Estado de la Industria Eólica en Argentina 2009

Transcripción

1 Estado de la Industria Eólica en Argentina 2009

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3 El pesimista se queja del viento; el optimista espera que cambie; el realista ajusta las velas William George Ward

4 CADER - Comité de Energía Eólica Mauro Soares Mauro es Lic. en Economía graduado de la Universidad del Salvador y tiene un Master s in Management de la Universidad de Stanford, California, EE.UU. Tiene 12 años de experiencia en la industria de la energía y ha trabajado los últimos dos años en proyectos de energía eólica en Argentina, México y otros países de la región. Actualmente preside la Comisión de Energía Eólica de la CADER. Sebastián Kind Sebastián Kind es Ingeniero Mecánico graduado en la Universidad Tecnológica Nacional de Argentina, cuenta con un Master en Ciencias en Energías Renovables con especialización en Energía Eólica por la Universidad de Zaragoza (España) y la Universidad Tecnológica Nacional de Atenas (Grecia) y un Postgrado en Desarrollo Directivo por el IAE Business School. En la actualidad, es miembro del directorio de la Cámara Argentina de Energías Renovables. Anteriormente, ha trabajado en BP Alternative Energy en Londres (UK) en el desarrollo de Parques Eólicos y en centros de I+D en diversos proyectos de energías renovables. Omar Humberto Fernández Humberto es Ingeniero en Construcciones graduado de la Universidad Nacional de La Plata y tiene un Postgrado de Especialista en Mercado Eléctrico del Instituto Tecnológico de Buenos Aires. Humberto tiene 15 años de experiencia en la industria de la energía y ha trabajado los últimos tres años en proyectos de energía eólica en Argentina. Agradecimientos Los autores desean expresar su agradecimiento a todos aquellos que de una u otra manera han estado involucrados en el desarrollo de este trabajo y sin los cuales no hubiese sido posible llevar a cabo el mismo. En particular, a Francisco Mourelle de PAE por sus inagotables ideas y apoyo incondicional, a Eugenia Ares, Verónica Romano, Anne Rusconi-Clerici, Nicolás Brown Bustos y Hernán Polverini de Tecpetrol por su valiosa ayuda, a Carlos St. James de CADER por confiar en nosotros, a Eduardo Tabbush de New Energy Finance por su aporte en temas económicos, a Héctor Mattio del CREE por su revisión y prólogo, a Enrique Casares de Tecnotrol SRL por su aporte en temas de eólica de baja potencia, a Emilio Bressán de NRG, Emilio Guiñazú y Santiago Miles de IMPSA, Verónica Rivero de Barrick y a Hugo Brendstrup de INVAP por ceder material gráfico, a Damián Braña y Diego Jarlip por su arte, a Mariana Correa y María Victoria Adami por su paciencia y apoyo diario. Diseño y diagramación:

5 Contenidos Prólogo 6 Highlights 7 1. Introducción y Objetivos 9 2. Descripción del Recurso Eólico en Argentina El Sistema Eléctrico Argentino Descripción General Generación y Evolución de Precios Marco Legal Experiencias Exitosas Marco Regulatorio Argentino Proyectos Existentes y Potencial de Mercado Granjas Eólicas Existentes Proyectos en Danza Potencial de Mercado Aspectos Económicos Costos de generación Eólica y análisis económico del proyecto Costos para el Sistema Análisis Comparativo Producción Local de Aerogeneradores de Potencia Beneficios de la Energía Eólica Empleo, Desarrollo Económico y Social Impacto Económico Reducción de Emisiones 33 ANEXO 1. Cómo Funciona una Turbina Eólica 38 ANEXO 2. Parques Eólicos Existentes en Argentina 40 ANEXO 3. La Energía Eólica de Baja Potencia 41 Cámara Argentina de Energías Renovables 2009

6 Prólogo El viento es abundante en Argentina. Potencialmente se podrían instalar parques eólicos para generación eléctrica en más de la mitad del territorio nacional los cuales producirían igual o más energía por unidad instalada que los parques de Europa, Estados Unidos, o China. Durante la última década la tecnología asociada a la industria eólica ha evolucionado enormemente mejorando la calidad de la energía eléctrica entregada a las redes interconectadas, aumentando la confiabilidad de los sistemas, y reduciendo el costo de cada kilovatio hora. El parque instalado mundial ha crecido a una tasa promedio del 27% anual durante los últimos 10 años. Muchos países ya tienen importantes industrias eólicas que producen y exportan equipamiento, prestan servicios o generan electricidad a partir del viento. Desde hace varios años venimos trabajando para impulsar una industria eólica en Argentina. Hemos realizado numerosos estudios, hemos publicado mapas de vientos, hemos participado en incontables eventos de difusión y de capacitación en el país y en el exterior. Hemos trabajado incansablemente para promocionar al viento como un recurso deseable, creador de empleo y generador de desarrollo económico y social. Diversificar la matriz de abastecimiento de energía es una tarea ineludible. La energía eólica es ciertamente una opción viable económica y técnicamente; más en un país como el nuestro, un país con gran capacidad de desarrollo tecnológico, una fuerte base de recursos humanos de alta calidad y mucho viento. La Cámara Argentina de Energías Renovables presenta este estudio sobre el Estado de la Industria Eólica en Argentina. Es un esfuerzo conjunto de los miembros de la Cámara y de todos aquellos que trabajamos a diario para que en Argentina el viento sea aprovechado de la mejor manera. Espero les resulte útil e interesante. Dr. Héctor F. Mattio Director del Centro Regional de Energía Eólica (CREE) Miembro Honorario de la Cámara Argentina de Energías Renovables Estado de la Industria Eólica en Argentina

7 Highlights 1. La Patagonia argentina presenta condiciones de viento que posibilitarían factores de capacidad (FC, energía generada por unidad de potencia nominal) que podrían duplicar los promedios mundiales. 2. Aún así, la porción de nuestro consumo eléctrico abastecida con energía eólica es insignificante. Contrariamente, la energía eólica es una fuente significativa de generación en el sistema español (11%) o el danés (20%). En EE.UU. el 40% de las instalaciones de nueva generación en 2008 fueron de origen eólico (8.300 MW). 3. En la situación regulatoria actual del Mercado Eléctrico Mayorista, ni el costo marginal del sistema ni la remuneración por capacidad (potencia) están funcionando como señales de precios e incentivo a la inversión. La consecuencia es un importante déficit de reserva y merma en la calidad de generación. 4. Argentina ha gastado durante el año 2008, cerca de millones de us$ en combustibles líquidos importados y en energía eléctrica de origen térmico comprada a países vecinos. Ese dinero fue destinado a la generación y compra de GWh arrojando un costo promedio de 230 us$/mwh. Si se hubiese destinado, el 15% de dicho gasto a la compra de energía eólica, se podrían haber instalado cerca de 700 MW eólicos, atrayendo inversiones por millones de us$. Una política de Estado en este sentido reemplazaría gasto por inversión, además de redundar en un significativo ahorro para el sistema. 5. La efectividad de la Ley sería limitada, ya que lamentablemente en la misma no se establecen penalidades al incumplimiento de los volúmenes mínimos objetivo y la prima preestablecida resultaría insuficiente para cubrir la brecha entre el precio spot y el costo medio total de generación eólico. 6. Teniendo en cuenta los factores de capacidad registrados en el país, el potencial teórico de generación eólica en Argentina podría llegar a más de GW, un valor equivalente a dos veces la capacidad de generación total actualmente existente en los Estados Unidos. 7. Considerando el total de los costos, la inversión en generación eólica en sitios con factores de capacidad > 35% sería conveniente para la Argentina incluso con precios del petróleo inferiores a los us$/bbl. 8. En caso de cumplirse las proyecciones de la Secretaría de Energía de la Nación (1.250MW eólicos al año 2016), la inversión en el sector sería de entre y millones de us$ hasta el año 2016 más otros 800 a millones de us$ hasta el año Se estima que para ese entonces la generación eólica cubrirá una demanda de energía equivalente al consumo de cerca de de hogares todos los años. 9. Comparando las emisiones de gases de efecto invernadero de las distintas fuentes de energía, cada MWh producido con energía eólica tiene un impacto sustancialmente menor sobre el medio ambiente, respeto a la generación con combustibles fósiles Cámara Argentina de Energías Renovables 2009

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9 1. Introducción y Objetivos 1. Introducción y Objetivos Hace apenas cinco meses, la Cámara Argentina de Energías Renovables publicó el primer estudio certero acerca de la realidad de la industria del biodiesel en Argentina. Los datos que surgieron del estudio eran concluyentes, ya que retrataban un sector pujante, en franco crecimiento, y con el potencial de convertirse en el mayor exponente a nivel mundial. Para continuar con la labor de difundir la importancia de las energías alternativas sobre todo en un contexto de crisis energética y ambiental como el actual el Comité de Energía Eólica de nuestra institución se impuso la meta de lograr un estudio de similares características y alcances que su antecesor, esta vez referente a su área de interés. A pesar de que en Argentina a primera vista la diferencia entre la vasta industria del biodiesel y la naciente energía eólica es impactante, ambas comparten algunos elementos en común: son tecnologías que a nivel mundial tienen varios años de desarrollo y se perfeccionan día a día, son capaces de reducir nuestra dependencia en los combustibles fósiles y son, en esencia, industrias rentables que tienen la capacidad de producir empleos y generar múltiples beneficios para la economía. También comparten un potencial común: así como muchos expertos aseguran que nuestro país debería transformarse en breve en el líder mundial en producción de biodiesel, otros afirman que contamos con algunas de las condiciones más favorables del planeta para la producción de energía eólica, lo que podría llevar a nuestro país a convertirse con comodidad en líder en materia de aprovechamiento del viento como fuente de energía. Por supuesto, también tienen en común aspectos menos positivos como la falta de previsibilidad en las políticas públicas y energéticas, el acceso restringido al mercado de capitales, legislaciones débiles o incompletas, falta de liderazgo orgánico y escasa relevancia en la agenda pública diaria. Estos factores han jugado en contra de la industria en su etapa de despegue, pero sin embargo, es tal el potencial benéfico que pueden generar, que se han generado avances a pesar de todos los inconvenientes. La energía eólica es limpia en extremo, totalmente renovable y más económica de lo que usualmente se cree, más allá de tener costos iniciales relativamente elevados en comparación con otras tecnologías convencionales de generación. Si bien se requerirán varios años para que se instale un número de parques eólicos lo suficientemente significativo como para impactar en la matriz energética nacional, su potencial es tal que no puede ser dejado de lado. Después de todo, ya existen muchos ejemplos a nivel mundial que ilustran que la mejor manera de modificar el actual sistema carbono dependiente es apelando a trazados energéticos que logren utilizar con éxito todo el espectro de energías alternativas. Además, la utilización eficaz del recurso eólico garantiza la diversificación de la matriz energética, ayuda a evitar factores de dependencia geopolítica y promueve la estabilización de los precios pagados por energía en el largo plazo, favoreciendo la previsibilidad económica. El Comité de Energía Eólica de nuestra Cámara busca fomentar el conocimiento de la energía eólica y favorecer al desarrollo integral y sustentable de la industria de la energía eólica en Argentina. Nuestro Comité trabaja en estrecha colaboración con otras instituciones públicas y privadas para crear los incentivos y la regulación que provean garantías a la inversión de largo plazo y que faciliten el desarrollo y el aprovechamiento de los excelentes recursos eólicos y humanos de nuestro país. Es nuestro principal objetivo crear una plataforma de difusión y un ámbito ameno y ordenado de discusión en el cual participen todos los aquellos interesados desde empresas desarrolladoras e inversores, instituciones del gobierno nacional y provincial, proveedores de equipamiento y servicios, asociaciones de consumidores. El desarrollo de la industria será un proceso complejo y sin lugar a dudas se basará en el conocimiento compartido, el consenso y el trabajo duro por el bien común. La información para este estudio ha sido recabada por el equipo de trabajo del Comité Eólico de la Cámara, con el apoyo de las mismas empresas y de algunos organismos como la Secretaría de Energía, CAMMESA o el CREE. A todos ellos, muchas gracias por el aporte. Cabe destacar que el análisis que surge de la interpretación de los datos, así como las opiniones vertidas en este informe representa únicamente la línea de pensamiento de nuestra institución. El estudio puede ser descargado de nuestro sitio web en la sección Informes, Estudios y Ensayos. Federico Spitznagel Relaciones Institucionales Cámara Argentina de Energías Renovables

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11 2. Descripción del Recurso Eólico en Argentina 2. Descripción del Recurso Eólico en Argentina La República Argentina cuenta con características técnicas inigualables en cuanto a recurso eólico aprovechable. Cómo se muestra en la Figura 2.1, el país tiene cerca del 70% de su territorio cubierto con vientos cuya velocidad media anual, medida a 50 metros de altura sobre el nivel del suelo, supera los 6 m/s. Particularmente, zonas en la Patagonia media y sur cuentan con velocidades promedio que superan los 9 m/s y hasta 12 m/s. Cabe destacar que el territorio argentino continental tiene una superficie aproximada de km 2 lo que equivale al 90% de la superficie de EU-15 (65% de Europa-27) pero con una densidad poblacional 10 veces menor. Pero hablar de velocidad media de viento no da información de cuan aprovechable es el recurso sino simplemente del valor esperado de su distribución de probabilidad, que en el mejor de los casos, aproxima pero carece de contenido para entender verdaderamente el recurso en el campo. Conocidos los valores de velocidad media, medidos en el campo, y caracterizada la distribución de Weibull es que se puede comenzar a evaluar el recurso eólico. El principal dato de cuánto viento aprovechable hay sale de una función acumulada conocida con el nombre de Factor de Capacidad (FC). Esto es un valor porcentual de la energía que una turbina eólica entregará durante todo un año en relación a la cantidad de energía que podría entregar una turbina trabajando el 100% del tiempo. De este modo, un FC=48% indica que la energía entregada por un aerogenerador será el 48% de la energía que la misma máquina podría entregar durante todo el año en condición de potencia nominal. Por ejemplo, un aerogenerador de 1 MW de potencia nominal (Figura 2.4) comenzará a generar energía cuando el viento incidente sobre su rotor supere los 3 m/s (10,8 km/h), en tal caso, entregará una potencia que comenzará en 0 MW y alcanzará 1 MW cuando la velocidad del viento sea de 12 m/s, entre 12 y 25 m/s entregará su potencia nominal (1 MW en este caso) Figura 2.1. Velocidad Media Anual a 50m de altura en m/s Fuente: Centro Regional de Energía Eólica - Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios Figura 2.2. Factor de Capacidad >35% a 70m de altura Cámara Argentina de Energías Renovables

12 2. Descripción del Recurso Eólico en Argentina y se pondrá en bandera (0 MW), de modo de proteger la estructura, cuando las velocidades sean mayores a los 25 m/s. Supongamos ahora que esta máquina generará durante el año entero una energía igual a 4200 MWh; dado que la energía que podría haber entregado en situación nominal e ideal de funcionamiento (generando en todo momento 1 MW de potencia) es de 8760 MWh, el cociente entre estos dos valores es lo que se conoce como Factor de Capacidad, que en este ejemplo FC=48%. La forma de obtener en cálculo la energía anual a despachar por un aerogenerador y la característica tan importante, el FC, es por medio de la integración matemática entre la distribución de probabilidad (obtenida de acuerdo a las mediciones en el campo - Figura 2.3) y la función matemática que describe la curva de potencia de la máquina, facilitada por el fabricante (Figura 2.4). Los primeros modelos, utilizando curvas de potencia de tecnología comercial actual, arrojan resultados sorprendentes. Zonas patagónicas muestran FC mayor a 45% pero no sólo ahí los vientos son aprovechables; zonas serranas en distintas provincias así como también a lo largo de la costa de la provincia de Buenos Aires (en cercanía a los grandes centros de consumo), arrojan resultados del orden del 35%. (Figura.2.2) Cabe mencionar a modo de comparación que el FC promedio en Europa, en donde la industria está ampliamente desarrollada, ronda el 25%. Como se muestra en la Figura 2.5, las velocidades promedio La energía eólica se caracteriza por tener un comportamiento probabilístico conocido y modelado matemáticamente por la distribución de Weibull (ver Figura 2.3). La distribución de Weibul es una función similar a la distribución normal o de Gauss pero sesgada en cierta medida hacia valores inferiores a la media. Tanto el sesgo como la curtosis de la función dependen del lugar de estudio y sus características. Para la caracterización del recurso eólico esta distribución aplica en la gran mayoría de los casos y es ese el motivo por el cual se la utiliza en la implementación de modelos físicos eólicos en todo el mundo. varían notablemente a lo largo del año. En regla general se observa mayor recurso en época estival que en los períodos invernales. A lo largo de un día (Figura 2.6) la variación entre mañana y noche también es muy considerable, predominando las máximas velocidades en torno a las 18hs. para todos los días del año. Esto es relevante, debido a que una adecuada matriz energética debe buscar la mejor manera de aprovechar las distintas energías, de acuerdo a su disponibilidad, otorgando previsibilidad en la producción. Probabilidad 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% DISTRIBUCIÓN DE DATOS DISTRIBUCIÓN DE WEIBULL 0% Velocidad del viento (m/s) A= 7.5 k= 2.09 Potencia (kw) Velocidad de viento (m/s) Figura 2.3. Distribución de Weibull Figura 2.4. Curva de potencia tipo 12 Estado de la Industria Eólica en Argentina

13 ENERO ABRIL AGOSTO DICIEMBRE Las velocidades promedio varían notablemente a lo largo del año. En regla general se observa mayor recurso en época estival que en los períodos invernales. La variación entre mañana y noche también es muy considerable, predominando las máximas velocidades en torno a las 18hs. para todos los días del año. Figura 2.5. Velocidad media diaria registrada a 60m de altura durante un año calendario m/s 15 ENERO m/s 15 ABRIL :00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 0:00 6 0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 0:00 m/s 15 JULIO m/s 15 OCTUBRE :00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 0:00 6 0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 0:00 Figura 2.6. Velocidad media a lo largo del día registrada a 60m de altura y promediada por mes Cámara Argentina de Energías Renovables

14 Fotografía: Cooperativa Eléctrica de General Acha, La Pampa.

15 3. El Sistema Eléctrico Argentino 3. El Sistema Eléctrico Argentino 3.1 Descripción General El Sistema Argentino de Interconexión (SADI) está constituido por líneas de transporte y estaciones de transformación que integran el sistema primario de intercambio de energía eléctrica de todo el territorio nacional. Como consecuencia de las características geográficas y del desarrollo socio-económico del país, el SADI está estructurado como un sistema de transporte de tipo radial que cubre grandes distancias conectando los centros de generación con el principal foco de demanda ubicado en la ciudad de Buenos Aires y sus alrededores (Gran Buenos Aires o GBA). La Figura 3.1 muestra esquemáticamente la distribución del parque generador y las líneas de alta tensión más importantes. Las zonas del Gran Buenos Aires, Litoral y la provincia de Buenos Aires son las de mayor concentración de la demanda (65% del total nacional) y cuentan con una capacidad de generación marcadamente menor a su consumo (sólo 43% del total nacional). Por el contrario, en el resto de las áreas la potencia instalada es superior a la demanda constituyendo áreas netamente exportadoras y definiendo el flujo de las principales líneas en sentido hacia Buenos Aires. La Figura 3.2 muestra la longitud (en km) de las líneas de alta y media tensión del SADI existentes a finales de Las líneas de 500 kv son las de mayor extensión y conectan los principales nudos de intercambio del sistema. La línea Fu- NOA NEA Cuyo Centro Comahue Patagonia Bs. As. y Litoral GW INSTALADOS TÉRMICO HIDRO NUCLEAR TOTAL Región NOA 2,0 0,2 2,2 Región NEA 0,1 2,0 2,1 Región Centro 0,7 0,9 0,6 2,2 Región Cuyo 0,6 0,8 1,4 Región Buenos Aires 9,9 0,9 0,4 11,2 Región Comahue 1,3 4,6 5,9 Región Patagonia 0,3 0,5 0,8 Línea 500 kv Línea 330 kv 14,9 9,9 1,0 25,8 Figura 3.1. Esquema de Líneas de Transmisión y Capacidad de Generación del SADI Cámara Argentina de Energías Renovables

16 3. El Sistema Eléctrico Argentino SISTEMA DE TRANSPORTE 500 kv 330 kv 220 kv 132 kv 66 kv 33 kv TOTAL Alta tensión Distribución troncal Región Cuyo Región Comahue Región Buenos Aires Región NEA Región NOA Región Patagonia Figura 3.2. Líneas de Transmisión de Alta y Media Tensión (valores expresados en km) Fuente: CAMMESA. Informe Anual Provisorio del Mercado Eléctrico Mayorista 2006/2007. taleufú-puerto Madryn, en la provincia de Chubut, es la única de 330 kv. Las líneas de 220 kv están desarrolladas mayoritariamente entre las provincias de Mendoza y San Juan y entre Buenos Aires y Santa Fe. La extensión de líneas de 132 kv es significativa. Es particularmente notable su desarrollo en zonas de interés eólico como la provincia de Buenos Aires, Comahue y Patagonia. Esta red de transmisión soportaría, sin mayores inversiones y al menos inicialmente, la instalación de varios parques eólicos distribuidos de pequeño y mediano tamaño. 3.2 Generación y Evolución de Precios Desde 2004 el precio spot del mercado eléctrico mayorista argentino (MEM) se determina sobre la base del costo de generación con gas natural a precio local (regulado - Res. 240/2003). El costo marginal es significativamente mayor al precio spot calculado, principalmente por dos factores: (i) el uso de combustibles líquidos (debido a indisponibilidad de gas natural), y (ii) por uso de unidades de generación menos eficiente (debido al aumento de demanda sin incorporación de nueva oferta eficiente). La Figura 3.3 muestra con datos mensuales la evolución desde 2001 de la generación eléctrica por tipo de tecnología y combustible utilizado. Se puede observar fácilmente el aumento del uso de combustibles líquidos e importación, principalmente en los meses de invierno. Aproximadamente la mitad de los costos reales incurridos por encima del precio spot se trasladan a ciertos usuarios industriales y comerciales (los de mayor consumo). El resto es subsidiado por el gobierno nacional a través de diferentes mecanismos. En la situación regulatoria actual del MEM ni el costo marginal del sistema ni el precio de la potencia (no mayor a 3 us$/mwh) están funcionando como señales de precios e incentivo a la inversión. A partir de la Resolución 1281/2006 (esquema Energía Plus ) se ha generado ciertos proyectos de generación privados que recibirían precios por la energía y la potencia suministradas a sus clientes acordes con el repago de las inversiones y la eficiencia de su operación. Sin embargo esta regulación no ha alcanzado para incentivar la inversión a los niveles necesarios para abastecer al sistema en forma segura y sustentable. La Figura 3.4 muestra la evolución de la capacidad de generación instalada neta (es decir una vez consideradas aquellas unidades que no se encuentran disponibles por cuestiones técnicas) y la demanda máxima del sistema desde Como se puede observar el margen de reserva ha disminuido drásticamente indicando que el sistema se encuentra funcionando al borde de sus capacidades físicas. La Figura 3.5 muestra la evolución de los precios spot y los costos marginales del MEM desde Se puede observar en esta figura la disociación entre el precio spot y los costos reales de operación lo cual redunda en sustanciales subsidios a la demanda por parte del Estado. 16 Estado de la Industria Eólica en Argentina

17 GW-medios IMPORTACIONES COMBUSTIBLES LÍQUIDOS GAS NATURAL NUCLEAR Y CAR HIDRO GW CAPACIDAD INSTALADA NETA DEMANDA MÁXIMA COSTO MARGINAL PRECIO SPOT Figura 3.3. Generación eléctrica (en GW-medios) por tipo de tecnología Figura 3.4. Aumento de demanda sin expansión de oferta aumenta precios Fuente: CAMMESA y elaboración propia. Precio Spot incluye energía, potencia y sobrecostos. us$/mwh us$/bbl 160 COSTO MARGINAL VS. PRECIO DE LA ENERGÍA Ene-00 Jul-00 Ene-01 Jul-01 Ene-02 Jul-02 Ene-03 Jul-03 Ene-04 Jul-04 Ene-05 Jul-05 Ene-06 Jul-06 Ene-07 Jul-07 Ene-08 Jul-08 Ene-09 PRECIO SPOT MEDIO MENSUAL COSTO MARGINAL MEDIO MENSUAL WTI Figura 3.5. Elevados costos marginales no se reflejan en el precio spot Fuente: CAMMESA. No incluye cargo/remuneración por capacidad (potencia). Cámara Argentina de Energías Renovables

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19 4. Marco Legal 4. Marco Legal 4.1 Experiencias Exitosas En los últimos años, muchos países en el mundo aplicaron de manera exitosa la energía eólica. Con el objetivo de desarrollar tecnología, mitigar los efectos del cambio climático y diversificar las fuentes de abastecimiento energético, muchos países implementaron sistemas de incentivos regulatorios y económicos para favorecer el uso de los recursos renovables y reducir la brecha entre los costos de producción de las distintas fuentes. El resultado fue estimular la inversión y el desarrollo de una nueva industria. Los regímenes de promoción a las energías alternativas en el mundo, que se aplican ampliamente al sector eólico, se pueden dividir en tres grandes categorías: Feed-in tariff (FIT) Cuotas Obligatorias / Incentivos Directos Tax credits. Feed-in-Tariff (FIT) Es el sistema adoptado en la mayoría de los países europeos, por ejemplo en Alemania y España, pero también en Brasil, China y Australia. Un sistema de FIT dispone y garantiza el pago al generador de una prima o sobreprecio por encima del precio de mercado de manera tal de cubrir los costos medios de los proyectos y proveer al inversor de una rentabilidad razonable. También se puede definir como una tarifa fija (ajustable o no por inflación) que el generador recibe por un plazo predeterminado. Generalmente se instrumenta y financia mediante la constitución de un fondo de apoyo especial al cual aportan todos los consumidores mediante cargos específicos y del cual se paga a todos los generadores. Este sistema logra compensar la diferencia de costos y viabilizar económicamente los proyectos de una manera relativamente simple y segura. En algunos países (por ejemplo en Uruguay) el sistema de FIT se ha implementado mediante contratos de largo plazo con la empresa eléctrica nacional los cuales han sido adjudicados por licitación pública. En la figura 4.1 se puede apreciar el monto y composición de los incentivos destinados a energías renovables en los principales mercados del mundo Cuotas Obligatorias / Incentivos Directos Es el sistema activo en al menos 20 estados de los Estados Unidos, en Suecia y en el Reino Unido entre otros. Se basa en la imposición, con carácter obligatorio, de un volumen o porcentaje mínimo de energía renovable en las ventas o producción. El incumplimiento de las cuotas mínimas implica el pago de una penalidad onerosa. En la práctica generalmente se implementa mediante la entrega de un certificado o bono verde 2 a las generadoras de electricidad en base a fuentes renovables por cada MWh de electricidad producido. Los distribuidoras y grandes usuarios de energía eléctrica obligados a cumplir la cuota mínima compran dichos certificados a los generadores directamente o a través de traders. El valor natural de los bonos es la diferencia entre el costo medio de generación de los proyectos en base a fuentes renovables y el precio de la electricidad en el mercado con un máximo en el valor de la penalidad por incumplimiento (lo que incentiva la compra de bonos por sobre el pago de penalidades). Los precios reales de los bonos verdes se determinan en función de la oferta y la demanda efectiva en cada mercado. Tax Credits (Créditos Fiscales) Es el sistema utilizado por el gobierno de los Estados Unidos y otros países para apoyar la producción de electricidad con fuentes renovables. El sistema se basa en el otorgamiento de créditos fiscales transferibles por un porcentaje de la inversión inicial y/o por cada unidad de energía generada. En el caso de Estados Unidos el sistema ha sido muy exitoso posibilitando el fuerte crecimiento de la industria eólica y solar en los últimos 5 años. Actualmente, los proyectos eólicos en dicho país reciben un crédito de 20 us$ por cada MWh producido. Los generadores eólicos combinan la venta de la energía al mercado con estos beneficios más la venta de bonos verdes para viabilizar los proyectos. Hay algunos otros casos, también exitosos, de países que adoptaron regímenes de incentivos mixtos o parciales, como en el caso de Brasil que basa sus incentivos en un sistema FIT con cuotas (en este caso, cantidad máxima de potencia a instalar) y requisitos mínimos de componentes nacionales en la tecnología a utilizar. En todos los casos, los incentivos económicos deben combinarse con adecuaciones a las regulaciones técnicas y operativas en cada país o región de forma tal que se permita la integración a la red de la energía renovable en condiciones seguras y económicas. Estudios realizados en distintos países sobre los diversos es- 2 Green Certifícate o Bono Verde, Renewable Energy Certificate o REC, o nombres similares según el país o el estado. Al sistema de cuotas también se lo conoce con el nombre de Renewable Portfolio Standards o RPS. Cámara Argentina de Energías Renovables

20 4. Marco Legal quemas tarifarios demuestran que estos incentivos han sido válidos para el desarrollo de la energía eólica, han tenido un impacto mínimo en el bolsillo de los consumidores y han redundado en mejores condiciones medioambientales para toda la población. Por ejemplo la Asociación Empresarial Eólica 3 (España) estima que el beneficio para el sistema eléctrico español durante 2007 ascendió a 14 por cada MWh generado con energía eólica 4. El resultado también fue positivo para años anteriores ( ) a pesar de los menores precios de mercado de los combustibles fósiles. 4.2 Marco Regulatorio Argentino Actualmente el marco regulatorio argentino se basa en la Ley Nacional / que declara de interés nacional la generación de energía eléctrica dedicada al servicio público a través de recursos renovables. La citada Ley define un sistema de FIT con una prima de 15 pesos argentinos por MWh 6 garantizada por el Fondo Fiduciario de Energías Renovables (a ser creado específicamente para este fin). El objetivo de la Ley es lograr una contribución de las fuentes renovables que alcance el 8% de la demanda en un plazo de 10 años a partir de la puesta en vigencia del régimen. La misma también provee ciertos incentivos fiscales tales como amortización acelerada o exención del pago del Impuesto al Valor Agregado (IVA). Sin embargo, hasta la fecha de publicación de este informe la Ley no había sido reglamentada por el Poder Ejecutivo. En cualquier caso la efectividad de la misma para lograr sus objetivos sería limitada ya que lamentablemente no se establecen penalidades al incumplimiento de los volúmenes mínimos objetivo y la prima preestablecida resultaría insuficiente para cubrir la brecha entre el precio spot y el costo medio total de generación eólico. Adicionalmente, la ley tampoco considera la implementación de mecanismos que nivelen la cancha en cuanto a los beneficios ambientales de los diferentes tecnologías de generación. Existen adicionalmente otros instrumentos legales que podrían usarse para encuadrar un desarrollo eólico. Se trata de las resoluciones 1281/06 (Energía Plus), 220/07 y 269/08 (Au- ITALIA RUMANIA REINO UNIDO POLONIA HUNGRÍA REPÚBLICA CHECA ESLOVAQUIA BULGARIA PORTUGAL FRANCIA GRECIA ALEMANIA ESPAÑA ESTONIA LITUANIA NUEVA YORK CALIFORNIA TEXAS BRASIL ARGENTINA us$/ MWh PRECIO SPOT CUOTA / INCENTIVO DIRECTO PTC FEED-IN-TARIFF Figura 4.1. Incentivos a la producción de energía renovable en Europa 20 Estado de la Industria Eólica en Argentina

21 togeneración Distribuida). Las citadas normativas, aunque no promocionan directamente las energías renovables, podrían incentivar las inversiones en estas tecnologías. El programa Energía Plus obliga a los grandes usuarios (más de 300 kw) a contratar en el mercado la energía que consumen por encima de su demanda real del año Esta regulación expone a este segmento de la demanda a precios más relacionados con el costo económico real del suministro, al menos por una parte de su consumo. Sin embargo este sistema es de aplicación limitada ya que el volumen en cuestión es relativamente pequeño y sólo aplicaría a nuevas fuentes de energía firme. La calificación de la eólica dentro de esta normativa requeriría modificaciones a la misma. Por la Resolución 220/07 de la Secretaría de Energía se habilita a la realización de Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica (CAE) a 10 años entre el MEM (en la práctica CAMME- SA en su rol de operador del SADI) y empresas que aporten una nueva oferta de generación al sistema. Los proyectos encuadrables en esta normativa deben ser adicionales y deben contar con la participación en algún sentido del Gobierno Nacional, de ENARSA o de quien determine el Ministerio de Planificación Federal Inversión Pública y Servicios (MINPLAN). La remuneración de los CAE sería mensual y se calcularía en base a una anualidad sobre los costos de instalación y otros costos fijos, más los costos variables requeridos para la adecuada operación del equipamiento comprometido, más una adecuada rentabilidad para el inversor la cual deberá ser aceptada por la Secretaría de Energía y aprobada por el MIN- PLAN. Esta es quizá la única normativa aplicable a la inversión en generación eólica en Argentina. Con la Res. 269/08 se establece la figura de Autogenerador Distribuido, que consiste en un consumidor de electricidad que además genera energía eléctrica, pero con la particularidad de que los puntos de consumo y generación se vinculan al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) en diferentes nodos de conexión. De esta manera las empresas deben comprar (o pueden vender) la diferencia entre la energía producida y la efectivamente utilizada. Esta normativa permitiría a una empresa consumidora realizar una inversión eólica y usar la red para llegar hasta sus instalaciones de consumo. Sin embargo tal como está planteada en la actualidad debería ser la misma persona jurídica que consume la energía la que debería invertir en el proyecto de generación lo cual en la práctica dificulta el financiamiento y la estructuración de proyectos de gran tamaño. El desarrollo sustentable de la industria eólica en Argentina depende en gran parte de la existencia de un marco regulatorio y de garantías propicias que provean previsibilidad a largo plazo y que permitan a los inversores evaluar razonablemente los riesgos del negocio y acceder a líneas de financiamiento también razonables (sean corporativas o a nivel de proyectos). El marco legal actualmente vigente lamentablemente no genera dichas condiciones y es necesario crear el ámbito de discusión y cooperación entre todas las partes interesadas (gobierno, inversores, entidades públicas y privadas de financiamiento, asociaciones de consumidores) para crear mecanismos de contratación y operación, y esquemas de garantías que lleven al desarrollo integral de la industria. Este es uno de nuestros principales objetivos en la Cámara Argentina de Energías Renovables. Los textos del marco legal, sus leyes y resoluciones pueden ser encontrados en nuestro sitio web: así como también en el Directorio de la Industria de Energías Renovables (copias sin cargo en nuestra institución) La generación eólica anual del año 2007 (27 TWh/año) implicó un ahorro 5.5. millones de toneladas de petróleo equivalente, principalmente de carbón y gas natural, con un valor de mercado de 1000 millones (37 /MWh). Adicionalmente se evitaron 18 millones de toneladas de emisiones de CO2 que valuadas a precio de mercado de 20 /ton tendrían un valor de 360 millones (13 /MWh). Bajo el sistema de feed-in-tariff el sistema español pagó durante el año 2007 primas por un total de 990 millones (37 /MWh). Fuente: Press Release del 24/11/2008 de la AEE (Asociación Empresarial Eólilca) y datos públicos del sistema eléctrico español. 5 Texto completo en y en 6 Actualizable trimestralmente por el Coeficiente de Actualización Trimestral CAT- según Ley Nacional /2004. A noviembre de 2008 la prima actualizada sería de aprox. 9 us$/mwh. Cámara Argentina de Energías Renovables

22 Fotografía: Barrick Argentina

23 5. Capacidad Eólica Existente y Potencial de Mercado 5. Capacidad Eólica Existente y Potencial de Mercado 5.1 Granjas Eólicas Existentes 5.2 Proyectos en Danza Actualmente Argentina cuenta con tan solo 30 MW instalados principalmente por cooperativas eléctricas entre 1994 y La última incorporación ha sido una turbina de 2 MW instalada por la empresa Barrick en su mina Veladero en la provincia de San Juan. El ANEXO 2 muestra una tabla de detalle sobre las unidades instaladas. El siguiente mapa presenta la ubicación de las granjas existentes e incorpora algunos proyectos actualmente en el mercado. El programa oficial de desarrollo de la industria eólica en Argentina se centra en el Plan Estratégico Nacional de Energía Eólica (PENEE) mediante el cual el Gobierno Nacional impulsa la instalación de al menos 300 MW de potencia. Las primeras tareas del PENEE incluyeron la elaboración de un mapa de vientos nacional que estuvo a cargo del Centro Regional de Energía Eólica (CREE). Los primeros proyectos de generación englobados dentro de este plan son Vientos de la Patagonia I y II. Asimismo, a pesar de la situación actual, existen algunos proyectos eólicos que habitualmente se mencionan en los medios en diferentes estados de planificación o ejecución. De acuerdo a la información provista por las mismas empresas, estos son: Vientos de la Patagonia 1 y 2 Son proyectos financiados por el Gobierno Nacional y los diferentes gobiernos provinciales. Vientos de la Patagonia 1 es propiedad 80% de ENARSA y 20% de la Pcia. de Chubut y está estructurado en dos fases. La Fase 1, ya en marcha y con finalización prevista durante 2009, tiene por objetivo la instalación y homologación de 2 turbinas prototipo de producción nacional (una de IMPSA Wind y otra de NRG Patagonia). La Fase 2 contempla la instalación de un parque de 60 MW en Chubut utilizando los aerogeneradores homologados en la Fase PROYECTOS 1. Arauco (90 MW) 2. Vientos del Secano (50 MW) 3. Malaspina (80 MW) 4. Vientos de la Patagonia 1 (60 MW) 5. Diadema (6,3 MW) 6. Vientos de la Patagonia 2 (n/d) GRANJAS EXISTENTES 7. Mina Veladero (2,0 MW) 8. General Acha (1,8 MW) 9. Cutral-Có (0,4 MW) 10. Tandil (0,8 MW) 11. Darragueira (0,8 MW) 12. Mayor Buratovich (1,2 MW) 13. Punta Alta (2,2 MW) 14. Claromecó (0,8 MW) 15. Parque Morán (16,6 MW) 16. Pecorosa (0,5 MW) 17. Rada Tilly (0,4 MW) 18. Pico Truncado (2,4 MW) Cámara Argentina de Energías Renovables

24 7. Capacidad Eólica Existente y Potencial de Fotografía: IMPSA Wind Vientos de la Patagonia 2 está relacionada a la Pcia. de Santa Cruz y prevé la instalación de parques eólicos en esa provincia. Actualmente se están realizando estudios de prospección y caracterización del recurso eólico. Parque Eólico Arauco El proyecto, llevado a cabo en la provincia de La Rioja por la empresa IMPSA, prevé la instalación de 12 aerogeneradores de 2,1 MW, llegando a una potencia total de 25,2 MW. Se desarrollará en dos etapas. Se estima que el primer equipo entre en funcionamiento en julio de 2009 y los 11 restantes, que forman parte de la segunda etapa, en mayo de El diseño final del parque contempla la instalación de un total de 90 MW. Malaspina A cargo del Central Eólica Pampa de Malaspina S.A. El proyecto contará con 40 aerogeneradores Vestas V-80 de 2 MW cada uno que se instalarán en la zona de Pampa Malaspina, ubicada a unos 130 km al norte de la ciudad de Comodoro Rivadavia, Chubut. Se prevé que entre en operaciones en 2010/2011. Vientos del Secano El Parque Eólico Vientos del Secano tendrá una potencia instalada de 50 MW y comenzaría a construirse en el cuarto trimestre de El mismo estará ubicado en las cercanías de la localidad de Ing. Buratovich en el partido de Villarino (unos 50 km al sur de la ciudad de Bahía Blanca). El proyecto fue desarrollado por ABO Wind. Se espera que entre en funcionamiento a finales de Diadema (HYCHICO/CAPEX) Se proyecta construir un parque eólico en las cercanías de Comodoro Rivadavia con una potencia de 6,3 MW (7 aerogeneradores ENERCON E-44 de 900 kw) y una generación promedio de 22 GWh por año que entregará al sistema interconectado a través de líneas de 33 kv pertenecientes a TRANSPA. El proyecto contempla adicionalmente la instalación de equipamiento para la producción de hidrógeno. Se estima que el parque eólico comience a funcionar en 2010, aunque fuentes de la compañía informaron recientemente a CADER que el proyecto se encuentra temporalmente suspendido. 24 Estado de la Industria Eólica en Argentina

25 5.3 Potencial de Mercado Con vientos que redundan en factores de capacidad por encima del 35% en gran parte del territorio nacional, el potencial teórico de generación eólica en Argentina es muy elevado. Algunos estudios llegan a indicar que podrían instalarse más de GW, valor equivalente a dos veces la capacidad de generación total actualmente existente en los Estados Unidos. En términos más pragmáticos, y dada una capacidad total proyectada a 2016 de poco menos de 30 GW, es técnicamente viable la instalación de hasta 6 GW de energía eólica (20% del total nacional). Con apenas 30 MW instalados, todo está por hacerse en este sentido. La Secretaría de Energía (ver Figura 5.1) estima que hacia el año 2016 se instalarían MW de generación con fuentes renovables. Dicha cantidad responde a la necesidad de cumplimentar lo establecido en la Ley /06 como meta para ese año, es decir, cubrir el 8% del consumo nacional de electricidad con energía renovable. Hacia el año 2025 sería necesario sumar unos MW a lo ya instalado. A fines del año 2008 se estimaba que la inversión de capital para un parque eólico con tecnología moderna (utilizando aerogeneradores en el rango de 1 a 3 MW) era del orden de 1.8 a 2,2 millones de us$ por MW (incluidos costos de montaje y obras anexas). Asumiendo este dato como escenario base y de acuerdo con datos de la Secretaría de Energía, que asumen que el 50% de la nueva potencia renovable a instalar será eólica; la inversión en el sector sería de entre y millones de us$ hasta el año 2016 más otros 800 a millones de us$ hasta el año Estas cifras pueden resultar conservadoras si se tiene en cuenta que es económicamente más conveniente contar con energía eólica en el sistema que utilizar combustibles de precios altos y volátiles (principalmente fuel oil, gas oil y gas natural importados) para generación térmica o importar electricidad de Brasil. El siguiente capítulo trata este punto con sumo detalle. GW RENOVABLE HIDRO NUCLEAR TERMICO (Carbón) TERMICO (FO) TERMICO (TG) TERMICO (CC) Figura 5.1 Evolución de la futura capacidad de generación Fuente: Secretaría de Energía, Septiembre de 2008 Cámara Argentina de Energías Renovables

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27 6. Aspectos Económicos 6. Aspectos Económicos 6.1 Costos de Generación Eólica y Análisis Económico De modo de entender la situación actual de la energía eólica y su competitividad económica, se realizó la evaluación de un proyecto teórico en forma simplificada 7 y tomando como escenario base los siguientes supuestos: Costo de Inversión (CAPEX): 2,2 millones de us$/mw (sin IVA). Costos de Operación y Mantenimiento (OPEX): 2% del monto de inversión por año. Impuesto a las Ganancias: 35%. Amortización de activos para Impuesto a las Ganancias: lineal en 5 años. Créditos por Reducción de Emisiones: 20 us$/ton de CO 2 con un factor de emisión de 0,6 ton-co 2 /MWh. Sin inflación y sin apalancamiento financiero (100% fondos propios). No se consideran los efectos financieros del IVA ni otros impuestos internos. Se puede apreciar en el gráfico de la Figura 6.1 los distintos precios de venta de la energía eólica que son necesarios para viabilizar un proyecto según el grado de rentabilidad esperado y el Factor de Capacidad del proyecto. Léase sobre el eje de ordenadas izquierdo la Tasa Interna de Retorno (TIR) del proyecto y sobre el eje de ordenadas derecho la TIR teniendo en cuenta que el proyecto aplica a la venta de Certificados de Reducción de Emisión (CERs) de Gases de Efecto Invernadero (GHGs) según el esquema propuesto por Naciones Unidas mediante el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) bajo el Protocolo de Kyoto. 6.2 Costos para el Sistema Durante el año 2008, Argentina ha utilizado para su parque de generación térmica cerca del 20% de combustibles líquidos. Esto se debió fundamentalmente a la creciente demanda de energía eléctrica, tanto en el sector industrial como domiciliario y una reducción de la disponibilidad de gas natural. Se estima una proyección creciente para los años venideros. TIR % FC=45% FC=35% TIR % 20 us$/ton-co PRECIO DE ENERGÍA (us$/mwh) CAPEX: 2.2 MILLONES us$/mw OPEX: 2% CAPEX/AÑO IGA: 35% SIN LEVERAGE SIN INFLACIÓN Figura 6.1. Cálculo teórico del precio de la energía eólica Fuente: Elaboración Propia 7 Los costos de capital reales de un proyecto eólico dependerán de la ubicación del mismo, el tamaño (escala), las instalaciones de interconexión necesarias, el tipo de clase de viento del sitio, etc. Para este análisis se asume costos estándar sin diferenciar por estos elementos. Cámara Argentina de Energías Renovables

28 6. Aspectos Económicos COSTO VARIABLE DE GENERACIÓN EN us$/mwh NO WTI EN us$/bbl TRANSICIÓN TG CON GOIL CC CON GOIL FC=35% FC=45% TV CON FOIL Argentina abastece cerca del 50% de su matriz energética primaria con gas natural (2008). El déficit de gas natural en Argentina generado por el estancamiento de los precios y la producción local ha obligado a cancelar las exportaciones, reanudar las importaciones de Bolivia, sustituir gas natural por combustibles líquidos alternativos (principalmente gasoil, fuel oil y GLP en determinadas épocas del año) y a importar LNG (Gas SI Figura 6.2 Costo variable de generación con combustibles líquidos vs. costo de generación eólica Fuente: Elaboración Propia Natural Licuado). Debido al hecho de que las refinerías locales operan prácticamente al 100% de su capacidad, el gobierno nacional se ve obligado a importar gran parte de los combustibles líquidos usados en la generación eléctrica, especialmente casi la totalidad del gasoil necesario y gran parte del fuel oil. Durante 2008 se importaron en promedio m 3 /d de gasoil y m 3 /d de fuel oil para generación eléctrica con un valor de aproximadamente millones de us$. El precio de los combustibles de importación se encuentra íntimamente relacionado al valor internacional del petróleo crudo (WTI) lo cual tiene las siguientes consecuencias: alta dependencia geopolítica, escaso poder de planificación por tratarse de un commodity internacional, y altos costos de generación que se trasladan a gasto fiscal bajo la actual regulación. La Figura 6.2 muestra cómo aumenta el Costo Variable de Generación (en us$/mwh) a medida que aumenta el precio de petróleo crudo y en consecuencia el precio de los combustibles líquidos utilizados en la generación eléctrica. Más allá de la regulación local de precios de combustibles, la idea es analizar la situación considerando el costo de oportunidad y por eso usamos precios de mercado. En cuanto a las tecnologías de generación se tomaron tres alternativas comúnmente utilizadas en el sistema argentino: (i) turbina de gas quemando 28 Estado de la Industria Eólica en Argentina