Impacto Económico en el Sector Energético y Evaluación de

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.
iii
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.
iv
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.
1
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.
2
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.
3
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.
4
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
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
5
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
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
6
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
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
7
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.
8
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
9
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.
10
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.
11
Índice
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.
12
Índice
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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13
Índice
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
14
Índice
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
15
Índice
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
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
16
Índice
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.
17
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)
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
19
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.
20
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.
21
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
22
Índice
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.
23
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
24
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
25
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
.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
26
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
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
27
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
28
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.
30
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
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:
!"#"
$% =
&'( ) * + é (-*
) ( ∗.
&'( ) * /é-0*
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
35
Índice
Capítulo III
Tipo de
Potencia
Potencia
Consumo especifico
Central
eléctrica neta
térmica
Rendimiento
Ce
Nuclear
(MWe)
(MWt)
(%)
(Kcal /kWh)
CANDU
600
2109
28,4
3022,4
ATUCHA II
357
1179
30,3
2839,7
CANDU
692
2175
31,8
2702,6
Tabla 5 – Calculo de Ce (Consumo específico)
3.3.
Costos Variables
Los costos variables son determinados comoxix:
. 1. = 2+3& ∗ 4 + ( &89 :" ; <)
EESP = Consumo específico de planta (KCAL/KWh)
P0 = Precio (centavos de u$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.
52
Índice
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):
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
53
Índice
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.
54
Índice
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.
55
Índice
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.
56
Índice
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
57
Índice
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
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
58
Índice
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.
59
Índice
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.
60
Índice
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:
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
61
Índice
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.
62
Índice
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
63
Índice
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
64
Índice
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
65
Índice
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
66
Índice
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
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
67
Índice
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
68
Índice
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
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
69
Índice
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
70
Índice
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.).
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
71
Índice
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.
72
Índice
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
73
Índice
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.
74
Índice
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.
75
Índice
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.
76
Índice
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.
77
Índice
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.
78
Índice
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.
79
Índice
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.
80
Índice
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.
81
Índice
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$S/kgU.
El análisis prevé dos escenarios, uno de baja ampliación y el otro de alta
ampliación. En el escenario de baja ampliación el incremento entre quinqueños es de un
3%, mientras que en el escenario de alta ampliación el incremento entre quinqueños se
va reduciendo un 1% cada cinco años desde un 9% hasta un 5% manteniéndose ese 5%
quinquenal hasta el final.
Año
2007
2010
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
2055
2060
2065
2070
2075
2080
2085
2090
2095
2100
Escenario de baja ampliación
Uranio
Incremento
ton
%
69110
70395
1,86
76865
9,19
85390
11,09
90755
6,28
93595
3,13
96403
3,00
99295
3,00
102274
3,00
105342
3,00
108502
3,00
111757
3,00
115110
3,00
118563
3,00
122120
3,00
125784
3,00
129558
3,00
133445
3,00
137448
3,00
141571
3,00
Escenario de alta ampliación
Uranio
Incremento
ton
%
69110
75240
8,87
86385
14,81
98400
13,91
110510
12,31
121955
10,36
132931
9,00
143565
8,00
153615
7,00
162832
6,00
170974
5,00
179523
5,00
188499
5,00
197924
5,00
207820
5,00
218211
5,00
229122
5,00
240578
5,00
252607
5,00
265237
5,00
Tabla 18 – Consumo de uranio previsto por quinquenio
5.5.10.2.
Reservas mundiales de uranio
La terminología adoptada es la presentada en el RED BOOK:
RAR: Reasonable Assured Resources (Recursos Razonablemente
Asegurados).
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
82
Índice
Capítulo V
IR: Inferred Resources (Reservas Estimadas).
PR: Pronosticated Resorces (Reservas Pronosticadas).
SR: Speculative Resources (Reservas Especulativas).
RAR
IR
PR
u$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.
83
Índice
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.
84
Índice
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.
85
Índice
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.
86
Índice
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.
87
Índice
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
88
Índice
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.
89
Índice
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.
90
Índice
Capítulo V
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.
91
Índice
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
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
92
Índice
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.
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
93
Índice
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.
94
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
Índice
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
Índice
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
Índice
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
Índice
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.
112
Índice
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.
113
Índice
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.
114
Índice
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.
115
Índice
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.
116
Índice
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.
117
Índice
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.
118
Índice
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.
119
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.
120
Índice
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.
121
Índice
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.
122
Índice
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.
123
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 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.
124
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.
125
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.
126
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.
127
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.
128
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.
129
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.
130
Índice
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.
131
Índice
Anexo E
Plano 1 – Líneas de transporte de energía a nivel País
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
132
Índice
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.
138
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.
144
Índice
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.
145
Índice
Bibliografía
xii G.C.Archinoff – Low enriched uranium fuel in CANDU reactors – I.A.E.A. –
TECDOC-55, “Some economic aspects of the low eriched uranio produtoion”, Viena,
Austria – 1990.
xiii R.E. Green & P.G. Boczar – Advanced fuel cycles in CANDU reactors
reconfirming the need – A.E.C.L. Report 10156 – April 1990.
xiv Sitio Oficial CAMMESA - http://www.cammesa.com/inicio.nsf/marcomemnet
xv Carlos Rey – departamento de prospectiva de CNEA
xvi Santiago Sabugal García y Florentino Gómez Moñux – Centrales Térmicas de
Ciclos Combinado Teoría y Proyecto – 2006 – Edición Días de Santos.
xvii J. M. Escudero López – Manual de Energía Eólica – 2ª Edición Corregida – 2008
– Ediciones Mundi Prensa.
xviii http://sitio.iae.org.ar/
xix Carlos Rey – Departamento de prospectiva CNEA.
xx CNEA – Boletín Energético Nº21 – Orden de Despacho Térmico – Primer semestre
2008
xxi Carlos Rey – Departamento de prospectiva – CNEA.
xxii Ingeniero Eduardo Martín – Presidente de la Sala B del Tribunal de Tasaciones
de la Nación – Tasación de la Central Nuclear Atucha I - http://www.ttn.gov.ar/
xxiii Ingeniero Eduardo Martín – Presidente de la Sala B del Tribunal de Tasaciones
de la Nación – Tasación de la Central Nuclear Atucha II - http://www.ttn.gov.ar/
xxiv Ingeniero Eduardo Martín – Presidente de la Sala B del Tribunal de Tasaciones
de la Nación – Tasación de la Central Nuclear Embalse y de Agua Pesada http://www.ttn.gov.ar/
Esp. Ing. Juan Marcelo Barreto Rodríguez.
146
Índice
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.
147
Índice
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.
148
Índice
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.
149
Índice
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.
150