelo BILIK Los procesos físicos involucrados en el ciclo del agua en una cuenca son lo suficientemente complejos e interrelacionados entre sí como para que no sea sencillo de cuantificar el impacto que el cambio climático pudiera tener sobre la magnitud y distribución temporal de los caudales en cada una de las cuencas. Este tipo de análisis cuantitativo de los impactos debe de estar necesariamente alejado de toda proporcionalidad entre causas y efectos a la normalmente se recurre con un enfoque lineal de la Naturaleza, en especial cuando nos toca tratar con procesos como la precipitación, la infiltración, los escurrimientos subterráneos, el almacenamiento, la fusión y el almacenamiento nival, etc. El modelo BILIK, fue utilizado para desarrollar un balance hidrológico seriado a paso mensual, y fue validado para cada una de las cuencas consideradas buscando que reprodujera el módulo, los caudales mensuales máximos y mínimos así como también la curva de Página 111

112 duración de caudales, determinada en función de los percentiles, y el hidrograma medio mensual del período. La serie de precipitaciones mensuales medias areales sobre la cuenca para el período enero 61 diciembre 90 fue estimada a partir de la base de datos UEA CRU, en la que se dispone los datos con una discretización espacial en una cuadrícula de 0.5º de latitud por 0.5º de longitud. Para la evapotranspiración se adoptaron las marchas anuales de los registros de tanque tipo A de las estaciones climatológicas de Paso de los Libres en el Litoral y El Chocón en el Comahue. Los gráficos 5.2 a 5.5, resumen la validación lograda en los balances por cuenca. Página 112

113 Cuenca del Río Paraná (sección de cierre Yacyretá): Gráfico 5.2 Río Paraná (m3/s) Qsimulado Qobservado ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Curva de duración QSimulado Qobservado Página 113

114 Cuenca del Río Uruguay (sección de cierre Salto Grande) Gráfico 5.3 Río Uruguay (m3/s) Qsimulado Qobservado ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Curva de duración Qsimulado Qobservado Página 114

115 Cuenca del Río Limay (sección de cierre Piedra del Águila) Gráfico 5.4 Río Limay (m3/s) Qsimulado Qobservado ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Curva de duración QSimulado Qobservado Página 115

116 Cuenca del Río Neuquén (sección de cierre Cerros Colorados) Gráfico 5.5 Río Neuquén(m3/s) Qsimulado Qobservado ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Curva de duración QSimulado Qobservado NOTA: el modelo BILIK no dispone la posibilidad de simular el proceso de acumulación y Página 116

117 fusión nival. Para que pudiera reproducir la doble onda de crecida, característica del régimen pluvio-nival de los ríos norpatagónicos, las precipitaciones sobre las cuencas de los ríos Limay y Neuquén fueron procesadas off-line siguiendo los patrones empíricos de almacenamiento y de fusión nival siguientes (cuadro 5.7) : Cuadro 5.7 LIMAY NEUQUEN Acumulación Mayo 15% 15% Junio 30% 40% Julio 30% 45% Agosto 30% 40% Fusión Septiembre 20% 15% Octubre 40% 40% Noviembre 35% 35% Diciembre 5% 10% Fundamentos teóricos del Modelo BILIK El proceso no lineal entre precipitación y escorrentía fue simulado a paso mensual, a la manera de un balance hidrológico seriado, mediante el conjunto de ecuaciones que se presentan a continuación, las que fueron aplicadas a la cuenca considerada como una unidad: a) Balance hidrológico entre la precipitación total P, la efectiva PN la infiltración y la evapotranspiración ETP: P ( t) = PN ( t) + PB ( t) + ETP ( t) b) Expresión para el cálculo de la precipitación efectiva PN: Página 117

118 2 ( P( t) Ia) PN( t) = ; P( t) Ia ( P Ia + S) PN( t) = 0; P( t) Ia Ia = S S = CN R( t) CN = CN1 + ( CN R max CN 3 1 ) S es la infiltración potencial del suelo expresada en milímetros e Ia la intercepción antecedente. Los coeficientes CN 1 y CN 3 son los valores extremos del número de curva del método del U.S. Soil Conservation Service para las condiciones I y III, mientras que R max es el valor máximo que puede alcanzar el contenido de humedad en el suelo. c) El escurrimiento superficial o directo es: ED ( t) = PN( t). W en la que W es el área de la cuenca d) El balance del almacenamiento de agua en el suelo R(t) se calcula como: R = SUB(t) t en el que SUB(t) representa la percolación, que se calcula por la expresión SUB ( t) = max 0, PB( t) HIP( t) en la que HIP(t) es la infiltración subsuperficial o hipodérmica e) La infiltración subsuperficial se calcula con la relación lineal: HIP( t) = C PB( t) Página 118 HIP en el que C HIP es el coeficiente de escorrentía

119 subsuperficial. f) El escurrimiento base EB es la suma de la infiltración subsuperficial y el excedente sobre la cantidad máxima de agua que pueda acumular el suelo: EB ( t) = { HIP( t) + max 0, R( t) R max }. W g) El caudal directo QD(t), vale decir la directa contribución al escurrimiento fluvial, se calcula usando el concepto de almacenamiento superficial: VD = ED( t) QD( t) t donde el almacenamiento VD queda relacionado con ED y QD por la ecuación lineal: QD = β. VD + α. ED mientras que la ecuación para obtener QD es: QD t ED = α. + β.( ED QD) t Los parámetros α y β son los coeficientes de propagación y atenuación de los escurrimientos directos. h) El escurrimiento base QB(t) el modelo lo calcula empleando el mismo concepto que para el escurrimiento directo como QB t EB = γ. + δ.( EB QB) t Página 119

120 Dónde los parámetros γ y δ son los coeficientes de propagación y atenuación del escurrimiento base. i) El escurrimiento total Q(t) resulta como suma del directo y del base: Q ( t) = QD( t) + QB( t) Los 8 parámetros: R max, CN 1, CN 3, C HIP, α, β, γ, δ deben ser obtenidos por calibración o estimados de alguna manera de manera de conseguir resultados con sentido físico. Los 4 primeros dependen de las características hidrológicas de los suelos mientras que los 4 últimos tienen que ver con la representación que el modelo hace de la dinámica de los escurrimientos superficiales y subterráneos. También es necesario establecer para las funciones R, QD y QB sus valores iniciales en el instante t = 0 como condición de borde de la simulación. Las ecuaciones diferenciales planteadas en los puntos d), g) y h) se resuelven mediante un esquema explícito. Por ejemplo para la ecuación planteada en g) resulta: k + 1 k k + 1 QD = (1 β. t). QD + α. ED + ( β. t α ) ED k Necesariamente debe cumplirse para que la solución sea estable desde el punto de vista numérico que: β. t 1; α > 0; β. t α y Página 120

121 δ. t 1; γ > 0; δ. t γ 5.4. Estimación de Variables Atmosféricas para el Horizonte 2020 A los efectos del cálculo de la oferta energética se consideraron cuatro cuencas hídricas. Dos de ellas en la región de Litoral, Yacyretá y Salto Grande, y las otras dos en la región del Comahue, Limay y Neuquén. Como se indica en el punto Obtención del escenario climático del año 2020, las variables atmosféricas para el horizonte 2020, Var 2020, se obtienen sumando la diferencia proyectada entre el año 1980 y el año 2020, Dif 1980/2020, a las correspondientes variables de la década de referencia 1980, VarRef 1980, de la siguiente forma: Var 2020 = VarRef Dif 1980/2020 Dado que el instituto CIMA proporcionó la diferencia entre 1980 y 2080, Dif 1980/2080, mientras que el escenario establecido en la presente subcomponente es el año 2020, fue necesario realizar un proceso de interpolación en tiempo. A tal fin se definió un factor de conversión en base a los escenarios de cambio climático global de los años 2020 y 2080 realizados por el Hadley Center de la Oficina Meteorológica del Reino Unido UKMO- con su modelo HadCM3. Se calculó entonces el factor de conversión Factor 2020/2080, para cada variable en cada caja del modelo HadCM3 con resolución 2,5º de latitud por 3,75º de longitud, de la siguiente forma: Factor 2020/2080 = Var HadCM Var HadCM Página 121

122 Los cálculos se realizaron para las cuatro estaciones del año definidas como verano DEF-, otoño MAM, invierno JJA- y primavera SON. Dado que el Hadley Center en su página de Internet ofrece los miembros individuales de cada escenario, se promedió los tres miembros del escenario IPCC A2 y los dos miembros del escenario IPCC B2. Cada una de las variables involucradas se promedió dentro del área de las respectivas cuencas para obtener un valor resultante. Los respectivos factores de conversión para precipitación y temperatura media mensuales se presentan en las Tablas 5.1 y 5.2. El factor de conversión se aplicó entonces a la diferencia Dif 1980/2080 proporcionada por el instituto CIMA, para obtener la diferencia Dif 1980/2020, de acuerdo a la siguiente expresión: Dif 1980/2020 = Dif 1980/2080 x Factor 2020/2080 Los resultados obtenidos se presentan en las Tablas 5.3 y 5.4. Cabe destacar que el valor de referencia adoptado, VarRef 1980, tanto para la precipitación como la temperatura promedio de las diferentes cuencas hídricas, es el promedio de la década obtenido de la base de datos UEA_CRU. Una verificación realizada permitió constatar que tales valores mostraban una notable coincidencia con el clima de referencia 1980 proporcionado por el instituto CIMA. Ello se explica por el hecho que el instituto CIMA realizó un ajuste del clima de referencia calculado por su modelo con los datos observados. Página 122

123 Tabla 5.1 Factor 2020/2080 Precipitación DEF MAM JJA SON Yacyreta A B S.Grande A B Neuquén A B Limay A B Tabla 5.2 Factor 2020/2080 Temperatura DEF MAM JJA SON Yacyreta A B S.Grande A B Neuquén A B Limay A B Página 123

124 Tabla 5.3 Diferencia de Precipitación (mm) década 2020 con respecto a década 1980 Yacyreta Salto Grande Limay Neuquén A2 B2 A2 B2 A2 B2 A2 B2 E F M A M J J A S O N D Página 124

125 Tabla 5.4 Diferencia de temperatura media (ºC) década 2020 con respecto a década 1980 Yacyreta Salto Grande Limay Neuquén A2 B2 A2 B2 A2 B2 A2 B2 E F M A M J J A S O N D Cálculo de los Balances Hidrológicos por Cuenca en el Horizonte 2020 El modelo BILIK como ya se mencionara en el punto fué validado para cada una de las cuatro cuencas tratando de reproducir los valores más representativos de las correspondientes series hidrológicas mensuales como son el módulo anual, los promedios mensuales, los caudales máximos y mínimos así como la curva de duración. Para el horizonte del año 2020 se dispone solamente promedios mensuales areales de temperatura y precipitación en vez de los valores mensuales de estas variables como ocurriera cuando se hiciera la validación del modelo BILIK para el período enero 61 diciembre 90 utilizando información procesada a partir de la base UEA CRU. Página 125

126 Como el modelo BILIK plantea una relación no lineal entre precipitaciones y escorrentías el hidrograma promedio que se obtenga a partir de precipitaciones mensuales no tiene porqué ser coincidente con el que se obtenga a partir del promedio mensual de las mismas precipitaciones. Para ponerse a cubierto de esta propiedad de las transformaciones no lineales es que se tuvo que volver a validar el modelo BILIK en las cuatro cuencas: Paraná, Uruguay, Limay y Neuquén, empleando esta vez las precipitaciones medias mensuales de la década de referencia Ya se ha mencionado en el punto al presentar los fundamentos teóricos del modelo BILIK que la evapotranspiración potencial (ETP) es una de las variables de entrada al modelo. Para el horizonte 2020, sólo se disponen para cada una de las dos alternativas A2 y B2 valores de temperatura, por lo que se debió recurrir a un método indirecto de estimación de la ETP media mensual en función de esta variable. Para ello se recurrió al conocido método de C. W. Thornthwaite, que emplea a la temperatura como única variable explicativa de la ET con la simplificación sugerida por L. Serra. La función propuesta por Thornthwaite es del tipo: ETP = c t en la que ETP es la evapotranspiración potencial mensual expresada en centímetros y t es la temperatura media mensual en ºC. Ambas variables están referidas a un mes ficticio de 30 días y 12 horas de insolación máxima. a ETP = t I a dónde 12 I = i es la sumatoria de los doce índices mensuales 1 i = 0.09 t 3 / mientras que el exponente a = I Página 126

127 El método de Thornthawaite cuenta además con una tabla para corregir los valores de ETP mensuales preliminares ajustándolos según la duración del mes y teniendo en cuenta la duración del día en función de la latitud. Los gráficos 5.6, 5.7, 5.8, 5.9 y las tablas 5.5, 5.6, 5.7 y 5.8, resumen la validación del modelo finalmente lograda en cada cuenca: Gráfico 5.6 Río Paraná Qsimulado Qobservado ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Tabla 5.5 Observado Modelo Error (%) Qmedio 15, % Qmax 18, % Qmin 13, % Página 127

128 Gráfico 5.7 Río Uruguay Qsimulado Qobservado ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Tabla 5.6 Observado Modelo Errores (%) Qmedio 5, % Qmax 8, % Qmin 2, % Gráfico 5.8 Río Limay (m3/s) Qsimulado Qobservado ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Página 128

129 Tabla 5.7 Observado Modelo Error (%) Qmedio % Qmax % Qmin % Gráfico 5.9 Río Neuquén(m3/s) Qsimulado Qobservado ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Tabla 5.8 Realidad Modelo Error (%) Qmedio % Qmax % Qmin % Con los parámetros estimados mediante el procedimiento de validación del modelo BILIK para cada subcuenca, las precipitaciones y evapotranspiraciones potenciales medias mensuales calculadas para las alternativas A2 y B2 en el horizonte 2020, se generaron los hidrogramas medios que se grafican a continuación (Gráficos 5.10, 5.11 y 5.12). Debido a que las series de precipitaciones y ETP disponibles eran sólo los 12 valores medios mensuales y las condiciones de borde elegidas en el instante inicial eran totalmente arbitrarias (por ejemplo: reserva en el suelo, caudal base, caudal hipodérmico, etc) se armó una secuencia de 5 a 8 años iguales en precipitaciones y ETP medias mensuales, según fuese la cuenca, de modo que el modelo se independizara de las condiciones iniciales para converger a un hidrograma estacionario. Página 129

130 Gráfico 5.11 Río Paraná (m3/s) Qalternativa A2 QAlternativa B2 Q referencia 0 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Gráfico 5.11 Río Uruguay (m3/s) Q referencia Q Alternativa A2 Q Alternativa B ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Página 130

131 Gráfico 5.12 Río Limay (m3/s) Q altenativa A2 Q alternativa B2 Q referencia E F M A M J J A S O N D Río Neuquén (m3/s) Alternativa A2 Alternativa B2 Q referencia ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC El modelo BILIK ha demostrado tener dificultades para reproducir adecuadamente los hidrogramas medios del río Uruguay, al menos con el reducido margen de error conseguido en las otras tres cuencas. Esta dificultad se ha visto incrementada cuando se ha intentado reproducir el período moderno a partir de 1980 que respecto del período anterior ( ) no sólo arroja un incremento del 30% en el módulo anual sino que se observa un Página 131

132 marcado incremento de las lluvias invernales que genera una onda bimodal que anteriormente el río no presentaba. La comparación entre los hidrogramas medios anuales del río Uruguay anteriores y posteriores a 1980 arrojó los siguientes resultados que se presentan en el gráfico 5.13: Gráfico 5.13 Salto Grande Q medios antes'80 Q medios post'80 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ante esta evidencia en la modificación del régimen que ofrecen los registros, una justificación quizás pueda encontrarse en la operación de nuevos embalses, y la dificultades ya mencionadas del modelo para reproducir esta realidad es que se ha decidido aceptar las variaciones en el módulo anual que predice el modelo y redistribuir los caudales medios a lo alargo del año respetando la marcha anual de los caudales que parece haberse instalado durante las dos últimas décadas en el río Uruguay Determinación de las Crónicas Hidrológicas Mensuales en el Horizonte 2020 En este punto se presentan los resultados del proceso de optimización de la operación del sistema eléctrico con el cual se determinan las producciones de las centrales hidroeléctricas, Página 132

133 calculadas a partir de las series de caudales tanto para el Escenario de Referencia como de los que contemplan el Cambio Climático. La producción de las unidades se realiza de manera tal que cumpliendo con las condiciones y restricciones operativas de cada una se logre la optimización del conjunto teniendo como objetivo la minimización del costo de combustible de abastecimiento del sistema. El cuadro 5.8 muestra los valores de la producción hidroeléctrica promedio resultante para el año Los valores incluyen las componentes pertenecientes a Paraguay de los aprovechamientos binacionales, pues esos volúmenes están asignados a Argentina. Cuadro 5.8 Producción Hidroeléctrica Promedio del MEM+MEMSP - Año Cifras en GWh (1) Escenario Enero Febro Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Sepbre Octbre Novbre Dicbre Total Referencia A B Dif A2 - Ref Dif A2 - Ref Referencia. (1) Corresponde al total de producción de la unidades incluyendo las componentes que pertenecen a Paraguay de los aprovechamientos binacionales La participación de Paraguay en la central Itaipú que comparte con Brasil le ofrece suficiente volumen de energía a un precio muy económico con lo cual en centrales que tiene con Argentina cede su utilización con lo cual logra mejores ingresos. Por otro lado presentar los volúmenes totales, incluyendo lo que Paraguay pone a disposición de Argentina permite apreciar mejor el impacto total en análisis. El gráfico 5.14 muestra la distribución de estos valores para reflejar mejor las variaciones estacionales que provoca el Cambio Climático sobre la oferta hidroeléctrica. Página 133

134 Gráfico 5.14 GWh Comparación de Escenarios Producción Hidroeléctrica Promedio del MEM+MEMSP - Año 2020 Enero Febro Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Sepbre Octbre Novbre Dicbre Referencia A2 B2 Se observa como varía el impacto sobre los distintos meses del año, en el período febrero a abril, las producciones del Escenario A2 resultan superiores a las del Referencia, mientras con distintas intensidades son inferiores en los restantes meses. El Escenario B2 muestra un comportamiento más errático en cuanto a las variaciones relativas. El gráfico 5.15 muestra la curva de distribución de las producciones hidroeléctricas anuales indicando las variaciones que ella se pueden registrar y su probabilidad asociada, de los escenarios analizados. Página 134

135 Gráfico 5.15 Comparación de Escenario Producción Hidroeléctrica del MEM+MEMSP - Año 2020 GWh 65,000 62,500 60,000 57,500 55,000 52,500 50,000 47,500 45,000 42,500 40,000 37,500 35,000 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Probabilidad (%) Escenario de Referencia Escenario A2 Escenario B2 Para cada nivel de energía la probabilidad asociada en la frecuencia con la cual esa magnitud de producción es superada (probabilidad de excedencia). Se observa que, la forma es relativamente similar entre los escenarios, aunque se profundizan los casos extremos de menores hidrologías en los Escenarios A2 y B2 en relación con los del caso de referencia. Página 135

136 6 ALTERNATIVAS DE EXPANSION DE ENERGIA ELECTRICA Y GAS NATURAL Autores: Lic. Marcos Aranega, Ing. Luis José Flory, Ing. Adolfo Franke, Ing. Gastón Lestard, Ing. Ricardo Lestard En este capítulo se presentan las alternativas de expansión de energía eléctrica y gas natural para el período , y así como las condiciones de abastecimiento obtenidas en el período, resumiendo los resultados para los años de corte 2005, 2010, 2015 y Ellos fueron realizados con el modelo de optimización conjunta, que preselecciona el esquema de expansión óptimo, minimizando los costos totales de abastecimiento, inversiones y gastos de operación, y que en el proceso de considerando de simulación es ajustado teniendo en cuenta elementos y restricciones que se detectan con el mayor grado de apertura en la representación. Como antecedentes para la elaboración de los escenarios se tuvieron en cuenta los lineamientos establecidos por los Entes y Organismos encargados de realizar las prospectivas, tanto estratégicas como de operación de mediano y largo plazo. En particular para el MEM/MEMSP, las pautas adoptadas para el corto plazo se enmarcan dentro de los supuestos utilizados por CAMMESA para realizar las Programaciones Estacionales, y para el mediano y largo plazo se consideraron los planes anunciados por la Secretaría de Energía. Como hipótesis general se ha supuesto que en la operación comercial del sistema se restablecen criterios económicos razonables, y en con ese objetivo se plantea que: Los precios de la energía se recuperan en forma paulatina, y en un período no mayor de tres años, alcanzan valores compatibles con una adecuada remuneración en los distintos procesos que conforman al sector. Los precios de los combustibles líquidos tienden, en ese concepto, a alinearse con los valores internacionales. Página 136

137 Se plantea una senda de precios del barril de petróleo que tiende de 65 u$s/bbl actuales a 35 u$s/bbl aplicable en términos constantes para en el largo plazo (a partir del 2008). Para los precios del gas natural, partiendo de su situación actual, se establece una senda que procura su recuperación en el mediano plazo, con valores que permitan ampliar las reservas y expandir el sistema de transporte, alcanzando los valores de las tarifas vigentes durante la convertibilidad, incrementadas en un +30%, tanto para los precios en boca de pozo como para las tarifas de transporte. Se mantienen las reglas vigentes de la regulación eliminando aquellas que fueran implementadas transitoriamente, a fin de que se pudiera controlar el desequilibrio existente entre precios y costos (se elimina el tope de $120 establecido al precio de la energía eléctrica, vuelven a aplicarse los factores de nodo y adaptación en las compras de energía, restableciendo con ello parte de la remuneración del transportista, etc.). Se mantiene el criterio actual en cuanto a que la utilización de derivados líquidos no interviene en la determinación del precio marginal, sustituyendo el costo de unidades que utilizan estos combustibles por el que tendrían operando con gas natural, siempre que puedan, y reconociendo sólo a esos equipos la compensación por la diferencia de precios, que es trasladada como un sobrecosto a los agentes del mercado. La regulación mantiene la estructura vigente en cuanto al mecanismo de fijación de precios (precio marginal) eliminando los topes impuestos, con excepción de aquellos fijados como valores máximos de referencia o aceptados razonablemente para evitar excesos. 6.1 Energía Eléctrica En primer término se indican las obras de infraestructura más relevantes previstas en el programa de expansión en lo que respecta a equipamiento para generación y transmisión de energía eléctrica planteado para cada uno de los escenarios Escenario de Referencia Página 137

138 El cuadro 6.1 resume el ingreso de unidades de generación asociadas a la red previsto para el período que totaliza MW de los cuales el 71,4% corresponde a unidades térmicas convencionales, el 20,3% a hidroeléctricas y el 8,2% a nuclear. Estos valores excluyen 480 MW en ciclo combinado que se incorporan como autoproducción adicional de Aluar para cubrir su programa de expansión. En las unidades hidroeléctricas están incluidas la potencia adicional de la CH Yacyretá, obtenida por el levantamiento de la cota de operación, y el ingreso de la Corpus, aprovechamientos binacionales con Paraguay por lo que sólo se incluyó el 50% de su oferta, aunque la componente de ese país se ha supuesto que entregará energía a Argentina, con lo cual en los balances se presenta como una importación. La potencia asociada a estos aprovechamientos asignada a Paraguay es de MW, que se ofertan desde ese país a nuestro sistema. En virtud de lo expuesto el ingreso de potencia para cubrir el incremento de demanda planteado alcanza a los MW totales. Página 138

139 Cuadro 6.1 Escenario de Referencia Ingreso de Equipamiento en el MEM / MEMSP (MW) Máquina TOTAL CC Rosario CC Campana CC Adic.GBA CC Adic.Litoral CC Adic.Centro CC Adic.Cuyo CC L.La Lata (Conversión) CC Adic.Comahue CC Adic.Centro CC Adic.NOA CC Termoandes Arg CC P.Truncado CN GBA Atucha II CN GBA Subtotal Térmico CH Yacyretá (Elevación cota) (1) CH Añacua (1) CH Caracoles CH Punta Piedra CH Garabí CH Corpus (1) CH Chihuido II CH La Leona Subtotal Hidroeléctrico TOTAL Ref.:( 1): La mitad de la potencia incorporada dado que el 50% pertenece a Paraguay. Adicionalmente, se incorporan a lo largo del período importantes ampliaciones en el sistema de transmisión, con lo cual las regiones refuerzan y cierran el sistema, robusteciendo la calidad de suministro. En primer término se detalla el ingreso de las LAT de 500 kv (Cuadro 6.2) con las cuales queda mayado el sistema actual, se integra el sistema patagónico hasta la región Austral, y se abastece a las principales ciudades en esa tensión. Página 139

140 Cuadro 6.2 Escenario de Referencia Ingreso de LAT 500 kv en el MEM / MEMSP Tramo Año Choele Choel - Puerto Madryn 2006 Rodríguez - Colonia Elía - Rincón 2007 Mendoza - San Juan 2007 Puerto Madryn - Pico Truncado 2007 C.Costa - San Rafael - Mendoza 2008 Olavarría - Mar del Plata 2008 Almafuerte - Edesal 2010 Güemes - Salta 2010 Resistencia - R.S. Peña - Güemes - Bracho 2010 Pico Truncado - Río Gallegos 2011 Ezeiza - Rodríguez - C.Elía - Rincón 2014 Recreo - La Rioja - San Juan 2014 Bracho - Catamarca 2015 Bracho - Sgo del Estero 2015 Ezeiza - Rodríguez - C.Elía - Rincón 2016 Mar de Ajó - Dolores 2017 Ezeiza - Rodríguez - C.Elía - Rincón 2019 Luego se muestra el ingreso de las LAT en 132 kv (Cuadro 6.3), reforzando el abastecimiento de áreas que en general se abastecen radialmente, cabe aclarar que solo se indican la de aquellas regiones que están desagregadas en la representación, con lo cual seguramente a estas se le incorporarán otras conexiones que no se visualizan en la modelización. Página 140

141 Cuadro 6.3 Escenario de Referencia Ingreso de LAT 132 kv en el MEM / MEMSP Tramo Año Valle Hermoso - Sarmiento - Río Mayo 2006 Futaleufú. San Martín 2007 Tucumán - Catamarca 2007 Mar de Ajó - Dolores 2008 Mar de Ajó - Mar del Plata 2008 Recreo - La Rioja 2008 San Juancito - Pichanal 2008 Mar de Ajó - Dolores 2010 Mar de Ajó - Mar del Plata 2010 Güemes - San Juancito 2010 Güemes - TermoAndes 2011 Orán - Tartagal - Pichanal 2011 Güemes - Jujuy 2013 Orán - Tartagal - Pichanal 2019 Valle Hermoso - Sarmiento - Río Mayo Escenarios con Cambio Climático Como fuera mencionado anteriormente, los escenarios con Cambio Climático presentan al año horizonte variaciones en la proyección de la demanda de energía eléctrica de 692 GWh y 759 GWh, para los escenarios A2 y B2, equivalentes al 0,33% y 0,36% respectivamente. Si a ello se le adiciona el efecto de la reducción de oferta hidroeléctrica respecto del Escenario de Referencia se obtiene que la producción térmica debe incrementarse en GWh para el Escenario A2 y GWh para el B2, valores que representan menos del 15% del incremento anual de energía que se plantea hacia el año 2020 que resulta del orden de los GWh, o menor al 50% de la producción anual de un módulo Ciclo Combinado (400 MW) de los que se han considerado en la expansión. En virtud de ello, las diferencias son de una magnitud que prácticamente no tienen efecto sobre el programa de obras que se ha planteado para abastecer las necesidades eléctricas del Escenario de Referencia, sólo podría provocar un desplazamiento de algunos meses en alguna Página 141

142 de ellas, razón por la cual se han mantenido en los escenarios alternativos el mismo cronograma de incorporaciones Análisis Impacto del Cambio Climático sobre el Abastecimiento Por lo expuesto en el punto previo, es inapreciable el impacto del Cambio Climático sobre el programa de incorporaciones del sector eléctrico, sólo podría afectar en el retraso parcial de alguna obra en términos de meses. Por ejemplo el efecto financiero del atraso de 6 meses en la construcción de un módulo Ciclo Combinado de 400 MW resultaría del orden de 9 MMu$s, sobre un monto de inversiones que en obras de generación requiere aproximadamente 900 MMu$s anuales, hacia el año horizonte. 6.2 Gas Natural En primer término se indica las ampliaciones previstas en cuanto a la infraestructura de transporte de gas natural previstas en el programa de expansión planteado para cada uno de los escenarios Escenario de Referencia El cuadro 6.4 resume la expansión del sistema de transporte de gas natural, indicando la capacidad efectiva de transporte con apertura por sub-sistema dentro del sistema troncal, como así también los incrementos de volúmenes de inyección en yacimiento para abastecer demandas locales o abastecidas por gasoductos dedicados. Los valores Página 142

143 Cuadro 6.4 Escenario de Referencia Capacidad de Transporte de Gas Natural - MMm/día Descripción Capacidad Sistema Troncal MMm3 120,1 150,4 176,0 200,8 Sistema TGN 55,0 62,1 71,4 78,6 Norte 22,5 25,5 32,9 39,0 Centro-Oeste 32,5 36,6 38,5 39,6 Sistema TGS 61,8 74,2 85,3 97,7 Neuba I-II 39,5 45,7 52,0 60,5 Sur 22,3 28,5 33,3 37,2 Noreste 10,0 15,0 20,0 Gasod.Distribución 3,3 4,1 4,3 4,5 Reg. Neuquino 2,4 2,9 2,9 2,9 Reg. Patagónico 0,9 1,2 1,4 1,6 Abastecimientos desde Yacimiento 18,4 18,5 18,6 19,2 a Usinas Fuera del sistema Neuquén 6,6 5,8 5,5 5,4 a Usinas Fuera del sistema Patagónico 0,6 0,5 0,5 0,6 Río Gallegos 1,4 1,5 1,6 1,7 Tierra del Fuego 1,9 2,2 2,5 3,0 Atacama 2,5 2,7 2,7 2,7 A Concepción 0,7 1,0 1,0 1,0 A Chile en T.Fuego (Metanex) 4,7 4,8 4,8 4,8 La capacidad del sistema troncal, medida en los puntos de inyección, se incrementa en el orden de los 25 a 30 MMm3/día por quinquenio pasando de los 120 MMm3/día actuales a los 220 MMm3/día en el año horizonte. En este incremento de capacidad está incluido el ingreso del Gasoducto de Noreste, que inyectando gas importado de Bolivia, permite el abastecimiento a la región Noreste llegando Página 143

144 hasta el área central de Metrogas/BAN/Litoral, para alimentar entre otros a las dos unidades ciclo combinado que tentativamente se ubicarían en Rodríguez y Ezeiza. La capacidad final del gasoducto esta prevista en 20 MMm3/día. El resto de las ampliaciones se produce en forma paulatina adicionado a la infraestructura actual tramos de loops y plantas compresoras. El cuadro 6.5 sintetiza el ingreso de usuarios residenciales previsto por área de distribución y quinquenio Cuadro 6.5 Escenario de Referencia Incorporación de Usuarios por Período Descripción Total Metrogas BAN Litoral Centro Noroeste Cuyana Pampeana Sur º Región Total Se incorporarían en el período del orden de nuevos usuarios residenciales, a los cuales habría que adicionarles un 4% para contemplar el ingreso de los restantes tipos de consumidores, que es la relación actual que prácticamente es constante en la totalidad de las áreas, con lo cual totalizarían de incorporaciones, equivalente al 36% de los existentes en la actualidad. Ello se menciona debido a que es una de las componentes relevantes de la inversión en el sector de distribución. Página 144

145 6.2.2 Escenario con Cambio Climático Alternativas de Expansión del Sistema de Gas Natural: Escenario A2 El cuadro 6.6 resume la expansión del sistema de transporte de gas natural del Escenario A2, indicando la apertura por sub-sistema dentro del sistema troncal, como así también los incrementos de volúmenes de inyección en yacimiento para abastecer demandas locales o abastecidas por gasoductos dedicados. Cuadro 6.6 Escenario A2 Capacidad de Transporte de Gas Natural - MMm/día Descripción Capacidad Sistema Troncal MMm3 120,1 148,8 172,7 199,1 Sistema TGN 55,0 61,9 70,2 77,8 Norte 22,5 25,4 32,0 38,6 Centro-Oeste 32,5 36,5 38,2 39,2 Sistema TGS 61,8 72,8 83,2 96,8 Neuba I-II 39,5 44,9 50,5 60,2 Sur 22,3 27,9 32,7 36,6 Noreste 10,0 15,0 20,0 Gasod.Distribución 3,3 4,1 4,3 4,5 Reg. Neuquino 2,4 2,9 2,9 2,9 Reg. Patagónico 0,9 1,2 1,4 1,6 Abastecimientos desde Yacimiento 18,4 18,4 18,6 19,1 a Usinas Fuera del sistema Neuquén 6,6 5,8 5,5 5,5 a Usinas Fuera del sistema Patagónico 0,6 0,5 0,5 0,6 Río Gallegos 1,4 1,5 1,6 1,6 Tierra del Fuego 1,9 2,1 2,5 2,9 Atacama 2,5 2,7 2,7 2,7 A Concepción 0,7 1,0 1,0 1,0 A Chile en T.Fuego (Metanex) 4,7 4,8 4,8 4,8 Página 145

146 Alternativas de Expansión del Sistema de Gas Natural: Escenario B2 El cuadro 6.7 resume la expansión del sistema de transporte de gas natural del Escenario B2, indicando la apertura por sub-sistema dentro del sistema troncal, como así también los incrementos de volúmenes de inyección en yacimiento para abastecer demandas locales o abastecidas por gasoductos dedicados. Cuadro 6.7 Escenario B2 Capacidad de Transporte de Gas Natural - MMm/día Descripción Capacidad Sistema Troncal MMm3 120,1 148,9 172,7 198,7 Sistema TGN 55,0 61,9 69,9 77,7 Norte 22,5 25,4 31,7 38,5 Centro-Oeste 32,5 36,5 38,2 39,2 Sistema TGS 61,8 72,9 83,5 96,5 Neuba I-II 39,5 44,9 50,8 60,0 Sur 22,3 28,0 32,7 36,5 Noreste 10,0 15,0 20,0 Gasod.Distribución 3,3 4,1 4,3 4,5 Reg. Neuquino 2,4 2,9 2,9 2,9 Reg. Patagónico 0,9 1,2 1,4 1,6 Abastecimientos desde Yacimiento 18,4 18,4 18,5 19,0 a Usinas Fuera del sistema Neuquén 6,6 5,8 5,6 5,5 a Usinas Fuera del sistema Patagónico 0,6 0,5 0,5 0,6 Río Gallegos 1,4 1,5 1,5 1,6 Tierra del Fuego 1,9 2,1 2,5 2,9 Atacama 2,5 2,7 2,7 2,7 A Concepción 0,7 1,0 1,0 1,0 A Chile en T.Fuego (Metanex) 4,7 4,8 4,8 4,8 Página 146

147 6.2.3 Análisis Impacto del Cambio Climático sobre el Abastecimiento El cuadro 6.8 resume las variaciones de la expansión del sistema de transporte de gas natural al año 2020 entre los escenarios planteados, indicando la apertura por sub-sistema dentro del sistema troncal, como así también los incrementos de volúmenes de inyección en yacimiento para abastecer demandas locales o abastecidas por gasoductos dedicados. Cuadro 6.8 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Comparación de Escenarios al Año 2020 Capacidad de Transporte de Gas Natural - MMm/día Descripción Referencia A2 B2 Dif A2-Ref Dif B2-Ref Capacidad Sistema Troncal MMm3 200,8 199,1 198,7-1,7-2,1 Sistema TGN 78,6 77,8 77,7-0,8-0,9 Norte 39,0 38,6 38,5-0,4-0,5 Centro-Oeste 39,6 39,2 39,2-0,4-0,4 Sistema TGS 97,7 96,8 96,5-0,9-1,2 Neuba I-II 60,5 60,2 60,0-0,3-0,5 Sur 37,2 36,6 36,5-0,6-0,7 Noreste 20,0 20,0 20,0 0,0 0,0 Gasod.Distribución 4,5 4,5 4,5 0,0 0,0 Reg. Neuquino 2,9 2,9 2,9 0,0 0,0 Reg. Patagónico 1,6 1,6 1,6 0,0 0,0 Abastecimientos desde Yacimiento 19,2 19,1 19,0-0,1-0,1 a Usinas Fuera del sistema Neuquén 5,4 5,5 5,5 0,1 0,1 a Usinas Fuera del sistema Patagónico 0,6 0,6 0,6 0,0 0,0 Río Gallegos 1,7 1,6 1,6-0,1-0,1 Tierra del Fuego 3,0 2,9 2,9-0,1-0,1 Atacama 2,7 2,7 2,7 0,0 0,0 A Concepción 1,0 1,0 1,0 0,0 0,0 A Chile en T.Fuego (Metanex) 4,8 4,8 4,8 0,0 0,0 Se observa que, las necesidades de capacidad de inyección de la red troncal se reducen en 1,7 y 2,1 MMm3/día respectivamente para los Escenarios A2 y B2, valores cercanos al 1% de la capacidad total. Página 147

148 7 SIMULACION DE LA OPERACION DEL SISTEMA ELECTRICO Autores: Lic. Marcos Aranega, Ing. Luis José Flory, Ing. Adolfo Franke, Ing. Gastón Lestard, Ing. Ricardo Lestard, Ing. Fernando Nicchi. En este capítulo se presentan los resultados de la simulación de la operación del sistema eléctrico para el período , de cada uno de los escenarios considerados, adoptando los respectivos programas de obras descriptos, señalando los aspectos más relevantes en cuanto al objetivo del estudio. En general los resultados corresponden a los valores promedio y sobre las variables más destacadas se analiza el comportamiento sobre cada uno de las 57 crónicas simuladas. En el Anexo 1, Subanexo 1.1 se incluyen los cuadros que muestran los resultados con mayor detalle en cuanto al abastecimiento eléctrico para cada uno de los años del período, como así también los flujos de energía para los cuatro años de corte seleccionados indicando: para cada nodo representado la producción, la demanda, y ENS más las pérdidas, además de los volúmenes trasportados a través del sistema. 7.1 Escenario de Referencia En primer término, se muestran los resultados del Escenario de Referencia (Cuadro 7.1), que no contempla variaciones climáticas respectos de las actuales Balance de Energía Eléctrica - Producción de Energía Eléctrica por Tipo Como síntesis general de la operación se presenta el balance de energía del MEM-SADI, con su configuración final (MEM+MEMSP), incluyendo los intercambios de energía con los países limítrofes(cuadro 7.1). Los valores corresponden al promedio de las crónicas simuladas en cuanto a oferta hidroeléctrica y la exportación-importación con Brasil, y el gráfico 7.1 resume la evolución de la producción por tipo de equipamiento. Página 148

149 Cuadro 7.1 Simulación del Sistema Eléctrico MEM + MEMSP - Escenario de Referencia Balance de Energía de Argentina Promedio de la Serie Hidroeléctrica [ ] Balance [GWh] Demanda neta M.E.M M.E.M.S.P. (1) Sistema Patagónico Austral Pérdidas de transmisión Demanda bruta Energía no suministrada M.E.M M.E.M.S.P. (1) Sistemas Aislados Producción total M.E.M Hidroeléctrica Térmica Convencional Nuclear M.E.M.S.P. (1) Hidroeléctrica Térmica Convencional Sistemas Aislados Hidroeléctrica Sistema Patagónico Austral Termica Conv. Sistema Patagónico Austral TermoAndes Intercambios Argentina ==> Brasil (688) Argentina ==> Brasil Brasil ==> Argentina Intercambios MEM ==> Uruguay Argentina ==> Uruguay Uruguay ==> Argentina Intercambios MEM ==> Paraguay (5.342) (10.200) (14.224) (19.355) Argentina ==> Paraguay Paraguay ==> Argentina (2) Intercambios Argentina ==> Chile Argentina ==> Chile Chile ==> Argentina Referencias: (1) Incluye Autoproducción del MEMSP. (2) Corresponde a la componente de Paraguay de las CH Yacyretá, Añacua y Corpus. Página 149

150 Gráfico 7.1 Escenario de Referencia Producción por Tipo de Equipamiento del MEM+MEMSP GWh Hidroeléctrica Nuclear TurboVapor TurboGas Ciclo Combinado Se observa un incremento en la producción hidroeléctrica que resulta del 64% en el período, y responde inicialmente a dos proyectos: la elevación de la cota en Yacyretá, cuando alcanza su cota de operación de diseño de 83 m, y a la incorporación de la CH Añacuá, también asociada a ella. En el largo plazo se incorporan las centrales Chihuido II, Garabí, Corpus y La Leona. La producción nuclear, que inicialmente permanece constante se incrementa en un 143% con el ingreso hacia el fin de la década de la central Atucha II (año 2009) y de una unidad similar adicional en el largo plazo (2018). La producción térmica convencional, que absorbe los incrementos de la demanda interna combinada con las variaciones de la exportación y/o importación, especialmente con Brasil y Uruguay, aumenta un 131% en el período, sin considerar además la conexión al MEM de la unidad TermoAndes que inicialmente está aislada y opera para exportar su producción a Página 150

151 Chile. El saldo de intercambio con Brasil que los primeros años es reducido contemplando las importaciones realizadas desde Argentina asociadas al contrato de suministro entre Brasil y Uruguay, que utilizan su vínculo a través de nuestro sistema, con lo cual se compensan nuestras exportaciones a Brasil, y se incrementan los volúmenes de exportaciones a Uruguay. Con el ingreso de una unidad Combinado en Montevideo de 395 MW, previstas para junio del 2008, vence este contrato de suministro entre Brasil u Uruguay, con lo que se presentan sólo intercambios de oportunidad entre Argentina y Uruguay. En el largo plazo se prevé el ingreso de unidades adicionales que posibilitan un adecuado abastecimiento de ese mercado. Bajo el supuesto de que se normalizan las reglas contractuales vinculadas a los contratos vigentes con Argentina (CEMSA I y II), en el mediano y largo plazo, el saldo entre Argentina y Brasil se incrementa sensiblemente, aunque en valores medios el MEM resulta nuestro sistema exportando alrededor de 500 a 600 MW de los MW, que están establecidos en los contratos mencionados. Respecto del intercambio de energía entre el MEM y el MEMSP, se presenta en este escenario una inyección de energía inicial desde el MEM, hasta el año 2008, en el cual el ingreso de la unidad CC en Pico Truncado provoca que se revierta la situación, y se genere un flujo desde el MEMSP que inicialmente es del orden de los 290 MW medios, que va decreciendo paulatinamente en la medida que aumenta la demanda local Producción de los Principales Operadores del MEM/MEMSP Los cuadros 7.2 y 7.3 indican la evolución de la generación de los principales operadores del sistema MEM+MEMSP, desagregados por tipo, correspondientes al promedio de las crónicas. Ellos están ligados a los valores declarados a CAMMESA para el corto plazo y a los precios Página 151

152 de referencia adoptados para el largo plazo, con lo que no incluyen decisiones empresariales que se pueden adoptar, teniendo en cuenta aspectos especiales con lo que se puede favorecer otro tipo de operación con las cuales individualmente obtengan otros beneficios. Por esta razón son indicativos pero responden fundamentalmente a las características de las unidades, a su localización y a la disponibilidad de combustibles. Cuadro 7.2 Simulación del Sistema Eléctrico MEM + MEMSP - Escenario de Referencia Producción de los Principales Generadores Hidráulicos (1) Promedio de la Serie Hidroeléctrica [ ] Producción [GWh] Hidroeléctrica MEM Alicurá Piedra del Águila Pichi Picún Leufú Chocón Planicie Banderita H. Comahue Salto Grande EPEC Río Grande Río Diamante Nihuiles H. Mendoza H. Tucumán Río Hondo Cabra Corral Uruguaí Yacyretá (Argentina) Caracoles/P.Negra Aña Cuá (Argentina) Chihuido II Corpus (Argentina) Garabí (Argentina) Otras MEMSP Futaleufú Ameghino La Leona Página 152

153 Cuadro 7.3 Producción [GWh] Térmica Convencional MEM C.T. Costanera C.T. Buenos Aires C.C. Costanera C.T. Puerto C.C. Puerto C.C. Dock Sud C.T. Genelba C.T. San Nicolás C.C. AES Paraná Argener Ensenada C.T. Sorrento C.T. Piedra Buena C.T. Neuquén C.T. Agua del Cajón C.T. Filo Morado Alto Valle C.T. Mendoza C.T. S.M. de Tucumán C.C. Tucumán Pluspetrol Norte C.T. Güemes C.C. Rosario I C.C. Campana I C.C. Adic. Cuyo C.C. Adic. NOA C.C. Adic. Comahue C.C. Adic. Bs. As. Sur C.C. Adic. GBA C.C. Adic. Litoral C.C. Adic. Centro Otras MEMSP C.T. Patagónicas C.T. Electropatagonia Enersur C.C. Adic. Patagónica (PT) Aluar Autoproductor YPF Perales Autoproductor Sistemas Aislados (1) Nuclear Referencias: (1) Incluye TermoAndes. Simulación del Sistema Eléctrico MEM + MEMSP - Escenario de Referencia MEM - Producción de los Principales Generadores Térmicos (1) Promedio de la Serie Hidroeléctrica [ ] Página 153

154 Consumo de Combustibles Con estas producciones de las unidades se obtienen los consumos de combustibles requeridos para generación por las unidades térmicas convencionales, que se presentan por región y energético (Cuadro 7.4). Cuadro 7.4 Simulación del Sistema Eléctrico MEM + MEMSP - Escenario de Referencia Consumo de Combustibles y Generación Termoeléctrica por Tipo de Argentina (1) Promedio de la Serie Hidroeléctrica [ ] Combustible / Sistema Gas Natural [MMm3] Metrogas EDELAP Pampeana Litoral Centro Cuyana Neuquina Norte Sistema Patagónico Carbón [Miles de t] Litoral Fuel Oíl [Miles de t] Metrogas Pampeana Litoral Cuyana Diesel Oíl [Miles de m3] Metrogas EDELAP Pampeana BAN Litoral Centro Cuyana Norte Sistema Patagónico * Potencial [MMm3 eq. GN] Generación por Tipo [GWh] Total Turbovapor Ciclo Combinado Turbogás Rendimiento Medio [Kcal/KWh] Referencias: (1) Incluye centrales de autoproducción que se incorporan al consumo industrial. El rendimiento medio neto que inicialmente es de kcal/kwh se reduce a lo largo del Página 154

155 período hasta llegar los Kcal/kWh (disminuye un 15%), como consecuencia de la mayor participación de las unidades ciclo combinado, asociada al ingreso de nuevas unidades eficientes (vale aclarar que no se ha realizado ningún supuesto sobre mejoras de eficiencias de estas nuevas unidades que seguramente se producirá en el período analizado). El consumo de gas natural que al año 2005 resulta del MMm3 se incrementa en un 106% en el período llegando a los MMm3, para el año horizonte. El consumo de carbón y derivados líquidos obedece principalmente al uso del combustible sustituto cuando se producen limitaciones en el sistema de transporte de gas natural, y son del orden del 6% al 8% del requerimiento total, salvo en el año inicial debidas al retraso experimentado para ampliar el nivel de oferta de gas. Si se adicionan estos consumos, la demanda potencial del sector pasa de iniciales a MMm3 de gas equivalente hacia el final del período Emisiones de Gases de Efecto Invernadero Para el cálculo de las emisiones de gases de efecto invernadero se adoptó los Índices sugeridos por el IPCC (de sus siglas en inglés, The Intergovernmental Panel on Climate Change), en función de los cuales se tiene: Fuente (*) Índice Carbón Mineral 2,54 Fuel Oil 3,44 Gas Natural 2,10 Gas Oil 3,36 Fuente: IPCC, 1996 e Inventario Argentino de emisiones, 1999 (*) Referencias: a) carbón, fuel oil y gas oil en toneladas Página 155

156 b) gas natural en decámetros cúbicos c) El valor índice corresponde a las emisiones de CO2 (en toneladas) por tonelada de combustible (carbón, fuel oil o gas oil) o decámetro cúbico de gas natural d) Densidad del gas oil adoptada 0.86 ton/m 3 Los valores nacionales en elaboración para esta Segunda Comunicación Nacional pueden ser levemente inferiores, en este sentido, la variación porcentual es invariante a cambios en estos índices. Con estos valores y de los resultantes del cuadro 7.5 Simulación del Sistema Eléctrico MEM + MEMSP - Escenario de Referencia. Consumo de Combustibles y Generación Termoeléctrica por Tipo de Argentina, puede obtenerse el nivel de emisiones del sistema eléctrico argentino: Cuadro 7.5 Simulación del Sistema Eléctrico MEM + MEMSP Escenario de Referencia Consumo de Combustibles y Generación Termoeléctrica por Tipo de Argentina (1) Promedio de la Serie Hidroeléctrica [ ] Combustible / Sistema Gas Natural [10^3 ton CO2] Metrogas EDELAP BAN Pampeana Litoral Centro Cuyana Neuquina Norte Sistema Patagónico Carbón [10^3 ton CO2] Litoral Fuel Oíl [10^3 ton CO2] Metrogas Pampeana Litoral Centro Cuyana Página 156

157 Diesel Oíl [10^3 ton CO2] Metrogas EDELAP Pampeana BAN Litoral Centro Cuyana Norte Sistema Patagónico Potencial [10^3 ton CO2] Referencias: (1) incluyen centrales de auto producción que se incorporan al consumo industrial Sensibilidad a la Variación Hidrológica Los gráficos 7.2, 7.3, 7.4 y 7.5 muestran las variaciones anuales que se producen teniendo en cuenta las crónicas simuladas que consideran en forma conjunta variaciones en la oferta hidroeléctrica y el intercambio con Brasil y Uruguay. Estas curvas, denominadas de excedencia, indican para cada valor de probabilidad el correspondiente valor mínimo de la variable en análisis que es superado con ese nivel de frecuencia. En primer término se muestran las curvas de excedencia indicando las variaciones de producción hidroeléctrica del MEM+MEMSP, en cuatro años de corte del período simulado, que no incluye las producciones la componente de Paraguay de las centrales binacionales que están planteadas como exportaciones. Página 157

158 Gráfico 7.2 Escenario de Referencia - Producción Hidroeléctrica del MEM+MEMSP GWh Probabilidad (%) Promedio Máxima Mínima Los valores mínimos y máximos anuales oscilan inicialmente entre un -22% y un +23% respecto de los promedios en cada año, y hacia el final del período entre un 23% y +19%. La producción hidroeléctrica media que, inicialmente es del orden de los GWh, en el año 2020 llega a los GWh. A continuación se muestran las variaciones de la producción térmica convencional, excluyendo la nuclear, que es la que absorbe las fluctuaciones de las variables antes indicadas completando los requerimientos totales del sistema. Página 158

159 Gráfico 7.3 Escenario de Referencia - Producción Térmica Convencional del MEM+MEMSP GWh Probabilidad (%) Promedio Máxima Mínima La producción térmica convencional es inicialmente de MW medios y se incrementa a MW medios en el año 2020, equivalente a un aumento del 131%. Las oscilaciones que entre los valores máximos y mínimos inicialmente son cercanas a los MW medios, se incrementan hacia el fin del período a cerca de los MW. Ello implica fluctuaciones de relevancia sobre los requerimientos de combustible para producción de los equipos que son convocados para generar, que implican en relación al consumo de gas natural las siguientes variaciones. Página 159

160 Gráfico 7.4 Escenario de Referencia Consumo de Gas Natural Para Generación Térmica del MEM+MEMSP MMm Probabilidad (%) Promedio Máximo Mínimo Las variaciones entre los requerimientos máximos y mínimos respecto de su promedio se mantienen en el largo plazo entre un rango de 12% y 11%. Por último se sintetizan las variaciones del consumo potencial de gas natural, adicionando al consumo de las centrales el de los combustibles sustitutos utilizados. Página 160

161 MMm3 35,000 32,500 30,000 27,500 25,000 22,500 20,000 17,500 15,000 12,500 10,000 Gráfico 7.5 Escenario de Referencia Consumo Potencial de Combustibles para Generación Térmica del MEM+MEMSP Probabilidad (%) Promedio 13,958 16,941 22,496 27,613 Máximo 15,839 21,515 26,059 32,025 Mínimo 11,912 13,201 19,130 23,994 Las variaciones entre los requerimientos máximos y mínimos respecto de su promedio se mantienen en el largo plazo entre un rango de 15% y 16% Escenarios con Cambio Climático A continuación se muestran los principales resultados obtenidos en el sector eléctrico para los escenarios con cambio climático en relación con el objetivo del estudio Simulación de la Operación del Sistema Eléctrico: Escenario A2 El cuadro 7.6 muestra como síntesis de la operación el balance de energía del MEM-SADI del Escenario A2, con su configuración final (MEM+MEMSP), incluyendo los intercambios de energía con los países limítrofes. Los valores corresponden al promedio de las crónicas simuladas en cuanto a oferta hidroeléctrica y la exportación-importación con Brasil. Los resultados de detalle de este escenario se adjuntan en el Anexo 2, Subanexo 1. Se observa que los resultados son de características similares a los obtenidos en el Escenario Página 161

162 de Referencia, aunque el incremento de la demanda y la reducción de la producción hidroeléctrica provocan un mayor nivel de generación térmica convencional que al año 2020 resulta mayor en GWh, lo que representa un 1,28% superior a la obtenida en aquel caso. Los valores de importación de energía, que responden principalmente a la componente de Paraguay de la producción de las centrales binacionales se mantiene en los valores del Escenario de Referencia, pues en términos anuales su generación resulta similar debido a que obtuvieron modificaciones poco significativas en los pronósticos de caudales hidrológicos sobre la región del NEA donde se encuentran ubicadas. Página 162

163 Cuadro 7.6 Simulación del Sistema Eléctrico MEM + MEMSP - Escenario A2 Balance de Energía de Argentina Promedio de la Serie Hidroeléctrica [ ] Balance [GWh] Demanda neta M.E.M M.E.M.S.P. (1) Sistema Patagónico Austral Pérdidas de transmisión Demanda bruta Energía no suministrada M.E.M M.E.M.S.P. (1) Sistemas Aislados Producción total M.E.M Hidroeléctrica Térmica Convencional Nuclear M.E.M.S.P. (1) Hidroeléctrica Térmica Convencional Sistemas Aislados Hidroeléctrica Sistema Patagónico Austral Termica Conv. Sistema Patagónico Austral TermoAndes Intercambios Argentina ==> Brasil (688) Argentina ==> Brasil Brasil ==> Argentina Intercambios MEM ==> Uruguay Argentina ==> Uruguay Uruguay ==> Argentina Intercambios MEM ==> Paraguay (5.342) (10.213) (14.277) (19.469) Argentina ==> Paraguay Paraguay ==> Argentina (2) Intercambios Argentina ==> Chile Argentina ==> Chile Chile ==> Argentina Referencias: (1) Incluye Autoproducción del MEMSP. (2) Corresponde a la componente de Paraguay de las CH Yacyretá, Añacua y Corpus. El cuadro 7.7 muestra el consumo de combustibles por región utilizado por las unidades de generación térmica, así como el requerimiento potencial de gas natural, que adiciona al consumo de dicho combustible los volúmenes de derivados líquidos utilizados por restricciones de abastecimiento de gas. También, muestra la evolución de rendimiento medio de este tipo de unidades. Página 163

164 Cuadro 7.7 Simulación del Sistema Eléctrico MEM + MEMSP - Escenario A2 Consumo de Combustibles y Generación Termoeléctrica por Tipo de Argentina (1) Promedio de la Serie Hidroeléctrica [ ] Combustible / Sistema * Gas Natural [MMm3] Metrogas EDELAP Pampeana Litoral Centro Cuyana Neuquina Norte Sistema Patagónico Carbón [Miles de t] Litoral Fuel Oíl [Miles de t] Metrogas Pampeana Litoral Cuyana Diesel Oíl [Miles de m3] Metrogas EDELAP Pampeana BAN Litoral Centro Cuyana Norte Sistema Patagónico Potencial [MMm3 eq. GN] Generación por Tipo [GWh] Total Turbovapor Ciclo Combinado Turbogás Rendimiento Medio [Kcal/KWh] Referencias: (1) Incluye centrales de autoproducción que se incorporan al consumo industrial. El consumo de gas natural de las centrales resulta al año 2020 superior en 445 MMm3 al obtenido en el Escenario de Referencia lo que es equivalente al +1,73%. Debido a que la diferencia no es relevante, tampoco se presentan variaciones de importancia a nivel regional o de área. Página 164

165 7.2.2 Simulación de la Operación del Sistema Eléctrico: Escenario B2 El cuadro 7.8 muestra como síntesis de la operación el balance de energía del MEM-SADI del Escenario B2, incluyendo los intercambios de energía con los países limítrofes que corresponden al promedio de las crónicas simuladas en cuanto a oferta hidroeléctrica y la exportación-importación con Brasil. Los resultados de detalle de este escenario se adjuntan en el Anexo 3, Subanexo 1. Como para el escenario anterior, se observa que los resultados son de características similares a los obtenidos en el Escenario de Referencia. En este caso el incremento de la demanda y la reducción de la producción hidroeléctrica provocan un mayor nivel de generación térmica convencional que al año 2020 es superior en GWh, lo que representa un 1,02% superior a la obtenida en aquel caso. También, los valores de importación de energía, que responden principalmente a la componente de Paraguay de la producción de las centrales binacionales se mantiene en los valores del Escenario de Referencia. Página 165

166 Cuadro 7.8 Simulación del Sistema Eléctrico MEM + MEMSP - Escenario B2 Balance de Energía de Argentina Promedio de la Serie Hidroeléctrica [ ] Balance [GWh] Demanda neta M.E.M M.E.M.S.P. (1) Sistema Patagónico Austral Pérdidas de transmisión Demanda bruta Energía no suministrada M.E.M M.E.M.S.P. (1) Sistemas Aislados Producción total M.E.M Hidroeléctrica Térmica Convencional Nuclear M.E.M.S.P. (1) Hidroeléctrica Térmica Convencional Sistemas Aislados Hidroeléctrica Sistema Patagónico Austral Termica Conv. Sistema Patagónico Austral TermoAndes Intercambios Argentina ==> Brasil (688) Argentina ==> Brasil Brasil ==> Argentina Intercambios MEM ==> Uruguay Argentina ==> Uruguay Uruguay ==> Argentina Intercambios MEM ==> Paraguay (5.342) (10.203) (14.260) (19.398) Argentina ==> Paraguay Paraguay ==> Argentina (2) Intercambios Argentina ==> Chile Argentina ==> Chile Chile ==> Argentina Referencias: (1) Incluye Autoproducción del MEMSP. (2) Corresponde a la componente de Paraguay de las CH Yacyretá, Añacua y Corpus. El cuadro 7.9 muestra el consumo de combustibles por región utilizado por las unidades de generación térmica, así como el requerimiento potencial de gas natural y la evolución de rendimiento medio de este tipo de unidades. Página 166

167 Cuadro 7.9 Simulación del Sistema Eléctrico MEM + MEMSP - Escenario B2 Consumo de Combustibles y Generación Termoeléctrica por Tipo de Argentina (1) Promedio de la Serie Hidroeléctrica [ ] Combustible / Sistema * Gas Natural [MMm3] Metrogas EDELAP Pampeana Litoral Centro Cuyana Neuquina Norte Sistema Patagónico Carbón [Miles de t] Litoral Fuel Oíl [Miles de t] Metrogas Pampeana Litoral Cuyana Diesel Oíl [Miles de m3] Metrogas EDELAP Pampeana BAN Litoral Centro Cuyana Norte Sistema Patagónico Potencial [MMm3 eq. GN] Generación por Tipo [GWh] Total Turbovapor Ciclo Combinado Turbogás Rendimiento Medio [Kcal/KWh] Referencias: (1) Incluye centrales de autoproducción que se incorporan al consumo industrial. El consumo de gas natural de las centrales resulta al año 2020 superior en 361 MMm3 al obtenido en el Escenario de Referencia lo que es equivalente a +1,41%. Debido a que la diferencia no es relevante, tampoco se presentan variaciones de importancia a nivel regional o de área. Página 167

168 Emisiones de Gases de Efecto Invernadero Para los escenarios con cambio climático y en función de los mismos índices señalados en 7.1.4: Fuente (*) Índice Carbón Mineral 2,54 Fuel Oil 3,44 Gas Natural 2,10 Gas Oil 3,36 Fuente: IPCC, 1996 e Inventario Argentino de emisiones, 1999 (*) Referencias: a) carbón, fuel oil y gas oil en toneladas b) gas natural en decámetros cúbicos c) El valor índice corresponde a las emisiones de CO2 (en toneladas) por tonelada de combustible (carbón, fuel oil o gas oil) o decámetro cúbico de gas natural d) Densidad del gas oil adoptada 0.86 ton/m 3 Se tiene entonces para el escenario A2 (cuadro 7.10) Cuadro 7.10 Simulación del Sistema Eléctrico MEM + MEMSP Escenario A2 Consumo de Combustibles y Generación Termoeléctrica por Tipo de Argentina (1) Promedio de la Serie Hidroeléctrica [ ] Combustible / Sistema Gas Natural [10^3 ton CO2] Metrogas EDELAP BAN Pampeana Litoral Centro Cuyana Neuquina Norte Sistema Página 168

169 Patagónico Carbón [10^3 ton CO2] Litoral Fuel Oíl [10^3 ton CO2] Metrogas Pampeana Litoral Centro Cuyana Diesel Oíl [10^3 ton CO2] Metrogas EDELAP Pampeana BAN Litoral Centro Cuyana Norte Sistema Patagónico Potencial [10^3 ton CO2] Referencias: (1) incluyen centrales de auto producción que se incorporan al consumo industrial Se tiene entonces para el escenario B2 (cuadro 7.11) Cuadro 7.11 Simulación del Sistema Eléctrico MEM + MEMSP Escenario B2 Consumo de Combustibles y Generación Termoeléctrica por Tipo de Argentina (1) Promedio de la Serie Hidroeléctrica [ ] Combustible / Sistema Gas Natural [10^3 ton CO2] Metrogas EDELAP BAN Pampeana Litoral Centro Cuyana Neuquina Norte Sistema Página 169

170 Patagónico Carbón [10^3 ton CO2] Litoral Fuel Oíl [10^3 ton CO2] Metrogas Pampeana Litoral Centro Cuyana Diesel Oíl [10^3 ton CO2] Metrogas EDELAP Pampeana BAN Litoral Centro Cuyana Norte Sistema Patagónico Potencial [10^3 ton CO2] Referencias: (1) incluyen centrales de auto producción que se incorporan al consumo industrial Se agrega una comparación entre los valores precitados (cuadro 7.12): Cuadro 7.12 Simulación del Sistema Eléctrico MEM + MEMSP Resumen Comparativo Consumo de Combustibles y Generación Termoeléctrica por Tipo de Argentina (1) Promedio de la Serie Hidroeléctrica [ ] Combustible / Sistema Gas Natural (Esc Ref) [10^3 ton CO2] Escenario Referencia 100% 100% 100% 100% - Escenario A2 100% 100,8% 101,3% 101,7% - Escenario B2 100% 100,6% 101,0% 101,4% Carbón (Esc Ref) [10^3 ton CO2] Escenario Referencia 100% 100% 100% 100% - Escenario A2 100% 99,9% 100,2% 99,1% - Escenario B2 100% 99,6% 99,4% 98,8% Página 170

171 Fuel Oíl (Esc Ref) [10^3 ton CO2] Escenario Referencia 100% 100% 100% 100% - Escenario A2 100% 99,6% 98,4% 96,6% - Escenario B2 100% 99,0% 98,0% 96,6% Diesel Oíl (Esc Ref) [10^3 ton CO2] Escenario Referencia 100% 100% 100% 100% - Escenario A2 100% 100,4% 100,3% 99,6% - Escenario B2 100% 100,0% 100,0% 100,0% Potencial (Esc Ref) [10^3 ton CO2] Escenario Referencia 100% 100% 100% 100% - Escenario A2 100% 100,7% 101,1% 101,4% - Escenario B2 100% 100,5% 100,8% 101,1% Se puede observar que no existen variaciones significativas ya que básicamente no varía el aporte hidráulico a partir de que la disminución en la generación hidroeléctrica proveniente del Comahue es compensado con la mayor generación de Yacyretá. La mayor generación a partir de gas natural surge como necesidad ante el incremento de demanda y la mayor disponibilidad de gas a partir de la disminución de la demanda residencial, influido, entre otras cosas, por el incremento de temperatura Análisis comparativo de Escenarios El cuadro 7.13 muestra los valores y las diferencias entre los escenarios de la operación el balance de energía del MEM-SADI, correspondientes a los resultados obtenidos para el año 2020 Página 171

172 Cuadro 7.13 Simulación del Sistema Eléctrico MEM + MEMSP - Comparación de Escenarios al Año 2020 Balance de Energía de Argentina Promedio de la Serie Hidroeléctrica [ ] Balance [GWh] Referencia A2 B2 Dif A2-Ref Dif B2-Ref Demanda neta M.E.M M.E.M.S.P. (1) Sistema Patagónico Austral Pérdidas de transmisión (99) (49) Demanda bruta Energía no suministrada M.E.M M.E.M.S.P. (1) Sistemas Aislados Producción total M.E.M Hidroeléctrica (1.096) (554). Térmica Convencional Nuclear M.E.M.S.P. (1) (26). Hidroeléctrica (166) (129). Térmica Convencional Sistemas Aislados Hidroeléctrica Sistema Patagónico Austral Termica Conv. Sistema Patagónico Austral TermoAndes Intercambios Argentina ==> Brasil Argentina ==> Brasil Brasil ==> Argentina Intercambios MEM ==> Uruguay Argentina ==> Uruguay Uruguay ==> Argentina Intercambios MEM ==> Paraguay (19.355) (19.469) (19.398) (113) (43) Argentina ==> Paraguay Paraguay ==> Argentina (2) Intercambios Argentina ==> Chile Argentina ==> Chile Chile ==> Argentina Referencias: (1) Incluye Autoproducción del MEMSP. (2) Corresponde a la componente de Paraguay de las CH Yacyretá, Añacua y Corpus. Página 172

173 El cuadro 7.14 muestra los consumos de combustibles y las diferencias entre los escenarios, correspondientes a los resultados obtenidos para el año Cuadro 7.14 Simulación del Sistema Eléctrico MEM + MEMSP - Comparación de Escenarios al Año 2020 Consumo de Combustibles y Generación Termoeléctrica por Tipo de Argentina (1) Promedio de la Serie Hidroeléctrica [ ] Combustible / Sistema Referencia A2 B2 Dif A2-Ref Dif B2-Ref Gas Natural [MMm3] Metrogas EDELAP Pampeana Litoral Centro Cuyana Neuquina Norte Sistema Patagónico Carbón [Miles de t] (2) (3) - Litoral (2) (3) Fuel Oíl [Miles de t] (32) (33) - Metrogas (17) (18) - EDELAP Pampeana (9) (9) - Litoral (4) (3) - Centro (3) (3) - Cuyana Diesel Oíl [Miles de m3] (13) (11) - Metrogas (11) (10) - EDELAP (0) - Pampeana (0) (0) - BAN (0) 0 - Litoral (1) (1) - Centro Cuyana (0) (0) - Neuquina Norte (0) (0) - Sistema Patagónico Potencial [MMm3 eq. GN] Generación por Tipo [GWh] Total Turbovapor Ciclo Combinado Turbogás Rendimiento Medio [Kcal/KWh] Referencias: (1) Incluye centrales de autoproducción que se incorporan al consumo industrial. Página 173

174 8 SIMULACION DE LA OPERACION DEL SISTEMA DE GAS NATURAL Autores: Lic. Marcos Aranega, Ing. Luis José Flory, Ing. Adolfo Franke, Ing. Gastón Lestard, Ing. Ricardo Lestard, Ing. Fernando Nicchi. En este capítulo se presentan los resultados de la simulación del abastecimiento de gas natural para el período , de cada uno de los escenarios considerados, adoptando los respectivos programas de obras descriptos, señalando los aspectos más relevantes en cuanto al objetivo del estudio. En general los resultados corresponden a los valores promedio y sobre las variables más destacadas se analiza el comportamiento sobre cada uno de las 57 crónicas simuladas. En el Anexo 1, Subanexo 1.2 se incluyen los cuadros que muestran los resultados con mayor detalle en cuanto al abastecimiento de gas para cada uno de los años del período, como así también los flujos de energía para los cuatro años de corte seleccionados indicando: para cada nodo representado la producción, la demanda, y las restricciones en los mercados, además de los volúmenes trasportados a través del sistema. 8.1 Escenario de Referencia En este punto se presentan los resultados del proceso de optimización del abastecimiento de gas natural para el período Balance de Gas Producción Neta por Cuenca El cuadro 8.1 resume el balance del gas natural, indicando la producción por cuenca, la importación, la demanda no abastecida, la demanda por área de distribución, las exportaciones y los consumos propios y pérdidas del sector, obtenidos a partir del proceso de optimización de la expansión del sector. Página 174

175 Cuadro 8.1 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Caso de Referencia Balance de Gas - cifras en MMm3 [MMm3] Producción Neta Cuenca Norte Cuenca Neuquina Cuenca Austral Cuenca San Jorge Importación de Bolivia Oferta Interna Demanda Total No Abastecida Demanda Interna Metrogas BAN Litoral Centro Noroeste Cuyana Pampeana Sur GasNea Exportación Total Chile Norte Atacama Santiago de Chile Concepción Tierra del Fuego Total Uruguay Montevideo Litoral Total Brasil Total Bolivia Pérdidas y Consumo Propio Se observa que la producción neta, que no incluye los consumos en yacimiento, el retenido de plastas de tratamiento y separación en boca de pozo, el gas aventado y el reinyectado, inicialmente es de MMm3 y alcanza los MMm3 en el año horizonte, lo cual implica un incremento del 58,1%. Página 175

176 A esta producción neta se le adiciona la importación de gas natural con origen en yacimientos en Bolivia, que en los primeros años con un valor cercano a los MMm3, tiene como objetivo inyectarse en el Gasoducto del Norte, para complementar la reducción registrada en la producción de la Cuenca Norte, y en el mediano y largo plazo se inyecta en un nuevo gasoducto del Noreste, que está en los proyectos prioritarios del plan oficial, y que llega a inyectar MMm3 anuales, con una capacidad de transporte cercana a los 20 MMm3/día. Con este gasoducto del Noreste, se alimenta a la región del NEA, con lo cual se logra el desarrollo de ese mercado, que no tiene prácticamente abastecimiento de gas en la actualidad, y se llega al área central GBA/BAN para reforzar las condiciones de la región, posibilitando la concreción de las unidades termoeléctricas ciclo combinado que son los primeros proyectos en los planes de expansión del sector eléctrico. Adicionando a la producción neta los volúmenes de importación, el gas disponible pasa de MMm3 en el año 2005 a MMm3 en el año Estos son los volúmenes que se inyectan en el sistema para abastecer al mercado interno y a las exportaciones previstas, así como también a los consumos directos en yacimiento. El incremento previsto para estos volúmenes de gas disponible es del 67,8%. Las pérdidas y consumos propios del sistema crecen de un valor inicial del 4,6% al 5,1% hacia el año horizonte. El consumo no abastecido, que está estimado en MMm3 para el año 2005, pasa a los MMm3 hacia el año En los primeros años presenta una senda de reducción debido al mejoramiento de las condiciones de abastecimiento, que luego se invierte manteniéndose en términos porcentuales relativamente constante, y respondiendo a las limitaciones de transporte en el período invernal, en el cual se interrumpen requerimientos que no pueden contratarse en condiciones firmes por los altos costos que involucraría, recordemos que hemos supuesto que el valor de los sustitutos tiende a una situación de mayor Página 176

177 equilibrio en los precios alineados con un crudo de 35 u$s/barril Transporte de Gas Natural - Utilización El siguiente cuadro muestra la evolución de la inyección de gas natural en el sistema indicando las cantidades anuales y las máximas diarias que ingresan en cada gasoducto troncal, regional o en abastecimientos directos de yacimientos. Los volúmenes totales coinciden con los disponible antes indicados, y de ellos inicialmente el 79,5% ingresa en el sistema troncal conformado por los Gasoductos Norte, Centro Oeste, Neuba I-II y Sur, a los cuales se le adiciona el Gasoducto del Noreste. Esta participación se va incrementando hasta representar el 86,7% en el año horizonte. En esta presentación, en los primeros años, 2005/2006, el gas inyectado por el Gasoducto del Noreste es gas procedente de Bolivia que ingresa también en el Gasoducto del Norte. El volumen máximo diario inyectado total es del orden de los 137,3 MMm3/d, y se incrementa hasta llegas a los 220 MMm3/día en el año 2020, con un aumento del 60%. El cuadro 8.2 indica como se van expandiendo las capacidades de transporte en cada uno de gasoductos, medidos en cabecera. Página 177

178 Cuadro 8.2 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Caso de Referencia Inyección en Yacimiento Descripción Volumen Total Inyectado MMm Norte Noreste Centro-Oeste Neuba I-II Sur Reg. Neuquino Reg. Patagónico/Sur a Usinas Fuera del sistema Neuquén a Usinas Fuera del sistema Patagónico Río Gallegos Tierra del Fuego Atacama A Concepción A Chile en T.Fuego (Metanex) Volumen Inyectado Máximo Diario MMm3/d 137,3 168,9 194,6 220,0 Norte 15,8 25,5 32,9 39,0 Noreste 5,5 10,0 15,0 20,0 Centro-Oeste 32,5 36,6 38,5 39,6 Neuba I-II 39,5 45,7 52,0 60,5 Sur 13,5 20,6 26,1 30,2 Reg. Neuquino 2,4 2,9 2,9 2,9 Reg. Patagónico/Sur 9,7 9,1 8,6 8,6 a Usinas Fuera del sistema Neuquén 6,6 5,8 5,5 5,4 a Usinas Fuera del sistema Patagónico 0,6 0,5 0,5 0,6 Río Gallegos 1,4 1,5 1,6 1,7 Tierra del Fuego 1,9 2,2 2,5 3,0 Atacama 2,5 2,7 2,7 2,7 A Concepción 0,7 1,0 1,0 1,0 A Chile en T.Fuego (Metanex) 4,7 4,8 4,8 4,8 El cuadro 8.3 sintetiza la evolución de la utilización del sistema troncal de transporte constituido por los gasoductos Norte, Centro-Oeste, Neuba I/II y Sur, al cual se le agrega en el futuro el del Noreste. Página 178

179 Cuadro 8.3 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Caso de Referencia Utilización del Sistema Troncal de Transporte de Gas Natural [%] Factor de Utilización 89,9 88,5 91,3 92,9 Se observa que, en el largo plazo se incrementa la utilización prevista del sistema, y ello está asociado a que el incremento de la capacidad de transporte se realiza contemplando la rentabilidad de los operadores Transportistas / Distribuidores, sobre un mercado en el cual se incrementan los volúmenes de gas requerido en condiciones interrumpibles de las centrales térmicas, que no pueden absorber la contratación de abastecimientos en firme debido a la volatilidad de su nivel de producción vinculada entre otros aspectos a aleatoriedad de las situaciones hidrológicas Abastecimiento de los Mercados - Restricciones El cuadro 8.4 muestra el abastecimiento en cada una de las regiones, indicando la demanda potencial por área de distribución, la magnitud abastecida y los volúmenes no abastecidos (cortes). Página 179

180 Cuadro 8.4 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Caso de Referencia Abastecimiento de Demanda por Región del Mercado Interno [MMm3] Región Norte Demanda 3,160 3,698 5,574 6,499 Abastecida 2,929 3,671 5,540 6,463 No Abastecido Región Centro Demanda 1,936 2,123 2,437 2,735 Abastecida 1,764 2,056 2,327 2,580 No Abastecido Región Cuyo Demanda 2,391 2,827 3,258 4,124 Abastecida 2,303 2,793 3,201 3,980 No Abastecido Región Litoral Demanda 4,742 5,391 6,895 8,506 Abastecida 4,331 5,000 6,520 8,241 No Abastecido Región BAN Demanda 3,990 6,853 7,674 9,423 Abastecida 3,886 6,440 7,283 8,781 No Abastecido Región Metrogas Demanda 8,422 8,870 10,972 11,901 Abastecida 7,804 8,586 10,048 10,991 No Abastecido Región Pampeana Demanda 6,454 7,241 8,053 9,674 Abastecida 6,289 7,160 7,962 9,504 No Abastecido Región Sur Demanda 6,203 7,398 8,807 9,704 Abastecida 6,192 7,394 8,776 9,669 No Abastecido Novena Región Demanda ,016 Abastecida ,013 No Abastecido Total Demanda 37,479 44,921 54,494 63,583 Abastecida 35,680 43,621 52,474 61,222 No Abastecido 1,799 1,300 2,020 2,361 Página 180

181 Producción Bruta Total de Gas Natural Utilización de Reservas El cuadro 8.5 sintetiza el total de gas utilizado en el sistema, adicionado los consumos propios en yacimiento, los volúmenes extraídos en las plantas de tratamiento y separación y el gas aventado, con lo cual se obtiene la disponibilidad bruta de gas, y sólo se excluye respecto de la producción total que se contabiliza normalmente el volumen que es reinyectado. Cuadro 8.5 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Caso de Referencia Balance de Gas en Yacimiento - cifras en MMm3 [MMm3] Producción Neta Consumo en Yacimiento 9,5% Retenido en Plantas 4,3% Gas Aventado 2,8% Producción Bruta Importación de Bolivia Oferta Total Referencia: (1) No incluye gas reinyectado, que en el año 2004 fue de MMm3. La producción bruta acumulada a lo largo del período MMm3, lo cual es superior en un 33,6% al nivel de reservas comprobadas más probables que a diciembre del año Durante el período 1980/2001 se adicionaron reservas por un volumen anual cercano a los MMm3 anuales, por un monto total de MMm3, cuando la producción acumulada del período era de MMm3, y en un período en que las reservas no estaban comprometidas. En la última década, , previa a la crisis que concluyo con la pesificación, el Página 181

182 volumen de reservas descubierto superó en más del 50% a la producción acumulada. Luego de ello las reservas cayeron un 30%, dado que las empresas no realizaron inversiones relevantes con ese objetivo, y se llegó a la situación actual con niveles de existencias inferiores a los deseados. Si las condiciones de precios se normalizan como está previsto en este estudio y se registran las relaciones mencionadas no habría inconvenientes para cubrir las expectativas planteadas, con la tasa media de descubrimientos se adicionarían MMm3 a las reservas comprobadas con lo cual se cubre el volumen requerido Emisiones de Gases de Efecto Invernadero Como se indicara en el capítulo 7.1.4, para el cálculo de las emisiones de gases de efecto invernadero se adoptó los Índices sugeridos por el IPCC (de sus siglas en inglés, The Intergovernmental Panel on Climate Change), en función de los cuales se tiene para el gas natural: Fuente [dam^3] Índice Gas Natural 2,10 Fuente: IPCC, 1996 e Inventario Argentino de emisiones, 1999 Los valores nacionales en elaboración para esta Segunda Comunicación Nacional pueden ser levemente inferiores, sin embargo, la variación porcentual es invariante a cambios en estos índices. En función del indice precitado y de los resultantes del Cuadro Simulación del Sistema de Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Período 2005/2020, puede obtenerse el nivel de emisiones de la demanda de gas argentina (cuadro 8.6): Página 182

183 Cuadro 8.6 Simulación del Sistema de Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Período 2005/2020. Escenario de Referencia Balance de Gas - cifras en 10^3 ton CO2 Área Demanda Interna Metrogas BAN Litoral Centro Noroeste Cuyana Pampeana Sur GasNea Pérdidas y Consumo Propio Sensibilidad a la Variación Hidrológica Por último se presenta la curva de distribución de la proyección de la producción bruta de gas natural ( Gráfico 8.1), que no incluye los volúmenes reinyectados, asociados a las variaciones en los requerimientos para generación eléctrica por que tienen en cuenta la aleatoriedad de la oferta hidroeléctrica y de las importaciones exportaciones en dicho sector. Página 183

184 MMm Gráfico 8.1 Escenario de Referencia Producción Bruta de Gas Natural de Argentina Probabilidad (%) Promedio Máximo Mínimo Los valores extremos tienen variaciones que se reducen a lo largo del período y que con la excepción del año inicial, se reducen de +/- 6.2 a +/-4.2% aproximadamente en el año horizonte Operación del Sistema de Gas Natural Escenarios con Cambio Climático A continuación se muestran los principales resultados obtenidos sobre el sector de gas natural para los escenarios con cambio climático en relación con el objetivo del estudio Sistema de Gas Natural Escenario A2 El cuadro 8.7 resume el balance del gas natural del Escenario A2, indicando la producción por cuenca, la importación, la demanda no abastecida, la demanda por área de distribución, las exportaciones y los consumos propios y pérdidas del sector, obtenidos a partir del proceso de optimización de la expansión del sector. Los resultados de detalle de este escenario se adjuntan en el Anexo 2, Subanexo 2. Página 184

185 Si se comparan estos resultados con los de referencia, se obtiene que la demanda interna se reduce en 352 MMm3 al año 2020, equivalente aun 0,6%, y que esta diferencia se reduce 123 MMm3 en términos de producción neta de gas, -0,2%, pues se produce una disminución en la magnitud de gas no abastecido como consecuencia de las variaciones que de demanda a nivel estacional, lo cual produce menores necesidades de recurrir a cortes. Página 185

186 Cuadro 8.7 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Escenario A2 Balance de Gas - cifras en MMm3 [MMm3] Producción Neta Cuenca Norte Cuenca Neuquina Cuenca Austral Cuenca San Jorge Importación de Bolivia Oferta Interna Demanda Total No Abastecida Demanda Interna Metrogas BAN Litoral Centro Noroeste Cuyana Pampeana Sur GasNea Exportación Total Chile Norte Atacama Santiago de Chile Concepción Tierra del Fuego Total Uruguay Montevideo Litoral Total Brasil Total Bolivia Pérdidas y Consumo Propio El cuadro 8.8 indica la evolución de la inyección de gas en yacimiento, de este escenario, que Página 186

187 al año 2020 se reduce en 123 MMm3 en términos anuales y en 1,8 MMm3 a nivel máximo diario. Cuadro 8.8 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Escenario A2 Inyección en Yacimiento Descripción Volumen Total Inyectado MMm Norte Noreste Centro-Oeste Neuba I-II Sur Reg. Neuquino Reg. Patagónico/Sur a Usinas Fuera del sistema Neuquén a Usinas Fuera del sistema Patagónico Río Gallegos Tierra del Fuego Atacama A Concepción A Chile en T.Fuego (Metanex) Volumen Inyectado Máximo Diario MMm3/d 137,1 167,2 191,3 218,2 Norte 15,8 25,4 32,0 38,6 Noreste 5,5 10,0 15,0 20,0 Centro-Oeste 32,4 36,5 38,2 39,2 Neuba I-II 39,5 44,9 50,5 60,2 Sur 13,5 20,0 25,5 29,6 Reg. Neuquino 2,3 2,9 2,9 2,9 Reg. Patagónico/Sur 9,7 9,1 8,6 8,6 a Usinas Fuera del sistema Neuquén 6,6 5,8 5,5 5,5 a Usinas Fuera del sistema Patagónico 0,6 0,5 0,5 0,6 Río Gallegos 1,4 1,5 1,6 1,6 Tierra del Fuego 1,9 2,1 2,5 2,9 Atacama 2,5 2,7 2,7 2,7 A Concepción 0,7 1,0 1,0 1,0 A Chile en T.Fuego (Metanex) 4,7 4,8 4,8 4,8 El cuadro 8.9 sintetiza el total de gas utilizado en el sistema del Escenario A2, adicionado los Página 187

188 consumos propios en yacimiento, los volúmenes extraídos en las plantas de tratamiento y separación y el gas aventado, con lo cual se obtiene la disponibilidad bruta de gas, y sólo se excluye respecto de la producción total que se contabiliza normalmente el volumen que es reinyectado. Cuadro 8.9 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Escenario A2 Balance de Gas en Yacimiento - cifras en MMm3 [MMm3] Producción Neta Consumo en Yacimiento 9,5% Retenido en Plantas 4,3% Gas Aventado 2,8% Producción Bruta Importación de Bolivia Oferta Total Referencia: (1) No incluye gas reinyectado, que en el año 2004 fue de MMm3. La oferta total se reduce respecto del Escenario de Referencia en 144 MMm3 al año 2020, equivalente a 0,17%, sintetizando las compensaciones que produce el Cambio Climático sobre los distintos aspectos que inciden sobre el sector eléctrico y el de gas natural en conjunto. El cuadro 8.10 muestra la evolución de la utilización del sistema troncal de transporte de gas, que hacia el año horizonte resulta un 0,6% superior al obtenido en el caso de referencia. Página 188

189 Cuadro 8.10 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Escenario A2 Utilización del Sistema Troncal de Transporte de Gas Natural [%] Factor de Utilización 90,0 89,2 92,5 93, Sistema de Gas Natural Escenario B2 El cuadro 8.11 resume el balance del gas natural del Escenario A2, indicando la producción por cuenca, la importación, la demanda no abastecida, la demanda por área de distribución, las exportaciones y los consumos propios y pérdidas del sector, obtenidos a partir del proceso de optimización de la expansión del sector. Los resultados de detalle de este escenario se adjuntan en el Anexo 3, Subanexo 2. Si se comparan estos resultados con los de referencia, se obtiene que la demanda interna se reduce en 502 MMm3 al año 2020, equivalente aun 0,8%, y que esta diferencia se reduce 247 MMm3 en términos de producción neta de gas, -0,4%, pues se produce una disminución en la magnitud de gas no abastecido como consecuencia de las variaciones que de demanda a nivel estacional, lo cual produce menores necesidades de recurrir a cortes. Página 189

190 Cuadro 8.11 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Escenario B2 Balance de Gas - cifras en MMm3 [MMm3] Producción Neta Cuenca Norte Cuenca Neuquina Cuenca Austral Cuenca San Jorge Importación de Bolivia Oferta Interna Demanda Total No Abastecida Demanda Interna Metrogas BAN Litoral Centro Noroeste Cuyana Pampeana Sur GasNea Exportación Total Chile Norte Atacama Santiago de Chile Concepción Tierra del Fuego Total Uruguay Montevideo Litoral Total Brasil Total Bolivia Pérdidas y Consumo Propio El cuadro 8.12indica la evolución de la inyección de gas en yacimiento, de este escenario, que al año 2020 se reduce en 247 MMm3 en términos anuales y en 2,2 MMm3 a nivel máximo Página 190

191 diario. Cuadro 8.12 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Escenario B2 Inyección en Yacimiento Descripción Volumen Total Inyectado MMm Norte Noreste Centro-Oeste Neuba I-II Sur Reg. Neuquino Reg. Patagónico/Sur a Usinas Fuera del sistema Neuquén a Usinas Fuera del sistema Patagónico Río Gallegos Tierra del Fuego Atacama A Concepción A Chile en T.Fuego (Metanex) Volumen Inyectado Máximo Diario MMm3/d 137,1 167,3 191,2 217,7 Norte 15,8 25,4 31,7 38,5 Noreste 5,5 10,0 15,0 20,0 Centro-Oeste 32,4 36,5 38,2 39,2 Neuba I-II 39,5 44,9 50,8 60,0 Sur 13,5 20,1 25,5 29,5 Reg. Neuquino 2,3 2,9 2,9 2,9 Reg. Patagónico/Sur 9,7 9,1 8,6 8,6 a Usinas Fuera del sistema Neuquén 6,6 5,8 5,6 5,5 a Usinas Fuera del sistema Patagónico 0,6 0,5 0,5 0,6 Río Gallegos 1,4 1,5 1,5 1,6 Tierra del Fuego 1,9 2,1 2,5 2,9 Atacama 2,5 2,7 2,7 2,7 A Concepción 0,7 1,0 1,0 1,0 A Chile en T.Fuego (Metanex) 4,7 4,8 4,8 4,8 El cuadro 8.13 sintetiza el total de gas utilizado en el sistema del Escenario B2, adicionado los consumos propios en yacimiento, los volúmenes extraídos en las plantas de tratamiento y Página 191

192 separación y el gas aventado, con lo cual se obtiene la disponibilidad bruta de gas, y sólo se excluye respecto de la producción total que se contabiliza normalmente el volumen que es reinyectado. Cuadro 8.13 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Escenario B2 Balance de Gas en Yacimiento - cifras en MMm3 [MMm3] Producción Neta Consumo en Yacimiento 9,5% Retenido en Plantas 4,3% Gas Aventado 2,8% Producción Bruta Importación de Bolivia Oferta Total Referencia: (1) No incluye gas reinyectado, que en el año 2004 fue de MMm3. La oferta total se reduce respecto del Escenario de Referencia en 288 MMm3 al año 2020, equivalente a 0,34%, sintetizando las compensaciones que produce el Cambio Climático sobre los distintos aspectos que inciden sobre el sector eléctrico y el de gas natural en El cuadro 8.14 muestra la evolución de la utilización del sistema troncal de transporte de gas. Página 192

193 Cuadro 8.14 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Escenario B2 Utilización del Sistema Troncal de Transporte de Gas Natural [%] Factor de Utilización 90,0 89,1 92,5 93, Emisiones de Gases de Efecto Invernadero Para los escenarios con cambio climático y en función de los mismos índices señalados en Se tiene entonces para el escenario A2 (cuadro 8.15) Cuadro 8.15 Simulación del Sistema de Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Período 2005/2020. Escenario A2 Balance de Gas - cifras en 10^3 ton CO2 Área Demanda Interna Metrogas BAN Litoral Centro Noroeste Cuyana Pampeana Sur GasNea Pérdidas y Consumo Propio Se tiene entonces para el escenario B2 (cuadro 8.16) Página 193

194 Cuadro 8.16 Simulación del Sistema de Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Período 2005/2020. Escenario B2 Balance de Gas - cifras en 10^3 ton CO2 Área Demanda Interna Metrogas BAN Litoral Centro Noroeste Cuyana Pampeana Sur GasNea Pérdidas y Consumo Propio Se compara el nivel de emisiones del sector gas de los escenarios en análisis (de referencia, A2 y B2) (cuadro 8.17): Cuadro 8.17 Simulación del Sistema de Abastecimiento del Mercado de Gas Natural Período 2005/2020. Comparación de Escenarios Balance de Gas - cifras en 10^3 ton CO2 Área Demanda Interna Esc Ref Esc Ref 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Esc A2 99,9% 99,7% 99,6% 99,4% Esc B2 99,9% 99,7% 99,4% 99,2% Metrogas Esc Ref 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Esc A2 99,9% 99,9% 100,0% 100,3% Esc B2 99,9% 99,7% 99,7% 99,9% Página 194

195 BAN Esc Ref 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Esc A2 99,8% 99,4% 98,9% 98,6% Esc B2 99,9% 99,5% 99,0% 98,8% Litoral Esc Ref 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Esc A2 99,9% 99,8% 99,6% 99,6% Esc B2 100,0% 99,8% 99,6% 99,6% Centro Esc Ref 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Esc A2 99,9% 99,5% 98,9% 98,4% Esc B2 99,9% 99,4% 98,8% 98,2% Noroeste Esc Ref 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Esc A2 100,0% 100,1% 100,1% 99,9% Esc B2 100,0% 100,0% 100,0% 99,8% Cuyana Esc Ref 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Esc A2 99,9% 100,0% 99,6% 100,0% Esc B2 99,9% 99,9% 99,5% 99,6% Pampeana Esc Ref 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Esc A2 99,9% 99,6% 99,2% 99,0% Esc B2 99,9% 99,7% 99,3% 99,0% Sur Esc Ref 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Esc A2 99,9% 99,9% 99,9% 99,7% Esc B2 99,9% 99,5% 99,2% 98,8% GasNea Esc Ref 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Esc A2 99,8% 98,5% 96,7% 94,9% Esc B2 99,8% 98,5% 96,8% 95,0% Pérdidas y Consumo Propio Página 195

196 Esc Ref 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Esc A2 99,9% 99,4% 99,4% 99,8% Esc B2 100,0% 99,5% 99,4% 99,7% Se puede observar que no existen variaciones significativas ya de consumo y por ende de las emisiones específicas ya que no se denotan cambios significativos de temperatura Análisis Comparativo de Escenarios El cuadro 8.18 muestra los valores y las diferencias entre los escenarios del balance del gas natural, indicando la producción por cuenca, la importación, la demanda no abastecida, la demanda por área de distribución, las exportaciones y los consumos propios y pérdidas del sector, correspondientes a los resultados obtenidos para el año En ellos se observa las diferencias de producción y de demanda que resultan en cada una de las cuencas o áreas. Página 196

197 Cuadro 8.18 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Comparación de Escenarios al Año 2020 Balance de Gas - cifras en MMm3 [MMm3] Referencia A2 B2 Dif A2-Ref Dif B2-Ref Producción Neta Cuenca Norte Cuenca Neuquina Cuenca Austral Cuenca San Jorge Importación de Bolivia Oferta Interna Demanda Total No Abastecida Demanda Interna Metrogas BAN Litoral Centro Noroeste Cuyana Pampeana Sur GasNea Exportación Total Chile Norte Atacama Santiago de Chile Concepción Tierra del Fuego Total Uruguay Montevideo Litoral Total Brasil Total Bolivia Pérdidas y Consumo Propio El cuadro 8.19 muestra los valores y las diferencias en la inyección de gas natural en yacimiento entre los escenarios planteados. Página 197

198 Cuadro 8.19 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Comparación de Escenarios al Año 2020 Inyección en Yacimiento Descripción Referencia A2 B2 Dif A2-Ref Dif B2-Ref Volumen Total Inyectado MMm Norte Noreste Centro-Oeste Neuba I-II Sur Reg. Neuquino Reg. Patagónico/Sur a Usinas Fuera del sistema Neuquén a Usinas Fuera del sistema Patagónico Río Gallegos Tierra del Fuego Atacama A Concepción A Chile en T.Fuego (Metanex) Volumen Inyectado Máximo Diario MMm3/d 220,0 218,2 217,7-1,8-2,2 Norte 39,0 38,6 38,5-0,4-0,5 Noreste 20,0 20,0 20,0 0,0 0,0 Centro-Oeste 39,6 39,2 39,2-0,4-0,4 Neuba I-II 60,5 60,2 60,0-0,3-0,5 Sur 30,2 29,6 29,5-0,6-0,7 Reg. Neuquino 2,9 2,9 2,9 0,0 0,0 Reg. Patagónico/Sur 8,6 8,6 8,6 0,0 0,0 a Usinas Fuera del sistema Neuquén 5,4 5,5 5,5 0,1 0,1 a Usinas Fuera del sistema Patagónico 0,6 0,6 0,6 0,0 0,0 Río Gallegos 1,7 1,6 1,6-0,1-0,1 Tierra del Fuego 3,0 2,9 2,9-0,1-0,1 Atacama 2,7 2,7 2,7 0,0 0,0 A Concepción 1,0 1,0 1,0 0,0 0,0 A Chile en T.Fuego (Metanex) 4,8 4,8 4,8 0,0 0,0 El cuadro 8.20 sintetiza el total de gas utilizado en el sistema entre los escenarios, adicionado los consumos propios en yacimiento, los volúmenes extraídos en las plantas de tratamiento y separación y el gas aventado, con lo cual se obtiene la disponibilidad bruta de gas. Página 198

199 Cuadro 8.20 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Comparación de Escenarios al Año 2020 Balance de Gas en Yacimiento - cifras en MMm3 [MMm3] Referencia A2 B2 Dif A2-Ref Dif B2-Ref Producción Neta Consumo en Yacimiento Retenido en Plantas Gas Aventado Producción Bruta Importación de Bolivia Oferta Total El cuadro 8.21 resume las diferencias en la utilización del sistema troncal de gasoductos resultantes para el año 2020 entre los escenarios. Cuadro 8.21 Abastecimiento del Mercado de Gas Natural - Comparación de Escenarios al Año 2020 Utilización del Sistema Troncal de Transporte de Gas Natural [%] Referencia A2 B2 Dif A2-Ref Dif B2-Ref Factor de Utilización 92,9 93,5 93,5 0,6 0,6 Se observa que los escenarios con Cambio Climático presentan un mejor perfil estacional de la demanda que se traduce en una mayor utilización de la red de transporte (+0,6%), que como se mencionó provoca una reducción de la demanda no abastecida. Página 199

200 9. EVALUACION DE ALTERNATIVAS DE EXPANSION Autores: Lic. Marcos Aranega, Ing. Luis José Flory, Ing. Adolfo Franke, Ing. Gastón Lestard, Ing. Ricardo Lestard En este capítulo se presenta una estimación de las inversiones que involucran las obras de ampliación del sistema eléctrico y de gas natural, restringida a los procesos involucrados en su representación. Los valores estimados resultan una aproximación de estos costos dado que no se dispone de montos reales de las obras, que se resultarán de cada uno de los procedimientos que en caso de realizarse se implementen para su ejecución. Son valores indicativos que pretenden tener una cuantificación en términos porcentuales del impacto que sobre ello pueden provocar el cambio climático. De todas formas, teniendo en cuenta que las diferencias obtenidas en los aspectos físicos entre los escenarios ha resultado, como fuera presentado en los capítulos previos, de poca significación ello se traslada a los aspectos económicos. 9.1 Sector Eléctrico En primer término se presentan en el cuadro 9.1 las inversiones en generación del MEM+MEMSP, para el Escenario de Referencia, cuyo monto totaliza millones de dólares, sin incluir los anticipos de obras que ingresan con posterioridad al año horizonte. Sobre el último quinquenio se obtiene una inversión media anual de 909 millones de dólares. Página 200

201 Cuadro 9.1 Escenario de Referencia Inversiones en Ingreso de Equipamiento en el MEM / MEMSP (MMu$s) (1) Máquina TOTAL CC Rosario CC Campana CC Adic.GBA CC Adic.Litoral CC Adic.Centro CC Adic.Cuyo CC L.La Lata (Conversión) CC Adic.Comahue CC Adic.Centro CC Adic.NOA CC Termoandes Arg CC P.Truncado CN GBA Atucha II CN GBA Subtotal Térmico CH Yacyretá (Elevación cota) (2) CH Añacua (2) CH Caracoles CH Punta Piedra CH Garabí CH Corpus (2) CH Chihuido II CH La Leona Subtotal Hidroeléctrico TOTAL Ref.:( 1): Sólo de equipamiento que ingresa hasta el año ( 2): La mitad de la inversión dado que el 50% peretenece a Paraguay. El cuadro 9.2 muestra las inversiones en asociadas a las ampliaciones previstas en el sistema de transporte eléctrico en Alta Tensión del MEM+MEMSP, para el Escenario de Referencia, cuyo monto totaliza millones de dólares, sin incluir los anticipos, contemplando la ejecución de km de líneas en 500 kv, y las estaciones transformadoras asociadas. Página 201

202 Cuadro 9.2 Escenario de Referencia Inversiones Asociadas a Sistema de LAT 500 kv en el MEM / MEMSP Tramo Año Longitud Inversión km MMu$s Choele Choel - Puerto Madryn ,8 Rodríguez - Colonia Elía - Rincón ,0 Mendoza - San Juan ,0 Puerto Madryn - Pico Truncado ,5 C.Costa - San Rafael - Mendoza ,0 Olavarría - Mar del Plata ,0 Almafuerte - Edesal ,0 Güemes - Salta ,4 Resistencia - R.S. Peña - Güemes - Bracho ,0 Pico Truncado - Río Gallegos ,0 Ezeiza - Rodríguez - C.Elía - Rincón ,4 Recreo - La Rioja - San Juan ,2 Bracho - Catamarca ,2 Bracho - Sgo del Estero ,0 Ezeiza - Rodríguez - C.Elía - Rincón ,4 Mar de Ajó - Dolores ,5 Ezeiza - Rodríguez - C.Elía - Rincón ,4 Totales ,9 Como se mencionó el efecto de las variaciones que produce el Cambio Climático, por el efecto de las variaciones de temperatura y precipitaciones, son de poca significación y su impacto sobre las inversiones involucra una magnitud inferior al 1% del monto anual, que está asociado al circunstancial atraso de alguna unidad de generación, por plazos que no superan los seis meses. Distinto puede resultar el efecto por efectos climatológicos extremos que pueden causar daños que tengan efectos importantes o por obras que haya que realizar para minimizar su ocurrencia. 9.2 Sector Gas Natural El cuadro 9.3 resume la estimación de las inversiones asociadas a las ampliaciones de la red Página 202

203 de transporte de gas natural para el Escenario de Referencia, cuyo monto totaliza millones de dólares, sin incluir los anticipos de obras que ingresan con posterioridad al año horizonte. Cuadro 9.3 Escenario de Referencia Inversiones en Transporte de Gas Natural (MMu$s) Gasoducto TOTAL Norte Noreste Centro-Oeste Neuba I y II Gral. San Martín Anillo Buenos Aires Regionales TOTAL El cuadro 9.4 resume las diferencias obtenidas entre los escenarios en el monto total de inversiones en transporte, en las cuales los Escenarios Con Cambio Climático, plantean una reducción del orden de los 100 millones de dólares, equivalentes al 2% del total. Cuadro 9.4 Comparación de Escenarios Inversiones en Transporte de Gas Natural (MMu$s) Escenario Total Dif.resp.Referencia MMu$s % Referencia A ,1% B ,1% Se observa que, la reducción de inversiones es prácticamente similar entre los dos escenarios Página 203

204 con cambio climático, pese a que las planteaban distintas necesidades de ampliación de la red y en ello seguramente tienen importancia las variaciones regionales que se presentan entre ellas que implican alternativas de en cuanto a las expansiones y sus costos asociados. Con respecto a las inversiones requeridas para la conexión prevista de usuarios, que cabe aclarar que son similares para los tres escenarios, el cuadro 9.5 presenta sus montos totales estimados por período. Cuadro 9.5 Escenario de Referencia Inversión en Incorporación de Usuarios por Período - MMu$s Total Inversión Página 204

205 10. EVALUACION DE LA SEGURIDAD DE PRESAS Autor: Ing. Martín Lascano 10.1 Recopilación de los Parámetros Físicos y de Diseño de las Grandes Presas en la Argentina Las presas, en caso de colapso, son las obras civiles con mayor capacidad de destrucción construidas por el hombre y además son estructuras que están proyectadas para durar cientos de años. De hecho, aún hoy existen en pie presas que fueron construidas por los Romanos. La Comisión Internacional de Grandes Presas (ICOLD), entidad con sede en Paris desde 1928, estableció que una presa para ser considerada como gran presa debe tener una altura no menor a los 15 metros (medida desde su fundación) o en caso de que su altura se encuentre comprendida entre los 10 y 15 metros debe contener un volumen de embalse superior a los 3 Hm 3. Utilizando estos criterios, se concluye que en Argentina hay 110 grandes presas que agrupadas por provincia tienen una distribución espacial como la que muestra el mapa adjunto. El Comité Argentino de Presas (CAP), que es uno de los 60 comités nacionales de ICOLD, mantiene actualizado el catálogo de grandes presas en nuestro país como parte de sus tareas y colaboración con dicho organismo internacional. Esta información de base organizada por el CAP fue utilizada como punto de partida para la elaboración de este capítulo. Página 205

206 Página 206

207 10.2. Caracterización Socio Económica del Valle Aguas Abajo Ciudades de Neuquén y Cipolletti Representa un conglomerado de habitantes, seleccionado fundamentalmente por las consecuencias de fallas en la operación o la ocurrencia de incidentes o accidentes que puedan presentarse en la presa El Chocón (edad: 30 años), cuyo embalse almacena hm 3 y se encuentra sobreelevado 100 m por sobre tales ciudades. Esta presa está ubicada sobre el río Limay a 80 km aguas arriba de la ciudad de Neuquen. A 30 km aguas abajo de dicha obra se encuentra la presa de Arroyito, y entre ésta y las ciudades en cuestión se localizan dos pequeñas ciudades, Senillosa y Plottier ( habitantes). Por el río Negro, es decir aguas abajo de la ciudad de Cipolletti, se encuentran en riesgo además las ciudades y localidades de Gral. Fernández Oro, Allen, Contralmirante M. Guerrico, J. J. Gómez, Gral. Roca, Padre A. Stefenelli, Cervantes, Mainqué, Ing. Huergo, Godoy, Villa Regina, Ing. O. Krause, Chichinales, Valle Azul, Chelforó, Chimpay, Belisle, Darwin, Choele Choel, Luis Beltrán, Lamarque, Pomona, Gral. Conesa, Guardia Mitre y Viedma, que suman una población total de aproximadamente habitantes. También el riesgo puede provenir por fallas en la operación del Sistema Cerros Colorados (edad: 30 años), que aprovecha las aguas del río Neuquén, o por la ocurrencia de un evento natural extraordinario, tal como la Crecida Máxima Probable, cuyo caudal de pico estimado en sucesivas revisiones, supera la capacidad de los órganos de descarga de las obras que integran dicho sistema. Aguas abajo del Sistema Cerros Colorados se emplaza el dique Ing. Rodolfo Ballester (edad: 75 años) cabecera del importante sistema de riego del Alto Valle y están ubicadas las localidades de Añelo, San Patricio del Chañar, Villa Manzano, Barda del Medio, Vista Alegre Norte, Vista Alegre Sur, Contralmirante Cordero, Ferri y las ciudades de Centenario y Cinco Página 207

208 Saltos. De avanzar una onda de crecida por el río Neuquén, ésta impacta a todas las poblaciones antes mencionadas, salvo las de Senillosa y Plottier Gran Córdoba Por ser un mega conglomerado urbano, cuenta con una población estable cercana a habitantes, constituye un caso de riesgo alto por las consecuencias que podría entrañar fallas en la operación o la ocurrencia de incidentes o accidentes que puedan presentarse en la presa San Roque (antigüedad en servicio: 60 años), obra ubicada sobre el río Primero a 25 km aguas arriba de la ciudad de Córdoba, curso de agua que la atraviesa Gran Tucumán Involucra además del Gran Tucumán ( habitantes), a las ciudades de Termas de Río Hondo y Santiago del Estero ( habitantes), que en conjunto conforman una población de poco más de de habitantes, las que pueden resultar impactadas por fallas en la operación o la ocurrencia de incidentes o accidentes que puedan presentarse en la presa de El Cadillal (edad: 37 años). Por efecto en cadena, una onda de crecida que salga de la presa de El Cadillal o de la presa Escaba impacta a la presa de Río Hondo (edad: 35 años). La presa El Cadillal, ubicada sobre el río Salí y con 275 hm 3 de agua almacenados impacta primero sobre la ciudad de San Miguel de Tucumán, que dista 20 km de la misma y luego sobre la presa de Río Hondo, que almacena hm 3 y está ubicada 80 km aguas abajo de aquella ciudad. Esta última se localiza inmediatamente aguas arriba de la localidad de Termas de Río Hondo. El río Salí sigue luego con la denominación de Dulce y cualquier onda de crecida que se genere en dicho dique impacta sobre la ciudad de Santiago del Estero. Página 208

209 Ciudad de San Juan La existencia de la presa de Quebrada de Ullum (edad: 22 años), ubicada sobre el río San Juan, y con un almacenamiento de 440 hm 3 fue seleccionada por encontrarse en una zona de alto riesgo sísmico y las consecuencias por fallas en la operación o la ocurrencia de incidentes o accidentes que puedan presentarse en la presa impactan sobre la ciudad de San Juan, que con una población cercana a habitantes dista a sólo 19 km de la obra Ciudad de San Fernando del Valle de Catamarca La ciudad de San Fernando del Valle de Catamarca, con cerca de habitantes tiene aguas arriba la presa Las Pirquitas (edad: 42 años). Distando 29 km de la ciudad, esta presa de 71 m de altura almacena un volumen de agua de 75 hm Ciudad de La Rioja La presa Los Sauces (edad: 72 años), está enclavada en el valle del río Los Sauces a 18 km. de la ciudad de la Rioja. Esta obra de 64 m de altura y 26 hm 3 de capacidad de embalse, por su edad y nivel de mantenimiento pone en riesgo a una población cercana a habitantes Valle Inferior del río Chubut En el valle inferior del río Chubut, a 80 km, en promedio, de las ciudades de 28 de Julio, Dolavon y Gaiman (7.000 habitantes) esta ubicada la presa Florentino Ameghino (edad: 40 años), obra de 113 m de altura que almacena un importante volumen (2.050 hm 3 ). En el derrotero del río hacia la desembocadura en el mar aparecen las ciudades de Trelew y Rawson ( habitantes) que también se encuentran en riesgo potencial por fallas de operación o incidentes o accidentes en la citada presa, dado el volumen de agua retenido a más de 150 m sobre tales ciudades. Página 209

210 Ciudad de San Rafael En el año 2002 se declaró la emergencia en grado uno de la presa Los Reyunos sobre el río Diamante (edad: 23 años) como consecuencia del comportamiento anómalo de un instrumento de auscultación. Esta es una presa de tierra de 131 m de altura que almacena un volumen de agua de 260 hm 3. La ciudad de San Rafael, que cuenta con una población de habitantes, se encuentra ubicada aguas abajo de un conjunto de presas emplazadas sobre los ríos Atuel y Diamante, que además de la antes señalada, lo conforman las de El Nihuil, Valle Grande, El Tigre y Agua del Toro Gran Mendoza Este caso, de riesgo moderado, fue seleccionado por interesar el tratamiento dado a la problemática de los torrentes generados por tormentas extremas de verano en zonas de fuerte pendiente. En este caso las mismas son atenuadas por las presas emplazadas en los ríos Papagayos, Frías y Maure, que almacenan el agua precipitada. Tales obras están ubicadas inmediatamente al oeste de la ciudad de Mendoza, que cuenta con una población de habitantes, y la falla del dique sobre el río Frías, desastre ocurrido el 4 de enero de 1970, provocó 26 muertos (información oficial), 2 puentes caídos, más de evacuados, cientos de personas sin hogar y más de automóviles dañados, entre otras consecuencias Ranking Primario de Peligrosidad Garantizar la seguridad de las presas en operación es una responsabilidad ineludible del Estado (Nacional / Provincial) tarea que debe exigir cada vez mayor atención y mayores Página 210

211 inversiones toda vez que las presas existentes envejecen, los costos de mantenimiento aumentan, y los cambios climáticos pueden modificar los parámetros hidrológicos que fueron usados para diseñar los órganos de alivio. La antigüedad de la obra es una cuestión a ser tenida muy en cuenta a la hora de tener que presentar un cuadro de situación concreto sobre los niveles de seguridad a que puede estar sujeta la sociedad con relación a estas grandes estructuras. El gráfico 10.1 de un modo muy ilustrativo señala el nivel de envejecimiento del parque de presas argentino. Sirve también para demostrar que la época de oro de construcción de estas obras estuvo entre 1960 a 1980 y cómo su ritmo de entrada en servicio se ha visto reducido ostensiblemente durante las dos últimas décadas como producto de la desaparición de las inversiones en hidroelectricidad. Gráfico 10.1 Edad de las Presas Argentinas N de presas año de entrada en servicio Página 211

212 Estudiar la vulnerabilidad al cambio climático en forma aislada de otros factores de mayor incidencia sobre la vulnerabilidad de las presas daría una visión incompleta y sesgada de su real estado de situación en nuestro país. En principio, son varias las causas técnicas que pueden provocar el colapso de una presa: sobrepaso, sifonaje, filtración, fallas de fundación, errores de operación, etc. Estadísticas mundiales elaboradas por ICOLD revelan que el 45% de las fallas de presas se han debido a sobrepaso, directamente vinculadas con el subdimensionado de los órganos de evacuación de crecidas, a su vez producto de la subestimación de la crecida de proyecto. Vale decir que la estimación por defecto de las crecidas de diseño sería responsable de casi la mitad de las fallas pero no del resto de los colapsos. Una estimación inadecuada de la crecida de diseño de una gran presa podría ser consecuencia del cambio climático pero también podría tener origen en el escaso récord disponible de la serie valores extremos al momento del proyecto o por la modificación de los criterios de diseño, factores éstos que se evidencian con la edad del proyecto. Es de esperar que los proyectistas de presas antiguas contaron para su diseño con series hidrológicas cortas - lo cual es sinónimo de mayor incertidumbre - y casi con seguridad el proyecto obedeció a criterios de diseño menos conservadores que los actuales, al menos en lo que a estudios hidrológicos respecta. Es razonable suponer que las obras antiguas sean más vulnerables que las modernas aunque también debería ponderarse en el análisis la historia de su mantenimiento y conservación. La vulnerabilidad de una presa sin duda debe ser cuantificada pero lo que en definitiva más interesa, que es el impacto que produciría su colapso en la población, y este impacto no depende sólo de cuan vulnerable sea la presa a las crecidas extremas sino que preponderantemente inciden otros factores como son: los parámetros físicos que caracterizan a la presa y al embalse, el tipo de estructura, la edad, el número de habitantes aguas abajo, su Página 212

213 posición relativa respecto a otras presas, la distancia a que se encuentra de los centros poblados, el control que ejerza el organismo regulador de la seguridad, etc. De lo expuesto se concluye que la vulnerabilidad de las presas al cambio climático es un tema que debería ser tratado como un tema más, dentro un enfoque global que corresponde a seguridad de las grandes presas. Por eso, en un intento por darle a este estudio un enfoque más completo que el sólo análisis de una problemática exclusivamente hidrológica, se trató primero de caracterizar la situación de las presas argentinas en operación a través de un indicador (Índice de Impacto Potencial: IIP), y en segundo término, superponerle al análisis previo las previsibles consecuencias que el cambio climático podría tener sólo sobre la estadística de los picos de crecida que podrían provocar destrucción por sobrepaso. El índice (IIP) engloba los siguientes factores aditivos: Volumen del embalse (Hm 3 ) Altura de la presa (m) Edad de la presa (años) y los siguientes coeficientes multiplicativos de adecuación de un modo calificativo: Población asentada aguas abajo Cercanía a centros poblados Posición relativa a otras presas Debe quedar claro que la construcción del índice IIP, no tiene otro objetivo más que el disponer de un indicador numérico que permita establecer una clasificación entre las presas. El IIP tiene una estructura que se sustenta en la siguiente lógica: Hay parámetros físicos de la obra con indiscutible incidencia en ocasión de colapso como son el volumen embalsado y la altura de la presa. Ambos tienen que ver con la energía potencial Página 213

214 acumulable en el embalse. Por otro lado, la edad de la presa, es otro factor ya mencionado anteriormente, que por su sola consideración establece un orden de vulnerabilidad a ser tenido en cuenta. Todos estos factores físicos están cuantificados de un modo objetivo pero están expresados en unidades diferentes: Hm 3, metros, años, etc. Para salvar esta dificultad se procedió primero a ordenar las presas en orden creciente según cada factor individual, para luego sumar los números de orden y obtener un IIP preliminar. Este IIP preliminar fue ajustado por coeficientes de mayoración que en forma multiplicativa ponderan una serie de factores cualitativos sobre: La población asentada aguas abajo La cercanía a centros poblados La posición relativa a otras presas Mediante el índice corregido IIP se consiguió así establecer un ordenamiento de las presas por su capacidad de impacto en caso de colapso para recién entonces superponerle a este análisis primario las potenciales consecuencias que el cambio climático podría generar sólo si las modificaciones en la estadística de los picos de crecida aumentara el riesgo de destrucción por sobrepaso. El ordenamiento por orden decreciente de las presas según su IIP permite identificar el subconjunto de las más comprometidas. En este grupo debieran estar las más antiguas, las de mayor volumen y altura y todas aquellas no controladas por el Organismo Regulador de Seguridad de Presas (ORSEP). Para dar idea de los valores que puede alcanzar el índice IIP, considérese una muestra base de 100 presas. Página 214

215 Si coincidieran en la presa más comprometida, la de mayor volumen de embalse, la de mayor altura, la más antigua, la que tuviera gran cantidad de población aguas abajo, centros poblados muy cercanos y estuviese emplazada aguas arriba de otras presas, el IIP máximo alcanzaría los 561 puntos. El caso opuesto, la presa menos comprometida agruparía los siguientes factores: el menor volumen de embalse, la menor altura, la más moderna, sin población a aguas abajo, totalmente alejada de todo centro poblado y sin presas aguas abajo. En este caso extremo el IIP tendría el valor de 3 puntos. Vale decir que para el caso supuesto el rango teórico de valores en el que puede oscilar el índice es 3 < IIP < 561 Se observa (Cuadro 10.1) que aquellas presas que tienen un IIP superior al 50% de la mediana del rango del IIP teórico son sólo 14, menos del 15% del total. Entre estas 14 se encuentran las presas: en Córdoba: SAN ROQUE, RIO TERCERO Nº1, LOS MOLINOS Nº1, LA VIÑA en Catamarca: LAS PIRQUITAS en La Rioja: LOS SAUCES y que por estar bajo jurisdicción provincial no se encuentran además bajo el control del ORSEP Cuadro 10.1 RANKING DE LAS PRESAS ARGENTINAS SEGÚN SU IIP Nombre Página 215 IIP corregido Ranking por IIP EL CHOCÓN SAN ROQUE EL CADILLAL RÍO TERCERO Nº LAS PIRQUITAS LOS SAUCES 320 6

216 RÍO HONDO CABRA CORRAL (GRAL MANUEL BELGRANO) FLORENTINO AMEGHINO QUEBRADA DE ULLUM LOS MOLINOS Nº ESCABA (Cierre principal) LA VIÑA LA FLORIDA (Cierre principal) EL CARRIZAL VALLE GRANDE SALTO GRANDE AGUA DEL TORO FUTALEUFU ALICURA CRUZ DEL EJE PIEDRA DEL AGUILA EL NIHUIL LOS REYUNOS YACYRETA LAS MADERAS (Cierre lateral) ARROYITO INGENIERO C ROGGERO CRUZ DE PIEDRA ZANJÓN FRÍAS LA CIENAGA (Cierre lateral) PLANICIE BANDERITA BATIRUANA CERRO PELADO (Cierre principal) ITIYURO ANZULÓN SAN FELIPE Página 216

217 URUGUA-I ING BALLESTER LA HUERTITA OLTA POTRERILLOS POTRERO DE FUNES ING BENJAMÍN REOLIN ESTEBAN AGÜERO LOS CAUQUENES PIEDRAS MORAS CAMPO ALEGRE LUJÁN PIEDRA BLANCA (Cierre lateral) IPIZCA CASA DE PIEDRA PICHANAS CUESTA DEL VIENTO PASO DE LAS PIEDRAS SUMAMPA LOMA DE LA LATA PICHI PICUN LEUFU PASO DE LAS CARRETAS LA CAÑADA COYAGASTA NOGOLÍ LOS MOLINOS Nº LOS ALAZANES LOS ALISOS MOTEGASTA ULLUM EL JUMEAL Página 217

218 LA ANGOSTURA AISOL PORTEZUELO GRANDE LA VIÑA (COMP) ARROYO CORTO EL TIGRE EL TUNAL LA QUEBRADA ROCA SISCO TIERRAS BLANCAS LOS CARDONES Nº SAN JERÓNIMO EL CHAÑAR LOS QUIROGA ZANJÓN MAURE ALLEN EL GATO (Cierre lateral) SALADILLO SAUCE MAYO EL PORTEZUELO LOS CARDONES Nº CALANCATES ESCABA (Cierre lateral) VALLE FÉRTIL CNEL MOLDES Nº 2 (Cierre lateral) LAS LOMITAS CERRO PELADO (Cierre lateral) LANGUEYU LOS PIZARROS CHAÑARMUYO Página 218

219 LAS MADERAS (COMP) VILLA UNIÓN (Cierre lateral) LA FALDA PEÑAS BLANCAS Análisis estadístico para determinar la vulnerabilidad hidrológica por el CC La realización de proyectos de ingeniería de gran envergadura como las presas requiere de la utilización de series hidrológicas homogéneas - llamadas estacionarias - vale decir, registros temporales de procesos hidrológicos que no hayan experimentado alteraciones naturales o artificiales. Por ello, previamente a iniciar cualquier estudio hidrológico es de buena praxis verificar previamente al uso de los datos que éstos sean consistentes y libres de errores sistemáticos, lo que obliga a su detenido análisis. Se puede argumentar que la Naturaleza está en permanente evolución y que como consecuencia, no existen las series estrictamente homogéneas. Sin embargo, a los fines prácticos y para períodos históricos a escala humana, los datos hidrológicos se pueden considerar homogéneos siempre y cuando no hubiera habido una importante acción antrópica sobre la cuenca, cambio de los sitios de registro o modificación en las técnicas de medición. Las causas más fácilmente detectables de falta de homogeneidad que se presentan normalmente en series de caudales ocurren por la actividad humana: operación de embalses, transvases de cuencas, desarrollo de áreas de riego y modificaciones en el uso del suelo y la vegetación. El Cambio Climático al fin de cuentas también se atribuye a la actividad antrópica y la cuestión que aquí se plantea es el potencial efecto que éste pueda tener sobre las crecidas que son el evento natural de mayor incidencia sobre la seguridad de las presas. La componente B9 Estimación de Escenarios Regionales de Cambio Climático Mediante el Uso de Modelos Climáticos Regionales de la 2da. Comunicación Nacional de Cambio Página 219

220 Climático, Proyecto GEF-BIRF TF AR que tuvo como investigadores responsables al Dr. Mario Nuñez y a la Dra. Silvina Solman (CIMA/CONICET) no brinda información sobre eventos extremos. Vale decir que no se realizan allí predicciones sobre la evolución esperada de las lluvias intensas y mucho menos sobre los caudales máximos que es lo que en esta cuestión importa. Ante esta dificultad, se ha recurrido al análisis retrospectivo de los caudales máximos anuales registrados en algunos ríos argentinos sobre los que están emplazadas las grandes presas y que a su vez pueden ser considerados representativos de una situación hidrometeorológica regional. En el intento de detectar el efecto que el Cambio Climático pudiera haber provocado sobre la generación de crecidas en la Argentina se consideró a 1980 como año de corte, lo que es una manera de poder comparar los registros modernos de crecidas con aquellos registros antiguos que dieran soporte al diseño de los órganos de evacuación de la gran mayoría de estas obras. El año 80 también se lo vincula con el fenómeno El Niño-Oscilación del Sur (ENOS), porque es a partir de esa época que la frecuencia de El Niño (episodio caliente) ha sido claramente predominante sobre La Niña (episodio frío) con las perturbaciones atmosféricas que esto acarrea sobre algunas regiones del continente Sudamericano. El test de Kolmogorov-Smirnov (K&S) aplicado a diferencias entre funciones de distribución fue la herramienta estadística elegida para realizar la prueba de homogeneidad. El test K&S es un test no paramétrico, lo que decir que es independiente de la función de distribución que tengan las muestras, y está basado en el cálculo de la máxima distancia vertical DN entre la distribución de probabilidades acumuladas de la serie antigua y la moderna. La tabla 10.1 en sus distintas columnas indica: el río, el sitio de medición, los caudales máximo y mínimo de las series antigua y moderna, la diferencia máxima calculada DN y si la Página 220

221 diferencia encontrada ha resultado ser estadísticamente significativa o no para un umbral de confianza del 95%. Tabla 10.1 RIO ESTACION Serie antigua Serie moderna Qmin Qmax Qmin Qmax DN alfa=95% NEUQUE N Paso Indios no significativa LIMAY Paso Limay no significativa PARANÁ Posadas significativa URUGUA Y Garabí no significativa URUGUA P. de los Y Libres no significativa ATUEL La Angostura no significativa De la tabla surge, que el río Paraná es el único entre los analizados en el que las diferencias entre las funciones de distribución de probabilidades de los caudales máximos anuales de la serie anterior a 1980 y posterior a ese año son significativas Conclusión final En el punto de este capítulo se estableció como metodología para la evaluación, ordenar primero las presas argentinas en operación según un indicador (IIP) que considere el impacto potencial sobre la población en caso de colapso para luego, en una segunda etapa, superponer a este análisis primario la modificación que el cambio climático podría tener sobre las probabilidad de ocurrencia de crecidas severas con capacidad de provocar el colapso de las obras por sobrepaso. Página 221

222 Del estudio estadístico de homogeneidad resumido en la tabla anterior se concluye de que únicamente el río Paraná ha presentado crecidas en el período moderno que pueden considerarse como pertenecientes a una población diferente de la observada en épocas anteriores a Esto significa que el ordenamiento primario de las presas establecido en la tabla del punto 10.3 no se vería entonces esencia alterado por el aumento del riesgo hidrológico ya que Yacyretá ocupa recién el puesto N 25 entre las presas en operación. Más allá de lo comentado, se presenta a modo de ejemplo para el caso del río Paraná una muestra de lo que significaría en términos de estimación del riesgo hidrológico utilizar una u otra serie. Se han ajustado dos distribuciones de probabilidades Log-Pearson III a las series de caudales máximos anuales del río Paraná en Posadas anterior y posterior a El gráfico semilogáritmico 10.2 muestra las rectas ajustadas por mínimos cuadrados a los caudales máximos estimados con ambas funciones de distribución para períodos de recurrencia Tr de 10, 100, 1000 y años. Página 222

223 Gráfico Río Paraná - Posadas Q pre'80 y = 15091x Q pos'80 R 2 = m3/s y = 14482x R 2 = Log(Tr) El caudal de diseño del vertedero de Yacyretá es de m 3 /s y fue definido en base a la determinación de la Crecida Máxima Probable (CMP) que es una técnica hidrometeorológica en vez de estadística. Independientemente de ello, lo cierto es que si se utiliza la serie de caudales máximos anteriores a 1980 el período de retorno que le asigna el modelo Log-Pearson III al caudal de diseño es de 250,000 años, mientras que si se utiliza la serie posterior a 1980 se le asignaría un período de retorno 11 veces inferior, vale decir una diferencia notable. Las presas más importantes de Argentina están vinculadas con la generación hidroeléctrica y o están bajo el contralor del ORSEP o son obras binacionales. La mayoría de estas obras por su envergadura han sido diseñadas en base a la CMP y su operación y auscultación está muy controlada. La Autoridad Interjurisdiccional de las Cuencas de los ríos Limay, Neuquén y Negro encargó en el 2001 a BC HYDRO la revisión de la CMP de la cuenca del río Neuquén. Mas Página 223

224 recientemente el ORSEP-Comahue contrató al Instituto Nacional del Agua (INA) un estudio similar pero para el río Limay. Ambos estudios han corroborado los caudales picos estimados para los proyectos. La Comisión Técnica Mixta de Salto Grande está actualmente llevando a cabo a través de consultoría la revisión de la CMP del río Uruguay. Es de esperar que la Entidad Binacional Yacyretá resuelva en el corto plazo iniciar estudios de revisión similares. Vale decir que en nuestro país existe desde algunos años una conciencia creciente por el cuidado y conservación de estas grandes obras y la revisión de los estudios de crecidas de diseño no han quedado afortunadamente al margen. La elaboración de los Planes de Acción ante Emergencia (PADE) en todas las obras privatizadas ha sido una muestra más de esta prudente tendencia. La asignatura pendiente en materia de seguridad de presas en Argentina radica en extender la jurisdicción del ORSEP a las presas de jurisdicción provincial y en asignar fondos específicos a su mantenimiento y conservación de modo de dotar a las obras más pequeñas de igual nivel de seguridad que el de las más grandes. Página 224

225 11. EVENTOS CLIMATICOS EXTREMOS Autor: Ing. Fernando Gabriel Nicchi Análisis de las Variables Asociadas al Cambio Climático Relevantes en el Sistema Energético En este capítulo se describe el impacto de las variables climáticas en la operación y seguridad de los sistemas eléctrico y gasífero de Argentina. Para ello se describirá brevemente la operación de cada uno de dichos sistemas para luego analizar los efectos sobre los mismos de los fenómenos extremos asociados con el cambio climático como las Olas de Calor, Tornados y Precipitaciones extremas. A su vez se estudiará la forma de adecuada de operación y manejo de las contingencias sobre ambos sistemas Mercado Eléctrico Mecánica de Despacho CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.) es el organismo encargado de la coordinación de la operación técnica y administración del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), y entre sus responsabilidades debe realizar la programación de la operación del mercado eléctrico, es decir cubriendo la demanda de energía con los siguientes objetivos: Operación al mínimo costo operativo Consideración de las restricciones impuestas por las instalaciones de transporte y generación Operación atendiendo a estrictas normas de seguridad de suministro Para que la operación del mercado resulte transparente, el despacho de mínimo costo se realiza con modelos de simulación conocidos y accesibles a todos los agentes del MEM, con datos suministrados por los mismos. Página 225

226 El despacho económico de mínimo costo debe satisfacer en todo momento una serie de restricciones operativas, de índole técnica y de seguridad, que son incluidas en los modelos empleados. Dichas restricciones surgen como consecuencia de las características técnicas de los equipos de transporte y generación, y son analizadas por medio de estudios de sistemas de potencia Programación de la Operación CAMMESA programa la operación del MEM comenzando con un horizonte de mediano plazo (3 años) y finalizando con la operación en tiempo real, cuyos pasos y/o etapas son las siguientes: Programación Estacional Programación Semanal Predespacho Diario. Redespacho Diario. Operación en Tiempo Real La Programación Estacional, se realiza cada 6 meses y tiene por objeto fundamental la optimización del agua embalsada en las centrales que poseen regulación anual (es decir que pueden acumular agua dentro del mismo año para emplearla en el momento más conveniente del mismo), la determinación de requerimientos de combustible; el cálculo de precios estabilizados de la energía y la optimización de mantenimientos. Para ello se requiere que cada generador hidráulico valorice previamente la energía de su embalse en función del agua acumulada en el reservorio, al que se denomina valor del agua. Es decir, se fija un precio para cada nivel de almacenamiento previsto en cada embalse. La Programación Semanal se realiza semanalmente todos los días viernes. Tiene por objeto determinar el programa de operación de mínimo costo para cada banda horaria (punta, resto, valle, etc) de la semana siguiente, los requerimientos de combustible y los precios resultantes Página 226

227 de la energía. El Predespacho Diario se realiza todos los días y tiene por objeto determinar el programa de operación de mínimo costo para cada hora del día siguiente. El Redespacho Diario se realiza toda vez que existen apartamientos de demanda / oferta (generación + transporte) disponible respecto de lo previsto en el predespacho. Finalmente la Operación en tiempo real se corresponde con el predespacho / redespacho diario a excepción de modificaciones resultantes de cambios bruscos en la oferta / demanda, los que son resueltos por la reserva del sistema hasta tanto se realice, si corresponde, un redespacho. De la operación en tiempo real surgen los precios de la energía en el mercado spot. En el despacho de generación, CAMMESA ordena la oferta de generación en función de los costos variables para las centrales térmicas e importaciones de países vecinos y del valor del agua para las centrales hidroeléctricas. De manera genérica, CAMMESA despacha toda la oferta hidroeléctrica disponible y luego la generación térmica despachada en orden de costos variables crecientes. De esta manera no es admitido el despacho físico de una máquina requerida por un agente del MEM, salvo que dicha operación sea necesaria por motivos de seguridad, en donde el requerimiento de generación forzada será solventado por el agente que lo solicitó (por ejemplo un distribuidor para mantener el nivel de tensión forzando la generación de una máquina embebida dentro de su área de servicio) Variables Determinantes en el Despacho Argentina posee dos centrales nucleares en operación Atucha I (357 MW) y Embalse (648 MW). Este tipo de unidades requiere un funcionamiento constante y estable así es que son Página 227

228 despachadas en primer lugar. Luego de despachada la generación nuclear, es agregada toda aquella generación de base como son los generadores hidráulicos de pasada, cogeneradores y productores que valorizan a costo nulo su generación. Como el despacho prevé el óptimo uso del agua (la cual es almacenada para emplearse en el momento oportuno), como complemento de la energía hidroeléctrica y nuclear se requiere generación térmica convencional de mayor costo. Si se cubre la demanda de energía y si se entiende como la variable de ajuste el precio final de la energía a menor precio de la energía medido semestralmente mejor optimización. En el gráfico 11.1 se muestra la generación de energía eléctrica en Argentina durante el período septiembre Agosto En dicho período la generación fue predominantemente térmica (55%), en donde la participación de energía hidroeléctrica ascendió al 35%. El restante 10% fue cubierto con generación nuclear e importaciones. Página 228

229 Gráfico 11.1 Energía por Tipo de Generación Energía por tipo de generación [GWh mes] IMPORTACION HIDRAULICA TERMICA NUCLEAR Sep-03 Oct-03 Nov-03 Dic-03 Ene-04 Feb-04 Mar-04 Abr-04 May-04 Jun-04 Jul-04 Ago-04 Fte: CAMMESA. Informe Mensual agosto Generación Hidráulica La generación hidráulica en Argentina proviene principalmente de tres cuencas hidrológicas: Comahue: Ríos Limay y Neuquén Uruguay: central Salto Grande Paraná: central Yacyretá Tanto la central Salto Grande como Yacyretá son emprendimientos binacionales, con Uruguay y Paraguay respectivamente. El balance de generación hidráulica para el período septiembre 2003-Agosto 2004 se muestra a continuación (Cuadro 11.1). Página 229

230 Cuadro 11.1 Volumen de Generación Hidráulica Sep03-Ago04 - GWh Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Comahue 960,70 930,20 852,20 960,50 876,60 718,70 910,40 768, , , , ,70 Salto Gde-Arg 160,40 218,20 463,70 449,70 380,90 151,20 135,00 42,50 182,70 120,30 295,50 152,40 Yacyretá-Arg 874, ,10 961,40 975, ,10 864,60 928,00 869, , , ,60 962,80 Resto Hidráulico 282,50 295,30 292,70 299,70 362,60 364,30 372,10 303,10 267,00 223,00 219,40 247,70 Fte: CAMMESA. Informe Mensual agosto 2004 Es decir que se tienen aportes muy significativos de las cuencas del área Comahue, Paraná y Uruguay en ese orden. Sin embargo, el mayor aporte individual lo realizan las centrales de Yacyretá (R. Paraná) y Salto Grande (R. Uruguay). Cuadro 11.2 Participación Relativa de la Generación Hidráulica Sep03-Ago04 por Origen Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Comahue 42% 38% 33% 36% 33% 34% 39% 39% 46% 44% 56% 54% Salto Gde-Arg 7% 9% 18% 17% 14% 7% 6% 2% 7% 5% 8% 5% Yacyretá-Arg 38% 41% 37% 36% 39% 41% 40% 44% 37% 42% 30% 32% Resto Hidráulico 12% 12% 11% 11% 14% 17% 16% 15% 10% 9% 6% 8% Fte: CAMMESA. Informe Mensual agosto Elaboración Propia Como se observa en el cuadro 11.2 precedente, la generación de la cuenca del Comahue se concentra en los meses de invierno, mientras que la generación de Yacyretá es aproximadamente constante debido a que es una central de pasada. Por su parte la producción de Salto Grande es altamente fluctuante, debido a las características de volatilidad de los aportes hidrológicos del río Uruguay. Página 230

231 Si analizamos esta situación frente a la demanda podemos ver la importancia del aporte hidroeléctrico. Cuadro 11.3 Participación Relativa de la Generación Sep03-Ago04 por Origen y Fuente. Necesaria Para Atender la Demanda Generación por tipo Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Gción Térmica 56% 57% 52% 54% 62% 62% 68% 65% 63% 60% 50% 55% Gción Hidráulica Comahue 14% 14% 13% 14% 13% 11% 13% 11% 18% 16% 30% 24% Salto Gde-Arg 2% 3% 7% 7% 6% 2% 2% 1% 3% 2% 4% 2% Yacyretá-Arg 13% 15% 14% 14% 15% 13% 14% 13% 15% 15% 16% 14% Resto Hidrául 4% 4% 4% 4% 5% 5% 6% 4% 4% 3% 3% 4% Sub Tot Hidr 34% 36% 38% 40% 39% 31% 35% 29% 40% 36% 53% 44% Nuclear 10% 8% 9% 9% 10% 9% 9% 10% 4% 8% 10% 9% Importación 0% 0% 2% 1% 0% 0% 1% 2% 5% 5% 4% 4% Fte: CAMMESA. Informe Mensual Agosto Elaboración Propia Generación Térmica Dentro de la generación térmica se tiene la siguiente producción en función del tipo de combustible (Cuadro 11.4): Página 231

232 Cuadro 11.4 Volumen de Combustible Empleado por la Generación Térmica Sep03-Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Gas Oil Gas Natural Fuel Oil Carbón Fte: CAMMESA. Informe Mensual agosto Elaboración Propia. Unidades: Gas Oil: m 3 Gas Natural: miles m3 Fuel Oil: Toneladas Carbón: Toneladas La importancia de la generación con gas natural va más allá de la coyuntura actual. Si se analiza un período mayor, se tiene la energía eléctrica es mayoritariamente producida empleando gas natural: los combustibles alternativos son en gran parte empleados en el invierno (Gráfico 11.2) Página 232

233 Gráfico 11.2 Volumen de Combustible Empleado por la Generación Térmica Marzo 1996 Agosto 2004 Fte: CAMMESA Corolarios El sistema eléctrico basa su operación en la disponibilidad de generación hidroeléctrica, analizada en un período extendido de tiempo. El complemento de esta disponibilidad hidroeléctrica, más allá de la generación nuclear, auto y cogeneración, es cubierto con generación térmica convencional. La generación térmica convencional opera básicamente a partir de la disponibilidad de gas natural. La mayor generación hidroeléctrica se concentra en las centrales Yacyretá, Salto Grande y el conjunto de unidades del área Comahue. La mayor generación térmica se concentra en el área de Gran Buenos Aires y circundantes. Página 233

234 Conclusiones En función de éstos tópicos podemos concluir que las variables climáticas que afectan a la oferta de energía del sistema eléctrico argentino son: El caudal de los ríos Paraná, Uruguay y los de las cuencas: Comahue (Collón Curá, Neuquén y Limay) que determinan los aportes hidroeléctricos. La temperatura: que establece en forma directa la disponibilidad de generación térmica convencional operando a gas natural. En cuanto a los fenómenos climáticos extremos se tiene Los tornados que pueden aislar áreas por daños a las vinculaciones eléctricas. Si se realiza un análisis exógeno de esta situación puede concluirse que la importancia de la generación en el área Comahue para atender la demanda hace vulnerable al sistema a los tornados impidiendo que la oferta de esa área pueda volcarse al centro de cargas del sistema. Las olas de calor en épocas inusuales pueden afectar el mercado de gas y por ende la disponibilidad de gas para generación eléctrica Mercado del Gas El mercado de gas en Argentina, al igual que el mercado eléctrico, se halla separado en tres componentes principales: Producción de gas natural Transporte de gas natural, y Distribución de gas natural. Más allá de la coyuntura actual, en el segmento de producción de gas el precio negociado es libremente entre las partes, aunque debe señalarse que el Mercado se halla altamente Página 234

235 concentrado (todavía con pocos actores). La autoridad regulatoria, el ENARGAS, es la que autoriza la inclusión de las variaciones en el precio del gas natural a tarifa de usuarios finales (pass-through). En el segmento del transporte de gas natural, el sistema se halla dividido en dos grandes transportistas con incumbencia territorial: Transportadora de Gas del Norte (TGN) y Transportadora de Gas del Sur (TGS). El sistema es de acceso abierto siempre que exista capacidad de transporte, y las tarifas se encuentran reguladas. Por último se encuentran las compañías de distribución, separadas en 9 áreas geográficas, con tarifas reguladas. Todos los agentes que participan en el mercado del gas natural, se deben ceñir a las normas de despacho, las cuales son sustancialmente distintas a las del MEM, debido a que el mercado de gas es un mercado de características físicas, en donde cada día los cargadores (grandes usuarios y distribuidoras) deben solicitar (nominar) a los transportistas y productores la cantidad que éstos deben transportar e inyectar para el día siguiente Mecánica de Despacho Al igual que en el caso eléctrico, el despacho de gas natural busca alternativas que garanticen la calidad y continuidad del servicio público de transporte y distribución de gas. El despacho debe ser realizado atendiendo a cuestiones de seguridad, confiabilidad y velocidad de respuesta de los sistemas de transporte y distribución con el objetivo de preservar el abastecimiento de servicios de acuerdo a sus prioridades, evitando situaciones peligrosas y/o críticas de los sistemas. Es su objetivo asimismo evitar las crisis que puedan afectar a los sistemas de transporte y distribución en los días de máximo consumo, intentando preservar a los clientes con servicios no interrumpibles en primera instancia (básicamente clientes residenciales y comerciales). Página 235

236 Entre sus objetivos también se encuentran privilegiar la transparencia del sistema mediante la publicidad de los actos en que participen las distribuidoras, clientes, intermediarios y el Ente Regulador. El despacho se basa en un esquema de responsabilidades atinentes a los transportistas y cargadores (distribuidores, grandes usuarios) de manera de poner como objetivo principal la seguridad y confiabilidad del sistema ante cualquier consideración operativa y comercial. Una característica fundamental es la disponibilidad de información en tiempo real de las entregas de los transportistas a los demandantes (cargadores). Además se firman acuerdos de asistencia entre los cargadores y los transportistas para mantener el equilibrio del sistema. En sistema se puede encontrar en diversos estados, de acuerdo a los valores de los parámetros que lo caracterizan. Se establecieron cuatro diferentes estados de acuerdo a la situación operativa de cada día. Los transportistas son los encargados de determinar el estado de su sistema e informarlo a la brevedad. Estado normal Estado de alerta: la capacidad de transporte en firme fue solicitada en más de 90% de su capacidad disponible, o cuando la demanda requerida por sus no interrumpibles (residenciales, comerciales principalmente) es superior al 80 % del total de la misma. Estado crítico: se estima que no es posible satisfacer o bien ya se ha restringido entregas a los servicios de transporte firmes Estado de emergencia: cuando un cargador ha realizado todo lo técnicamente posible y aún no le es factible alimentar a sus demandas ininterrumpibles Operación del Sistema En el sistema gasífero no existe un organismo encargado de realizar programaciones de mediano plazo, sino que el horizonte más extenso de programación es el semanal, en donde los demandantes (cargadores) del sistema informan a sus proveedores los requerimientos diarios para un horizonte de 7 días. Página 236

237 En la programación diaria cada cargador debe llevar cuenta de sus proyecciones de balances (equilibrio entre el consumo y lo solicitado para inyección) y las tendencias durante dicho día, tomando las acciones correctivas necesarias para adecuar su balance a los valores programados y autorizados. Los cargadores son responsables de estimar los valores esperados de su demanda diaria y por lo tanto definirán sus proyecciones para mantener los desbalances dentro de las bandas de tolerancias preestablecidas. Para ello las distribuidoras y demás cargadores deberán establecer los denominados Centros de Control de Gas, con operación continua de 24 horas Las acciones correctivas para balancear el sistema son: Correcciones en la inyección. Reprogramaciones: cambios en la demanda e inyecciones. Utilización de los Acuerdos de Transferencias y/o Compensaciones. Cortes de sus entregas. Disparo de mecanismos de emergencia En caso de incumplimientos tanto en los límites de operación del sistema como en el caso de desobediencia de órdenes de las Transportistas, existe un sistema de multas. Toda la información intercambiada se debe encontrar documentada. El ciclo de operación tiene las siguientes etapas: Ciclo de nominación a) Pronóstico de solicitudes (de Cargador a Transportista y a Productor) b) Programa de volúmenes (Cargador- Productor) c) Nominación (Cargador-Transportista) d) Confirmación de los volúmenes (Productor-Transportista) e) Aprobación (Transportista-Cargador) Reprogramación (tiempo de la solicitud, tiempo efectivo) Página 237

238 a) Reprogramación de los volúmenes (Cargador y Productor) b) Nominación (de Cargador a Transportista) c) Confirmación de los volúmenes (Transportista y Productor) d) Aprobación (de Transportista a Cargador) Informes (varias veces al día) a) Volúmenes de recepción asignados a los Cargadores b) Entregas a los Cargadores c) Retención de las Transportistas por combustibles y pérdidas d) Desbalance diario e) Desbalance acumulado f) "Make-up" (programa de reducción del desbalance): tasa diaria, número de días g) Volumen diario aprobado; entregado-aprobado h) Posición en la banda Variables Determinantes en el Despacho La variable fundamental en el funcionamiento del sistema gasífero es la temperatura esperada, ya que la demanda de los consumos residenciales y comerciales es fuertemente dependiente de la misma y de la duración de días de bajas temperaturas. Otro factor determinante es la demanda esperada del sector eléctrico, ya que por ejemplo en ciertos meses del año (secos) el consumo de gas para generación puede llegar a valores cercanos a los millones de m3 por día. En condiciones normales de producción de gas natural, la escasa capacidad de transporte es la que ocasiona que deben ser cortados ciertos consumos denominados interrumpibles, los cuales son típicamente consumos de usinas e industrias. En los gráficos 11.3ª, 11.3b y 11.3c, se puede observar como durante el invierno se alcanzan los mayores factores o coeficientes de utilización de la capacidad de transporte, Página 238

239 coincidentemente con la época de menores temperaturas y mayores consumos residenciales. Gráfico 11.3a Factor de Utilización de las Instalaciones de las Distribuidoras de Gas 120% AÑO 2002 COEFICIENTE DE LA UTILIZACION DE LA CAPACIDAD CONTRATADA FIRME - TOTAL DISTRIBUIDORAS 100% 80% 60% 40% 20% 0% ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC BAN LITORAL CENTRO CUYANA NOROESTE PAMPEANA METROGAS SUR Fte: Datos ENARGAS. Página 239

240 Participación demanda mensual sobre total de la demanda residencial anual 20% 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% Gráfico 11.3b Estacionalidad de la Demanda de Gas. DEMANDA RESIDENCIAL DE GAS ESTACIONALIDAD ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Fte: Datos ENARGAS. Gráfico 11.3c Estacionalidad de la demanda de gas. Consumo de gas por tipo de usuario GAS CONSUMIDO POR TIPO DE USUARIO 90,000 millones m3/dia 80,000 70,000 60,000 50,000 40,000 30,000 GNC Usinas Industrial 20,000 Residencial 10,000 - ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Fte: Datos ENARGAS. Elaboración propia. Página 240

241 Conclusiones Las bajas temperaturas durante el invierno es la principal variable que afecta el comportamiento del sector del gas natural en Argentina, como consecuencia del elevado empleo del gas natural para acondicionamiento del aire en los hogares y comercios. Debido a ello y al estrecho entorno en que deben moverse las variables de los sistemas de transporte y distribución de gas natural, es que se han creado mecanismos para salvaguardar la integridad del sistema, especialmente en invierno Olas de Calor Descripción y Temperaturas En Argentina no se han registrado cambios significativos en la temperatura media en superficie. Si bien se han producido cambios en las temperaturas mínimas (positiva) y la máxima (negativa), el resultado neto es una variación poco significativa en los valores medios. Ambas temperaturas han variado espacialmente en el siglo XX entre 1 y 4 C. Las temperaturas mínimas se incrementan como consecuencia del aumento en las concentraciones de gases de efecto invernadero, mientras que la disminución en las temperaturas máximas es el resultado de las mayores precipitaciones asociadas con mayor nubosidad y evaporación, procesos que tienden a reducir las temperaturas diurnas. Además se ha observado la extensión del verano dentro de la época otoñal y la reducción de la diferencia de temperaturas entre invierno y verano, como consecuencia de los mayores registros en el período invernal (Bejarán y Barros 1998). Página 241

242 En la región Patagónica, las temperaturas medias se han incrementado, especialmente en el extremo sur, donde se han registrado aumentos superiores a 1 C. Sin embargo, esta tendencia parece haberse detenido y en algunos casos revertido en los últimos años de manera parcial Conclusiones No se han observado consecuencias importantes debido a los cambios en las temperaturas medias, aunque es notorio el incremento en las temperaturas mínimas, especialmente en invierno. En el período estival, los meses más cálidos son diciembre, enero y febrero. Allí, la actividad económica tiende a desacelerarse debido a que es el tiempo de las vacaciones. Por lo tanto la demanda de energía también presenta un perfil decreciente. La actividad económica empieza a retomar su ritmo hacia fines de febrero e inicios de marzo. En esos meses la temperatura empieza a descender con la consiguiente menor necesidad de climatización. Sin embargo, en 2003 y 2004 se produjo una repentina ola de calor que incrementó más allá de lo usual la necesidad de climatización con el consiguiente impacto en la demanda eléctrica. Esto afectó profundamente al sistema que dada la baja disponibilidad hidroeléctrica y de gas natural debió recurrir a la generación con combustibles alternativos Relación entre la generación térmica y la temperatura en invierno Como se puede apreciar en el gráfico precedente, la generación térmica convencional emplea principalmente como combustible el gas natural. El precio que se reconoce en la formación del precio de la energía es el correspondiente al suministro de tipo interrumpible. Entonces las centrales de generación térmica operan, en líneas generales, sin suministro firme, es decir, como usuarios interrumpibles de gas natural. La mayor concentración de generación térmica convencional se encuentra en las áreas de la Ciudad de Buenos Aires, Gran Buenos Aires y sur de Santa Fe (Gráfico 11.4). El cuadro 11.5 Página 242

243 detalla la distribución de la capacidad instalada por tipo de generación. Área Cuadro 11.5 Capacidad Instalada por región y por tipo de generación (MW). Generación Térmica Nuclear Hidráulica TOTAL TV TG CC (+) DI (*) Sub Total Cuyo Comahue NOA Centro GB-LI-BA NEA SIN MEMSP Referencias (*) Generación a partir diesel oil (+) Generación con ciclos combinados Fte: CAMMESA. GB-LI-BA: Gran Buenos Aires, Litoral y Buenos Aires. Página 243

244 Gráfico 11.4 Detalle geográfico de la distribución de la capacidad de generación Fte: CAMMESA. Si ahora analizamos la relación existente entre la temperatura en la Ciudad de Buenos Aires y la generación térmica vemos que, en los meses de invierno hay una clara correlación entre despacho de generación con gas y temperatura en la Ciudad de Buenos Aires (Gráfico 11.5a). Página 244

245 Gráfico 11.5a Volumen de Generación Térmica y Temperatura Medias en la Ciudad de Buenos Aires mayo a septiembre Gen GAS - MW 7000 Despacho Medio Diario de Generación Térmica vs Temp - MW medios 1/5 al 06/9 GAS Temp - C Temp /5/04 8/5/04 15/5/04 22/5/04 29/5/04 5/6/04 12/6/04 19/6/04 26/6/04 3/7/04 10/7/04 17/7/04 24/7/04 31/7/04 7/8/04 14/8/04 21/8/04 28/8/04 4/9/04 Fte: CAMMESA. En el gráfico 11.5b se muestra esta relación para el año 2005 la oferta térmica cerrando el balance entre oferta y demanda, y su correlación con la temperatura. Página 245

246 Gráfico 11.5b Relación entre la generación térmica y temperatura media en la Ciudad de Buenos Aires Enero a Septiembre 2005 GWh 350 Generación por Tipo Enero - Septiembre 2005 C Nuclear Térmica Hidráulica t C Fte: CAMMESA Consecuencias en el Mercado Energético por Olas de Calor: Alteraciones en la Demanda Uno de los efectos que puede provocar alteraciones en la demanda de energía son los cambios inesperados en la temperatura. Para ello se muestra un análisis de los incrementos inusuales de la temperatura en la ciudad de Buenos Aires. El gráfico 11.6 presenta la evolución de la temperatura media en la Ciudad de Buenos Aires, en los últimos tres años. Para analizar comparativamente estos años se calculó una curva de ajuste polinómica de grado 6. Para el 2004 la curva de ajuste es: y = 6e -12 x 6 1e -06 x 5 + 0,1251x ,7x 3 + 2e +08 x 2 3e +12 x + 2e +16 Si se observa con detalle, la temperatura en la segunda quincena de febrero de 2004 empieza a Página 246

247 crecer por encima de los años anteriores, la tendencia se acentúa en marzo y se mantiene durante la primera quincena de abril. 30 Gráfico 11.6 Evolución de la Temperatura Media en la Ciudad de Buenos Aires enero 2002 a Temperaturas medias diarias [ C] Polinómica (2004) Polinómica (2002) 5 Polinómica (2003) Fte: Elaboración propia El incremento de la temperatura inusual para la época surge como consecuencia de las necesidades de climatización, lo cual incrementa la demanda de energía eléctrica. Este fenómeno se potencia porque la actividad económica empieza a acelerarse tras el receso estival. En la Gráfico 11.7 puede observarse la evolución comparativa de la máxima generación de energía eléctrica mensual. En los años anteriores la demanda de marzo y abril es menor o igual a la de febrero, sin embargo, en este año en ambos meses es mayor. Página 247

248 Gráfico Demanda mensual entre enero 2000 y agosto Máxima Generación Bruta (No incluye exportaciones) [MW] Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Fte. CAMMESA. Informes Mensuales Elaboración propia Gráfico 11.8 Evolución del precio horario de la energía y la temperatura durante una ola de calor Evolución del precio horario de la energía y la temperatura [$/MWh medio diario] [ c medios diarios] precio medio horario Temperaturas medias diarias Feb Feb Feb-04 6-Mar Mar Mar Mar-04 3-Abr Abr Abr Abr-04 [Día] Fte CAMMESA Parte Pos-operativo. Elaboración propia Página 248

249 Este incremento de demanda inusual en esta época del año, junto con otras razones, puso al sistema al borde del colapso. La indisponibilidad de gas y de combustibles alternativos, por cuestiones presumiblemente vinculadas al precio, obligó a las autoridades a tomar medidas drásticas, que pusieron en marcha un pan de importación de diferentes vectores energéticos: Se decidió la importación de gas desde Bolivia, energía eléctrica desde Brasil y fuel oil de Venezuela. Cualquier estimación de la incidencia de esta ola de calor es subjetiva. Sin embargo en función de precio de la energía y de la demanda del área la incidencia, en el período entre el 14 de febrero y 1 de abril podría haber alcanzado lo $ Tornados Los tornados se desplazan rápidamente y sus vientos pueden alcanzar velocidades de 400 kilómetros por hora o más, cambian de dirección de forma errática y causan gran destrucción. Al contrario de los tornados, en la Patagonia Argentina se registran vientos intensos (En Comodoro Rivadavia hay registros de este tipo de vientos que superaron los 190 km/hora.) y continuos denominados flujo del oeste o Los Oestes los cuales que pueden durar varios días, siendo de fácil predicción, cuya su influencia abarca una gran área. Son comunes entre los 60 S y 40 S. Similares son los vientos se producen en el Hemisferio Norte para la misma franja de latitud. En las regiones ecuatoriales existen vientos muy fuertes que se encuentran asociados a los huracanes. Son vientos cuyas velocidades máximas alcanzan los 240 km/hora y de duración media (hasta varias horas), son continuos y su nivel de predicción es medio. Se desarrollan en regiones ecuatoriales en donde la temperatura del mar es elevada: Mar Caribe y la costa este de los Estados Unidos Sudeste asiático y el Mar de la China La región central de Argentina está afectada por vientos muy intensos producto de tornados o Página 249

250 descendentes de nubes tormentosas. Son vientos de corta duración, de difícil predicción tanto en su ocurrencia como en el lugar donde ocurrirán, siendo su área de afectación es de unas decenas de kilómetros. De importancia fundamental es la evaluación del impacto que ocasionan y no el fenómeno en sí mismo, de modo que para poder encuadrarlo dentro del término desastre natural se debe considerar los efectos que ocasionan, ya sea sobre las personas o sobre bienes materiales Características El tornado es un fenómeno en donde una columna de aire gira violentamente y se extiende desde la base de una formación nubosa cumulonimbus hasta el suelo (Gráfico 11.9). Es uno de los fenómenos más destructivos de la naturaleza y se encuentra asociado a una intensa actividad tormentosa. Como se mencionó anteriormente, puede alcanzar velocidades 400 km/h y su desplazamiento es de alrededor de unos 50 km/h. Causan daños devastadores a pesar de su corta duración, la que es de unos pocos minutos. El rastro de destrucción de un tornado es de unos cientos de metros de ancho y puede alcanzar varios kilómetros de largo. Página 250

251 Gráfico 11.9: Ejemplo de un Tornado en la Argentina La zona típica de ocurrencia de tornados se encuentra entre los 20 y 50 de latitud, a ambos lados del Ecuador, siendo una zona de transición entre las masas de aire polar y tropical. Son poco frecuentes en latitudes mayores a los 60, en donde el aire no contiene la humedad y las temperaturas necesarias, y en la región ecuatorial, donde la atmósfera no es lo suficientemente inestable. La máxima ocurrencia de tornados es durante el verano en las latitudes medias (en el Hemisferio Sur: Enero, Febrero, Marzo). La variación de ocurrencia estacional difiere según el país y el lugar. La mayor frecuencia de ocurrencia es durante la tarde, entre las 2:00 p.m. y 8:00 p.m., si bien originarse a cualquier hora del día. El calentamiento diurno de la superficie de la tierra se encuentra relacionado con el momento del día de ocurrencia, ya que las altas temperaturas contribuyen a la inestabilidad atmosférica y a la formación de tormentas, que generalmente conducen a la generación de tornados. Página 251

252 Escalas de Medición de Tornados - Escala de Fujita Dentro de las escalas de medición de la intensidad de los tornados, una de las más aceptadas es la ideada por la Universidad de Chicago, originalmente creada por Theodore Fujita en La escala Fujita está basada en el impacto ocasionado sobre las estructuras y no en las características intrínsecas del propio tronado: velocidad, tamaño, diámetro, etc. El cuadro 11.6 muestra la Escala de Fujita, elaborada en 1957, la cual le otorga un número según el impacto ocasionado. Existen 6 grados de intensidad (0 al 5), donde se antepone una "F" en honor a su autor. Teóricamente podría existir un tornado F6 con vientos cercanos a la velocidad del sonido, pero no se ha probado su existencia. Número en la escala Intensidad Cuadro 11.6 Escala de Intensidad de Tornados según Fujita Velocidad del Tipo de daños viento [km/h] F0 Vendaval Daños en chimeneas, rotura de ramas, árboles pequeños rotos, daños en señales y roturas. F1 Tornado moderado El límite inferior es el comienzo de la velocidad del viento de un huracán. Arranca partes de algunos tejados, F2 F3 F4 F5 F6 Tornado importante Tornado severo Tornado devastador Tornado increíble Tornado inconcebible mueve coches y arranca algunos árboles pequeños Daños considerables. Arranca tejados, destruye casas débiles, arranca grandes árboles de raíz y los objetos ligeros son lanzados a gran velocidad Daños en construcciones sólidas, afecta trenes y arranca la mayoría de los árboles Estructuras sólidas son seriamente dañadas, las estructuras con cimientos débiles arrancadas y arrastradas y los coches y objetos pesados arrastrados Edificios grandes son seriamente afectados o derruidos, los coches lanzados a distancias superiores a los 100 metros y las estructuras de acero dañadas Destrucción absoluta de toda estructura construida por el hombre. Página 252

253 Descripción de los Tipos de Tornados Tornados Débiles (F0 y F1): representan 70% del total, ocasionan el 5% de las muertes y su duración oscila entre 1 y 10 minutos. Tornados Fuertes (F2 y F3): totalizan menos del 30%, causando el 25% de todas las muertes y duran más de 20 minutos. Tornados Violentos (F4 y F5): representan el 2% del total, provocan el 70% de las bajas humanas y pueden durar más de una hora Tornados en Argentina La región central de Argentina es una de las zonas de mayor frecuencia de tornados del mundo, luego de las grandes planicies de los Estados Unidos, tal como se aprecia en el Gráfico Gráfico Tornados Registrados en el Mundo Fte National Geographic Los diarios nacionales y locales constituyen la fuente de información más importante con que se cuenta para el estudio de este tipo de fenómenos metereológicos. Si bien el Servicio Página 253

254 Metereológico Nacional es la fuente primaria de información, la densidad de estaciones sinópticas es insuficiente. Además de que los tornados estos no impactan en la ubicación exacta de las mismas. El relevamiento más importante encarado en Argentina se realizó a través de los principales periódicos: desde la década de 1930 hasta finales de 1987 (Schwarzkopf, 1988). La información fue sistematizada y fue volcada a planillas donde se incluía la siguiente información: Día y la hora del impacto Día de publicación Localidad donde se registró el mayor impacto, provincia, Daños ocasionados: árboles, molinos, viviendas, establecimientos industriales, edificios, galpones o hangares, cultivos, líneas de energía o de comunicaciones, heridos, muertos Otras observaciones que ayudan a determinar la magnitud del fenómeno. Página 254

255 Gráfico Casos Registrados de Tormentas Severas en el período (Schwarzkopf, 1988) El gráfico muestra el número de tornados y tormentas severas que se tiene conocimiento para cada uno de los años del período (Schwarzkopf, 1988). Es notable el aumento en número de ocurrencias comenzando en la década de Entre los factores que intervienen para este incremento se pueden mencionar: Mayor cobertura de los medios periodísticos nacionales, Mejoras en las comunicaciones y, El cambio climático El último ítem se explica debido a que durante las últimas décadas es posible observar un marcado aumento de frecuencia de precipitaciones mayores a 100 milímetros en la zona de estudio, tal como se explicara anteriormente. Esta misma tendencia se observa en la serie de los casos clasificados como tornados. Página 255

256 Distribución geográfica de los tornados Como era de esperarse debido a lo comentado en los párrafos anteriores, los máximos de ocurrencia de tornados se localizan en las zonas más densamente pobladas. Era de suponer un resultado como éste, ya que precisamente es en zonas pobladas en donde se producen daños materiales de relevancia que son incluidos en las noticias. En términos generales, una tormento capta el interés periodístico cuando produce destrozos. El gráfico muestra la distribución geográfica de los casos clasificados como tormentas severas en Argentina. Para poder realizar análisis se ha dividido el territorio nacional en cuadrículas de 1 por 1 de latitud y longitud. Página 256

257 Gráfico Tormentas Severas- Casos Registrados Tormentas severas. Cantidad de casos registrados ( ) Latitud Longitud (Schwarzkopf, 1988) El gráfico muestra la distribución geografía de la ocurrencia de tornados, en donde se aprecia que no se presentan máximos tan definidos en las zonas urbanas. Esto indicaría que en las zonas rurales, sólo logran generar interés periodístico los informes de destrozos fuera de lo común, y éstos generalmente, están relacionados con tornados Página 257

258 Gráfico Tornados Registrados entre Latitud Longitud (Schwarzkopf, 1988) De esta manera, se puede concluir que la zona ubicada desde el paralelo 45 S hacia el norte y desde la región cordillerana hacia la costa este del continente (abarcando Uruguay, Paraguay y la parte sur del Brasil) es donde existe más probabilidad de ocurrencia de vientos asociados a convección severa, los que traen graves perjuicios a las poblaciones afectadas. Página 258

259 Las sierras Grandes de Córdoba actúan como barrera de contención del aire cálido y húmedo proveniente de las regiones tropicales situadas hacia norte, por lo que delimitan el área en donde disminuyen notablemente los casos de tormentas hacia el oeste. Debe considerarse además que dichas sierras delimitan zonas con una marcada disminución de la densidad de población. La estación del año con el mayor número de ocurrencia entre en octubre marzo. En ese período ocurren más del 85% de los casos. Los meses de abril y de septiembre concentran 7.5% los casos, mientras que menos del 5% de las ocurrencias se dan en el invierno. Cuadro 11.7 Número de días y frecuencia relativa de tormentas severas en los distintos meses del año E F M A M J J A S O N D Días de Ocurrencia Promedio de días/mes Porcentaje en el año Ref. Schwarzkopf, Conclusiones Como consecuencia del calentamiento global de la atmósfera, en la actualidad existen señales de incremento de frecuencia de tormentas severas en Argentina al igual que en Rusia, Sud África, China y los Estados Unidos Descripción del Sistema de Transporte Eléctrico La ley ha determinado el Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica como la actividad de vincular eléctricamente a los Generadores en su punto de entrega, con los Distribuidores o Grandes Usuarios en su punto de recepción, quedándole vedada la compra o Página 259

260 venta de energía. Dado el carácter de servicio público y monopolio natural atribuido al transporte en alta tensión, se ha otorgado, mediante la correspondiente licitación, una concesión con exclusividad por 95 años a la empresa TRANSENER SA. Como la formación de precios de la energía eléctrica está directamente ligada a la disponibilidad de la oferta, ésta debe entenderse como un conjunto generación-transporte ya que, ambos elementos son indispensables a la hora de abastecer la demanda. Como se detalla en el gráfico la oferta de nuestro país está distribuida en una amplia zona geográfica siendo vinculada por un extenso sistema de transporte eléctrico. Página 260

261 Gráfico Detalle geográfico del Sistema de Transporte Argentino Muchas veces no se toma conciencia de la verdadera magnitud de este extenso sistema de transporte. En el gráfico se lo compara con la superficie de Europa Página 261

262 Gráfico Detalle geográfico del Sistema de transporte argentino simulado en Europa. E l B ra c h o (E d im b u rg o ) Y a c y re tá (C o p e n h a g u e ) M e n d o z a (N a n te s ) A M S T E R D A M L O N D R E S B R U S E L A S P A R IS Z U R IC H B E R L IN S a lto G ra n d e (L e ip z ig ) G B A (M ila n ) C o m a h u e (M a d rid ) M A D R ID Fte: CAMMESA R O M A La oferta energética depende de la existencia tanto de la generación como de la vinculación con la demanda. Este vínculo es susceptible ser afectado por tornados. Como se mostrará luego, el sistema de transporte presenta un riesgo tornádico en el corredor Comahue Buenos Aires y en el corredor Yacyretá - Buenos Aires. Sin embargo, la doble vinculación entre esa central y el centro de carga del sistema hacen que el primero de los corredores sea el más riesgoso Consecuencias en el sector eléctrico de los tornados Una de los mayores desafíos en cuanto a eventos climatológicos que deben superar las líneas de transporte son los tornados. De la estadística que se presenta en el cuadro 11.8 se observa que el corredor de transporte más afectado es el Bs. As. - Comahue (12 de 19). El más frecuente que le sigue es Bs. As. Rosario con 3 de 19. Página 262

263 # Salida de Servicio Cuadro 11.8 Estadísticas de Tornados Soportados por la Red en Extra Alta Tensión Línea de 500 kv Lugar Entrada en Servicio Cantidad de Torres 1 23/02/87 EZEIZA HENDERSON (*) Bolívar (Bs. As.) 05/04/ /03/89 ROSARIO O. RODRÍGUEZ [+] 12/04/ /03/89 ROMANG RESISTENCIA 08/03/ /10/91 ABASTO OLAVARIA (*) S. Miguel del Monte (Bs.As.) 03/11/ /03/92 EZEIZA HENDERSON (*) María Lucila (Bs. As.) 25/03/ /05/92 EZEIZA HENDERSON (*) José Santos Arevalos (Bs.As.) 16/05/ /01/93 ROSARIO O. RODRÍGUEZ [+] 13/03/ /04/93 EZEIZA - HENDERSON (*) Bolívar Henderson (Bs.As.) 02/06/ /04/93 ABASTO - OLAVARRIA - B. BLANCA(*) Olavarría (Bs.As.) 02/06/ /08/93 SANTO TOME ROSARIO O. [+] 08/09/ /11/93 ALMAFUERTE MALVINAS 18/11/ /05/94 EZEIZA HENDERSON (*) Cuatro Vientos, Bolivar (Bs.As.) 13/05/ /10/97 SANTO TOME ROMANG 02/11/ /10/00 ROSARIO - SANTO TOME Matilde (Santa Fe) 07/10/ /10/00 HENDERSON PUELCHES (*) Macachín (La Pampa) 12/10/ /10/00 EZEIZA - HENDERSON (*) María Lucila (Bs.As.) 09/11/ /12/00 EZEIZA - HENDERSON (*) Gral. Las Heras (Bs.As.) 05/01/ /12/01 MACACHIN PUELCHES (*) Macachín (La Pampa) 21-25/12/ /03/02 EZEIZA - HENDERSON (*) Marcos Paz (Bs.As.) 12/03/02 1 Fte.: TRANSENER Referencias: (*) Corredor Bs. As Comahue [+] Corredor Bs. As - Rosario La generación que concentra el área Comahue presenta un perfil altamente competitivo (precio), cuyo importante excedente es aportado al sistema a través del corredor Bs. As. - Comahue. Así es que la salida de servicio de este vínculo trae aparejado importantes sobrecostos al sistema eléctrico, que debe recurrir a unidades menos eficientes ubicadas en otras áreas para cubrir la demanda. Página 263

264 Eventos asimilables El 8 de septiembre de 2004, el corredor sufrió un atentado, cuyos efectos son similares a los ocasionados por un tornado. Gráfico Detalle de Lugar Geográfico donde se Produjo el Atentado. LINEAS HENDERSON-EZEIZA 1 Y 2 CAIDA DE TORRES A 77 km DE LA E.T. HENDERSON. CORTES 377 MW Fte CAMMESA Ese día a las 17:16 hs desenganchó la línea de 500 kv Henderson - Ezeiza 2 a. A las 17:17 hs desenganchó la línea de 500 kv Henderson - Ezeiza 1. Los sistemas de protecciones señalaron falla a 77 km de la ET Henderson y a 235 km de Ezeiza. Página 264

265 Cuando se pudo acceder al lugar del hecho se comprobó el derribo intencional de torres en ambos corredores. Este atentado restringió la oferta del sistema, ya que la generación del Comahue no podía acceder plenamente al centro de carga del sistema. Para poder atender la demanda se debió recurrir a generación al norte de esta restricción. Esto obligó al despacho de unidades menos eficientes que originaron un extra costo importante para la demanda. En el gráfico detalla la evolución diaria de los costos de la generación con combustible líquido. 5,000,000 4,500,000 Gráfico Costo de Generación Térmica que Emplea Combustible Alternativo A Septiembre ,000,000 3,500,000 Costo diario de generación que emplea combustible alternativo 3,000,000 [$] 2,500,000 2,000,000 1,500,000 1,000, , [Septiembre 2004] Fte: CAMMESA. Informes Pos operativos. Elaboración propia Como se muestra, el mayor costo para el sistema devino al día siguiente del atentado (9 de septiembre) Finalmente el Jueves 09/09/04 a las 18:13 la línea Henderson - Ezeiza 2 quedó disponible, en tanto que el viernes a las 12:18 entró en servicio la línea restante, quedando normalizado el sistema de transporte. Página 265

266 A partir de ese momento, se procedió a normalizar totalmente el despacho de generación, retirando de servicio las máquinas con combustible líquido o carbón. Las aproximadamente 30 hs de este incidente implicaron un costo adicional de casi $ 10 millones. Debe tenerse en cuenta que el atentado derribó una torre en cada una de las dos líneas. Usualmente (ver tabla anterior) un tornado implica un mayor daño con el consiguiente mayor tiempo de reparación Precipitaciones Extremas Argentina ha sufrido en las últimas décadas cambios importantes en el nivel y distribución de las precipitaciones anuales. En el centro y sudoeste del país se ha incrementado las precipitaciones fundamentalmente en primavera y verano. En la región litoral, por su lado, el aumento se ha dado todo el año, excepto en invierno. Según estudios realizados en el año 2003, el aumento en los niveles de precipitaciones anuales en las últimas décadas se debería al moviendo hacia latitudes más altas de anticiclones subtropicales. De hecho, durante el siglo XX se ha registrado un aumento considerable en las precipitaciones anuales en la región septentrional de América del Sur (Giorgi 2003) No obstante, se han registrado diferentes tendencias diferencias al este y al oeste del subcontinente: en la región occidental de la cordillera de los Andes esta tendencia fue marcadamente la contraria. El mismo comportamiento ha sido observado en Australia. En Argentina, en el período , las precipitaciones medias anuales en la región norte (al norte del paralelo 40 S) aumentaron en promedio más de 10%. Sin embargo se han alcanzado picos máximos del orden de 40% en determinadas áreas (Castañeda y Barros, Página 266

267 1994), como la zona oeste de la provincia de Buenos Aires y el sur de Corrientes, con incrementos superiores a 300 mm en el transcurso del período analizado. La dirección de los incrementos de las precipitaciones medias anuales es este-oeste en la región norte, de esta manera la región accidental es considerablemente seca y la oriental húmeda. Otro hecho de importancia es la variabilidad intranual registrada. Otro hecho característico en la alteración de los patrones de precipitaciones ha sido el incremento de la ocurrencia de las precipitaciones extremas. En las regiones Litoral y de la Pampa Húmeda, al este del país, se registran precipitaciones extremas más frecuentes, tendencia que se ha observado desde la década de 1970 y se agudizó en la década pasada (90). Para tener una idea más acabada de la magnitud de los cambios observados, fue incluido el gráfico En la misma, para el período se muestra el número ocurrencias de precipitaciones superiores a 100 y 200 mm, registrados en varias estaciones del Servicio Meteorológico Nacional (Estaciones meteorológicas de las provincias de Chaco, Corrientes, Córdoba, Santa Fe, Entre Ríos y Santiago del Estero) cada 4 años. Comparando los tres primeros períodos de cuatro años y los tres últimos, se concluye que el número de casos se ha triplicado. Las principales consecuencias de las precipitaciones extremas son las inundaciones, especialmente si las condiciones geográficas y morfológicas del terreno no colaboran para que el agua escurra o la concentran en determinados lugares. Las precipitaciones extremas se incrementaron notablemente en dos regiones: Página 267

268 Noreste de Argentina, excepto el este de Formosa: abarcando la mitad norte de las provincias de Santa Fe, Córdoba y entre Ríos y el este de Santiago del Estero. Sudeste de la provincia de Buenos Aires. El aumento de la frecuencia de grandes precipitaciones en dichas regiones ha sido de tal magnitud deben haberse visto incrementadas la vulnerabilidad social y de infraestructura. Por ejemplo se puede citar el caso de Las Flores, en la provincia de Buenos Aires, en donde 1 vez cada 50 años llovían más 150 mm en menos de dos días, mientras que desde 1991 es de más de un caso cada dos años y medio (Gráfico 11.18). Gráfico Ocurrencia de Precipitaciones Severas Mayores a 100 mm en no más de dos Días, Frecuencia / / / / / / / / / / / 0 2 A Ñ O S Ref. En estaciones meteorológicas de la región Centro y Este de Argentina: provincias de Chaco, Corrientes, Córdoba, Santa Fe, Entre Ríos y Santiago del Estero. Fte: Barros Los gráficos11.19 muestran la frecuencia de precipitaciones extremas para los casos de 100 y 150 mm de precipitaciones en menos de dos días. La frecuencia observada para el caso de 100 mm en el Litoral, gran parte del centro del país y casi toda la provincia de Buenos Aires Página 268

269 (excepto la región sudoeste) es de una o más veces por año. Por su parte en las provincias de Misiones y Corrientes, la frecuencia supera los 3,2 casos por año. Gráfico 11.19a Frecuencia anual de casos en el período 1991/2002 de precipitaciones con más de 100 mm Gráfico 11.19b Frecuencia Anual de Casos en el período 1991/2002 de Precipitaciones Mayores a 150mm Fte: Barros Página 269

270 Conclusiones Desde finales de la década de 1970 se ha registrado un incremento en la frecuencia de ocurrencia de las precipitaciones extremas. A partir de la década de 1990, esta tendencia ha sido exacerbada, lo que incrementó los daños ocasionados a las personas, a la propiedad privada y a las obras de infraestructura. Como consecuencia de ello, la conciencia colectiva ha ido madurando, consciente de que se está en presencia de nuevas condiciones climáticas que afectan la actividad humana y del ecosistema Consecuencias en el Mercado Eléctrico En general el incremento de precipitaciones no ha afectado aún a la infraestructura energética, sin embargo, se espera que este incremento se sostenga en el tiempo. Lo que hará necesario una toma de conciencia de este potencial problema. En este sentido lo ocurrido con la Central Térmica Santa Fé Oeste debiera llamar a la reflexión. En esa oportunidad las fuertes precipitaciones sumadas a un manejo deficiente de las defensas provocaron una inundación que afectó a la ciudad y su infraestructura (Gráfico 11.20). Página 270

271 Gráfico 11.20: Vistas de la playa de maniobra de la subestación de la CT Santa Fe Oeste CAMMESA entre sus responsabilidades debe realizar la programación de la operación del mercado eléctrico cubriendo la demanda de energía al mínimo costo operativo y atendiendo a Página 271

272 estrictas normas de seguridad de suministro. En este sentido se entiende necesario se establezca procedimientos técnicos que prioricen la operación segura ante eventos climáticos que pueden predecirse Consecuencias en el Mercado de Gas Las consecuencias más importantes en el mercado de gas natural han sido las roturas de gasoductos especialmente en cruces de ríos, como consecuencia de los elevados caudales observados en los ríos, especialmente de montaña. De esta manera se deben reforzar o replantear los métodos con los cuales se sortean éstos obstáculos naturales. Asimismo como la zona de mayores incrementos de precipitaciones extremas es la norte, en el caso de los gasoductos, los operados por TGN presentan mayores riesgos. Página 272

273 Gráfico Sistema Argentino de Gasoductos Fte: ENARGAS Conclusiones: Operación y Manejo de Contingencias en Todos los Actores del Sector En la problemática de sector energético asociada al cambio climático se tienen diversos estamentos que deben interactuar y asumir acciones tendientes a mitigar las consecuencias. Estos son: Gobierno, Organismo Encargado del Despacho, generadores, productores, transportistas (gas y electricidad), distribuidores y usuarios. Como se mencionó, la Página 273

274 problemática asociada a eventos extremos: olas de calor, tornados y precipitaciones deberá ser una de las variables que deberán asumir los operadores de infraestructura. En ese sentido, es necesaria la acción del Estado a través de sus organismos de contralor (ENRE y ENARGAS) y de la Autoridad de Política Energética (Secretaría de Energía) exigir acciones de adecuación a las nuevas circunstancias. El cuadro 11.9 presenta las acciones que se entienden necesarias Página 274

275 Cuadro 11.9 Operación y Manejo de Contingencias en Todos los Actores del Sector Contingencia Autoridades CAMMESA Generadores Transportistas Distribuidores Tornado Implementación Se encuentran Coordinar la Asegurar la Asegurar la de una campaña contemplados disponibilidad reposición de reposición de de educación y en los criterios de las unidades las las difusión donde de operación (mantenimientos instalaciones instalaciones se forme a los vigente. y combustibles) afectadas en el afectadas en el docentes sobre Están en de modo de menor tiempo menor tiempo la amenaza de funcionamiento contar con posible, posible, vientos muy mecanismos generación manteniendo manteniendo severos. para minimizar disponible en equipamiento, equipamiento, Estas campañas los impactos los centros de materiales y materiales y deberían ser sobre el consumo en la personal personal repetidas en el sistema época de adecuado para adecuado para tiempo y eléctrico: tornados. Es responder en responder en contribuir a la Como por decir, en Enero, tiempo y tiempo y concientización ciudadana. ejemplo Limitaciones a la importación Febrero, Marzo. forma. Tormentas (Inundaciones) Olas de Calor Elaboración de mapas de riesgo actualizados. Asesoramiento a todos los organismos que hacen a la defensa civil en forma permanente, advirtiendo sobre los riesgos de los eventos climáticos, recordando la fuerte estacionalidad de estos fenómenos. Indicar a los operadores de de netamente exportadoras, asumiendo áreas niveles de riesgo preestablecidos y acotados. Prever demandas elevadas y su cubrimiento con generación económica y confiable. En especial a principios del otoño y a finales de diciembre forma. Circuitos alternativos de suministro. Prever lluvias violentas que pueden comprometer sus equipos y/o instalaciones. Se ha observado la extensión del verano dentro de la época otoñal. En esa época se puede producir un pico de demanda que compromete al sistema si no se cuenta con generación disponible. Prever demandas elevadas y su cubrimiento con niveles adecuados de calidad. Contar con circuitos alternativos de suministro y/o respaldo de los sistemas de abastecimiento Página 275

276 Deslizamientos operadores de infraestructura la necesidad de adecuar su accionar al nuevo marco. El eventual incremento de los deslizamientos puede afectar los gasoductos y por ende la disponibilidad de gas tanto para consumo residencial como para generación. Las lluvias violentas pueden devenir en deslizamientos que pueden comprometer sus equipos y/o instalaciones. Página 276

277 12. FUENTES SUBUTILIZADAS Autor: Ing. Fernando Nicchi. Casi el 90% de la oferta interna total de energía en Argentina corresponde a los combustibles fósiles, en la cual el gas natural es el de mayor participación, alcanzando una cifra cercana al 50% del total. El restante 10% de la oferta primaria de energía proviene de fuentes hidroeléctrica (6 %), nuclear (1,5 %) y biomasa, compuesta principalmente por leña y residuos del agro y de la industria (ej. bagazo de la caña de azúcar). A su vez la cogeneración emplea ambas fuentes de combustibles: combustibles fósiles (por ejemplo en refinerías, acerías, etc) y biomasa (ej. Ingenios azucareros). Sin embargo Argentina posee un rico historial en el uso de energías renovables. Desde los comienzos del país éstas acompañaron el desarrollo del país, siendo innumerables los empleos de las energías renovales en pequeña escala, como por el ejemplo los molinos de viento para bombeo y extracción de agua. Su evolución en la matriz energética de Argentina básicamente dependió de la acción decidida y proactiva del Estado (nacional o provincial) y de cooperativas No obstante el país posee abundantes recursos energéticos renovables que van desde el potencial de la energía solar en sus múltiples facetas, hasta aprovechamientos eólicos, geotérmicos, hidráulicos y de biomasa, lo que hace pensar que en futuro su participación en la matriz energética se incrementará apoyado en políticas de promoción adecuadas Potencial de Renovables en Argentina El potencial de las energías renovables puede dividirse en dos grandes grupos: a gran escala (como los aprovechamientos hidroeléctricos de gran envergadura, granjas eólicas, etc) y de pequeña escala (microturbinas hidroeléctricas, paneles solares, etc). A pesar de que Argentina tiene un elevado índice de electrificación (superior al 90%) una parte importante de su población rural adolece de suministro eléctrico. En este sentido el gobierno ha propiciado políticas tendientes al empleo de energías Página 277

278 renovables a través del Programa de Abastecimiento Eléctrico a la Población Rural Dispersa (PAEPRA) y su sucesor el Programa de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER). Por medio de dichos programas se estima proveer suministro eléctrico a hogares, junto a escuelas, centros de atención de salud, etc por medio de la promoción de energías renovables no convencionales Energía hidroeléctrica En esta sección se hará referencia a los proyectos de generación hidroeléctrica de mediano y gran porte aún no explotados en el país. Tras las reformas de desregulación y privatización del mercado de los 90 y la finalización por parte del Estado de algunos emprendimientos hidroeléctricos de gran porte, las incorporaciones de oferta consistieron en centrales térmicas, generalmente de ciclo combinado, alimentadas a gas natural. El marco regulatorio elegido, y la situación propia del país, generaron señales económicas de corto plazo que relegaron el desarrollo de las energías renovables y alternativas al gas natural. Sin embargo, en nuestro país existen numerosos proyectos de pequeño porte. Por ejemplo sobre el río Collón Curá, la empresa Agua y Energía encontró los siguientes emprendimientos posibles: Chenque: 423 MW que entregarían GWh año. ITSO de sus 282 MW se podría obtener anualmente GWh año Talhelum con 222 MW se lograrían 873 GWh año Puesto de Paja, esta unidad de 35 MW aportaría anualmente 144 GWh Además de este ejemplo existen recursos renovables explorados en todo el país fruto de diversa iniciativas en donde todas presentan un denominador común: la acción decidida del Estado. En este sentido la Tabla muestra el potencial energético (GWh año) es importante aún Página 278

279 Tabla 12.1 Categoría Cuenca TOTAL Del Plata Del Atlántico Del Pacífico Mediterránea [GWh] Explotación Construcción (1) Programadas (2) Subtotal Inventariado (3) Subtotal Estimado Industrializado (4) Total Identificado Tabla Potencial energético argentino. Fte.: Elaboración propia. Referencias: (1) Ampliación de la CH Álvarez Condarco, CH Cuesta del Viento y CH Los Caracoles (todas provinciales) (2) Aumento de cota de CH Yacyretá, CH Aña Cuá, CH Punta Negra (provincial), CH Chihuido II (provincial) (3) Corresponde a todos los estudios y proyectos que hayan alcanzado como mínimo el nivel de avance de "inventario" (4) Corresponde a estudios con posibles sitios de aprovechamiento identificados, que poseen cierto desarrollo de gabinete Energía eólica La energía eólica es el aprovechamiento de la energía cinética del viento y su conversión a Página 279

280 otras fuentes aprovechables de energía. Las energía eólica es principalmente convertida en energía mecánica la que as u vez puede ser empleada para realizar trabajo mecánico directo (molinos) o convertida en energía eléctrica (aerogeneradores). El uso histórico más extendido en todo el mundo hasta la actualidad es el correspondiente al trabajo mecánico directo, por ejemplo para el bombeo de agua. En el caso de generación eléctrica, las instalaciones pueden ser de pequeña escala y aisladas de la red eléctrica (por ejemplo para electrificación rural, cargado de acumuladores, etc), y de mediana y gran escala que se encuentran interconectadas a la red. Éstas ultimas conforman lo denominados parques eólicos y a nivel mundial presentan un notable crecimiento en la capacidad instalada. En el año 1988 se realizó el último Censo Agropecuario Nacional, cuyas estadísticas arrojan que a esa fecha en Argentina existían molinos de viento para bombeo y/o extracción de agua, cuya capacidad eléctrica estimada es del orden de 400 MW. La capacidad instalada de aerogeneradores de mediana y gran escala interconectados a la red es del orden de 26 MW, principalmente en la Patagonia y sur de la provincia de Buenos Aires Capacidad del sistema para soportar generación eólica Básicamente el aerogenerador es una máquina aerodinámica que absorbe parte de la energía cinética (del movimiento) con la cual ingresa el aire, que egresa con una velocidad menor, ocupando un área de salida mayor para mantener el caudal constante, dado que es un flujo básicamente incompresible. La energía aprovechada es el trabajo producido en el eje. La potencia eólica es proporcional a la velocidad del aire al cubo. Esto implica que cambios pequeños en la velocidad devienen en una amplia implicancia sobre la potencia generada. Las características del viento (intermitente y muy variable), se potencian negativamente con la incapacidad de almacenamiento del recurso eólico, haciendo imposible la maximización de la eficiencia. Por otro lado, reducen también el rendimiento de la unidad los efectos locales de turbulencia, torbellinos, cambios de velocidad que, además generan ondulaciones en la potencia entregada. Todo esto produce importantes cargas dinámicas. Finalmente son Página 280

281 obtenidos bajos factores de aprovechamiento del recurso. Éste, en el mayor de los casos apenas supera el 40% del factor de carga real puesto en la red eléctrica. El compromiso entre un recurso que es muy variable e intermitente y una red que requiere una producción de cada generador de alta calidad es difícil. Sin embargo, si bien el viento es variable, no es completamente aleatorio. El viento es estadísticamente predecible, en el mismo sentido que la demanda lo es. En efecto, muchos analistas modelan la potencia eólica como una demanda negativa. El hecho que el viento tenga un componente no aleatorio significativo implica que el viento puede ser pronosticado. El sistema eléctrico debe tener por lo tanto una reserva de generación convencional que tenga en cuenta la posibilidad de no disponer de potencia eólica en determinados períodos. Si hipotéticamente se tuviera un pronóstico exacto del viento, el sistema podría acotar el respaldo para el parque eólico, encontrándose así un ahorro al evitar exceso de generación en reserva En Argentina hay dos sistemas interconectados: el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), en 500 kv y el Sistema Interconectado Regional Patagónico (SIRP), básicamente en 132 kv. Un consorcio liderado por la empresa ALUAR está construyendo la interconexión en 500 kv del SADI y el SIRP: Se conectarán las estaciones de Choele Choel (Río Negro) y Puerto Madryn (Chubut). Esta interconexión estará operativa comercialmente en el año Además, el Presidente de la Nación ha anunciado la construcción del tramo en 500 kv Puerto Madryn y Pico Truncado (Santa Cruz). Se espera que esta otra obra pueda estar concluida a finales del año De esta manera quedarán vinculadas eléctricamente las mejores zonas de viento del país, ubicadas en las provincias de Chubut y Santa Cruz y las zonas de demanda de energía, como son provincia de Buenos Aires, Capital Federal y eje Córdoba-Rosario-Santa Fe. Página 281

282 Figura Sistema de transporte Eléctrico patagónico. Fte CAMMESA Por su parte, originalmente en 1999, la provincia de Santa Cruz encargó a la Universidad de San Juan el estudio de la interconexión entre Pico Truncado y Río Gallegos (siguiendo la traza de la ruta nacional Nº 3, sobre la costa Este en dos versiones: 132 kv y 220 kv, con un costo de obra estimado en los US$ 70 MM. La actual administración, decidió que la obra fuera incluida dentro del Plan Federal de Transporte en 500 kv, mediante la resolución de la Secretaría de Energía 831/03. Como originalmente esta obra no estaba incluida dentro del Plan Federal la ejecución se financia con aportes de Tesoro Nacional. (Partida del Presupuesto Nacional 2005). Esto mejorará la situación para eventuales generadores eólicos puesto que agrega una zona de viento del país se halla cercana al puerto de San Julián, Santa Cruz. Página 282

283 Figura Representación esquemática del sistema Eléctrico patagónico. Fte CAMMESA En la Figura se puede observar el sistema de transporte del SIRP o MEMSP (Mercado Eléctrico Sur Patagónico). Existe un vínculo en 330 kv entre la central hidroeléctrica Futaleufú y la planta de ALUAR, pasando por Puerto Madryn. Luego un sistema radial en 132 kv desde San Antonio Oeste, en el norte, hasta Puerto Deseado en el sur, pasando por Comodoro Rivadavia. En la figura siguiente vemos una simplificación esquemática, donde se observa las características salientes del sistema: Para medir la capacidad de un sistema de operar energía eólica se usa el Grado de Penetración de la Generación Eólica (GPE) en función de una dada demanda. GPE = Potencia Potencia _ eólica _ eólica + Potencia _ convencion al Con la tecnología que se dispone actualmente, el máximo GPE empleado en los distintos subsistemas norteamericanos es del 15% (en USA). Un GPE aceptable, dependerá de diversos factores, como: Página 283