El documento oficial propuso siete lineamientos estratégicos y expone distintos escenarios energéticos al 2030. Describe los límites y las oportunidades para una transición energética y las inversiones y divisas que serían necesarias.

La Secretaría de Energía publicó en el Boletín Oficial el documento “Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030”. Contiene las propuestas que elevó al Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible para su inclusión en el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático. Energía y Ambiente tensionaron por un documento que, en líneas generales, expresa una visión política de la transición energética en función de objetivos más amplios que la mitigación de las emisiones.

El documento incluye lineamientos para limitar las emisiones vinculadas con la energía. Para reflejar las implicancias de esas líneas de acción se proponen dos escenarios de oferta de energía eléctrica. En el “Escenario de transición energética con capacidades nacionales” (REN 20) la participación de las energías renovables llegaría al 20% de la oferta eléctrica para el 2030. En el “Escenario de transición con ritmo acelerado de renovables” (REN 30) el ritmo de escalamiento de las renovables llega hasta alcanzar el 30% del total.

En términos de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), el escenario REN 20 supone la emisión de 201,4 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente (MtCO2e) por año provenientes de los usos energéticos en distintos subsectores. El escenario REN 30 supone emisiones por 193,7 MtCO2e. Ambos escenarios implican que las emisiones vinculadas con la energía no disminuirán sino que serán limitadas. Argentina se comprometió recientemente a cumplir con una meta global de 349 MtCO2e para el 2030, un 26% menos que lo comprometido en la Contribución Determinada a Nivel Nacional de 2016.

Pero a través de estos escenarios la Secretaría de Energía da cuenta de las implicancias y limitaciones económicas que supone una aceleración mayor en la reducción de las emisiones. “Argentina plantea cumplir sus compromisos internacionales mediante un sendero de descarbonización de la matriz energética acorde a sus capacidades tecnológicas y productivas, considerando sus posibilidades macroeconómicas y su delicado contexto social”, señala el documento.

1 – La finalidad del documento

El documento propone una serie de lineamientos estratégicos para avanzar en materia de “Transición Energética”, sustentados en el principio de “responsabilidades comunes pero diferenciadas y capacidades respectivas” y anclados en un diagnóstico de grandes restricciones macroeconómicas. Son líneas de acción para el cumplimiento de objetivos que responden a una visión política de la transición energética en clave de desarrollo, no para cumplir con metas específicas de descarbonización.

Los objetivos a cumplir son lograr una matriz energética con Inclusión, Estabilidad y Desarrollo, Soberanía Energética, Dinamismo, Federalismo y Sostenibilidad. El objetivo de Soberanía Energética incluye “lograr el autoabastecimiento energético, mediante la utilización plena de los recursos más abundantes, disponibles y valiosos, de las cuencas onshore y off shore”. En Sostenibilidad, se propone que “sobre la base de los recursos existentes y potenciales, mitigar el impacto medioambiental incluyendo una reducción de las emisiones de CO2”.

Para cumplir con esos objetivos es que se proponen siete lineamientos estratégicos: Eficiencia energética; Energía limpia en emisiones de GEI; Gasificación; Desarrollo de capacidades tecnológicas nacionales; Resiliencia del sistema energético; Federalización del desarrollo energético y Estrategia nacional para el desarrollo del hidrógeno.

Se advierte que el desarrollo de estas líneas de acción implicarán un gran esfuerzo para la economía argentina. “El avance y profundización de cada línea de acción, así como sus consecuentes resultados, están estrictamente ligados a las capacidades de la economía para crecer y poder afrontar los esfuerzos financieros en divisas que la transición energética requiere”, señala el documento.

De esta forma, la transición energética es caracterizada en función de objetivos de desarrollo igual de relevantes que la mitigación de las emisiones, con énfasis en los límites macroeconómicos, especialmente de disponibilidad de divisas. “La descarbonización como horizonte, planificada sobre la base de las capacidades sociales, tecnológicas, industriales y macroeconómicas argentinas, habilita un sendero de desarrollo hacia un país más limpio y más justo, para esta generación y las que han de venir”.

2 – Escenarios energéticos

El documento incluye una serie de escenarios energéticos al 2030. Son estimaciones preliminares, que surgen de la combinación de políticas tanto de demanda como de oferta. El documento destaca que “no se asignan probabilidades de ocurrencia a los mismos, sino que se presentan los resultados de manera imparcial como un insumo para la toma de decisiones de la Secretaría de Energía”.

Hay escenarios de demanda eléctrica y de gas natural, de combustibles, así como de oferta de energía eléctrica y oferta local de petróleo y gas, entre otros puntos. Los supuestos considerados a la hora de elaborar los escenarios incluyen un crecimiento del PBI del 2% i.a. de largo plazo, crecimiento de la demanda eléctrica entre 1,7 y 2,4% i.a., crecimiento de la demanda de gas natural entre 1,7 y 3,5% i.a. y crecimiento de la demanda de combustibles de 2,3% i.a. Por el lado de la oferta, la producción de gas natural y de petróleo para abastecimiento local entre 2019 y 2030 crece entre 2,4 y 3% i.a. y 3,4 y 6% i.a., respectivamente. No se realizaron estimaciones de exportaciones de petróleo ni gas natural.

Por otro lado, se ofrecen dos escenarios de oferta de energía eléctrica, en los que se transparenta la visión política de la transición energética. El “Escenario de transición energética con capacidades nacionales” (REN 20) plantea alcanzar un 20% de generación renovable al 2030. El “Escenario de transición con ritmo acelerado de renovables” (REN 30) establece que la potencia renovable alcanzaría el 30% de participación en la oferta eléctrica.

Estos dos escenarios se diferencian por sus implicancias en términos de cantidad de nueva potencia renovable incorporada, demanda de divisas, reducción de las emisiones, costos asociados y oportunidades de desarrollo tecno-productivo.

3 – ¿Qué supone el escenario REN 20?

El “Escenario de transición energética con capacidades nacionales” (REN 20) supone un escenario en el que el suministro de energía sirve a objetivos de desarrollo socioeconómicos amplios, “en línea con una tendencia fundada en las capacidades nacionales, consistente con la estabilidad macroeconómica (menor demanda de divisas) y a un ritmo de incorporación de nueva potencia en sintonía con el crecimiento de la demanda eléctrica”.

En este escenario el incremento de potencia eléctrica es de 7764 MW, con 4233 MW de energía eólica y solar. De esta forma, la participación de las energías renovables llegaría al 20% de la oferta eléctrica. La inversión estipulada para todo el incremento de potencia eléctrica trepa a los u$s 9924 millones, con un gasto de divisas por u$s 3796 millones. Esto implicaría una demanda media anual de divisas de u$s 422 millones.

En cuanto a la participación de los tecnólogos nacionales, para el caso de la energía eólica su participación en la potencia eólica incremental alcanza el 70%. En el caso de la energía solar fotovoltaica, es posible cubrir un 70% del incremento de potencia.

También implica mayores requerimientos de petróleo y gas natural que en el REN 30.

4 – ¿Qué supone el escenario REN 30?

El “Escenario de transición con ritmo acelerado de renovables” (REN 30) supone que la búsqueda de una descarbonización por encima de las capacidades industriales locales implicaría una mayor necesidad de inversiones y de divisas, incremento en los costos de generación y menores oportunidades para el desarrollo de tecnólogos nacionales y de proveedores locales y bienes relacionados con las renovables.

En este escenario, el ritmo de escalamiento de las renovables es mayor que la demanda proyectada. El incremento de potencia eléctrica es de 10.839 MW, una diferencia de 41% respecto al REN 20. De esa potencia nueva, 7408 MW son de energías eólica y solar, lo que representa una potencia adicional en renovables de 3.175 MW respecto al REN 20. Gracias al diferencial de nueva potencia renovable, las emisiones del subsector eléctrico representan 17.1 millones de toneladas equivalentes de CO2, un 5,5% menos que en el REN 20.

Pero las inversiones y las divisas necesarias aumentan significativamente respecto al REN 20. Las inversiones calculadas solo para toda la nueva potencia eléctrica son de u$s 13.970 millones, con un gasto de divisas por u$s 6770 millones (una demanda media de u$s 751 millones anuales, en promedio). Las inversiones en transporte también suben significativamente respecto al REN 20, alcanzando los U$S 5575 millones.

También se señala un aumento de costos por el sobre dimensionamiento del parque de generación y un consecuente desplazamiento de generación térmica, que deberá ser remunerada. “El desplazamiento de centrales térmicas eficientes ya amortizadas (con bajos costos de generación) por nuevas centrales renovables (con capital que debe amortizarse), llevaría a un aumento en los costos de generación”, advierte el documento.

En cuanto a la participación de los tecnólogos nacionales, para el caso de la energía eólica su participación en la potencia incremental alcanza el 38%. En el caso de la energía solar fotovoltaica, es posible cubrir un 46% del incremento de potencia. Son participaciones significativamente menores que en el REN 20.

También supone un mayor requerimiento de gas natural y relativamente menores requerimientos de petróleo que en REN 20.

5 – Inversiones y divisas

Los escenarios REN 20 y REN 30 contemplan la necesidad de inversiones y de divisas en al menos tres rubros: incremento de potencia, transporte de electricidad y eficiencia energética. En ambos escenarios se contemplan cuantiosas inversiones en eficiencia eléctrica por US$ 7829 millones.

El escenario REN 20 contempla la necesidad de inversiones en nueva potencia por U$S 9924 millones, con un gasto de divisas por u$s 3796 millones. Esto supone una demanda media anual de divisas de U$S 422 millones. Si se suman las inversiones necesarias en transporte eléctrico por U$S 2875 millones y en eficiencia eléctrica, las inversiones globales alcanzan los 20.628 millones de dólares.

Para el escenario REN 30 las inversiones calculadas solo para toda la nueva potencia eléctrica son de U$S 13.970 millones, con un gasto de divisas por U$S 6770 millones (una demanda media de u$s 751 millones anuales, en promedio). Las inversiones en transporte suben significativamente respecto al REN 20, alcanzando los U$S 5575 millones, mientras que las inversiones en eficiencia eléctrica son iguales que en el REN 20. En suma, las inversiones globales necesarias por estos tres conceptos trepan a 27.374 millones de dólares.

De esta forma, el REN 30 lograría un aumento en la potencia instalada 41% mayor al planteado en el REN 20, pero con un aumento de un 25% en las inversiones globales necesarias y una demanda de divisas 78% mayor.

6 – Emisiones:

Caen en Generación Eléctrica e Industrial pero aumentan en general

En los escenarios REN 20 y REN 30 se observan reducciones significativas de emisiones en el subsector de Generación Eléctrica y leves en el subsector Industrial. Pero al considerar todos los subsectores de energía, en ambos escenarios las emisiones aumentan levemente debido a un crecimiento importante de las emisiones en el subsector de Transporte y Agrícola.

Para comparar las emisiones en dichos escenarios se toma en consideración el 2016, año del último Inventario Nacional de GEI hasta el momento del análisis, que arrojó 193,4 MtCO2e. Las emisiones del sector energético serían de 201,4 MtCO2e en el REN 20 y de 194,1 MtCO2e en el REN 30. Es decir, aumentan entre un 0,4 y 4,2% según el escenario.

Las emisiones en el subsector de Generación Eléctrica caen de 47,8 MtCO2e en 2016 a 16,7 MtCO2e en REN 30 y 22,6 MtCO2e en el REN 20. Son reducciones de 64,2% para el REN 30 y de 52,7% para el REN 20. En el subsector Industrial caen de 33,3 MtCO2e en 2016 a 29,8 en ambos escenarios.

Sin embargo, aumentan las emisiones en el resto de los subsectores en ambos escenarios. Transporte y Agrícola es el subsector en el que más aumentan las emisiones, pasando de 51,9 MtCO2e en 2016 a 72,1 MtCO2e en ambos.

7 – Eficiencia energética:

Demandante en inversiones y consumo de divisas

La línea de acción en Eficiencia Energética supone una serie de medidas de importante impacto en la reducción del consumo de electricidad y de gas pero con elevadas necesidades de inversión y consumo de divisas. Este último gasto es notorio: requieren mucha más divisas que las estimadas para transporte eléctrico en ambos escenarios.

Las medidas tienen por objetivo reducir en hasta 8,5% el consumo de electricidad y de gas en todos los sectores de la economía, en relación con el escenario de demanda energética tendencial, por medio de usos más eficientes del consumo energético. También se incluyen medidas asociadas a la mayor eficiencia en la generación de electricidad y la adopción de tecnologías para la reducción de emisiones fugitivas de metano.

Se contemplan medidas de eficiencia principalmente en el sector residencial e industrial. En el residencial destacan la promoción de medidas de aislación edilicias (permitirían un ahorro en los gastos de refrigeración y/o calefacción de entre 40 y 50%), sustitución de equipos de conservación de alimentos y reemplazo de calefones y termotanques. En el sector industrial

Las medidas de eficiencia eléctrica suponen una inversión de U$S 7829 millones, con una necesidad de divisas por U$S 5610 millones. El consumo de divisas representa más que los 2230 y 862.5 millones de dólares necesarios para transporte eléctrico en los escenarios REN 30 y REN 20, respectivamente.

8 – Las fuentes que más crecen: eólica e hidroeléctrica

De los escenarios de oferta eléctrica planteados se desprende que la nueva potencia agregada descansa principalmente en la construcción y culminación de parques eólicos y de represas hidroeléctricas.

En energía eólica se sumaría potencia por 6008 y 3283 MW en los escenarios REN 30 y REN 20, respectivamente. En energía hidroeléctrica se contempla sumar 2187 MW gracias a la terminación de los proyectos Aña Cuá (275 MW, 2024), Gobernador Cepernic (360 MW, 2025), Nestor Kirchner (950 MW, 2026) y Chihuido I (637 MW, 2027).

En ambos escenarios se estima que, inicialmente, se completarán aproximadamente 1.650 MW de los proyectos de RenovAr, Res 202 y MATER (eólicos en su mayoría) que todavía no fueron ejecutados y se encuentran en proceso de negociación.

9 – Mayor demanda de gas y electricidad

Los escenarios estimados de demanda y oferta de gas y electricidad varían según las políticas aplicadas.

En electricidad se estima un crecimiento anual del consumo eléctrico del 2,4%, alcanzando los 168 TWh en un escenario de políticas existentes (actualmente se ubica entre los 130 TWh y 135 Twh anuales), cuyo incremento podría reducirse a 155 Twh (a una tasa de 1,7% i.a.) si se aplican diversas medidas de eficiencia energética, según los resultados obtenidos para el escenario eficiente (permitiendo un ahorro de hasta 13 TWh). En el escenario vigente, el sector con mayor crecimiento es el de usuarios residenciales, con un 3,7% de crecimiento anual acumulado.

En cuanto a la demanda de gas natural, se toma como referencia que la demanda final de gas natural (excluyendo usinas) rondó en 2019 los 76,8 MMm3/d. El sector industrial consumió 36,8 MMm3/d, el sector residencial 28,1 MMm3/d, el consumo de GNC unos 6,8 MMm3/d y el sector comercial y público 5,2 MMm3/d.

En función de los escenarios presentados se estima que el consumo final de gas natural tendría un incremento de 2,7% anual acumulado en el escenario vigente y de 3,6% en el escenario de políticas activas, explicando la diferencia por la mayor participación del uso de gas en el sector transporte (GNC). De este modo, el consumo de gas distribuido final al 2030 alcanzaría los 113 y 103 millones de metros cúbicos diarios en los escenarios ambicioso y vigente, respectivamente. Estos valores podrían reducirse a 104 y 93 millones de metros cúbicos diarios respectivamente luego de aplicarse políticas de eficiencia en el consumo.

Por el lado de la oferta de petróleo y gas, el escenario de políticas activas implica una mayor demanda de gas natural, impulsando la producción nacional en 10 MMm3/día. El escenario de políticas existentes implica una mayor producción de combustibles y petróleo. El crecimiento de la producción de gas natural se asocia principalmente al crecimiento de la demanda local (mayor en el grupo de escenarios de políticas activas) y la potencialidad de exportar gas a escala (hasta 30 MMm3/día) tanto a Brasil como a Chile.

10 – Gasoductos y centrales nucleares

Las necesidades de inversión y de consumo de divisas se incrementan al considerar distintos proyectos de gasoductos y de centrales nucleares.

Las inversiones en transporte por gasoducto son funcionales a la promoción de las acciones en Gasificación. Se señala que el principal límite estructural para el mayor consumo de gas es el transporte desde los centros de producción hasta los puntos de consumo, pese al incremento de la producción gracias al plan GAS.AR.

La Secretaría de Energía propone entonces el el Plan TransportAR para resolver el déficit de infraestructura, con inversiones distribuidas en tres etapas. En su Etapa I, prevista a ejecutarse desde el año 2021 hasta 2023, prevé inversiones en gasoductos por 3.371 millones de dólares. Una etapa II ya esta en planificación y se estima también que para 2030 ya va a estar ejecutada la etapa III. Los montos invertidos en total se estiman en alrededor de USD 10.000 millones.

Por el lado de las centrales nucleares, se prevé el comienzo de construcción de al menos una central durante la próxima década, la cuarta central de tecnología Hualong, con otro proyecto también en capeta (una quinta central de tecnología CANDU). El capex de la central Hualong se estima cercano a los U$S 7900 millones. En cualquier caso, ninguna central entraría en operación antes de 2030, con excepción del prototipo CAREM.

Fuente: Econojournal