La entidad se encuentra ultimando los detalles de su exposición para “Escenarios Energéticos 2035”. Según informaron a este medio, está prevista una próxima reunión en la sede de calle Viamonte, en Capital Federal, para consensuar entre los miembros las conclusiones finales. Todavía no tiene fecha, pero sería realizada en los próximos días, antes de la exposición definitiva en la UBA, el 10 de septiembre, de 10 a 14 horas.

“Los principales objetivos en el escenario energético son la integración de renovables y la descentralización, evitando la incorporación de nuevas centrales nucleares”, explica un documento preliminar de CADER. Y precisa: “se incorpora Embalse, pero se retira Atucha I en el año 2022, minimizando la incorporación de grandes hidroeléctricas (sólo se incorporan tres proyectos: Cepernic, Chihuidos y Del Plata)”.

Claro que para lograr este desarrollo en CADER aclaran que “es necesario promover un marco legislativo y regulatorio dinámico y adaptado a las necesidades de los sectores público y privado (por ejemplo, medición neta, u otras medidas que tengan el impacto equivalente para la incorporación de energía distribuida)”.

En cuanto al desarrollo de redes inteligentes, necesarias para avanzar en este proceso, las empresas nucleadas en CADER estiman que “se difundirán durante la próxima década (2015-2025)”.

“Conjuntamente con estos objetivos principales, se buscan otras metas como la generación de empleos verdes, considerando que las energías renovables generan más puestos de trabajo que las convencionales (especialmente en biomasa, biogás y biocombustibles, e  instalación de energías renovables distribuidas, como pequeñas fotovoltaicas)”, resalta la proyección.

Renovables por gasoil

Desde la entidad esperan que los sistemas distribuidos, que hasta hoy mayoritariamente consumen diésel, incorporen renovables: “Esto sucederá tanto por hibridación con intermitentes como por sustitución de combustibles fósiles por otros de origen biogenico, como por ejemplo biogás”.

Y agregan: “para poder tener una mayor integración de renovables se debe reforzar la integración eléctrica con la región, por lo cual la exportación  y la importación se verán incrementadas para reducir los costes del balanceo y la compensación inter-estacional e interanual”.

Análisis por tipo de potencia renovable

Energía Eólica:

• No se considera incorporación de OffShore
• Mayor penetración en los primeros años Factor de Capacidad del 42 por ciento, por el recurso y el grado de desarrollo de los proyectos.
• Objetivos de la modificación de la Ley 26.190 es un mínimo de meta de MW instalados a cumplir.
• Se considera la repotenciación en el 2035 del parque eólico actual
• Ubicación geográfica de los proyectos según proyectos concretos en cartera:
• NOA no apto excepto proyectos de La Rioja: conocimiento del recurso y con potencia >= 400 MW
• En PATAGONIA no se consideran proyectos de Fc 35%.
• En CENTRO se considera hasta 300 MW con Fc 42%, que entran durante los primeros años (por recurso y ubicación en la red eléctrica)
• En Provincia de Buenos Aires (Costa Atlantica y Bahía Blanca, principalmente) hay 1687 MW de potencia, la mayoría en Fc. 42%, incluyendo 1000MW del Parque Eólico Gral Arias.
• En CUYO se considera una entrada temprana de parque de Fc 35% principalmente en San Juan

Solar:

• Aumento de penetración de ambas tecnologías por mejora de precios más acelerada de lo previsto
• Primero entra solar distribuida:
• necesidad de un aprendizaje en instalación y otros componentes del BOS, para lograr reducciones de costes.
• ventajas de iniciar la transición a un sistema descentralizado
• Hasta 2025 no hay restricciones geográficas fuertes, más allá de ir desde el norte de la Patagonia hacia arriba para fotovoltaica distribuida.
• Los parques de decenas de megavatios o mayores estarían en paridad con fuentes convencionales a partir de 2025, lo que acelera la penetración.
• Instalación en NOA y Cuyo (zonas de alta insolación) próximas a la red de alta.

Biogás:

• Instalación de hasta 2.000 MW de generación con biogás consumen aproximadamente 15 MMm3/d.

(1.3 mill ha de cultivos energéticos destinados a la producción de biogás para generación, 35 ton/ha, 200m3 biogas /ton, 60% CH4, son 15 MMm3/d de bio-metano para generación)

Se trata de condiciones de producción en áreas degradadas bajo supuestos conservadores.

Biomasa:

• 10 millones de has x 2 tn/ha. = 20 MM ton de biomasa seca, a 0.8 kg/kWh, corresponden a 3500 MW de biomasa con cultivo

(sólo 10% del área semi-árida/sub-humeda cultivable del país, que actualmente no se utiliza para agricultura. Se puede plantar pastizales u otros cultivos perennes que no requieren siembra permanente)

• 2000MW de biomasa residual
• Total: hasta 5500MW de biomasa

Pequeñas hidroeléctricas:

• Se instalan los 428MW contemplados en el escenario

Grandes centrales hidroeléctricas:

• Central Jorge Cepernic: 600 MW en el año 2021. Esta central permite compensar parcialmente la gran intermitencia producto de la incorporación de energía eólica en la Patagonia, dando estabilidad a la línea de extra-alta tensión de la Patagonia
• Chihuidos: 637 MW en el año 2022
• Cordón del Plata: 1100 MW en el año 2025