estudio prospectivo del sector energético al 2030 · 5.3 emisiones de gei en el escenario...
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Estudio prospectivo
del sector energético
al 2030
Ing. Alfonso Blanco
Ing. Luis Eirea
Ing. Omar Paganini
Ing. Beno Ruchansky
Ing. Alicia Torres
Septiembre de 2013
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Contenido
INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................. 6
1 ENTORNO REGIONAL Y MUNDIAL ....................................................................................... 10
1.1 Aspectos socioeconómicos ......................................................................................... 10
1.1.1 Contexto mundial y regional ............................................................................... 10
1.1.2 Contexto nacional ............................................................................................... 11
1.2 Consideraciones Energéticas ....................................................................................... 12
1.2.1 Contexto energético mundial .............................................................................. 12
1.2.1.1 Aspectos socioeconómicos claves a nivel global ............................................. 12
1.2.1.2 Proyecciones y tendencias a nivel socioeconómico ........................................ 13
1.2.1.3 Proyecciones y Tendencias globales para el sector energía ........................... 14
1.2.1.4 Aspectos asociados a Tecnología, Medio Ambiente y Cambio Climático ....... 19
1.2.2 Contexto Energético Regional ............................................................................. 20
1.2.2.1 Situación del sector ......................................................................................... 20
1.2.2.2 Tendencias probables para la región .............................................................. 21
1.2.2.3 Aspectos geopolíticos, institucionales y de integración ................................. 22
1.2.2.4 Tendencias de desarrollo del Sector Eléctrico en la región ............................ 24
1.2.2.5 Tendencias para el Sector Combustibles Fósiles en la región ......................... 25
2 ESTADO DE SITUACIÓN DEL SECTOR ENERGÉTICO URUGUAYO ......................................... 26
2.1 Sector eléctrico............................................................................................................ 27
2.1.1 Situación de la demanda ..................................................................................... 27
2.1.2 Situación de la oferta .......................................................................................... 27
2.1.3 Proyecciones y tendencias a nivel local .............................................................. 28
2.2 Sector hidrocarburos y biocombustibles .................................................................... 29
2.2.1 Situación de la demanda ..................................................................................... 29
3
2.2.2 Situación de la oferta .......................................................................................... 31
2.2.2.1 Refinería La Teja .............................................................................................. 31
2.2.2.2 Plantas de Biocombustibles ............................................................................ 32
2.2.2.3 Planta regasificadora ....................................................................................... 33
2.2.2.4 Exploración de hidrocarburos “on shore” y “off shore” ................................. 33
2.2.3 Proyecciones y tendencias observables .............................................................. 34
3 APLICACIÓN DE MODELOS Y CÁLCULO DE ESCENARIOS ..................................................... 37
3.1 Escenario “A” ............................................................................................................... 37
3.1.1 Aspectos socioeconómicos ................................................................................. 37
3.1.2 Caracterización del escenario energético A ........................................................ 39
3.1.2.1 Demanda ......................................................................................................... 39
3.1.2.2 Oferta .............................................................................................................. 41
3.1.2.3 Proyecciones del consumo final de energía .................................................... 42
3.1.3 Proyectos y necesidades de inversión – Escenario “A” ....................................... 46
3.1.3.1 Características generales ................................................................................. 46
3.1.3.2 Proyectos e Inversiones en el Sector Hidrocarburos y Biocombustibles ........ 46
3.1.3.3 Proyectos e Inversiones en el Sector Eléctrico ................................................ 48
3.1.3.4 Abastecimiento de gas natural y balance Exportaciones/Importaciones de
derivados de petróleo ..................................................................................................... 50
3.1.4 Costos de generación .......................................................................................... 51
3.1.4.1 Sensibilidad al precio del GNL ......................................................................... 52
3.1.5 Escenario A: Consumo final de energía eléctrica por fuentes y matriz de
generación ........................................................................................................................... 53
3.1.6 Proyecciones de emisiones de GEI – Escenario A ............................................... 54
3.1.7 CONCLUSIONES PARA EL ESCENARIO A .............................................................. 56
3.1.7.1 Cuadro de Inversiones acumuladas (millones de USD) ................................... 58
3.1.7.2 Escenario “A”: Impactos esperados ................................................................ 58
3.2 Análisis de Sensibilidad: ESCENARIO ALTERNATIVO (llamado Escenario B) ............... 60
4
3.2.1 Aspectos socioeconómicos ................................................................................. 60
3.2.2 Caracterización del escenario energético B ........................................................ 62
3.2.2.1 Demanda ......................................................................................................... 62
3.2.2.2 Proyecciones del consumo final de energía .................................................... 64
3.2.2.3 Oferta Energética ............................................................................................ 67
3.2.2.4 Proyectos y Necesidades de inversión ............................................................ 69
3.2.2.4.1 Inversiones en el Sector Hidrocarburos y Biocombustibles ...................... 69
3.2.2.5 Abastecimiento de gas natural y balance Exportaciones/Importaciones de
derivados de petróleo ..................................................................................................... 71
3.2.2.6 Inversiones en el Sector Eléctrico ................................................................... 72
3.2.3 Costos de generación .......................................................................................... 74
3.2.3.1 Sensibilidad al precio del GNL ......................................................................... 75
3.2.4 Escenario B: Consumo final de energía eléctrica por fuentes y matriz de
generación ........................................................................................................................... 76
3.2.5 Escenario B: Proyecciones de emisiones ............................................................. 77
3.2.6 CONCLUSIONES PARA EL ESCENARIO B .............................................................. 77
3.2.6.1 Cuadro resumen de inversiones acumuladas (millones de USD) .................... 78
3.2.6.2 Cuadro comparativo de principales magnitudes ............................................ 79
3.2.6.3 Escenario “B”: Impactos esperados ................................................................ 79
4 ANEXO. Evolución de los mercados de hidrocarburos ........................................................ 81
4.1 Escenario Probable en los mercados del Petróleo ...................................................... 81
4.2 Escenario Probable en los mercados del Gas Natural ................................................. 83
4.3 Escenario Probable en los mercados del Carbón ........................................................ 85
4.4 Escenario probable para las Energías no fósiles ......................................................... 85
4.5 Escenario probable para la Energía Eléctrica .............................................................. 86
5 ANEXO Emisiones de gases de efecto invernadero asociados a las infraestructuras de
energía: ....................................................................................................................................... 88
5.1 Introducción ................................................................................................................ 88
5.2 Uruguay: Inventario Nacional de GEI .......................................................................... 89
5
5.3 Emisiones de GEI en el escenario energético A (de referencia) .................................. 90
5.4 Conclusiones del escenario “A” ................................................................................... 93
5.5 Emisiones en el Escenario “B” ..................................................................................... 94
5.6 Conclusiones del análisis del Escenario “B” ................................................................ 95
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INTRODUCCIÓN
El desafío del desarrollo del Uruguay presenta múltiples dimensiones, que tienen que ver con
el crecimiento económico y el bienestar material, con la sostenibilidad ambiental, con la
integración social, el acceso a bienes culturales y a la salud, y el sostenimiento de un marco
institucional estable, de libertades y derechos, entre otras cosas.
En este trabajo nos focalizamos en los aspectos económicos y productivos, y más
específicamente en los asuntos relacionados con la infraestructura necesaria para cimentar el
crecimiento económico. Los demás aspectos, tan importantes tal vez como éste, no
constituyen el objetivo de este esfuerzo colectivo que, como dijimos, ha elegido focalizarse en
la infraestructura, o por lo menos en algunos aspectos relevantes de la misma. Por otra parte
este capítulo, dentro de toda la problemática de la infraestructura, está centrado en los
aspectos relacionados con la energía, como una de las áreas claves que soportan el
crecimiento económico y productivo de una sociedad.
El Uruguay viene de una década de crecimiento económico inédito, fruto de una serie de
factores conocidos, tales como el auge de la demanda internacional de algunos de nuestros
productos - mayormente de origen agroindustrial - y una situación favorable en nuestra región
y en los países vecinos, que ha impulsado el turismo, la construcción y la inversión externa en
general, en el marco de un manejo reconocidamente profesional de las variables
macroeconómicas y de algunas políticas sectoriales exitosas. También ha jugado su papel la
situación de las tasas de interés internacionales, que hace atractivas las inversiones en los
mercados emergentes.
Este período inédito de crecimiento exportador y de recepción de inversiones ha generado
varios fenómenos a nivel productivo: la expansión agropecuaria tanto en escala horizontal con
avance de la frontera agrícola y forestal, como vertical por una mayor intensificación de la
producción lechera y ganadera, y el auge de la construcción, entre otros. Se han instalado
emprendimientos industriales de gran porte, y se prevén nuevos desarrollos en el área de la
minería y en la prospección y exploración del subsuelo para encontrar hidrocarburos. Este
aumento en la producción y el consumo impacta sobre el medio ambiente por la creciente
demanda sobre los recursos naturales y las emisiones al aire, al agua y al suelo.
Evidentemente, todo ciclo económico tiene sus momentos de aceleración y otros de
enlentecimiento, pero los analistas coinciden en que la tasa de crecimiento de largo plazo del
país se ha modificado al alza, y que la economía del país ha cambiado su horizonte de
referencia.
Estos desarrollos han significado para la infraestructura presente en el país una presión
creciente, pudiendo convertirse en un cuello de botella en varios aspectos. En ese sentido,
tanto la infraestructura de transporte está bajo stress, por el tránsito de cargas en nuestro
sistema vial, como también lo está nuestro sistema energético, que necesita de mayor
capacidad instalada y de respaldo, y de mayor diversificación de la matriz para disminuir la
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vulnerabilidad que hoy produce una fuerte dependencia de la fuente hidroeléctrica para la
generación eléctrica, y una importante dependencia de los derivados del petróleo, tanto para
el transporte como también para la generación eléctrica. Estas dinámicas han generado
diferentes presiones sobre el territorio y han sido objeto de atención a nivel social.
En planificación energética se suele considerar a la demanda energética como altamente
inelástica, en el sentido de que las cantidades consumidas dependen poco del precio de la
energía, por lo menos en el corto plazo y en un cierto rango de precios. Esto es así porque la
demanda energética en su gran mayoría es una demanda derivada, que está dada por las
necesidades energéticas de otras actividades que la integran a sus productos o servicios. En
ese sentido no se trata de un bien cuyo nivel de consumo dependa fuertemente del nivel de
precios, sino que – aunque los precios jueguen un papel – más bien se trata de un insumo cuyo
nivel de consumo depende directamente del nivel de actividad en la economía1.
En conclusión, el nivel de crecimiento económico del país en los últimos años se ha
acompañado de un aumento de la demanda energética en forma concomitante.
Recíprocamente, si la economía fuera a seguir creciendo, la demanda energética debería
acompañar este camino, y por lo tanto la oferta de energéticos adecuados para satisfacer esa
demanda debe desarrollarse. Si la oferta energética nacional se restringiera, o si se demoraran
las inversiones necesarias, es muy posible que la infraestructura energética del país se
transforme de una forma u otra en una limitante para el desarrollo.
Por lo tanto, el contar con una infraestructura energética adecuada será una condición
necesaria para el desarrollo, pero también un impulsor del mismo, toda vez que hace al país
más atractivo para radicar emprendimientos productivos de gran porte, que requieren
disponibilidad de energía y también calidad de servicio acorde. A la vez, una infraestructura
energética adecuada nos permite ser más competitivos si ofrece costos y calidad de energía
adecuados, y por otra parte no significaría una carga para las cuentas nacionales (como lo ha
sido en el pasado reciente) si logra mitigar el riesgo de sobrecostos en períodos de escasez
como los que hemos conocido. Las diversas combinaciones de infraestructuras de generación
de energía y de uso de la misma en transporte, industria, etc., son claves para actuar en un
contexto de cambio climático, por lo cual las decisiones en esta área son muy significativas
para el logro de las metas de desarrollo sostenible.
El sentido de este trabajo - en el capítulo que nos toca - será entonces intentar proyectar los
aumentos requeridos de la oferta energética en el país en los próximos años, dimensionando
las inversiones que ello implica y proyectando los costos de la energía para el Uruguay en el
futuro, sin dejar de atender los desafíos ambientales.
1 La intensidad energética, definida como la relación entre el consumo de energía, y los indicadores de la
actividad económica, normalmente el PIB o el VAB de la rama de actividad que se está estudiando, es
una variable que también puede jugar un rol importante.
Al existir sectores de la actividad muy intensivos en el uso de energía (por ejemplo, las industrias de
transformación), y otros de menor intensidad (por ejemplo, los servicios), cambios a nivel de la estructura
productiva pueden generar alteraciones en la intensidad energética a nivel general. Si no se observan
cambios en la estructura productiva, el uso de tecnologías más eficientes o la difusión de hábitos de
eficiencia energética en la población tienden a disminuir la intensidad energética.
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Para esto, se debe partir de la demanda prevista, lo cual implica tomar hipótesis acerca del
desarrollo socioeconómico del país en el período de acuerdo a los diferentes impulsores del
mismo, y las consecuencias de aumento de producto para los diferentes sectores que eso
traerá aparejado. Evidentemente, esto nos plantea la necesidad de formular o construir
escenarios posibles, de acuerdo a los elementos prospectivos que se manejen. En este sentido,
la formulación de escenarios no es lo mismo que la realización de predicciones. Los escenarios
son construcciones metódicas, en base a ciertas hipótesis y parámetros, que permiten,
utilizando modelos, proyectar las variables relevantes en función de tales parámetros y con
base en las hipótesis correspondientes. Ahora bien, la probabilidad mayor o menor de que los
parámetros evolucionen de una manera u otra ya es harina de otro costal. Generalmente,
quien realiza la prospectiva formula o toma de algún actor relevante un escenario “de
referencia”, con la evolución que tal escenario supone para los diferentes parámetros de base.
Tal escenario será más o menos probable, y esto depende de lo que cada uno estime. El
escenarista simplemente proyecta los parámetros energéticos para ese escenario. Luego se
suelen tomar otro conjunto de parámetros que describen otro escenario, y se realiza la
proyección para ese escenario alternativo, y generalmente se formulan uno o varios escenarios
más. El valor de la prospectiva entonces es construir escenarios consistentes, con sus
consecuencias correspondientes. Luego, otra cuestión es determinar cuál es el escenario más
probable, o más interesante (lo que no siempre coincide). En este punto se detiene este
trabajo, dejando al lector adjudicar estas probabilidades.
Hemos tomado un escenario socio-económico "de referencia" – en adelante Escenario A –,
que en términos generales se corresponde con el utilizado por OPP para la caracterización de
su escenario “dinámico intermedio”2 y luego hemos considerado un escenario socio-
económico “alternativo” – en adelante escenario B –, que a grandes líneas se corresponde con
el escenario denominado “normativo estratégico”, caracterizado por un mayor dinamismo
económico en relación al escenario A.
Con la demanda resultante para el Escenario A, se propone el desarrollo de una alternativa de
oferta energética que satisfaga los requerimientos energéticos, tomando en cuenta los
proyectos actualmente en curso y dando continuidad a las estrategias de política energética
que se están implementando. Básicamente bajo las mismas premisas repetimos el ejercicio
con el Escenario B.
Tanto para el Escenario A como para el B se elabora un plan de inversiones específico,
explicitando aquellas obras que por su magnitud son claramente identificables. En el caso de
generación lo son en su enorme mayoría, no así en el caso de las inversiones en distribución de
electricidad y gas, donde se estiman en términos más generales, lo cual también sucede en
parte con la trasmisión.
A partir de estos planes de obras se plantean los desafíos a enfrentar, se cuantifican las
inversiones y se proyecta - dentro de la medida de nuestras posibilidades y con la información
que se posee - el costo de la energía.
2 Estrategia Uruguay III Siglo (OPP - 2009)
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Asimismo se consideran en los escenarios los aspectos ambientales y los riesgos sociales
relacionados a los emprendimientos del sector energía con potenciales impactos sobre el
ambiente.
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1 ENTORNO REGIONAL Y MUNDIAL
1.1 Aspectos socioeconómicos
1.1.1 Contexto mundial y regional
- Aspectos demográficos - para el mundo desarrollado se prevé una extensión de la
esperanza de vida, aumento del tiempo libre y mayor capacidad de ahorro. En lo que
refiere a los países emergentes (en particular los asiáticos), se proyecta un importante
aumento en los ingresos y del acceso a los mercados de una proporción creciente de la
población.
- Aspectos tecnológicos - la dirección general del cambio tecnológico irá en el sentido de ir
desplazando el actual paradigma basado en las TICs, hacia un nuevo paradigma tecno-
económico basado en la convergencia de las nuevas tecnologías (de la información,
biotecnología y nanotecnología, principalmente).
- Globalización productiva - se prevé una concentración de la producción en algunas zonas
geográficas y una tendencia creciente a que las empresas se abastezcan
internacionalmente de los insumos y servicios que precisan. La tendencia general a la baja
de los costos refuerza ambas tendencias.
- Globalización comercial - el crecimiento proyectado del ingreso mundial, los cambios en
las ventajas comparativas y competitivas y una demanda por mayor liberalización, podrían
desembocar en un impulso al comercio. Si bien los precios de los “commodities” serán
superiores a los registrados en los 90’ y década del 2000, los fuertes aumentos registrados
en los últimos años no se convertirán en la norma.
- Globalización financiera- la importancia de los mercados financieros de los países
emergentes continuará creciendo, a la vez que se proyecta un sistema financiero mundial
más regulado, más transnacionalizado y en manos de un número muy limitado de bancos.
- Integración regional - en el Mercosur se configurarían 3 tendencias simultáneas: i)
predominio de tendencias aperturistas frente a estrategias sustitutivas de importaciones;
ii) se producen avances en la OMC, generando accesos a mercados externos; iii) se
consolida el libre comercio intrazona y la libre circulación de mercaderías.
o Brasil – Se considera un crecimiento esperado del PIB del 3.5% para el período
2013-2030.
o Argentina – Se considera un crecimiento esperado del PIB del 3.5% para el período
2013-2030.
- Dinámica de ingresos y del comercio mundial- el crecimiento mundial hasta el 2030 será
impulsado por la continuidad de la globalización comercial, con énfasis en actividades con
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I+D, ocasionando una mayor especialización mundial. Se produciría una convergencia
global de las economías en desarrollo a los niveles de ingreso de las desarrolladas.
- En una coyuntura de desaceleración del comercio mundial, América Latina es una de las
regiones del mundo que registró mayor crecimiento en 2011 y 2012. La región logró este
resultado en parte porque es la zona del mundo que menos depende de la Unión Europea
como mercado de destino y debido a que la demanda de Estados Unidos y China mantuvo
un crecimiento positivo.
- Los precios internacionales de las materias primas, por encima de los promedios históricos,
impulsaron las inversiones para la extracción y procesamiento de recursos naturales en la
región.
- La emergencia de una clase media a nivel global remarcada anteriormente ha implicado
escalas de consumo y una demanda de materias primas sin precedentes históricos, y en la
medida que centenares de millones de personas se incorporen a estilos de vida urbanos,
esta tendencia se acentuará empujando al alza el precio de los “commodities” (minerales,
alimentos y energía). Por ello, todo hace esperar que los factores estructurales detrás del
incremento de los precios permanezcan vigentes por algún tiempo.
- En ese sentido, en la última década los países exportadores de materias primas,
especialmente los de alimentos, minerales y combustibles, gozaron de una bonanza
inédita que se tradujo también en impactos positivos sobre el desarrollo de sus economías
y particularmente en los países de Sudamérica.
- Una característica destacable ha sido que el contexto de la reconfiguración espacial de la
producción, consumo y comercio ha devenido en un mayor comercio intrarregional de
manufacturas, lo que ha implicado que el destino de las exportaciones latinoamericanas
sea algo menos dependiente de las economías centrales.
- Muchos análisis coinciden en que el desempeño económico de América Latina a corto y
mediano plazo está sujeto a la salida de los países a la crisis de la zona euro, así como a la
desaceleración de China. También dependerá de la capacidad de respuesta de la región
para responder adecuadamente a los shocks externos. En el mismo sentido, el
mejoramiento de los indicadores de exportación ha elevado notablemente el ingreso de
divisas a los países de la región y el crecimiento de las reservas internacionales. Esta
situación, entre otras causas, no solamente ha afectado la posición relativa de las monedas
locales, sino también ha generado una fortaleza regional para financiamiento.
1.1.2 Contexto nacional3
- En cuanto a la evolución del contexto nacional, este implica el quiebre de la tendencia
histórica de la segunda mitad del siglo anterior, y la consolidación de la tendencia
3 Estrategia Uruguay III Siglo (OPP - 2009)
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verificada en los últimos años (particularmente en lo referente a tasas de inversión,
innovación, IED).
- Si bien no se plantean cambios significativos respecto del perfil productivo actual (pradera,
frontera, puerto), en tanto agroindustrias, turismo y logística seguirían constituyendo el
núcleo central de la economía; sectores con mayor contenido tecnológico e innovador
pasarían a tener un mayor peso relativo, especialmente en la estructura de las
exportaciones. El buen ritmo de expansión de algunos sectores más innovadores
acompaña el crecimiento de los agroindustriales.
- Desde el punto de vista de las acciones públicas y privadas se asume la implementación de
una Agenda Estratégica que actúe sobre los factores clave de cada una de las grandes
ramas, de forma de posibilitar la consolidación de la evolución de este escenario. Dicha
Agenda Estratégica deberá abordar, entre otros, aspectos tales como: el impulso a la
formación de capital humano, la promoción de la innovación y la creación de
conocimiento, la atracción de la IED, fomentar el desarrollo del mercado interno,
desarrollo de infraestructura.
- Desde el punto de vista demográfico no se plantean tampoco grandes quiebres. Se
consideró para el período una tasa de crecimiento promedio de la población de 0.3%
(fuente INE- CELADE).
1.2 Consideraciones Energéticas
1.2.1 Contexto energético mundial
1.2.1.1 Aspectos socioeconómicos claves a nivel global
Existen importantes transformaciones observadas en el contexto económico mundial en las
dos últimas décadas que han tenido fuertes impactos a nivel global y marcan la tendencia que
la mayoría de los analistas internacionales coinciden se observará en los próximos 20 años y
que repercutirán y condicionarán directamente en la evolución del sector energía a nivel
global.
Entre los aspectos relevantes que permiten entender el contexto mundial de los últimos 15
años, la incidencia, rumbo y contenido de las transformaciones económicas, sociales y
ambientales observadas se destacan los siguientes puntos:
i. El continuado crecimiento de los intercambios comerciales entre regiones y países.
ii. El mayor crecimiento relativo del PIB de los países en desarrollo respecto de los
desarrollados.
iii. La creciente urbanización en muchas economías emergentes, fundamentalmente China e
India, con la aparición de una numerosa clase media que “despierta” al consumo.
iv. Modificaciones de carácter demográfico, donde contrastan el escaso crecimiento y
envejecimiento poblacional de los países desarrollados, con un dinamismo demográfico de
otras regiones.
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v. Una modificación en la interpretación y tratamiento de los temas ambientales que se
integran a una agenda de discusión global.
Estos elementos son la base que sustenta una posible reconfiguración o reordenamiento
económico a nivel global en el cual muchas economías emergentes se proyectan como actores
clave y actúan como “driver” de estos cambios.
1.2.1.2 Proyecciones y tendencias a nivel socioeconómico
Según el último World Energy Outlook de la AIE publicado en noviembre 2012, y el BP World
Energy Outlook publicado en 2013, informes de prestigio mundial del sector energía que
toman como referencia la mayoría de los escenarios socioeconómicos proyectados por los
principales organismos internacionales, la población mundial crecerá en 2030 a 8.300 millones,
lo cual significa 1.300 millones de habitantes más que tendrán necesidades de energía. En ese
mismo escenario de crecimiento demográfico el producto mundial se estima será en términos
reales el doble al Producto Bruto Global (GDP) observado en 2011 y para este crecimiento del
producto global y de la población los estudios de prospectiva de la demanda global de energía
concluyen que el crecimiento anual proyectado será del 1,6% al 2030, lo cual significa un 36%
adicional al consumo global de energía observado en 2011.
En ese escenario de crecimiento global, las economías emergentes aportarán el 90% del
aumento demográfico y contribuirán en el 70% del incremento en el GDP global y en un 90%
en el incremento de la demanda global de energía.
Fuente: BP World Energy Outlook 2013 y WEO 2012. AIE.
El aumento en la participación esperada de las economías emergentes en el ordenamiento económico global lleva a que el actual porcentaje de participación en la matriz global de la demanda de energía de los países No OECD que se encuentra en valores algo superiores al 50% a la fecha pase en el período comprendido entre 2012 al 2030 a valores cercanos al 70% según las proyecciones de la AIE y otros organismos.
Si se habla del consumo de energía per cápita, éste se espera disminuya a una tasa negativa del 0,2% anual en los países OECD en el período 2012 – 2030, lo cual se encuentra alineado con el sendero de mejora en los indicadores macro de eficiencia energética
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experimentado por los éstos países en las últimas dos décadas.
1.2.1.3 Proyecciones y Tendencias globales para el sector energía
Electrificación La electrificación de la demanda final de energía es una de las tendencias globales a ser
observadas, motivada fundamentalmente por los cambios a nivel socioeconómico y productivo
de las economías emergentes. En ese sentido el consumo de energía primaria para la
generación eléctrica a nivel global proyectado crecerá a una tasa anual estimada del 2,1% al
2030, según estimaciones publicadas en el BP World Energy Outlook, siendo ésta tasa superior
a la que se observará porcentualmente para la industria y el transporte. El transporte declinará
su incidencia en los países de la OECD y se estima que la matriz se diversificará de forma
gradual incorporando lentamente al gas natural, biocombustibles y electricidad como fuentes
alternativas al petróleo. Sin embargo, el porcentaje de éstos combustibles alternativos al
petróleo en el escenario de desarrollo tecnológico considerado de mayor probabilidad, no
superará el 20% de la demanda global del sector transporte.
Energías Renovables No Convencionales A nivel de fuentes primarias de energía, todos los análisis coinciden en que la incidencia de las
energías renovables no convencionales se acentúa en la matriz de energía primaria mundial
con un crecimiento superior al 7% anual, sin embargo esto no significa que las energías
renovables permitan reducir el consumo de combustibles fósiles proyectado a futuro, sino
atenuar ese crecimiento respecto al tendencial.
Combustibles Fósiles La tasa proyectada para el crecimiento en la demanda global de combustibles fósiles es de 2%
para el gas natural, 1,2% para el carbón y 0,8% para el petróleo. La incidencia de las nuevas
reservas globales de “shale gas”, reorientarán el mercado mundial de gas natural y
dinamizarán su penetración en la generación de energía eléctrica en centrales de alto
rendimiento, sustituyendo a otros fósiles en la matriz de generación eléctrica, sin embargo los
análisis coinciden en que el carbón seguirá teniendo una alta incidencia en la generación
eléctrica de muchos países.
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Energía Nuclear Luego de Fukushima, la energía nuclear, que presentaba previo a este accidente indicios de resurgimiento a nivel global como una alternativa para un desarrollo global basado en una economía de bajo carbono, ha tenido una tendencia a contener esa expansión y crecimiento. La mayoría de los análisis, incluido el WEO 2012, coinciden que los efectos de contención en la expansión de la energía nuclear se evidenciarán durante los próximos años.
Oferta y demanda La oferta de energía primaria acompañará la demanda a una tasa de crecimiento estimada del 1,6% anual al 2030. Los países No OECD contribuirán con el 71% de la producción global de energía, un incremento importante respecto al 58% que representaba en 1990.
Los precios, la tecnología y las acciones de política a nivel de los países serán los “drivers” en
los cambios de la matriz energética global a nivel de oferta de energía primaria, según la
mayoría de los análisis de alcance global. El gas y las energías renovables probablemente
ganen espacio en la matriz global a expensas de la reducción observada en la participación del
petróleo que se mantendrá en su tendencia a la baja en su participación porcentual,
concentrándose en aquellos segmentos de mayor valor agregado.
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¿Cómo se abastecerá la demanda? Los análisis establecen que el incremento en la demanda de energía proyectada se abastecerá
fundamentalmente a partir de las reservas de hidrocarburos no convencionales, energías
renovables y carbón.
El precio de los combustibles fósiles4 ha llegado a niveles récord en términos reales en los
últimos años. El promedio de los precios del petróleo en términos reales en el período 2007-
2011 ha sido un 220% superior en términos reales a los precios promedio observados en el
período 1997-2001. Esta relación para los mismos períodos para el carbón ha sido del 141% y
95% para el gas. Aunque existe una fuerte discusión sobre la capacidad que posee el gas
natural en el largo plazo de desacoplar su evolución de precios respecto a los precios del
petróleo, es posible observar en un análisis de series de tiempo que el precio de los distintos
combustibles fósiles está fuertemente correlacionado con los precios del petróleo y los
apartamientos observados se dan en mercados regionales desconectados del comercio global.
Evidencia sobre esta discusión es el desacople de los precios del gas en el Henry Hub respecto
al crudo West Texas Intermediate (WTI), que obedecen a cambios en la composición de la
oferta de gas influenciado por la producción de “shale” gas en EEUU y la divergencia de precios
observada por bloques regionales.
Eficiencia Energética
El rol de la eficiencia energética se torna en un instrumento crítico en el escenario a futuro. En
términos de indicadores globales, la evolución de la intensidad energética, es decir la cantidad
de energía destinada a generar una unidad de producto (PBI), mantendrá su tendencia a la
baja a una tasa promedio de 1,9% anual, motivado por las acciones a nivel de política y los
cambios tecnológicos destinados a un uso más eficiente de la energía. En ese sentido las
expectativas de altos precios de la energía a largo plazo, fortalece esta incidencia de la
eficiencia energética en el contexto energético global de largo plazo. La tasa de reducción de la
intensidad energética se observarán en todas las regiones pero a tasas diferenciales.
El efecto de la mejora en intensidad energética puede observarse en el despegue de largo
plazo entre el crecimiento económico y la demanda global de energía proyectada. Si no se
produjera esta mejora esperada y el crecimiento en la demanda de energía se produjera a las
tasas históricas acompañando el crecimiento económico, la demanda de energía esperada al
2030 sería cercana al doble de la demanda de energía actual en contraposición al 36%
esperado en un escenario que contempla mejoras en eficiencia energética.
Reservas no convencionales de hidrocarburos Los precios altos del petróleo y nuevas tecnologías de extracción y tratamiento han
desbloqueado gradualmente las reservas existentes de hidrocarburos no convencionales,
particularmente de “shale gas” y “tight oil”5 siendo estas reservas uno de los mayores cambios
4 Fuente: BP World Energy Outlook 2013.
5 Tight Oil y Shale oil: Los recursos fósiles no convencionales son hidrocarburos (petróleo y gas) que se encuentran en condiciones
que fundamentalmente no permiten el movimiento del fluido, bien por estar atrapados en rocas poco permeables, o por tratarse de
petróleos de muy alta viscosidad. Requieren el empleo de tecnología especial para su extracción, ya sea por las propiedades del
propio hidrocarburo o por las características de la roca que lo contiene. En la actualidad representan una interesante fuente de
17
esperados en el escenario energético global para los próximos años, reorientando los flujos e
intercambios globales de combustibles fósiles. Sin embargo aún existe controversia respecto a
los impactos ambientales y efectos asociados a estas reservas y su explotación que pueden
aportar un grado de incertidumbre respecto al desarrollo y evolución de los mercados a futuro.
No obstante estas barreras, probablemente los balances regionales de energía se verán
afectados, modificando el rol de los principales actores a nivel global. En este sentido se
destaca que América del Norte reducirá drásticamente sus importaciones de petróleo y de gas
fruto de este nuevo escenario global de oferta según la mayoría de los análisis con un
horizonte al 2030, y China e India se convertirán en fuertes importadores, lo cual incidirá en el
escenario mundial.
Si bien no puede descartarse la posibilidad de un escenario de precios internacionales con
tendencia a la baja para el petróleo y el gas natural, existen fundamentos en base a lo
desarrollado anteriormente para considerar un escenario altamente probable de precios
crecientes de la energía, aún cuando se desarrolle fuertemente la explotación de las reservas
de hidrocarburos no convencionales debido a los costos asociados a las tecnologías de
extracción.
Biocombustibles
Sin pretender entrar en cuestiones de tipo normativo, expondremos brevemente las razones
invocadas para la promoción del desarrollo de los biocombustibles:
Energía – sustituir combustibles basados en petróleo para aumentar la seguridad
energética, disminuir la dependencia frente a la volatilidad de los precios de petróleo,
bajar los costos de combustibles o de las importaciones, disminuir la dependencia de
países políticamente inestables;
Medio Ambiente – disminuir la emisión de Gases Invernaderos y de otros daños
ambientales relacionados con la cadena del petróleo, como por ejemplo los derrames
de petróleo;
Social / Desarrollo Rural / Agrícola – apoyar a la agricultura nacional, mejorar la situación económica de las áreas rurales y de los ingresos de los agricultores.
De los tres factores mencionados, energía y medio ambiente han ganado una importancia preponderante en la discusión internacional con el aumento de los precios de petróleo, las crecientes preocupaciones por la seguridad energética y el calentamiento de la atmósfera.
recursos, puesto que muchos de ellos se encuentran en yacimientos que se daban por agotados y además se estima que se encuentran
en grandes volúmenes. El Tight oil, refiere a petróleo proveniente de reservorios con baja porosidad y permeabilidad. El shale gas
refiere a Gas Natural contenido en rocas arcillosas (shale) con alto contenido en materia orgánica y muy baja permeabilidad (roca
madre). Para su explotación es necesario perforar pozos horizontales y fracturar la roca. Para la extracción de tight and shale se
requiere de la utilización de pozos horizontales y fractura. La producción de gas de las rocas madre que presentan muy baja
permeabilidad es posible gracias a la perforación horizontal, que permite navegar por la capa objetivo, a menudo con trayectorias
que superan los 1000 m. Se inyecta por etapas a alta presión una mezcla de agua, sólido granulado (tipo arena) y productos químicos
en el pozo previamente perforado. La mezcla penetra por las paredes del pozo en la formación de shale gas (o gas de esquisto). Estas
inyecciones sobrepresionadas provocan una red de micro fracturas en la formación, de manera tal que permiten al gas atrapado fluir
hacia el pozo. Fuente: Repsol.
18
Los antecedentes analizados en esta revisión para la producción de biomasa con el objetivo de
producir etanol, corresponden a:
La producción de alcohol se puede realizar a partir de cultivos productores de
azúcares solubles como sorgo dulce, caña de azúcar, cultivos amiláceos como sorgo
grano y maíz, trigo y cebada o cultivos ligno-celulósicos, como determinados pastos,
cardos o cáñamos.
Otro beneficio ambiental viene por el lado del sistema de siembra para la producción
de biomasa si se la compara con la producción de cultivos en hilera (ej. Maíz, sorgo
grano, etc.). Las tasas de erosión son menores y se dan aumentos de la materia
orgánica y la fertilidad del suelo bajo cultivo de pastura, incluso con cosechas
regulares.
El atributo más destacable del bioetanol quizás sea la baja emisión de gases de efecto
invernadero, particularmente cuando se lo compara con las emisiones de otras
opciones de combustibles. Dado que los sólidos no fermentables no convertidos luego
de producido el etanol pueden ser gasificados para proveer todo el calor y energía
necesarios para realizar el proceso por tanto no se necesitan combustibles fósiles. En
este marco de beneficios ambientales uno de los desafíos a la hora de la producción de
etanol en base a cultivos es la disposición de la vinaza residuo del proceso con
características químicas y organolépticas que lo hacen un residuo líquido de difícil
disposición y potencial contaminante del ambiente, principalmente del recurso
hídrico. Hay en estudio diferentes proyectos para su aprovechamiento.
El biodiesel se elabora en base a cultivos oleaginosos como el girasol, sorgo o colza, en
este caso el residuo generado es la glicerina que en algún momento se consideró un
impedimento para la producción del combustible. En el país actualmente hay avances
en cuanto a la quema del glicerol en la cementera dada su capacidad calórica o su uso
en ganado de leche. Actualmente lo generado por ALUR se exporta.
Es importante mencionar también que la producción de biocombustibles puede tener algunas
consecuencias negativas. Por un lado, la creciente demanda de materias primas para su
producción trae aparejada la elevación de los precios de los alimentos y las tierras, lo cual
afecta primordialmente a las clases de bajos ingresos (quienes destinan gran parte de sus
ingresos al consumo de alimentos). Por otro, el aumento de cultivos que son materias primas
para la industria de biocombustibles puede llevar a la pérdida de biodiversidad, a la
deforestación, etc.
En varios países del mundo donde se han acordado diferentes porcentajes de biocombustibles
para integrar a los combustibles utilizados en el transporte, se considera como una limitante
las posibilidades de que la agricultura sea capaz de producir las materias primas necesarias
para abastecer este mercado.
En este contexto, existe una preocupación legítima entre algunos grupos de la sociedad de que
la producción de biocombustibles puede dañar la seguridad alimentaria y el ambiente y que
puede generar aumento en los precios de los productos alimentarios y la conversión de
19
bosques en plantaciones de monocultivos que conduzca a una pérdida irremplazable de la
biodiversidad.
A pesar de que las metas políticas son muy ambiciosas por el lado energético (para sustituir los
combustibles en base a petróleo). Estas metas no parecen estar directamente relacionadas con
la competitividad económica actual de los biocombustibles.
El cumplimiento de estas metas (que por la parte energética son todavía muy bajas si se quiere
salir de la dependencia del petróleo o llegar a cambios positivos desde el punto de vista
ambiental) resultaría en un aumento nunca visto en la demanda por productos agrícolas
específicos para la producción de biocombustibles.
Otro factor incierto en la discusión viene por el lado de los créditos de carbono para los
biocombustibles. El Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kyoto ofrece ciertas
posibilidades para ingresos adicionales para los biocombustibles. Habrá que estudiar en cada
caso los valores exactos ya que existe mucha duda en el efecto real en la reducción de la
emisión de los gases invernaderos especialmente cuando se considera en el balance la energía
necesaria para la producción de algunos productos básicos como fertilizantes, pesticidas,
mecanización o la transformación de bosques a tierra agrícola para la producción de
biocombustibles
Otro punto clave es el rol que desempeña el Sistema de Investigación y los Organismos de
Desarrollo para fomentar bienes públicos en relación con el avance tecnológico en los
productos base para los biocombustibles.
En el mismo sentido la innovación en la tecnología agropecuaria es un factor crucial para bajar
los costos y por ende para el éxito de cualquier programa de biocombustibles.
1.2.1.4 Aspectos asociados a Tecnología, Medio Ambiente y Cambio
Climático
Se produce una fuerte discusión acerca de la capacidad de lograr los niveles de crecimiento
económico proyectado para las distintas regiones de forma sustentable, en particular resulta
de interés analizar el rol que ocupa el sector energético en esos procesos de desarrollo y las
implicancias ambientales asociadas. Aunque el debate muchas veces se focaliza en el impacto
del incremento de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), éste es sólo una parte
del problema de fondo que en sí se centra en los posibles caminos de desarrollo económico y
social y de los modelos de producción que están asociados a los modelos de crecimiento, así
como los impactos que genera en los diferentes territorios y sociedades.
En el contexto económico y energético mundial se considera un modelo de desarrollo
sostenible basado en una amplia variedad de instrumentos asociados al impulso de energías
renovables no convencionales, eficiencia energética y de mecanismos para la captura de
carbono.
En ese modelo de desarrollo reseñado, la energía eólica ha ganado un importante espacio
experimentando avances tecnológicos que han redundado en una mejora de sus factores de
capacidad, un incremento de la potencia media y una tendencia decreciente en los costos por
20
MW instalado y generado. Asimismo, el desarrollo de la energía solar ha sido particularmente
significativo en los últimos años. Por otra parte, la producción de biocombustibles se
incrementó de manera acelerada, representando un equivalente del 2,3% de la producción de
crudo en términos de barriles por día en 20106. Estos avances significativos en términos de
reducción de emisiones GEI implican nuevos desafíos en términos ambientales y de
ordenamiento territorial asociados a impactos sobre la biodiversidad, cambios de uso del suelo
y producción de alimentos.
Asimismo existe un reconocimiento que la eficiencia energética es una opción inmediata,
efectiva y la más costo-efectiva disponible para el corto plazo que permite un escenario de
crecimiento sostenible.
Mientras que en los últimos 10 años esta agenda de alto contenido ambiental tuvo un rol
fundamental en el rumbo del sector energía a nivel global, siendo un importante dinamizador
en la penetración de las energías renovables no convencionales como medidas de mitigación y
forma de cumplir las metas de reducción de emisiones de los países signatarios del protocolo
de Kyoto, el escenario post Kyoto se presenta incierto.
Los acuerdos internacionales en materia de cambio climático han perdido peso lentamente
como instrumento catalizador de éstos cambios estructurales a nivel de la matriz energética
global. Por otro lado la crisis financiera en Europa ha influido fuertemente en el impulso a nivel
de subsidios a las energías renovables. Esta coyuntura ha tenido diferentes efectos, sin
embargo algunos han resultado favorables a la expansión de energías renovables fuera de
Europa y otros han provocado el enlentecimiento del proceso dentro de Europa.
1.2.2 Contexto Energético Regional
1.2.2.1 Situación del sector
En comparación con el valor medio mundial, América Latina tiene en la actualidad el mayor
índice de renovabilidad de la matriz energética (25%) debido principalmente a la elevada
participación de la hidroelectricidad y la biomasa. No obstante, la región aún posee un
importante potencial de recursos renovables: hidroelectricidad, energía solar, energía eólica,
biomasa, que posibilitaría incrementar aún más este indicador. Sin embargo, otra
característica de la región es que la matriz energética posee una participación dominante del
petróleo y sus derivados, con 41% y el gas natural con 28%.
En el caso del gas natural la proporción del total de las reservas comprobadas de la región
disminuyó sobre el total mundial, aunque las reservas de hidrocarburos no convencionales
representarán un importante cambio de esta situación a futuro. Otra característica de la región
es que el carbón mineral constituye solamente el 4% de la matriz de energía primaria, por
debajo del porcentaje que ocupa en la matriz energética mundial, estando las reservas
probadas concentradas principalmente (73%) en Colombia y Brasil. En el sector eléctrico, el
6 Dicha proporción era de sólo 0,4% en el 2000 y de 0,7% en 2007. Fuente CEPAL.
21
carbón mineral representa el 8% del mix de generación, siendo la cuarta fuente más utilizada
luego de la hidroenergía (34%), gas natural (29%) y fuel oil (11%).
La demanda total de energía final en la región a 2011 alcanzó a 4.353 Millones de bep7. El
crecimiento en los últimos veinte años muestra un mayor dinamismo en el período a partir del
2000 (34,23%) con relación a la década anterior (31,36%).
Históricamente los sectores de mayor consumo de energía final en América Latina han sido el
transporte y la industria, tendencia que se mantiene, siendo el sector transporte el mayor
consumidor (35%), a su vez la industria alcanza el 33%, el consumo residencial se aproxima al
16% y el resto de sectores conforman el 16% restante8.
La composición por fuentes del consumo final muestra que casi las dos terceras partes
corresponde a hidrocarburos (51% correspondió a petróleo y derivados y 14% al gas natural),
seguidos por la electricidad (16%). Se observó también un gran cambio en la participación de
combustibles sólidos, donde la leña y carbón vegetal disminuyeron su participación de 11% en
2000 a 9% en 2011.
Algunos países experimentan internamente retrasos a nivel tarifario lo cual ha ocasionado un
rezago a nivel de inversiones en infraestructura del sector.
Las tendencias registradas por una relativa mayor dieselización del parque automotor y un
estancamiento de la capacidad de refinación han conducido a una mayor dependencia de la
región respecto de combustibles importados.
1.2.2.2 Tendencias probables para la región
Los análisis prospectivos señalan que la región acompañará la tendencia global y deberá
enfrentar una creciente demanda de energía, la que provendrá del mayor tamaño relativo de
sus economías, esto implica la necesidad en muchos países de una mayor oferta y de una
planificación de largo plazo.
Según el informe Energético Sectorial para LAC de CEPAL, la región deberá poder satisfacer en
los próximos 20 años demandas no menores a los 5,8 MMBD de petróleo lo que significa una
demanda incremental de aproximadamente 2 MMBD respecto a los valores actuales, 700
MM3/día de gas natural, lo que implica un incremento mínimo de 200 MM3/día, y
aproximadamente 1600 TWh de demanda de energía eléctrica.
Las formas en que la región produce y consume su energía deberán ser articuladas con
políticas sostenibles y dar lugar a una mayor integración económica regional con el aumento
de la inversión en el sector.
Como se resaltara en el análisis global, la producción de hidrocarburos no convencionales está
transformando el sector energía, forzando a que los países de la región deban delinear
estrategias para desarrollar la explotación de esas reservas en un horizonte temporal no muy
lejano.
7 Equivale a 604,1 millones de tep. 1 bep equivale a 0,13878 tep. Fuente OLADE. SIEN. Guía M5. Conversión de Unidades.
8 Valores a 2011.
22
A pesar que a nivel global la región se perfila como exportadora de energía, esta situación
presenta grandes desafíos además de marcadas diferencias entre países y sub-regiones. En tal
sentido cabe decir que la posición exportadora de corto y mediano plazo se sustentaría
básicamente por las reservas de Venezuela, y por las de Brasil con un mayor desarrollo del Pre
Sal, sin embargo para completar el análisis con una proyección de largo plazo, habrá que
entender cómo impactarán en estas reservas las estrategias para la explotación de las reservas
de hidrocarburos no convencionales disponibles.
Al mismo tiempo se espera que la región sea receptora de tecnologías renovables pero como
condición es necesario que se establezcan estrategias claras respecto a la matriz energética
adecuada para cada país según la disponibilidad de sus recursos naturales autóctonos, el
acceso a la tecnología y al financiamiento. No puede desconocerse una trayectoria histórica de
desarrollo energético que coloca a la región en una situación comparativamente favorable en
lo que se refiere al uso de fuentes renovables de energía, fundamentalmente generación
hidráulica, aprovechamiento de biomasa e incorporación de biocombustibles. Por lo anterior,
la incorporación del modelo de desarrollo sostenible podría eventualmente constituirse en una
oportunidad para la consolidación de nuevas cadenas productivas en la región.
A pesar de algunas experiencias exitosas, en la región existe un gran potencial aún no
aprovechado de eficiencia energética. Con excepción de pocos países en que la eficiencia
energética ha sido motivo de políticas de Estado y durables en el tiempo, en la mayoría de
casos el tema no ha sido incorporado plenamente en la agenda de las políticas públicas. En
ese sentido se constituye una importante barrera las distorsiones en los precios internos de la
energía que se observa en muchos países de la región.
La incertidumbre actual, y la potencial reducción de la participación porcentual de la energía
nuclear en la generación total implicarán para la región que el gas y las energías renovables,
jueguen un rol importante para la generación eléctrica con un horizonte al 2030.
Aun cuando la región posee una matriz energética “limpia”, se debe considerar el impacto que
pueden tener los requisitos ambientales que puedan constituirse en barreras no arancelarias al
comercio, y en ese sentido el rol del sector energía resulta crucial.
Según los distintos análisis los principales desbalances a nivel regional entre la oferta y la
demanda de energía se presentan en el crecimiento de la demanda de gas natural destinado
para generación eléctrica que podría ser superior a la oferta proyectada y a la capacidad de
reposición de reservas de gas natural en la región.
1.2.2.3 Aspectos geopolíticos, institucionales y de integración
En las últimas décadas se observa que prácticamente todos los gobiernos de la región han
manifestado un creciente interés político en los procesos de integración y estrechar las
relaciones con otros países en materia energética. Pero un trabajo de CEPAL de 2013 destaca
en sus conclusiones que aunque existe un fuerte compromiso y discurso político
integracionista las dificultades se observan en la capacidad para que dicho discurso se refleje
en avances concretos en materia de integración y que finalmente exista una coherencia entre
la retórica a favor de la integración expresada en declaraciones de política exterior
23
integracionista y los procesos políticos internos que permiten su implementación real. Aún
cuando existen múltiples razones que apuntan en el sentido de la necesidad y urgencia de
avanzar en la integración regional, el proceso es lento con dificultades y la voluntad política
expresada no siempre está alineada con las acciones destinadas a su implementación.
El entendimiento de los procesos de integración en materia energética se logra
contextualizándolos dentro de los procesos globales políticos y económicos y de los
paradigmas ideológicos que van desde el modelo de sustitución de importaciones, la apertura
económica y participación privada a partir del modelo de mercado hasta la actual
implementación de modelos flexibles que pretenden tener una visión integral. Cada uno de
estos modelos de contenido ideológico influyó notoriamente en los empujes o retracciones
integracionistas a nivel regional siendo la situación actual y las perspectivas a futuro un
resultado directo de estas interacciones de índole, social, político y económico.
La energía es un recurso de carácter estratégico para las naciones con implicancias geopolíticas
y este hecho se ha evidenciado recurrentemente en los procesos de comercio e integración
regionales.
Sin embargo el discurso con vigencia actual que impulsa los procesos integracionistas, no
desconoce este hecho, pero se basa en que la energía se constituye en un vector principal y
catalizador que impulsa la integración regional integrando otros factores. Este modelo de
integración futuro permitiría a la región una inserción selectiva respecto a la globalización que
operaría funcional a sus intereses y a la sostenibilidad. De esta forma, la tensión entre
integración y soberanía tomaría un giro, en tanto las restricciones al espacio de toma de
decisiones soberanas de los estados nacionales derivadas de la integración al bloque regional
tendrían como contrapartida una ampliación de dicho espacio, como consecuencia de ver
fortalecida su capacidad de negociación respecto al resto del mundo. 9
Muchos países de la región han avanzado en la búsqueda de soluciones a sus problemas
energéticos, con énfasis en la seguridad del abastecimiento, la reducción de la dependencia y
la incorporación de consideraciones de tipo social en sus políticas energéticas. Estas
consideraciones, a las que se suma la gran volatilidad que están presentando los mercados
energéticos, han propiciado una mayor presencia del Estado en el sector energético , tanto en
lo que atañe a su rol empresarial como en la planificación y fijación de políticas energéticas.
La tendencia presente y que seguramente se proyecte durante los próximos años a que la
energía juegue un papel relevante en los procesos de integración de la región, se deja entrever
en los numerosos pronunciamientos y declaraciones conjuntas que se han efectuado en los
últimos años en diversas instancias regionales.
Aunque en ese sentido existe una proliferación de escenarios destinados a ofrecer un marco
institucional destinado a la integración y esto puede llevar a una divergencia en las acciones
que no se traduzca en resultados tangibles.
9 Informe CEPAL “Integración Eléctrica en América Latina: Antecedentes, realidades y caminos por recorrer” (2013).
24
La profundización de los procesos de integración implica que los países estén dispuestos a
ceder soberanía en función de un mejor posicionamiento conjunto y en estos procesos los
lazos de confianza, la credibilidad, la certidumbre jurídica, el tratamiento de las asimetrías
resultan aspectos clave.
1.2.2.4 Tendencias de desarrollo del Sector Eléctrico en la región
Los sistemas eléctricos de la región se caracterizan en general por una alta generación
hidráulica, altas tasas de crecimiento de la demanda y riesgos de abastecimiento durante
déficit hídrico.
En algunos países se han implementado reformas en la estructura del sector orientadas a
retornar a una mayor participación del Estado en el sector. La tendencia es que existan
mercados de contratos de largo plazo y mercados spot para la energía. La orientación desde
2004 en la mayoría de los países de la región ha sido la de reformar y reforzar los mecanismos
de contratación de largo plazo como forma de asegurar el abastecimiento.
En varios de los países de América del Sur, se manejan remuneraciones a la capacidad de
generación separadas de las de energía. Los precios spot resultan de los costos marginales de
operación. En Argentina, Brasil y Uruguay existen topes establecidos a los precios spot.
La incorporación de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en la matriz energética se
está instrumentando a partir de diversos mecanismos. Brasil y Uruguay realizan procesos
licitatorios para la compra de generación a partir de ERNC, Chile estableció a partir del 2010, la
obligatoriedad por parte de las distribuidoras de cubrir el 5% en el abastecimiento con ERNC.
En la mayoría de los países de la región las inversiones a nivel de los sistemas de transmisión se
desarrollan de forma planificada aunque utilizan mecanismos competitivos de adjudicación de
obras.
A nivel de los sistemas de distribución se han desarrollado e implementado las normativas
regulatorias y se ha evidenciado una mejora marcada en la eficiencia empresarial de las
prestadoras, aunque en muchas persisten niveles altos de pérdidas asociadas
fundamentalmente a factores no técnicos.
Las tendencias probablemente observables para el sector eléctrico en la región son:
-- Una demanda eléctrica creciente con una marcada electrificación de la demanda final de
energía.
-- Una creciente penetración de ERNC en la matriz de generación eléctrica de los países.
-- Una mayor incidencia de la generación a partir de gas natural en el parque de generación
térmico.
-- En la mayor parte de los países de la región, se mantendrá el rumbo en cuanto al rol
directriz de los Estados en la definición de las políticas orientadas al sector y en la
necesidad de planificación de largo plazo.
25
-- Se observarán esquemas variados a nivel de la propiedad en el sector incluyendo empresas
públicas, privadas o de capitales mixtos, aceptando la diversidad de enfoques y realidades
de cada país.
-- Incremento gradual en el acceso a la electricidad por parte de la población. Aunque la
mayoría de los análisis del sector coinciden que el reto para la Región es la universalización
del servicio eléctrico, lo cual significa la inclusión del segmento de población
fundamentalmente de bajos ingresos o zonas geográficamente alejadas que no posee
acceso a la electricidad.
1.2.2.5 Tendencias para el Sector Combustibles Fósiles en la región
No existe en la región un modelo único aplicable a la regulación del sector hidrocarburos
fósiles. Existen aspectos estratégicos asociados a la producción de gas y petróleo.
Las políticas de precios en la cadena de hidrocarburos líquidos y gaseosos en Argentina,
Bolivia, Ecuador y Venezuela ha seguido un patrón de desviación en los precios internos. En
cambio Brasil, Colombia y México, han alineado sus precios internos con los internacionales.
La situación de las reservas varía según los países y la Región desempeñará nuevo rol en el
futuro a partir de las reservas de hidrocarburos no convencionales, pero con un rol potenciado
a partir de 2020.
La tendencia global en la reducción porcentual en la participación del petróleo en la matriz de
energía primaria se evidenciará en la región así como el aumento en la participación de la
generación eléctrica a partir de gas natural.
26
2 ESTADO DE SITUACIÓN DEL SECTOR ENERGÉTICO URUGUAYO Si bien se están haciendo importantes esfuerzos en exploración Uruguay carece hasta el
momento de reservas probadas de hidrocarburos y carbón. Por otra parte, la explotación de la
energía hidráulica a escala importante ha llegado a su límite. Sin embargo, el país posee un
potencial importante de recursos naturales que podrían contribuir en forma significativa a la
diversificación de la matriz energética y ser la base para el desarrollo de fuentes alternativas
de energía, aprovechando los recursos autóctonos. A modo de ejemplo la generación de
electricidad a partir de energía eólica, solar, pequeñas hidroeléctricas, así como la producción
de combustibles líquidos a partir de biomasa se puede desarrollar de forma descentralizada en
el territorio contribuyendo a su desarrollo local a la vez que genera nuevos conflictos u
oportunidades en relación a su localización y el uso actual de esos ambientes.
En este sentido cabe destacar la potencialidad del sector agropecuario para convertirse en un
amplio proveedor de materias primas generadoras de energía a partir de productos y
subproductos, como cereales, leña, residuos de forestación, bagazo, cáscara de arroz, etc., así
como la posibilidad de elaborar diferentes tipos de agro combustibles a partir de la materias
primas.
La región está empezando una nueva etapa de explotación de hidrocarburos, que esta vez
incluye a nuestro país. La misma incluye los descubrimientos en la plataforma continental
brasileña (PRE-SAL), los yacimientos no convencionales en Argentina (Vaca Muerta) y la
prospección en Uruguay, que podría dar lugar a la explotación de reservas no convencionales
en el Norte del Río Negro y en el Atlántico uruguayo.
En el país los avances en materia de legislación ambiental, a modo de ejemplo la Ley de
Evaluación de Impacto Ambiental (16.466), de Áreas Protegidas (17234), de Ordenamiento
territorial y Desarrollo Sostenible (18.308), de Recursos Hídricos (29338), etc. ofrecen nuevos
marcos de actuación en los cuales, la implantación de infraestructuras energéticas, deberán
situarse para garantizar que éstas contribuyan al desarrollo sostenible.
Es en este marco que también algunos de los problemas ambientales que afectan hoy al país
como la generación de residuos sólidos urbanos y agroindustriales, pueden contribuir a
satisfacer la demanda de energía ya sea mediante la generación de Biogás, o en procesos de
cogeneración.
La temática vinculada a la promoción de la eficiencia energética ha venido ganando espacios
en nuestra sociedad, a la vez que se han ido afinando los instrumentos institucionales y
regulatorios que facilitan su desarrollo.
27
2.1 Sector eléctrico
2.1.1 Situación de la demanda
El crecimiento económico del país de los últimos años ha venido impulsando el crecimiento
de la demanda energética y particularmente el del consumo eléctrico. Las proyecciones son de
crecimiento continuado del PBI y por ende de la demanda energética en su conjunto, y
particularmente de la demanda eléctrica y de combustibles para transporte carretero.
De concretarse los “mega proyectos”, además, existirá una sobre demanda puntualmente
asociada a ellos (salvo los casos de las pasteras, que son excedentarias en energía eléctrica).
Complementariamente, la temática vinculada a la promoción de la eficiencia energética ha
venido ganando espacios en nuestra sociedad, a la vez que se han ido afinando los
instrumentos institucionales y regulatorios que facilitan su desarrollo.
Todo ello debería reflejarse en las tasas de aumento de la demanda eléctrica.
2.1.2 Situación de la oferta
Desde hace ya algunos años el parque de generación eléctrica del sistema se ve en dificultades
para abastecer los requerimientos de la demanda en situaciones de déficit hídrico. Si bien
mediante la importación de energía eléctrica de los países vecinos, el aumento de la
generación térmica en base a fuel oil y gas oil y la implementación de programas de ahorro
energético se pudo evitar caer en situaciones de racionamiento, en el sector existe el pleno
convencimiento de la necesidad de un incremento sustancial del margen de reserva del
sistema y de promover una mayor diversificación de fuentes.
Habiendo llegado la generación hidroeléctrica casi al límite de su potencial (al menos para
emprendimientos de porte medio y grande), el crecimiento de la oferta se ha sustentado en un
aumento en la participación relativa de la generación térmica en base a gasoil y fuel, con el
consecuente aumento en los costos de generación y en los impactos sobre el ambiente.
Con el fin de incrementar la seguridad del suministro energético, y avanzar a la vez en la
conformación a mediano y largo plazo de una matriz de generación eléctrica más sustentable,
se ha venido avanzando en varios frentes:
o Central de Respaldo de Punta del Tigre (GN/GO)(operativa desde hace unos años)
o Motores en Central Batlle (GN/FO) (operativos hace unos años)
o Interconexión con Brasil (en obra)
o Impulso a las ERNC mediante contratos de largo plazo con proveedores privados
(diversos emprendimientos en distintas etapas de desarrollo)
o Proyecto de Central Térmica de Ciclo Combinado (GN/GO) (recién adjudicada)
o Alquiler de capacidad de generación térmica (operativa desde 2012).
28
Desde la óptica ambiental todos estos emprendimientos tienen y tendrán sus impactos, ya sea
por aspectos relacionados con los efluentes líquidos, las emisiones gaseosas o sonoras, los
impactos visuales, etc. Pero lo importante a destacar es que todas estas obras se están
desarrollando en el marco de la normativa ambiental existente y que actualmente existen
tecnologías que permiten mitigar estos aspectos y por tanto las nuevas infraestructuras del
país que se planifiquen para dar satisfacción a la demanda de energía eléctrica serán siempre
asociadas a una mejora de la situación ambiental, en términos de emisiones respecto de la
línea base y por unidad de producción.
La situación ha llevado a importar gasoil en cantidades importantes, junto con el aumento de
demanda de gasoil para transporte. Esto ha redundado en elevados costos de generación.
Mientras no se terminen los proyectos en curso, la seguridad de suministro está en cuestión, si
vinieran años secos.
2.1.3 Proyecciones y tendencias a nivel local
El ritmo de crecimiento previsto implica continuar aumentando la capacidad térmica firme
(muy probablemente ciclos combinados) al mismo tiempo que se profundizaría con la
estrategia de incorporación de ERNC (principalmente eólica). Los proyectos de ampliación de la
capacidad de generación en curso alcanzan para algunos años, pero deben continuarse con
otros para cumplir el aumento de la demanda previsto hasta el 2030.
Las inversiones requeridas serán muy importantes y al mismo tiempo es de prever un aumento
moderado (o la estabilidad) del costo unitario de generación como consecuencia de la pérdida
de participación de la hidroelectricidad. Si bien al comienzo puede haber una caída, al
reemplazarse el combustible líquido importado, la tendencia dependerá del costo final que
terminará lográndose para el gas natural una vez regasificado (se prevén mejoras de costos en
el mediano plazo) y los precios de compra que se obtengan en las licitaciones de ERNC.
Si bien la importación de energía de los países vecinos ha jugado un papel relevante en
situaciones de déficit, la región no está exenta de problemas en lo que atañe a la seguridad del
abastecimiento energético. En este contexto no parece prudente apostar a que siempre se
contará con energía de los países vecinos para paliar los eventuales déficit de nuestro sistema
eléctrico.
Con el fin de promover la diversificación de fuentes energéticas, disminuir la dependencia de
los combustibles líquidos y aumentar la soberanía y seguridad energéticas (diversificando los
proveedores), está planteada la introducción en la matriz energética de gas natural a gran
escala a partir de una planta regasificadora, lo cual permitiría comprar GNL en el mercado
internacional (que está en expansión). Esto habilitaría la expansión de la generación eléctrica
en base a CC operando con gas natural.
Respecto del tema de la utilización del carbón para generación eléctrica, si bien en alguna
oportunidad autoridades nacionales lo habían mencionado como una posibilidad y en
particular en un principio el proyecto minero Aratirí había considerado dicha opción, lo cierto
es que en la actualidad esta posibilidad no figura en la agenda oficial y tampoco en la privada.
Por otra parte, la utilización de dicho insumo para generación eléctrica, siempre se vinculó con
29
la necesidad de contar con una infraestructura logística apropiada (particularmente lo
referente a instalaciones portuarias) que posibilitara tal fin. Quizás en un futuro, con la
consolidación del proyecto del puerto de aguas profundas, la opción por el carbón vuelva a
manifestarse.
El problema del financiamiento de dichas inversiones abre la cuestión del mecanismo
institucional para lograr los recursos (deuda y fondos públicos, inversión privada, propiedad de
los diferentes actores, etc.).
Los asuntos ambientales serán cada vez más relevantes, con mayores exigencias normativas a
nivel nacional e internacional y de la sociedad en su conjunto. Ello requerirá de mayores
análisis y de una planificación que incluya la variable ambiental desde la concepción de los
proyectos de inversión (incluidas las acciones de mitigación y compensación necesarias), con el
objetivo de reducir las externalidades negativas y avanzar en pos de un desarrollo sostenible.
Uruguay viene presentando una mejora en la temática de la eficiencia energética. Las barreras
al respecto vienen siendo superadas, y se vienen registrando mejoras en los indicadores. No
obstante, las acciones en esta materia tienen efectos de largo plazo, y están muy
condicionados por la continuidad a nivel de las políticas aplicadas.
Las restricciones energéticas podrían transformarse en restricciones al crecimiento, de la
misma manera que la oferta abundante de energía puede atraer proyectos y dinamizarlo.
2.2 Sector hidrocarburos y biocombustibles
2.2.1 Situación de la demanda
La demanda de todos los combustibles provenientes de hidrocarburos fósiles es satisfecha por
ANCAP mediante la producción de su refinería y por importación directa.
Por diversas razones la demanda por los diferentes productos de la refinería ha ido cambiando
sustancialmente en estos últimos años:
- Gasolinas. Actualmente se consumen del orden de 650.000 m3/año de gasolinas. La planta
de Bioetanol a partir de caña de azúcar y sorgo azucarero, de Bella Unión, aporta del orden
del 3 % de ese volumen.
- En los últimos 10 años la refinería ha sido excedentaria en la producción de gasolinas, lo
que ha obligado a exportarlas normalmente a precios menores que en el mercado interno.
El gran aumento de consumo que se produjo en estos últimos años, con incrementos del
orden del 10% anual, ha reducido enormemente los volúmenes exportados (menos del 10
% del consumo). En buena parte, estos altos porcentajes de incremento se explican por el
importante aumento del parque automotor y la aplicación de una política que varió la
relación de precios con respecto al gas oil.
- Gas oil. Actualmente, son consumidos en el país algo más de un Millón de m3/año de gas
oil, por camiones, trenes, taxis, automóviles/camionetas particulares y “bunkers” –
combustible para buques. La planta de biodiesel, ubicada en la planta de COUSA, aportó
del orden del 2 % de esta cantidad. Aparte de esto, UTE ha consumido en estos últimos
30
dos años (de relativamente baja hidraulicidad), del orden de 500.000 m3/año más en sus
centrales de generación. Prácticamente todo el gasoil usado por las centrales de UTE es
directamente importado.
- Supergás. Actualmente, son consumidos en el país del orden de 100.000 Ton/año,
constatándose un comportamiento zafral muy importante. En la actualidad, durante la
mayor parte del año es necesario importar supergás, lo que se acentúa en el período de
invierno por su utilización para calefaccionar ambientes. Una característica a señalar es
que los costos de importación son mucho mayores que los de producción de la refinería. Y
que además, por ser un producto fuertemente subsidiado, el precio de venta al mercado
interno es menor que el costo de importación.
- Propano industrial. los volúmenes de este combustible han aumentado sustancialmente a
partir de las limitaciones que impuso la Argentina a la exportación de GN. Actualmente
representa aproximadamente el 8% del total de GLP y es utilizado básicamente por
industrias que se habían preparado para consumir GN.
- Fuel Oil. Actualmente son consumidos en el país (sin considerar UTE) del orden de
250.000 m3/año. En los últimos años el consumo industrial y domiciliario ha ido
disminuyendo (no así el que se usa en generación eléctrica, que incluimos más adelante),
ya que estos sectores se han ido pasando a otros combustibles y, principalmente, porque
los mayores consumidores de fuel oil, los buques de bandera nacional y extranjera
(consumo “bunkers”), han reducido sus consumos en el país por razones coyunturales,
(menores precios de los “bunkers” argentinos). Por su parte UTE en estos dos últimos
años, ha consumido del orden de 400.000 m3/año adicionales en sus centrales de
generación.
- Otros refinados. Los otros productos de la refinería como los Asfaltos, Keroseno, Jet A-1,
Diesel Oil, Solventes, etc. se producen en menores cantidades y aunque las variaciones
anuales de sus consumos pueden ser mayores, la refinería no tiene mayores
inconvenientes en adaptar sus procesos para producirlos.
- Biocombustibles. En referencia a los biocombustibles, cabe señalar que no existe una
demanda directa de los mismos. No obstante, dada la regulación a través de la aprobación
de la Ley de Biocombustibles Nº 18.195 del año 2007, el país se ha fijado como meta la
mezcla de biodiesel en el gasoil, así como el alcohol carburante a las gasolinas antes del
año 2014.
En lo que refiere a la calidad ambiental la disminución de azufre en el gasoil y las gasolinas (a
partir de la entrada en operación de la planta desulfurizadora), sumado a la eliminación del
plomo ya procesada en años recientes, ayuda a disminuir las emisiones, en particular
emisiones de SOx, sulfatos y material particulado, mejora la performance de los escapes y
favorece la reducción de emisiones de NOx. Por otra parte el mayor número de cetano
contribuye a disminuir ruidos y vibraciones de los motores (al mejorar la combustión). La
incorporación de biocombustibles, en mezcla con los combustibles fósiles, redunda en
resultados positivos en el ambiente al disminuir los GEI.
31
2.2.2 Situación de la oferta
2.2.2.1 Refinería La Teja
A medida que en el mundo se vaya profundizando la tendencia a la instalación de refinerías
cada vez más grandes, más complejas e incorporando las tecnología más avanzadas, será cada
vez más difícil para las refinerías más pequeñas o con tecnologías no actualizadas, competir
con los productos importados, lo que podría llevar al cierre de muchas de ellas, si no se
adecuan a la nueva realidad.
La refinería de La Teja (de tamaño relativamente pequeño en el contexto mundial) podría
verse fuertemente afectada por esta tendencia, al ver reducidos los valores del “margen neto”
y de “paridad de importación” de los combustibles. Es por ello que en este contexto, en el que
no se justifica la instalación de una nueva refinería, se buscará una ampliación y modernización
de la actual refinería bajo las siguientes premisas:
disponer de una configuración con alta flexibilidad para adaptarse a los diferentes tipos de
crudos y a la variación en la demanda que se producirá a medida que la relación entre los
productos consumidos por el país vaya cambiando.
mejorar la tecnología y la gestión, de manera de alcanzar indicadores de desempeño
comparables con los de las mejores refinerías a nivel regional y mundial.
Entre el conjunto de acciones previstas (sean por razones económicas o ambientales) están
por ejemplo, la ampliación de la capacidad de refinación a 60.000 Bbl/día, (hoy en fase de
concreción y que estaría totalmente implantado en 2020); la cogeneración para la producción
de energía eléctrica y vapor, o mejoras logísticas; un tratamiento terciario de las aguas
residuales; el tratamiento de los vapores de la pileta API.
La variación en la diferencia de precio entre crudos livianos y pesados, así como entre
destilados y residuales, impactarán en el tipo de remodelaciones/ampliaciones que puedan ser
justificadas económicamente.
Actualmente, por diversos factores, y al contrario de lo que sucedía hasta hace unos pocos
años, la diferencia de precio entre crudos pesados (de alta densidad y mayor porcentaje de
productos de menor valor) y los crudos livianos se ha reducido. Últimamente este
acercamiento entre los precios se vio agudizado por la gran producción en EEUU de “shale oil”
(que son crudos de muy baja densidad) y por la reducción en la demanda mundial de crudos.
En función de estas circunstancias en este contexto no se justificaría la implementación del
proyecto de “conversión profunda” (remodelación de la refinería agregando unidades que
permitan transformar los productos residuales, de menor valor -fuel oil y asfalto- en los más
valiosos destilados livianos).
En el correr del presente año, al entrar en operación la nueva planta desulfurizadora, como
parte de las mejoras de la refinería de La Teja, se disminuirá el tenor de azufre del gasoil y las
gasolinas allí producidas. La reducción del límite de 8.000 ppm a 50 ppm en el gasoil, y de
1.000 ppm a 30 ppm en las gasolinas, además de una sustancial mejora ambiental, permitirá
el ingreso al mercado uruguayo de las nuevas tecnologías en motores diesel y Otto que,
32
además de ser energéticamente más eficientes, permiten el tratamiento de los gases de
escape reduciendo así, aún más, las emisiones de contaminantes, (CO, SOx, NOx, HC y material
particulado).
Cabe señalar que en la actualidad los combustibles que la refinería no logra producir, son
importados en buques de tamaño mediano, que no pueden ingresar por su calado en el puerto
de la refinería de “La Teja”. Por lo tanto, deben ser alijados por pequeños buques, en múltiples
ocasiones, hasta que el barco puede reducir su calado suficientemente como para ingresar al
puerto. Esta operación implica largas esperas y el uso de múltiples alijos que encarecen
notablemente el costo del producto. Para dar solución a este problema es que ha planteado la
construcción de una Nueva Terminal de Descarga.
El ingreso del GNL en nuestra matriz energética disminuirá de manera sustancial los
requerimientos de importación de destilados con la entrada del GNL pueden disminuir de
manera sustancial, fundamentalmente debido a la gran reducción en los requerimientos de
importación de fuel oil y gasoil para la generación eléctrica. Esto podría tener como
consecuencia que la inversión en una Nueva Terminal de Descarga para productos terminados
(“Proyecto Dolphin”), fuese económicamente menos justificable. De todas formas, a los
efectos de este contexto dicha inversión se justifica principalmente por razones de seguridad
de suministro, ya que un paro no programado de la refinería (causado por algún incidente
importante), si se prolongase suficientemente, podría crear insospechados daños a la
economía del país. Esta terminal podría estar ubicada en el puerto de Montevideo (en eso
consiste el “Proyecto Dolphin”), o en otro lugar (por ej.: boya o puerto de aguas profundas).
2.2.2.2 Plantas de Biocombustibles
Actualmente existe una planta en Montevideo de 16.000 toneladas de biodiesel/año y una
planta de alcohol etílico a partir de caña de azúcar, en Bella Unión, de 17.000 ton/año. Ha
entrado en 2013 en servicio una planta de biodiesel de 57.000 m3/año en Montevideo, y se
construye una nueva planta con una capacidad de producción de etanol de 70.000 m3/año
(en Paysandú) para 2017. Esto se orienta a cumplir con la ley 18.195 que obliga a incorporar un
mínimo de 5% de biocombustibles en el gasoil y las naftas de uso automotivo a partir del 2015.
Con la entrada en operación de las nuevas plantas que están instalándose, la capacidad de
producción será suficiente para cumplir durante todo el período (2015-2030) con los
porcentajes exigidos en la ley, y para permitir el agregado de dichos máximos % durante varios
años y aún al final del período los volúmenes serían suficientes para mantenerse
holgadamente por encima de los porcentajes mínimos exigidos. Suponiendo que no se
modifican los umbrales impuestos en la Ley 18.195, no se prevé la incorporación de nuevas
plantas de biocombustibles.
Como es de público conocimiento, además de ofrecer una importante fuente de energía
alternativa, la producción y utilización de biocombustibles guarda relación con un sinfín de
cuestiones, como la planificación de cultivos y los sistemas agrícolas, la seguridad alimentaria,
el aprovechamiento de la tierra y el desarrollo rural, la forestación sostenible, la conservación
de la biodiversidad y la mitigación del cambio climático. Todos ellos influirán en el desarrollo
futuro de este sector, desde la competencia por la tierra con cultivos agroalimentarios, su
33
complementación o no, hasta las políticas públicas futuras y las inversiones destinadas en este
sentido.
2.2.2.3 Planta regasificadora
La iniciativa de incorporar a la matriz energética uruguaya gas natural es parte de una
estrategia de diversificación de fuentes y proveedores, tendiente a mejorar la robustez de la
oferta energética nacional.
Luego del frustrado intento de incorporar gas natural proveniente de Argentina vía gasoductos
al limitarse drásticamente la oferta de gas desde aquel país, se comenzó a estudiar la
posibilidad de instalar una planta de regasificación que permitiese a Uruguay contar con gas
natural. Se estudiaron varias localizaciones y formas de gestión, incluyendo la coparticipación
en el proyecto de Uruguay y Argentina.
Finalmente, Uruguay decidió avanzar solo en la iniciativa y en mayo de este año un consorcio
integrado por UTE y ANCAP (Gas Sayago S.A.), adjudicó a la franco-belga GDF SUEZ la
construcción y operación de la terminal de gas natural licuado (planta regasificadora) por un
plazo de 20 años, y mediando un canon que inicialmente será de aproximadamente 14
MUSD/mes, reduciéndose sensiblemente luego del año 15. La terminal tendrá una capacidad
máxima de producción de 10 millones de m3/día estará ubicada off shore en la zona de
Puntas de Sayago, frente al departamento de Montevideo. Es de destacar que esta obra
implica una fuerte inversión para el país, con consecuencias muy importantes en la
transformación de la matriz energética. Si se apunta a lograr niveles de utilización de la
infraestructura acordes con la economía del sistema, debería implementarse una política
agresiva de fomento del uso del gas natural.
Desde el punto de vista ambiental la planta de regasificación tiene un impacto positivo en lo
que hace a las emisiones de GEI, pero la instalación de una nueva obra que no tiene
antecedentes en el país, requerirá de una adecuada inserción en una zona altamente poblada
de Montevideo, así como contar con mecanismos que garanticen a los vecinos la información y
el monitoreo de su desempeño.
2.2.2.4 Exploración de hidrocarburos “on shore” y “off shore”
Ronda Uruguay I - En el año 2009 se lanza la Ronda Uruguay I. Tres empresas de las seis
calificadas (YPF, Petrobras y GALP Energía) formaron un consorcio 40%, 40%, 20%
respectivamente y presentaron ofertas por los bloques tres y cuatro, ambos ubicados en la
Cuenca Punta del Este. Los contratos entre el Consorcio y ANCAP ya fueron firmados y se han
conformado los comités técnicos operativos de cada área. YPF es operador en el Área Nº 3 y
Petrobras es operador en el Área Nº 4.
Los programas de trabajo propuestos por los operadores incluyen carga, control de calidad y
reprocesamiento de la información sísmica 2D adquirida de CGGVeritas, aplicación del
procesamiento AVO, aplicación del proceso de inversión simultánea 2D, migración en
profundidad, interpretación geológica y geofísica, identificación de “plays”, “leads” y
prospectos, armado de un modelo 3D de toda la cuenca con los horizontes en profundidad así
como con todos los datos disponibles para definir mapas de “facies” y de roca madre,
34
evaluación de prospectos y “leads” analizando los riesgos geológicos así como los volúmenes
de recursos potenciales. Condicional a los resultados de todos estos estudios se hará una
sísmica 2D o 3D para densificar la información sobre los prospectos y se hará el diseño de los
pozos.
En el 2014 deberían pasar a la 2ª fase en que se debería realizar por lo menos un pozo, es
probable que el consorcio, (a los efectos de ver si pasan o no a esa 2ª etapa en que la inversión
sería mucho mayor), decida realizar sísmica 3D en las áreas. Petrobras quiere vender su
participación en estas áreas.
Ronda II - Al cierre de la Ronda Uruguay II el 29 de marzo de 2012, ANCAP recibió 19 ofertas
para la exploración y explotación de hidrocarburos en la plataforma marítima uruguaya en
ocho de los 15 bloques ofertados, provenientes de nueve empresas petroleras (tanto en forma
individual como en consorcio). Realizaron ofertas empresas de primer nivel como Shell, Exxon,
Total, British Gas, British Petroleum, Tullow.
En cinco de los bloques se presentó competencia entre tres o más empresas. Más del 50% del
área ofrecida contará con trabajo de exploración, a cargo de cuatro nuevas empresas que se
suman a Petrobras, YPF y GALP en la exploración en la plataforma marítima: las británicas BG y
BP, la francesa Total y la irlandesa Tullow Oil. Ganaron las ofertas de BP por tres áreas, BG por
otras tres áreas, Total un área, y Tullow un área. Posteriormente Tullow aceptó la participación
de la empresa japonesa Inpex.
Varias empresas de Servicios ofrecen realizar estudios 3D, sin costo para ANCAP, solo con el
compromiso de venta exclusiva y repartiendo ganancias por las ventas con ANCAP. Esta
información quedaría para ANCAP. También se buscan “Oil or Gas seeps”, manantiales, y se
sacan muestras del lecho marino.
ANCAP realizó un contrato multicliente exclusivo, sin costo para ANCAP, con la empresa de
servicios PGS por la sísmica 3D, que luego se vendió a BP y Tullow.
De decidirse la explotación del petróleo descubierto, parte del precio de venta se utiliza para
pagar el CAPEX y OPEX, el llamado “cost oil”, y el “profit oil” se reparte de acuerdo al contrato,
(en los contratos realizados hasta el momento la participación otorgada en las ofertas a ANCAP
van desde un 20 % a un 35%).
Por el “Domestic Market Obligation” las empresas están obligadas a venderle a Uruguay, para
su consumo interno, al precio internacional del petróleo de calidad equivalente. Uruguay no
puede revender ese petróleo.
En los contratos realizado por ANCAP con las empresas presentadas en las rondas se
establecen salvaguardas ambientales complementarias a la aplicación de las normas
ambientales, tales como la aplicación de las mejores tecnologías, presentar Planes de gestión
ambiental y seguros contra daños ambientales.
2.2.3 Proyecciones y tendencias observables
La demanda de los combustibles producidos o importados por la refinería, tanto para el
transporte como para los otros servicios, está muy relacionada con: el crecimiento económico,
35
el nivel de industrialización, las políticas de precios, etc., y, en menor grado, con el precio del
crudo.
Las políticas energéticas que se están implementando, los cambios tecnológicos que se
suceden, tanto a nivel local como mundial, y la importancia creciente de los temas
ambientales, seguramente van a afectar la oferta y la demanda del sector. Entre las
tendencias observables más relevante se pueden señalar:
Se estima que como resultado de la entrada en funcionamiento de la Planta
Regasificadora de GNL, gran parte del consumo de gas oil utilizado para generación
eléctrica será sustituido por GN. Del mismo modo se espera que lentamente se vaya
dando una reconversión a GNC de las “flotas cautivas” de camiones, taxis y ómnibus,
lo que morigeraría la actual tendencia creciente en el consumo de gas oil. Como
consecuencia de ello se prevé una disminución de las necesidades de importación de
este combustible.
Aunque seguramente se estimulará el uso de GNC en vehículos con motor de gasolina,
es improbable que el ingreso del GN tenga, en el corto plazo, un efecto importante
sobre la demanda de gasolinas (autos particulares que se pasen a GNC/gasolina). El
relativamente alto costo de las instalaciones de compresión de GN que deberían
instalarse (por lo menos en una red de estaciones de servicio), y la inversión que debe
realizar cada usuario, oficiarían de barreras a su penetración. De todas formas, el
principal elemento de juicio en la toma de decisiones será la diferencia de precios GNC
y la Gasolina.
Como consecuencia del ingreso del gas natural y de la política de impulso a las ERNC
(particularmente la eólica), se espera asimismo un fuerte descenso en el uso de fuel oil
para generación eléctrica, con la consecuente mejora en el desempeño ambiental de
la misma. En los próximos años las centrales térmicas a fuel oil irán reduciendo su
participación y/o sustituyendo sus quemadores de fuel oil a GN (UTE plantea eliminar
las centrales a fuel oil para 2020), y además está previsto el pasaje a GN de los
motores instalados en Central Batlle.
En cuanto al consumo industrial y domiciliario de fuel oil, que ya presenta una
tendencia decreciente, es de prever que el ingreso del GNL acentúe su descenso. Se
suma además el hecho que uno de los grandes consumidores, como es ANCAP
Portland, está reformando la planta de Paysandú para pasarse de fuel oil (y
ocasionalmente GN) al carbón y en 2015 lo hará con la planta de Minas, cambiando el
fuel oil por coque. Otro gran consumidor de fuel oil, como son los hornos de la propia
refinería, también pasarían rápidamente a consumir GN.
Por el lado del consumo de “bunkers” se espera que, una vez que se revierta la
relación de precios desfavorable respecto de los “bunkers” argentinos, la navegación y
la producción de asfalto aumenten fuertemente su consumo, y más que compensen
las reducciones que se producirán en los otros sectores.
36
La entrada del GNL permitiría reducir rápidamente el consumo de propano industrial,
ya que las empresas que lo consumen originalmente se prepararon para usar dicho
combustible.
En suma, el consumo de gas natural será por unos cuantos años bastante inferior a la
capacidad de regasificación de la planta, por lo cual existirá un fuerte incentivo para
impulsar aumentos en el uso del Gas, debido a que se paga un canon fijo por la planta
regasificadora, independientemente de su nivel de utilización. Esto en alguna medida
puede llevar a revisar el plan de expansión de la capacidad de generación eléctrica,
graduando tal vez la penetración de las ERNC y complementándola más agresivamente
con la generación térmica en base a GN. Concomitantemente es de suponer que las
empresas distribuidoras de GN desarrollen una política comercial que favorezca la
instalación de calefactores y cocinas a GN.
La problemática del mercado mundial de GNL, con sus diferentes modalidades para la
adquisición del energético, sea a través de contratos “take or pay” sea través de
recurrir al mercado spot, la necesidad de revender embarques rechazados por falta de
consumo, o de comprar por fuera del contrato “piso” en momentos de necesidades
extraordinarias, todo ello con fuertes implicancias económicas, será una temática
nueva para el país que requerirá el desarrollo de aprendizajes y estrategias propias.
El continuo aumento de eficiencia de los nuevos vehículos (tanto para motores
convencionales como los de las nuevas tecnologías de vehículos híbridos, eléctricos o
de celdas de combustible, etc.,), impactará en forma sensible sobre las demandas de
gasolina y gas oil. Es de suponer que este impacto será en parte compensado por el
aumento de consumo que supondrá el gran incremento de la densidad del tránsito
(por lo menos en la ciudad de Montevideo), y sobre todo, debido a los mayores
recorridos por auto.
La disminución del consumo de combustible debido a la mejora de la eficiencia de los
vehículos, dependerá en buena medida de la inversión que se realice en
infraestructura vial y de transporte urbano y en la política de impuestos a la compra de
vehículos según su tamaño/eficiencia. La velocidad de penetración de vehículos
eléctricos o híbridos va a estar muy condicionada al desarrollo de nuevas baterías de
mayor capacidad y menor costo y peso, y, a la relación de precios entre la gasolina y la
electricidad.
Finalmente, se asume como tendencia firme que continuarán las prospecciones y
exploraciones de hidrocarburos “off shore” y “on shore”, mejorando la información
disponible al respecto de los recursos existentes. En exploración “Off Shore”, concluida
ya la 2ª Ronda, las empresas se encuentran realizando sísmica 3D y el primer pozo se
hará en el 2015. La 3ª Ronda, está prevista para marzo del 2015. En exploración “on
shore” existen dos empresas con contrato de Exploración/Explotación trabajando en
tres áreas de la cuenca Paranaense, ubicada al Norte del país, y, en la misma cuenca,
dos empresas con contratos de prospección. Por su parte ANCAP está realizando pozos
estratigráficos en diversos puntos de la cuenca.
37
3 APLICACIÓN DE MODELOS Y CÁLCULO DE ESCENARIOS
3.1 Escenario “A”
3.1.1 Aspectos socioeconómicos
A los efectos de la caracterización de los aspectos socio-económicos del Escenario A, nos
vamos a basar en las hipótesis propuestas en el documento Estrategia Uruguay III Siglo
(elaborado por la OPP) para la definición del escenario denominado “dinámico intermedio”.
En dicho documento se analiza el desempeño de 8 grandes ramas o cadenas (conformados a
partir del análisis de 32 sectores), agrupadas de acuerdo a los factores clave que los afectan en
común, y se realiza una estimación de su probable evolución:
- Agroindustrias grandes I (carnes, lácteos, complejo forestal, granos): Competitividad de la
base primaria, precios, acceso a mercados, transnacionalización, innovación,
infraestructura.
- Agroindustrias II (acuicultura, apicultura, aves y cerdos, citrícola, pesca, vitivinícola):
Políticas públicas, mercado interno, acceso a mercados externos, inversión.
- Innovadores TICs (software, telecomunicaciones, audiovisual, diseño, electrónica): RRHH,
innovación, acceso a mercados externos, regulaciones/políticas públicas.
- Innovadores BIO (farmacéutica, biotecnología, nanotecnología): infraestructura, RRHH,
propiedad intelectual, acceso a mercados, regulaciones/políticas públicas.
- Industria Intensiva en M.O. (textil, cuero, vestimenta, calzado, cerámica): Materia prima,
acceso a mercados externos, tecnología, innovación, alianzas estratégicas, ET.
- Industria insumos importados (plásticos, fertilizantes, metálicas, pinturas, automotriz,
naval): Mercado interno, acceso a mercados externos, insumos, inversión extranjera,
innovación.
- Turismo: RRHH, infraestructura, políticas públicas, diferenciación de productos, gasto por
turista, mercado regional.
- Logística y Transporte: infraestructura, políticas y regulaciones, RRHH, acceso a mercados
externos.
A partir de todas estas premisas y su impacto sobre los factores clave, el documento Estrategia
Uruguay III Siglo plantea para su escenario “dinámico intermedio”, que con algunos ajustes
consideraremos a los efectos de este documento como el Escenario A, la siguiente estructura
productiva al 2030 y tasa de crecimiento del PIB (período 2006-2030):
38
Crecimiento del VA por sector y global (anual acumulado en %)
Comercial y Servicios 4.0%
Industria 3.2%
Transporte 3.9%
Agropecuario 3.6%
Minería 1.9%
Construcción 4.2%
Total 3.9%
En lo que refiere a la estructura regional de generación de riqueza (PIB), si bien una parte
importante del crecimiento está basado en la agroindustria y el agro, el mayor desarrollo y
crecimiento de los grupos “innovadores” y de los sectores de logística y turismo, que impactan
principalmente en el sur y este del país (con un rol principal del área metropolitana), se refleja
en una mayor concentración del PIB en estas regiones (siendo el centro y el norte las de mayor
rezago).
Cuadro: Evolución estimada de los sectores clave
Sectores Participación
en las
exportaciones
nacionales
Tasa de
crecimiento
de las
exportaciones
Participación
en el
PIB
Tasa
de crecimiento
del PIB
2006 2030 2006-2030 2006 2030 2006-2030
Agroindustrias I 47% 51% 5.1% 14.0% 14.6% 3.9%
Agroindustrias II 5% 4% 3.9% 1.6% 1.1% 2.4%
Industrias
intensivas en
mano de obra
11% 5% 1.2% 2.2% 1.5% 2.2%
Industrias
insumos
importados
9% 9% 4.4% 4.9% 4.0% 2.9%
Innovadores
Biotech
1% 4% 10.7% 0.7% 1.2% 6.4%
Innovadores TICs 8% 13% 7.2% 3.0% 3.9% 4.9%
Turismo 10% 8% 3.7% 2.5% 2.4% 3.5%
Logística y
transporte
10% 6% 2.6% 6.8% 6.9% 3.9%
Otras actividades 0% 0% 0.0% 64.3% 64.3% 3.8%
Total Nacional % 100% 100% 4.7% 100% 100% 3.9%
Millones de USD
2006
5.444 16.333 20.067 50.479
39
3.1.2 Caracterización del escenario energético A
En términos generales, el escenario energético de referencia se corresponde con el “escenario
energético de política” realizado en el marco del proyecto CEPAL – DNE (hipótesis LEAP 2008),
en el que se propone una política activa de promoción de la eficiencia energética y las ERNC, el
impulso a los biocombustibles y la incorporación del gas natural a gran escala en la matriz
energética. A los efectos de este estudio se mantendrán los instrumentos de política
energética ya establecidos y las metas definidas al respecto. No obstante, se realizaron ajustes
en algunas hipótesis relacionadas con la mejora en la eficiencia energética y las
incorporaciones al parque de generación, respecto de las desarrolladas en el “escenario
energético de política”.
3.1.2.1 Demanda
Sector Residencial
Hipótesis asumidas:
- incrementos en la intensidad energética útil (derivados de diferentes elasticidades-
ingreso de la demanda según estrato socioeconómico).
- mejoras de eficiencia en algunos usos y según fuente.
- mayor penetración del natural, solar térmica y electricidad en algunos usos.
Sector Comercial y Servicios
Hipótesis asumidas:
Mejoras de eficiencia en los usos iluminación y calefacción.
Mejoras en la intensidad energética útil en los usos conservación de alimentos y
refrigeración y ventilación.
Mayor penetración del gas natural y energía solar térmica.
Sector Industrial
Hipótesis asumidas:
- Mejoras en la intensidad energética útil en los usos generación de vapor, calor
directo, frío de proceso, otras calderas, fuerza motriz. Se incorporan también mejoras de
eficiencia en otros usos.
- Mayor penetración de gas natural, residuos de biomasa y se sustituyen otras fuentes
40
- Penetra biodiesel en la mezcla con gas oil en transporte interno y calor directo.
Sector Transporte
Hipótesis asumidas:
Incremento en los recorridos de los automóviles y camionetas de 0.025%
Penetran vehículos híbridos y GNC en taxis (flota cautiva).
Mayor participación de mezcla de biodiesel en gasoil y etanol en nafta.
En lo referente a las mejoras de los consumos específicos en los vehículos de
Transporte Carretero y Urbano, Ferroviario, Marítimo y Fluvial y aéreo se tomó el
escenario tecnológico tendencial de mejora de eficiencia de publicaciones
especializadas en la materia (BP World Energy Outlook 2013)
Sector Agropecuario
Hipótesis asumidas:
Caída en la intensidad energética.
Penetración del biodiesel en fuerza motriz móvil.
Sector Minería
Hipótesis asumidas:
Caída en la intensidad energética útil.
Sector Pesca
Hipótesis asumidas:
Caída en la intensidad energética útil.
Se modela el consumo de biodiesel en Fuerza Motriz.
Sector Construcción
Hipótesis asumidas
Caída en la intensidad energética útil.
41
3.1.2.2 Oferta
Hipótesis
Desde el punto de vista de la oferta se plantea como hito fundamental el ingreso del gas
natural licuado; el desarrollo de los biocombustibles de acuerdo a las metas actualmente
vigentes; una penetración muy importante de las ERNC, dando cumplimiento a los objetivos
ya asumidos; un incremento moderado de la capacidad de refinación de La Teja y la puesta en
operación de la interconexión eléctrica de gran porte con Brasil.
Hidrocarburos
- Disponibilidad de gas: entra la planta regasificadora de GNL en 2015. Capacidad: 10
millones m3/día. No se modeló exportación de gas natural.
- Se modela un aumento en la capacidad de refinación de la planta de ANCAP hasta alcanzar
los 60 mil barriles /día.
Biocombustibles
- Se asume se concreta la Fase II: nueva planta de producción de biodiesel de 57.000
m3/año y nueva planta de producción de etanol de 70.000 m3/año.
- Los porcentajes de mezclas alcanzados para el año 2030 son de 5% del gas oil en el caso
del biodiesel y de 5% de las naftas con etanol.
Sector Eléctrico
Generación Hidroeléctrica
- Muy leve expansión de la generación hidráulica, en base a pequeños emprendimientos o al
refuerzo de usinas existentes.
Generación térmica
- Expansión del parque generador a partir de GN a un costo de 15 USD/ MMBTU10.
- 170 Millones de USD anuales asociados al canon de regasificación y costos de dragado.
10 Refiere a un precio expresado en USD por millón de BTU respecto al PCI de un gas de 8.300 Kcal/m3
(Poder Calorífico Inferior). El precio del GNL anterior equivale a un precio de gas en puerto de
Montevideo previo a regasificación de 13 USD/MMBTU respecto al PCS de un gas de 9.300 Kcal/m3 y
los costos de transporte en sistema uruguayo asociados. Los estudios de base se realizan considerando las
hipótesis oficiales de comportamiento del precio esperado del GNL y posteriormente se sensibilizan los
mismos con precios del GNL al alza de 15 USD/MMBTU.
42
- GO/GN: entran dos turbinas de 180 MW en 2014 y en el 2015 se combinan y se cierra el
ciclo (500 MW a GN).
- A partir del 2025 se incorpora Ciclo Combinado a GN de 180 MW
Eólica
- Se incorporan 1500 MW hasta el 2023 y 300 más hasta el 2030.
Biomasa
- Se incorporan 200 MW al 2020.
Intercambios regionales
- Se modela sistema cerrado, en el entendido de que los intercambios regionales son en
situaciones de contingencia y por situaciones favorables de precios.
- Se supone la salida de la Sala B en el 2015 y de la 5ª y la 6ª en el 2020.
3.1.2.3 Proyecciones del consumo final de energía
Las proyecciones del consumo final se obtienen desagregadas por uso y fuente, para cada
módulo homogéneo de consumo. En su elaboración se consideró el escenario de hogares por
estrato socioeconómico realizado por Fundación Bariloche en el marco del trabajo de
prospectiva con LEAP base 2006.
Se presentan aquí los resultados agregados, primero por sectores y luego por fuentes para la
totalidad del consumo final de energía de Uruguay.
El consumo final total de energía pasará de 3.745,8 kTep en el año base (2011) a 7.265,7 kTep
en el 2030, con una tasa de 3,55% a.a.
Considerando los cinco sectores más importantes en cuanto al consumo energético, el más
dinámico será la Industria, con una tasa de crecimiento de su consumo de 4,5% a.a.; seguido
de Comercial y Servicios que crece al 3,76% a.a. Entre los sectores que crecen menos que el
promedio se encuentran, entre otros, el Transporte (2,96% a.a.); y, Residencial (2,93% a.a.).
43
Proyecciones del consumo final de energía por sectores (kTep)
Sectores 2011 2020 2030 Tasa 2011-30
Residencial 761,2 933,6 1317,7 2,93%
Comercial y Servicios 304,1 414,3 613,2 3,76%
Industria 1289 2179,6 2976,7 4,50%
Transporte 830,5 1082,5 1446,3 2,96%
Agropecuario 204,7 275,5 396,4 3,54%
Pesca 99,2 112,1 128,5 1,37%
Minería 16,6 18,8 21,6 1,40%
Construcción 9,8 13,5 19,4 3,66%
Consumo propio 143,2 178,8 228,9 2,50%
Cons. no energético 87,5 100,3 117 1,54%
Total 3745,8 5309 7265,7 3,55% Fuente: resultados del modelo LEAP, elaboración propia.
Consecuente con ello, el sector Industrial aumentará su participación en el consumo final del
34,4% al 41,0% entre extremos del periodo de proyección. Comercial y Servicios y
Agropecuario prácticamente mantienen su participación; y Transporte y Residencial la
disminuyen como puede apreciarse en el siguiente cuadro.
Proyecciones del consumo final de energía por sectores (%)
Sectores 2011 2020 2030
Residencial 20,3 17,6 18,1
Comercial y Servicios 8,1 7,8 8,4
Industria 34,4 41,1 41,0
Transporte 22,2 20,4 19,9
Agropecuario 5,5 5,2 5,5
Pesca 2,6 2,1 1,8
Minería 0,4 0,4 0,3
Construcción 0,3 0,3 0,3
Consumo propio 3,8 3,4 3,1
Consumo no energético 2,3 1,9 1,6
Total 100 100,0 100,0
Fuente: resultados del modelo LEAP, elaboración propia.
En el consumo por fuentes, las que más crecerán son el Gas Natural, los Residuos de Biomasa y
los biocombustibles (etanol y biodiesel), con tasas promedio de 8,04% a.a., 5,39% a.a. y 7,8%
a.a. respectivamente. Ello se debe a la instalación de una planta regasificadora que posibilita la
importación de GNL y el aumento en consecuencia de la demanda de gas natural (tanto para el
44
consumo residencial como industrial), y a las tasas de crecimiento relativamente altas
supuestas en el escenario socioeconómico para la industria del Papel, fuerte consumidora de
estos residuos. Si bien, al impulso del cumplimiento de las metas fijadas en la Ley Nº 18.195, el
consumo de biocombustibles presenta altas tasa de crecimiento, su participación respecto del
total del consumo se mantiene en valores poco significativos.
La Electricidad crecerá menos que el consumo total, a una tasa del 3,4% a.a. lo que llevará a
que pierda algo de participación durante todo el periodo.
La Nafta y el Gas Oil (en este último, sin considerar su uso para generación eléctrica), crecerán
cada una a tasas de 3,5% a.a. y 2,5% a.a. respectivamente, consecuente con una ralentización
en el crecimiento del sector Transporte en general y del parque vehicular en particular.
Proyecciones del consumo final de energía por fuentes (kTep)
Fuentes 2011 2020 2030 Tasa a.a. 2011-30
Electricidad 837 1123,7 1570,1 3,37%
Fuel Oil 219,6 307,3 382,7 2,97%
Gas Natural 98,9 217,3 429,5 8,04%
Gas Oil 748,2 914,8 1195,6 2,50%
Leña 574,9 695 893,5 2,35%
Nafta 326,6 442,4 626,5 3,49%
Residuos Biomasa 582,8 1161,1 1579,1 5,39%
Etanol 6,7 23 32,6 8,68%
Biodiesel 14 41,2 52,6 7,22%
Súper Gas 102,4 120,9 173,3 2,81%
Otras fuentes 234,6 262,2 330,1 1,81%
Total 3745,7 5308,9 7265,6 3,55% Fuente: resultados del modelo LEAP, elaboración propia.
45
La Leña tendrá una tasa de crecimiento relativamente baja, de 2,35% a.a. Su consumo
se dará principalmente en el sector Residencial y será la fuente que tendría mayor
pérdida de participación, pasará del 15.3%% en 2011 al 12.3% en el 2030.
Proyecciones de consumo final por fuente, en porcentajes
Fuentes 2011 2020 2030
Electricidad 22,3% 21,2% 21,6%
Fuel Oil 5,9% 5,8% 5,3%
Gas Natural 2,6% 4,1% 5,9%
Gas Oil 20,0% 17,2% 16,5%
Leña 15,3% 13,1% 12,3%
Nafta 8,7% 8,3% 8,6%
Residuos Biomasa 15,6% 21,9% 21,7%
Etanol 0,2% 0,4% 0,4%
Biodiesel 0,4% 0,8% 0,7%
Súper Gas 2,7% 2,3% 2,4%
Otras fuentes 6,2% 4,9% 4,6%
Total 100% 100% 100%
Fuente: resultados del modelo LEAP, elaboración propia
46
3.1.3 Proyectos y necesidades de inversión – Escenario “A”
3.1.3.1 Características generales
En los aspectos energéticos se suele proceder de acuerdo a una metodología específica, en la
que se asume que, dentro de ciertos rangos de precios, la demanda de energía tiene un
comportamiento casi inelástico. En consecuencia, como ya hemos señalado, el factor
determinante para el cálculo de la evolución de dicha demanda será el nivel de actividad del
país.
Una vez proyectada entonces la demanda, e identificado el set de fuentes y equipamientos
disponibles en cada escenario, se evalúa la manera más adecuada de satisfacer la demanda
energética a precios, calidad y seguridad de suministro razonable, y en condiciones
sustentables desde el punto de vista ambiental. Para ello, en este estudio en particular, hemos
utilizado herramientas de planificación energética como los modelos LEAP y Simsee.
Sumando el conjunto de las instalaciones y equipamientos identificados en el "Plan de obras",
se obtiene el monto de las inversiones necesarias, para un determinado periodo de tiempo (en
nuestro caso 2013 -2030). Se asume que estas obras se realizan, y que se deben amortizar en
el período de tiempo correspondiente a su respectiva vida útil.
Integrando entonces el costo del combustible (o energético primario correspondiente) con la
remuneración del capital (con su correspondiente prima de riesgo), se puede calcular el costo
final de la energía (USD/MWh) para cada año. Una vez obtenidos dichos valores se verifica su
razonabilidad, de modo de asegurar la coherencia con el supuesto asumido respecto del
carácter cuasi inelástico de la demanda.
La evaluación de una determinada estrategia o plan de obras, desde el punto de vista
económico, con esta metodología, se reduce entonces a comparar el costo de la energía
resultante con otras alternativas. Existen otras dimensiones que se pueden incorporar al
análisis, como el riesgo de escasez (seguridad de suministro), la rigidez del plan (o riesgo de
perdidas ante cambios de escenario) y el impacto ambiental, entre otros. Todos estos
elementos hacen a la robustez de un determinado plan de desarrollo y pueden ser
incorporados en la evaluación del mismo.
En este trabajo nos hemos planteado determinar las inversiones necesarias y los costos
proyectados de la energía en el escenario "A", y luego introducimos un escenario alternativo.
3.1.3.2 Proyectos e Inversiones en el Sector Hidrocarburos y
Biocombustibles
Refinería
47
Se estima en 30 MUSD entre el 2013 y 2019 la inversión necesaria para aumentar la capacidad
de refinación desde los actuales 46.000 Bbl/día efectivos a 60.000 Bbl/día. Se agrega además la
instalación de una planta de cogeneración de 25 MW, a 20 MUSD.
Biocombustibles
Entrará en servicio una nueva planta con una capacidad de producción de etanol de 70.000
m3/año (en Paysandú). Se estima en 60 MUSD entre 2014 y 2017 esta inversión.
Planta de regasificación y obras para revertir flujo gasoducto
La planta regasificadora se adjudicó a Gaz de France Suez, implicando el pago por 20 años de
un canon que inicialmente será de aproximadamente 14 MUSD/mes y luego el año 15,
disminuye a valores del entorno de 8 MUSD/mes.
Las inversiones restantes a realizar por Gas Sayago: cañerías de conexión a gasoducto,
eventual inversión de flujo para bombeo de GN a Buenos Aires, apertura y mantenimiento de
dragado y otras inversiones serán de unos 150 MUSD, según diferentes estimaciones, entre
2013 -2015.
Red de gas
Hasta el momento no hay cifras en cuanto a las inversiones que será necesario realizar para la
densificación y extensión de las líneas, y para facilitar el uso de GN en diversos vehículos e
industrias, como forma de aumentar el consumo de GN. Esta inversión en parte corresponderá
a Petrobras, socio de ANCAP en MontevideoGas. Estás comenzarían en el 2014. Se estiman en
unos 50 MUSD.
Logística portuaria de hidrocarburos crudos y refinados
De las propuestas recibidas para la inversión requerida para el proyecto “Dolphin” (nueva
terminal de descarga de productos terminados en la bahía de Montevideo), se estima en unos
230 MUSD el costo de esta obra. En principio, el proyecto estimamos se realizaría en el 2016 –
2018.
Exploración Off Shore
Para la primera fase de la 1ª Ronda Uruguay, que culmina en el 2014, las empresas adjudicadas
posiblemente realicen sísmica 3D, lo que implicaría una inversión del orden de los 35 MUSD.
En la 2ª fase de dicha ronda o bien se retiran, o bien tienen que realizar un pozo exploratorio
entre 2014 y 2017. El monto de la inversión será del orden de 200 MUSD por pozo, y se
realizarían dos pozos en dos áreas diferentes, por un total de 400 MUSD.
La 2a Ronda, que ya fue adjudicada, se encuentra en la primera fase. Dicha fase incluye
inversiones por un total estimado de 1.560 MUSD. La segunda fase de esta ronda, comenzaría
en 2016 e implicaría esencialmente inversiones en pozos. Se estiman un total de cinco pozos
por un monto global de 1.500 MUSD (300 MUSD por pozo).
48
En este escenario se supone que antes del 2030 no hay explotación de yacimientos de
hidrocarburos en el país (aunque si las exploraciones tienen éxito, se puede prever el
comienzo de la explotación incluso tan temprano como 2022).
Exploración On Shore Actualmente hay dos empresas con contrato de exploración y explotación trabajando en dos
sectores de zona norte del país. Para la 1ª fase se estima una inversión del orden de 8 MUSD, y
para la 2ª fase (perforación de pozos) la inversión sería de aproximadamente 15 MUSD. Está
previsto que este mecanismo se repita a los largo de los próximos cinco años (al menos cuatro
veces) hasta cubrir todas las áreas disponibles.
Por su parte ANCAP está realizando pozos estratigráficos en la zona norte del país, con una
inversión del orden de 50 mil a 100 mil USD por pozo. A un ritmo de dos por año, se estima
una inversión de aproximadamente 150 mil USD/año.
3.1.3.3 Proyectos e Inversiones en el Sector Eléctrico
Generación
Parques eólicos: Los 1.800 MW que en este escenario se prevé que ingresen al sistema
en el período 2013–2030 implicarán inversiones del orden de los 4.000 millones de
USD.
Centrales biomasa: Los 200 MW que se este escenario prevé que ingresen al sistema
en el período 2013–2030 implicarán inversiones del orden de los 700 millones de USD.
Centrales solares: Los 200 MW que se este escenario prevé que ingresen al sistema en
el período 2013–2030 implicarán inversiones del orden de los 700 millones de USD. En
los últimos años esta tecnología ha experimentando reducciones drásticas en sus
costos, lo que hace difícil pronosticar su evolución a largo plazo. Es probable que de
continuar la tendencia con la misma pendiente esta estimación esté un tanto
sobrevaluada.
Ciclos Combinados:
Para el Ciclo Combinado de 500 MW, cuya entrada operación se prevé para el año
2015, se estima una inversión de 550 Millones de USD.
Para el Ciclo Combinado de 180 MW, cuya entrada operación se prevé para el año
2025, se estima una inversión de 170 Millones de USD.
49
Para la conversión a gas natural de la Central térmica de Respaldo (CTR) en el 2017 se estima
una inversión de 15 millones de USD.
Las inversiones en generación para todo el período alcanzarían aproximadamente los 6.100
millones de USD.
Trasmisión
Para atender al crecimiento de la demanda de energía va a ser necesario no sólo
incrementar la capacidad del parque de generación sino también reforzar y
ampliar las redes de trasmisión. En particular será de vital importancia para
posibilitar la generación eólica en gran escala poder pasar de una red radial a una
anillada, uniendo en 150 kV Rivera con Artigas, y en 500 kV
Salto/Tacuarembó/Melo. Entre las inversiones generales de trasmisión están
aquellas destinadas a obras, mejoras y mantenimientos de la red, entre las que se
encuentran el telecontrol, transformadores y equipos de media y alta tensión, y
renovación y expansión del sistema de protecciones. El total de las inversiones
previstas para el período se estima rondará en el entorno de los 1.700 Millones de
USD.
Distribución y Comercial
Las redes de distribución así como la infraestructura que da soporte a los servicios
comerciales, requieren adecuarse a las necesidades del día a día, por lo que
presentan un continuo de inversiones que se expresa en miles de pequeños
proyectos: obras en redes de distribución, inversiones en edificios, equipos
informáticos, de comunicaciones de transporte, instrumentos de medida,
software, etc. Para este período se han considerado las inversiones necesarias
para mantener el servicio en niveles de calidad acordes con las normas más
exigentes, e incorporando tecnología de “smart grids”. Como proyecto de
particular relevancia cabe destacar la unificación de los niveles de tensión de 30kV
y 6kV en un único nivel de 22kV, lo que permitirá abaratar los costos de
suministro. El total de las inversiones previstas para el período se estima rondará
en el entorno de los 5.800 Millones de USD.
Sumando todos los segmentos de la cadena eléctrica el total de inversiones previstas para el
período 2013-2030 estaría en el entorno de los 13.600 millones de USD.
50
3.1.3.4 Abastecimiento de gas natural y balance
Exportaciones/Importaciones de derivados de petróleo
En el cuadro siguiente se muestra el consumo proyectado de gas natural en el escenario de
Referencia, desagregado entre su uso para generación eléctrica y su utilización en otros
sectores (residencial, comercial y servicios, industrial, transporte, etc.), en función de las
hipótesis establecidas para este escenario.
Escenario A: Abastecimiento de gas natural para generación eléctrica y otros usos (en MM
m3/día)
2011 2020 2030
Generación
eléctrica
0 1.28 3.48
Otros 0.33 0.72 1.42
Total 0.33 2.0 4.9
En lo que refiere al balance entre importaciones y exportaciones de derivados, las tendencias
más relevantes a señalar son: el aumento en las importaciones de GLP, un incremento
significativo en las exportaciones de Fuel Oil, y un descenso en las exportaciones de naftas. En
lo que refiere al Gas Oil, este resulta deficitario en la mayoría del período, alternado subas y
bajas.
Escenario de Referencia – Importación de derivados (ktep)
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Fuel Oil 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Gas Fuel 0,6 1,6 2,6 3,6 4,7 5,8 7,0 8,1 9,3 4,6 4,6 4,8 4,9 5,0 5,0 5,2 5,6 7,1 8,6 10,2
Gas Oil 133,1 171,1 104,0 86,5 26,3 40,9 63,6 86,2 108,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 12,6 40,2 74,7 101,3
Gas Propano 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,6
Kerosene 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,9 1,1 1,2 1,3 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,6 0,8 1,0
Nafta 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
No Energetico 19,6 21,0 22,4 23,7 25,1 26,6 28,1 29,6 31,1 22,3 21,8 21,6 21,1 20,5 19,7 19,4 19,4 21,1 22,8 24,5
Otros energeticos 0,5 1,4 2,3 3,2 4,1 5,1 6,1 7,1 8,1 4,0 4,0 4,2 4,2 4,3 4,4 4,5 4,9 6,2 7,5 8,9
Supergas 6,3 7,9 9,3 10,7 12,0 14,6 17,2 19,8 22,3 10,5 12,3 14,7 16,8 18,9 20,8 23,1 26,0 31,4 36,8 42,3
Turbocombustible 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Total 160,9 203,7 141,4 128,6 73,1 94,0 123,0 151,9 180,6 41,8 43,0 45,6 47,3 49,0 50,2 52,4 68,9 106,5 151,4 188,7
51
Escenario de Referencia – Exportación de derivados (ktep)
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Fuel Oil 39,8 27,5 84,4 130,6 317,3 366,9 365,7 365,0 364,4 446,4 462,1 475,2 490,8 507,0 524,8 537,1 546,2 541,7 537,2 533,0
Gas Fuel 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Gas Oil 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Gas Propano 2,7 2,5 2,4 2,2 2,2 1,9 1,5 1,1 0,7 2,3 2,2 2,0 1,9 1,7 1,6 1,4 1,2 0,6 0,0 0,0
Kerosene 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Nafta 149,5 139,1 132,2 118,4 104,6 90,6 76,5 62,3 48,0 104,8 103,9 100,2 98,2 96,4 95,5 90,9 83,2 63,2 43,0 22,7
Non Energetico 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Otros energeticos 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Supergas 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Turbocombustible 68,4 68,3 68,3 68,2 68,2 68,1 68,1 68,0 68,0 78,5 80,7 82,6 84,7 86,9 89,3 91,4 93,1 93,1 93,0 93,0
Total 260,3 237,3 287,2 319,5 492,3 527,5 511,8 496,4 481,1 632,0 648,8 659,9 675,6 691,9 711,2 720,9 723,7 698,5 673,3 648,6
Cabe destacar que los excedentes de fuel-oil que se generarán son muy importantes, generando tal vez
un problema de colocación en el mercado. Por otra parte en este escenario los excedentes de gasolina se
retraen y las necesidades de importación de gasoil también.
3.1.4 Costos de generación
Estos costos fueron calculados en base a la información manejada por las autoridades del
Sector:
- 15 USD/ MMBTU asociados a la compra de GNL, transporte hasta planta de generación y
otros costos11.
- 170 Millones de USD anuales de canon de regasificación,
- Los contratos de compra de energía eólica ya adjudicados tienen valores fijados (por
ejemplo, el último en 63 USD/MWh) y se ha tomado 90 USD/MWh para los futuros.
Con las proyecciones de consumo previstas, y tomando estos supuestos, el costo medio de
largo plazo de generación se ubicaría en un entorno en promedio comprendido entre los 70 y
los 100 USD/MWh dependiendo de la disponibilidad hídrica y con un precio del petróleo
proyectado en 110 USD/bbl. Para un escenario hídrico promedio y el precio del petróleo
referido anteriormente, se constata un pico en valor de los costos medios para el 2014 debido
a que el aumento de demanda deberá ser compensado con una mayor generación térmica
(gas oil y fuel oil), para posteriormente observarse un paulatino descenso, a medida que se va
incorporando un importante bloque de generación eólica. Ya a partir del segundo lustro de la
década próxima, comienza a advertirse una tendencia creciente de los costos medios,
producto de que el proyectado aumento de demanda requerirá de una mayor proporción de
generación térmica (principalmente CC con GNL).
11 Refiere a un precio expresado en USD por millón de BTU respecto al PCI de un gas de 8.300 Kcal/m3
(Poder Calorífico Inferior). El precio del GNL anterior equivale a un precio de gas en puerto de
Montevideo previo a regasificación de 13 USD/MMBTU respecto al PCS de un gas de 9.300 Kcal/m3 y
los costos de transporte en sistema uruguayo asociados.
52
Adicionalmente en este escenario de referencia, los resultados de los modelos reflejan que el
incremento en los Costos de Abastecimiento de la Demanda se produce a una tasa anual
proyectada comprendida entre 2% y 4% dependiendo de la disponibilidad hídrica (3,1% en
valores de disponibilidad hídrica promedio), mientras que la economía se proyecta a una tasa
de crecimiento del 3,9% y la electricidad lo hace a una tasa del 3,4%.
Costo de Abastecimiento de la Demanda proyectado
en MUSD constantes 2012
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
Prmedio
Seco
Húmedo
Todos los costos están referidos en dólares constantes de 2012.
Costo Medio proyectado en USD/MWh
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Promedio
Seco
Húmedo
3.1.4.1 Sensibilidad al precio del GNL
Para estudiar la sensibilidad del sistema al costo del GNL, se comparó el Costo de
Abastecimiento de la Demanda (CAD) que se obtuvo para el precio del GNL que deriva de las
suposiciones oficiales (con las precisiones hechas más arriba respecto de la referencia al PCS y
PCI), con el calculado para un valor de 17 USD/MMBTU en base a un gas natural con un PCS de
9.300 kcal/m3.
53
En este contexto, el incremento esperado en términos medios del CAD será de 1,8% promedio
en el período 2014-2030. Sin embargo se debe destacar que este incremento del CAD
calculado anteriormente se expresa en un promedio durante todo el período y el incremento
llega a valores cercanos al 4% al final del período cuando la participación del GN en la
generación alcanza sus valores más elevados.
3.1.5 Escenario A: Consumo final de energía eléctrica por fuentes
y matriz de generación
Si abrimos el ítem correspondiente a electricidad, como resultado de la aplicación de las
premisas definidas para este escenario en lo relativo a la oferta, obtenemos una
representación de la matriz de consumo final de energía eléctrica por fuentes (S.I.N. +
Autoproductores). En dicha tabla se destaca claramente el importante crecimiento de las
fuentes eólica + solar y el gas natural; asi como la práctica desaparición del consumo de Gas Oil
y Fuel Oil para generación eléctrica.
Fuentes 2011 2020 2030
ktep % ktep % ktep %
Hidroelectricidad* 565,3 60,4 585,3 46,3 600,0 34,0
Eólica+Solar 13,7 1,5 268,3 21,2 422,7 24,0
Fuel Oil 150,5 16,1 0,0 0,0 0,0 0,0
Gas Oil 65,5 7,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Gas Natural 0 0,0 162,9 12,9 466,8 26,5
Residuos Biomasa + RSU 141,5 15,1 249,0 19,7 273,4 15,5
Total 936,5 100,0 1265,5 100,0 1762,9 100,0
Matriz de consumo final de EE x fuentes (S.I.N. + Autoproductores)
* Las proyecciones se realizan considerando una crónica hidrológica promedio.
A los efectos de calcular la matriz de insumos para la generación eléctrica dividimos los valores
de las diferentes fuentes (de la tabla anterior), entre los rendimientos de conversión
resultantes de la combinación entre los diferentes equipamientos y sus fuentes.
Matriz de insumos para la generación eléctrica (S.I.N. + Autoproductores)
Fuentes 2011 2020 2030
ktep % Ktep % ktep %
Hidroelectricidad 628,1 42,7 650,3 31,2 666,7 20,7
Eólica+Solar 39,1 2,7 766,6 36,8 1207,7 47,5
Fuel Oil 430,0 29,2 0,0 0,0 0,0 0,0
Gas Oil 187,1 12,7 0,0 0,0 0,0 0,0
Gas Natural 0 0,0 339,4 16,3 972,5 30,3
Residuos Biomasa + RSU
186,2 12,7 327,6 15,7 359,7 11,2
Total 1470,6 100,0 2083,9 100,0 3206,6 100,0
54
3.1.6 Proyecciones de emisiones de GEI – Escenario A
El crecimiento económico asociado al aumento de la producción y el consumo es visto en
general como un componente indispensable en los procesos de desarrollo económico. Sin
embargo, es imprescindible asegurar que dicho crecimiento esté basado en la sustentabilidad,
tanto a nivel local como a nivel global.
El Convenio Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), adoptado en
el año 1992 y ratificado en 1994, estableció un marco legal internacional para tratar el cambio
climático global. Los firmantes de la Convención acordaron estabilizar las concentraciones de
los Gases de Efecto Invernadero (GEI) en la atmósfera del planeta mediante el retorno al nivel
de emisiones de 1990.
En ese contexto global, Uruguay como país firmante de la Convención Marco de las Naciones
Unidas sobre Cambio climático adquiere compromisos y a la vez desarrolla políticas que
buscan atender la adaptación del país a tales efectos, las mismas muchas veces también son
una oportunidad para la mitigación de las emisiones, como es el caso de la generación de
energía a partir de fuentes renovables.
Uruguay presentó en el año 2010 su Tercera Comunicación Nacional a la Conferencia de las
Partes en la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático.
En la misma se incluye el Inventario Nacional (2004) de Gases de Efecto Invernadero que
contiene la estimación de las emisiones netas de los siguientes gases de efecto invernadero
directos: anhídrido carbónico (CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O), hidrofluorocarbonos
(HFC), perfluorocarbonos (PFC) y hexafluoruro de azufre (SF6). Asimismo, se incluye la
estimación de las emisiones de gases de efecto invernadero indirectos (precursores de ozono)
como ser: óxidos de nitrógeno (NOx), dióxido de azufre (SO2), monóxido de carbono (CO) y
Compuestos Orgánicos Volátiles Distintos del Metano (COVDM).
En el año 2004, las emisiones de dióxido de carbono provenientes mayormente de las
actividades del sector Energía, fueron de 5.123 kton, representando el 94% del total de
emisiones de dicho gas. Las emisiones de metano expresadas en unidades másicas ocupan el
segundo lugar en Uruguay, luego de las emisiones de CO2.
En el presente análisis se evalúa la evolución de las emisiones de los GEI en el escenario de las
acciones de infraestructura a desarrollar en los próximos años en el sector energía.
Los datos se obtuvieron a partir del Modelo LEAP aplicado para la determinación de la oferta
de generación de energía a desarrollar.
55
EMISIONES DE GEI TOTALES DE LA DEMANDA Y POR LAS INDUSTRIAS GENERADORAS
EN TONELADAS DE CO2 EQ.
0,0
1000,0
2000,0
3000,0
4000,0
5000,0
6000,0
7000,0
8000,0
9000,0
2008 2010 2015 2020 2025 2030
Sectores demanda final
Industrias de la Energía
Partimos de una línea base estimada en el año 2008 de emisiones de gases de efecto
invernadero de 7.256,7 miles de ton. CO2 eq. y se estima que en el escenario 2030 se
alcanzaría un total de 10.702 miles de ton. CO2 eq.
Esto evidencia un escenario de aumento permanente de las emisiones de los GEI del sector
energía del país, consistente con las estimaciones de crecimiento y aumento de la demanda.
Sin embargo si se analiza en forma diferencial las emisiones generadas por la demanda de
energía en general, en relación a las emisiones generadas por las industrias productoras de
energía se observa, que éstas últimas presentan un fuerte decrecimiento en el año 2015
producto de la introducción de fuentes renovables y gas natural en la matriz de generación
eléctrica.
Si se analiza cómo se distribuyen las emisiones de GEI en los distintos usos de la energía se
observa que el sector transporte ocupa el primer lugar y no es esperable que disminuya en el
escenario a 2030, muy por el contrario, en la tendencia de crecimiento del país y
mantenimiento de las pautas de consumo actual solo es esperable un crecimiento que en
términos comparativos 2008 - 2030 es del 2,26%. Sin embargo el sector que muestra mayor
crecimiento (entre 2008 - 2030) con un incremento de 3,84% es el sector agropecuario
explicable por el incremento de las actividades de agricultura de granos del período.
En la distribución de las emisiones de gases de efecto invernadero según los distintos gases
causantes del cambio climático el escenario hacia 2030 muestra una tendencia a que todos
aumentan, pero en el caso del dióxido de carbono su tasa de aumento es aún mayor (3,05%
entre 2030 y 2008) que para el resto.
En el escenario energético “A” la inclusión de las energías renovables no convencionales, y la
introducción del gas natural para la generación de energía eléctrica, la promoción de la
56
eficiencia energética y el impulso a los biocombustibles redundan en una reducción de las
emisiones provenientes de la industria de la energía en el año 2015.
Los procesos de difícil negociación de Acuerdos en el escenario pos Kyoto hacen suponer que
Uruguay difícilmente deba asumir compromisos de reducciones de sus emisiones, si bien los
compromisos de los países del Anexo I que si debían reducir sus emisiones significaban para el
Uruguay oportunidades de implementar proyectos MDL, oportunidad que supo aprovechar el
sector energía. Todo ese proceso está hoy en cuestión y las oportunidades de cooperación y
financiamiento por estas vías seguramente se verán reducidas en el futuro aún más para los
países en desarrollo.
3.1.7 CONCLUSIONES PARA EL ESCENARIO A
La energía es uno de los elementos básicos del desarrollo de las sociedades modernas, y se ha
ido convirtiendo en uno de los soportes ineludibles, tanto del crecimiento económico como de
la integración social.
El Uruguay, luego de varias décadas de crecimiento a tasas bajas, lleva ya aproximadamente
diez años de expansión vigorosa, y existen importantes niveles de consenso entre los
especialistas en que este escenario se puede mantener en el tiempo en forma relativamente
prolongada, más allá de las oscilaciones del ciclo económico.
Esta expansión económica ha colocado un nivel importante de stress sobre la infraestructura
productiva en general, y sobre el sector energético en particular, para satisfacer el aumento de
la demanda que se viene registrando sostenidamente y se proyecta para el futuro.
Para responder a esto se han trazado planes y proyectos que están en curso, que implican
cambios importantes en el panorama de la industria energética uruguaya. Algunos de estos
planes ya están avanzados, otros recién comienzan y seguramente irán disparando otros
cambios y nuevos proyectos en los años que vienen, requiriendo la asignación de un nivel
importante de recursos durante un período prolongado de tiempo, y en forma sostenida pese
al natural nivel de incertidumbre que existe y las variaciones de coyuntura y de tecnología que
sobrevendrán inevitablemente.
No obstante, es imprescindible avanzar rápidamente, para evitar que la infraestructura
energética se transforme en un cuello de botella para el desarrollo, y más aún, para permitir
que la abundancia de energía a costos razonables se transforme en un atractor de inversiones
y dinamizador del desarrollo.
Dentro de los proyectos más destacados, cabe enumerar los siguientes:
- Transformación de la función eléctrica nacional, incorporando a una escala importante la
generación a partir de Energías Renovables No Convencionales (eólica, biomasa y solar). Se
destaca la fuerte penetración eólica contratada a emprendimientos privados con libre
despacho a la red, que involucran contratos ya adjudicados por capacidades nominales
cercanas a los 1.000 MW, para una red de 2.700 MW de capacidad máxima y de consumo
pico de 1.800 MW aproximadamente, y que se prevé expandir aún más en los años que
vienen.
57
- Introducción en gran escala del Gas Natural en la matriz energética, a partir del proyecto
de Planta Regasificadora off shore (en las inmediaciones de Punta Sayago), que
implementará Gas de France Suez a partir de este año, y se espera comience a operar en
2016.
- Fortalecimiento de la generación térmica (en particular mediante Ciclos Combinados a gas
natural), como respaldo firme del sistema, toda vez que tanto la energía hidráulica, ya muy
desarrollada, como la eólica y la solar son fuentes variables.
- Fortalecimiento de la interconexión regional, en particular con la inauguración de la planta
conversora y las líneas de transmisión que nos permitan la conexión en extra-alta tensión
con Brasil.
- Reforma de la refinería de La Teja, para mejorar la calidad de su producción
(desulfurización) desde el punto de vista ambiental y de impacto en los motores, y
también para aumentar su capacidad.
- Continuación de la prospección de hidrocarburos off shore y on shore, que tal vez arroje
resultados favorables a mediano plazo.
- Desarrollo de los proyectos de biocombustibles, tanto de bioetanol como de biodiesel,
para satisfacer la demanda local de combustibles líquidos para el transporte y disminuir las
necesidades de importación de derivados.
- El conjunto de acciones en curso y previstas, implica para el sector energético nacional una
necesidad de captar inversiones de la siguiente entidad:
58
3.1.7.1 Cuadro de Inversiones acumuladas (millones de USD)
Hidrocarburos 1 (Recepción, conversión y distribución) Hidrocarburos 2 (Prospección y exploración)
Refinería 50 Ronda Uruguay 1
Regasificadora (*) 2.950 1a fase 35
Dragado y conexión 150 2a fase 400
Biocombustibles 60
Red de gas 50 Ronda Uruguay 2
Dolphin 230 1a fase 1.560
Subtotal Hidrocarburos 1 3.490 2a fase 1.500
Sector Eléctrico On shore
Eólica 4.000 1a fase 8
Biomasa 700 2a fase 15
Solar 700 ANCAP 1
Ciclo Combinado 1 550 Subtotal Hidrocarburos 2 3.519
Ciclo Combinado 2 170 Cuadro Resumen
Conversión CTR 15 Subtotal Hidrocarburos 1 3.490
Transmisión 1700 Subtotal Hidrocarburos 2 3.519
Distribución 5800 Subtotal Sector Eléctrico 13.635
Subtotal Sector Eléctrico 13.635 Total Período 20.644
(*) Total de canon del contrato con GDF en moneda corriente. No se trata estrictamente de inversión sino de CAPEX+OPEX directo en este caso.
NOTA: Estas cifras son las inversiones totales, independiente de su fuente de financiamiento,
que podrá ser de origen público, privado nacional o transnacional y de organismos
multilaterales. En general, no se ha calculado un valor presente sino del total de gastos de
capital en el período
3.1.7.2 Escenario “A”: Impactos esperados
- Fuerte diversificación de la matriz, aumentando la participación del gas natural y las
energía renovables.
- Mejora en la disponibilidad de generación eléctrica en años de baja hidraulicidad y caída
en los sobrecostos de los “años secos”, al contar con capacidad de generación térmica a
costos menores que la electricidad importada de la región o la generación a gasoil.
- La baja utilización inicial en términos medios y de pico de la planta regasificadora indican la
conveniencia de los esfuerzos para aumentar el consumo de gas, acelerando la sustitución
de otros energéticos o buscando su exportación12.
12 Recordar que se ha modelado el sistema sin exportación de gas natural.
59
- Se prevé una disminución del consumo de gasoil importado para generación eléctrica, a
partir de la puesta en marcha de la regasificadora. Al mismo tiempo, caerá el consumo de
fuel oil, al sustituirse en la generación eléctrica por gas, o directamente al salir de
operación las centrales de fuel que quedan operativas. En esto, estaríamos alineados con
las tendencias globales, que marcan la creciente sustitución de combustibles líquidos en la
generación eléctrica.
- También se espera una sustitución del fuel a nivel residencial o industrial, y su sustitución
por gas.
- El mercado del GLP también sufrirá la sustitución por el gas natural, en las instalaciones
que consumen propano a granel, aunque mucho más lentamente en el mercado de
garrafas domiciliario, que requiere inversiones por parte de los consumidores y cambios en
los hábitos de las familias. Muchas residencias no están preparadas para la introducción
del gas natural, incluso por razones de normativa.
- Este escenario presenta una sensibilidad creciente en el tiempo frente a la variación del
precio del gas natural en puerto de Montevideo, llegando a un entorno del 4% de variación
del CAD al final del período ante incrementos de este precio.
- Desde el punto de vista ambiental, los mayores consumos energéticos siempre son un
desafío, pero las medidas tomadas mitigarán la emisión de gases de efecto invernadero al
introducir las ERNC y el gas natural, disminuyendo el uso de combustibles líquidos de
origen fósil.
- Asimismo, el desarrollo de tecnologías más eficientes y de conductas sociales de consumo
más responsable, permitirá seguir el sendero de mejora de la intensidad energética que se
plantea a nivel global y que se confirma en los cálculos del modelo.
En conclusión, el país está inmerso en un fuerte dinamismo de proyectos energéticos, y lo
seguirá estando para satisfacer la demanda prevista. Se realizarán aprendizajes diversos, que
tal vez requieran ajustes, pero será necesario mantener una política estable, con altos niveles
de acuerdo, y sostenerla más allá de los períodos de gobierno.
En tal sentido, tanto la introducción del gas natural como las ERNC (en cantidades compatibles
con el tamaño y los aspectos técnicos y económicos del sistema) y la prospección de
hidrocarburos son iniciativas que tendrán continuidad en el tiempo. Las inversiones requeridas
son cuantiosas y la coyuntura financiera internacional, de tasas bajas y abundancia de
inversiones en la región, debería ser aprovechada.
60
3.2 Análisis de Sensibilidad: ESCENARIO ALTERNATIVO (llamado Escenario B)
3.2.1 Aspectos socioeconómicos
A los efectos de la caracterización de los aspectos socio-económicos del Escenario B, nos
vamos a basar, en líneas generales, en las hipótesis propuestas en el ya citado documento
Estrategia Uruguay III Siglo (elaborado por la OPP), para la definición del escenario
denominado “normativo estratégico”.
Al igual que lo hecho para el escenario A, se toma del documento de OPP el análisis del
desempeño de las ocho grandes ramas o cadenas definidas en capítulo 3.1 y la estimación de
su probable evolución, en el marco de las premisas que caracterizan al escenario “normativo
estratégico”. Entre éstas cabe señalar la consideración de un nivel de precios internacionales y
contexto internacional favorable pero no extremadamente positivo (no se considera la
situación excepcional de precios del 2008 sino una buena como en años anteriores y según las
expectativas y tendencias señaladas por los sectores), la instalación de una tercera pastera
(que el escenario previsto situaba al norte del Río Negro13), la existencia de un puerto de aguas
profundas, una fuerte conectividad que posibilite una oferta de productos turísticos
diversificada con circuitos consolidados y una infraestructura ferroviaria adecuada para el
desarrollo forestal maderero-celulósico del centro-norte y el litoral oeste. Se supone también
una importante “inversión extranjera directa que se comporta y se integra a la economía local
de buena forma, con reinversión de utilidades y/o con nueva inversión que compensa la
remisión”.
El citado documento plantea que si bien requerirá de un gran esfuerzo productivo e innovador
a nivel país, se trata de “un escenario posible y deseable, dado que configura la mejor
combinación y estado de los factores clave de los ocho grupos sectoriales, según lo que los
propios sectores se imaginan verosímil como mejor estado en su visión prospectiva”.
A partir de todas estas premisas y su impacto sobre los factores clave, el documento Estrategia
Uruguay III Siglo plantea para su escenario “normativo estratégico” la siguiente estructura
productiva al 2030 y tasa de crecimiento del PIB (período 2006-2030):
13 Cuya fecha de entrada en operación está prevista para el 2020.
61
Resultados Estructura Productiva 2006 – 2030 – Escenario B
Sectores
Participación
en las
exportaciones
nacionales
Tasa de
crecimiento
de las
exportaciones
Participación
en el
PIB
Tasa
de crecimiento
del PIB
2006 2030 2006-2030 2006 2030 2006-2030
Agroindustrias I 47% 41% 5.4% 14.0% 12.5% 4.6%
Agroindustrias II 5% 3% 3.9% 1.6% 1.1% 3.5%
Industrias
intensivas en
mano de obra
11% 5% 2.7% 2.2% 1.5% 3.4%
Industrias
insumos
importados
9% 11% 6.8% 4.9% 4.3% 4.5%
Innovadores
Biotech 1% 6% 13.4% 0.7% 1.6% 9.0%
Innovadores TICs 8% 15% 9.2% 3.0% 3.8% 6.1%
Turismo 10% 10% 5.9% 2.5% 2.5% 5.0%
Logística y
transporte 10% 9% 5.7% 6.8% 7.5% 5.5%
Otras actividades 0% 0% 0.0% 64.3% 65.3% 5.2%
Total Nacional % 100% 100% 6.07% 100% 100% 5.28%
Millones de USD
2006 5.444 22.028 20.067 68.707
Como se desprende de la tabla anterior, en comparación con el escenarios “dinámico intermedio”, el escenario “normativo estratégico” se caracteriza por una alta tasa de crecimiento de las exportaciones y del PIB, una menor participación de los Agroindustriales I junto a un significativo crecimiento de los sectores Innovadores (especialmente los TICs) en la estructura de las exportaciones, y una leve modificación en la estructura productiva agregada. Si bien sigue predominando la especialización productiva agroindustrial actual, especialmente en la estructura de las exportaciones, la presencia de otros sectores, especialmente los innovadores, es claramente más significativa. En este sentido, la disminución de la participación de los sectores agroindustriales junto al crecimiento de los innovadores representa, el inicio de un cambio importante en la configuración productiva. A los efectos de la caracterización socioeconómica del escenario B, tomaremos dichos resultados con algunos ajustes derivados de la incorporación de un Proyecto Minero Extractivo en gran escala (Modelo Aratirí).
62
Crecimiento del VA por sector y global (anual acumulado en %)
Comercial y Servicios 5.3%
Industria 4.2%
Transporte 5.5%
Agropecuario 4.3%
Minería (incluido Aratirí) 13%
Pesca 2.9%
Construcción 5.5%
Total 5.34%
3.2.2 Caracterización del escenario energético B
En términos generales, al igual que el escenario energético A, el escenario B se corresponde
con las premisas del “escenario energético de política” realizado en el marco del proyecto
CEPAL – DNE (hipótesis LEAP 2008), en el que se propone una política activa de promoción de
la eficiencia energética y las ERNC, el impulso a los biocombustibles y la incorporación del gas
natural a gran escala en la matriz energética. A los efectos de este estudio se mantendrán los
instrumentos de política energética ya establecidos y las metas definidas al respecto. No
obstante, al igual que se hizo con el escenario A, se realizaron ajustes en algunas hipótesis
relacionadas con la mejora en la eficiencia energética y los criterios de expansión del parque
de generación, respecto de las desarrolladas en el citado “escenario energético de política”. En
consecuencia, la diferenciación del escenario energético B en relación al A, provendrá
esencialmente del impacto sobre la demanda y oferta energéticas, derivado del entorno
socio-económico supuesto para el escenario B. Esto quiere decir que las hipótesis energéticas
para los diferentes sectores se mantienen respecto del escenario, como se verá a
continuación.
3.2.2.1 Demanda
Sector Residencial
Hipótesis asumidas:
Incrementos en la intensidad energética útil (derivados de diferentes elasticidades-
ingreso de la demanda según estrato socioeconómico).
Mejoras de eficiencia en algunos usos y según fuente.
Mayor penetración del gas natural, solar térmica y solar fotovoltaica en algunos usos.
Sector Comercial y Servicios
Hipótesis asumidas:
Mejoras de eficiencia en los usos iluminación y calefacción.
Mejoras en la intensidad energética útil en los usos conservación de alimentos y
refrigeración y ventilación.
63
Mayor penetración del gas natural y energía solar térmica.
Sector Industrial
Hipótesis asumidas:
Mejoras en la intensidad energética útil en los usos generación de vapor, calor directo,
frío de proceso, otras calderas, fuerza motriz. Se incorporan también mejoras de
eficiencia en otros usos.
Mayor penetración de gas natural, residuos de biomasa y se sustituyen otras fuentes
Penetra biodiesel en la mezcla con gas oil en transporte interno y calor directo.
Sector Transporte
Hipótesis asumidas:
Incremento en los recorridos de los automóviles y camionetas de 0.025%
Penetran vehículos híbridos y GNC en taxis (flota cautiva).
Mayor participación de mezcla de biodiesel en gas oil y etanol en nafta.
En lo referente a las mejoras de los consumos específicos en los vehículos de
Transporte Carretero y Urbano, Ferroviario, Marítimo y Fluvial y aéreo se tomó el
escenario tecnológico tendencial de mejora de eficiencia de publicaciones
especializadas en la materia (BP World Energy Outlook 2013)
Sector Agropecuario
Hipótesis asumidas:
Caída en la intensidad energética.
Penetración del biodiesel en fuerza motriz móvil.
Sector Minería
Hipótesis asumidas:
Caída en la intensidad energética útil.
Sector Pesca
Hipótesis asumidas:
Caída en la intensidad energética útil.
Se modela el consumo de biodiesel en Fuerza Motriz.
Sector Construcción
Hipótesis asumidas:
Caída en la intensidad energética útil.
64
3.2.2.2 Proyecciones del consumo final de energía
A partir de los indicadores socio-económicos resultantes para el escenario B (ítem 6.1), y de las
hipótesis consideradas en la definición del escenario energético B, se obtuvieron las
proyecciones del consumo final se obtienen desagregadas por uso y fuente, para cada módulo
homogéneo de consumo.
Se presentan aquí los resultados agregados, primero por sectores y luego por fuentes para la
totalidad del consumo final de energía de Uruguay.
El consumo final total de energía pasará de 3.745,8 kTep en el año base (2011) a 9.374,7 kTep
en el 2030, con una tasa promedio de 4,95% a.a.
Considerando los cinco sectores más importantes en cuanto al consumo energético, el más
dinámico será la Minería en General (incluyendo Minería de gran porte) que crecerá a una tasa
del 12.3% a.a., seguido por Industria, con una tasa de crecimiento de su consumo de 6,3% a.a.;
en tercer lugar Comercial y Servicios que crece al 5,34% a.a y luego Construcción (5,18%). Los
restantes sectores crecen menos que el promedio: Agropecuario (4,16% a.a.); Transporte
(4,03% a.a.); Residencial (3,68% a.a.) y Pesca (2,5% a.a.).
Proyecciones del consumo final de energía por sectores (kTep)
Sectores 2011 2020 2030 Tasa 2011-30
Residencial 761,2 1000,98 1512,63 3,68%
Comercial y Servicios 304,1 482,13 816,59 5,34%
Industria 1289 2983,04 4092 6,27%
Transporte 830,5 1201,86 1759,76 4,03%
Agropecuario 204,7 293,64 444,22 4,16%
Pesca 99,2 125,66 158,5 2,50%
Minería 16,6 51,73 55,55 6,56%
Minería de gran porte 0 150,67 150,67 N/A
Construcción 9,8 15,69 25,59 5,18%
Consumo propio 143,2 178,79 228,86 2,50%
Consumo no energético 87,5 106,54 130,35 2,12%
Total 3745,8 6590,73 9374,72 4,95%
Fuente: resultados del modelo LEAP, elaboración propia.
Consecuente con ello, el sector Industrial aumentará su participación en el consumo final del
32,5% al 43,6% entre extremos del periodo de proyección. Comercial y Servicios y
Agropecuario prácticamente mantienen su participación; y Transporte y Residencial la
disminuyen como puede apreciarse en el siguiente cuadro.
65
Proyecciones del consumo final de energía por sectores (%)
Sectores 2011 2020 2030
Residencial 20,3 15,2 16,1
Comercial y Servicios 8,1 7,3 8,7
Industria 34,4 45,3 43,6
Transporte 22,2 18,2 18,8
Agropecuario 5,5 4,5 4,7
Pesca 2,6 1,9 1,7
Minería 0,4 0,8 0,6
Minería de Gran Porte 0,0 2,3 1,6
Construcción 0,3 0,2 0,3
Consumo propio 3,8 2,7 2,4
Consumo no energético 2,3 1,6 1,4
Total 100,0 100,0 100,0
Fuente: resultados del modelo LEAP, elaboración propia.
Al igual que en escenario A, las fuentes que tendrán crecimiento del consumo más
significativos, son el Gas Natural, los Residuos de Biomasa y los Biocombustibles, con tasas
promedio de 9,9% a.a., 7,17% a.a. y 7,4% respectivamente. La instalación de una planta
regasificadora que posibilita la importación de GNL y el aumento en consecuencia de la
demanda de gas natural (tanto para el consumo residencial como industrial), y a las tasas de
crecimiento relativamente altas supuestas para este escenario socioeconómico en la industria
del Papel, fuerte consumidora de estos residuos, explican estos altos crecimientos. Respecto
de los Biocombustibles caben los mismos comentarios que para el escenario A.
La Electricidad crecerá prácticamente a la misma tasa que el consumo total, a una tasa de
5,09% a.a. lo que llevará a que mantenga de participación durante todo el periodo.
La Nafta y el Gas Oil (este último, sin considerar su uso para generación eléctrica), crecerán
cada una a tasas de 4,68% a.a. y 3,51% a.a. respectivamente, consecuente con las cifras de
crecimiento proyectadas para el Transporte en general y el parque vehicular en particular.
66
Proyecciones del consumo final de energía por fuentes (kTep)
Fuentes 2011 2020 2030 Tasa a.a. 2011-30
Electricidad 837 1455,2 2148,5 5,09%
Fuel Oil 219,6 382,6 488,8 4,30%
Gas Natural 98,9 281,6 596,8 9,92%
Gas Oil 748,2 1032,3 1442,2 3,51%
Leña 574,9 788,5 1086,8 3,41%
Nafta 326,6 493,9 779,3 4,68%
Residuos Biomasa 582,8 1676,2 2171,7 7,17%
Biodiesel 6,7 46,6 63,9 12,60%
Etanol 14 25,7 40,6 5,76%
Súper Gas 102,4 132,4 205,1 3,72%
Otras fuentes 234,6 275,73 351,02 2,14%
Total 3745,7 6590,73 9374,72 4,95% Fuente: resultados del modelo LEAP, elaboración propia.
La Leña continúa manteniendo una tasa de crecimiento relativamente baja. Su
consumo radica principalmente en el sector Residencial y existen efectos asociados a
mejora de rendimiento de equipamiento utilizado y sustitución de fuentes.
Proyecciones del consumo final de energía por fuentes (%)
Fuentes 2011 2020 2030
Electricidad 22,3% 22,1% 22,9%
Fuel Oil 5,9% 5,8% 5,2%
Gas Fuel 2,6% 4,3% 6,4%
Gas Natural 20,0% 15,7% 15,4%
Gas Oil 15,3% 12,0% 11,6%
Leña 8,7% 7,5% 8,3%
Nafta 15,6% 25,4% 23,2%
Residuos Biomasa 0,2% 0,7% 0,7%
Biodiesel 0,4% 0,4% 0,4%
Etanol 2,7% 2,0% 2,2%
Súper Gas 6,3% 4,2% 3,7%
Otras fuentes 22,3% 22,1% 22,9%
Total 100% 100% 100% Fuente: resultados del modelo LEAP, elaboración propia
67
Es posible observar que en el escenario Alternativo se acentúa aún más la electrificación de la
demanda de energía y se mantienen las tendencias observadas para otras fuentes en el
Escenario A.
3.2.2.3 Oferta Energética
Hipótesis Desde el punto de vista de la oferta se continúa planteando como aspecto fundamental en
materia de oferta el ingreso del gas natural licuado (GNL); se mantiene el desarrollo previsto a
nivel de biocombustibles de acuerdo a las metas vigentes; y se complementa esto con una
penetración importante de las ERNC, dando cumplimiento a los objetivos ya asumidos; se
sustenta el incremento moderado de la capacidad de refinación de La Teja y la puesta en
operación de la interconexión eléctrica de gran porte con Brasil.
Hidrocarburos
-Disponibilidad de gas: entra en operación la planta de regasificación de GNL en 2015.
Capacidad: 10 millones m3/día, sin variantes respecto al Escenario “A”, teniendo en cuenta
que existe un diseño del sistema con capacidad excedente.
-Refinación: Se continúa modelando un aumento en la capacidad de refinación de la planta de
ANCAP hasta alcanzar los 60 mil barriles /día.
68
- En relación con la producción de combustibles en este escenario de mayor consumo, pueden
resultar rentables otros proyectos. Nos referimos al agregado en la refinería capacidades
conversión de fondos (como la extracción supercrítica de aceites residuales)14. En ningún caso
parece viable la conversión profunda, debido a la inversión elevada y a las tendencias de
precios. No obstante, al no estar completos los estudios de viabilidad, no se han incorporado
en este estudio.
Dentro del proyecto de “Puerto de Aguas Profundas” se puede considerar la sustitución de la
boya petrolera de José Ignacio por una terminal en dicho puerto. Los beneficios posibles para
ANCAP serían de 3 o 4 MMU$S/año, que es lo que se gasta por sobrecargos por las esperas por
mal tiempo. La inversión en oleoductos, tanques, bombas, etc. sería de 150 a 200 MMU$S.
Aun considerando la mejora de disponibilidad, económicamente el cambio no es probable que
sea rentable, salvo valorizando los riesgos de un posible accidente mayor en la boya. También
podrían existir consideraciones de ordenamiento territorial que fundamenten este
movimiento.
- Muelle multipropósito en Planta de Paysandú, para la carga/descarga de hidrocarburos,
alcohol, cemento, carbón. Esto depende del nivel de producción de la planta de esta ciudad,
que debería aumentar bastante para justificar el proyecto. El costo se estima en 60 MMU$S.
- Poliducto a Juan Lacaze, en sustitución del ANCAP IX que está llegando al final de su vida útil.
La ventaja principal de este proyecto sería la de poder alimentar desde allí, con las nuevas
barcazas recientemente construidas los puertos fluviales hasta Paysandú. Costo estimado 80
MMU$S.
Biocombustibles
Se asume que se mantienen las inversiones previstas para el Escenario A y se incorpora un
nuevo proyecto de “green diesel” planta que produciría gas oil de muy alta calidad, mezclable
en cualquier proporción con el gas oil, a partir de oleaginosas o a partir de sebo vacuno. Esta
nueva tecnología hace posible bajar sustancialmente el punto de escurrimiento permitiendo
una mayor proporción de sebo vacuno, materia prima de mucho menor costo que el aceite
extraído de las oleaginosas. Inversión prevista para esta planta 60 MMUSD, adicionales a los 60
MUSD de la planta de etanol ya prevista en el escenario A.
14 Nos referimos a una planta de conversión de fondos del tipo de Extracción Supercrítica de Aceites
Residuales (ROSE), que podría adicionalmente incluir una caldera de producción de energía eléctrica.
Estas inversiones serían de menor costo que la reconversión profunda coquificadora y podrían aumentar
la carga a la unidad de cracking catalítico, aumentando principalmente la producción de gasolinas y LPG
y utilizar los aceites como carga para una nueva planta de tipo MHC para incrementar la producción de
gas oil. Por otro lado los pellets de asfalto, de muy alto punto de escurrimiento, como subproducto de ésta
planta podrán sustituir el “pet coke” utilizado en las plantas de cemento portland y caleras y
adicionalmente mejorar la producción de asfalto a partir de crudos no asfaltíferos. La estimación de éstas
inversiones adicionales para un Escenario alternativo ascienden a 600 MMU$S.
69
Sector Eléctrico:
Generación hidroeléctrica
- Muy leve expansión de la generación hidráulica, en base a pequeños emprendimientos o al
refuerzo de usinas existentes.
Generación Térmica
- Expansión del parque generador a partir de GN en base a Ciclos Combinados.
- GO/GN: entran dos turbinas de 180 MW en 2014 y en el 2015 se combinan y se cierra el
ciclo (500 MW a GN).
- En el 2018 se incorpora Ciclo Combinado a GN de 180 MW
- En el 2023 se incorpora Ciclo Combinado a GN de 180 MW
- En el 2027 se incorpora Ciclo Combinado a GN de 180 MW
Eólica y Solar
- Se incorporan 1.500 MW hasta el 2023 y 300 más hasta el 2030.
- Se incorporan 200 MW de energía solar fotovoltaica.
Biomasa
- Se incorporan 180 MW a partir de residuos foresto-industriales al 2020 y 25 MW a partir
de Residuos Sólidos Urbanos bajo modalidad no sujeta a despacho.
Intercambios regionales
- Igual que en el escenario “A”, se modela sistema cerrado, en el entendido de que los
intercambios regionales son en situaciones de contingencia y por situaciones favorables de
precios.
- Se supone la salida de la Sala B de Central Batlle en el 2015 y de la 5ª y la 6ª en el 2020.
3.2.2.4 Proyectos y Necesidades de inversión
Características generales
La metodología a ser utilizada es coincidente con la planteada en el Escenario A.
3.2.2.4.1 Inversiones en el Sector Hidrocarburos y Biocombustibles
Refinería
Se mantienen las estimaciones para el Escenario A de 30 MUSD entre el 2013 y 2019 la inversión necesaria para aumentar la capacidad de refinación desde los actuales 46.000
70
Bbl/día efectivos a 60.000 Bbl/día. Sin considerar la posible instalación de la planta de cogeneración de 25 MW. Como ya se mencionó, se descarta en este Escenario B la realización de un proyecto de conversión profunda en que se introdujese una planta del tipo “coquificadora”, cuya inversión superaría los 1500 MMU$S.
Planta de regasificación y obras para revertir flujo gasoducto
Se mantienen las inversiones previstas para el Escenario A implicando el pago por 20 años de un canon que inicialmente será de aproximadamente 14 MUSD/mes y luego el año 15, disminuye a valores del entorno de 8 MUSD/mes, sin obras adicionales necesarias para un Escenario Alternativo que prevea una mayor demanda energética, por contarse con capacidad disponible. Adicionalmente se evaluó que una vez determinada la localización de la regasificación en Punta Sayago, mover la regasificación a la localización en un Puerto de Aguas Profundas resulta una inversión poco justificable.
Se mantiene el monto de inversiones restantes a realizar por Gas Sayago previstas para el Escenario A: cañerías de conexión a gasoducto, eventual inversión de flujo para bombeo de GN a Buenos Aires, apertura y mantenimiento de dragado y otras inversiones serán de unos 150 MUSD, según diferentes estimaciones, entre 2013 -2015.
Red de gas
En este escenario no se modifican las hipótesis de mayor desarrollo de cobertura geográfica de la red de gas, sin embargo la mayor penetración y demanda de sectores específicos demandarán un incremento del 30% aproximadamente de las inversiones totales previstas, totalizando una inversión estimada en 65 MMUSD.
Logística portuaria de hidrocarburos crudos y refinados
Como base, se mantendrían las inversiones estimadas para el Escenario A que ascienden a 230 MMUSD. Además, como se mencionó antes en este Escenario se analizó la posibilidad de mover la descarga de crudo de José Ignacio al Puerto de Aguas Profundas. A priori resultó que los beneficios económicos de ésta modificación no serían muy significativos y las inversiones variarían entre 150 y 300 MMUSD. De todas formas, se entiende que esto se realizará, por consideraciones de seguridad de suministro, de menor riesgo de accidentes y de ordenamiento territorial. Adicionalmente, como se mencionó, en este Escenario se incluye la construcción de un Muelle multipropósito en Planta de Paysandú, para la carga/descarga de hidrocarburos, alcohol, cemento y carbón y un, Poliducto a Juan Lacaze, en sustitución del ANCAP IX que está llegando al final de su vida útil, con la ventaja de poder alimentar desde allí, con barcazas, los puertos fluviales hasta Paysandú. La inversión estimada para estas obras asciende a 140 MMUSD.
Exploración Off Shore
Se mantienen las condiciones previstas para el Escenario A y en este escenario se supone que antes del 2030 tampoco habrá explotación de yacimientos de hidrocarburos en el país (aunque
71
si las exploraciones tienen éxito, se puede prever el comienzo de la explotación incluso tan temprano como 2022).
Exploración On Shore En el Escenario B se mantienen las hipótesis de desarrollo previstas para el Escenario A, con una inversión de aproximadamente 15 MUSD para la exploración “on shore” desarrollada por terceros y la ejecución de pozos estratigráficos por parte de ANCAP en la zona norte del país, con una inversión del orden de 150 mil USD/año.
3.2.2.5 Abastecimiento de gas natural y balance
Exportaciones/Importaciones de derivados de petróleo
En el cuadro siguiente se muestra la demanda proyectada de gas natural en el escenario
Alternativo, desagregado entre su uso para generación eléctrica y su utilización en otros
sectores (residencial, comercial y servicios, industrial, transporte, etc.), en función de las
hipótesis establecidas para este escenario.
Esc. B: Demanda de gas natural para generación eléctrica y otros usos (en MM
m3/día)
2011 2020 2030
Generación
eléctrica
0 2.0 5.5
Otros 0.33 1.0 2.0
Total 0.33 3.0 7.5
En que refiere al balance entre importaciones y exportaciones de derivados, los cuadros
siguientes muestran una tendencia creciente en las exportaciones de Fuel Oil, así como un
importante crecimiento de las importaciones de Gas Oil, principalmente sobre el fin del
período. Asimismo, se puede observar una tendencia creciente en las importaciones de GLP.
Por su parte la nafta permanece superavitaria hasta el 2025, volviéndose deficitaria en los
últimos cinco años.
72
Escenario Normativo Estratégico – Importación de derivados (ktep)
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Fuel Oil 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Gas Fuel 0,6 1,6 2,6 3,6 4,7 5,8 7,0 8,1 9,3 0,0 0,0 0,0 0,0 1,4 2,7 4,2 5,6 7,1 8,6 10,2
Gas Oil 143,0 196,3 222,7 227,9 294,8 126,3 159,4 189,1 222,4 0,0 19,8 50,1 103,1 160,8 220,5 260,1 330,9 402,6 478,9 513,9
Gas Propano 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,7 1,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,7 1,6 2,6 3,6 4,6 5,7 6,7
Kerosene 0,9 1,0 1,1 1,1 1,2 1,4 1,6 1,8 1,9 0,0 0,0 0,3 0,6 1,0 1,3 1,6 2,0 2,3 2,6 2,9
Nafta 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,7 34,2 65,9 97,9 130,3
Non Energetico 20,4 22,5 24,6 26,6 28,5 30,7 32,8 34,8 36,8 16,5 16,4 18,7 21,0 23,2 25,3 28,0 30,5 33,0 35,5 37,8
Otros energeticos 0,5 1,4 2,3 3,2 4,1 5,1 6,1 7,1 8,1 0,0 0,0 0,0 0,0 1,2 2,4 3,6 4,9 6,2 7,5 8,9
Supergas 7,8 10,2 12,7 15,0 17,3 21,1 24,9 28,7 32,5 4,9 8,3 15,3 22,3 29,5 36,6 44,0 51,4 58,9 66,5 74,1
Turbocombustible 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Total 173,1 233,0 265,9 277,5 350,6 190,4 231,8 270,2 312,4 21,3 44,5 84,3 147,0 217,6 290,4 346,7 463,1 580,6 703,1 784,7
Escenario Normativo Estratégico – Exportación de derivados (ktep)
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Fuel Oil 109,6 97,5 96,3 114,8 186,1 367,1 357,3 356,9 346,4 532,8 547,2 542,7 538,6 535,0 531,9 523,9 516,0 508,3 500,8 493,5
Gas Fuel 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,4 2,6 1,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Gas Oil 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Gas Propano 2,4 2,2 1,7 1,4 1,3 0,6 0,0 0,0 0,0 2,2 1,8 1,0 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Kerosene 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Nafta 143,8 129,5 118,9 101,2 83,3 63,4 43,3 23,1 2,6 137,9 130,3 105,2 79,9 54,3 28,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Non Energetico 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Otros energeticos 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,1 2,2 1,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Supergas 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Turbocombustible 68,3 68,3 68,2 68,1 68,0 67,9 67,8 67,8 67,7 90,7 93,2 93,1 93,0 92,9 92,8 92,7 92,6 92,5 92,3 92,2
Total 324,2 297,4 285,1 285,4 338,6 499,0 468,5 447,7 416,7 768,3 777,4 744,3 711,5 682,2 653,2 616,6 608,6 600,8 593,2 585,7 En este escenario también aparecen como problema los excedentes de fuel oil, pero además, al aumentar la actividad económica, reaparecen las necesidades de importar gasoil a partir del 2022.
3.2.2.6 Inversiones en el Sector Eléctrico
Generación
Parques eólicos: Los 1.800 MW previstos para ingresar al sistema en el período 2013–
2030 implicarán inversiones del orden de los 4.000 millones de USD.
Centrales biomasa: Los 200 MW que se prevé que en este escenario ingresen al
sistema en el período 2013–2030 implicarán inversiones del orden de los 700 millones
de USD, los 25 MW instalados adicionales de RSU involucran unos 100 millones de
dólares adicionales.
Centrales solares: Los 200 MW previstos en este escenario para ingresar al sistema en
el período 2013–2030 implicarán inversiones del orden de los 700 millones de USD. En
73
los últimos años esta tecnología ha experimentando reducciones drásticas en sus
costos, lo que hace difícil pronosticar su evolución a largo plazo. Es probable que de
continuar la tendencia con la misma pendiente esta estimación esté un tanto
sobrevaluada.
Ciclos Combinados:
Para el Ciclo Combinado de 500 MW, cuya entrada operación se prevé para el año
2015, se estima una inversión de 550 Millones de USD.
Para los tres Ciclos Combinados de 180 MW, cuya entrada operación se prevé para
los años 2018, 2023 y 2027 respectivamente, se estima una inversión total del
orden de los 510 Millones de USD.
Para la conversión a gas natural de la Central térmica de Respaldo (CTR) en el 2017 se estima
una inversión de 15 millones de USD.
Las inversiones en generación para todo el período alcanzarían aproximadamente los 6.475
millones de USD.
Trasmisión
Para atender al crecimiento de la demanda de energía va a ser necesario no sólo
incrementar la capacidad del parque de generación sino también reforzar y
ampliar las redes de trasmisión. En particular será de vital importancia para
posibilitar la generación eólica en gran escala poder pasar de una red radial a una
anillada, uniendo en 150 kV Rivera con Artigas, y en 500 kV
Salto/Tacuarembó/Melo. Entre las inversiones generales de trasmisión están
aquellas destinadas a obras, mejoras y mantenimientos de la red, entre las que se
encuentran el telecontrol, transformadores y equipos de media y alta tensión, y
renovación y expansión del sistema de protecciones. El total de las inversiones
previstas para el período se estima rondará en el entorno de los 1.800 Millones de
USD.
Distribución y Comercial
Como en el escenario A, las redes de distribución requieren adecuarse a las
necesidades, por lo que presentan un continuo de inversiones que se expresa en
miles de pequeños proyectos. Para este período se han considerado las
inversiones necesarias para mantener el servicio en niveles de calidad acordes con
las normas más exigentes, e incorporando tecnología de “smart grids”. Como
proyecto de particular relevancia se mantiene el de la unificación de los niveles de
tensión de 30kV y 6kV en un único nivel de 22kV, lo que permitirá abaratar los
costos de suministro. El total de las inversiones previstas para el período se estima
rondará en el entorno de los 6.100 Millones de USD.
Sumando todos los segmentos de la cadena eléctrica el total de inversiones previstas para el
período 2013-2030 estaría en el entorno de los 14.475 millones de USD.
74
3.2.3 Costos de generación
Se parte de los supuestos de costos manejados actualmente por las autoridades del Sector:
- 15 USD/ MMBTU asociados a la compra de GNL, transporte hasta generación y otros
costos.
- 170 Millones de USD anuales asociados al canon de regasificación y costos de dragado.
- Los contratos de compra de energía eólica ya adjudicados tienen valores fijados (por
ejemplo, el último en 63 USD/MWh) y se ha tomado 90 USD/MWh para los futuros.
Con las proyecciones de consumo previstas, y tomando estos supuestos, el costo medio de
largo plazo de generación se ubicaría en un entorno en promedio comprendido entre los 87 y
los 118 USD/MWh dependiendo de la disponibilidad hídrica y con un precio del petróleo
proyectado en 110 USD/bbl. Para un escenario hídrico promedio y el precio del petróleo
referido anteriormente, se constata en los años 2014 y 2015 una elevación en los costos
medios, debido a que el aumento de demanda deberá ser compensado con una mayor
generación térmica (gas oil y fuel oil). Posteriormente, a medida que se va incorporando un
importante bloque de generación eólica se observa una reducción del costo medio. Ya a partir
del segundo lustro de la década próxima, comienza a advertirse una tendencia creciente de los
costos medios, producto de que el proyectado aumento de demanda requerirá de una mayor
proporción de generación térmica (principalmente CC con GNL). En relación al escenario A, el
escenario B (cuya proyección de crecimiento de la demanda es mayor que en el A), presenta
una mayor dispersión entre régimen de alta y de baja disponibilidad hídrica y valores absolutos
de los costos consistentemente superiores a los proyectados para el escenario A.
En este escenario los resultados de los modelos reflejan que el incremento en el Costo de
Abastecimiento de la Demanda se produce a una tasa anual proyectada comprendida entre
6,4% y 7% dependiendo de la disponibilidad hídrica, mientras que la economía se proyecta a
una tasa de crecimiento del 5,28% y la electricidad lo hace a una tasa del 4,89%. Bajo los
supuestos que plantea este escenario, esto se explica por la menor participación de la
generación hidráulica en el total.
Es interesante subrayar que la relación entre el crecimiento económico y el crecimiento de la
demanda de energía eléctrica para ambos escenarios mantienen prácticamente una misma
relación, esto es debido a que se compensan los efectos de un mayor consumo específico de la
mega minería con la baja intensidad energética de los servicios de alto valor agregado.
75
Costo de Abastecimeinto de la Demanda proyectado en MUSD
constantes (2012). Escenario B.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
Promedio
Seco
Húmedo
Costo Medio proyectado en USD/MWh
Escenario B
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
Promedio
Seco
Húmedo
3.2.3.1 Sensibilidad al precio del GNL
Para estudiar la sensibilidad del sistema al costo del GNL, se comparó el Costo de
Abastecimiento de la Demanda (CAD) que se obtuvo para el precio del GNL que deriva de las
suposiciones oficiales (con las precisiones hechas más arriba respecto de la referencia al PCS y
PCI), con el calculado para un valor de 17 USD/MMBTU en base a un gas natural con un PCS de
9.300 Kcal/m3.
76
En este contexto, el incremento esperado en términos medios del CAD será de 3,7% promedio
en el período 2014-2030. Sin embargo se debe destacar que este incremento del CAD
calculado anteriormente se expresa en un promedio durante todo el período y el incremento
llega a valores cercanos al 6% al final del período cuando la participación del GN en la
generación alcanza sus valores más elevados.
3.2.4 Escenario B: Consumo final de energía eléctrica por fuentes
y matriz de generación
Matriz de consumo final de EE x fuentes (S.I.N. + Autoproductores)
Si al igual que lo realizado para el escenario de Referencia (A), abrimos el ítem correspondiente
a electricidad, como resultado de la aplicación de las premisas definidas para este escenario en
lo relativo a la oferta, obtenemos una representación de la matriz de consumo final de energía
eléctrica por fuentes (S.I.N. + Autoproductores). En dicha tabla se destaca claramente el
importante crecimiento de las fuentes eólica + solar y el gas natural. Llegando este último a
representar al fin del período la fuente de mayor participación. Del mismo modo que para el
escenario A, en este escenario la participación del Gas Oil y el Fuel Oil en la generación
eléctrica se reduce drásticamente.
Fuentes 2011 2020 2030
Ktep % ktep % ktep %
Hidroelectricidad 565,2 59,5% 575,2 35,7% 600 26,0% Eólica+Solar 11,5 1,2% 367,8 22,8% 485,2 21,0%
Fuel Oil 155,9 16,4% 0,0 0,0% 0,0 0,9%
Gas Oil 74 7,8% 0,0 0,0% 0,0 2,1%
Gas Natural 0 0,0% 279,1 17,3% 819,3 35,5%
Residuos Biomasa + RSU
142,8 15,0% 390,7 24,2% 401,8 17,4%
Total 949,4 100,0% 1612,8 100,0% 2306,3 100,0%
De igual forma a lo hecho para el escenario A, a los efectos de calcular la matriz de insumos
para la generación eléctrica del escenario B, dividimos los valores de las diferentes fuentes (de
la tabla anterior), entre los rendimientos de conversión resultantes de la combinación entre los
diferentes equipamientos y sus fuentes.
Matriz de insumos para generación eléctrica (S.I.N. + Autoproductores)
Fuentes 2011 2020 2030
ktep % ktep % ktep %
Hidroelectricidad 628,0 41,9 639,1 22,9 666,7 15,6 Eólica+Solar 32,9 2,2 1050,9 37,6 1386,3 32,5 Fuel Oil 445,4 29,7 0,0 0,0 0,0 0,0 Gas Oil 205,6 13,7 0,0 0,0 0,0 0,0 Gas Natural 0 0,0 589,4 21,1 1682,5 39,5 Residuos Biomasa + RSU
187,9 12,5 514,1 18,4 528,7 12,4
Total 1499,7 100,0 2793,5 100,0 4264,2 100,0
77
3.2.5 Escenario B: Proyecciones de emisiones
Emisiones de gases de efecto invernadero asociados a las infraestructuras de energía en el
Escenario B
EMISIONES DE GEI del Escenario B
(miles tons. CO2 eq.)
0,0
2000,0
4000,0
6000,0
8000,0
10000,0
12000,0
2008 2010 2015 2020 2025 2030
Sectores demanda final
Sectores demanda final
En el escenario B, las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) muestran para el período
de análisis un descenso cercano al año 2015, relacionado a la introducción de las ERNC y el uso
de GNL para la producción de energía eléctrica. Dada la mayor dinámica económica de este
modelo, al final el período, las emisiones de GEI son superiores aproximadamente en un 25%,
en relación con las emisiones de GEI en el escenario A.
3.2.6 CONCLUSIONES PARA EL ESCENARIO B
Ya en el escenario A resultaba imprescindible avanzar rápidamente, para evitar que la
infraestructura energética se transforme en un cuello de botella para el desarrollo.
Evidentemente, en este escenario, la velocidad de realización de los proyectos resulta crítica,
lo cual pone presiones importantes incluso sobre aspectos como la institucionalidad y la
gobernanza del sector, y los mecanismos de financiamiento.
78
3.2.6.1 Cuadro resumen de inversiones acumuladas (millones de USD)
Hidrocarburos 1 (Recepción, conversión y distribución)
Hidrocarburos 2 (Prospección y exploración)
Refinería 50 Ronda Uruguay 1
Regasificadora (*) 2.950 1a fase 35
Dragado y conexión 150 2a fase 400
Biocombustibles 120
Oleoducto a Puerto A.Prof. 300
Muelle multiprop. Paysandú 60
Poliducto J.Lacaze 80
Red de gas 65 Ronda Uruguay 2
Dolphin 230 1a fase 1.560
Subtotal Hidrocarburos 1 4.005 2a fase 1.500
Sector Eléctrico On shore
Eólica 4.000 1a fase 8
Biomasa 800 2a fase 15
Solar 700 ANCAP 1
Ciclo Combinado 1 550 Subtotal Hidrocarburos 2 3.519
Ciclos Combinados 2, 3 y 4 510 Cuadro Resumen Esc.B Esc.A
Conversión CTR 15 Subtotal Hidrocarburos 1 4.005 3.490
Transmisión 1.800 Subtotal Hidrocarburos 2 3.519 3.519
Distribución 6.100 Subtotal Sector Eléctrico 14.475 13.635
Subtotal Sector Eléctrico 14.475 Total Período 21.999 20.644
(*) Total de canon del contrato con GDF en moneda corriente. No se trata estrictamente de inversión sino de CAPEX+OPEX directo en este caso.
NOTA: Estas cifras son las inversiones totales, independiente de su fuente de financiamiento,
que podrá ser de origen público, privado nacional o transnacional y de organismos
multilaterales. En general, no se ha calculado un valor presente sino del total de gastos de
capital en el período.
79
3.2.6.2 Cuadro comparativo de principales magnitudes
MAGNITUD ESCENARIO A ESCENARIO B
PIB a.a. 2011-2030 3,49% 5.,8%
Aumento demanda a.a. 2011-2030 3,6% 4,81%
Principales insumos generación al 2030
Hidroelectricidad 20,7% 15,6%
GN 30,3% 39,5%
ERNC 48,8% 44,9%
CAD al 2030 1.600 MMUSD 3.400 MMUSD
Costo medio MWH al 2030 95 USD/MWh 110 USD/MWh
Sensibilidad al precio GNL 1.8%/4% (promedio/final @
2 USD/MBTU
aumento)
3.7%/6% (promedio/final @
2 USD/MBTU
aumento)
Inversiones totales: 20.644 MUSD 21.999 MUSD
Sector Refinación y combustibles 3.490 MUSD 4.005 MUSD
Sector Electricidad 13.635 MUSD 14.475 MUSD
Sector Exploración 3.519 MUSD 3.519 MUSD
3.2.6.3 Escenario “B”: Impactos esperados
- Los impactos son similares a los del Escenario “A”, y las variaciones se producen por la
propia naturaleza de la mayor intensidad económica del Escenario “B”.
- En ese sentido, se constata aquí también la fuerte diversificación de la matriz, aumentando
la participación del gas natural y las energía renovables, una mejora en la disponibilidad de
generación eléctrica en años de baja hidraulicidad y caída en los sobrecostos de los “años
secos”, sustitución del gasoil importado por GNL, mejora de la eficiencia energética, entre
otros.
- Entre otras cosas, el mayor desarrollo de la actividad económica, redundaría en una mayor
utilización de la regasificadora.
- Este escenario presenta una mayor sensibilidad frente a la variación del precio del gas
natural en puerto de Montevideo, llegando a valores significativos de variación del CAD al
final del período ante incrementos de este precio.
80
- Desde el punto de vista ambiental, los mayores consumos energéticos son un mayor
desafío en este escenario, pese a las medidas que mitiguen la emisión de gases de efecto
invernadero al introducir las ERNC y mejorar la eficiencia energética.
- Las necesidades de inversión aumentan en este segundo escenario, pero no lo hacen en
una proporción significativa, si tomamos en cuenta el crecimiento de la economía. Esto se
puede deber a que en el escenario “A” hay obras a realizar para superar restricciones del
presente, cuyas holguras permiten luego crecimientos adicionales. Contribuye a esto el
problema de escala del Uruguay, que obliga a realizar algunos proyectos de cierto porte,
que no se pueden modular de acuerdo a nuestras necesidades.
En conclusión, en este segundo escenario el país está inmerso en un fuerte desarrollo
socioeconómico, y el mismo requiere de fuertes inversiones y obras en el sector energético.
No obstante, buena parte de los proyectos necesarios para el escenario “A” serán
aprovechados para el escenario “B” sin grandes inversiones adicionales, lo cual refuerza el
carácter estratégico de los mismos como habilitadores del desarrollo y la competitividad.
Finalmente, se insiste sobre dos aspectos que parecen claves, que son la necesidad de manejar
inversiones importantes en un marco institucional adecuado, sin sobrecargar las cuentas
fiscales, en primer término, y la necesidad de sostener una estrategia energética de largo
plazo, más allá de los avatares que vendrán, como segunda gran conclusión.
81
4 ANEXO. Evolución de los mercados de hidrocarburos
4.1 Escenario Probable en los mercados del Petróleo
Como se detallara anteriormente se espera que el petróleo sea el combustible de menor crecimiento proyectado a nivel de demanda en los próximos 20 años.
Luego de los valores extremos observados previo a la crisis de precios del petróleo de los años 70s, la participación del petróleo en la matriz global de energía primaria se ha visto reducida de un 48% en 1973 a un 33% en 2011 y las proyecciones al 2030 marcan que ese porcentaje se reducirá al entorno del 28%.
Las reservas no convencionales de petróleo representarán en el futuro el abastecimiento de aproximadamente el 50% del total del aumento de demanda de petróleo proyectada al 2030, llegando a un total proyectado del 9% de la demanda total con valores próximos a los 7,5 Mb/d. Norte América dominará la extracción y suministro global de este tipo de hidrocarburo, modificando los balances a que se observarán a futuro respecto a importación y exportación de petróleo. Los modelos de prospectiva que presenta el BP World Energy Outlook asumen que ante el menor incremento porcentual de la demanda de petróleo y la incidencia de las reservas no convencionales, la estrategia seguida por la OPEC probablemente será contener la producción con una disciplina de cuotas de producción a pesar de existir capacidad ociosa, si no se diera este escenario podrían existir aumentos de inventario que resultarían poco sustentables en el mediano plazo. Aunque se establece que existe una alta incertidumbre respecto al comportamiento a futuro que adoptará la OPEC en los nuevos escenarios de demanda global. Las respuestas del mercado a los altos precios del petróleo en la demanda de aquellos sectores menos elásticos como el transporte se han dado a través de mejoras en eficiencia. Sin
82
embargo las proyecciones de largo plazo prevén una lenta pero constante incorporación de fuentes alternativas al petróleo en el transporte.
Asimismo ha contribuido positivamente en las mejoras tecnológicas destinadas a la eficiencia energética en el transporte las políticas destinadas a la reducción de emisiones de GEI. Es de esperar con una alta probabilidad en un escenario de precios crecientes del petróleo una mayor penetración de tecnologías de alta eficiencia, éste es el caso de los vehículos híbridos en el parque automotor de uso particular. A nivel de sustitución de fuentes en el sector transporte, se observan como alternativas altamente probables una creciente incorporación de biocombustibles en vehículos particulares y de transporte pesado y público, así como una penetración gradual del gas natural y el transporte eléctrico en las flotas de transporte público. Existe controversia respecto al grado de desarrollo a nivel de mercado y la penetración que podrán tener los vehículos eléctricos de uso particular en los próximos años, aunque los aspectos tecnológicos que preocupaban están mayormente resueltos, las alternativas de vehículos híbridos han tenido mayor aceptación por parte de los consumidores y esa tendencia es la que se refleja en las proyecciones globales para el sector con un horizonte a 20 años. Sin embargo se debe prestar especial atención a los avances a nivel de la incorporación de los vehículos eléctricos a sistemas de redes de suministro eléctrico inteligentes (“smart grids”15).
Respecto a la capacidad de refinación global, la incidencia que tendrá la incorporación de biocombustibles y del GNL en la matriz global, incidirá fuertemente en las necesidades de incorporación de capacidad futura.
15 Smart Grids: Las “Smart Grids” o redes eléctricas inteligentes, son de forma resumida, vínculos bidireccionales de energía y datos
que permiten a los prestadores del servicio eléctrico y a los consumidores establecer instrumentos destinados a la gestión de la
demanda para una gestión eficiente de la infraestructura de generación, transmisión y distribución.
83
4.2 Escenario Probable en los mercados del Gas Natural
El Gas Natural se posiciona como uno de las fuentes primarias fundamentales para la generación de energía eléctrica dados los altos rendimientos de los ciclos combinados de generación y la alta flexibilidad de gestión de la capacidad instalada de generación. El nuevo escenario de abastecimiento de Gas Natural integra al GNL como tecnología de almacenamiento y transporte que permite los intercambios regionales del energético a futuro y la incorporación de las reservas no convencionales de éste hidrocarburo al mapa mundial.
El Shale Gas se espera que crezca a una tasa del 7% anual hasta 2030 alcanzando los 74 Bcf/d. Esta explotación se proyecta fundamentalmente concentrada en Norte América en los próximos años y posteriormente a partir de 2020 un fuerte crecimiento en otras regiones. El suministro de gas a la matriz global por parte de los países No OECD se proyecta al 2030 en un 67%, con una alta incidencia de LAC en este escenario global.
La demanda proyectada de los países no OECD es superior, siendo esta tasa del 2,8% anual respecto a un 1% proyectado para los países OECD. El gas reemplazará fuertemente al carbón en los países OECD en la generación eléctrica.
84
Según el último reporte de la AIE se continuarán observando divergencias en los precios del gas natural en los mercados regionales en el corto y mediano plazo. Esta divergencia actualmente se encuentra en un factor de 3 el precio observado en Europa y de 5 en Asia respecto al precio del gas en América del Norte. Existe un factor geopolítico relevante al respecto que incidirá en el comportamiento de los precios a futuro. La decisión de integración de los mercados aislados o poco interconectados que se perfilan como futuros productores de shale gas con los circuitos de intercambio global de GNL condicionaría una futura convergencia a un precio global del energético. Sin embargo una decisión geopolítica de mantener los sistemas de producción y suministro aislados asegurando una mayor estabilidad de precios y las condiciones de suministro local reduciendo el desbalance comercial por importaciones de energía tendería a mantener las divergencias en los precios regionales.
El comercio de gas continuará aumentando a una tasa estimada del 3,7% anual, siendo Europa el mayor importador. El GNL contribuirá en el comercio internacional de gas creciendo la producción de GNL a una tasa estimada del 4,3% anual, representando un 15,5% del consumo global de gas natural al 2030.
85
La capacidad instalada de plantas de regasificación se estima aumentará aproximadamente un 50% al 2020.
4.3 Escenario Probable en los mercados del Carbón
El carbón se mantendrá en la matriz global aunque su participación se verá disminuida gradualmente a partir de 2020. La demanda y oferta de carbón está fuertemente condicionada por la disponibilidad y aprovechamiento de un recurso interno a cada país o región, siendo su uso principal la generación de energía eléctrica.
4.4 Escenario probable para las Energías no fósiles
Las energías renovables liderarán el crecimiento porcentual de las energías no fósiles en los
países de la OECD en los próximos años a una tasa de crecimiento estimada del 6,7% anual,
mientras que la energía nuclear se mantendrá sin incorporación de capacidad adicional
relevante luego del incidente de Fukushima. La energía nuclear se mantendrá presente en los
programas de expansión en países no OECD como China, India y Rusia. El terremoto y
accidente en la planta nuclear Fukushima en Japón de marzo de 2011 abrió una serie de
interrogantes en cuanto al futuro de la energía nuclear y su participación en la oferta mundial
de energía. Se sucedió en el mundo una revisión inmediata de los dispositivos de seguridad de
las centrales nucleares, aunque no hubo una direccionalidad única en las disposiciones
adoptadas por los países. El poco tiempo transcurrido desde el accidente de Fukushima y el
posicionamiento de los países miembros de la Agencia Internacional de Energía Atómica dan
señales respecto al futuro de la oferta eléctrica de origen nuclear.
86
Las incorporaciones de energías renovables incluirán eólica, solar y biocombustibles como fuentes primarias, pero el gran reto observado para la mayor penetración futura de estas fuentes está asociado a la reducción de costos a nivel de las tecnologías que permitan gradualmente el levantamiento de los regímenes de subsidios que permitieron originalmente en muchos de los países OECD a altas tasas de crecimiento la incorporación de capacidad en generación eléctrica a partir de energía eólica, solar y biomasa durante la última década. En este sentido el debilitamiento observado en los acuerdos sobre Cambio Climático y las crisis financieras en muchos países de Europa han tenido un fuerte impacto. Es posible asegurar que esta tendencia decreciente de los precios a nivel de tecnologías permite el ingreso sin subsidios de la generación eólica y posiblemente la energía solar fotovoltaica en países con una matriz de generación altamente integrada por combustibles fósiles importados y esa tendencia se acentuará aún más.
4.5 Escenario probable para la Energía Eléctrica
La energía eléctrica continuará su expansión a nivel de todos los sectores de consumo como resultado del reordenamiento económico a nivel global, con economías que están transitando un fuerte proceso de industrialización y urbanización de su población. El consumo global de energía eléctrica será en 2030 en el entorno de un 60% superior al consumo observado en 2011, creciendo a una tasa anual proyectada del 2,5%. El mayor crecimiento porcentual en la demanda de energía eléctrica lo da el sector comercial, servicios y residencial.
A lo largo del tiempo se han observado cambios en el mix de generación motivados por los precios relativos de los combustibles, desarrollo tecnológico y políticas. En el escenario futuro se observa un rol fundamental del gas natural como fuente de alta eficiencia para la generación. Se mantiene la importante incidencia del carbón en las economías no OECD, reduciéndose la participación porcentual en los países OECD y una reducción en la utilización de petróleo y derivados en generación de electricidad. El rol de las renovables resulta fundamental en este sentido contribuyendo en el escenario futuro a un mix de generación global proyectado con una alta incidencia de energías primarias no fósiles para la generación eléctrica. Una interrogante a futuro es la potencialidad existente en el desarrollo masivo de las redes eléctricas inteligentes. Este desarrollo permitiría un alto aprovechamiento de la infraestructura eléctrica a través de la incorporación de micro generación a nivel de consumidores finales, los aportes de excedentes a la red y consumo según regímenes tarifarios escalonados acompañando la curva de demanda horaria, los flujos de información entre la oferta y la demanda que permitan la gestión de la demanda a partir de acciones directas de los consumidores. Sin embargo existen importantes barreras a ser derribadas para la aplicación
87
masiva de estos instrumentos, que no están asociadas estrictamente a aspectos tecnológicos, sino que fundamentalmente refieren a la capacidad que posee la infraestructura existente de los sistemas de distribución en operación y las inversiones requeridas, los cambios a nivel regulatorios necesarios, madurez a nivel de intercambios comerciales y acceso a la información por parte de los consumidores.
88
5 ANEXO Emisiones de gases de efecto invernadero asociados a las
infraestructuras de energía:
5.1 Introducción
El crecimiento económico asociado al aumento de la producción y el consumo es visto en
general como un componente indispensable en los procesos de desarrollo económico. Sin
embargo, es imprescindible asegurar que dicho crecimiento esté basado en la sustentabilidad,
tanto a nivel local como a nivel global.
Uno de los temas centrales que han movilizado a las Naciones del mundo y de directa relación
con el desarrollo es el reconocimiento de la existencia del cambio climático como un
fenómeno global, causado por las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) con el
consecuente aumento de la temperatura del planeta, que a la vez repercute de forma
diferencial en las distintas comunidades.
El Convenio Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), adoptado en
el año 1992 y ratificado en 1994, estableció un marco legal internacional para tratar el cambio
climático global. Los firmantes de la Convención acordaron estabilizar las concentraciones de
los Gases de Efecto Invernadero en la atmósfera del planeta mediante el retorno al nivel de
emisiones de 1990.
En ese contexto global, Uruguay como país firmante de la Convención Marco de las Naciones
Unidas sobre Cambio climático adquiere compromisos y a la vez desarrolla políticas que
buscan atender la adaptación del país a tales efectos, las mismas muchas veces también son
una oportunidad para la mitigación de las emisiones, como es el caso de la generación de
energía a partir de fuentes renovables.
En la 3ª Conferencia de las Partes (COP 3), realizada en Kyoto – Japón en 1997, se adoptó el
Protocolo de Kyoto, que compromete a los países industrializados (definidos como países del
Anexo 1 en el Protocolo), a lograr objetivos de obligatoriedad legal en la reducción de los GEI
durante el período comprendido entre los años 2008 y 2012. Estos compromisos establecen
una disminución promedio del 5% por debajo del nivel de emisiones para 1990.
En la mayoría de los países del Anexo 1, las emisiones de los GEI son producidas por empresas
privadas e individuos. Por lo tanto, cada país regulara a los grandes emisores para lograr
reducirlas. El Protocolo de Kyoto permite una variedad de medidas para lograr las reducciones
de los GEI a través de tres “Mecanismos de Flexibilidad” especiales: el Mecanismo de
Desarrollo Limpio, la Implementación Conjunta y el Comercio Internacional de Emisiones. Este
Protocolo vencía en el año 2012 y su renegociación fue un proceso difícil al que solo se pudo
arribar en el último momento y con menores aspiraciones a las que se tenían en el inicio del
proceso.
La brecha entre las reducciones prometidas por los países y las reducciones necesarias para
mitigar el cambio climático se ha profundizado, y la búsqueda de un acuerdo global de carácter
89
vinculante, que surja de un proceso más extendido de negociación, expresa la aceptación
generalizada de que es preciso que haya esfuerzos coordinados de los países y se establezcan
metas acordadas y vinculantes. Este rumbo implica descartar -por inhábil- el proceso de
promesas y revisión, que se había instaurado en Copenhague en 2009, como mecanismo para
el reemplazo de los acuerdos vinculantes, cuyo epilogo fuera el Protocolo de Kioto.
El conjunto de acuerdos alcanzados en Durban viene a cerrar así un ciclo que se extiende
desde 2007, desde la reunión realizada en Bali. Un ciclo que incluyó retrocesos, frustraciones y
quiebres, y que estuvo caracterizado por el intento de alcanzar acuerdos sustantivos, sin la
preexistencia de consensos básicos para hacerlos realidad.
En Doha se llega finalmente a un acuerdo de mínimos, conocido como Puerta Climática de
Doha, y que prorroga hasta 2020 el periodo de compromiso del Protocolo de Kyoto, que
expiraba ese año 2012. Esta prórroga tiene obligaciones para muy pocos países (Unión
Europea, Australia, Noruega y Croacia) y del que se caen Rusia, Japón y Canadá.
Se marca como objetivo un pacto mundial para 2015, que debe incluir a Estados Unidos, China.
Rusia e India.
5.2 Uruguay: Inventario Nacional de GEI
Uruguay presentó en el año 2010 su Tercera Comunicación Nacional a la Conferencia de las
Partes en la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático.
En la misma se incluye el Inventario Nacional (2004) de Gases de Efecto Invernadero que
contiene la estimación de las emisiones netas de los siguientes gases de efecto invernadero
directos: anhídrido carbónico (CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O), hidrofluorocarbonos
(HFC), perfluorocarbonos (PFC) y hexafluoruro de azufre (SF6). Asimismo, se incluye la
estimación de las emisiones de gases de efecto invernadero indirectos (precursores de ozono)
como ser: óxidos de nitrógeno (NOx), dióxido de azufre (SO2), monóxido de carbono (CO) y
Compuestos Orgánicos Volátiles Distintos del Metano (COVDM).
En el año 2004, las emisiones de dióxido de carbono provenientes mayormente de las
actividades del sector Energía, fueron de 5.123 kton, representando el 94% del total de
emisiones de dicho gas. El sector Procesos Industriales representó tan sólo el 6 %de las
emisiones totales de dicho gas. En contrapartida, el sector Cambio en el Uso de la Tierra y
Silvicultura (CUTS) capturó 10.349 kton de CO2, cifra que duplica aproximadamente las
emisiones de dicho gas. Como resultado neto, se obtuvo una remoción de CO2 de 4.909 kton.
Las emisiones de metano expresadas en unidades másicas ocupan el segundo lugar en
Uruguay, luego de las emisiones de CO2. Estas emisiones cobran relevancia en lo que respecta
al efecto invernadero, dado que el CH4 tiene un potencial de calentamiento global a 100 años,
21 veces superior al CO2. En el año 2004 las emisiones de metano fueron 887kton. Las
principales fuentes de emisiones de este gas son las actividades agropecuarias, que en 2004
alcanzaron en Uruguay casi el 92,6% del total de dichas emisiones. Por su parte, el sector
Desperdicios, contribuyó con el 7,3%, mientras que el sector Energía generó tan sólo un 0,2%
de las emisiones.
90
Las emisiones de óxido nitroso se generan casi en su totalidad en el sector Agricultura,
particularmente en los suelos agropecuarios donde se acumula la excreta de los animales de
pastoreo, se producen emisiones directas e indirectas de los fertilizantes sintéticos y cultivos, y
donde se generan los lixiviados de las fuentes previamente mencionadas.
Las emisiones de óxido nitroso son significativamente inferiores a las de dióxido de carbono y
metano. No obstante, el potencial de calentamiento global de este gas es 310 veces superior al
CO2 y por tanto sus emisiones cobran relevancia en la contribución nacional al efecto
invernadero. En el año 2004, las emisiones de óxido nitroso del sector Agricultura de Uruguay
fueron de 38,9 kton lo que representa el 99,1% del total nacional.
Las emisiones de óxido de nitrógeno se generaron principalmente en el sector energía que
alcanzó el 98,3% del total.
Las emisiones de monóxido de carbono se produjeron principalmente en el sector Energía
(97,6%). Un amplio porcentaje de las mismas responde a la quema de leña en los hogares
urbanos y rurales (48,7%) seguido por la quema de combustibles fósiles por el transporte
carretero (46,0%). Las emisiones de los Compuestos Orgánicos Volátiles Distintos del Metano
para el año 2004, se originaron mayormente en el sector Energía, que contribuyó con el 59,3%,
mientras que el restante 40,7% se produjo en las actividades correspondientes al sector
Procesos industriales.
5.3 Emisiones de GEI en el escenario energético A (de referencia)
En el presente análisis se evalúa la evolución de las emisiones de los GEI en el escenario de las
acciones de infraestructura a desarrollar en los próximos años en el sector energía.
Los datos se obtuvieron a partir del Modelo LEAP aplicado para la determinación de la oferta
de generación de energía a desarrollar.
EMISIONES DE GEI TOTALES DE LA DEMANDA Y POR LAS INDUSTRIAS GENERADORAS
EN TONELADAS DE CO2 EQ.
0,0
1000,0
2000,0
3000,0
4000,0
5000,0
6000,0
7000,0
8000,0
9000,0
2008 2010 2015 2020 2025 2030
Sectores demanda final
Industrias de la Energía
91
Partimos de una línea base estimada en el año 2008 de emisiones de gases de efecto
invernadero de 7.256,7 miles de ton. CO2 eq. y se estima que en el escenario 2030 se
alcanzaría un total de 10.702,2 miles de ton. CO2 eq.
Esto evidencia un escenario de aumento permanente de las emisiones de GEI del sector
energía del país, consistente con las estimaciones de crecimiento y aumento de la demanda.
Sin embargo si se analiza en forma diferencial las emisiones generadas por la demanda de
energía en general, en relación a las emisiones generadas por las industrias productoras de
energía se observa, que éstas últimas presentan un fuerte decrecimiento en el año 2015
producto de la introducción de fuentes renovables y gas natural en la matriz de generación
eléctrica.
Si se analiza cómo se distribuyen las emisiones de GEI en los distintos usos de la energía se
observa que el sector transporte ocupa el primer lugar y no es esperable que disminuya en el
escenario a 2030, muy por el contrario, en la tendencia de crecimiento del país y
mantenimiento de las pautas de consumo actual solo es esperable un crecimiento que en
términos comparativos 2008-2030 es del 2,26%. Sin embargo el sector que muestra mayor
crecimiento (entre 2008-2030) con un incremento de 3,84% es el sector agropecuario
explicable por el incremento de las actividades de agricultura de granos del período.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
2008 2010 2015 2020 2025 2030
EMISIONES DE GEI SEGÚN DIFERENTES USOS EN LA DEMANDA
Residencial
Comercial y Servicios
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Si se observa cómo se distribuyen las emisiones de gases de efecto invernadero según los
distintos gases causantes del cambio climático el escenario hacia 2030 muestra una tendencia
a que todos aumentan, pero en el caso del dióxido de carbono su tasa de aumento es aún
mayor (3,05% entre 2030 y 2008) que para el resto.
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Se observa también que se mantiene la tendencia ya diagnosticada en la Tercera
Comunicación de que el dióxido de carbono ocupa el primer lugar como emisión de GEI del
sector energía, seguido del metano.
0
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2008 2010 2015 2020 2025 2030
Emisiones de los distintos gases de efecto invernadero en los diferentes usos de la energía
DEMANDA
Dioxido de Carbono No Biogénico
Metano
Oxido Nitroso
Esto se confirma al analizar las emisiones de GEI discriminadas por fuente de generación.
En la siguiente grafica se observa que las emisiones generadas por centrales de generación de
energía eléctrica respecto a las emitidas por las refinerías de petróleo es significativamente
mayor en todo el periodo 2008-2030, con un importante quiebre de la tendencia en el año
2015 asociado a la entrada en funcionamiento de la Central de ciclo combinado y al uso de gas
natural como un recurso que si bien es un hidrocarburo, su quema genera menos emisiones
que las actuales utilizando fuel oil o gas oil.
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0
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1000
1500
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2008 2010 2015 2020 2025 2030
EMISIONES POR TIPO DE FUENTES EN MILES DE TONELADAS DE CO2 EQUIVALENTE
Autoproductores
Centrales Electricas
Refinerias de Petroleo
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
2008 2009 2010 2015 2020 2025 2030
EMISIONES POR FUENTES EN MILES DE TONELADAS DE CO2 EQ.
CTR
Sala B
Quinta
Sexta
Punta del Tigre GO
Motores
Motores Nuevos
CC Gas Oil
Maldonado
Grupos Diesel
Turbina GO
Punta del Tigre GN
CC GN
CCGV
Montes Plata
Biomasa
5.4 Conclusiones del escenario “A”
El crecimiento de la oferta de energía y del consumo de la misma en las distintas actividades asociadas al mayor desarrollo del país está asociado al incremento en las emisiones de gases de efecto invernadero, que en el caso de Uruguay, por ser un país de baja incidencia a nivel global no tiene mayor significación mundial.
En Uruguay oportunamente y particularmente en el sector energía se implementaron proyectos de MDL (mecanismos de desarrollo limpio) como forma de aprovechar uno de los mecanismos de flexibilidad establecidos por el protocolo de Kyoto para reducir las emisiones de GEI.
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Del análisis de las emisiones se confirma el escenario hacia 2030 con una tendencia a que todos los GEI aumentan, pero en el caso del dióxido de carbono la tasa de aumento es mayor (3,05% entre 2030 y 2008) que para el resto. Se observa también que se mantiene la tendencia ya diagnosticada en la Tercera Comunicación de que el dióxido de carbono ocupa el primer lugar como emisión de GEI del sector energía, seguido del metano.
En el escenario energético de referencia la inclusión de las energías renovables no
convencionales, y la introducción del gas natural para la generación de energía
eléctrica, la promoción de la eficiencia energética y el impulso a los biocombustibles
redundan en una reducción de las emisiones provenientes de la industria de la energía
en el año 2015.
Los procesos de difícil negociación de Acuerdos en el escenario pos Kyoto hacen
suponer que Uruguay difícilmente deba asumir compromisos de reducciones de sus
emisiones, si bien los compromisos de los países del Anexo I que si debían reducir sus
emisiones significaban para el Uruguay oportunidades de implementar proyectos MDL,
oportunidad que supo aprovechar el sector energía. Todo ese proceso está hoy en
cuestión y las oportunidades de cooperación y financiamiento por estas vías
seguramente se verán reducidas en el futuro aún más para los países en desarrollo.
5.5 Emisiones en el Escenario “B”
En el presente análisis se evalúa la evolución de las emisiones de los GEI en el escenario de las
acciones de infraestructura a desarrollar en los próximos años en el sector energía en el
Escenario B descripto.
Los datos se obtuvieron a partir del Modelo LEAP aplicado para la determinación de la oferta
de generación de energía a desarrollar.
EMISIONES DE GEI del Escenario B
(miles tons. CO2 eq.)
0,0
2000,0
4000,0
6000,0
8000,0
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12000,0
2008 2010 2015 2020 2025 2030
Sectores demanda final
Sectores demanda final
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Total emisiones de GEI Escenario B
(miles de tons. CO2 eq.)
0,0
2000,0
4000,0
6000,0
8000,0
10000,0
12000,0
14000,0
16000,0
2008 2010 2015 2020 2025 2030
Total emisiones GEI
5.6 Conclusiones del análisis del Escenario “B”
- Al igual que en el Escenario A, las emisiones de GEI, muestran un descenso en torno al año 2015, especialmente en las industrias de energía, para luego retomar la tendencia creciente.
- En el presente escenario (B) de mayor dinamismo económico, las emisiones de GEI muestran al final del período (año 2030) un aumento respecto al escenario A de un 25%.