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Tesis de Maestría en Administración de Negocios

Impacto Económico en el Sector Energético y Evaluación de Riesgos de la Extensión de vida de la Central Nuclear Embalse

Por: Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez

Director de tesis Dr. Dino Otero

Codirector de tesis Ing. Jorge Lapeña

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 2011

Prólogo Como profesional que se terminó de formar dentro de la CNEA (Comisión Nacional de Energía Atómica) me pareció acertado realizar un trabajo que pudiera unir el mundo visto desde el punto de vista de un graduado de la Comisión y un futuro administrador de empresas. Es en este punto donde el analizar cuáles podrían ser las consecuencias de la salida de funcionamiento de la CNE (Central Nucleoeléctrica Embalse) y su repercusión económica sobre el futuro del país terminó de madurar en mi interior. El aporte central de este trabajo es presentar de manera cuantitativa las condiciones proyectadas de capacidad instalada de potencia eléctrica capaces de satisfacer la creciente demanda en el período en el cual la CNE se encuentre fuera de servicio y las repercusiones que esto tiene sobre el PBI. De esta forma obtener el impacto económico que esto produce y los riesgos asociados a los que se podría ver expuesta la Argentina en los próximos años. Las principales trabas que me encontré en el camino fueron, cómo interpretar la gran cantidad de información que se encuentra disponible sobre el tema, y de donde obtener esa pequeña parte que no suele encontrarse a la vista pero que permite completar el rompecabezas. Dado que es muy difícil confeccionar un trabajo, que permita profundizar en un tema tan complejo como la realidad energética de un país y abordarlo de forma tal, que sea de utilidad para el público en general, es mi intención, que esta tesis se constituya en un puente capaz de sortear las barreras técnicas y de conocimiento capacitando al lector en el manejo de los conceptos básicos que generalmente se omiten o se dan por sentado, presentando la información de forma tal que no resulte tediosa, ni dificulte el avance de la lectura. Teniendo esto presente, la diagramación del mismo queda como sigue: Los primero cuatro capitulo conforman el marco teórico – Primer parte. En el CAPITULO I se realiza una introducción a la conformación y funcionamiento de la CNE. Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

I

El CAPITULO II da a conocer las distintas regiones que componen el sistema interconectado de energía en la Argentina y la participación que tiene cada tipo de generación dentro del mismo. El CAPITULO III permite cubrir dos de los puntos establecidos como objetivos del trabajo de tesis. El primero consiste en el análisis de los costos de producción de energía según el tipo de Central considerada, mientras que el segundo objetivo cubierto, se trata de evaluar el costo del rejuvenecimiento frente al de la instalación de una nueva Central. El CAPITUL IV le brinda las herramientas necesarias al lector para que pueda comprender la forma de organización del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista), obteniendo información sobre: Sus integrantes - El marco legal - El ente que funciona como administrador – La forma en la cual se organiza el mercado – El método de fijación de precios – El mantenimiento programado. Presenta a su vez la ubicación de las Centrales Nucleares dentro del diagrama de carga, y las posibles fuentes sustitutas para el aporte de energía realizado por la CNE. Estos puntos se listan dentro de los objetivos establecidos al presentar el tema de tesis. Los capítulos V y VI establecen la metodología de trabajo – Segunda parte. El CAPITULO V presenta la secuencia de pasos requeridos para la construcción de los distintos escenarios, profundizando en cada uno de los factores claves y fuerzas directrices que guardan estrecha relación con el análisis de la salida de funcionamiento de la CNE. Se cubren en este capítulo tres de los puntos propuestos como objetivos en la selección del tema de tesis, los cuales son la proyección hasta el año 2018 de la oferta y la demanda de energía y la determinación de nuevas centrales en construcción. El CAPITULO VI establece la lógica de los escenarios y las hipótesis consideradas en cada caso. Aquí se cubre el objetivo planteado en la elección del tema de trabajo de tesis, tendiente a determinar la reserva técnica necesaria para que no se produzcan cortes de luz y se relacionan los resultados obtenidos con el PBI del país.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

II

Tras estos capítulos se presenta el análisis de datos, describiendo las implicancias de los resultados obtenidos – Tercera parte. Las conclusiones y recomendaciones conforman la Cuarta parte y cierre de este trabajo. Espero sinceramente con esta tesis despertar el interés de las personas a abordar entre todos un tema que va a requerir encontrar a un pueblo unido, comprometido y consciente de nuestras virtudes, pero también de nuestras limitaciones, no con la finalidad de acobardarnos frente al desafío sino con el claro objetivo de, con la ayuda de Dios, afrontar con valentía y entusiasmo los desafíos por venir.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

III

Reconocimientos Entre los que han colaborado y dejado su marca personal en este trabajo se encuentran: Mag. Ing. Fernando Gachef por su incentivación a encarar este trabajo al inicio de la carrera integrando correcciones y aportes de diferentes profesores. Dr. Dino Otero, director de este trabajo, fuente de conocimiento y dirección, poseedor de una humildad poco común, característica de las grandes personas que consideran que su aporte simplemente es lo lógico que deben brindar, y que sin darse cuenta dejan huellas profundas en aquellos que tienen la fortuna de cursarse en su camino. Ing. Jorge Lapeña, codirector de este trabajo, quien abre las puertas del Instituto Argentino de la Energía Gral. Mosconi, para realizar presentaciones de temas actuales sobre el estado del sector energético, generando un ambiente de dialogo en el cual destacadas personas del sector pueden expresar su punto de vista y transmitirle a los oyentes toda su experiencia y expertise. Cuando uno comparte una charla con Jorge llega a admirar la gran capacidad que posee para extraer la información relevante del tema tratado desechando lo superficial e inspirando seguridad. No tengo más que agradecimientos por haberme permitido compartir algunas charlas con él, y al igual que un niño que copia las actitudes de sus mayores haber podido extraer los ejemplos que no se pueden transmitir con palabras, sino que son transmitidos a través del ejemplo. Ing. Francisco Carlos Rey, integrante del departamento de prospectiva de CNEA quien ha compartido su experiencia en forma totalmente desinteresada y abierta. Mi familia por todo el apoyo, cariño y comprensión del tiempo dedicado a la elaboración de esta tesis. Y finalmente a mi Señor Jesús, esperanza y roca mía, quien guía y sostiene mi camino.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

IV

Índice

Contenido

Contenido Tablas ................................................................................................................................ 1 Esquemas, figuras, gráficos y planos ................................................................................ 3 Definiciones y abreviaturas ............................................................................................... 7 Introducción .................................................................................................................... 14 PRIMERA PARTE – Marco teórico ............................................................................... 16 CAPITULO I - Central Nuclear ...................................................................................... 16 1.1.

Central Nuclear Embalse .................................................................................. 16

1.2.

Razón de la utilización del agua pesada ........................................................... 19

1.3.

Fisión en cadena ............................................................................................... 20

1.4.

Uranio natural vs uranio enriquecido ............................................................... 21

1.5.

El ciclo del combustible ................................................................................... 21

1.5.1.

Ciclo abierto .............................................................................................. 22

1.5.2.

Ciclo cerrado ............................................................................................. 23

1.5.3.

Ciclo directo de Uranio Natural para reactores Tipo PHWR .................... 24

1.5.4.

Ciclos avanzados, razones para su implementación ................................. 25

1.5.5.

Ciclo de Uranio Levemente Enriquecido (U.L.E) .................................... 26

Finalidad del capítulo ...................................................................................................... 28 Puntos centrales ............................................................................................................... 28 CAPITULO II – Distribución de la potencia instalada en la Argentina ......................... 29 Finalidad del capítulo ...................................................................................................... 32 Puntos centrales ............................................................................................................... 32 CAPITULO III - Cálculo de los costos de generación según el tipo de central ............. 33 3.1.

Precios .............................................................................................................. 34

3.2.

Consumo específico ......................................................................................... 35

3.3.

Costos Variables ............................................................................................... 36

3.4.

Costos fijos (Operacionales y de mantenimiento). ........................................... 38

3.5.

Costos de Capital. ............................................................................................. 39

3.6.

Costos Ambientales .......................................................................................... 42

3.7.

Costos Totales .................................................................................................. 44 Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

i

Índice

Contenido

Finalidad del capítulo ...................................................................................................... 45 Puntos centrales ............................................................................................................... 45 CAPITULO IV - El Mercado Eléctrico Argentino ......................................................... 46 4.1. Integrantes ............................................................................................................ 46 A-

El Estado Nacional ........................................................................................... 46

B-

Generadores ...................................................................................................... 46

C-

Transportistas ................................................................................................... 46

4.2. CAMMESA .......................................................................................................... 49 4.3. Organización del MEM ........................................................................................ 51 4.4. Fondo de Estabilización ....................................................................................... 54 4.5. Procedimientos para la programación de la operación, el despacho de cargas y el cálculo de precios. ....................................................................................................... 54 4.5.1. Generadores y Cogeneradores ....................................................................... 54 4.5.2. Coordinación del Mantenimiento Programado .............................................. 54 4.5.3. Reprogramación Trimestral ........................................................................... 56 4.5.4. Mantenimiento Programado .......................................................................... 56 Finalidad del capítulo ...................................................................................................... 57 Puntos centrales ............................................................................................................... 57 SEGUNDA PARTE – Descripción de la metodología de trabajo .................................. 58 CAPITULO V -Construcción de escenarios (Factores claves y fuerzas directrices)...... 58 5.1.

Consideraciones previas ................................................................................... 59

5.2.

Factores claves, ordenados por grado de importancia ...................................... 59

5.3.

Fuerzas directrices, ordenadas por grado de importancia ................................ 60

5.4.

Aspectos inevitables, necesarios e impredecibles ............................................ 60

5.4.1.

Aspectos inevitables .................................................................................. 60

5.4.2.

Aspectos necesarios .................................................................................. 61

5.4.3.

Aspectos impredecibles ............................................................................. 61

5.5.

Ampliación de factores claves y fuerzas directrices......................................... 61

5.5.1.

Tiempo de puesta en servicio de la Central Atucha II .............................. 61

5.5.2.

Fecha establecida para el rejuvenecimiento de Embalse .......................... 62

5.5.3.

Antecedentes del rejuvenecimiento........................................................... 64 Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

ii

Índice

Contenido

5.5.4.

Oferta y demanda de energía..................................................................... 67

5.5.5.

Aumento de la población .......................................................................... 70

5.5.6.

Exploración petrolera ................................................................................ 72

5.5.7.

Producción de petróleo y gas .................................................................... 77

5.5.8.

Consumo de combustibles ........................................................................ 79

5.5.9.

Precio de los combustibles ........................................................................ 81

5.5.10.

Consumo y reservas de uranio............................................................... 81

5.5.10.1.

Consumo mundial de uranio .............................................................. 81

5.5.10.2.

Reservas mundiales de uranio............................................................ 82

5.5.10.3.

En lo local ................................................................................................. 83

5.5.11

Gestión del conocimiento Nuclear ............................................................ 84

Desarrollo .................................................................................................................... 84 5.5.12.

Tratado de Kioto .................................................................................... 90

5.5.12.1. Mecanismos de evasión......................................................................... 91 5.5.12.2. Cambio climático .................................................................................. 93 5.5.12.3. Producción de CO2 en las Argentina en Centrales de energía térmica . 94 5.5.12.4. Análisis de la situación.......................................................................... 98 5.5.13.

Centrales proyectadas de gran aporte .................................................... 99

5.5.13.1. Cuarta Central Nuclear .......................................................................... 99 5.5.13.2. Energía eólica ...................................................................................... 100 5.5.14.

Subsidios ............................................................................................. 101

Finalidad del capítulo .................................................................................................... 102 Puntos centrales ............................................................................................................. 102 CAPITULO VI -Construcción de escenarios (Lógica y armado de los escenarios) ..... 103 6.1.

Ranking por importancia y por incertidumbre ............................................... 103

6.2.

Selección de la lógica del escenario ............................................................... 104

6.3.

Darle cuerpo al escenario ............................................................................... 106

6.3.1.

Primer escenario ...................................................................................... 106

6.3.2.

Segundo escenario ................................................................................... 108

6.3.3. 6.4.

Tercer escenario .......................................................................................... 110 Repercusiones sobre el Producto Bruto Interno ............................................. 112 Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

Contenido

Finalidad del capítulo .................................................................................................... 112 Puntos centrales ............................................................................................................. 113 TERCERA PARTE – Análisis de datos ....................................................................... 114 Implicancias ............................................................................................................... 114 Selección de indicadores líderes y de señales ........................................................... 115 CUARTA PARTE - Conclusiones y recomendaciones ................................................ 116 QUINTA PARTE .......................................................................................................... 119 ANEXO A – Otras Centrales proyectadas .................................................................... 119 ANEXO B – Distribución de vientos en la Argentina .................................................. 121 ANEXO C – El GENRER ............................................................................................ 122 ANEXO D – Variación de la oferta y demanda de energías en el tiempo según cada escenario ........................................................................................................................ 123 Primer escenario ........................................................................................................ 123 Segundo escenario ..................................................................................................... 125 Tercer escenario......................................................................................................... 128 APENDICE E - Mapas del sistema interconectado ...................................................... 131 BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................... 145

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

Tablas

Tablas Tabla 1 - Conversión de unidades ................................................................................... 10 Tabla 2 – Potencia instalada por regiones y tipo de generación (MW) .......................... 30 Tabla 3 – Precio del combustible considerado ................................................................ 34 Tabla 4 – Costo de combustible calculado ...................................................................... 35 Tabla 5 – Calculo de Ce (Consumo específico) .............................................................. 36 Tabla 6 – Costos variables de combustibles según tipo de Central ................................ 37 Tabla 7 – Costos variables según tipo de Central ........................................................... 38 Tabla 8 – Costos fijos (Operacionales y de Mantenimiento) .......................................... 38 Tabla 9 – Ejemplo de cálculo de factor de carga. ........................................................... 39 Tabla 10 – Costos de capital Centrales Nucleares – Tribunal de Tasaciones de la Nación ......................................................................................................................................... 40 Tabla 11 – Costos de Capital según tipo de generación.................................................. 41 Tabla 12 – Costos externos ambientales de la generación de energía eléctrica (uSs2006/kWh) ............................................................................................................... 43 Tabla 13 – Costos totales según tipo de generación ....................................................... 44 Tabla 14 – Variación del costo del combustible y de la energía en función de la variación del precio del uranio – Central Embalse ......................................................... 44 Tabla 15 – Grandes Usuarios – Principales características ............................................. 48 Tabla 16 – Central Point Lepreu - Hitos del proyecto .................................................. 65 Tabla 17 – Detalles de pozos en figura 6 ........................................................................ 73 Tabla 18 – Consumo de uranio previsto por quinquenio ................................................ 82 Tabla 19 – Reservas estimadas de uranio – año 2007..................................................... 83 Tabla 20 – Equivalencia de CO2e para los GEI .............................................................. 92 Tabla 21 – Fuentes principales de emisión de los GEI considerados en el tratado de Kioto ................................................................................................................................ 94 Tabla 22 - Porcentaje de combustibles utilizados en generación de energía térmica en la Argentina ......................................................................................................................... 95 Tabla 23 – Energía térmica producida por año, por tipo de combustible en GWh ......... 95

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

Tablas

Tabla 24 – Ton de CO2 producidas por tipo de fuente de energía por año y proyección 2012 ................................................................................................................................. 97 Tabla 25 – Datos sobre Centrales proyectadas en Argentina........................................ 101 Tabla 26 – Referencias para la interpretación de los planos ........................................ 131

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

Esquemas, figuras, gráficos y planos

Esquemas, figuras, gráficos y planos Esquema

Esquema 1 – Ciclo directo del Uranio natural. ............................................................... 25 Esquema 2 – Ciclo de Uranio Levemente Enriquecido .................................................. 27 Esquema 3 – Potencia instalada por regiones ................................................................. 30 Esquema 4 – Etapas en la construcción de escenarios .................................................... 58 Esquema 5 - Funcionamiento de un reactor integrado tipo CAREM ........................... 120

Figuras

Figura 1 – Descripción de precio CIF ............................................................................. 12 Figura 2 – Descripción de precio FOB ........................................................................... 13 Figura 3 – Calandria y componentes de la Central de Embalse ...................................... 17 Figura 4 – Esquema de funcionamiento de una Central Nucleoeléctrica ( ver referenciaxxiv) ................................................................................................................... 18 Figura 5 - Fisión de

235 92

U

................................................................................................ 20

Figura 6 – Regiones del Mercado Eléctrico Mayorista................................................... 29 Figura 7 – Esquema de un tubo de presión con relación a la calandria ......................... 64 Figura 8 – Potencial Hidrocarburífero Costa Afuera de Argentina – Pozos exploración, cuencas no productivas y costa afuera ............................................................................ 72 Figura 9 – Ubicación del Play Talud Continental y del Play de la Faja Plegada............ 74 Figura 10 – Dominio minero ........................................................................................... 76 Figura 11 – Cuencas en exploración ............................................................................... 77 Figura 12 – Posición de los diversos países respecto del Protocolo de Kioto ................ 91

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

Esquemas, figuras, gráficos y planos

Gráficos

Gráfico 1 – Potencia instalada por tipo de generación .................................................... 31 Gráfico 2 – Potencia instalada por región ....................................................................... 31 Gráfico 3 – Costo del combustible Atucha I – Tecnología Siemens .............................. 33 Gráfico 4 – Costo del combustible Embalse – Tecnología CANDU – CNE .................. 34 Gráfico 5 – Costo externo ambiental por Tipo de Tecnología (CEPAL) ....................... 42 Gráfico 6– Costos disgregados para cada tipo de Central............................................... 45 Gráfico 7 - Generación total (MW) día 23/11/2010........................................................ 53 Gráfico 8 – Precios de la energía período 2002 - 2010 ................................................... 53 Gráfico 9 – Demanda de energía (GWh) – proyección 2018 a partir de datos de CAMMESA .................................................................................................................... 67 Gráfico 10 – Oferta para cubrir demanda (GWh) – proyección 2018 a partir de datos de CAMMESA .................................................................................................................... 68 Gráfico 11 – Balance de generación mensual (GWh) para ver como varía el combustible – año 2009 – CAMMESA ............................................................................................... 69 Gráfico 12 - Crecimiento y proyección de la población en Argentina – INDEC .......... 70 Gráfico 13 - Año 2015 - % de Hombres y de Mujeres según edad – INDEC ............... 71 Gráfico 14 – Cantidad de pozos de exploración costa afuera por período...................... 75 Gráfico 15 – Reservas comprobadas de Petróleo por Cuenca (miles m3) – Ministerio de Planificación Federal, Obras públicas y servicios........................................................... 78 Gráfico 16 – Reservas comprobadas de Gas Natural por Cuenca (Millones de m3) – Ministerio de Planificación Federal, Obras públicas y servicios .................................. 78 Gráfico 17 – Consumo de combustibles en porcentaje consumido para satisfacer demanda y su proyección al 2018 sin considerar el descubrimiento de gas natural citado en el punto 5.5.7. ............................................................................................................. 80 Gráfico 18 – Variación de los precios del combustible en u$s/BTU .............................. 81 Gráfico 19 – Kg/KWh de CO2 producidas por tipo de fuente de energía por año .......... 96 Gráfico 20 – Ton de CO2 producidas por tipo de fuente de energía por año .................. 97 Gráfico 21 – Ton de CO2 totales emitidas por año ......................................................... 99 Gráfico 22 – Subsidios a la energía periodo 2007 – 2010 ............................................ 102 Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

Esquemas, figuras, gráficos y planos

Gráfico 23 – Importancia vs Incertidumbre – fuerzas directrices y factores claves ..... 103 Gráfico 24 – Variación en el incremento de la demanda de energía en los últimos años ....................................................................................................................................... 105 Gráfico 25 – Oferta de energía vs demanda, para los rangos de análisis ...................... 105 Gráfico 26 – Diferencia entre oferta y demanda de energía para aumentos de la demanda entre el 1,5% y el 5,5% anual – Primer escenario ........................................................ 107 Gráfico 27 – Diferencia entre oferta y demanda de energía para aumentos de la demanda entre el 1,5% y el 5,5% anual – Segundo escenario..................................................... 110 Gráfico 28 – Diferencia entre oferta y demanda de energía para aumentos de la demanda entre el 1,5% y el 5,5% anual – Tercer escenario ........................................................ 111 Gráfico 29 – PBI vs Demanda de energía por año ....................................................... 112 Gráfico 30 – Intensidad de vientos (m/s) en Argentina ................................................ 121 Gráfico 31 – Datos sobre Centrales proyectadas en Argentina en el marco del GENREN ....................................................................................................................................... 122 Gráfico 32 – Oferta y demanda de energía para un 1.5 % de aumento anual .............. 123 Gráfico 33 – Oferta y demanda de energía para un 2,5 % de aumento anual .............. 123 Gráfico 34 – Oferta y demanda de energía para un 3,5 % de aumento anual .............. 124 Gráfico 35 – Oferta y demanda de energía para un 4,5 % de aumento anual .............. 124 Gráfico 36 – Oferta y demanda de energía para un 5,5 % de aumento anual ............... 125 Gráfico 37 – Oferta y demanda de energía para un 1.5 % de aumento anual ............... 125 Gráfico 38 – Oferta y demanda de energía para un 2,5 % de aumento anual ............... 126 Gráfico 39 – Oferta y demanda de energía para un 3,5 % de aumento anual ............... 126 Gráfico 40 – Oferta y demanda de energía para un 4,5 % de aumento anual ............... 127 Gráfico 41 – Oferta y demanda de energía para un 5,5 % de aumento anual ............... 127 Gráfico 42 – Oferta y demanda de energía para un 1.5 % de aumento anual ............... 128 Gráfico 43 – Oferta y demanda de energía para un 2,5 % de aumento anual ............... 128 Gráfico 44 – Oferta y demanda de energía para un 3,5 % de aumento anual ............... 129 Gráfico 45 – Oferta y demanda de energía para un 4,5 % de aumento anual ............... 129 Gráfico 46 – Oferta y demanda de energía para un 5,5 % de aumento anual ............... 130

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Índice

Esquemas, figuras, gráficos y planos

Planos

Plano 1 – Líneas de transporte de energía a nivel País ................................................. 132 Plano 2 – Detalle Ciudad de Mendoza .......................................................................... 133 Plano 3 – Detalle San Nicolás – Ramallo ..................................................................... 134 Plano 4 – Detalle Zarate - Campana ............................................................................. 135 Plano 5 – Detalle Mar del Plata .................................................................................... 136 Plano 6 – Detalle Ciudad de Córdoba ........................................................................... 137 Plano 7 – Detalle Ciudades de Neuquén y Cipolletti .................................................... 138 Plano 8 – Detalle Bahía Blanca..................................................................................... 138 Plano 9 – Detalle Ciudad de Santa Fé ........................................................................... 139 Plano 10 – Detalle Capital Federal................................................................................ 140 Plano 11 – Detalle Ciudad de Tucumán ........................................................................ 141 Plano 12 – Detalle Rosario............................................................................................ 142 Plano 13 – Detalle Ciudades de Corrientes y Resistencia............................................. 143 Plano 14 – Detalle Gran Buenos Aires ........................................................................ 144

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Índice

Definiciones y abreviaciones

Definiciones y abreviaturas Capítulo 1 A.E.C.L. = Atomic Energy of Canada Ltd = Energía Atómica de Canada Ltda Back end = Fin del ciclo de combustible de una central nuclear Blisters = Ampollas formadas en los tubos de presión a causa del gradiente térmico y la presencia de hidruros. CANDU = Canadian Uranium Deuterium CNE = Central Nucleoelectrica Embalse D2O = Agua pesada Front end = Frente de ciclo de combustible de una central nuclear H2O = Agua liviana LWR = Light Water Reactor (Reactor de agua liviana) MOX = Combustible de óxidos mixtos de U y Pu PHWR = Pressurised Heavy Water Reactor (Reactor de agua pesada) Pu = Plutonio SADI = Sistema Argentino de Interconexión TC = Tubos Calandria Th = Torio TP = Tubos de presión U = Uranio ∗

= Hexafluoruro de uranio levemente enriquecido

ULE = Uranio Levemente Enriquecido UO2 = Oxido de uranio ∗

= Oxido de uranio levemente enriquecido

YC = Yellow cake (Torta amarilla) Zry – 2.5 Nb = Aleación de Circonio – 2.5 Niobio

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Índice

Definiciones y abreviaciones

Capítulo 2

BAS = Región de Buenos Aires BIOGAS: Gas natural obtenido a partir de procesos de descomposición de restos orgánicos (basuras, vegetales - gas de pantanos) en las plantas de tratamiento de estos restos (depuradoras de aguas residuales urbanas, plantas de procesado de basuras, de alpechines, etc.). BTU = British Thermal Unit – Unidad Térmica Británica: Cantidad de calor requerido para elevar la temperatura de una librea de agua en un grado Fahrenheit. CENTRO = Región del Centro de la Argentina CNEA = Comisión Nacional de Energía Atómica COM = Región de Comahue EQUIPOS INSTALADOS EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA Se pueden clasificar en tres tipos de acuerdo con el recurso natural que utilizan: HID = Hidráulico NU = NUC = Nuclear TER = Térmico Fósil Los térmicos a combustible fósil a su vez se pueden subdividir en cuatro tipos tecnológicos de acuerdo con el tipo de ciclo térmico que utilizan para aprovechar la energía: TV = Turbina de Vapor (Ciclo Rankine, utiliza la energía del vapor de agua al hervir ésta en una caldera). TG = Turbina de Gas (Ciclo Joule Bryton, utiliza la energía contenida en los gases producidos en la combustión).

Ventajas: -

Compactos, sencillos y fáciles de transportar

-

De pequeña y media potencia entre 5 y 250MW

-

Rápida puesta en marcha, menos de 5min.

-

Excelente como central de emergencia

-

Transportables con facilidad

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

-

Definiciones y abreviaciones

Apto para lugares desérticos, pues no precisa de agua

Desventajas: -

Bajo rendimiento (menos del 20 al 34%)

CC = Turbina de Gas en Ciclo Combinado (Rankine + JouleBryton combinación de los tipos anteriores donde se aprovecha la alta temperatura de los gases de escape de la turbina de gas para producir vapor). DI = MD = Motores Diesel (Ciclo Diesel). FUEL OIL: Es una fracción del petróleo que se obtiene como residuo en la destilación fraccionada y es utilizado como combustible para plantas de energía eléctrica, calderas y hornos. Es clasificado en seis clases, enumeradas del 1 al 6, de acuerdo a su punto de ebullición, su composición y su uso. El precio generalmente decrece a medida que el número aumenta. Ligeros o diésel Nº1 Similar al queroseno, es la fracción que hierve justo luego de la gasolina Nº2 Aplicación en automóviles y camionetas Nº3 Rara aplicación

Mezcla de ligeros y residuales Nº4 Diésel destilado o Fuel Oil residual

Residuales Nº5 Mezcla de 75 – 80 % de número 6 y 25 – 20 % de número 2 Pesado Nº6 Fuel Oil Pesado o residual GAS NATURAL: Mezcla de gases ligeros que se encuentra frecuentemente en yacimientos de petróleo, disueltos o asociados con el petróleo o en depósitos de carbón.

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Índice

Definiciones y abreviaciones

Se encuentra compuesto principalmente por metano en un porcentaje ≥90 ó 95% y otros gases como nitrógeno, CO2, H2S, helio y mercaptanos. GASOIL O

DIÉSEL:

Líquido

de color

blancuzco

o

verdoso,

compuesto

fundamentalmente por parafinas y utilizado principalmente como combustible en motores diésel y en calefacción. Cuando es obtenido de la destilación del petróleo se denomina petrodiésel y cuando es obtenido a partir de aceites vegetales se denomina biodiésel. GBA = Región del Gran Buenos Aires NOA = Región del Noroeste Argentino LIT = Región del Litoral O & M = Operation & Maintenance (Operación y mantenimiento) PATAG = Región Patagonia Fuente de energía

De:

A: (KBTU)

Diesel

MBtu (million Btu)

1000

Diesel

Galones

138,6905

Diesel

Litros

36,06

Fuel Oil (No. 1)

MBtu (Millón de Btu)

1000

Fuel Oil (No. 1)

Galones

138,6905

Fuel Oil (No. 1)

Litros

36,06

Fuel Oil (No. 2)

MBtu (Millón de Btu)

1000

Fuel Oil (No. 2)

Galones

138,6905

Fuel Oil (No. 2)

Litros

36,06

Fuel Oil (No. 4)

MBtu (Millón de Btu)

1000

Fuel Oil (No. 4)

Galones

138,6905

Fuel Oil (No. 4)

Litros

36,06

Fuel Oil (No. 5 & No. 6)

MBtu (Millón de Btu)

1000

Fuel Oil (No. 5 & No. 6)

Galones

149,6905

Fuel Oil (No. 5 & No. 6)

Litros

38,92

Gas Natural

MBtu (Millón de Btu)

1000

Gas Natural

Metros cúbicos

36,339

Tabla 1 - Conversión de unidades Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

Definiciones y abreviaciones

Capítulo 3

CEPAL = Comisión Económica para América Latina y el Caribe: Es el organismo dependiente de la Organización de las Naciones Unidas responsable de promover el desarrollo económico y social de la región.

Capítulo 4

BOE = Barril de petróleo equivalente CAMMESA = Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico END FITTING: Montaje al final de cada lado de los canales donde se conectan las máquinas que abastecen del combustible. FEEDER: Tubos que transportan el agua pesada dentro y fuera de la calandria para la transferencia de calor. MEM = Mercado Eléctrico Mayorista OED = Organismo Encargado del Despacho SIN = Sistema Interconectado Nacional

Capítulo 5

ADIMRA = Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina. AECL = Atomic Energy of Canada Limited: Empresa Canadiense responsable de la gestión de la energía nuclear. ASAP = Asociación Argentina de Presupuesto y Administración Financiera Pública BONOS DE CARBONO = Derecho a emitir CO2. Un bono de carbono, equivale al derecho de emitir una tonelada de CO2. BTU = Unidad Térmica Británica (1 BTU = 0.239 kcal) CER = Certificados de Emisión Reducidas. Un CER equivale a una tonelada de CO2 que se deja de emitir a la atmósfera y puede ser vendido en el mercado de carbono, dando origen a los denominados bonos de carbono. CO2e = Dióxido de carbono equivalente. Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Definiciones y abreviaciones

CONUAR = Combustibles Nucleares Argentinos (Empresa que arma el combustible nuclear). ENARGAS = Ente Nacional Regulador del Gas ENRE =Ente Nacional Regulador de la Electricidad FAE S.A.= Fabricación de Aleaciones Especiales S.A. (Empresa que fabrica las vainas de Zry-4) IR = Inferred Resources (Reservas Estimadas) MPa = Mega pascales. PR = Pronosticated Resorces (Reservas Pronosticadas) PRECIO CIF = Cost, Insurance and Freight = Costo, Seguro y Flete = El comprador debe asumir todos los riesgos de pérdida o daño de la mercadería desde el momento en que haya sobrepasado la borda del buque en el puerto de embarque, recordando que en este término el vendedor está obligado a una cobertura de seguro mínima. Dar aviso al vendedor, cuando tenga el derecho de determinar el tiempo del embarque de la mercadería y/o el puerto de destino, si no avisa pagar los gastos adicionales. El puerto de destino se encuentra convenido (ref. para precio CIF y FOBi).

Figura 1 – Descripción de precio CIF

Precio FOB = Free on Board = Franco a Bordo = El comprador se compromete a cumplir con el contrato de transporte asumiendo todos los gastos y riesgos por pérdida o Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Definiciones y abreviaciones

daño de la mercadería, desde el momento que fue entregada sobrepasando la borda del buque, asimismo deberá pagar todos los tributos, tasas y contribuciones que graven la importación. El puerto de carga se encuentra convenido.

Figura 2 – Descripción de precio FOB

RED BOOK = Desde mediados de los años 60s la Agencia Nuclear de Energía de Francia (OECD) la Agencia Internacional de Energía Atómica han venido preparando juntas un informe con datos actualizados sobre las reservas de uranio, su producción y su demanda a nivel mundial, denominado Red Book (Uranium Resources, Production and Demand). RAR = Reasonable Assured Resources (Recursos Razonablemente Asegurados) SR = Speculative Resources (Reservas Especulativas) TVF = Trillones de pies cúbicos Zry-4 = Aleación con base Circonio utilizado en el combustible nuclear de Atucha I, Atucha II y Embalse. Sistema Buy = Sistema de busqueda de personal Sistema Make = Sistema de formación adquisición de habilidades del personal tomado por una organización.

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Introducción

Introducción La situación energética de la Argentina presenta un indicador clave de la capacidad que se tiene para lograr un desarrollo sostenible frente al incremento de la demanda de energía asociada, repercutiendo directamente sobre el PBI del país. La salida de servicio de la Central Nucleoeléctrica Embalse, debido a la necesidad de realizar un rejuvenecimiento de sus instalaciones, tiene grandes implicancias a este respecto a pesar de representar menos del 4% de la potencia actual instalada, entre máquinas térmica, nucleares, e hidroeléctricas. La energía que aporta es considerada de base, ya que la Central permanece en funcionamiento de no tener que realizarse una parada por algún tema en particular, pues no puede ser prendida y apagada en períodos muy breves de tiempo, como sucede con las máquinas térmicas consideradas de punta, las cuales entran en servicio rápidamente durante las horas de máximo consumo de energía (horas pico). Del total de potencia instalada, una parte se encuentra como reserva técnica, es decir, máquinas que existen pero que no se encuentran en funcionamiento por diferentes motivos, como puede ser un mantenimiento de las instalaciones. Como se verá durante el planteo de los escenarios, el porcentaje de reserva técnica del país constituye un factor muy importante al evaluar los efectos de la salida de servicio de la CNE ya que condiciona el ritmo de crecimiento de la demanda que el país puede afrontar en los próximos años, la cantidad de subsidios que son necesarios aportar al sector, la cantidad de energía que se importa desde otros países, etc. El panorama energético es bastante complejo, teniendo que tomar en cuenta no solo factores internos, como pueden ser la cantidad de reservas de combustibles con las que cuenta el país o la tasa de aumento de la población y la franja de edades en las cuales se está creciendo, sino que también hay que tomar en cuenta factores externos que poseen un gran peso como ser las reservas mundiales de combustibles y los acuerdos internacionales en el área del Medio Ambiente principalmente en lo que respecta al tratado de Kioto.

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Introducción

Dada la gran variedad de factores involucrados se ha decidido utilizar aquí un método de planteamiento de escenarios analizados durante el transcurso de la carrera. Este se basa en el trabajo de Peter Schwartz en su libro “The art of the long view”. La brecha de tiempo analizada se encuentra comprendida entre la actualidad y el año 2018.

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Capítulo I

PRIMERA PARTE – Marco teórico CAPITULO I - Central Nuclear 1.1.

Central Nuclear Embalse La Central Nuclear Embalse es, cronológicamente, la segunda Central Nuclear

de nuestro país y representa aproximadamente el 4% de la energía aportada a la red nacional interconectada, lo que se denomina SADI (Sistema Argentino de Interconexión)ii. Se encuentra situada en la costa sur del Embalse del Río Tercero, provincia de Córdoba, a 665 mts. sobre el nivel del mar. Dista aproximadamente 100 Kms. de la ciudad de Córdoba, y a 700 kms de la ciudad de Buenos Aires. Es una Central del tipo CANDU (PHWR) como las plantas similares que existen operando en Canadá, Corea del Sur, India, Rumania, Pakistán y China. Pertenece al tipo de centrales de tubos de presión, cuyo combustible es el uranio natural y su refrigerante y moderador es el agua pesada. La energía aportada por la Central Nuclear Embalse, se entrega a la red nacional. El Reactor CANDU utiliza tubos a presión para contener el refrigerante primario, a diferencia del recipiente de presión que usa la Central Nuclear Atucha I. El U-235 empleado en el reactor de Embalse se encuentra como uranio natural en forma de pastillas de dióxido de uranio (UO2). El elemento combustible está formado por un manojo de 37 tubos que se colocan dentro de los canales horizontales de la calandria (tanque cilíndrico horizontal de acero inoxidable), que poseen 6 metros de largo, denominados canales combustibles o canales de refrigeración. Existen un total de 380 canales, con 12 manojos cada uno, por lo que contiene un total de 4.560 manojos combustibles. El conjunto de todos los canales con sus mecanismos asociados constituye el Reactor Nuclear. El núcleo del reactor se encuentra localizado en el corazón del edificio

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Capítulo I

con protección biológica. El reactor está montado dentro de una bóveda de acero conteniendo agua liviana y revestida de hormigón; la misma comprendeiii: Un recipiente cilíndrico de baja presión (Calandria) de acero inoxidable. Dos escudos finales (de acero inoxidable, conteniendo esferas de acero al carbono de blindaje), penetrados horizontalmente por 380 tubos de presión de Zry-2.5Nb. Dispositivos de controles de reactividad, verticales y horizontales, que penetran en la bóveda de protección.

Figura 3 – Calandria y componentes de la Central de Embalseiv

La energía generada en la fisión nuclear, eleva la temperatura de las pastillas de uranio (UO2) y la de los manojos. El calor generado es extraído de los elementos combustibles alojados en los canales del Circuito Primario por medio del agua pesada que circula a presión y actúa como refrigerante (circuito primario). Entre los tubos de presión y la calandria también circula agua pesada que actúa como moderador en un circuito independiente con su propio intercambiador de calor para refrigeración. Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

Capítulo I

El agua pesada refrigerante del sistema primario pasa hacia el Generador de Vapor o intercambiador de calor, donde a través de paredes metálicas transmite la energía calórica al Circuito Secundario, produciendo vapor de agua liviana. El agua pesada así enfriada es reciclada al reactor por la bomba principal, completándose el Circuito Primario. El vapor generado es enviado a una turbina de alta presión y a continuación a tres de baja presión. Por último el eje de la turbina, acoplado con el generador eléctrico, produce la energía eléctrica con una potencia bruta de 648 MW, a una tensión de 22 KV, que son suministrados a la red por tres transformadores de salida que elevan la tensión a 500 KV con una potencia neta de 600 MW.

(1) Reactor – (2) Bomba Principal – (3) Generador de vapor – (4) Etapa Alta Presión – (5) Etapa Baja Presión – (7) Separador de humedad – (8) Bomba de Alimentación – (9) Precalentador – (10) Bomba de extracción de Condensador – (11) Condensador – (12) Canal de Descarga de 7Km – (13) Lago – (14) Bomba de Circulación – (15) Generador. Figura 4 – Esquema de funcionamiento de una Central Nucleoeléctrica ( ver referenciaxxiv)

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18

Índice

1.2.

Capítulo I

Razón de la utilización del agua pesada El agua pesada (D2O) se utiliza como refrigerante y moderador, cumpliendo la

función de extraer el calor de los elementos combustibles. Los reactores que utilizan agua pesada D2O presentan menor absorción de los neutrones térmicos que el agua liviana H2O, lo cual les permite no solo obtener una mayor reactividad (aprovechamiento del combustible), sino que permite cubrir las eventuales detecciones temporarias del ciclo de recambio de los elementos combustibles y los ciclos de carga impuestos por la necesidad de la red eléctrica. Una central tipo Atucha I por ejemplo, fue diseñada para funcionar con una reactividad en exceso del 11% lo cual le permite realizar ciclos de carga diarios entre el 100 y el 53% de la potencia, aunque salvo en fechas especiales no efectúa ciclos más allá del 85% de su potencia térmica, obteniendo valores de reactividad entre el 7 y el 8% con el consiguiente mayor quemado del combustible. La reactividad en exceso es compensada por las barras de controlv.

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Índice

1.3.

Capítulo I

Fisión en cadena El funcionamiento de los reactores nucleares se basa en la fisión de un núcleo

pesado de U235 al ser bombardeado con neutrones, estos núcleos pueden dividirse en dos fragmentos formados por núcleos de átomos más ligeros, neutrones y liberación de energía. Los productos de fisión son radiactivos, y dan lugar a unas series radiactivas formadas por varios nucleídos. Los neutrones inmediatos que aparecen en la fisión nuclear, se denominan rápidos y son emitidos con una alta energía. Estos neutrones que aparecen en el instante de la fisión provocan en el medio una serie de reacciones nucleares, entre las cuales, la fisión es la más importante, ya que dará lugar a las reacciones en cadena, Normalmente, el número de neutrones que aparece por cada fisión es entre 2 ó 3. Los productos siguen emitiendo neutrones hasta un minuto después de producida la fisión. Estos neutrones, denominados diferidos, son muy importantes en el control de los reactores. Como referencia, si todos los núcleos contenidos en un gramo de U235 fisionaran, llegarían a producir una energía de 1MW durante un díavi.

Cuando el núcleo de U235 absorbe un neutrón forma un núcleo inestable de U236 (Primera etapa: formación del cuello y posible emisión de un neutrón) el cual posteriormente se separa en dos fragmentos muy deformados, quedando libres algunos neutrones (Etapa 2). Figura 5 - Fisión de

235 92

U

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

1.4.

Capítulo I

Uranio natural vs uranio enriquecido El uranio natural se encuentra constituido principalmente por dos isótopos, el

uranio 235 (0.71%) y el uranio 238 (99.29%), en donde el isótopo que puede ser fisionable es el 235. Mientras que el uranio levemente enriquecido (ULE) posee un porcentaje de uranio 235 igual a 0.85%. Este incremento de material físil, produce un aumento del poder calorífico del combustible. De esta forma a modo de ejemplo, la Central Atucha I que hasta agosto del 2001 funcionaba con uranio natural, poseía un poder calorífico de 124.000.000 kcal/kg, mientras que a partir del momento en el cual se sustituyó el uranio natural por el ULE, pasó a tener un poder calorífico de 234.000.000kcal/kg, con el consecuente aumento en el rendimiento y la disminución de costo asociada. 1.5.

El ciclo del combustible El ciclo de combustible destinado a una central nuclear es un conjunto de

actividades o procesos encadenados que sufre el material físil (típicamente, uranio) para posibilitar la extracción de energía en un reactor nuclear e impedir la liberación de productos radioactivos al medio ambiente. El mismo puede subdividirse en tres etapas principales, que son: El llamado front-end o frente del ciclo, que va desde la extracción de mineral de uranio hasta la entrega de los elementos combustibles al reactor. El uso del combustible en el reactor, donde la energía de fisión se utiliza para producir, electricidad. Esta etapa incluye, generalmente el almacenamiento en la central de elementos combustibles frescos como así también de los que son retirados del núcleo (denominados “quemados”) El llamado back-end o fin del ciclo, el cual comienza con el traslado de los elementos combustibles quemados a un almacenamiento fuera de la central o intermedio, incluye eventualmente al reprocesamiento y termina con la disposición final de los residuos radiactivos. Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

Capítulo I

Estas actividades conforman a su vez dos diferentes tipos de ciclo de combustible, el llamado ciclo abierto y el llamado ciclo cerradovii. 1.5.1. Ciclo abierto Las diferencias básicas se encuentran en la tercera etapa del ciclo, dependiendo de qué política se haya adoptado para el ciclo de combustible a conveniencia de los intereses económicos y nacionales al respecto. El ciclo abierto contempla en su tercera etapa la disposición final del combustible, esto es: después de la etapa de irradiación, el combustible se descarga y se almacena en las piletas de combustible gastado, en las cuales permanecerá a la espera que la actividad radiactiva y la generación de calor hayan disminuido a niveles aceptables para su manejo, este período es de alrededor de 7 años y se le denomina comúnmente como período de enfriamiento. Después de este período, el combustible puede permanecer por más tiempo en las piletas o ser retirado de ellas para iniciar el proceso de acondicionamiento previo a su almacenamiento final en algún repositorio geológico. Es claro que esta opción en el ciclo directo de combustible, requiere que cuando el combustible sea retirado deben existirviii: Una política definida de ciclo de combustible. Instalaciones para el acondicionamiento del combustible y personal especializado para el manejo de las operaciones de la instalación. Un repositorio geológico para el almacenamiento definitivo del combustible. Los contenedores y transportes adecuados para el traslado de los combustibles. El almacenar el combustible en un repositorio geológico, implica enterrar los mismos en una formación de roca estable en un compartimiento capaz de aguantar por miles de años. Hasta hoy día este es un tema no resuelto a nivel mundial, lo que se hace actualmente es almacenar el combustible gastado temporalmente en las mismas instalaciones del reactor en piscinas especialmente diseñadas o en casquetes de almacenamiento en seco hasta poder contar con un repositorio geológico adecuado.

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Capítulo I

El primer repositorio geológico que parecería implementarse en el mundo, luego de que la administración Obama decidiera abandonar el proyecto en Yucca Mountain (Nevada) se encontraría a cargo de los suecos, con una capacidad para 12.000 toneladas de combustible usado que serán depositados a una profundidad comprendida entre 400 y 700 metros en un lecho de roca estable, con una barrera impermeabilizante de arcilla bentonita. Este proyecto forma parte de la plataforma tecnológica IGD-TP auspiciada por la Comisión Europea que tiene como finalidad tener en funcionamiento los primeros repositorios geológicos en Finlandia, Suecia y Francia entre los años 2020 y 2025. 1.5.2. Ciclo cerrado En el ciclo cerrado de combustible nuclear, los combustibles se almacenan en las piletas de combustible gastado, y se dejan allí por el período de enfriamiento establecido, después son retirados de las albercas y trasladados a las instalaciones de reprocesamiento en donde se recuperan el uranio y el plutonio. Los actínidos menores y productos de fisión permanecen en los desechos de alto nivel del reprocesamiento, entonces el uranio y plutonio (El plutonio posee una sección eficaz similar a la del

)

pueden ser reutilizados en la fabricación de combustible MOX (Combustible de óxidos mixtos de Pu y U) y los desechos concentrados y vitrificados para evitar fugas, y acondicionados para su almacenamiento final en algún repositorio geológico. El combustible irradiado presenta diversos elementos que poseen una alta radiotoxicidad, Esta radiotoxicidad decrece con el tiempo siendo el plutonio (Pu) y los actínidos minoritarios (AM) los que más alta toxicidad presentan. El reproceso reduce la toxicidad y el volumen de los residuos de alta actividad en comparación con los del combustible usado. La toxicidad disminuye hasta un 10% de la inicial y el volumen hasta un 20%, la separación y utilización del Pu y de los actínidos menores conlleva la reducción de los tiempos que deben preverse para el almacenamiento seguro de estos residuos, desde unos 250.000 años a menos de los 500 años que posee la radiotoxicidad del uranio natural. El combustible MOX es insertado en los reactores de potencia para la generación de energía, cerrando de esta manera el ciclo de combustible. Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

Capítulo I

De todas formas, las consecuencias ambientales del reprocesamiento son complejas, y se necesitaría una remoción casi completa de todos los actínidos para reducir significativamente el riesgo radiológico. El plutonio es altamente tóxico y se dispersa en el ambiente con mucha facilidad por lo que los efectos de las emisiones normales de una planta de reprocesamiento son tema preocupante también en la sociedadix. 1.5.3. Ciclo directo de Uranio Natural para reactores Tipo PHWR Pressurised Heavy Water Reactor = Reactores de agua pesada Actualmente, este tipo de reactores opera con un ciclo directo de uranio natural que comprende nueve etapas fundamentales, (ver esquema 1). La etapa de Irradiación en el reactor incluye el almacenamiento de los elementos combustibles frescos y el de los irradiados en piletas diseñadas para evacuar el calor de decaimiento y para proveer un blindaje adecuado. Dicho ciclo de combustible presenta el mejor factor de utilización del uranio (en masa de uranio por unidad de energía eléctrica generada) entre los reactores actualmente en funcionamiento, siendo hasta un 30% más eficiente en el consumo de reservas que los reactores de agua liviana y uranio enriquecido (L.W.R. Light Water Reactors) convencionalesx.

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Índice

Capítulo I

Extracción de la mina Obtención de la Torta Amarilla (YC) Conversión

→

Fabricación del elemento combustible Frente del ciclo Irradiación en reactor

Almacenamiento

Fin del ciclo Transporte del elemento combustible Almacenamiento intermedio Transporte del elemento combustible Almacenamiento final

Esquema 1 – Ciclo directo del Uranio natural.

1.5.4. Ciclos avanzados, razones para su implementación Los ciclos avanzados son aquellos en los cuales el esquema 1 es modificado fundamentalmente y entre otras cosas para, poner un techo al precio del uranio, aumentar la disponibilidad de material físil, disminuir la sensibilidad del costo del ciclo con la variación que el costo del uranio pueda tener en el futuro, reducir el volumen del material radiactivo y la radiotoxicidad de los mismos.

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Índice

Capítulo I

En reactores en proceso de diseño pueden obtenerse ahorros muy significativos en los costos de capital y de operación modificando el ciclo de combustible. Según los estudios de A.E.C.L. (Atomic Energy of Canada Ltd)

xi xii

sobre la próxima generación

de reactores CANDU. Esta reducción de costos se obtendría debido a dos hechos principales: La red del núcleo usando un ciclo de combustible avanzado es significativamente más reactiva que la red con uranio natura. Este hecho permite cambios en el reactor y en el diseño de los elementos combustibles que serían inaceptables desde el punto de vista de la economía neutrónica para el ciclo de uranio natural. El rango de contenido físil con combustible avanzado permite nuevos métodos de aplanamiento de potencia, tanto globales como locales. 1.5.5. Ciclo de Uranio Levemente Enriquecido (U.L.E) Es el enfoque actual del programa de ciclos avanzados de A.E.C.L.xiii. Las etapas incluidas en el mismo (según lo propuesto para nuestro país) pueden verse en el esquema 2. Este ciclo permite manejar menos masa de combustible tanto en el frente del ciclo como en el fin del ciclo, o sea disminuye, por ejemplo los requerimientos de fabricación, transporte y almacenamiento sin aumentar significativamente la complejidad y los costos de dicho proceso. La Central Atucha I que al entrar en criticidad en el año 1974 utilizaba uranio natural, realizó el cambio a U.L.E. en el año 2001, siendo la primer y única central comercial de agua pesada en el mundo que funciona totalmente con este tipo de combustible. Para el caso de Atucha I y Atucha II se trata de utilizar uranio con un 0.85% de

.

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Índice

Capítulo I

Extracción de la mina Obtención de la Torta Amarilla (Yellow Cake) Conversión

→

Enriquecimiento →

∗

Conversión ∗

→

∗

Fabricación del elemento combustible Frente del ciclo Irradiación en reactor

Almacenamiento

Fin del ciclo Transporte del elemento combustible Almacenamiento intermedio Transporte del elemento combustible Almacenamiento final

Esquema 2 – Ciclo de Uranio Levemente Enriquecido

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Índice

Capítulo I

Finalidad del capítulo En capítulos posteriores, se tratan temas que requieren conocer para su correcta comprensión la ubicación espacial de ciertas piezas dentro de la CNE y la forma en la cual funciona la misma, por tal motivo este capítulo pretende brindarle al lector las herramientas necesarias a este fin.

Puntos centrales 1. Funcionamiento de la Central Nuclear Embalse. 2. Diferencia entre los ciclos del combustible de Uranio Natural y de Uranio Enriquecido.

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Índice

Capítulo II

CAPITULO II – Distribución de la potencia instalada en la Argentina La distribución de la potencia instalada en la Argentina, se analiza por regiones, de esta forma el mapa geográfico queda dividido en nueve partes (ver Figura 6): NOA (Noroeste Argentino) CENTRO NEA (Noreste Argentino) CUYO GBA (Gran Buenos Aires) LIT (Litoral) BAS (Buenos aires) COM (Comahue) PATAG (Patagonia)

Figura 6 – Regiones del Mercado Eléctrico Mayorista Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

29

Índice

Capítulo II

A continuación se presenta la distribución de la potencia instalada por regiones y tipo de generación en Noviembre del 2010xiv . NOA 2279 MW NEA 2480 MW CENTRO 2668 MW CUYO GBA + LIT 1579 MW

+ BAS 12240 MW

COM 6013 MW PATAG 867 MW Esquema 3 – Potencia instalada por regiones

Área

TV

TG

CC

CUYO

120

90

374

578

741

COM

DI

TER

NU

HID

TOTAL

584

995

1579

21

1366

4647

6013

210

2279

NOA

261

893

828

87

2069

CENTRO

200

807

68

28

1103

648

918

2668

GBA-

3857

969

5984

128

10938

357

945

12240

174

200

2280

2480

348

519

867

10514

28125

LIT-BAS NEA

26

PATAG

160

188

3523

8183

SUMA

4438

462

16607

1005

Tabla 2 – Potencia instalada por regiones y tipo de generación (MW) Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

TG 8%

TV 10%

NU 2%

Capítulo II

DI 1%

TER 37%

CC 18%

HID 24% Gráfico 1 – Potencia instalada por tipo de generación

NEA 9%

NOA 8%

CENTRO 9%

CUYO 6%

PATAG 3%

GB-LI-BA 44%

COM 21% Gráfico 2 – Potencia instalada por región

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

31

Índice

Capítulo II

Finalidad del capítulo Dar a conocer las distintas regiones que componen el sistema interconectado de energía en la Argentina y la participación que tiene cada tipo de generación dentro del mismo.

Puntos centrales 1. Regiones del sistema interconectado de energía. 2. Potencia instalada por región. 3. Aporte de cada tipo de generación a la potencia instalada.

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32

Índice

Capítulo III

CAPITULO III - Cálculo de los costos de generación según el tipo de central Para el cálculo de los costos de producción de energía, se confeccionó una planilla de cálculo que permite estimar los costos en función del precio del combustible. Se consideran los costos variables, fijos, de capital y ambientales. A los efectos de poder comparar los resultados, se parte de la hipótesis de un préstamo mediante sistema francés con una tasa de interés del 10% anual. En el diseño de la tabla de cálculo, se tuvo la colaboración del departamento de prospectiva de CNEAxv, y se utilizó la bibliografía relacionadaxvi

xvii

de donde se extraen los precios del combustible utilizado

en las centrales nucleares. El valor del Gas y Fuel Oil se obtuvieron a partir de los datos publicados por el Instituto Argentino de la Energía Gral. Mosconixviii.

Fabricación 24%

Otros 9%

Uranio 67% Gráfico 3 – Costo del combustible Atucha I – Tecnología Siemens

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

33

Índice

Capítulo III

En el caso de las centrales nucleares, el valor del combustible, depende de la tecnología que se esté considerando, en las graficas 3 y 4 se pueden observar la asignación de costos en porcentaje, separado en costo del uranio, de fabricación y otros según la tecnología empleada.

Otros 7%

Uranio 45%

Fabricación 48% Gráfico 4 – Costo del combustible Embalse – Tecnología CANDU – CNE

3.1.

Precios Para la determinación del precio de la Central Atucha II se consideró un precio

un 11% mayor al de la Central Atucha I. Este aumento en el costo es debido principalmente a un aumento en los costos de producción. Tipo

Unidad

Valor

Gas

u$s/Mil m3

84.00

Fuel Oil

u$s/litro

0.38

Combustible CNE

u$s/kg de uranio

157,20

Combustible Atucha I

u$s/kg de uranio

540,35

Combustible Atucha II

u$s/kg de uranio

594,39

Tabla 3 – Precio del combustible considerado Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

34

CANDU

600

151250000

157,20

kg

1,04

ATUCHA I

357

234000000

540,35

kg

2,31

ATUCHA II

692

234000000

594,39

kg

2,54

C.C.

696

9156

0,09

m3

9,18

T.G.

375

9156

0,09

m3

9,18

F.O.

1178

9085

0,38

litro

41,83

Solar

Fotovoltaica

50

Eólica

Eólica

50

Nuclear

Térmica

(dolares/10^6 KCAL)

Costo de combustible

Unidad

(u$s/unidad)

Costo por unidad

(Kcal/Unidad)

Poder calorífico

Capítulo III

Tamaño (MW)

Tipo

Central

Índice

3100

Hidroeléctrica

Tabla 4 – Costo de combustible calculado

3.2.

Consumo específico El consumo específico son las unidades de energía – medidas en kilojulios,

kilocalorías, BTU, etc. – que consume una máquina o equipo para producir una unidad de energía útil – normalmente expresada en kWh –. En un ciclo combinado con un rendimiento del 60% su consumo específico es: =

.

.



= 1433.1

Implica que:

El rendimiento se encuentra calculado como: !"#"

$% =

&'( ) * + é (-*

) ( ∗ .

&'( ) * /é-0*

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

35

Índice

Capítulo III

Tipo de

Potencia

Potencia

Consumo especifico

Central

eléctrica neta

térmica

Rendimiento

Ce

Nuclear

(MWe)

(MWt)

(%)

(Kcal /kWh)

CANDU

600

2109

28,4

3022,4

ATUCHA II

357

1179

30,3

2839,7

CANDU

692

2175

31,8

2702,6

Tabla 5 – Calculo de Ce (Consumo específico)

3.3.

Costos Variables Los costos variables son determinados comoxix:

. 1. = 2+3& ∗ 4 + ( &8 9 :" ; <) EESP = Consumo específico de planta (KCAL/KWh) P0 = Precio (centavos de u$s/106 kCAL) O&M variables = Operacionales y de mantenimiento variables (Costos CAMMESA 2008xx - Costo de combustible). Nota: en el caso de centrales de ciclo combinado, en una determinación más ajustada se podría incluir un factor asociado al cociente entre poderes caloríficos superior e inferior, el cual es cercano a 1 y multiplicaría al producto de EESP * P0 (para el gas natural este valor es de 1.105). Debido a que la demanda tiene importantes variaciones a lo largo del día, CAMMESA debe realizar el despacho óptimo de la oferta disponible en el mercado teniendo en cuenta, las restricciones de la red de transporte modelada, la disponibilidad de combustible y de agua en los embalses y demás limitaciones operativas. Esto lo hace de forma tal de abastecer la demanda minimizando el costo de producción más el de falla. Para determinar que máquinas suministrarán la energía al precio más barato, los generadores deben declarar los costos variables de combustible, operacionales y de mantenimiento: En la siguiente tabla se consideran estos costos correspondientes a julio

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

36

Índice

Capítulo III

del 2008. En el caso de Atucha II se considera un valor en el orden del de Atucha I ya

Nuclear

Térmica

CANDU

600

3022,4

1,04

3,14

ATUCHA I

357

2839,7

2,31

6,56

ATUCHA II

692

2702,6

2,54

6,86

C.C.

696

1600

9,44

14,69

T.G.

375

2400

9,44

22,03

F.O.

1178

2400

41,83

100,38

Solar

Fotovoltaica

50

0

0

0,00

Eólica

Eólica

380

0

0

0,00

3100

0

0

0,00

Hidroeléctrica

(MILLu$s/kWh)

Combustible variables

(u$s/10^6 kcal)

Costo de combustible

(kcal/kWh)

Consumo especifico Ce

(Mwe)

Potencia eléctrica neta

Tipo

Central

que al no encontrarse en funcionamiento no se cuentan con datos reales.

Tabla 6 – Costos variables de combustibles según tipo de Central

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

37

Nuclear

Térmica

(MILLS/kWh)

Total Variables

(MILLS/kWh)

O&M

Variables

Capítulo III

(MILLS/kWh)

Variables

Combustible

Tipo

Central

Índice

CANDU

3,14

15,71

18,85

ATUCHA I

6,56

17,77

24,33

ATUCHA II

6,86

18,46

25,32

C.C.

14,69

7,23

21,92

T.G.

22,0,3

8,23

30,26

F.O.

100,38

8,5

108,88

Solar

Fotovoltaica

0,00

0

0,00

Eólica

Eólica

0,00

0

0,00

0,00

0

0,00

Hidroeléctrica

Tabla 7 – Costos variables según tipo de Central

3.4.

Costos fijos (Operacionales y de mantenimiento). En la tabla siguiente se presentan los costos fijos según cada tipo de central. Los

Nuclear

Térmica Solar Eólica Hidroeléctrica

CNE ATUCHA I ATUCHA II C.C. T.G. F.O. Fotovoltaica Eólica

600 357 692 696 375 1.178 50 380 3.100

70 70 70 30 20 40 40 25 15

Costos Fijos (u$s/MWh)

O & M Fijos (u$s/kWaño)

Potencia eléctrica neta (Mwe)

Tipo

Central

datos de O&M son gentileza del departamento de prospectiva de CNEA.

7,99 7,99 7,99 3,42 2,28 4,57 4,57 2,85 1,71

Tabla 8 – Costos fijos (Operacionales y de Mantenimiento) Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

38

Índice

3.5.

Capítulo III

Costos de Capital. Los costos de capital se han obtenido comoxxi: > ∗ EFGHFIEJKLM A BCD O ∗ >PQR? ∗ STT N >. >?@. = UVWT

INTANGIBLES= es un factor que toma en cuenta los costos intangible de fabricación (dato de CNEA) Cuota: monto de la cuota considerando una tasa de interés del 10 % con un tipo de préstamo Francés. f = factor de carga El factor de carga nos dice cuanta de la energía que una planta puede producir en un año, es realmente producida. Por ejemplo consideremos una central eólica que posee una potencia instalada de 20MW, la misma podría producir en un año 175200 MWh de energía si estuviera constantemente en funcionamiento, pero como la generación depende de las condiciones de los vientos, realmente se mide a lo largo del año un registro de 4900MWh producidos. Por lo tanto esta planta tiene un factor de carga de 0.28 o sea un 28% de aprovechamiento de la energía que está en condiciones de producir. Potencia

Producción anual

Producción

Factor de

Factor de

instalada

estimada

anual real

carga anual

carga anual

(MW)

(MWh)

(MWh)

(%)

(%)

20

175.200

49.000

27,97

0,28

Tabla 9 – Ejemplo de cálculo de factor de carga.

Las Centrales Nucleares han sido tasadas en el año 2004 por el Tribunal de Tasaciones de la Nación. Dado que dentro del monto establecido para Atucha II se realizó una proyección al 2010 de los costos de instalación y la obra ha sufrido retrasos en su entrada en servicio, algunas entidades como Greenpeace sugieren que este valor ha Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

39

Índice

Capítulo III

pasado los u$s 3.000.000.000. Los valores del agua pesada están incluidos dentro de los costos de reposición y se estima entre 180 y 240 u$s/kg. ATUCHA Ixxii Costo de reposición (u$s)

1.158.000.000

Tasación año 2004 (u$s)

433.172.000

ATUCHA IIxxiii

EMBALSExxiv 1.593.538.000

2.419.729.000

973.255.000

Tabla 10 – Costos de capital Centrales Nucleares – Tribunal de Tasaciones de la Nación

El monto de la inversión en una nueva central tipo Embalse es, según el Tribunal de Tasaciones de la Nación de 1.600 millones de u$s, mientras que el monto del rejuvenecimiento se encuentra estimado en 1.000 millones de u$s. Al hablar de estos montos, es necesario hacer algunas consideraciones: Estos montos son para proyectos llave en mano, pero dado el costo de la inversión en juego es improbable que un inversor privado asuma este costo, por lo que el Estado Nacional parece ser el único con las facultades necesarias para afrontar el proyecto.

Al ser la política actual de gobierno, la de nacionalización de la tecnología, es necesario agregarle a estos montos el sobrecosto de la transferencia tecnológica y el de la búsqueda y formación del personal idóneo.

Pensar en poner en funcionamiento una nueva central en lugar de llevar a cabo el rejuvenecimiento de la Central Embalse, requiere considerar además los costos adicionales del desarme de dicha central, insumiendo un tiempo de 20 años, entre el tiempo de decaimiento de la actividad y retiro del material, a un costo que nadie ha estimado hasta el momento y del cual deberá hacerse cargo el Estado Nacional.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

40

600

CANDU

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

380

3.100

Eólica

Hidro.

1.178

F.O.

50

375

T.G.

696

C.C.

Solar Fotovoltaica

Térmica

692

ATUCHA II

357

Tamaño (MW)

Tipo

Nuclear ATUCHA I

Central

50

10

10

20

20

20

40

40

30

Tiempo de vida (años)

0,33

0,30

0,20

0,85

0,85

0,85

0,90

0,67

0,84

1,35

1,00

1.00

1,05

1.00

1,10

1,23

1,23

1,23

1.500

1.208

4.751

1.000

420

603

3.497

3.244

2.656

4.545,5

4.026,7

23.755,0

1.176,5

494,1

709,4

3.885,2

4.841,3

3.161.9

6.136,4

4.026,7

23.755,0

1.235,3

494,1

780,4

4.778,8

5.954,9

3.889.1

0,1009

0,1627

0,1627

0,1175

0,1175

0,1175

0,1023

0,1023

0,1061

70,65

74,81

441,33

16,56

6,63

10,46

55,79

69,52

47.10

Factor Factor "+ Factor Costo de Costo Ajustado de de intangibles" (cuota Capital (u$s/kW) (u$s/kW) (u$s/kW) francés) (u$s/MWh) carga intangibles

Índice Capítulo III

Tabla 11 – Costos de Capital según tipo de generación

41

Índice

3.6.

Capítulo III

Costos Ambientales Gran parte de los costos ambientales durante la generación de energía eléctrica se

encuentran relacionados al impacto que los residuos generados producen sobre: La salud. Las pérdidas de cosechas y productividad agrícola. Los daños al ecosistema. Los impactos denominados globales como el calentamiento global y el deterioro de la capa de ozono. La CEPAL en el año 2007 llevó a cabo un trabajo, el cual no incluye a la energía del tipo nuclear, para evaluar los costos ambientales de los diferentes tipos de tecnologías empleadas salvo la Nuclear.

u$s2006/kWh

4,00E-01 3,00E-01 2,00E-01 1,00E-01 0,00E+00

Gráfico 5 – Costo externo ambiental por Tipo de Tecnología (CEPAL)

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

42

PM10 As Cd Cr(VI) Ni Dioxinas Materiales

SO2

Cultivos

O3 SO2

Radionucleótidos y rediduos radiactivos Calentamiento global Capa de ozono Total (u$s2006/MWh)

Eólica

Sulfatos

Fotovolt.

SO2

Hidráulic a

Salud

3,59 E-02 1,81 E-03 1,34 E-03 8,92 E-02 3,82 E-02 2,32 E-05 3,48 E-06 7,84 E-05 1,18 E-05 5,14 E-07 2,97 E-04 8,60 E-03 -2,64 E-04 2,00 E-03

8,62 E-01 4,34 E-02 8,65 E-02 5,78 E+00 8,29 E-02 9,69 E-05 2,56 E-05 1,24 E-04 1,63 E-04 1,84 E-07 1,92 E-02 2,06 E-01 -1,71 E-02 4,54 E-03

1,68 E-01 8,49 E-03 1,30 E-02 8,71 E-01 3,64 E-01 8,69 E-04 1,02 E-04 8,43 E-04 1,51 E-04 5,90E06 2,90 E-03 4,03 E-02 -2,58 E-03 2,00 E-02

2,59 E-02 1,79 E-06 0,20

9,04 E-01 3,76 E-04 7,97

1,82 E-01 1,11 E-05 1,67

CCGN

O3

2,15 E+00 1,08 E-01 3,91 E-02 2,61 E+00 2,11 E-01 nd

Petróleo

Nitratos

Carbón

Carga

Lignito

Receptor

Capítulo III

Biomasa

Índice

6,48 E+00 3,26 E-01 4,56 E+00 3,05 E+02 6,96 E+00 8,58 E-03 5,15 E-04 1,58 E-02 3,80 E-04 1,43 E-05 1,01 E+00 1,55 E+00 -9,02 E-01 2,17 E-02

7,54 E+00 3,80 E-01 1,09 E+00 7,31 E+01 8,36 E+00 3,30 E-02 2,28 E-04 3,90 E-02 9,92 E-04 1,43 E-05 2,43 E-01 1,80 E+00 -2,16 E-01 6,96 E-02

6,15 E+00 3,10 E-01 1,19 E+00 7,96 E+01 1,91 E+00 1,22 E-02 8,92 E-04 1,73 E-02 8,64 E-03 1,67 E-06 2,65 E-01 1,47 E+00 -2,35 E-01 1,07 E+00

1,79 E+00 9,00 E-02 4,19 E-02 2,80 E+00 6,75 E-01 1,10 E-04 1,49 E-05 nd 4,11 E-05 nd

nd

9,31 E-03 4,27 E-01 -8,28 E-03 nd

8,68 E-03 5,14 E-01 -7,72 E-03 2,31 E-02

8,30 E+00 2,29 E-05 333,33

7,10 E+00 6,62 E-05 99,54

6,09 E+00 5,09 E-04 97,86

3,31 E+00 1,06 E-05 9,14

3,20 E-01 nd

nd nd

nd

5,98

Tabla 12 – Costos externos ambientales de la generación de energía eléctrica (uSs2006/kWh)xxv

Por su parte el grupo de prospectiva de la CNEA estima que los costos ambientales de generación nuclear se encuentran en el orden de 1.305 u$s/MWhxxvi.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

43

Índice

Costo Ambientales (u$s/MWh)

Térmica Solar Eólica Hidroeléctrica

CANDU ATUCHA I ATUCHA II C.C. T.G. F.O. Fotovoltaica Eólica

18,85 24,33 25,32

7,99 7,99 7,99

47.10 69,52 55,79

1,31 1,31 1,31

75.24 103,14 90,41

22,33 30,88 108,88 0,00 0,00 0,00

3,42 2,28 4,57 4,57 2,85 1,71

10,46 6,63 16,56 441,33 74,81 70,65

9,14 9,14 97,86 7,97 1,67 0,20

45,36 48,93 227,87 453,86 79,33 72,57

Costos Fijos (u$s/MWh)

Costo de Capital (u$s/MWh)

Nuclear

Costos Totales (u$s/MWh)

Costos Totales

Costos Variables (u$s/MWh)

3.7.

Capítulo III

Tabla 13 – Costos totales según tipo de generación

Como se puede observar, en el caso de la Central Embalse, mientras que el aumento del costo del uranio en un porcentaje del 100% produce un aumento del precio del combustible del 45%, el aumento del costo total de la energía es únicamente del 4.17%. Valor

Costo de

Aumento del

Nuevo

% de

% de aumento

del

la energía

100% en el

costo de

aumento en

del costo total

valor del

la energía

el valor del

de la energía

uranio

uranio

combustible

u$s/Kg

u$s/MWh

u$s/Kg

u$s/MWh

%

%

157,20

75.24

314.40

78.38

45

4.17

Tabla 14 – Variación del costo del combustible y de la energía en función de la variación del precio del uranio – Central Embalse

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

44

u$s/MWh

Índice

500,00 450,00 400,00 350,00 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00

Capítulo III

Costo Ambientales Costo de Capital Costos Fijos Costos Variables

Gráfico 6– Costos disgregados para cada tipo de Central

Finalidad del capítulo Este capítulo permite cubrir dos de los puntos establecidos como objetivos del trabajo de tesis. El primero consiste en el análisis de los costos de producción de energía según el tipo de Central considerada. El segundo objetivo cubierto, se trata de evaluar el costo del rejuvenecimiento frente al de la instalación de una nueva Central.

Puntos centrales 1. Costos del combustible para cada tipo de central. 2. Factor de carga. 3. Costos de generación de energía según cada tipo de Central.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

45

Índice

Capítulo IV

CAPITULO IV - El Mercado Eléctrico Argentino 4.1. Integrantes El 3 de enero de 1992 se modifica la ley Nº 15.336 que constituía desde el 15 de septiembre de1960 el Marco Regulatorio Eléctrico, por la ley Nº 24.065 sancionada en diciembre 19 de 1991. Esta modificación convierte al Mercado Eléctrico Argentino en una actividad realizada por agentes privados, con fines públicosxxvii. El mercado Eléctrico Mayorista queda constituido de la siguiente forma: A-

El Estado Nacional La Secretaría de Energía que depende del Ministerio de Planificación Federal,

Inversión Pública y Servicios, reviste el Carácter de autoridad regulatoria del sector. B-

Generadores Para un generador vinculado al MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) su costo de

generación está dado por el costo de operación más el costo de transporte desde su nodo de conexión hasta el mercado. Cuanto más alejado del centro de carga y cuanto menos confiable es el vínculo de transporte, más cara se vuelve la energía desde ese nodo. Según el artículo 5º de la ley N° 24.065, se considera generador a quien, siendo titular de una central eléctrica adquirida o instalada en los términos de esta ley, o concesionarios de servicios de explotación de acuerdo al artículo 14º de la ley Nº 15.336, coloque su producción en forma total o parcial en el sistema de transporte y/o distribución sujeto a jurisdicción nacional. C-

Transportistas Los transportistas vinculan eléctricamente todos los nodos del SADI (Sistema

Argentino de Interconexión). Según el Artículo 7º de la ley N° 24.065, se considera transportista a quien, siendo titular de una concesión de transporte de energía eléctrica otorgada bajo el Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

46

Índice

Capítulo IV

régimen de la presente ley, es responsable de la transmisión y transformación a ésta vinculada, desde el punto de entrega de dicha energía por el generador, hasta el punto de recepción por el distribuidor o gran usuario, según sea el caso. D-

Distribuidores Una clave importante para el desarrollo del Mercado está contenida en los

contratos de concesión que otorga el Estado Nacional a los distribuidores que son reconocidos como agentes del MEM. En estos contratos, la obligación de suministrar (a riesgo de ser severamente penalizado) le impone al distribuidor la necesidad de garantizar niveles de suministro adecuados para atender su demanda. Según el artículo 9º de la ley N° 24.065, se considera distribuidor a quien, dentro de su zona de concesión es responsable de abastecer a usuarios finales que no tengan la facultad de contratar su suministro en forma independiente. Posteriormente el decreto PEN N° 804/01 le añade al artículo 9° lo siguiente: “y realicen dentro de su zona de concesión, la actividad de transmitir toda la energía eléctrica demandada en la misma, a través de instalaciones conectadas a la red de transporte y/o generación hasta las instalaciones del usuario”1. E

Grandes Usuarios Según el artículo 10º de la ley N° 24.065, se considera gran usuario a quien

contrata, en forma independiente y para consumo propio, su abastecimiento de energía eléctrica con el generador y/o el distribuidor. La reglamentación establecerá los módulos de potencia y de energía y demás parámetros técnicos que lo caracterizan. Los Grandes Usuarios dentro del Mercado Eléctrico responden a tres categorías bien definidas por su nivel de consumo: Grandes Usuarios Mayores (GUMA) Grandes Usuarios Menores (GUME) Grandes Usuarios Particulares (GUPA) 1

Decreto PEN N° 804/01 – establecido el 19 de Junio de 2001 Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

47

Índice

GUMA ≥ 1 MW

Demanda de energía en cada punto de conexión físico para consumo propio ≥ 4380 MWh Demanda de potencia en cada punto de conexión físico para consumo propio Contrato en el Por lo menos, el Mercado a 50% de su demanda de energía eléctrica Término (MAT) con Generadores o Comercializadores de Generación, considerando el mínimo de energía previsto en el punto anterior, o bien tener Acuerdos con Comercializadores de Demandas, que cubran el 50% de su demanda. Un mes pero debe Duración mínima del contrato en el disponerse siempre de tres meses bajo MAT contratos.

Capítulo IV

GUME 30kW a 2000 kW

GUPA 31kW a 100 kW

El 100% de su demanda de energía eléctrica con un Generador o Comercializador reconocido por el MEM.

El 100% de su demanda de energía eléctrica con un Generador o Comercializador reconocido por el MEM.

Debe ser inferior a No debe ser inferior 2 períodos a los 4 períodos trimestrales. trimestrales.

Tabla 15 – Grandes Usuarios – Principales características

El artículo 3° del decreto PEN N°804/01 también sustituye el artículo 4° de la Ley N° 24.065 por el siguiente:

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

48

Índice

Capítulo IV

“ARTICULO 4º- Serán actores reconocidos del Mercado Eléctrico Mayorista: a) Generadores o productores, autogeneradores y cogeneradores b) Transportistas c) Distribuidores d) Grandes Usuarios e) Comercializadores”. En donde el artículo 8º establece quienes se consideran comercializadores. E-

Comercializador “ARTICULO 8º- Se considera comercializador al que compre o venda para

terceros energía eléctrica en el MEM, realizando operaciones comerciales en las condiciones que fije la reglamentación del Ministerio de Infraestructura y Vivienda. También se considerará como tales a quienes reciban energía en bloque por pago de regalías o servicios que la comercialicen de igual manera que los generadores”. 4.2. CAMMESA El decreto PEN N° 1192/92 del 10 de julio de 1992, a partir del artículo 35º de la ley Nº 24.065 y el Expediente N° 750, 762/92 del Registro de la Secretaria de Energía Eléctrica, establece a CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima) como el órgano a cargo del Despacho Nacional de Cargasxxviii xxix. El decreto establece que CAMMESA debe adoptar la forma de una sociedad anónima, la cual debe cumplir funciones de interés público con sujeción a las normas que dicte la Secretaría de Energía Eléctrica. Los actores del MEM por su parte pueden acceder al debido control y participación en el funcionamiento de dicha sociedad anónima, por intermedio de entes que adoptan la forma de asociaciones civiles. Queda establecido además que las acciones de CAMMESA son nominativas no endosables correspondiendo: Un veinte por ciento (20%) de su capital accionario, o sea la totalidad de las acciones clase “A” al Estado Nacional.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

49

Índice

Capítulo IV

Un veinte por ciento (20%) de su capital accionario, o sea la totalidad de las acciones clase “B” a la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA). Un veinte por ciento (20%) de su capital accionario, o sea la totalidad de las acciones clase “C” a la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA). Un veinte por ciento (20%) de su capital accionario, o sea la totalidad de las acciones clase “D” a la Asociación de Transportistas de Energía Eléctrica de la República Argentina (ATEERA). Un veinte por ciento (20%) de su capital accionario, o sea la totalidad de las acciones clase “E” a la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGUEERA). Posteriormente el decreto PEN N° 1173/98xxx del miércoles 14 de octubre de 1998 establece que el Señor Secretario de Energía del Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos será Presidente del Directorio de CAMMESA y su Vicepresidente será un Director que se designará en Asamblea General de Accionistas con el voto favorable del titular de las Acciones Clase "A". Podemos resumir que los principales objetivos de CAMMESA son: Operar centralizadamente el sistema eléctrico en tiempo real, manteniendo el balance entre producción y consumo y coordinando los requerimientos de la red. Realizar el despacho económico de la oferta de generación. Sancionar los precios del MEM, estacionales (semestrales), y spot, con frecuencia horaria, para la producción de energía eléctrica. Administrar las transacciones económicas entre los agentes del MEM por cuenta y orden de éstos.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

50

Índice

Capítulo IV

4.3. Organización del MEM La resolución de la Secretaria de Energía Eléctrica Nº 61/92xxxi establece en su Capítulo III artículo 9° la composición del MEM de la siguiente forma: a) Un Mercado a término, con contratos por cantidades, precios y condiciones pactadas libremente entre vendedores y compradores. b) Un Mercado Spot, con precios sancionados en forma horaria en función del costo económico de producción, representado por el Costo Marginal de Corto Plazo medido en el Centro de Carga del Sistema. c) Un Sistema de estabilización por trimestres de los precios previstos para el Mercado Spot, destinado a la compra de los Distribuidores. El artículo 10º de esta resolución establece que la coordinación de la operación técnica y administración comercial del MEM estará a cargo de un Organismo Encargado del Despacho (OED) Hasta el 2001 diversas componentes del costo de los generadores se encontraban en moneda extranjera, sin embargo según la ley Nº 25.561xxxii la tarifa se encontraba congelada y pecificada haciendo imposible cubrir los costos de generación y provocando que a partir del año 2002 el precio spot se comenzara a alejar del estacional. Este proceso continuó, hasta que en el año 2003 el Fondo de Estabilización Eléctrico se agotó, y comenzó el endeudamiento del mismo. Los Precios Estacionales se fijan periódicamente según una tarifa binómica calculada en base a la operación del MEM prevista por el OED, con un precio de la energía que tiene en cuenta el costo marginal probable, y un precio de la potencia por requerimientos de cubrimiento de la demanda, nivel de reserva y otros servicios relacionados con la calidad de la operación del MEM. El Precio de la Energía se define para tres bandas horarias dadas por el período de horas de valle, período de horas pico y período de horas restantes.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

51

Índice

Capítulo IV

Si observamos el abastecimiento de energía a lo largo de un día (23/11/2010 Gráfico 7) podemos ver la ubicación del valle de energía suministrada entre dos y siete horas de la mañana, y el pico de energía entre las 21 y 23hs de la noche. La demanda de energía es abastecida primero con la energía Nuclear, debido a que este tipo de tecnología requiere un período largo de entrada y salida de funcionamiento, por lo que no es posible simplemente prenderlas y apagarlas. A continuación se utiliza la energía Hidroeléctrica de base (aquellas de menor costo operativo), la energía Térmica por contrato y la Spot, y finalmente la Hidráulica de punta. En el momento en el cual la Central Nucleoeléctrica Embalse deba salir de funcionamiento, las máquinas sustitutas serían: Atucha II en el supuesto caso que esta Central entre en funcionamiento a mediados del 2012 y que la Central Embalse pueda aguardar hasta este momento. Energía Térmica, a base de F.O. (despacho en horas pico) con un costo varias veces superior que la generada por G.N. Energía Hidroeléctrica, la cual depende de las condiciones climáticas. Energía eólica, la cual no solo depende de la fluctuación de los vientos, sino que requiere de una regulación adecuada de su incorporación a la red.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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18000

Hidro Punta Térmico Spot Térmcio Hidro base Nuclear

16000 14000 12000 MW

Capítulo IV

10000 8000

Pico

Valle

6000 4000 2000 0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Gráfico 7 - Generación total (MW) día 23/11/2010

250

$/MWh

200

Precio medio anual Spot

150 100 50

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

0

Gráfico 8 – Precios de la energía período 2002 - 2010

Se consideran en cada año dos períodos de seis meses (Período Estacional), dividido cada uno de ellos en dos subperíodos de tres meses (Período Trimestral):

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Capítulo IV

Período Estacional de Invierno: Corresponde a los días comprendidos entre el 1 de mayo y el 31 de octubre de cada año inclusive, y se divide en Primer Trimestre de Invierno (mayo a julio) y Segundo Trimestre de Invierno (agosto a octubre). Período Estacional de Verano: corresponde a los días comprendidos entre el 1 de noviembre y el 30 de abril inclusive, y se divide en Primer Trimestre de Verano (noviembre a enero) y Segundo Trimestre de Verano (febrero a abril).

4.4. Fondo de Estabilización Cada mes surge una diferencia entre lo recaudado por compras de energía y lo abonado por ventas de energía y por variables de transporte en el MEM que se acumula en el Fondo de Estabilización, excluidas las diferencias que surgen atribuibles a las pérdidas. La evolución de este fondo refleja la diferencia acumulada entre el Precio Estacional de la Energía y el Precio Spot medio de la energíaxxxiii. 4.5. Procedimientos para la programación de la operación, el despacho de cargas y el cálculo de precios. Recopilación No Oficial de las Resoluciones Ex-SEE 61/92 y sus modificaciones – Actualizado 05 de Noviembre de 2008. 4.5.1. Generadores y Cogeneradores Los Generadores y Cogeneradores deben informar antes del 1 de febrero y 1 de agosto de cada año sus necesidades de mantenimiento para el Período Estacional a programar, incluyendo además una estimación para los siguientes 30 meses. 4.5.2. Coordinación del Mantenimiento Programado El OED debe reunir a los agentes Generadores, Cogeneradores y Transportistas del MEM antes del 15 de febrero y 15 de agosto de cada año para analizar posibles alternativas de mantenimiento, y coordinar y acordar un programa de mantenimiento que minimice el costo total de operación y riesgo de falla, dentro de las posibilidades de Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo IV

cada agente de modificar su programa original propuesto. En caso de no existir acuerdo entre las empresas del MEM respecto a la programación de los mantenimientos esta será la que establezca el OED. La reunión tendrá una duración máxima de dos días. Al comenzar la reunión el OED debe presentar un estudio incluyendo: El programa de mantenimiento propuesto por el OED; Las modificaciones realizadas a los pedidos de mantenimiento informados por los agentes y su justificación; Los resultados del programa propuesto (evolución de precios, riesgo de falla, evolución de la disponibilidad y reserva de potencia, etc.). Los agentes cuyas solicitudes de mantenimiento hayan sido modificadas podrán objetar el cambio, justificándolo debidamente y proponiendo un programa alternativo teniendo en cuenta los inconvenientes detectados por el OED, o manteniendo el pedido original indicando el motivo de su reiteración. Si el motivo se basa en fechas inmodificables, el OED debe respetar las fechas de mantenimiento solicitadas. De lo contrario y de no llegar a un acuerdo, debe realizar la programación del período para las distintas alternativas de mantenimiento propuestas y analizar los costos resultantes. En el segundo día de reunión, el OED debe presentar el estudio realizado. De resultar menor el costo total de operación en el MEM para el mantenimiento solicitado por el agente, se adoptará su pedido. Si en cambio genera un sobrecosto y no surge un acuerdo entre las partes, se adoptará automáticamente la propuesta del OED. El programa acordado debe ser incorporado por el OED a la Base de Datos Estacional. El programa correspondiente al siguiente Período Estacional se denomina Mantenimiento Programado Estacional, y el correspondiente a los 30 meses posteriores a dicho período se denomina Mantenimiento Programado Tentativo. A lo largo del Período Estacional, las empresas podrán solicitar modificaciones a su mantenimiento previsto en el Mantenimiento Programado Estacional. De tratarse de un Transportista sólo podrá solicitarlo de contar previamente con el acuerdo de los usuarios de su área de influencia. El OED debe analizar cada pedido y sólo lo podrá Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo IV

aceptar si significa un aumento en el precio medio del trimestre menor del 5% respecto del Precio Estacional sancionado. Al finalizar cada mes debe informar a todos los agentes las modificaciones al Mantenimiento Programado Estacional. 4.5.3. Reprogramación Trimestral Durante el transcurso del primer trimestre del Período Estacional, el OED debe actualizar los estudios de programación del despacho y cálculo de precios para el segundo trimestre del Período Estacional. Para ello, antes del 1º de junio y el 1º de diciembre los agentes deben informar los ajustes necesarios a la información requerida para la Reprogramación Trimestral. 4.5.4. Mantenimiento Programado Los Generadores y Transportistas deben informar junto con los datos para la Reprogramación Trimestral los pedidos de cambios al Mantenimiento Programado Estacional y al Mantenimiento Programado Tentativo. Los cambios en el mantenimiento de la Red de Transporte deben haber sido acordados previamente con los usuarios del área de influencia. De surgir observaciones contrarias y no poder llegar a un acuerdo entre las partes antes de la fecha establecida para el envío de la información al OED, el Transportista debe enviar al OED las distintas alternativas de mantenimiento con sus correspondientes objeciones. El OED debe definir la más conveniente entre ellas desde el punto de vista de costo de operación del MEM en conjunto pero también teniendo en cuenta las objeciones de cada parte. El OED debe analizar en conjunto el nuevo mantenimiento que resulta y podrá solicitar a las empresas modificaciones en función de su efecto sobre los precios y el riesgo de falla. El OED debe reunir a los Generadores y Transportistas antes del 8 de junio y 8 de diciembre para acordar la actualización correspondiente al programa de mantenimiento para el trimestre y siguientes treinta meses. La reunión tendrá características similares a la realizada para la Programación Estacional y el Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo IV

mantenimiento acordado para el siguiente Período Trimestral será considerado como el mantenimiento programado.

Finalidad del capítulo Brindarle las herramientas necesarias al lector para que pueda comprender la forma de organización del MEM, obteniendo información sobre: Sus integrantes - El marco legal - El ente que funciona como administrador – La forma en la cual se organiza el mercado – El método de fijación de precios – El mantenimiento programado. Presentar la ubicación de las Centrales Nucleares dentro del diagrama de carga, y las posibles fuentes sustitutas para su aporte de energía. Estos puntos se listan dentro de los objetivos establecidos al presentar el tema de tesis.

Puntos centrales 1. Ubicación de Embalse en el diagrama de cargas programada. 2. Posibles fuentes sustitutas de energía. 3. Funcionamiento del MEM.

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Capítulo V

SEGUNDA PARTE – Descripción de la metodología de trabajo CAPITULO V -Construcción de escenarios (Factores claves y fuerzas directrices) Para esta parte del trabajo se siguen los lineamientos presentados en la materia “Administración Estratégica dictada por el Lic. Javier González” y basada en el trabajo realizado por Peter Schwartz en su libro The art of the long viewxxxiv. El esquema de construcción es el siguiente.

Identificación de Factores claves Identificación de Fuerzas directrices Identificar aspectos: Inevitables Necesarios Impredecibles Realizar ranking por: Importancia Incertidumbre Seleccionar la lógica del escenario Darle cuerpo al escenario Implicancias Selección de Indicadores líderes y de señales Esquema 4 – Etapas en la construcción de escenarios

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5.1.

Capítulo V

Consideraciones previas La Argentina se encuentra actualmente a punto de afrontar una situación un tanto

complicada en el plano energético, debido a la caída de la oferta de gas natural, a la salida de funcionamiento de la Central Nucleoeléctrica de Embalse, entre mediados del 2012 y principios del 2013 (si es que se puede llegar a esta fecha sin inconvenientes) y a la postergación de la entrada en funcionamiento de la Central Atucha II. Sumado a todo esto se encuentran una gran cantidad de factores tanto internos como internacionales que hacen prever a priori escenarios no muy alentadores, en donde la necesidad de diversificar la matriz energética y rediseñar el sistema de interconexión actual confeccionan una gran lista de factores claves a tener en cuenta. El año 2012 marca un punto muy importante en el ámbito mundial, pues en esta fecha se cumple el plazo establecido por el Tratado de Kioto para la disminución por parte de los países que han adherido al tratado, de los gases que producen el efecto invernadero - Ver punto 5.5.12. A continuación se enumeraran los factores claves y las fuerzas directrices que nos permitirán realizar el planteamiento de escenarios en la ventana que va del 2012 al 2018. Si bien en la presentación del tema de tesis la fecha considerada se extendía hasta el año 2015, el continuo corrimiento de la salida de funcionamiento de la CNE, de entrada en servicio de Atucha II, y la inclusión de nuevas máquinas eólicas al aporte de energía, justifican este corrimiento. 5.2.

Factores claves, ordenados por grado de importancia

1. Tiempo de puesta en servicio de la Central Atucha II. 2. Fecha establecida para el rejuvenecimiento de la Central Embalse. 3. Antecedentes del rejuvenecimiento (Extensión de vida de la Central de Point Lepreu (período 2008 – 2012). 4. Oferta y demanda de energía. 5. Aumento de la población. 6. Consumo de combustibles. 7. Exploración de petróleo y gas. Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

8. Producción de petróleo y gas. 9. Precio de los combustibles. 10. Consumo y reservas de Uranio. 11. Gestión de conocimiento nuclear. 12. Tratado de Kioto. 13. Centrales proyectadas. Desde el punto de vista del país, en el correr de los próximos años estaremos inmersos en una realidad, en la cual varios paradigmas existentes hasta hoy día comenzarán a caer y es mejor que estemos preparados para afrontarlos, de tal forma de poder amortiguar su efecto sobre nuestra sociedad. Seremos testigos presenciales de una realidad mundial en la cual la necesidad de evitar el aumento de la temperatura global (se está hablando ya de 2ºC para el año 2020), nos forzará a pensar no en cuanto combustible fósil nos queda, sino hasta cuando puedo seguir utilizándolo, de tal forma de evitar multas internacionales severasxxxv. 5.3.

Fuerzas directrices, ordenadas por grado de importancia

1. Tiempo de puesta en servicio de la Central Atucha II. 2. Fecha establecida para el rejuvenecimiento de Embalse. 3. Crecimiento de la demanda energética. 4. Subsidios. 5. Política climática (Política energética internacional – tratado de Kioto). 6. Agotamiento de recursos energéticos. 5.4.

Aspectos inevitables, necesarios e impredecibles A continuación se enumeran los aspectos que se consideran inevitables, los que

se consideran necesarios y los considerados impredecibles. 5.4.1. Aspectos inevitables Rejuvenecimiento de Embalse. Aumento de la población. Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

Agotamiento de recursos energéticos. Modificación de la política de subsidios. Política climática (Política energética internacional – Tratado de Kioto). 5.4.2. Aspectos necesarios Readaptación de tecnología de la década del ochenta a la fecha actual. Análisis del tiempo de puesta en servicio de la Central Atucha II. Consideración de las políticas climáticas (Política energética internacional – Tratado de Kioto). Agotamiento de recursos energéticos. Subsidios. 5.4.3. Aspectos impredecibles Tiempo de puesta en servicio de la Central Atucha II. Crecimiento de la demanda energética. Precio de los combustibles. Aumento o disminución de los subsidios. Política climática (Política energética internacional – Tratado de Kioto). Agotamiento de recursos energéticos. Políticas energéticas nacionales. 5.5.

Ampliación de factores claves y fuerzas directrices

5.5.1. Tiempo de puesta en servicio de la Central Atucha II La Central Atómica Atucha II pasará a ser la tercera Central Nuclear Argentina, la misma es del tipo PHWR, con una potencia eléctrica de 743.1 MW. Se estima que esté en funcionamiento entre mediados del 2012 y principios del 2013, fecha que ha sufrido corrimientos en función de los retrasos surgidos en la construcción, arrastrando la fecha del rejuvenecimiento de la Central Embalse. La causa de los retrasos son fundamentalmente tres:

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Capítulo V

Incompatibilidad tecnológica con los diseños y equipamientos actuales. Falta de personal calificado. Modificaciones de las reglamentaciones.

Esta Central fue diseñada con tecnología de fines de los 70’s y principio de lo 80’s en donde el contratista principal de la empresa era Kfaftwerk Union Aktiengesellschaft FRG, debiendo estar en operación en julio de 1987. La Central posee un diseño único, basado en la Central Atucha I y en la Central Nuclear PWR Konvoi – 1300 de Alemania. Este diseño exclusivo sumado a que la empresa Siemens que fue quien desarrolló la misma se haya retirado del mercado de la ingeniería nuclear presenta un obstáculo mayúsculo en la transferencia de tecnología y su adaptación. Sumado a esto hay que considerar que recién con la necesidad de poner en funcionamiento la Central, ha comenzado un resurgimiento de la gestión del conocimiento nuclear que pretende salvar más de una década de pérdida de información y conocimientos (ver punto 5.5.11). Finalmente y no de índole menor, es que en los últimos tiempos las reglamentaciones asociadas a los controles de una Central Nuclear han sufrido modificaciones que requieren un mayor nivel de análisis que el establecido en la década de los 80’s. 5.5.2. Fecha establecida para el rejuvenecimiento de Embalse La fecha de inicio del rejuvenecimiento de la Central Embalse, se ha movido en los últimos años, en principio se había fijado para el primer trimestre del 2011, sin embargo los atrasos de entrada en servicio de la Central Atucha II y la demora en el suministro de los componentes a utilizar, como ser los tubos calandria y los tubos de los intercambiadores de presión han provocado un nuevo corrimiento en la fecha. Hasta principios del 2010 la fecha se ubicaba en noviembre del 2011 pero ya en agosto del 2010 se comenzó a hablar de mediados del 2012 como un intento de coordinar la salida de la Central Embalse con la entrada la Central Atucha II atendiendo más a aspectos económicos que a aspectos técnicos. En mi opinión es muy probable que las fechas Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

deban correrse aún más, incluso hasta el primer trimestre del año 2013. A continuación se detalla cual es el motivo principal que provoca la necesidad de un rejuvenecimiento de la Central Embalse desde el punto de vista técnico. En los reactores del tipo CANDU los elementos combustibles se encuentran alojados en tubos de presión (TP). Estos tubos, de 6 mts. de largo, 103 mm. de diámetro interior y 4 mm. de espesor de pared, se encuentran en posición horizontal y están rodeados por tubos concéntricos de Zry-2 llamados tubos calandria (TC). En el interior del TP circula el refrigerante (agua pesada), que entra a 252 ºC y sale a 312 ºC, a una presión de 9.65MPa. Entre el TP y TC se encuentra el gas anular que aísla térmicamente el TP del moderador (agua pesada) que circula por fuera del TC y se encuentra a 65 ºC. La separación entre los dos tubos se logra mediante anillos separadores. El desplazamiento accidental de los anillos, unidos al crecimiento por irradiación del TP, permite que el TP se combe. En estas condiciones se produce un contacto entre el TP y el TC con la consiguiente generación de un gradiente térmico localizado en la zona de contacto. A lo largo del tiempo los isótopos de hidrógeno presentes en el interior del TP, difunden impulsados por el gradiente térmico. Cuando se supera la solubilidad sólida terminal, precipitan hidruros en la superficie más fría (superficie externa de la pared del TP). En presencia de gradiente térmico y suficiente hidrógeno pueden formarse zonas de alta concentración de hidruros conocidas como ampollas (blisters). Como el hidruro (los hidruros de circonio son frágiles) tiene menor densidad que el circonio su precipitación produce una elevación de la superficie de la muestra, formando ampollas que suelen presentar fisuras, las cuales pueden propagarse por el proceso conocido como rotura diferida inducida por hidrurosxxxvi. Aunque también es necesario reemplazar otros componentes como ser los tubos de presión (los cuales ya han sufrido ciertos daños y han obligado en el pasado a efectuarse reparaciones), los conectores de alimentación, etc. En la siguiente figura se puede ver un esquema que muestra la ubicación de los tubos de presión, con relación a la calandria.

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Capítulo V

Figura 7 – Esquema de un tubo de presión con relación a la calandria xxxvii

5.5.3. Antecedentes del rejuvenecimiento (Extensión de vida de la Central Point Lepreu, período 2008 – 2012) El mejor antecedente del rejuvenecimiento de la Central Embalse, lo consitituye el rejuvenecimiento actual de la Central Point Lepreu, la cual es la primer Central del tipo CANDU 6 en realizar un rejuvenecimiento de esta índole, en donde es necesario el recambio de todos los tubos de presión, y los tubos calandria, entre otros componentes. El proyecto comenzado el 01/04/2008 se encuentra completado en un 75%. La tabla siguiente recoge los principales hitos del proyecto, el cual ya lleva casi tres años desde que inicio.

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Capítulo V

01/04/2008 Inicio del corte. Envío del rotor del generador al Reino Unido 01/05/2008 para rebobinado.

Etapa 1 Remoción del combustible de 363 de los 380 09/05/2008 canales que contienen el combustible. Remoción de los 4.560 elementos 23/05/2008 combustibles. Inicio del drenaje de agua pesada del sistema de transmisión de calor.

Parada y descarga de combustible

30/09/2008 Entrega a AECL para el reentubado. Remoción de agua pesada residual en 19/06/2008 cañerías. Remoción de 14.000 litros de agua pesada 10/07/2008 del sistema primario. Fin de la remoción del agua pesada del 24/07/2008 sistema primario. 11/08/2008 Comienzo de remoción de los Feeders. 03/09/2008 Remoción de los feeders en secuencia.

Etapa 2 Ejecución estadio

17/09/2008 Remoción de los 760 feeders.

de

parada

y 24/10/2008 Desmontaje de componentes de la calandria. Remoción de los 760 End fitting e inicio de la 27/02/2009 remoción de los 380 tubos de presión. 30/04/2009 Remoción de los 380 tubos de presión. 27/05/2009 Arribo del rotor del generador. 27/07/2009 Remoción de los 380 tubos calandria. Confirmación de AECL del buen estado de la 17/12/2009 calandria para funcionar otros 25 a 30 años. Inicio del ensamblado.

Etapa 3 Puesta en funcionamiento y retorno al servicio

ago-10 feb-11

Realizado al 75%. Se estima fecha de vuelta al servicio a mediados del 2012

Tabla 16 – Central Point Lepreu - Hitos del proyectoxxxviii

New Brunswick Power es el propietario y operador de la Central Nuclear Point Lepreau, diseñada por AECL.

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Capítulo V

En 1998, un asesor de New Brunswick Power señaló que el reactor necesitaría un recambio total de los 380 tubos de combustible entre 2006 y 2008 (Ver crecimiento de tubos de presión en el punto 6.5.1.2.). En enero de 2001, como primera fase del plan de recambio de tuberías y acondicionamiento de la Central Point Lepreau, New Brunswick Power contrató a AECL para realizar una evaluación del proyecto durante dos años, a un costo de CANu$s 40 millones. Según el programa original propuesto por AECL, los trabajos debían empezar en febrero de 2003. La planta sería cerrada durante 18 meses a partir de abril de 2006, y el proyecto sería concluido en septiembre de 2007. En los papeles como se puede apreciar en la tabla anterior, las obras comenzaron en abril del 2008 y aún no ha entrado en funcionamiento, con lo que los 18 meses proyectados ya se han convertido en 29 meses hasta el día de hoy. La Central Nucleoeléctrica Embalse cuenta con un posible retraso adicional durante el rejuvenecimiento, y es que los componentes a ser reemplazados -Tubos de calandria, End Fitting, Feeder, Tubos para los intercambiadores de calor, Intercambiadores de calor, entre otros – se han decidido fabricar en el país, lo cual lleva a empresas nacionales a afrontar nuevos desafíos de desarrollo, e implementación de nuevas tecnologías.

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Capítulo V

5.5.4. Oferta y demanda de energía La salida de servicio de la CNE va a producir modificaciones en la capacidad de oferta de energía eléctrica, y la magnitud de estas modificaciones es uno de los objetivos a analizar en este trabajo, por lo que se hace necesario conocer la evolución temporal hasta la fecha, tanto de la oferta como de la demanda, y poder realizar una proyección de su comportamiento en el futuro. La demanda de energía ha ido aumentando luego de la caída sufrida en el año 2001 debido a la crisis económica, hasta casi principios del 2009, en donde las restricciones impuestas al sector industrial y los ahorros por campañas de utilización de iluminación de bajo consumo provocaron un retroceso en la demanda de energía que se fue revirtiendo nuevamente durante el 2010.

160000 140000 120000

Demanda Agentes MEM Exportación Bombeo Perdidas y consumos Total Racionamiento tensión Racionamiento cortes Total requerido Tendencia

80000 60000 40000 20000 0

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

GWh

100000

Gráfico 9 – Demanda de energía (GWh) – proyección 2018 a partir de datos de CAMMESA

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Capítulo V

La potencia instalada aumentó a base de la generación hidroeléctrica y al incremento de máquinas térmicas, con un importante aumento de la participación de las máquinas térmicas tipo DI en el período 2007 -2009. El incremento de la utilización de energía Térmica, implica un mayor consumo de combustibles, principalmente fuel oil y gas natural.

160000 140000 120000

GWh

100000 80000

Año Térmica Hidráulica Nuclear Importación Total Tendencia del Total

60000 40000 20000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

0

Gráfico 10 – Oferta para cubrir demanda (GWh) – proyección 2018 a partir de datos de CAMMESA

Durante el transcurso de un año, el tipo de tecnología utilizada para satisfacer la demanda varía de acuerdo a condiciones climáticas, observándose una disminución de la energía aportada por fuentes hidroeléctricas en el período de altas temperaturas – enero, febrero, marzo y abril – en donde la diferencia energética debe ser aportada por máquinas térmicas.

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Capítulo V

12000 10000 Térmica Hidráulica Nuclear Importación Total

GWh

8000 6000 4000 2000 0 Ene Feb Mar Abr May Jun

Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Gráfico 11 – Balance de generación mensual (GWh) para ver como varía el combustible – año 2009 – CAMMESA

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Capítulo V

5.5.5. Aumento de la población El aumento de la población y la modificación de la pirámide poblacional guardan una estrecha relación con la demanda de energía eléctrica. Según datos del INDECxxxix

xl

la población total de la Argentina llegará a 42.4

millones en el año 2015. Esto implica un crecimiento absoluto de unos 5.6 millones entre el 2001 y el 2015. En este período la tasa bruta de natalidad retorna a la tendencia descendente que presentaba en los años anteriores a 1975 presentando un valor de 16.8 por mil. También la tasa bruta de mortalidad desciende levemente a un valor de 7.7 por mil acorde con el aumento de la esperanza de vida.

45,00

Millones de habitantes

40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00

Histórico y proyección - Censo 2001

10,00

Censo 2010

5,00

2015

2010

2005

2000

1995

1990

1985

1980

1975

1970

1965

1960

1955

1950

0,00

Gráfico 12 - Crecimiento y proyección de la población en Argentina – INDEC

Con el correr de los años, se advierte el lento descenso de la fecundidad a lo largo de la década de 1990, lo cual se refleja en la leve variación de la participación relativa de la población menor de 10 años de edad en el total de población.

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Capítulo V

El supuesto descenso continuo del nivel de la fecundidad adoptado para la proyección se manifiesta en la pirámide del 2015 en la cual la proporción de población de edades adultas y avanzadas aumenta notablemente en el transcurso de los años. En el gráfico siguiente se puede ver la pirámide proyectada durante el censo del 2001 para el año 2015, en donde se presenta el porcentaje de hombres y mujeres para cada franja de edades.

Gráfico 13 - Año 2015 - % de Hombres y de Mujeres según edad – INDEC

La modificación de la pirámide poblacional, tiene grandes implicancias para el consumo energético, ya que la población adulta, con el incremento de sus actividades y la utilización de los nuevos avances de la tecnología, ejerce una mayor demanda energética (utilización de celulares, mp3, mp4, computadoras personales, aires acondicionados, etc.).

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Capítulo V

5.5.6. Exploración petrolera Las cuencas reconocidas en el margen continental argentino (de norte a sur) son las de: Salado, Colorado, Rawson, Golfo San Jorge, San Julián, Austral y Malvinas y sus extensiones en el talud continental, a las que se debe agregar la de Malvinas Norte. Por otro lado, las exploraciones en tierra se ubican en el Chacoparananense, Nirihuau, Cañadon Asfalto y El Tranquilo.xli xlii.

Figura 8 – Potencial Hidrocarburífero Costa Afuera de Argentina – Pozos exploración, cuencas no productivas y costa afuera Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Cuenca

Capítulo V

Pozos On

Off

1 Chacoparanense

36

2 Del Salado

8

4

3Del Colorado

9

18

4 Nirihuau

5

5 Península Valdez

1

6 Rawson

1

7 Golfo San Jorge

26

8 Malvinas

18

9 Malvinas Norte

6

10 Austral

99

11 San Julián

1

12 Cañadon Asfalto

2

13 El Tranquilo

1

Total

62

173

Tabla 17 – Detalles de pozos en figura 6

Las dos mayores zonas offshore aun inexploradas son las denominadas, Play Talud Continental y Play de la Faja Plegada, con un potencial estimado ubicado en miles de millones de BOE. Estos plays pueden producir un cambio en los recursos hidrocarburíferos de argentina, en donde la exploración de los mismos representa un costo de 50 a 60Mu$s por pozo exploratorio. Costa afuera de las Cuencas de Golfo San Jorge y Austral el factor determinante es obtener producciones acumuladas por pozo que permitan el repago de las inversiones en tiempos lógicos.

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Capítulo V

Figura 9 – Ubicación del Play Talud Continental y del Play de la Faja Plegadaxliii

Tomando como referencia el pie del Talud, el Margen Continental Argentino se extiende por más de 3 millones de km2. Ellos incluyen aproximadamente 1 millón de km2 por encima de la isóbara de 200 metros. La búsqueda de hidrocarburos offshore en la República Argentina ha pasado por varias etapas desde sus comienzos, las cuales pueden clasificarse como sigue: Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

Período 1968 a 1971 – Con la perforación de 32 pozos en las cuencas del Golfo San Jorge, Colorado y Salado. Período 1977 a 1985 – Con la perforación de 73 pozos de exploración, la mayoría de ellos en las Cuencas Austral y de Malvinas. Período Posterior a 1985 – Con la perforación en la Cuenca Austral y Malvinas.

En la actualidad la exploración petrolera a sufrido una disminución muy acentuada en los últimos 10 años, siendo muy preocupante esta disminución, ya que un proyecto petrolero desde la identificación de la oportunidad hasta el desarrollo del campo, requiere como mínimo de tres a cinco años de trabajo en cuencas maduras y hasta diez años en aguas profundas, además de necesitarse personal capacitado para las tareas requeridas. En lo que va del siglo XXI, de los dos pozos explorados, sumado a los cuatro pozos anunciados por YPF en el Golfo San Jorge y los dos de Sipetrol en la Cuenca Austral (proyectos Aurora y Helix respectivamente), se llegaría en el período 2000 – 2010 a un total de ocho pozos explorados.

Gráfico 14 – Cantidad de pozos de exploración costa afuera por período Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

En cuanto a distribución de las zonas explotadas por las diferentes compañías en la actualidad, la siguiente figura presenta la ubicación de las diferentes zonas de explotación.

Figura 10 – Dominio minero Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

5.5.7. Producción de petróleo y gas La falta de exploración de petróleo y gas ha acentuado en los últimos tiempos la falta de reservas existentes en el país, evidenciándose una caída más marcada en el Gas Natural desde el año 2001. Esto está obligando cada vez más a importar combustibles del exterior a precios más caros, y como en el caso de Venezuela de menor calidad.

Figura 11 – Cuencas en exploración Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

500000 450000

Miles de m3

400000 350000 Austral Gfo. San Jorge Neuquina Cuyana Noroeste

300000 250000 200000 150000 100000 50000 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

0 Gráfico 15 – Reservas comprobadas de Petróleo por Cuenca (miles m3) – Ministerio de Planificación Federal, Obras públicas y serviciosxliv

800000 700000

Millones de m3

600000 500000

Austral Gfo. San Jorge Neuquina Cuyana Noroeste

400000 300000 200000 100000 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

0 Gráfico 16 – Reservas comprobadas de Gas Natural por Cuenca (Millones de m3) – Ministerio de Planificación Federal, Obras públicas y servicios Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

La tendencia parece revertirse como consecuencia de un descubrimiento realizado por YPF en diciembre del 2010. Se trata de un yacimiento de gas natural no convencional atrapado entre roca arcillosa en la Patagonia denominado shale gas. El hallazgo supone reservas de gas natural por 257 TVF (trillones de pies cúbicos) que según estimaciones aportarían reservas por más de cincuenta años. El gobierno argentino fijará a seis dólares el millón de BTU (Unidad Térmica Británica) el precio del gas natural no convencional en boca de pozo para incentivar su extracción que es más costosa que la del fluido convencional de 6 dólares frente a los 2.2 dólares del gas de consumo residualxlv. Asimismo, en el sector energético existen cautelas sobre el anuncio, en el cual se espera el anuncio de la real dimensión del hallazgo. El punto crucial es saber si se trata de reservas comprobadas en el yacimiento o de recursos especulativos, y cuál sería el costo real de extracción del gasxlvi. 5.5.8. Consumo de combustibles El consumo de combustible en centrales Térmicas ha sufrido modificaciones, como consecuencia de la disminución de las reservas de gas natural, con la paulatina sustitución de gas natural por (en primer lugar) F.O. y en menor medida por G.O. y Carbón. La tendencia ha adoptado rasgos marcados de acentuación de esta modificación del consumo. Los descubrimientos de reservas de gas natural como el citado en el punto anterior pasarán a jugar un papel trascendental no solo para el abastecimiento de gas natural dentro del país, sino también en las posibles repercusiones que pueda tener sobre Bolivia y Perú, y su política de comercialización, impulsándolos a la diversificación de sus mercados antes del que el shale gas se encuentre disponible.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

100,0 90,0 80,0 Gas Natural Tendencia G.N. Fuel Oil Tendencia F.O. Gas Oil Tendencia G.O. Carbon Tendencia C.

70,0

50,0 40,0 30,0 20,0 10,0

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

0,0

2002

%

60,0

Gráfico 17 – Consumo de combustibles en porcentaje consumido para satisfacer demanda y su proyección al 2018 sin considerar el descubrimiento de gas natural citado en el punto 5.5.7.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

5.5.9. Precio de los combustibles Los precios del combustible nacional presentados en el siguiente gráfico son un promedio a nivel país de los datos brindados por el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Serviciosxlvii. Mientras que los precios de gas de E.E.U.U. son valores de precio Spot de la oficina gubernamental de Nebraska Henry Hubxlviii.

25 Tipo de cambio GN Argentino (u$s/BTU) GN E.E.U.U. (u$s/BTU) FO Argentino (u$s/BTU)

u$s/BTU

20 15 10 5

jul-10

dic-09

jun-09

nov-08

may-08

oct-07

mar-07

sep-06

feb-06

ago-05

ene-05

0

Gráfico 18 – Variación de los precios del combustible en u$s/BTU

5.5.10. Consumo y reservas de uranio 5.5.10.1.

Consumo mundial de uranio

En el red book 2007xlix se encuentra un análisis realizado tendiente a estimar el consumo de uranio dependiendo de la cantidad de nuevas centrales que entren en operación a nivel mundial. Si consideramos que las centrales que se diseñan hoy día entrarán en funcionamiento dentro de 10 a 12 años, esto implicaría contar con un abastecimiento de uranio como mínimo hasta el año 2080. La clasificación de las reservas de uranio se realiza según su diferente nivel de dificultad de extracción y transformación: Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

Costo de extracción y transformación inferior a 40U$S/kgU. Costo de extracción y transformación inferior a 80U$S/kgU. Costo de extracción y transformación inferior a 130U$S/kgU. El análisis prevé dos escenarios, uno de baja ampliación y el otro de alta ampliación. En el escenario de baja ampliación el incremento entre quinqueños es de un 3%, mientras que en el escenario de alta ampliación el incremento entre quinqueños se va reduciendo un 1% cada cinco años desde un 9% hasta un 5% manteniéndose ese 5% quinquenal hasta el final.

Año 2007 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 2065 2070 2075 2080 2085 2090 2095 2100

Escenario de baja ampliación Uranio Incremento ton % 69110 70395 1,86 76865 9,19 85390 11,09 90755 6,28 93595 3,13 96403 3,00 99295 3,00 102274 3,00 105342 3,00 108502 3,00 111757 3,00 115110 3,00 118563 3,00 122120 3,00 125784 3,00 129558 3,00 133445 3,00 137448 3,00 141571 3,00

Escenario de alta ampliación Uranio Incremento ton % 69110 75240 8,87 86385 14,81 98400 13,91 110510 12,31 121955 10,36 132931 9,00 143565 8,00 153615 7,00 162832 6,00 170974 5,00 179523 5,00 188499 5,00 197924 5,00 207820 5,00 218211 5,00 229122 5,00 240578 5,00 252607 5,00 265237 5,00

Tabla 18 – Consumo de uranio previsto por quinquenio

5.5.10.2.

Reservas mundiales de uranio

La terminología adoptada es la presentada en el RED BOOK: RAR: Reasonable Assured Resources (Recursos Razonablemente Asegurados). Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

IR: Inferred Resources (Reservas Estimadas). PR: Pronosticated Resorces (Reservas Pronosticadas). SR: Speculative Resources (Reservas Especulativas). RAR

IR

PR

u$s/kg

ton U

ton U

ton U

0 < monto < 40

1766000

1204000

40 < monto < 80

832000

1026000

1946200

80 < monto < 130

741000

272000

822800

Tabla 19 – Reservas estimadas de uranio – año 2007

El incremento de puesta en funcionamiento y el agotamiento gas y petróleo, han provocado que los inversionistas se vuelquen hacia la explotación del uranio, produciendo ya desde el 2003 un aumento en el precio del mineral. 5.5.10.3.

En lo local

La Argentina se encuentra en condiciones de producir uranio, y el país ya está considerando seriamente la explotación de este material: Hoy en día se prevé la explotación de los yacimientos de uranio que la CNEA (Comisión Nacional de Energía Atómica) tiene en Cerro Solo, en la meseta de Chubut, la cual posee 6.000 tonU de reserva y que estará en condiciones técnicas de ser explotada mediante la modalidad de cielo abierto a partir del año 2012 fecha para la cual se considera que se habrán finalizado los estudios de exploración y evaluación. En Las Heras, Santa Cruz, se está trabajando para la explotación de uranio, y ya se han concebido proyectos viables con empresas interesadas para realizar la explotación (principalmente de origen francés). Los yacimientos de Malagüe presentan un importante atractivo para los inversores, los cuales se encuentran bajo las miradas de varias compañías, entre ellas canadienses. En estos momentos existen charlas tendientes a conformar una cámara sectorial para mejorar el posicionamiento de la minería uranífera. Por su parte la CNEA Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

“Comisión Nacional de Energía Atómica” entre otros organismos, regularían la actividad para difundir correctamente todo lo referido a su desarrollo. 5.5.11 Gestión del conocimiento Nuclear La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) fue creada el 31 de mayo de 1950, por Decreto N° 10.936 del Poder Ejecutivo Nacional, y ha demostrado por más de medio siglo, su capacidad de ser protagonista en las múltiples aplicaciones de la energía Nuclear. Hoy día la Gestión del Conocimiento dentro de esta rama se enfrenta a un gran desafío, enmarcado por lo que parece ser el renacimiento de este tipo de energía frente a la reducción del uso de combustibles fósiles en la generación de energía eléctrica. Según palabras textuales de la revista de CNEAl <<….En este escenario de renacimiento nuclear y en un marco de envejecimiento del personal, se presenta el desafío de transferir a los jóvenes profesionales el conocimiento adquirido, minimizando el riesgo de pérdida del patrimonio intelectual. En este contexto, “la gestión del conocimiento” se presenta como un elemento clave para asegurar el mantenimiento del conocimiento disponible y garantizar la operación segura de las instalaciones nucleares y la continuidad de la actividad nuclear en el futuro inmediato >>. En la página 69 de la referencia anterior se puede leer << Uno de los principales problemas sufridos por la institución en las últimas décadas ha sido el debilitamiento y envejecimiento de su plantel de recursos humanos debido a reestructuraciones y retiros voluntarios y al congelamiento de las vacantes producidas durante más de doce años >>. Esta situación parece intentarse revertir desde el año 2006 en donde el Gobierno Nacional ha comenzado la reactivación de la actividad nuclear, sin embargo, los esfuerzos a realizar con respecto a este tema deberán ser

incrementados

considerablemente y con celeridad, para evitar daños irreparables de nuestro capital intelectual. Desarrollo La Argentina cuenta con una gran experiencia en el área nuclear, la misma ha sido desarrollada a través de varias décadas impulsada por personas con un gran Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

conocimiento tanto científico como técnico. Los aportes que estas personas han realizado conforman una gran base de datos que se encuentran distribuidos en las diferentes bibliotecas dentro de la CNEA, el INTI, las Centrales Nucleoeléctricas de Atucha I y Embalse y en las empresas CONUAR y FAE, productoras del combustible nuclear que se utiliza en el país. Tanto CONUAR como FAE, comenzaron como un desarrollo de la CNEA para posteriormente ceder un cierto porcentaje a manos privadas. Este grupo de personas que impulsó el desarrollo nuclear, son los verdaderos generadores y portadores del conocimiento de una innumerable cantidad de detalles basados en la experiencia, que difícilmente se encuentren plasmados en papel. Es importante aquí realizar la distinción que realizan Davenport y Prusak (1999) entre datos y conocimientoli entendiendo que los datos “describen únicamente una parte de lo que pasa en la realidad y/o proporcionan juicios de valor o interpretaciones, y por lo tanto no son orientados para la acción. La toma de decisiones se basará en datos, pero estos nunca dirán lo que hacer……..” y el conocimiento el cual “…….es intuitivo y difícil de captar en palabras o de entender plenamente de forma lógica. El conocimiento existe dentro de las personas como parte de la complejidad humana y de nuestra impredecibilidad”. La necesidad de desarrollar algo desde la nada, y la búsqueda de información que los llevó a viajar por el mundo para obtenerla, les ha conferido una experiencia muy difícil de transferir a través de un informe impreso, envistiéndolos de una forma de accionar que no se frenaba ante pequeños fracasos momentáneos. El contexto de la época, en el cual existía un gran apoyo por parte del gobierno para llevar a cabo los desarrollos, les brindaba el marco perfecto para moverse con libertad y una relativa autonomía. Todo este conocimiento a través de la capacidad organizativa de la CNEA ha pasado a conformar un capital intelectual que durante la década de los 70s y 80s y parte de los 90 supo ser el principal referente para todos los países de Sudamérica. Estos países enviaban a sus científicos más respetados a recibir instrucción por parte de la CNEA, en temas como soldadura, radiación, ensayos de materiales, etc.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

A lo largo del tiempo este capital intelectual ha ido variando dependiendo de las políticas adoptadas en el tema nuclear, pasando de ser extremadamente positivo durante la década del ochenta y principio de los noventa, para posteriormente a partir del año 1995 sufrir un desgaste paulatino pero constante al frenarse muchos de los desarrollos del área nuclear. Esta situación parece estar intentándose revertir en los últimos años en donde ya se ha restablecido la construcción de la Central Atucha II y se está pensando en una cuarta Central para el año 2016 y una quinta con fecha a definirlii. También se está pensando en centrales más chicas del tipo CAREM de una potencia de entre 25 a 300 MW, en donde una central de 25MW podría satisfacer las necesidades energéticas de una población de 100.000 habitantesliii. Este impulso que parece estar recobrando el sector nuclear en nuestro país y el cual requiere de gente capacitada que sepa desenvolverse con rapidez y eficacia, se está encontrando con algunas trabas que son producto de la pérdida del conocimiento en la materia que hemos sufrido en los últimos años, debido a que la generación que realizó el desarrollo inicial, se encuentra en una etapa en la cual sus integrantes se están jubilando, se han jubilando ya o lamentablemente en algunos casos han fallecido sin haber transferido adecuadamente el conocimiento que portaban. Una de estas personas que por fortuna he tenido el privilegio de conocer, es el del Dr. Abraham David Banchicliv, el cual debe ser sin lugar a dudas uno de los mayores referentes del país en lo que respecta a aleaciones de Zry-4 y Zry-2 entre otras, las cuales conforman distintas piezas dentro de la Centrales Nucleoeléctrica de nuestro país. En particular el Zry-4 es el material que conforma las vainas que son utilizadas como sustento físico para las pastillas de uranio en el combustible nuclear. Cuando uno comparte el tiempo con una persona de esta envergadura puede apreciar la clara diferencia que existe con el resto de los colegas. Uno puede llevarle un problema concreto, como puede ser como influye la orientación de la estructura del material frente a la radiación en condiciones de funcionamiento en el reactor, y recibir no solamente una respuesta técnica concreta, sino también, una lección de historia de quienes realizaron las investigaciones dentro y fuera del país, qué estaban buscando Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

obtener con la investigación, cuales son las personas en el país que aunque ya se encuentran jubiladas poseen información en el tema, apuntes personales, una cantidad de información que uno no tiene ni idea que existe y que no encuentra en la biblioteca (generalmente

compartida

entre

colegas

en

conferencias

internacionales),

recomendaciones de cómo encarar los desarrollos y todo esto mientras te invitan a tomar algo como si fuera uno el que les va a llevar información. Realmente sorprende la forma en la cual se apasionan por lo que hacen, al punto de lograr transferir no solo el conocimiento técnico, sino el entusiasmo y la iniciativa a aplicar en el trabajo realizado. Este problema de pérdida de conocimiento no es patrimonio exclusivo de la CNEA, sino que se encuentra presente en otras instituciones relacionadas con el ámbito nuclear, como puede ser el INTI. En la Jornada de ADIMRAlv realizada en noviembre del año 2008, a la cual tuve la oportunidad de asistir, se debatió sobre: Educación. Innovación. Desarrollo. Servicios Tecnológicos. Normalización. Certificación.

Los debates fueron dirigidos por moderadores, y los planteos expuestos estuvieron a cargo de personas muy reconocidas, no solo académicamente, sino también dentro de la industria metalmecánica y el área de investigación aplicadalvi. Durante el transcurso de la reunión fue abordado en varias oportunidades el tema de la falta de reemplazos en puestos estratégicos, y la brecha que se ha generado entre el sector científico e industrial. A modo de ejemplo, se planteó la falta de defensa ante las condiciones de fabricación impuestas por normas internacionales, las cuales en algunos casos no tienen base científica y son impuestas como una forma de dificultar la fabricación, encareciendo el producto y por ende evitando la competencia. Esta falta de

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

representación se da a raíz, de que simplemente no existe reemplazo para las personas que ejercen estos puestos. Los planteos presentados en la jornada, pusieron al descubierto entre otras cosas la necesidad de rápidamente tratar de formar personas que puedan absorber el conocimiento existente en diferentes disciplinas y a diferentes niveles, tratando de formar puentes entre el desarrollo científico y el área industrial de forma tal de recuperar e incrementar el capital intelectual de nuestro país. El espíritu de la reunión sobre el capital intelectual, se ajusta al ejemplo dado por Edvinssonlvii, el cual: << presenta el concepto de capital intelectual mediante la utilización de la siguiente metáfora: “Una corporación es como un árbol. Hay una parte que es visible (las frutas) y una parte que está oculta (las raíces). Si solamente te preocupas por las frutas, el árbol puede morir. Para que el árbol crezca y continúe dando frutos, será necesario que las raíces estén sanas y nutridas. Esto es válido para las empresas: si sólo nos concentramos en los frutos (los resultados financieros) e ignoramos los valores escondidos, la compañía no subsistirá en el largo plazo”. >> De igual forma si nos ocupamos simplemente de llevar adelante proyectos como puede ser una cuarta central nucleoeléctrica, sin detenernos a considerar que existe una gran necesidad de recambio generacional en cada uno de los puestos detrás de este tipo de proyectos, podemos caer en la necesidad de contratar consultarías externas a un costo de 200 euros la hora, en lugar de contar con personas preparadas que puedan trabajar de forma confortable por una fracción de esta suma. A raíz de esta discusión surgieron interesantes planteos que tienen que ver con cambiar el paradigma actual detrás de la formación de científicos en la Argentina, la cual se encuentra más dirigida a destacar en trabajos publicados internacionalmente, que a buscar aplicar el conocimiento dentro del país. Esto produce una falta de capacidad de adaptación al trabajo dentro de las industrias, en donde el lenguaje científico en el cual se forman se vuelve incompatible con el lenguaje técnico y práctico que se dan en las empresas y al momento de tener que encarar un desarrollo con aplicaciones prácticas.

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Capítulo V

En concreto se presentó el caso de los Estudiantes del Instituto Sábato (Universidad de San Martín – Centro Atómico Constituyente), los cuales se encuentran dedicados en forma exclusiva a su carrera, y con una formación que presenta muchos puntos de contacto con el área nuclear, ya que los profesores de estos alumnos, son generalmente los jefes de los sectores de desarrollo dentro de la CNEA, y la convivencia diaria con estas personas les permiten formar lazos más estrechos con los mismos, lo cual repercute en un aumento de la calidad de los trabajos realizados. Este reducido número de estudiantes, que se recibe año a año y al cual no se les permite atrasarse con las materias, es decir si uno pierde un recuperatorio de una materia automáticamente queda fuera de la carrera, aún cuando se encuentre cursando el último año de la misma, en ocasiones no superan las 5 personas de un total de 12 ingresantes. Estas altas exigencias, sumadas al hecho de que hay que pasar varias selecciones previas a la postulación para el ingreso, lo cual incluye tener cursado y aprobado segundo año de cualquier carrera de ingeniería, dar un examen eliminatorio de cuarenta preguntas sobre cualquier tema de dichas carreras que se hayan dictado hasta ese segundo año en las áreas de matemáticas, física, o química, pasar una entrevista con los decanos del Instituto, y un examen psicológico, han provocado en los últimos años que no se postulen en ocasiones más de ocho personas para las pruebas eliminatorias. Evidentemente, si bien se entiende que no es conveniente bajar el nivel de aceptación, también se entiende que dado que otras de las condiciones es que sus integrantes no pueden trabajar durante el transcurso de estos cuatro año, se hace necesario aumentar los incentivos para acaparar posibles candidatos que al evaluar el costo beneficio al cual están expuestos, deciden dejar de lado esta oportunidad. En cuanto a esto, como bien se señala en el trabajo realizado en España sobre una base de industria manufactureralviii en su página cinco, los sistemas de compensación pueden contribuir a una política selectiva de personal. Como indica Pfeffer (1994), en la misma página, <<si se desea reclutar individuos sobresalientes……..es conveniente pagar más>>. No solo esto, en una charla al respecto, un gerente de recursos humanos me comentaba que hoy en día las personas con alto grado de conocimiento en relación con años anteriores ponen mucha importancia en el grado de libertad que puedan tener en el trabajo, como pueden ser horarios más flexibles o la posibilidad de realizar trabajos Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

desde la casa, o poder tener tiempo de esparcimiento dentro del horario de trabajo, con lo que el cuidado y mantenimiento dentro de una misma institución de esta clase de personas se ha vuelto bastante más complejo que en épocas anteriores. De esta forma (según terminología de la referencia lviii) sería una buena idea aplicar un sistema “buy” tanto intensivo como extensivo de búsqueda de personal, y un sistema “make” que apunte a la formación y adquisición de habilidades de los mismos. 5.5.12. Tratado de Kioto La salida de funcionamiento de la CNE tiene muchas repercusiones a nivel país al considerar a la Argentina dentro del contexto mundial, direccionando la elección del tipo de Centrales que se están proyectando instalar en los próximos años. A primera vista los temas no parecen estar directamente relacionados, sin embargo, la entrada en servicio de la Central que sustituya a Embalse (Se espera que sea Atucha II) no solo tiene que proporcionar los 600MW de potencia requeridos, sino que debe alcanzar para disminuir la creciente cantidad de CO2 que se emite anualmente en el proceso de generación de energía eléctrica en el marco del tratado de Kioto y de las futuras medidas a tomar a partir del año 2012, muchas de las cuales son inciertas y no se conoce con precisión su grado de trascendencia. El lector debe comprender la importancia de este tema, por lo que es necesario presentar el mismo, dando a su vez las herramientas para que pueda cuantificar la cantidad de CO2 emitido anualmente en nuestro país. El Protocolo de Kioto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el cambio climático, es un acuerdo internacional del año 1998, que establece un período de tiempo (2008 al 2012) en el cual los países que adhieren a este tratado se comprometen a reducir el total de emisiones de gases de efecto invernadero a un nivel inferior no menor al 5% con relación al año 1990 durante dicho períodolix. Los Gases de Efecto Invernadero (GEI) considerados son: Dióxido de carbono (CO2) - Gas Metano (CH4) - Óxido nitroso (N2O) - Hidrofluorocarbonos (HFC) Perfluorocarbonos (PFC) - Hexafluoruro de azufre (SF6). Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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A este tratado han adherido todos los países con excepción de Estados Unidos.

Figura 12 – Posición de los diversos países respecto del Protocolo de Kiotolx

Firmado y ratificado. Firmado pero con ratificación pendiente. Firmado pero con ratificación rechazada. No posicionado.

5.5.12.1. Mecanismos de evasión La necesidad de demostrar a partir del año 2005 un avance concreto en el cumplimiento de los compromisos adquiridos por parte de los países miembros, llevó a adoptar un par de mecanismos para evadir los límites establecidos de reducción de emisión. El artículo 12º del tratado conocido como MDL (Mecanismo para un Desarrollo Limpio) les brinda a los países industrializados dos salidas ampliamente utilizadas: La primera es financiar proyectos de reducción de emisión o secuestro de carbono en países en desarrollo, como ser la forestación, reforestación he inversión en energías menos contaminantes en dichos países. Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo V

La segunda, es que cada país que supere los límites admitidos podrá comprar derechos de emisión a países que no hayan llegado a las cuotas establecidas por ellos. El Protocolo de Kioto da origen así a un negocio de carácter mundial, en donde lo que comenzó siendo una clara preocupación por el estado de nuestro planeta y nuestra calidad de vida, pasó rápidamente a incluir una vez ratificado el mismo un mercado de intercambio de opciones y a futuros sobre emisiones de gases contaminantes, en especial de CO2, resultando en un negocio redondo en donde la moneda de cambio resulta ser la contaminación. La reducción de gases de efecto invernadero se mide en toneladas de CO2 equivalente, y se traducen en Certificados de Emisión Reducidas (CER). Un CER equivale a una tonelada de CO2 que se deja de emitir a la atmósfera y puede ser vendido en el mercado de carbono, dando origen a los denominados bonos de carbono, que no son otra cosa que el derecho a emitir CO2. Así un bono de carbono, equivale al derecho de emitir una tonelada de CO2. La tabla siguientelxi contiene la cantidad de para cada uno de los GEI considerados en el Tratado de Kioto. Tipo de Gas

Toneladas de CO2e

Dióxido de Carbono (CO2)

1

Metano (CH4)

21 – 23

Óxido Nitroso (N2O)

230 – 310

Perfluoro de Carbono (PFCs)

6200 – 7100

Hodrofluoro de Carbono (HFC)

1300 – 1400

Hexafluoruro de Azufré (SF6)

23900

Tabla 20 – Equivalencia de CO2e para los GEI

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Capítulo V

5.5.12.2. Cambio climático En nuestros días la preocupación establecida a nivel mundial por el cambio climático, está tomando medidas sin precedentes, y la sociedad parece estar adquiriendo por primera vez una real conciencia de que el planeta en que vivimos “nuestro hogar” posee límites bien definidos, y que la alteración del medio ambiente en una región del planeta puede traer consecuencias que afecten a habitantes ubicados del otro lado del mundo. En los últimos años hemos sido testigos de oleadas de calor, inundaciones, huracanes, deshielos, etc. en períodos de tiempo tan reducidos, que están provocando que la superficie de la Tierra sea modificada drásticamente, y que este cambio se deje ver sobre nuestras vidas. De acuerdo con los expertos de IPCClxii, se espera que para el año 2100 la temperatura promedio aumente entre 1,8 y 4°C respecto de la registrada en 1990. El Tratado de Kioto es sin lugar a dudas una decisión acorde a los tiempos que vivimos por intentar evitar el rápido deterioro de nuestro hogar, aunque en mi opinión aún no existe una concientización de la gravedad del asunto, en una sociedad en donde los intereses económicos priman por sobre los intereses sociales, y en donde el actual ritmo de avance tecnológico y la extremadamente rápida adaptación que las empresas deben tener a los cambios y a las demandas de sus productos, hace que se preste más atención al corto plazo (unos tres años) que a cambios de largo alcance en donde se tengan en cuenta los intereses de las generaciones futuras. El Tratado de Kioto presta toda su atención a los seis GEI citados al comienzo de este trabajo, por considerarlos los principales causantes del cambio climático, y en su Apéndice A establece las fuentes principales de generación de estos gases, las cuales se detallan en la siguiente tabla.

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Sectores

Categorías de fuentes Quema de combustible

Energía

Emisiones fugitivas de combustibles Procesos industriales

Utilización de disolventes y otros productos Agricultura

Capítulo V

Fuentes Industrias de energía Industria manufacturera y construcción Transporte Otros sectores Otros Combustibles sólidos Petróleo y gas natural Otros Productos minerales Industria química Producción de metales Otra producción Producción de halocarbonos y hexafluoruro de azufre Consumo de halocarbonos y hexafluoruro de azufre, Otros

Fermentación entérica Aprovechamiento del estiércol Cultivo del arroz Suelos agrícolas Quema prescrita de sabanas Quema en el campo de residuos agrícolas, Otros Eliminación de desechos sólidos en la tierra Tratamiento de las aguas residuales Incineración de desechos, Otros

Desechos

Tabla 21 – Fuentes principales de emisión de los GEI considerados en el tratado de Kioto

5.5.12.3. Producción de CO2 en las Argentina en Centrales de energía térmica La emisión de CO2 a la atmósfera durante la producción de energía eléctrica, depende del tipo de tecnología utilizada. En este análisis se considera la emisión de CO2 anual, a partir del total de combustible consumido, y se realiza una proyección al año 2012, la cual es la fecha límite del período establecido por el Tratado de Kioto.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

Capítulo V

En primer lugar partamos del porcentaje de combustible consumido por período y de la energía térmica anual producida por período (Tabla 22), para luego pasar a determinar cuánto fue la energía producida en forma anual por tipo de combustible (Tabla 23). Finalmente a partir de los Kg/KWh de CO2 para cada tipo de combustible (Gráfico 19) se encuentran las toneladas totales de CO2 producidas por año (tabla 24, gráfico 20). Año 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Térmica (GWh) 32.642 39.466 49.399 51.351 53.928 61.012 66.877 61.386 72.133 76.606 81.078

G.N.

F.O.

G.O.

C.

97,9 97,8 88,2 84,9 82,6 77,8 76,1 78,9 70,8 67,5 64,2

0,3 1,5 8,9 11,1 13,5 14,4 15,9 11,7 18,8 20,8 22,9

0,2 0,2 0,9 0,6 1,1 5,4 5,0 6,2 6,7 7,7 8,6

1,5 0,5 2,1 3,4 2,8 2,5 3,0 3,2 3,7 4,0 4,3

Tabla 22 - Porcentaje de combustibles utilizados en generación de energía térmica en la Argentinalxiii Año

Térmica (GWh)

G.N. (GWh)

F.O. (GWh)

G.O. (GWh)

C. (GWh)

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

32.642 39.466 49.399 51.351 53.928 61.012 66.877 61.386 72.133 76.606 81.078

31.957 38.598 43.570 43.597 44.545 47.467 50.893 48.434 51.070 51.709 52.052

98 592 4.397 5.700 7.280 8.786 10.633 7.182 13.561 15.934 18.567

65 79 445 308 593 3.295 3.344 3.806 4.833 5.899 6.973

490 197 1.037 1.746 1.510 1.525 2.006 1.964 2.669 3.064 3.486

Tabla 23 – Energía térmica producida por año, por tipo de combustible en GWh

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

95

Kg de CO2/KWh

Índice

Capítulo V

0,75 0,70 0,65 0,60 0,55 0,50 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00 Carbón

Fuel Oil

Gasoil

Gas natural Gas natural Central Central Ciclo convencional Combinado

Gráfico 19 – Kg/KWh de CO2 producidas por tipo de fuente de energía por año

De los datos anteriores, se obtiene la cantidad de CO2e generada a partir de cada uno de los combustibles utilizados en cada año (Gráfico 20). Las fuentes de energía térmica generalmente más caras, entran en funcionamiento para satisfacer la demanda de energía una vez que la energía Nuclear y la mayoría de las hidroeléctricas no alcanzan a generar la energía total necesaria. En el año 2009 la demanda de energía térmica disminuyó al ser sustituida con básicamente energía hidráulica (Gráfico 10) con lo cual el consumo de combustibles disminuyó. El porcentaje de F.O. utilizado en ese periodo disminuyo, reflejándose en un decrecimiento de la emisión de CO2 emitido por dicho combustible.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

96

Índice

Capítulo V

Año

G.N.

F.O.

G.O.

C.

2002

9.906.521

58.756

39.170

367.223

2003

11.965.302

355.194

47.359

147.998

2004

13.506.675

2.637.907

266.755

778.034

2005

13.515.070

3.419.977

184.864

1.309.451

2006

13.808.804

4.368.168

355.925

1.132.488

2007

14.714.874

5.271.437

1.976.789

1.143.975

2008

15.776.953

6.380.066

2.006.310

1.504.733

2009

15.014.402

4.309.297

2.283.559

1.473.264

2010

15.831.814

8.136.635

2.899.758

2.001.699

2011

16.029.733

9.560.386

3.539.181

2.298.170

2012

16.136.148

11.140.120

4.183.626

2.614.766

Tabla 24 – Ton de CO2 producidas por tipo de fuente de energía por año y proyección 2012

18000000 16000000

12000000 10000000

G.N.

F.O.

G.O.

C.

8000000 6000000 4000000 2000000

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

0

2002

Ton CO2

14000000

Gráfico 20 – Ton de CO2 producidas por tipo de fuente de energía por año

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

97

Índice

Capítulo V

5.5.12.4. Análisis de la situación El Tratado de Kioto ha agrupado a sus países miembros en dos grupos según su condición de riqueza. El primer grupo de países, de mayor grado de riqueza, establecido en el Anexo I del Tratado, ha adoptado según el artículo 3º del mismo, el compromiso de reducir el porcentaje de GEI. “Art 3º 1. Las partes incluidas en el anexo I se asegurarán, individual o conjuntamente, de que sus emisiones antropógenas agregadas, expresadas en dióxido de carbono equivalente, de los gases de efecto invernadero enumerados en el Anexo A no excedan de las cantidades atribuidas a ellas, calculadas en función de los compromisos cuantificados de limitación y reducción de las emisiones consignados por ellas en el anexo B y conformidad con lo dispuesto en el presente artículo, con miras a reducir el total de sus emisiones de esos gases a un nivel inferior en no menos de 5% al de 1990 en el período comprendido entre el año 2008 y el 2012. 2. Cada una de las Partes incluidas en el anexo I deberá poder demostrar para el año 2005 un avance concreto en el cumplimiento de sus compromisos contraídos en virtud del presente Protocolo.” El segundo grupo por no contar con el poder económico necesario, no ha adquirido este compromiso, pero se compromete a recepcionar en su territorio actividades que reduzcan y/o absorban cantidades de GEI en la atmósfera. Si bien la Argentina no se encuentra dentro de los países del anexo I, por lo que no posee un compromiso establecido de reducción de GEI, debería estar adoptando una política clara de diversificación de la matríz energética que le permita disminuir la emisión de CO2 actual, aprovechando a su vez las grandes sumas de dinero que se encuentran en juego para financiar proyectos de reducción de emisión o secuestro de carbono en países en desarrollo. La baja en las reservas de GN y la necesaria sustitución de este con FO, el cual emite casi el doble de Kg/KWh de CO2 hace que sea necesario

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

98

Índice

Capítulo V

reevaluar el rumbo de las políticas energéticas, en las vísperas de un nuevo tratado que puede llegar a demandar compromisos mayores para cada uno de sus miembros.

35000000 30000000

Ton CO2

25000000 20000000 15000000 10000000 5000000 0 C. G.O. F.O. G.N.

2002 3672 3917 5875 9906

2003 1479 4735 3551 1196

2004 7780 2667 2637 1350

2005 1309 1848 3419 1351

2006 1132 3559 4368 1380

2007 1143 1976 5271 1471

2008 1504 2006 6380 1577

2009 1473 2283 4309 1501

2010 2001 2899 8136 1583

2011 2298 3539 9560 1602

2012 2614 4183 1114 1613

Gráfico 21 – Ton de CO2 totales emitidas por año

5.5.13. Centrales proyectadas de gran aporte En la actualidad existen varios proyectos energéticos que podrían aportar la energía necesaria para satisfacer la demanda en los próximos años. 5.5.13.1. Cuarta Central Nuclear La cuarta central nuclear proyectada para el año 2017 se trata de una central de tercera generación (PWR), que emplea agua ligera como moderador y refrigerante; óxido de uranio enriquecido como combustible. El refrigerante circula a una presión tal que el agua no alcanza la ebullición, y extrae el calor del reactor, que después lleva a un intercambiador de calor, donde se genera el vapor que alimenta a la turbina. Las centrales de III generación son concebidas para sustituir a las de II generación (construidas entre 1970 y 1998) adicionando nuevos factores de seguridad. Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

99

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Capítulo V

Las Centrales Atucha I, Atucha II y Embalse entran dentro de la clasificación de II generaciónlxiv. 5.5.13.2. Energía eólica Ley Nacional Nº 26.190, decreto 652/2009, declara de interés nacional la generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables con destino a la prestación de servicios públicos como así también la investigación para el desarrollo tecnológico y fabricación de equipos con esa finalidad. La citada Ley establece una remuneración adicional de $ 15 por megavatio sobre el precio del mercado mayorista. Algunos de los proyectos en desarrollo se citan a continuación: Localidad de Pico Truncado El gobierno argentino firmó un acuerdo con el grupo español Guascor para invertir 2.400 millones de dólares en el parque eólico más grande del mundo en la localidad santacruceña de Pico Truncado. La idea es que el parque entre en funcionamiento entre fines del 2013 y principios del 2014. El parque aprovechará el gran potencial en energía eólica por los vientos persistentes de la Patagonia e involucrará un total de 700 aerogeneradores que se construirán en 6.500 hectáreas alquiladas por la provincia por 30 años. Tendrá una potencia de entre 600 y 900 megavatios, cuando en la actualidad el más potente está ubicado en Comodoro Rivadavia y alcanza sólo poco más de 17 megavatios. La experiencia mundial indica que con vientos medios superiores a 5 m/s es factible el uso del recurso eólico para la generación eléctrica. Por lo general las granjas eólicas off-shore en Europa se encuentran en sitios con promedios de vientos del orden de 7m/s (Ver gráfico de vientos en la Argentina – Apéndice B) lxv. Chubut Otro gran proyecto eólico fue presentado por el gobierno de Chubut en diciembre del 2010 con la adjudicación de proyectos por un total de 580 MW en el Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

100

Índice

Capítulo V

marco del GENREN (Programa de Generación Eléctrica a partir de Fuentes Renovables – Ver Apéndice C) de los cuales 380 MW ya poseen acuerdo comercial firmado, lo cual habilita a empezar trabajos de instalación que demandarán un período de más de 18 meses. La provincia también cuenta con proyectos de generación eólica por casi 2.200 MW en diferentes grados de avance, lo cual implica una inversión superior a los 4.300 millones de dólares repercutiendo en la creación de más de 10.000 puestos de trabajolxvi. El siguiente cuadro recoge las centrales proyectadas que ya se encuentran adjudicadas, y las de mayor posibilidad de adjudicación a corto plazo.

Tipo de central Cuarta Central Nuclear (PWR) de tercera generación (Uranio enriquecido) Eólico (Pico truncado)lxvii Eólica Chubut Eólica Chubut

Tiempo de construcción

Potencia (MW)

Fecha estimada de puesta en funcionamiento

Población que puede abastecer (n° de habitantes)

6-7 años

1500

2017

2.334.000

2 a 3 años

600 a 900

Fines 2013 – principios 2014 2013

933.600 a 1.400400

Aún no determinado

2.925.280

2

380

Aún no determinado

1880

591.280

Nota: 1 MW de energía eólica equivale a 0.4 MW de energía nuclear, al tener en cuenta el factor de carga (ver capítulo 3) Tabla 25 – Datos sobre Centrales proyectadas en Argentina

5.5.14. Subsidios El monto de los subsidios ha venido aumentando considerablemente desde el año 2007, debido a los aportes realizados a ENARSA y a CAMMESA, para cubrir las importaciones de FO y pagar las compras de electricidad a Brasil y Paraguay en los momentos en los cuales el sistema se encuentra al límitelxviii.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

101

Índice

16000

Capítulo V

ENARSA CAMMESA

14000

Millones de $

12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 2007

2008

2009

2010

Gráfico 22 – Subsidios a la energía periodo 2007 – 2010

Finalidad del capítulo Profundizar en cada uno de los factores claves y fuerzas directrices que guardan estrecha relación con el análisis de la salida de funcionamiento de la CNE. Cubrir tres de los puntos propuestos como objetivos en selección del tema de tesis, los cuales son la proyección hasta el año 2015 de la oferta y la demanda de energía y determinación de nuevas centrales en construcción.

Puntos centrales 1. Antecedentes del rejuvenecimiento de la CNE. 2. Oferta y demanda de energía. 3. Centrales proyectadas hasta el 2018. 4. Reservas de combustibles. 5. Marco del Tratado de Kioto. 6. Análisis de la gestión del conocimiento en el área nuclear. Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

102

Índice

Capítulo VI

CAPITULO VI -Construcción de escenarios (Lógica y armado de los escenarios)

A lto

6.1.

Ranking por importancia y por incertidumbre

§

§

Producción de petróleo y gas

§ Políticas energéticas nacionales

Agotamiento de recursos energéticos Centrales proyectadas.

G rado de im portancia

§

§ Crecimiento de la demanda energética § §

Reservas de combustibles

Exploración de petróleo y gas

§ Potencia instalada y oferta energética

§ Consideración de § Política de las políticas climáticas gobierno y subsidios. internacionales § Análisis del tiempo de puesta en § Precio de los servicio de la Central combustibles Atucha II § Fecha establecida para el rejuvenecimiento de Embalse y duración

B ajo

§ Gestión de conocimiento nuclear. §

Aumento de la población

Bajo

Grado de incertidumbre

Alto

Gráfico 23 – Importancia vs Incertidumbre – fuerzas directrices y factores claves

En el gráfico anterior se encuentran ranckeados los factores claves junto con las fuerzas directrices, contrastando el grado de incertidumbre que poseen frente al grado de Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

103

Índice

Capítulo VI

importancia considerado. La idea aquí es poder seleccionar un par de estos puntos para establecer la lógica de los escenarios que se van a analizar. Los dos puntos que se han decidido seleccionar son: Oferta de energía Demanda de energía

6.2.

Selección de la lógica del escenario La selección de los puntos anteriores se realizó por los siguientes motivos: Poseen un alto grado de incertidumbre, y de importancia, afectando directamente las posibilidades de desarrollo del país.

Permiten arribar a conclusiones que se ajustan a los objetivos preestablecidos en la selección del tema de tesis, y de la maestría cursada.

Permiten obtener datos cuantitativos para los escenarios que se desarrollarán a continuación y compararlos entre sí. Los escenarios se analizarán considerando un aumento de la demanda de energía entre el 1,5% y el 5,5%. La elección de este rango se desprende de considerar la evolución en el aumento de la demanda de los últimos años (gráfico 24) y de tratar de comprender hasta qué punto puede evolucionar la economía del país. El rango en el cual se considera el aumento de la oferta de energía se ha establecido a partir de considerar la totalidad de centrales nucleares y eólicas proyectadas para los próximos años, tomando en cuenta el tiempo que lleva construir cada una de ellas, y de otros aspectos como el grado de desarrollo en la gestión del conocimiento. En lugar de analizar un determinado porcentaje de oferta de energía frente a otro de demanda, se ha optado por considerar el incremento de la oferta de energía vs un rango de incremento en la demanda (Gráfico 25). Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

104

Índice

Capítulo VI

2009 - 2010 2008 - 2009 2007 - 2008 2006 - 2007 2005 - 2006

Variación de la demanda (%)

2004 - 2005 2003 - 2004 2002 - 2003 2001 - 2002 0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

Gráfico 24 – Variación en el incremento de la demanda de energía en los

Incremento de la Oferta de energía (%) Baja Alta

últimos años

Primer escenario Segundo Escenario Tercer Escenario

-1 Baja

0

1

2

3

4

5

6

7

Incremento de la Demanda de energía (%)

Gráfico 25 – Oferta de energía vs demanda, para los rangos de análisis Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

105

Índice

6.3.

Capítulo VI

Darle cuerpo al escenario

6.3.1. Primer escenario En este escenario se asume que el país logra la construcción de todas las fuentes de energía que se ha propuesto construir, dentro de los plazos de tiempos más optimistas. Se considera que: La Central Atucha II entra en servicio a mediados del año 2012. La Central Embalse sale de servicio en el momento justo que la Central Atucha II comienza a funcionar, y entra en servicio a mediados del año 2015. La Central Atucha I inicia el rejuvenecimiento a mediados del año 2017. El reactor CAREM de 25MW entra en funcionamiento en enero del año 2015. La Cuarta Central de energía nuclear de 1500MW entra en servicio en enero del año 2017. El parque de energía eólica de Pico Truncado entra en servicio con 600 MW de potencia instalada en enero del año 2013 y adiciona 300MW más para enero del año 2014. El parque de energía eólica de Chubut entra en servicio con 380MW de potencia instalada en enero del año 2013. El proyecto de energía eólica Chubut de 1880 MW adiciona 300 MW en enero del año 2013, 300MW en julio del año 2013, 600MW en enero del año 2014 y 680 MW en julio del año 2014. Se asume además que: La reserva técnica se encuentra en el 11%. Los recursos humanos son suficientes y adecuados, existiendo personal que pueda comenzar a trabajar en la Cuarta Central de energía nuclear al mismo

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

106

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Capítulo VI

tiempo que se termina de poner en funcionamiento la central Atucha II, se realiza el rejuvenecimiento de la Central Embalse, y se encara el proyecto CAREM. El país cuenta con el combustible suficiente para abastecer su parque térmico. La tasa de crecimiento de la población mantiene la tendencia. El gobierno mantiene e incrementa la cuota de subsidios al sector energético, para asegurar el abastecimiento del combustible necesario, y lograr culminar en fecha las obras emprendidas. No existe ningún retraso generado por el desconocimiento de las nuevas tecnologías empleadas. Bajo estas hipótesis, la diferencia entre oferta y demanda, descontada la reserva técnica para cada año varía como se muestra en el gráfico siguiente según el incremento en la demanda se encuentre entre el 1,5 y el 5,5%. 40000,0

SALE ATUCHA I CUARTA CENTRAL

30000,0 20000,0

-20000,0

ENTRA ATUCHA II SALE EMBALSE

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

-10000,0

2008

0,0

2007

GWh

10000,0

ENTRA EMBALSE

-30000,0

1,50%

2,50%

3,50%

4,50%

5,50%

-40000,0

Gráfico 26 – Diferencia entre oferta y demanda de energía para aumentos de la demanda entre el 1,5% y el 5,5% anual – Primer escenario

De esta forma, por ejemplo, si la demanda de energía eléctrica fuera a partir de este año del 4.5% y se mantuvieran las condiciones supuestas en el escenario, en el año 2018 Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

107

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Capítulo VI

no existiría reserva suficiente para satisfacer la demanda sin recurrir a la importación de energía. 6.3.2. Segundo escenario En este escenario se asume que el país ha sufrido algunos retrasos de tiempo en la construcción de las fuentes de energía que se ha propuesto construir, y que las condiciones climáticas, así como las condiciones de las máquinas en funcionamiento han generado cierta disminución de la oferta de energía. Se considera que: La Central Atucha II entra en servicio en enero del año 2013. La Central Embalse sale de servicio en diciembre del año 2012 siguiendo el corrimiento de la Central Atucha II, y retorna al servicio en enero del año 2016 (en el año 2012 la CNE disminuye su aporte de energía en un 10% con relación al año anterior). La Central Atucha I inicia el rejuvenecimiento a mediados del año 2017. El reactor CAREM de 25MW entra en funcionamiento en julio año del 2015. La Cuarta central de energía nuclear de 1500MW no entra en servicio durante el año 2018. El parque de energía eólica de Pico Truncado entra en servicio con 450 MW de potencia instalada en enero del año 2013 y adiciona 250MW más para enero del año 2014, quedando instalada en su totalidad para enero del año 2015. El parque de energía eólica de Chubut entra en servicio con 380MW de potencia instalada en julio del año 2013. El proyecto de energía eólica Chubut de 1880 MW adiciona 300 MW en julio del año 2013, 300MW en enero del año 2014, 600MW en julio del año 2014 y 680 MW en enero del año 2015.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

108

Índice

Capítulo VI

Se asume además que: La reserva técnica se encuentra en el 15.5%. Los recursos humanos no son suficientes para afrontar todos los proyectos al mismo tiempo, no existiendo personal calificado para encarar los desafíos del proyecto CAREM y de la Cuarta Central al mismo tiempo que se está realizando el rejuvenecimiento de la Central Embalse. El país cuenta con el combustible suficiente para abastecer su parque térmico La tasa de crecimiento de la población mantiene la tendencia. El gobierno mantiene e incrementa la cuota de subsidios al sector energético, para asegurar el abastecimiento del combustible necesario, y lograr culminar en fecha las obras emprendidas. La implementación de las nuevas tecnologías ha generado un retraso en la culminación de las obras. Bajo estas hipótesis, la oferta de energía a partir de la potencia instalada varía como se muestra en el gráfico siguiente según el incremento en la demanda se encuentre entre el 1,5 y el 5,5%.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

109

Índice

Capítulo VI

SALE ATUCHA I

20000,0

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

-10000,0

2008

0,0 2007

GWh

10000,0

ENTRA ATUCHA II SALE EMBALSE

-20000,0

ENTRA EMBALSE

-30000,0 1,50%

2,50%

3,50%

4,50%

5,50%

-40000,0 Gráfico 27 – Diferencia entre oferta y demanda de energía para aumentos de la demanda entre el 1,5% y el 5,5% anual – Segundo escenario

6.3.3. Tercer escenario Este escenario difiere del segundo en que: La Central Embalse sale de servicio en el primer trimestre del año 2013 siguiendo el corrimiento de la Central Atucha II, y retorna al servicio en enero del año 2016 (en el año 2012 la Central disminuye su aporte de energía en un 10% con relación al año anterior, mientras que durante el año 2013 lo hace en un 20% con respecto al año 2011). El país cuenta con el combustible suficiente para abastecer su parque térmico, y la reserva técnica se encuentra en el 20%. Bajo estas hipótesis, la oferta de energía a partir de la potencia instalada varía como se muestra en el gráfico siguiente según el incremento en la demanda se encuentre entre el 1,5 y el 5,5%. Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

110

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Capítulo VI

20000,0

SALE ATUCHA I

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

0,0 2007

GWh

10000,0

-10000,0 ENTRA ATUCHA II SALE EMBALSE

-20000,0 -30000,0

ENTRA EMBALSE

1,50%

2,50%

3,50%

4,50%

5,50%

-40000,0 Gráfico 28 – Diferencia entre oferta y demanda de energía para aumentos de la demanda entre el 1,5% y el 5,5% anual – Tercer escenario

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

111

Índice

6.4.

Capítulo VI

Repercusiones sobre el Producto Bruto Interno Si se toma en cuenta la relación existente entre la demanda de energía (GWh) y

el PBI a precios constantes (millones de $) que se dio en el período comprendido entre los años 2002 y 2008 se pueden obtener una relación lineal entre estos parámetros.

PBI (Millones de $

450000

Del 2002 al 2008 año 2001 año 2009 año 2010 Lineal (Del 2002 al 2008)

400000 350000 300000

y = 7,3879x - 421774 R² = 0,9981

250000

118000

113000

108000

103000

98000

93000

88000

83000

200000

Demanda de energía (GWh) Gráfico 29 – PBI vs Demanda de energía por año

A partir de la relación anterior y de las proyecciones en las demandas de energía obtenidas en los escenarios planteados, se obtiene un límite superior al PBI para los próximos años. A modo de ejemplo si consideramos el tercer escenario en el año 2013, con un aumento del 3.5% anual de la demanda de energía, el PBI máximo previsto para ese año no superaría los Millones de u$s 133.107 al cambio actual.

Finalidad del capítulo Establecer la lógica de los escenarios y las hipótesis consideradas en cada caso. En este capítulo se cubre el objetivo planteado en la elección del tema de trabajo de tesis, tendiente a determinar la reserva técnica necesaria para que no se produzcan cortes Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Capítulo VI

de luz. Si bien los datos se analizarán en la sección siguiente, es adecuado indicar que este punto se cumple cuando la diferencia entre oferta y demanda de energía se hace cero a lo largo de los diferentes años y para un determinado porcentaje de demanda energética. Relacionar los resultados obtenidos con el PBI del país. Este punto va más allá de los objetivos establecidos, por lo que me he tomado aquí una licencia para exponerlo debido a que considero que es un dato necesario de presentar.

Puntos centrales 1. Lógica para la selección de los escenarios. 2. Hipótesis consideradas en cada escenario. 3. Relación entre la demanda de energía y PBI en la Argentina.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Implicancias

TERCERA PARTE – Análisis de datos Implicancias Existen varias implicancias que se desprenden de los gráficos anteriores:

En primer lugar se puede observar la gran influencia que posee el porcentaje de reserva técnica, al aporte de la oferta de energía, lo cual se comienza a hacer evidente en el segundo escenario.

La falta de personal capacitado podría provocar grandes trastornos al tener que encarar tantos proyectos nuevos, que involucran nuevas tecnologías en un plazo relativamente corto provocando que el escenario real sea incluso más negativo que el tercer escenario.

No parece factible que de seguir con la política actual, los subsidios cedidos por parte del gobierno al sector energético vayan a disminuir. Por el contrario, da la sensación que la necesidad de realizar los proyectos encarados en los plazos estimados van a provocar que los mismos se incrementen considerablemente.

Es extremadamente improbable que la Central Embalse salga de funcionamiento antes de que la Central Atucha II entre en servicio, y se prioricen aspectos económicos antes que técnicos.

El lugar que ocupa la Central Embalse en la oferta de energía lo cubriría básicamente la Central Atucha II siendo respaldada a partir del año 2013 por la energía eólica aportada por las Centrales de Chubut y Pico Truncado.

Al nivel de crecimiento actual de la demanda de energía, cercano al 3,5% se observa que en el caso del tercer escenario a mediados del 2015 el sistema no posee reservas suficientes, por lo que los montos de energía importada se verían Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Implicancias

incrementados considerablemente. Este punto se puede encontrar en el segundo escenario en el año 2017, mientras que para este porcentaje de crecimiento no habría inconvenientes en el primer escenario.

Selección de indicadores líderes y de señales La elección de indicadores es necesaria para monitorear las tendencias y variaciones para poder anticiparse a las eventualidades, de forma similar a como actúa un tablero de control en una empresa. En lo particular yo tomaría como indicadores: La variación entre los subsidios que se presuponen en la presentación de los presupuestos de cada año y de los subsidios reales asignados con posterioridad. Lo cual puede indicar luego de descontar el dinero destinado a la compra de combustibles, cuantos recursos extras son necesarios aportar para mantener los diferentes proyectos a un ritmo cercano al estimado actualmente.

Las declaraciones que se realicen durante el año electoral y si se evaden las respuestas con respecto al estado del sector energético puede dar un indicio de la seriedad del tema.

La evolución de las restricciones de energía a la industria es un indicador, cuya evolución es necesario monitorear.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Conclusiones y recomendaciones

CUARTA PARTE - Conclusiones y recomendaciones Aún no existe ninguna Central Nucleoeléctrica en el mundo del tipo CANDU, que haya finalizado en forma exitosa un proceso de rejuvenecimiento, y la Central de Point Lepreu que es la primera de este tipo en iniciarlo a sufrido una postergación de los plazos establecidos, pasando de 18 meses de duración programados inicialmente a 50 meses estimados a principios del año 2011, con lo cual la fecha de finalización llegaría a mediados del año 2012 de no existir nuevos retrasos. Este antecedente no resulta auspicioso para el programa de rejuvenecimiento de la CNE. La responsabilidad de suministrar la energía aportada por la Central Embalse en el período que va del año 2012 al año 2016 (dependiendo del escenario y de no existir más retrasos) se encuentra en manos de la Central Atucha II, por lo que la fecha de la salida de funcionamiento de una y la entrada de la otra van a coincidir en algún punto entre mediados del año 2012 y el primer trimestre del año 2013. Es necesario dejar de especular con si la Central Embalse puede esperar a salir de funcionamiento antes de que entre en servicio la Central Atucha II, o si el período que nos toque vivir va a ser de sequía o no, etc., etc., para pasar a tener una política que prevea las situaciones por venir atendiendo a todas las opiniones que existan, encarando el tema en forma análoga a como se resuelve una situación problemática dentro de una empresa competitiva, utilizando métodos de proyección de escenarios a nivel país que sean accesibles al público. Si el país pretende crecer a partir de su industria, y no basado únicamente en un producto como la soja, la oferta de energía debería de incrementarse de forma tal de satisfacer la demanda. Sería necesario aplicar medidas de ingeniería en donde no solo se diversifique la matriz energética, sino también su forma de interconexión, permitiéndonos poseer una red inteligente, en donde por ejemplo pequeños consumidores puedan contar con la posibilidad de poseer equipos eólicos que cuando no consuman energía para el propietario, vuelquen el excedente a la red eléctrica.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Conclusiones y recomendaciones

Un tema muy preocupante que se desprende de los escenarios, es que si con los casi 25.000 a 10.000 GWh de energía sobrante que en apariencia existió en el año 2010 dependiendo del escenario considerado, se llegaron a producir cortes de luz, es muy probable que el porcentaje de reserva técnica considerado sea aún mayor al del tercer escenario, o que las condiciones del sistema de transporte de la energía no se encuentren en un buen estado de mantenimiento, con lo cual la situación podría ser aún más crítica. Para que no existan cortes de luz, la demanda de energía de los próximos años tendrá que ir disminuyendo, o de lo contrario se deberá incrementar el porcentaje de energía importada. De seguir por el camino que vamos es muy probable que en primer lugar los grandes consumidores como Aluar, Acindar, Siderar, Siderca, entre otros sean incentivados a consumir menos con las implicancias que esto puede tener sobre los sueldos y los puestos de trabajo, transfiriéndose luego a toda la cadena de proveedores, al sector industrial en general y finalmente directa o indirectamente a toda la población. La decisión de encarar proyectos de energías verdes, es extremadamente positiva, frente a las vísperas de nuevas medidas mundiales sobre el medio ambiente al estar por cumplirse la fecha estipulada en el Tratado de Kioto. Sin embargo sería necesario analizar en detalle si los proyectos encarados son los más ideales desde el punto de vista económico, al atender detalles como a quien pertenecen las tierras de Pico Truncado y cuál es el costo de su alquiler. La

demanda de energía eléctrica guarda una estrecha relación con el PBI

haciendo posible la predicción de este. Esto puede permitir delimitar las políticas y acciones futuras, ya que se debe analizar con cuidado hacia dónde se direccionan los recursos energéticos y qué restricciones se esperan realizar si se pretende incentivar a una industria ávida de energía. Estamos ante un período de grandes desafíos, en donde las decisiones que tomemos pueden llegar a marcarnos por décadas. La situación energética actual debería ser el detonante para un cambio de paradigma en la Argentina, en la cual las políticas tomadas en este y otros temas, deben de pasar de un carácter político, a uno netamente Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Conclusiones y recomendaciones

de Estado. Es necesario incorporar a esta problemática expertos de todos los sectores que posean como único anhelo el bien común, lejos de sus propios intereses y de una vez por todas comenzar a blanquear nuestra realidad. Los años futuros van a requerir encontrar a un pueblo unido en una misma visión lejos de ideas partidarias.

“Más bien, busquen primeramente el reino de Dios y su justicia, y todas estas cosas les serán añadidas.” Mateo 6:33

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Anexo A

QUINTA PARTE ANEXO A – Otras Centrales proyectadas Central Nuclear – CAREM El CAREM, propuesto por INVAP a la CNEA, es una central nuclear de baja potencia que por sus innovaciones pertenece al grupo llamado “de cuarta generación” y que funciona con combustible de uranio enriquecido al 4%. El prototipo de la central CAREM-25 tiene una potencia de 25 MW(e), diseñada para producir electricidad en áreas remotas y, por lo tanto, diseñada para operar independientemente de suministros eléctricos externos. Puede también ser utilizada con otros fines, tales como producción de vapor industrial o desalinización de agua de mar. Su diseño es del tipo compacto, es decir, tiene todo el sistema primario y los generadores de vapor dentro de un único recipiente de presión, operando en condiciones similares a un reactor de agua a presión (PWR). El sistema primario opera en condiciones de convección natural, situándose el núcleo en la parte inferior, y doce generadores de vapor de un solo paso en la parte superior. El uso de convección natural en el sistema primario evita la necesidad de bombas de circulación y favorece las condiciones de refrigeración en condiciones de emergencia. A su vez, el diseño compacto hace que no existan penetraciones de gran diámetro ni cañerías del sistema primario, que podrían dar lugar a accidentes con pérdida de refrigerante lxix.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Anexo A

Esquema 5 - Funcionamiento de un reactor integrado tipo CAREMlxx

El CAREM resulta ser seguro, más sencillo, más pequeño, más compacto y más barato comparado con las centrales de II y III generación.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Anexo B

ANEXO B – Distribución de vientos en la Argentina

Gráfico 30 – Intensidad de vientos (m/s) en Argentinalxxi

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Anexo C

ANEXO C – El GENRER El GENREN es un programa mediante el cual se promueve la generación eléctrica utilizando fuentes de energías primarias renovables, llamando a licitación por un total de 1000 MW de acuerdo con el detalle siguiente:

Sobre un total de 1000 MW

3% 2% 2% 6% 10% 50%

12% 15%

Eólica Biocombustibles Residuos Urbanos Biomasa Pequeñas Hidroeléctricas Geotermia Solar Biogas

Gráfico 31 – Datos sobre Centrales proyectadas en Argentina en el marco del GENREN

También hay parques eólicos proyectados actualmente en diferentes grados de planificación o ejecución: 1) Arauco, 90 MW. 2) Vientos del Secano, 50 MW. 3) Malaspina, 80 MW. 4) Vientos de la Patagonia 1, 60MW. 5) Diadema, 6.3 MW. 6) Vientos de la Patagonia 2, sin fijar aún potencia.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Anexo D

ANEXO D – Variación de la oferta y demanda de energías en el tiempo según cada escenario Primer escenario

180000 160000 140000

GWh

120000 100000 80000 60000 40000

Oferta Demanda

20000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

0

Gráfico 32 – Oferta y demanda de energía para un 1.5 % de aumento anual

180000 160000 140000

GWh

120000 100000 80000 60000 40000 Oferta Demanda

20000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

0

Gráfico 33 – Oferta y demanda de energía para un 2,5 % de aumento anual

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Anexo D

180000 160000 140000

GWh

120000 100000 80000 60000 40000 Oferta Demanda

20000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

0

200000 180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0

Oferta Demanda

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

GWh

Gráfico 34 – Oferta y demanda de energía para un 3,5 % de aumento anual

Gráfico 35 – Oferta y demanda de energía para un 4,5 % de aumento anual

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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200000 180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0

Anexo D

Oferta Demanda

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

GWh

Índice

Gráfico 36 – Oferta y demanda de energía para un 5,5 % de aumento anual

Segundo escenario

160000 140000 120000

GWh

100000 80000 60000 40000 Oferta Demanda

20000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

0

Gráfico 37 – Oferta y demanda de energía para un 1.5 % de aumento anual

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

Anexo D

160000 140000 120000

GWh

100000 80000 60000 40000 Oferta Demanda

20000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

0

Gráfico 38 – Oferta y demanda de energía para un 2,5 % de aumento anual

180000 160000 140000

GWh

120000 100000 80000 60000 40000 Oferta Demanda

20000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

0

Gráfico 39 – Oferta y demanda de energía para un 3,5 % de aumento anual

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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200000 180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0

Anexo D

Oferta Demanda

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

GWh

Índice

200000 180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0

Oferta Demanda

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

GWh

Gráfico 40 – Oferta y demanda de energía para un 4,5 % de aumento anual

Gráfico 41 – Oferta y demanda de energía para un 5,5 % de aumento anual

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

Anexo D

Tercer escenario

160000 140000 120000

GWh

100000 80000 60000 40000 Oferta Demanda

20000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

0

Gráfico 42 – Oferta y demanda de energía para un 1.5 % de aumento anual

160000 140000 120000

GWh

100000 80000 60000 40000 Oferta Demanda

20000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

0

Gráfico 43 – Oferta y demanda de energía para un 2,5 % de aumento anual

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

Anexo D

180000 160000 140000

GWh

120000 100000 80000 60000 40000

Oferta Demanda

20000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

0

200000 180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0

Oferta Demanda

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

GWh

Gráfico 44 – Oferta y demanda de energía para un 3,5 % de aumento anual

Gráfico 45 – Oferta y demanda de energía para un 4,5 % de aumento anual

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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200000 180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0

Anexo D

Oferta Demanda

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

GWh

Índice

Gráfico 46 – Oferta y demanda de energía para un 5,5 % de aumento anual

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Anexo E

APENDICE E - Mapas del sistema interconectado La tabla y los planos de este anexo se encuentran publicados en la página de CAMMESA – Ver Ref lxiii.

Tabla 26 – Referencias para la interpretación de los planos

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Anexo E

Plano 1 – Líneas de transporte de energía a nivel País Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Anexo E

Plano 2 – Detalle Ciudad de Mendoza

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

133

Índice

Anexo E

Plano 3 – Detalle San Nicolás – Ramallo

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

134

Índice

Anexo E

Plano 4 – Detalle Zarate - Campana

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

135

Índice

Anexo E

Plano 5 – Detalle Mar del Plata

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

136

Índice

Anexo E

Plano 6 – Detalle Ciudad de Córdoba

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

137

Índice

Anexo E

Plano 7 – Detalle Ciudades de Neuquén y Cipolletti

Plano 8 – Detalle Bahía Blanca Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Índice

Anexo E

Plano 9 – Detalle Ciudad de Santa Fé

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

139

Índice

Anexo E

Plano 10 – Detalle Capital Federal

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

140

Índice

Anexo E

Plano 11 – Detalle Ciudad de Tucumán Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

141

Índice

Anexo E

Plano 12 – Detalle Rosario

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

142

Índice

Anexo E

Plano 13 – Detalle Ciudades de Corrientes y Resistencia

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

143

Índice

Anexo E

Plano 14 – Detalle Gran Buenos Aires Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Bibliografía

BIBLIOGRAFÍA

i Mag. Lic. Germán Kraus - ICOTERMS 2000 – Apuntes de la Materia de Comercio Internacional. – UTN – 2009. ii http://www.na-sa.com.ar/centrales/embalse# iii Sheridan Park Research Commity – CANDU Nuclear Power System – Atomic Energy of Canada Limited – Mississauga, Onario L5K 1B2 – 1981 January. iv http://www.nuclearfaq.ca/calandria.jpg v Ing Héctor Golan – Seminario Centrales Nucleares – Centrales Nucleares de Uranio Natural y Agua Pesada con Recipiente de Presión (PHWR) – CNEA – Universidad Nacional de Córdoba – Facultad de Ciencias Exactas Físicas y Naturales – 26/09/81. vi Introducción a los reactores nucleares – Foro Nuclear (Foro de la Industria Nuclear Española) – julio 2008. vii Ing. Roberto Cirimello – Plan de formación de profesionales jóvenes de CONUAR en Ciclo de Combustible – Modulo 1 – Marzo 2007. viii J. Ramón Ramirez Gustavo Alonso, Ma. del Carmen Gómez, Javier Palacios Impacto del Costo del Combustible en el Costo de Generación Eléctrica por Medios Nucleares – H. Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares Carretera MéxicoToluca Km 36.5. ix Apuntes del Ing. Roberto Cirimello – Ciclo de Combustible – Modulo 1 – marzo 2007. x Apuntes del Ing. Roberto Cirimello – Plan de formación de profesionales jóvenes de CONUAR en Ciclo de Combustible – Modulo 1 – marzo 2007. xi J.R.Hardman, A.C. Mao & A. R. Dastur – Use of advanced fuel cycles in CANDU power plant optimization – Proc. 10th. Annual Conference of the Canadian Nuclear Society – Ottawa, Ontario – 1989. Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Bibliografía

xxv Gonzalo Delacámara y Diego Azqueta – Análisis económico de los costos externos ambientales de la generación de energía eléctrica – CEPAL – febrero de 2007. xxvi Dato brindado por Carlos Rey - Departamento de prospectiva – CNEA. xxvii Ley Nº 24.065. xxviii Decreto PEN N° 1192/92. xxix Expediente N° 750, 762/92. xxx decreto PEN N° 1173/98 xxxi Resolución de la Secretaria de Energía Eléctrica 61/92xxxi - 29 de abril de 1992. xxxii Ley Nº 25561. xxxiii Dr. Marcelo H. Merino, Dr. Cont. Ricardo J. Caratti, Ing, Jorge A. Oniszczuk – Situación

del Mercado Eléctrico Mayorista – Tesina – Posgrado en

Regulación Jurídico – Económica de la Energía – Centros de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética Universidad de Buenos Aires – noviembre 2004. xxxiv Peter Schwartz – The art of the long view – 1996 – Published by Doubleday. xxxv Lic. Juan Carlos Villalonga – La revolución energética en Argentina – 04/05/2010 - Instituto Mosconi – Serie de conferencias Argentina Energética. xxxvi José Ovejero García – Daño por Hidrógeno en Materiales – Apuntes del Curso de la carrera de Ingeniería en Materiales – Instituto Sábato – UNSAM- CNEA. xxxvii AECL xxxviii http://poweringthefuture.nbpower.com/en/Default.aspx xxxix Estimaciones y proyecciones de población total del país 1950 – 2015 – INDEC – Nº 30 Serie análisis demográfico – República Argentina. xl Pagina del INDEC - http://www.indec.gov.ar

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Bibliografía

xli Mariel S. Palomeque - Historia de la exploración en la Argentina - Petrotecnia – diciembre 2008 – Compilación y redacción. xlii Dr Mateo Turic – Actividades de Exploración en el Margen Continental Argentino: Perspectivas – Martes 14 de abril 2009 – Instituto Mosconi – Serie de conferencias Argentina Energética: Claves para el Análisis de su Estado Actual. xliii Dr Mateo Turic – La exploración en el margen continental y sus perspectivas Petrotecnia – abril 2009. xliv Ministerio de Planificación Federal Inversión Pública y Servicios – Reservas Comprobadas y Probables de Petróleo y Gas, por cuencas, provincia, concesión y yacimiento – http://energia3.mecon.gov.ar/home/ xlv Diario La Nación – Descubren un megayacimiento de gas – lunes 6 de diciembre de 2010. xlvi Ing. Jorge Lapeña – Ex secretario de energía del Gobierno y presidente del Instituto Mosconi de la Energía. xlvii http://energia3.mecon.gov.ar/home/ xlviii http://www.neo.ne.gov/statshtml/124.htm xlix Previsiones de capacidad instalada – RED BOOK 2007. l Gestión del Conocimiento Nuclear – pagina 61 - Memoria y Balance 2007 – Comisión Nacional de Energía Atómica – Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, Secretaria de Energía, República Argentina. li Davenport, T.; Prusak, L. (1998), “Working Knowledge: How Organizations Manage What They Know”, Harvard Business School Press. lii Charla a cargo del Lic. Jorge Sidelnik, "Centrales Nucleoeléctricas: Perspectivas a Mediano y Largo Plazo en Argentina. Su Rol en el Balance Energético Nacional", -

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Bibliografía

Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” – Dirección: Calle Moreno 943, tercer piso.A. liii http://www.invap.net/nuclear/carem/beneficios.html liv Dr. Abraham David Banchic - Lugar de trabajo: Comisión de Energía Atómica Puesto: Jefatura de división sector materiales. lv Jornada Tecnológica de ADIMRA (Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina) – jueves 20 de noviembre de 2008 – Adolfo Alsina 1609, 2°Piso – Ciudad Autónoma de Buenos Aires. lvi Ingeniero Alfredo Hey, ampliamente reconocido por sus conocimientos sobre aceros tanto en el ámbito de la CNEA como de la industria - [email protected]; Reconocido entre otros trabajos por: “Diseño de herramentales para la laminación en frío de tubos de Zry” – Realizado por Julio C. Dualde y en donde fue director de tesis – Tesis para optar al título de Magister en Ciencia y Tecnología de materiales – año 1995. lvii Edvinsson, L. (1996), “Knowledge Management at Skandia”, en The Knowledge Challenge Conference, MCE, Brussels, 30-31 May. lviii Dra. Patricia Ordóñez de Pablos - Capital Intelectual, Gestión del Conocimiento y Sistemas de Gestión de recursos humanos: Influencia sobre los resultados organizativos en la industria manufacturera española - Departamento de Administración de Empresas y Contabilidad Universidad de Oviedo - Facultad de Ciencias Económicas y Empresariales - Avd/ del Cristo, s/n -33.071 Oviedo – Asturias -Teléfono 985-10-6206/985-10-37-06 - Fax: 985-10-37-08 - [email protected] lix Protocolo de Kioto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático – Naciones Unidas 1998. lx http://es.wikipedia.org/wiki/Protocolo_de_Kioto lxi Mercado de Carbono – Desarrollo y oportunidades en la Argentina – Bolsa de Comercio de Buenos Aires – 2007. Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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Bibliografía

lxii Datos publicados por el IPCC en febrero de 2007. lxiii FUENTE: CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) - http://portalweb.cammesa.com/default.aspx lxiv NOTINUC Año 1 / N°11 – CNEA – 15 – 26/11/2010 – www.cnea.gov.ar lxv

AE

(Asociación

Argentina

de

Energía

Eolica)

-

http://www.argentinaeolica.org.ar/portal/index.php lxvi Proyecto de Ley y Políticas de Promoción de Energías Renovables - martes 30 de noviembre de 2010 - http://noticias.chubut.gov.ar lxvii http://www.infobae.com/general/452048-0-0-Santa-Cruz-tendra-el-parque-eolicomas-grande-del-mundo lxviii Informes de presupuesto -

ASAP (Asociación Argentina de Presupuesto y

Administración Financiera Pública) - http://www.asap.org.ar/ lxix Boletín Interno CAB (Centro Atómico Bariloche) – Año 3 / N° 13 – Año 2010 www.cab.cnea.gov.ar lxx http://soliverez.com.ar/cyt-ar/index.php/Archivo:CAREM.jpg lxxi

AE

(Asociación

Argentina

de

Energía

Eolica)

-

http://www.argentinaeolica.org.ar/portal/index.php.

Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.

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