MATRÍZ ENERGÉTICA ARGENTINA

La relación en porcentaje de  la oferta  interna de energía primaria en el año 2006 ysegún el  tipo de energía es lo que se muestra en el siguiente gráfico:

La contribución de combustibles  fósiles en  la matriz energética argentina se 

sitúa en

torno al 90%, siendo casi un 50% gas natural y un 40% petróleo. Tan sólo el 8% de laparticipación corresponde al uso energías de origen renovable.

Si se analiza la producción de energía eléctrica, casi el 60% de la mismatiene su origen en sistemas térmicos convencionales: turbina de gas, turbina de vapory ciclo combinado. Las energías renovables tuvieron una importante participación,con un 35 % de la producción, gracias a la generación a partir de energía hidráulica.Aunque no se ha considerado en  la siguiente figura, existe una  leve participaciónde energía eólica y fotovoltaica (31 MW y 10 MW de potencia instaladarespectivamente)

CALDERAS DE BIOMASA

NUCLEARES

La demanda máxima de potencia de la Argentina en 2012

fue aproximadamente de 21.500 MW. El aporte de potencia

de Atucha I más el aporte de Embalse asciende a 1005

MW(357 Atucha I + 648 Embalse), lo que representa un 5%

de la potencia demandada. Con la incorporación de Atucha II

(745MW), la potencia nuclear instalada alcanzará los 1750

MW, un 8,1% de la potencia demandada.

La participación de la energía nuclear durante el 2012 ha

alcanzado valores de 5,5%, y con la puesta en marcha de

Atucha II se alcanzará un total del 8% de participación, un

porcentaje nunca antes alcanzado.

Combustible uranilo, reactor moderado con agua pesada y

presurizado a 115Bar 300°C.

Hidroeléctricas futuras:

Las 2 represas programadas para ser construidas en Santa

Cruz sumarán una potencia total de 1.740 Mw, el 13 por

ciento de la potencia media de la Argentina, y aportarán

5.000 Gwh/año, el 5 por ciento de la energía anual del país.

Monto estimado 2430 MMde U$S, plazo ejecución 6 años.

Se estima que las represas permitirán un ahorro anual de

1.100 millones de dólares, que equivalen a 1,2 millón de

metros cúbicos de gasoil o 700 millones de gas natural

licuado.

CARBÓN DE PIEDRA

Central Rio Turbio carbón en lecho fluidizado 240MW.

En la Central Termoeléctrica Río Turbio, se han invertido algo

más de 2850 millones de pesos, a lo que hay que sumar

4000 millones destinados a llegar con el Sistema

Interconectado Federal a la usina.

Una cinta transportadora de cinco kilómetros que pasa por

las bocas de las minas y llega a la central, ya instalada,

girará para llevar 1.200.000 toneladas anuales de carbón

que consumirán las calderas.

El problema radica en que tal como está la mina, no habrá

carbón suficiente como para mantener encendidos los

quemadores de la central YCRT, ya que extrajo el año

pasado 190.000 toneladas. Sólo alcanza para que la

termoeléctrica opere dos meses por lo que habrá que

importar el resto de Colombia o Sud Africa.

La producción de Río Turbio es del orden de las 190.000

toneladas en 2012, un millón menos de las necesarias.

Son dos turbinas de 120 MW fabricadas y colocadas por

Siemens. Ya están listas. Las calderas que quemarán carbón

son de las más evolucionadas que hay en el mercado.

Fabricadas en Estados Unidos, están preparadas para que

junto con el carbón ingrese caliza y así formen una ceniza

tipo yeso que luego puede ser usada en la construcción.

Agentes   claves   del   sector   energético   argentino

Secretaría      de      Energía      (SE):

La Secretaria de Energía depende del Ministerio de Planificación Federal, InversiónPública y Servicios del gobierno de Argentina. Los objetivos principales de laSecretaria de Energía son la propuesta y la ejecución de la política nacional enmateria de energía promoviendo políticas de competencia y de eficiencia en laasignación de recursos y respetando la explotación racional de los recursos y lapreservación del medio ambiente.

CAMMESA      (Compañía      Administradora      del      Mercado      Mayorista      Eléctrico):

CAMMESA es una empresa de gestión privada con propósito público. Sus funcionesprincipales comprenden la coordinación de las operaciones de despacho, laresponsabilidad por el establecimiento de los precios mayoristas y la administraciónde las transacciones económicas que se realizan a través del Sistema InterconectadoNacional (SIN).

El día martes 17/12 el  Sistema Argentino de Interconexión batió un nuevo récord de consumo de potencia de energía eléctrica para un día hábil a las 14:20hs, cuando la demanda alcanzó un pico de 23.433 megavatios. Esta nueva marca máxima supera el anterior récord registrado el lunes, de 23.334 megavatios. Potencia instalada total 29500 GW.

Ente      Nacional      Regulador      de      la      Electricidad      (ENRE):

El ENRE es un organismo  encargado de regular la actividad eléctrica y decontrolar que las empresas del sector (generadoras, transportistas y distribuidorasEdenor, Edesur y Edelap) cumplan con las obligaciones establecidas en el MarcoRegulatorio y en los Contratos de Concesión.

ENARSA      (Energía      Argentina      Sociedad      Anónima):

Fue creada el 29 de Diciembre del año 2004, por  la Ley Nacional 25.943. El objeto dela empresa es la exploración y explotación de hidrocarburos sólidos, líquidos ygaseosos, transporte, almacenaje, distribución, comercialización e industrializaciónde estos productos y sus derivados, así como de la prestación del servicio público detransporte y distribución de gas natural, a cuyo efecto podrá elaborarlos,procesarlos, refinarlos, comprarlos. Asimismo, podrá generar, transportar, distribuiry comercializar energía eléctrica y realizar actividades de comercio vinculadas conbienes energéticos.

Política   energética   argentina

Las principales metas en materia de energía renovable y eficiencia energética fijadaspor el gobierno argentino son:

Asegurar el suministro de energía de manera eficiente, equilibrando los

recursos naturales disponibles y el menor impacto sobre el medio ambiente.

Lograr una mayor eficiencia energética para los usuarios finales.

Promover el empleo de nuevas tecnologías y tecnologías de energía

renovable con el objeto de incrementar el suministro en zonas rurales.

Reducir el impacto ambiental de la provisión de servicios de energía y

diversificar el suministro de energía.

Sistema   eléctrico   argentino

Con la publicación en 1992 de la Ley 24.065 se inicia el proceso de reforma del sectoreléctrico argentino, a través del cual se separan en diferentes segmentos de laindustria el sector eléctrico. Lo que se buscaba con esta reforma era aumentar lacompetencia del sector.

En la actualidad, el mercado eléctrico mantiene la estructura definida en la Ley24.065, en la que se definen los siguientes agentes del mercado eléctrico:generadores, transportistas, distribuidores, grandes usuarios y comercializadores. Yes la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima(CAMMESA) quien coordina   y   administra  este sistema, tanto desde el punto de vistaoperativo (despacho físico) como económico (despacho económico).

Por su parte, la Secretaría de Energía es quien establece las reglas vigentes del

sistema, y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) el organismo encargado de regular la actividad eléctrica y de controlar las empresas del sector.

En el país existen tres formas distintas de generación interconectada. Las centralesde generación de electricidad, que bajo jurisdicción nacional se enlazan entre sí ycon los principales centros de consumo del país a través de las líneas o redes detransporte interjurisdiccional que constituyen el SADI (Sistema Argentino deInterconexión) y atraviesan el territorio de las provincias a tensiones elevadas (500kV, 220 kV y 132 kV). Generación aislada, que frecuentemente está asociada consistemas de distribución de electricidad ubicados en distintas provincias y noenlazadas con el SADI. y generación dispersa que aprovisiona de energía a lapoblación rural . Este servicio se presta bajo jurisdicción local a través deunidades de generación individuales o servicios colectivos de poca envergadura, defuente eólica, solar, biomasa, microcentrales hidráulicas, pequeños grupos diesel,etc.

En cuanto al sistema de transporte,  la red principal de transporte trabaja a 500 kV yes operada por TRANSENER S.A. y además existen otras redes de transporte entensiones menores (220 y 132 kV) operadas por DISTROS (Transportistas porDistribución Troncal). Jurídicamente las empresas transportistas están sujetas ajurisdicción federal.Los grandes usuarios son consumidores con una potencia superior a los 50 kW ycontratan el consumo a un generador o un comercializador, y no a los distribuidores.

Sobre las tarifas eléctricas del país, es necesario destacar sus bajos precios. En 2003,y debido a  la crisis del 2001, comenzó una política de congelamiento de tarifas,gracias en parte a  los fuertes subsidios que el país ofrece a  la energía. De esta forma

los costes   reales  que suponen la generación de la energía eléctrica no se venreflejados en las tarifas eléctricas actuales.

ANÁLISIS      DEL      SECTOR      DE      LA      COGENERACIÓN

De forma simplificada podemos decir que la cogeneración es la producciónsimultánea, en un mismo proceso, de electricidad y calor útil. La Directiva Europea2004/08 define el calor útil como “el calor producido en un proceso de cogeneraciónpara satisfacer una demanda económicamente justificable de calor o refrigeración”.Se trata precisamente de eso: de aprovechar la energía térmica generada endistintos procesos de generación eléctrica evitando que esa energía térmicasimplemente se pierda en la atmósfera.

Siendo la cogeneración una tecnología que se conoce desde hace décadas, con unalto grado de madurez y una elevada eficiencia (rendimientos globales por encimadel 80% en algunos casos), se está aprovechando su gran potencial en la regiónde América Latina.

Comparadas con las tecnologías de generación convencional, las tecnologías decogeneración suponen un mejor aprovechamiento de la energía contenida en loscombustibles y por tanto un ahorro de energía primaria que se traduce en ahorroeconómico y en reducción de emisiones de gases de efecto invernadero,principalmente CO2. Pero además al tratarse de generación   distribuida , ubicadapróxima a  los  lugares de consumo,  la cogeneración reduce costos y facilita  la gestiónen el transporte y distribución de la electricidad. También, en aquellas zonas condificultades en continuidad y calidad de suministro eléctrico,  la cogeneración ofrecela seguridad que a veces las redes eléctricas no alcanzan a garantizar.

El rango de potencias de las instalaciones de cogeneración es muy amplio y puedevariar desde unos pocos kilovatios a más de 100 megavatios. De hecho  la potencia, aligual que otras características técnicas, dependen del tipo de tecnología escogido. Elsiguiente cuadro muestra para los principales equipos de cogeneración, los diferentesparámetros técnicos:

Ejemplo de turbina de gas en ciclo simple:

Equipo: Turbina de gas: Solar T60 – Consumo de gas a plena potencia: 16.990 KWtérmicos y produce 

5100 KWeléctricos.  El rendimiento será:   η= 5100/16.990 = 0,3 = 30% 

Luego: 16.990 KWt.  x 860Kcal/KW=14.611.400Kcal (calor aportado por el combustible /hora para 

generar 5.100KWe) y para un gas natural común de PCS= 9.200Kcal /NM3 de PCI= 8300Kcal/NM3   

consumirá =  14.611.400 Kcal/ 8.300Kcal/NM3 = 1.760NM3/H de gas natural.

El cuadro muestra un η global  (EEproducida + Calorrecuperado) entre 75 y 80 % por lo tanto

el calor teóricamente aprovechado en el ciclo de cogeneración será = 14.611.400 Kcal x 0,75= 

11.000.000Kcal/860Kcal/KW=12.700KW.(usados para generar EE y Calor).

Al restarle la energía que se llevó la EE tendremos lo recuperado como calor = 12.700KW-

5.100KWe=7.600KWt.

La relación : 5100KWe/ 7600KWt = 0,67 coincide con el valor del cuadro de la relación EE producida 

y calor recuperado por lo que los datos para este caso están verificados con la experiencia.

 Este rango tan amplio de potencias permite que la tecnología tenga múltiples

aplicaciones dentro de los diferentes sectores económicos a saber: 

La   cogeneración   en   Europa

La contribución de la cogeneración en la matriz energética europea ha idoaumentando en  los últimos años en pequeños porcentajes. Así,  la energía generada apartir de cogeneración en el 2004 fue del 12,0%   y en 2006, fue del 13,1 % delconsumo final de energía de la UE. Otra característica de la cogeneración en Europaes que la participación difiere mucho de un país a otro. Dinamarca y Finlandia son los países que generan una mayor cantidadde energía utilizando esta tecnología.El grado de participación está relacionado con el desarrollo de  la cogeneración en  laindustria y de las redes de calefacción de distrito, siendo los países ubicados en lazona norte y este de Europa (Finlandia, Estonia, Bulgaria, Polonia, etc.) donde usatradicionalmente las redes de calefacción.

Respecto a la potencia instalada, en 2006 el 13,6 % de la potencia correspondía ainstalaciones de cogeneración, lo que equivale a unos 100 GWe de potenciainstalada. Hay que tener en cuenta que el potencial de  la cogeneración en  la UE seestima en 150 - 250 GWe.

En cuanto a la evolución del sector, se prevé un importante aumento del uso desistemas de cogeneración para el aprovechamiento de la biomasa.

La   cogeneración   en   Argentina

Existen estimaciones que sitúan el potencial de cogeneración del país entre1.500–1.800 MW si los ciclos son turbovapor y en 3.000 MW si se añade al anteriorpotencial instalaciones de cogeneración de ciclos turbogás. Para el caso en el quesólo se usen ciclos turbovapor, se estiman también algunos de los potenciales de lossectores industriales más importantes: 250 MW la industria aceitera, 300 MW laindustria azucarera, 300 MW la industria química y petroquímica y por último 200 MWla industria papelera.

Principales documentos que regulan las instalaciones de generacion:

• Ley 24065/1992 sobre el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

• Regulación del MEM: Ley Marco Regulatorio – Decreto Reglamentario y

Resoluciones de la autoridad de aplicación (Los Procedimientos)

• Anexo 12 (Los Procedimientos): Autogeneradores y Cogeneradores

• Resolución S.E.269/2008: Autogenerador DistribuidoEl escollo principal que debe sortear toda empresa para definir la instalación

de un sistema de cogeneración puede ser hoy la:

Incertidumbre en el suministro del gas natural y combustibles

líquidos

El gas natural es uno de los combustibles que más se utiliza en instalaciones decogeneración, por lo que la incertidumbre en el suministro de este combustiblesupone una barrera muy  importante al desarrollo de estas tecnologías. En  los últimosaños, las reservas comprobadas de hidrocarburos argentinos han sufrido una

disminución, aumentando de esta forma la incertidumbre en el suministro.

NUESTRA ACTUALIDAD(2014)

Por cada punto de crecimiento, importación de hidrocarburos por US$950 millonesEn la última década la situación energética llegó a una crisis tan importante que volvió inverosímil la obsesión gubernamental por negarla o minimizarla, y nunca corregirla. En esencia, esto responde a que la demanda creció en línea con el ciclo económico pero la producción de los principales insumos de la matriz energética viene cayendo año tras año. La consultora Ecolatina recordó que esto le provoca al país dilemas estructurales. En primer lugar, el crecimiento de la economía es cada vez más vulnerable y dependiente de la capacidad de importar combustibles, más aún con el actual déficit energético. Por otro lado, la producción de hidrocarburos se encuentra fuertemente ligada a los elevados precios internacionales por lo que se debe destinar una mayor parte del excedente agropecuario a la compra de combustibles. Y luego, el atraso de las tarifas energéticas provocan la necesidad de los subsidios que erosionan aún más las cuentas fiscales. Esto puede corregirse, cambiando las expectativas rápidamente.

El detalle de la factura

La Argentina recibe gas extranjero por dos vías: desde Bolivia, a través de gasoductos, y desde ultramar, en la forma de gas natural licuado (LNG), que llega por barco a los puertos de Bahía Blanca y de Escobar (en ambos casos, la operación está a cargo de YPF y de Enarsa).

Es muy conveniente comprarle al país vecino. "Como Bolivia nos dio más gas del esperado, la importación de LNG fue menor a la prevista. Sus precios son más bajos. Si no, el encarecimiento de las importaciones hubiese sido mayor".

En 2012, las compras a ese país crecieron un 65 por ciento en volumen. Aunque la Argentina paga unos 11 dólares por millón de BTU (la unidad de medida), es decir, cuatro veces más que el valor que recibe por la misma cantidad una petrolera local, está por debajo de los alrededor de 17 dólares que el Gobierno gasta para comprar el gas licuado en el exterior.

Durante 2011, nuestro país tuvo que importar combustible en aproximadamente 9.400 millones de dólares, principalmente gas de la República de Bolivia y petróleo/fuel y gasoil de la República Bolivariana de Venezuela

Ese último ítem es, por mucho, el que más le duele a la balanza energética, en comparación con los números de 2011, las importaciones crecieron un 17 por ciento, implicando un desembolso 46% mayor.

El ministro de Economía que conoce esas cuentas a la perfección, en varias reuniones que mantuvo con empresarios petroleros a fines del año pasado, les reclamó que le presentaran al Gobierno proyectos para producir más gas, en desmedro de las iniciativas de búsqueda de petróleo, más rentables. Y desde principios de enero el coordinador del Ministerio de Planificación inició una rueda de invitaciones a empresarios para firmar un acuerdo por el que el Gobierno ofrece pagar US$ 7,50 el millón de BTU (el triple que el precio promedio actual) a cambio de aumentar la producción.

Enfrentamos un macro problema que tiene tres características: 1) La necesidad de grandes inversiones para superarlo; 2) La inercia para corregir el problema derivada del largo período de implementación de las soluciones por buenas que estas sean; 3) El costo político de superar los desajustes que deberá ser afrontado por quien implemente las grandes reformas necesarias; y que será, intransferible a un tercero. 

Los siguientes son las grandes cuestiones a resolver, sobre las que habrá que generar consensos políticos: a) Cómo explorar las cuencas sedimentarias aún no exploradas de la Argentina en busca de hidrocarburos convencionales ya que es imprescindible incorporar nuevos yacimientos; un objetivo central y estratégico es la exploración de la plataforma continental hasta el talud oceánico. Ver el ejemplo de Brasil en el Pre-sal. b) Definir con qué organización legal, institucional y empresaria para encarar la puesta en producción en condiciones de alta competencia tecnológica y económica del yacimiento no convencional de Vaca Muerta. Esto incluye abordar una cuestión central: No al fracking ó Si� al fracking; la competitividad de la industria y los modos de explotación y el rol desconocido de CHEVRON. c) Abordar el debate de fondo del reparto de la renta petrolera y sus destinos prioritarios d) Cómo ser en los próximos 10 años un importador eficiente de energía; habida cuenta que importamos mal, en forma no planificada y con altos sobrecostos? e) Cómo cerrar la brecha importadora con un plan de inversiones privadas y públicas eficiente y realizable? 

f) Cómo implementar un plan de saneamiento tarifario que disminuya los subsidios al mínimo social necesario; que permita el saneamiento empresario y aliente la inversión nueva? g) Cómo transformar nuestra matriz energética para hacerla menos dependiente de los hidrocarburos con un criterio estratégico y realista?

MEJORA EN LAS EFICIENCIAS Sector Eléctrico:

En 2012, la demanda total de energía eléctrica en la Argentina fue equivalente a 121.192 GWh.Si la Argentina implementara las políticas de eficiencia energética, se reduciría notoriamente el consumo energético y, por ende, el país se evitaría generar, aproximadamente, 6.000 MW en centrales eléctricas. Esto redundaría en un ahorro en costos de capital de U$S 31.000 millones al 2030. A su vez, en términos energéticos, este ahorro equivaldría a: 6 centrales de ciclo combinado con un módulo de 800MW de potencia o; 5 veces la cantidad de plantas nucleares argentinas en la actualidad o; 2 represas hidroeléctricas similares a Yacyretá.

Sector Hábitat y Gas:

Los ahorros potenciales planteados a partir del Escenario de Eficiencia Energética en el sector, son equivalentes al total de la importación de gas de Bolivia o a la completa importación de gas por buques metaneros de la Argentina en todo 2012. Un ejemplo: Sólo en su función piloto, los calefones, estufas y termo-tanques consumen cerca de 2,5 millones de m3/día de gas. La aplicación de medidas tendientes a eliminar dicha función y reemplazarla por dispositivos electrónicos de encendido, podría generar un ahorro de consumo de gas similar a lo que se necesitaría para producir la electricidad que genera la central de Embalse de Río Tercero. Si a esto se suman medidas adicionales como, la aislación térmica en edificios, artefactos de gas más eficientes y la implementación gradual de sistemas de agua caliente de origen solar, el potencial de reducción alcanza a 1.5 veces el volumen de gas metano licuado importado en 2012 por la Argentina.