Prospectiva Energética: Un intento de aproximación cuantitativa

1. Prospectiva Energética: Un intento de aproximación cuantitativa Acad. Ing. Omar Paganini Extracto del trabajo: Infraestructura Uruguay 2030 / Sección Energía Setiembre 2013 Alfonso Blanco Luis Eirea Omar Paganini Beno Ruchansky Alicia Torres Trabajo coordinado por el Ec. Javier de Haedo, apoyado por J.C. Milbergwww.infraestructurauruguay2030.org

2. Agenda

3. Proyecciones y Tendencias globales para el sector energía

4. Estado de situación del sector energético uruguayo

5. Sector eléctrico

6. Demanda de hidrocarburos y biocombustibles

7. Oferta hidrocarburos y biocombustibles

8. Planta regasificadora

9. Exploración de hidrocarburos on shore y off shore

10. Aplicación del modelo

11. Consideraciones Metodológicas Hipótesis: la demanda energética deriva esencialmente del nivel de actividad de cada sector de la economía y es casi inelástica, dentro de un cierto rango de variación de precios LEAP: Long termEnergyAlternativesPlanningsystem

12. Caracterización del Escenarios

13. Evolución proyectada escenario socio-económico El documento Estrategia Uruguay III siglo (OPP) plantea un “escenario dinámico intermedio”, que adoptamos con ajustes menores (escenario A) Luego se manejó un análisis de sensibilidad con el escenario llamado “normativo estratégico” (escenario B). NOTA: en base a definición de sectores del documento Estrategia Uruguay III siglo- OPP

14. Proyecciones del consumo final de energía (ktep) Fuente: resultados del modelo LEAP, elaboración propia. Las fuentes que más crecerán son el Gas Natural (8,3%) y los Residuos de Biomasa, (6.1%) La Electricidad crecerá algo menos que el consumo total, a una tasa del 3.4% a.a. La Nafta y el Gas Oil (sin considerar su uso para generación eléctrica), crecerán cada una a tasas de 3.5% a.a. y 2.2% a.a.

15. Oferta por sector(hipótesis del escenario A) • Hidrocarburos • Regasificadora en 2015. No se modeló exportación de gas natural. • Refinería :aumento capacidad a 60 mil barriles /día. • Biocombustibles • Nuevas plantas: biodiesel de 57.000 m3/año y etanol de 70.000 m3/año. • Los porcentajes de mezclas para 2030 : 5% del gas oil y 5% de las naftas. • Sector Eléctrico • Generación Hidroeléctrica • Muy leve expansión de la generación hidráulica. • Generación térmica • Expansión a partir de GN a un costo de 15 USD/ MMBTU (1). • 170 Millones de USD anuales asociados al canon de regasificación y costos de dragado. • GO/GN: dos turbinas de 180 MW en 2014 y en 2015 se cierra el ciclo (500 MW a GN). • En 2025 se incorpora nuevo Ciclo Combinado a GN de 180 MW. • Salida de la Sala B en el 2015 y de la 5ª y la 6ª en el 2020. • Eólica • Se incorporan 1500 MW hasta el 2023 y luego 300 MW. • Biomasa • Se incorporan 200 MW al 2020. • Intercambios regionales • Se prevé la puesta en funcionamiento de la interconexión con Brasil. • Se modela sistema cerrado, los intercambios regionales son para aprovechar ventajas de precios o para paliar situaciones de contingencia. (1) NOTA: Precio del GNL expresado en USD por millón de BTU respecto al PCI de un gas de 8.300 kcal/m3 (Poder Calorífico Inferior). Equivale a un precio 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. Presentaremos luego una sensibilización del costo al variar este precio.

16. Sin variar las definiciones de política tomadas, se proyectaron las inversiones Cuadro de Inversiones acumuladas (millones de USD) (*) 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

17. Insumos para la generación eléctrica x fuentes Si abrimos el ítem correspondiente a electricidad, obtenemos una representación de la matriz de consumo final de energía eléctrica por fuentes (Sistema Interconectado Nacional + autoproductores), a partir de la cual podemos calcular los insumos correspondientes a cada fuente . Matriz de insumos para generación eléctrica (S.I.N. + Autoproductores) Consumo previsto de Gas Natural (Millones m3/dia) Se destaca el crecimiento de las fuentes eólica + solar y el gas natural así como la caída del consumo de Gas Oil y Fuel Oil para generación eléctrica.

18. Balance importación / exportación derivados Importación (ktep) Exportación(ktep)

19. Costos proyectados de la Energía Eléctrica – Escenario A

20. Emisiones de GEI • Aumento permanente de las emisiones de GEI del sector energía tanto en Escenario A como en el B consistente con las estimaciones de crecimiento y aumento de la demanda. • El decrecimiento de las emisiones de GEI de la industria de la energía en el año 2015 es producto de la introducción de las ERNC y gas natural en la matriz de generación eléctrica. Datos a partir del Modelo LEAP. • En el escenario B las emisiones son un 25% superiores al fin del período en relación al escenario A Línea base estimada / año 2008 : 7.256,7 miles de ton. CO2 eq. Estimado para 2030: 10.702 miles de ton. CO2 eq.

21. Comparación de principales magnitudes entre escenarios

22. Conclusiones NOTA: se ha modelado el sistema sin exportación de gas natural ni intercambio eléctrico

23. Impactos esperados