¿Cuánto le sale al sector de generación y transmisión ... · tipo, una minoría de ellos...

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¿Cuánto le sale al sector de generación y transmisión Argentino reducir las emisiones de CO2?

Costos, inversiones y opciones tecnológicas.

Federico Pretzel

A cargo del Grupo de Energía del Centro de Estudios en Optimización y Simulación del ITBA.

En la COP XXI1, el año pasado, Argentina presentó su propuesta de reducción de emisiones de CO2, basada principalmente en las leyes 26190, 27191, y medidas de eficiencia energética. La organización Climate Action Tracker (CAT), encargada de evaluar estas propuestas considerando que a fines del siglo, la temperatura promedio no crezca más de dos grados sobre la de la era pre – industrial, nos la calificó como “Inadecuada”.

Para dar soporte a la mejora de la propuesta en el sector de infraestructura de generación y transmisión eléctrica (G&T),

se desarrolló un modelo que minimiza sus costos, estimando las necesidades de fondos para inversiones e importaciones de combustibles, y los cronogramas de comisión de centrales que surjan de estrategias económicamente óptimas y técnicamente factibles; Considerando la satisfacción de la demanda; las varias tecnologías de generación disponibles con sus inversiones, plazos de construcción, flexibilidad de combustibles, rendimientos, y costos de Operación y Mantenimiento; las disponibilidades de combustibles y sus paridades de exportación e importación; Y otras restricciones técnicas regulatorias y de operación y despacho.

En líneas generales el modelo demuestra que el potencial renovable argentino, posibilita la necesaria transición a una infraestructura de G&T con emisiones netas prácticamente nulas, aumentando solo moderadamente los costos de largo plazo:

� En el gráfico 1 se muestran las varias trayectorias dereducción de emisiones que se valuaron usando elmodelo, respecto de la política que se presentó el añopasado en la COP XXI (ARG15) prorrateada al sector dela G&T, que representa en torno al 10% del total de las

Gráfico 1 - Pólíticas de Emisiones Máximas de CO2

Reducción % de Emisiones de CO2 respecto de ARG15

Gráf. 3 - Aumento Anual de Costos e inversiones en el

lustro 2016-2020 - Con Dsisponibilidad de GN y CCSGráf. 4 - Emisiones Brutas, CCS, y Netas para una

reducción del 85% en Emisiones Netas de ARG15

Reducción % de Emisiones de CO2 respecto de ARG15

Gráf. 2 - Costos Unitarios de Generación y Trasm. de LP

y Promedio de CCS

0

10

20

30

40

50

60

2005 2015 2025 2035 2045 2055

Mil

l.. T

on C

O2

0

100

200

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0

1

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Ene

rgía

-T

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0

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60

2005 2015 2025 2035 2045 2055

Mil

l.. T

on

CO

2

Suficiente: consistente con crecimiento de la temperatura de menos de 2° C respecto de la era Pre - Industrial a fines del siglo XXI

ARG15 Revisión

del 2020

Intermedio: No consistente con temp.. Inferiores a los 2ºC. Requerirá esfuerzos adicionales de otros países para compensar

103

113

96

135

101

115

90

100

110

120

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140

150

0% 20% 40% 60% 80% 90%

US

D/M

wh

Con GN y CCS

Sin GN

Sin CCS

1.1

4.60

10

20

30

40

50

0

1

2

3

4

5

0% 12% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 85% 90%

Inv.

16-

20 B

ill.

USD

Aum

ento

Anu

al-B

ill.

USD Energía

Emisiones Brutas

Emisiones NetasCCS

Inadecuado: Temp.. a 3-4ºC sobre la era pre-industrial a fin del Siglo XXI.

Inversiones del lustro 2016-2020

Aumento anualizado de costos

los colores reflejan la calificación CAT a la revisión del 2020.

Se hace

referencia

en el texto

2

emisiones de nuestro país. En el gráfico 2 se ve cómo cambian los costos unitarios de Largo Plazo (CULP) cuando se implementan estas políticas de reducción de emisiones (PRE). Por ejemplo, en un escenario en que; 1) aumenta la disponibilidad local de Gas Natural (GN);

2) En el mediano plazo, se desarrollan técnicas decaptura y almacenamiento de CO2 (CCS2) en reservorios explotados, salinas, o para mejorar la recuperación de hidrocarburos; 3) y además se adopta una PRE que reduce las emisionesun 85% respecto del ARG15, elevando nuestra calificación a “Intermedia” para la revisión del 2020.

→ En el gráfico 2, se ve que los CULP solo aumentan

un 8% en dólares (de 96 a 103 USD/Mwh).

→ Y en el gráfico 3, que en los próximos años crecerían

los costos directos de G&T un 1.1 Billones3 de USD anuales, y que en este lustro se necesitarían inversiones directas adicionales por 4.6 Billones. Menos del 5% del fondo de 100 Billones puesto a disposición de países como el nuestro, para ayudar a migrar la infraestructura.

� Para esto, es vital recuperar la confianza, bajar el costodel capital y volver a instituir los mecanismos definanciación de proyectos de infraestructura como en elresto de los países emergentes normales. Si se mantienenlas tasas altísimas de los últimos10 años, suponiendo quese lograra invertir algo, los CULP serían prácticamente eldoble.

� También habría que aumentar la disponibilidad de gasnatural, por ejemplo desarrollando los yacimientos Tight,como en el escenario base donde se supone que ladisponibilidad anual crece un 4%. Extrapolando losparámetros de costos, producción y declinación de laformación Lajas, se ve que sin el desarrollo de estosyacimientos, la G&T costaría en promedio 600 millonesde USD por año más, tomando los precios del Plan Gasactuales y una reducción del capital por pozo del 30% enlos próximos 5 años. En el gráfico 2, se ve cómo cambianlos CULP sin GN en comparación con el escenario Base.

� En el mismo gráfico se muestra que la CCS disminuyedramáticamente los CULP para PRE “Intermedias” y“Suficientes” para la revisión del 2020 según el CAT. Enel gráfico 4 se muestra como evolucionarían las emisionesbrutas, netas y las necesidades de CCS al 2060, si seaplica una PRE del 85% respecto de la ARG15.En el mundo se está considerando seriamente esta opcióncomo una posibilidad efectiva de transición. Según unrelevamiento del Massachusetts Institute of Tecnology,

hoy existen un poco más de 9 Gw de proyectos de este tipo, una minoría de ellos operativos, y la mayor parte en construcción y en planificación. Después de la COP XXI este número debería crecer en los próximos años.

� Por Otro lado, en principio, es acertada la revisión porparte del gobierno actual, de la prioridad de construcciónde las grandes hidroeléctricas del sur, por sus menoresfactores de planta, las premisas de costos y lasinversiones adicionales necesarias en transmisión y enreservas para no bajar la calidad del servicio.

� Y Finalmente, además de la eólica, de un potencialenorme, habría que desarrollar las restantes, empezandopor las de mayores factores de planta como lasgeotérmicas, la Biomasa agroforestal, las centrales aresiduos sólidos urbanos, y también la nuclear; y lafotovoltaica, si se cumplen los pronósticos de caída de suscostos de inversión.

No entraron en esta versión del modelo la transmisión en alta tensión en corriente continua, cuya factibilidad técnica está siendo estudiada por la Universidad Tecnológica Nacional, y que reduciría de manera importante las inversiones; Ni el desarrollo de tecnologías de acumulación competitivas a gran escala que permitan aprovechar más el potencial eólico y solar, por ejemplo en base a Hidrógeno, tecnología en la que el ITBA llegó a un grado de avance interesante.

La COP XXI dejó claro sobre la realidad de los efectos del cambio climático, lo que falta aceptar, y gestionar, es que aunque las tecnologías ya están disponibles, la velocidad de implementación necesaria es tan alta que nos impone un desafío de transición de infraestructura sin precedentes a nivel global. La caída de los precios del petróleo no ayuda a acelerar estos procesos, y cada año que pasa y se demora esta transición, luego costará mucho más llegar a los mismos resultados. Por otro lado, además de ser una necesidad impostergable, es una fuente de crecimiento genuina, por el aumento en la inversión en infraestructura.

1- COP: Conference of the Parties, en referencia al tratado que suscribieron en 1992las Naciones Unidas en el marco de la Convención sobre el Cambio Climático. La COP XXI es la conferencia número 21 celebrada en París en el 2015.

2- CCS: Por sus siglas en Inglés. Carbon Capture and Sequestration 3- Bill. Billones Estadounidenses: Mil millones.

El anexo I incluye el Detalle analítico comparativo de las Políticas ARG15 y una Reducción del 85%, en el anexo II la estructura conceptual y en el III la descripción matemática del modelo.

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ANEXO I – Detalle Analítico de Resultados

0- Índice de Contenidos

1 - Proyecciones de Precios y Paridades de Exp. E Imp. 6 - Inversionese Importaciones

2 - Resumen de Costos x Tecnología 6.1 - Comisionamiento de Proyectos

3 - Resumen de Indicadores por Lustro 6.2 - Cronograma de Inversiones

4 - Indicadores por Tecnologías Agregadas 6.3 - Importaciones de Combustibles por Tecnología

5 - Comparativo de Indicadores por Tecnología 6.4 - Importaciones de Combustibles por Combustible

5.1 - Participación de la Potencia Instalada Efectiva

5.2 - Líneas de Transmisión 7 - Emisiones de Dióxido de Carbono

5.3 - Participación de la Energía Generada Neta 7.1 - Emisiones de Dióxido de Carbono

5.4 - Factor de Utilización 7.2 - Emisiones de Dióxido de Carbono x Unidad de Energía

5.5 - Participación del Gasto Total 7.3 - Recaudación y Subsidios

5.6 - Costo Unitario de Generación 7.4 - Recaudación y SubsidiosUnitarios por Energía

1 - Proyecciones de Precios y Paridades de Exp. E Imp.

1.1 - Precios de Comodities Internacionales(Fuente: EIA - Escenario de Referencia)

Comodity Unidad 10-14 15-15 16-20 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50

1 - Gas Natural 2013 USD / Mbtu 4.4 3.7 4.2 5.2 5.7 6.3 7.2 8.4 9.5

2 - Petróleo 2013 Usd/Barr 97.5 55.6 76.1 86.1 99.7 115.4 133.4 154.2 178.3

3 - Gas Oil 2013 USD/gall. 3.7 2.7 3.0 3.3 3.6 4.0 4.5 5.0 5.5

4 - Carbón Mineral 2013 USD / Mbtu 2.4 2.4 2.5 2.6 2.8 2.9 3.0 3.2 3.3

1.2 -Proyecciones de Paridades(En Base a la EIA - Escenario de Referencia)

Comodity Precio Unidad 16-20 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50

1 - Gas Natural PAREXP USD/Mbtu 5.8 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6

PARIMP USD/Mbtu 10.0 12.3 13.4 14.8 16.9 19.9 22.4

2 - Fuel Oil PAREXP USD/ton 389 441 510 590 682 789 912

PARIMP USD/ton 578 655 758 878 1,014 1,172 1,355

3 - Gas Oil PAREXP USD/ton 869 946 1,043 1,155 1,288 1,432 1,588

PARIMP USD/ton 1,090 1,186 1,309 1,449 1,617 1,797 1,992

4 - Carbón Minueral PAREXP USD/ton 57 61 65 67 70 74 77

PARIMP USD/ton 133 143 150 157 163 171 180

5 - Biomasa Forestal PAREXP USD/ton 78 78 78 78 78 78 78

PAREXP: Paridad de exportación PARIMP: Paridad de importación

4

2 - Resumen de Costos x Tecnología

Factor de

Utilización

Rendimien

to

Capex

Unitario

Endeudam

iento

Cto. Pond.

Del CapitalEGN 2014

- % - % 000 USD/Kw - % - % - Twh

Total 40% 9% 120

T.V. Fuel Oil 85% 40% 1,180 40% 10% 5

T.V.c/CM Pulv. 85% 39% 2,475 40% 10% -

Turbina de Gas 80% 42% 660 40% 9% 21

C. C. Avanzado 92% 55% 960 40% 9% 48

CC CM Gasific. 92% 39% 3,455 30% 10% -

Motor Diesel 95% 46% 1,460 40% 9% 4

Celd. Comb. H3PO4 95% 36% 5,604 30% 10% -

Unid. Rent. Gen. 95% 46% - 40% 9% 1

Hidro. Mayor 69% N.a. 2,570 40% 9% 26

Hidro. Media 48% N.a. 2,920 40% 9% 13

Micro Hidro. 40% N.a. 3,800 40% 9% 1

Hidro. de Bombéo 31% N.a. 3,377 40% 9% -

03 -NuclearNuclear 96% N.a. 5,430 40% 9% 5

Geot. Flash 95% N.a. 5,322 10% 11% -

Geot. Binaria 95% N.a. 4,196 10% 11% -

Solar FV. 15% 0% 2,413 30% 10% 0

Solar FV. - Tr. 2 15% 0% 2,007 30% 10% -

Solar FV. - Tr. 3 15% 0% 1,670 30% 10% -

Solar Térmica 15% N.a. 3,913 30% 10% -

Eólica On Shore 38% N.a. 2,224 30% 10% -

T.V. B.M. L.F. 85% 25% 3,184 30% 10% -

C. C. B.M. 95% 28% 6,269 30% 10% -

T.V.RSU 85% 60% 6,415 30% 10% -

Mtr.BG. RSU 85% 40% 3,676 30% 10% 0

T.V.c/CSCCM Pulv. c/CSC 85% 28% 4,021 30% 10% -

CC CM Gasific. c/CSC 92% 32% 6,881 30% 10% -

C. C. c/CSC 92% 45% 1,924 30% 10% -

GN 5.80 - USD/Mbtu CM 57.41 - USD/tom

FO 389 - USD/tom BM 78 - USD/tom

GO 869 - USD/tom RSU - - USD/tom

Tecnologías de Generación

Costo de Generación

01 -

Térmica

Precios de Combustibles

02 -

Hidroeléctr

ica

04 -

Renovable

05 -

Térmica c/

CSC

44

25

53

12

17

74

23

89

36

74

102

140

179

114

112

88

218

185

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516

118

70

149

169

76

98

157

41

15

90

22

14

14

24

133

27

133

3

9

12

0

2

0

0

1

1

1

0

84

84

5

10

32

29

5

59

116

75

26

31

98

156

116

169

77

111

152

179

116

112

88

219

186

158

118

154

233

174

86

130

186

46

0 50 100 150 200 250 300 350

O&MF + K Unitario Comb y O&MV

5

3 - Resumen de Indicadores por Lustro

05-09 10-14 16-20 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50 16-20 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-501 2 3 4 5 6 6 6 6 3 4 5 6 6 6 6

Potencia Inst. Efectiva - Gw 25 30 34 36 36 39 45 54 64 34 37 41 46 50 66 143

Reservas 4 4 3 3 3 4 5 4 5 5 6 5 5 16

Transmición (AT y Tronal) - 000 Km 26 31 35 41 45 50 55 64 75 35 41 49 57 65 81 137

Energía Demandada - Twh103 119 146 172 201 236 277 324 380 146 172 201 236 277 324 380

Factor de Utilización - % 47% 45% 56% 61% 70% 74% 76% 74% 74% 56% 61% 64% 66% 70% 61% 34%

Reservas - %PIE 13% 12% 8% 8% 7% 8% 7% 12% 13% 12% 12% 10% 8% 11%

Transimisión - Km/Gw 1,057 1,050 1,036 1,119 1,265 1,258 1,225 1,183 1,172 1,047 1,115 1,189 1,233 1,288 1,237 960

Gasto en Generación Bill. Usd / Año 15 16 18 20 23 28 34 15 16 19 23 28 35 48

Costo de Suministro a Redes 103 94 90 86 85 85 90 103 96 96 98 100 107 128

Tramsmición - Capex & Opex 7 7 7 7 6 6 6 7 7 8 8 7 8 12

Reservas 5 3 3 2 2 2 1 5 4 3 3 3 2 5

Costo de Generación - Usd/Mwh 91 83 80 78 77 77 82 91 85 85 88 90 97 110

Ctos O&M Fijos + Capex 53 53 55 52 50 50 56 53 56 67 67 68 75 94

Ctos. O&M Variables 9 8 7 8 8 8 7 9 8 5 4 3 3 3

Combustibles 28 22 17 18 18 19 19 29 21 13 17 19 19 14

Demanda de DiviSas - Bill Usd 5.5 5.0 4.6 5.0 6.2 11.2 12.9 6.3 6.9 6.8 8.4 8.6 22.5 39.0

Combustibles 0.6 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.6 0.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Capex 4.9 4.8 4.6 5.0 6.2 11.2 12.9 5.7 6.2 6.8 8.4 8.6 22.5 39.0

Divisas x Energía - Usd / Mwh 38 29 23 21 23 35 34 43 40 34 36 31 69 103

Emisiones Netas - Bill. Ton 29.9 40.1 34.7 33.7 33.1 40.4 49.3 57.8 58.5 35.0 28.4 17.7 9.6 6.3 6.1 6.1

Emisiones Brutas 29.9 40.1 34.7 33.7 33.1 40.4 49.3 60.2 66.5 35.0 30.3 24.2 38.3 49.2 50.5 40.5

Secuestro 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2.4 8.0 0.0 1.9 6.5 28.7 42.9 44.4 34.4

Recaudación Bill. Usd 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

Emisiones Unitarias - Ton/Mwh 0.29 0.34 0.24 0.20 0.16 0.17 0.18 0.18 0.15 0.24 0.17 0.09 0.04 0.02 0.02 0.02

Consumo de Combustibles

1 - Gas Natural - Bm3 11.8 13.0 14.6 15.4 18.5 22.5 27.3 33.3 36.9 14.6 16.6 13.6 21.3 27.3 28.4 23.1

2 - Fuel Oil - Mton 1.7 2.5 2.4 1.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2.5 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

3 - Gas Oil - Mton 0.5 2.0 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

4 - Carbón Minueral - Mton 0.7 0.9 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

5 - Biomasa - Mton 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5.1 0.0 0.0 0.0 0.0 1.6 10.6 11.5

6 - RSU - Mton 0.0 0.0 0.4 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.9 0.4 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.9

(Valores Promedio del Lustro)

00-Historico 01 - ARG 15 02 - 85% ReducciónEscenario

6

4 - Indicadores por Tecnologías Agregadas

05-09 10-14 16-20 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50 16-20 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50

Potencie Instalada Efectiva- GW 25 30 30 32 33 37 42 50 59 30 32 36 41 45 61 127

01 - Térmica 14 18 18 17 15 18 21 25 26 17 16 12 10 7 6 20

02 - Hidroeléctrica 10 11 10 10 11 11 12 13 14 10 9 14 14 13 14 15

03 - Nuclear 1 1 1 1 1 1 1 1 4 1 2 2 1 3 4 5

04 - Renovable 0 0 1 4 6 7 8 10 13 1 4 6 7 7 21 76

05 - Térmica c/ CSC 0 0 0 0 0 1 3 0 1 2 10 14 15 11

01 - Térmica - % 56 60 59 53 46 49 51 51 44 58 49 34 23 16 11 16

02 - Hidroeléctrica 39 36 32 30 33 31 29 26 24 32 29 38 34 30 23 12

03 - Nuclear 5 3 5 4 3 2 1 1 6 5 6 4 3 6 7 4

04 - Renovable 0 0 5 13 19 18 18 20 22 5 14 18 16 16 35 60

05 - Térmica c/ CSC 0 0 0 0 0 0 0 2 4 0 2 6 23 32 24 9

Energía Generada Neta - Twh 103 119 146 172 201 236 277 324 380 146 172 201 236 277 324 380

01 - Térmica 57 73 88 91 94 118 147 171 173 88 81 52 21 7 8 12

02 - Hidroeléctrica 38 39 43 53 60 65 71 76 80 43 51 78 80 78 79 83

03 - Nuclear 7 6 11 10 7 6 4 6 30 11 15 13 11 21 37 39

04 - Renovable 0 0 5 19 40 47 55 65 76 5 19 41 47 55 81 154

05 - Térmica c/ CSC 0 0 0 0 0 6 21 0 5 18 77 115 119 92

01 - Térmica - % 56 62 60 53 47 50 53 53 45 60 47 26 9 3 3 3

02 - Hidroeléctrica 37 33 29 31 30 28 26 23 21 29 30 39 34 28 24 22

03 - Nuclear 7 5 7 6 4 2 2 2 8 7 9 6 5 8 11 10

04 - Renovable 0 0 3 11 20 20 20 20 20 3 11 20 20 20 25 40

05 - Térmica c/ CSC 0 0 0 0 0 0 0 2 6 0 3 9 33 42 37 24

Factor de Utilización - % 48 46 56 61 70 74 76 74 74 56 61 64 66 70 61 34

01 - Térmica 47 47 57 62 72 76 78 77 75 58 58 48 25 11 15 7

02 - Hidroeléctrica 46 42 51 62 64 65 66 67 66 51 62 65 66 66 66 64

03 - Nuclear 70 67 82 96 96 96 96 96 96 82 96 96 96 96 96 96

04 - Renovable 42 41 50 73 81 83 72 68 41 50 73 81 86 43 23

05 - Térmica c/ CSC 92 92 92 92 92 92 92 92

Capex - Mill. USD Promedio annual 5478 5301 5140 5626 6787 11909 14515 6387 7377 7078 8841 9277 22410 39968

01 - Térmica 751 170 1182 1511 1823 1339 2269 625 0 0 0 0 1064 5032

02 - Hidroeléctrica 1427 1847 1790 1922 1982 1767 5758 1484 3508 1791 1542 1778 2305 8157

03 - Nuclear 0 0 0 0 366 3565 2316 755 189 98 1797 2963 1511 1265

04 - Renovable 3299 3285 2168 2193 2549 4102 4171 3299 3436 2118 2364 2379 17519 25514

05 - Térmica c/ CSC 0 0 0 0 67 1135 0 224 244 3070 3138 2156 10 0

06 - Transmisión 382 573 438 494 703 1004 1489 387 701 786 774 698 3592 6111

Escenario 01 - ARG 15 02 - 85% Reducción


00-Historico

7

05-09 10-14 16-20 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50 16-20 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50

Costo de Generación 01 - Térmica 82 73 66 65 65 65 65 82 72 67 74 88 71 94



Combustibles 47 42 37 36 35 35 35 48 41 35 35 35 35 35

Impuesto / (Subsidio) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Costo de Generación 02 - Hidroeléctrica 96 86 83 81 80 79 80 96 86 82 80 80 81 83



Combustibles 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Costo de Generación 03 - Nuclear 133 116 116 116 116 116 116 133 116 116 116 116 116 116



Combustibles 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Costo de Generación 04 - Renovable 114 108 102 100 101 103 108 114 108 102 99 102 119 138



Combustibles 0 0 0 0 0 0 5 0 0 0 0 2 10 6


Costo de Generación 05 - Térmica c/ CSC 0 0 0 0 0 87 87 0 95 87 87 87 87 87



Combustibles 0 0 0 0 0 42 42 0 50 42 42 42 42 42



Escenario 00-Historico 01 - ARG 15 02 - 85% Reducción

8

5 - Comparativo de Indicadores por Tecnología

5.1 - Participación de la Potencia Instalada Efectiva

00-Historico 01 - ARG 15 02 - 85% Reducción

Etiquetas de fila 05-09 10-14 16-20 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50 16-20 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50

C. C. Avanzado 36.1% 33.9% 28.5% 30.9% 29.5% 37.4% 43.3% 42.4% 36.8% 28.0% 27.9% 19.2% 13.2% 9.3% 5.3% 10.0%

C. C. c/CSC 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 1.6% 4.5% 0.0% 1.9% 6.0% 23.3% 31.8% 24.3% 9.0%

Eólica On Shore 0.0% 0.3% 4.2% 10.6% 7.3% 4.4% 3.6% 8.1% 10.1% 4.3% 10.8% 6.7% 3.9% 2.3% 1.1% 0.4%

Geot. Binaria 0.0% 0.0% 0.0% 1.9% 6.3% 8.0% 7.2% 6.0% 5.1% 0.0% 1.9% 6.1% 7.3% 6.7% 4.9% 2.4%

Geot. Flash 0.0% 0.0% 0.0% 0.6% 4.9% 5.3% 6.9% 6.0% 5.1% 0.0% 0.6% 4.5% 4.7% 6.4% 4.9% 2.4%

Hidro. Mayor 22.9% 21.2% 18.5% 20.7% 25.3% 26.2% 25.8% 23.7% 20.3% 18.7% 19.8% 31.5% 29.4% 26.7% 19.8% 9.5%

Hidro. Media 14.6% 13.3% 12.5% 9.1% 6.8% 4.8% 3.2% 2.1% 3.1% 12.6% 9.0% 6.2% 4.3% 3.0% 1.7% 1.4%

Micro Hidro. 0.8% 1.0% 0.8% 0.6% 0.5% 0.3% 0.2% 0.1% 0.1% 0.8% 0.6% 0.4% 0.3% 0.2% 1.0% 0.8%

Motor Diesel 1.0% 2.6% 3.0% 2.2% 1.6% 1.1% 0.8% 0.5% 0.3% 3.0% 2.2% 1.5% 1.0% 0.7% 0.4% 0.2%

Mtr. a BG. - RSU 0.0% 0.0% 0.3% 0.4% 0.4% 0.4% 0.4% 0.3% 0.3% 0.3% 0.4% 0.4% 0.3% 0.3% 0.3% 0.1%

Nuclear 4.5% 3.4% 5.0% 3.6% 2.7% 1.9% 1.3% 1.5% 6.1% 5.0% 5.6% 4.2% 3.1% 5.6% 7.3% 3.7%

Solar FV. 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% 21.7% 53.7%T.V. B.M. L.F. 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 1.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.5% 2.3% 1.2%

T.V. Fuel Oil 4.2% 5.1% 12.8% 9.3% 7.0% 4.9% 3.3% 2.1% 1.4% 12.9% 9.2% 6.3% 4.3% 3.1% 1.8% 0.6%

Turbina de Gas 14.3% 17.4% 14.0% 10.2% 7.7% 5.3% 4.1% 5.6% 5.7% 14.1% 10.1% 7.0% 4.8% 3.4% 3.1% 4.0%

Unid. Rent. Gen. 0.0% 0.9% 0.3% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.3% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.8%

(en blanco) 1.5% 0.9% 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%

Subtotal sin Reservas- GW 25 30 30 32 33 37 42 50 59 30 32 36 41 45 61 127 Reservas 4 4 3 3 3 4 5 4 5 5 6 5 5 16

Total PIE 25 30 34 36 36 39 45 54 64 34 37 41 46 50 66 143

5.2 - Líneas de Transmisión - Km

01 - ARG 15 02 - 85% Reducción

Etiquetas de fila 16-20 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50 16-20 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50

Trans. Alta T. - 500KV 15,767 20,056 24,084 27,070 30,687 36,956 44,471 15,749 20,347 27,201 33,821 39,536 53,035 97,371

Trans. Troncal - 330/33 KV 19,718 20,742 21,307 22,605 24,367 27,130 30,159 19,665 20,729 21,744 23,450 24,989 28,130 39,566

Total 35,485 40,798 45,391 49,675 55,054 64,086 74,630 35,414 41,076 48,945 57,272 64,525 81,165 136,937

9

5.3 - Participación de la Energía Generada Neta



C. C. Avanzado 39.1% 40.3% 44.0% 46.4% 38.8% 46.7% 52.6% 52.7% 45.4% 42.8% 42.2% 25.5% 9.0% 2.7% 2.6% 3.2%

Hidro. Mayor 23.8% 21.8% 19.3% 23.1% 24.8% 24.4% 23.4% 22.0% 19.0% 19.3% 22.4% 34.0% 30.6% 26.1% 22.2% 19.0%C. C. c/CSC 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 2.0% 5.6% 0.0% 2.9% 8.7% 32.6% 41.6% 36.7% 24.3%Geot. Binaria 0.0% 0.0% 0.0% 2.9% 8.5% 10.3% 9.0% 7.7% 6.6% 0.0% 2.9% 9.1% 10.6% 9.0% 7.7% 6.6%

Nuclear 6.8% 5.0% 7.3% 5.6% 3.7% 2.5% 1.6% 1.9% 8.0% 7.3% 8.8% 6.4% 4.5% 7.6% 11.5% 10.3%Geot. Flash 0.0% 0.0% 0.0% 0.9% 6.7% 6.8% 8.7% 7.7% 6.6% 0.0% 0.9% 6.7% 6.8% 8.7% 7.7% 6.6%

Hidro. Media 12.8% 10.4% 9.5% 7.0% 4.6% 3.1% 2.0% 1.3% 2.0% 9.5% 7.0% 4.6% 3.1% 2.0% 1.3% 2.0%

Solar FV. 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% 5.3% 23.6%Eólica On Shore 0.0% 0.2% 2.9% 6.6% 4.0% 2.2% 1.8% 4.2% 5.2% 2.9% 6.7% 4.0% 2.2% 1.3% 0.7% 0.4%

Turbina de Gas 10.4% 14.3% 7.3% 1.4% 8.0% 3.4% 0.4% 0.0% 0.0% 8.2% 4.7% 0.2% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

T.V. Fuel Oil 3.6% 3.5% 7.5% 5.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 7.8% 0.4% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

T.V. B.M. L.F. 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 1.3% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.6% 3.2% 2.9%

Micro Hidro. 0.8% 0.9% 0.6% 0.4% 0.3% 0.2% 0.1% 0.1% 0.0% 0.6% 0.4% 0.3% 0.2% 0.1% 0.7% 0.9%

Mtr. a BG. - RSU 0.0% 0.0% 0.4% 0.5% 0.5% 0.4% 0.4% 0.4% 0.3% 0.4% 0.5% 0.5% 0.4% 0.4% 0.4% 0.3%

Motor Diesel 2.6% 3.0% 0.7% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.7% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Unid. Rent. Gen. 0.1% 0.5% 0.5% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.5% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

T.V.RSU 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% 0.1%

Total 103 119 146 172 201 236 277 324 380 146 172 201 236 277 324 380

5.4 - Factor de Utilización



C. C. Avanzado 50.7% 53.9% 75.2% 80.7% 84.3% 85.1% 85.4% 85.0% 83.9% 75.4% 80.5% 74.0% 39.6% 18.1% 27.7% 9.7%

Hidro. Mayor 48.7% 46.5% 50.7% 60.2% 62.9% 63.4% 63.7% 63.4% 63.6% 50.9% 60.0% 60.3% 60.4% 61.5% 63.4% 61.1%

C. C. c/CSC 85.0% 85.2% 80.5% 80.8% 81.0% 82.4% 85.0% 81.9%

Geot. Binaria 83.3% 87.1% 87.8% 88.2% 87.8% 88.0% 83.1% 83.5% 83.6% 85.1% 87.8% 84.5%

Nuclear 69.8% 66.8% 71.9% 84.2% 88.0% 88.8% 89.1% 88.7% 88.9% 72.2% 84.0% 84.3% 84.5% 86.0% 88.7% 85.4%

Geot. Flash 83.3% 87.1% 87.8% 88.2% 87.8% 88.0% 83.1% 83.5% 83.6% 85.1% 87.8% 84.5%

Hidro. Media 41.2% 35.2% 37.0% 41.7% 43.6% 44.0% 44.2% 44.0% 44.1% 37.2% 41.6% 41.8% 41.9% 42.6% 44.0% 42.4%

Solar FV. 19.8% 13.7% 13.2% 14.1% 13.6% 13.8% 14.1% 14.1% 13.8% 13.1% 13.5% 12.9% 13.3% 13.9% 13.3%

Eólica On Shore 38.3% 33.2% 33.3% 34.8% 35.1% 35.3% 35.1% 35.2% 33.4% 33.2% 33.4% 33.4% 34.0% 35.1% 33.8%

Turbina de Gas 34.0% 37.1% 25.2% 7.3% 67.0% 44.0% 7.1% 0.0% 0.0% 28.6% 24.9% 1.7% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

T.V. Fuel Oil 39.9% 31.1% 28.5% 29.7% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 29.8% 2.6% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

T.V. B.M. L.F. 78.8% 76.1% 78.6% 75.6%

Micro Hidro. 49.6% 39.8% 37.7% 35.1% 36.7% 36.9% 37.2% 36.9% 37.1% 37.8% 35.0% 35.2% 35.2% 35.8% 37.0% 35.6%

Mtr. a BG. - RSU 165.5% 73.6% 74.5% 77.8% 78.6% 78.8% 78.5% 78.7% 73.9% 74.4% 74.6% 74.8% 76.0% 78.5% 75.6%

Motor Diesel 124.6% 53.6% 11.5% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 11.6% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Unid. Rent. Gen. 27.8% 83.1% 83.5% 0.0%

T.V.RSU 75.9%

Total Promedio 47% 45% 56% 61% 70% 74% 76% 74% 74% 56% 61% 64% 66% 70% 61% 34%

10

5.5 - Participación del Gasto Total



C. C. Avanzado 30.8% 33.9% 28.9% 35.9% 41.0% 40.9% 33.3% 30.0% 31.2% 18.0% 6.4% 2.0% 1.7% 2.4%

C. C. c/CSC 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 2.1% 5.6% 0.0% 3.0% 8.2% 29.9% 37.2% 30.6% 17.4%Eólica On Shore 3.5% 8.5% 5.4% 3.1% 2.6% 5.9% 6.9% 3.5% 8.6% 5.1% 2.8% 1.5% 0.8% 0.4%

Geot. Binaria 0.0% 2.8% 8.6% 10.8% 9.6% 8.1% 6.5% 0.0% 2.8% 8.7% 9.8% 8.1% 6.5% 4.7%

Geot. Flash 0.0% 1.2% 8.7% 9.1% 11.7% 10.3% 8.3% 0.0% 1.2% 8.2% 8.0% 9.9% 8.2% 6.0%

Hidro. Mayor 16.6% 19.7% 22.0% 22.3% 21.7% 20.3% 16.6% 16.5% 18.7% 28.4% 24.7% 20.5% 16.4% 12.0%Hidro. Media 11.5% 8.6% 5.9% 4.0% 2.7% 1.8% 2.5% 11.5% 8.5% 5.6% 3.6% 2.3% 1.4% 1.8%

Micro Hidro. 0.9% 0.7% 0.5% 0.3% 0.2% 0.1% 0.1% 0.9% 0.7% 0.4% 0.3% 0.2% 1.0% 1.1%

Motor Diesel 1.5% 0.2% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 1.5% 0.2% 0.1% 0.1% 0.1% 0.0% 0.0%

Mtr. a BG. - RSU 0.3% 0.5% 0.5% 0.4% 0.4% 0.4% 0.3% 0.3% 0.5% 0.5% 0.4% 0.3% 0.3% 0.2%

Nuclear 9.9% 7.2% 5.0% 3.4% 2.3% 2.7% 10.5% 9.9% 11.1% 8.0% 5.5% 9.1% 12.7% 9.8%

Solar FV. 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 8.0% 30.5%T.V. B.M. L.F. 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 2.3% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.9% 4.7% 3.7%

T.V. Fuel Oil 10.2% 7.4% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 10.5% 1.2% 0.3% 0.3% 0.2% 0.1% 0.1%

Turbina de Gas 6.6% 1.4% 6.5% 2.9% 0.3% 0.0% 0.0% 7.2% 4.5% 0.3% 0.1% 0.1% 0.0% 0.0%

Unid. Rent. Gen. 0.8% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.8% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Trans. Alta T. - 500KV 4.1% 4.8% 5.2% 5.1% 5.0% 5.1% 5.0% 4.1% 4.8% 5.5% 5.6% 5.5% 5.8% 7.9%

Trans. Troncal - 330/33 KV 3.2% 3.1% 2.8% 2.7% 2.5% 2.3% 2.1% 3.2% 3.1% 2.7% 2.4% 2.2% 1.9% 2.0%

Total Costos 15.1 16.1 18.0 20.4 23.4 27.6 34.0 15.1 16.5 19.3 23.2 27.8 34.6 48.5

5.6 - Costo Unitario de Generación Usd / Mwh



C. C. Avanzado 72 69 67 66 66 66 66 72 71 68 70 75 68 95

Hidro. Media 125 115 114 113 113 113 112 125 115 115 114 113 113 116

Hidro. Mayor 89 80 79 79 79 78 78 89 80 80 80 79 79 81

Eólica On Shore 124 122 121 120 120 120 119 124 123 122 122 121 120 123

T.V. Fuel Oil 141 136 140 264

Nuclear 140 120 119 119 118 118 118 140 121 120 120 119 118 121

Turbina de Gas 94 92 73 72 72 91 92 136

Unid. Rent. Gen. 175 175

Micro Hidro. 150 158 157 156 155 155 154 150 159 158 157 156 155 159

Mtr. a BG. - RSU 91 89 88 88 87 87 87 91 89 89 89 88 87 89

Motor Diesel 218 217

Solar FV. 220 226 228 225 222 227 215 220 228 229 227 224 161 165

Geot. Binaria 91 91 90 90 89 89 92 91 91 90 90 92

C. C. c/CSC 89 89 99 91 90 90 89 91

T.V. B.M. L.F. 156 158 157 161

T.V.RSU 182

Geot. Flash 116 115 115 114 114 114 117 116 116 115 114 117

Total Promedio 103 94 90 86 85 85 90 103 96 96 98 100 107 128

¿Cuánto le sale al sector de generación y transmisión Argentino reducir las emisiones de CO2? Costos, inversiones y Opciones Tecnológicas. - AENXOS Federico Pretzel

11 CEOS - Centro de Estudios en Optimización y Simulación. Grupo Energí.

6 - Inversionese Importaciones

6.1 - Comisionamiento de Proyectos - Gw



C. C. Avanzado 4.5 0.6 6.6 8.0 8.8 5.3 13.6 3.3 - - - - 5.7 25.0

C. C. c/CSC - - - - 0.5 2.6 - 0.8 1.2 9.2 7.5 4.2 - -

Eólica On Shore 3.9 0.8 - - 2.2 4.8 4.8 3.9 0.9 - - - - 9.8

Geot. Binaria 2.3 1.5 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 2.3 1.6 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8

Geot. Flash 1.6 0.6 1.7 0.9 0.8 0.8 0.8 1.6 0.6 1.7 0.9 0.8 0.8 0.8

Hidro. de Bombéo - - - - - - - - - - - - - 3.5

Hidro. Mayor 4.6 3.5 3.6 4.0 3.4 3.0 3.0 6.3 5.4 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0

Hidro. Media - - - - - 1.2 6.9 - - - - - 1.0 7.1

Micro Hidro. - - - - - - - - - - - 0.9 0.3 0.3

Mtr. a BG. - RSU 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -

Nuclear - - - - 0.9 4.1 1.2 0.9 - 0.4 2.2 2.5 1.2 1.2

Solar FV. - - - - - - - - - - - - 47.1 57.7

T.V. B.M. L.F. - - - - - 1.3 0.7 - - - 1.0 0.9 0.4 0.4

T.V.RSU - - - - - - - - - - - - 0.0 0.2

Turbina de Gas - - - - 1.1 1.9 0.3 - - - - - 3.4 1.8

Trans. Alta T. - 500KV 3,748 6,125 4,128 4,517 6,545 9,766 14,709 3,803 7,573 8,199 7,890 6,999 39,135 64,152

Trans. Troncal - 330/33 KV 1,651 1,660 2,148 2,646 3,592 4,455 6,246 1,663 1,911 2,593 2,863 2,753 9,217 19,583

Potencia de Generación 16.9 7.1 12.7 13.7 18.5 25.7 31.9 19.1 9.7 15.1 15.4 13.2 63.5 111.3 Transmisión - Líneas 5,399 7,784 6,276 7,163 10,137 14,220 20,955 5,466 9,485 10,791 10,754 9,752 48,352 83,735

6.2 - Cronograma de Inversiones - Mill. Usd por lustro



C. C. Avanzado 3,757 850 5,911 7,555 8,419 5,467 11,147 3,127 - - - - 3,075 24,000

C. C. c/CSC - - - - 335 5,674 - 1,118 1,220 15,348 15,692 10,782 51 -

Eólica On Shore 8,620 1,824 - - 4,928 10,600 10,577 8,620 1,904 - - - - 21,724

Geot. Binaria 4,466 7,029 5,494 3,359 3,147 3,147 3,147 4,465 7,705 5,246 3,147 3,147 3,147 3,147

Geot. Flash 2,896 7,364 5,126 7,373 4,431 3,992 3,992 2,896 7,364 5,126 7,373 4,431 3,992 3,992

Hidro. de Bombéo - - - - - - - - - - - - - 10,891

Hidro. Mayor 7,133 9,234 8,950 9,610 9,908 7,948 7,710 7,421 17,541 8,956 7,710 7,710 7,710 7,710

Hidro. Media - - - - - 886 21,081 - - - - - 697 21,232

Micro Hidro. - - - - - - - - - - - 1,179 3,119 950

Mtr. a BG. - RSU 515 206 221 232 239 257 268 515 206 221 232 239 257 -

Nuclear - - - - 1,830 17,827 11,582 3,775 944 492 8,984 14,817 7,553 6,326

Solar FV. - - - - - - - - - - - - 78,639 96,392

T.V. B.M. L.F. - - - - - 2,516 2,872 - - - 1,066 4,080 1,492 1,194

T.V.RSU - - - - - - - - - - - - 67 1,119

Turbina de Gas - - - - 696 1,230 199 - - - - - 2,247 1,161

Trans. Alta T. - 500KV 1,499 2,450 1,651 1,807 2,618 3,906 5,884 1,521 3,029 3,279 3,156 2,800 15,654 25,661

Trans. Troncal - 330/33 KV 413 415 537 661 898 1,114 1,561 416 478 648 716 688 2,304 4,896

Total general 29,299 29,371 27,890 30,597 37,449 64,564 80,021 33,874 40,391 39,316 48,076 49,874 130,006 230,394

12

6.3 - Importaciones de Combustibles por Tecnología - Mill. Usd por lustro



C. C. Avanzado 1,762 983 - - - - - 1,743 2,176 - - - - -

C. C. c/CSC - - - - - - - - 359 - - - - -

Turbina de Gas 1,226 67 - - - - - 1,239 1,039 - - - - -

Total general 2,988 1,050 - - - - - 2,982 3,574 - - - - -

6.4 - Importaciones de Combustibles por Combustible - Mill. Usd por lustro



1 - Gas Natural - Imp 2,988 1,050 - - - - - 2,982 3,574 - - - - -

Total general 2,988 1,050 - - - - - 2,982 3,574 - - - - -

13

7 - Emisiones de Dióxido de Carbono

7.1 - Emisiones de Dióxido de Carbono - Mill. TonCO2 por Lustro



C. C. Avanzado 110 136 134 188 249 292 295 107 124 88 36 13 14 21

C. C. c/CSC - - - - - 1 4 - 1 4 16 24 25 19

Motor Diesel 2 - - - - - - 2 - - - - - -

Mtr. a BG. - RSU (2) (4) (4) (4) (4) (5) (5) (2) (4) (4) (4) (4) (5) (4)

T.V. B.M. L.F. - - - - - - (2) - - - - (1) (4) (4)

T.V. Fuel Oil 38 31 - - - - - 40 3 - - - - -

T.V.RSU - - - - - - - - - - - - - (1)

Turbina de Gas 24 5 36 18 3 - - 27 18 1 - - - -

Unid. Rent. Gen. 2 - - - - - - 2 - - - - - -

Total general 174 168 166 202 247 289 293 175 142 88 48 31 30 30

7.2 - Emisiones de Dióxido de Carbono x Unidad de Energía



C. C. Avanzado 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 0.34

C. C. c/CSC 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04

Motor Diesel 2.00 0.46

Mtr. a BG. - RSU 2.00 (0.81) (0.81) (0.81) (0.81) (0.81) (0.81) (0.81) (0.81) (0.81) (0.81) (0.81) (0.81) (0.81)

T.V. B.M. L.F. (0.08) (0.08) (0.08) (0.08)

T.V. Fuel Oil 0.70 0.70 0.70 0.70

T.V.RSU (0.54)

Turbina de Gas 0.45 0.45 0.45 0.45 0.45 0.45 0.45 0.45

Unid. Rent. Gen. 4.00 0.46

Total Promedio 0.24 0.20 0.16 0.17 0.18 0.18 0.15 0.24 0.17 0.09 0.04 0.02 0.02 0.02

14

Anexo II – Estructura Conceptual

15

Anexo III – Modelo de Programación Matemática

i Tecnologías N=30 t Período T=45 c Combustibles C=6

Variables

W Є Ritx1 Potencia Instalada Efectiva [GW] E Є Ritx1 Energía generada Neta [Twh]

CDom Є Ritcx1 Combustible doméstico [Mm3],[Kton] CImp Є Ritcx1 Importación de combustibles

[Mm3],[Kton]

PIRE Є Ri2.tx1 Subsidios e Imposiciones (CO2)

MuSD] RES Є Ri2.tx1 Reservas rodantes y planificadas

[GW]

Parámetros

Kit Є R1xit Costo del capital anualizado

CPImp1,itc Є R1xitc Paridad de import. combustible

CF1,it Є R1xit Costo fijo de Inversión PIRE(0,1)1,2.it Є R1x2.it CO2 - (Subsidios e Impuesto)

CV1,it Є R1xit Costos variables RES1,2.it Є R1x2.it Reservas rodantes y planificadas

CPExp1,itc Є R1xitc Paridad de export.

Ombustible

Balances y Continuidad.

[1] Plazos de Construcción

[2] Balance de Combustibles

[3] Transmisión en Alta tensión

[4] Transmisión en Troncal

[5] Recaudación presupuestaria

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16

Restricciones Técnicas, Regulatorias de Operación y Despacho

1] Demanda:

[2] Capacidad técnica de Generación

[3] Evolución de la PIE

[4] Requerimiento de Reservas Rodantes

[5] Requerimiento de Reservas Planificadas

[6] Disponibilidad de combustibles domésticos

[7] Imposibilidad de Importar RSU y BM Forestal

[8] Flexibilidad Tecnológica de consumo de combustibles

[9] capacidad absoluta de comisionamiento

[10] comisionamiento anual de tecnologías

[11] Desbalance oferta y demandad e la zona núcleo

[12] Ley 27191 – Etapa I

[13] Ley 27191 – Etapa II

[14] Limitación de Emisiones

[15] Restricción de Captura final

[16] Presupuesto de Subsidios

[17] Asignación de Subsidios

[18] Límite a subsidiar por Tecnología

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¿Cuánto le sale al sector de generación y transmisión ... · tipo, una minoría de ellos...

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