CADER

Estado de laindustria eólica

en Argentina2009

Estado de la Industria Eólica en Argentina 2009Primera Edición© Cámara Argentina de Energías Renovables 2009Viamonte 524 1er. Piso, Cuidad Autónoma de Buenos Aires, Argentina 500 ejemplares impresosImpreso en Gráfica Tilcara S.A.Berón de Astrada 2445/69 (C1437FSM) Cuidad Autónoma de Buenos Aires, ArgentinaTel. 4919-1000 Fax (54) 11 4919-0586 ISBN 978-987-25326-0-4 Queda hecho el depósito que previene la Ley 11.723.Buenos Aires, 2009Editado e Impreso en Argentina

Soares, Mauro Estado de la industria eólica en Argentina 2009 / Mauro Soares ; Sebastián Kind; Omar Humberto Fernández ; con prólogo de Héctor Mattio y Federico Spitznagel. - 1a ed. - Buenos Aires : Cámara Argentina de Energías Renovables, 2009. 100 p. ; 21x15 cm.

ISBN 978-987-25326-0-4

1. Recursos Energéticos. I. Kind, Sebastián II. Fernández, Omar Humberto III. Mattio, Héctor, prolog. IV. Spitznagel, Federico, prolog. V. Título CDD 333.79

Fecha de catalogación: 31/08/2009

Reservados todos los derechos. Queda prohibida toda reproducción, total o parcial de esta obra por cualquier medio o procedimiento, o en cualquier idioma, bajo las sanciones establecidas por la Ley, sin previa autorización formal de los autores.

“El pesimista se queja del viento; el optimista espera que cambie; el realista ajusta las velas”

William George Ward

CADER - Comité de Energía Eólica

Agradecimientos

Los autores desean expresar su agradecimiento a todos aquellos que de una u otra manera han estado involucrados en el desarrollo de este trabajo y sin los cuales no hubiese sido posible llevar a cabo el mismo.

En particular, a Francisco Mourelle de PAE por sus inagotables ideas y apoyo incondicional, a Eugenia Ares, Verónica Romano, Anne Rusconi-Clerici, Nicolás Brown Bustos y Hernán Polverini de Tecpetrol por su valiosa ayuda, a Carlos St. James de CADER por confiar en nosotros, a Eduardo Tabbush de New Energy Finance por su aporte en temas económicos, a Héctor Mattio del CREE por su revisión y prólogo, a Enrique Casares de Tecnotrol SRL por su aporte en temas de eólica de baja potencia, a Emilio Bressán de NRG, Emilio Guiñazú y Santiago Miles de IMPSA, Verónica Rivero de Barrick y a Hugo Brendstrup de INVAP por ceder material gráfico, a Damián Braña y Diego Jarlip por su arte, a Mariana Correa y María Victoria Adami por su paciencia y apoyo diario.

Diseño y diagramación: Anabella Vitas y Dan Waisman. www.andaestudio.com.ar

Mauro Soares Mauro es Lic. en Economía graduado de la Universidad del Salvador y tiene un Master’s in Management de la Universidad de Stanford, California, EE.UU.Tiene 12 años de experiencia en la industria de la energía y ha trabajado los últimos dos años en proyectos de energía eólica en Argentina, México y otros países de la región. Actualmente preside la Comisión de Energía Eólica de la [email protected]

Sebastián KindSebastián Kind es Ingeniero Mecánico graduado en la Universidad Tecnológica Nacional de Argentina, cuenta con un Master en Ciencias en Energías Renovables con especialización en Energía Eólica por la Universidad de Zaragoza (España) y la Univer-sidad Tecnológica Nacional de Atenas (Grecia) y un Postgrado en Desarrollo Directivo por el IAE Business School. En la actuali-dad, es miembro del directorio de la Cámara Argentina de Energías Renovables. Anteriormente, ha trabajado en BP Alternative Energy en Londres (UK) en el desarrollo de Parques Eólicos y en centros de I+D en diversos proyectos de energías [email protected]

Omar Humberto FernándezHumberto es Ingeniero en Construcciones graduado de la Universidad Nacional de La Plata, tiene un Postgrado de Especialista en Mercado Eléctrico del Instituto Tecnológico de Buenos Aires y completó un PDD en la IAE Business School (Universidad Austral).Humberto tiene 15 años de experiencia en la industria de la energía y ha trabajado los últimos tres años en proyectos de energía eólica en Argentina. [email protected]

Prólogo 6

Highlights 7

1. Introducción y Objetivos 9

2. Descripción del Recurso Eólico en Argentina 11

3. El Sistema Eléctrico Argentino 15

3.1 Descripción General 15

3.2 Generación y Evolución de Precios 16

4. Marco Legal 19

4.1 Experiencias Exitosas 19

4.2 Marco Regulatorio Argentino 20

5. Proyectos Existentes y Potencial de Mercado 23

5.1 Granjas Eólicas Existentes 23

5.2 Proyectos en Danza 23

5.3 Potencial de Mercado 25

6. Aspectos Económicos 27

6.1 Costos de generación Eólica y análisis económico del proyecto 27

6.2 Costos para el Sistema 27

6.3 Análisis Comparativo 29

7. Producción Local de Aerogeneradores de Potencia 31

8. Beneficios de la Energía Eólica 33

8.1 Empleo, Desarrollo Económico y Social 33

8.2 Impacto Económico 33

8.3 Reducción de Emisiones 33

ANEXO 1. Cómo Funciona una Turbina Eólica 38

ANEXO 2. Parques Eólicos Existentes en Argentina 40

ANEXO 3. La Energía Eólica de Baja Potencia 41

ANEXO 4. Novedades Regulatorias y de Mercado 42

© Cámara Argentina de Energías Renovables 2009

Contenidos

6 Estado de la Industria Eólica en Argentina

Prólogo

El viento es abundante en Argentina.

Potencialmente se podrían instalar parques eólicos para generación eléctrica en más de la mitad del territorio nacional los cuales producirían igual o más energía por unidad insta-lada que los parques de Europa, Estados Unidos, o China.

Durante la última década la tecnología asociada a la industria eólica ha evolucionado enormemente mejorando la calidad de la energía eléctrica entregada a las redes inter-conectadas, aumentando la confiabilidad de los sistemas, y reduciendo el costo de cada kilovatio hora.

El parque instalado mundial ha crecido a una tasa promedio del 27% anual durante los últimos 10 años. Muchos países ya tienen importantes industrias eólicas que producen y exportan equipamiento, prestan servicios o generan electricidad a partir del viento.

Desde hace varios años venimos trabajando para impulsar una industria eólica en Argen-tina. Hemos realizado numerosos estudios, hemos publicado mapas de vientos, hemos participado en incontables eventos de difusión y de capacitación en el país y en el ex-terior. Hemos trabajado incansablemente para promocionar al viento como un recurso deseable, creador de empleo y generador de desarrollo económico y social.

Diversificar la matriz de abastecimiento de energía es una tarea ineludible. La energía eó-lica es ciertamente una opción viable económica y técnicamente; más en un país como el nuestro, un país con gran capacidad de desarrollo tecnológico, una fuerte base de recur-sos humanos de alta calidad y mucho viento.

La Cámara Argentina de Energías Renovables presenta este estudio sobre el Estado de la Industria Eólica en Argentina. Es un esfuerzo conjunto de los miembros de la Cámara y de todos aquellos que trabajamos a diario para que en Argentina el viento sea aprovechado de la mejor manera.

Espero les resulte útil e interesante.

Dr. Héctor F. MattioDirector del Centro Regional de Energía Eólica (CREE)

Miembro Honorario de la Cámara Argentina de Energías Renovables

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Highlights

1. La Patagonia argentina presenta condiciones de viento que posibilitarían factores de capacidad (FC, energía generada por unidad de potencia nominal) que podrían dupli-car los promedios mundiales.

2. Aún así, la porción de nuestro consumo eléctrico abastecida con energía eólica es in-significante. Contrariamente, la energía eólica es una fuente significativa de generación en el sistema español (11%) o el danés (20%). En EE.UU. el 40% de las instalaciones de nueva generación en 2008 fueron de origen eólico (8.300 MW).

3. En la situación regulatoria actual del Mercado Eléctrico Mayorista, ni el costo marginal del sistema ni la remuneración por capacidad (potencia) están funcionando como se-ñales de precios e incentivo a la inversión. La consecuencia es un importante déficit de reserva y merma en la calidad de generación.

4. Argentina ha gastado durante el año 2008, cerca de 1.800 millones de us$ en combus-tibles líquidos importados y en energía eléctrica de origen térmico comprada a países vecinos. Ese dinero fue destinado a la generación y compra de 7.700 GWh arrojando un costo promedio de 230 us$/MWh. Si se hubiese destinado, el 15% de dicho gasto a la compra de energía eólica, se podrían haber instalado cerca de 700 MW eólicos, atrayendo inversiones por 1.500 millones de us$. Una política de Estado en este sentido reemplazaría “gasto” por “inversión”, además de redundar en un significativo ahorro para el sistema.

5. La efectividad de la Ley 26.190 sería limitada, ya que lamentablemente en la misma no se establecen penalidades al incumplimiento de los volúmenes mínimos objetivo y la prima preestablecida resultaría insuficiente para cubrir la brecha entre el precio spot y el costo medio total de generación eólico.

6. Teniendo en cuenta los factores de capacidad registrados en el país, el potencial teórico de generación eólica en Argentina podría llegar a más de 2.000 GW, un valor equivalente a dos veces la capacidad de generación total actualmente existente en los Estados Unidos.

7. Considerando el total de los costos, la inversión en generación eólica en sitios con fac-tores de capacidad > 35% sería conveniente para la Argentina incluso con precios del petróleo inferiores a los 60-65 us$/bbl.

8. En caso de cumplirse las proyecciones de la Secretaría de Energía de la Nación (1.250MW eólicos al año 2016), la inversión en el sector sería de entre 2.200 y 2.700 millones de us$ hasta el año 2016 más otros 800 a 1.100 millones de us$ hasta el año 2025. Se estima que para ese entonces la generación eólica cubrirá una demanda de energía equivalente al consumo de cerca de 1.000.000 de hogares todos los años.

9. Comparando las emisiones de gases de efecto invernadero de las distintas fuentes de energía, cada MWh producido con energía eólica tiene un impacto sustancialmente menor sobre el medio ambiente, respeto a la generación con combustibles fósiles

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1. Introducción y Objetivos

En 2008, la Cámara Argentina de Energías Renovables pu-blicó el primer estudio certero acerca de la realidad de la industria del biodiesel en Argentina. Los datos que surgie-ron del estudio eran concluyentes, ya que retrataban un sector pujante, en franco crecimiento, y con el potencial de convertirse en el mayor exponente a nivel mundial.

Para continuar con la labor de difundir la importancia de las energías alternativas – sobre todo en un contexto de crisis energética y ambiental como el actual – el Comité de Energía Eólica de nuestra institución se impuso la meta de lograr un estudio de similares características y alcances que su antecesor, esta vez referente a su área de interés.

A pesar de que en Argentina a primera vista la diferencia entre la vasta industria del biodiesel y la naciente energía eólica es impactante, ambas comparten algunos elemen-tos en común: son tecnologías que a nivel mundial tienen varios años de desarrollo y se perfeccionan día a día, son capaces de reducir nuestra dependencia en los combus-tibles fósiles y son, en esencia, industrias rentables que tienen la capacidad de producir empleos y generar múl-tiples beneficios para la economía. También comparten un potencial común: así como muchos expertos aseguran que nuestro país debería transformarse en breve en el lí-der mundial en producción de biodiesel, otros afirman que contamos con algunas de las condiciones más favorables del planeta para la producción de energía eólica, lo que podría llevar a nuestro país a convertirse con comodidad en líder en materia de aprovechamiento del viento como fuente de energía.

Por supuesto, también tienen en común aspectos menos positivos como la falta de previsibilidad en las políticas pú-blicas y energéticas, el acceso restringido al mercado de capitales, legislaciones débiles o incompletas, falta de li-derazgo orgánico y escasa relevancia en la agenda pública diaria. Estos factores han jugado en contra de la industria en su etapa de despegue, pero sin embargo, es tal el po-tencial benéfico que pueden generar, que se han genera-do avances a pesar de todos los inconvenientes.

La energía eólica es limpia en extremo, totalmente re-novable y más económica de lo que usualmente se cree, más allá de tener costos iniciales relativamente elevados en comparación con otras tecnologías convencionales de generación. Si bien se requerirán varios años para que se instale un número de parques eólicos lo suficientemente significativo como para impactar en la matriz energética

nacional, su potencial es tal que no puede ser dejado de lado. Después de todo, ya existen muchos ejemplos a ni-vel mundial que ilustran que la mejor manera de modifi-car el actual sistema carbono dependiente es apelando a trazados energéticos que logren utilizar con éxito todo el espectro de energías alternativas. Además, la utilización eficaz del recurso eólico garantiza la diversificación de la matriz energética, ayuda a evitar factores de dependencia geopolítica y promueve la estabilización de los precios pa-gados por energía en el largo plazo, favoreciendo la previ-sibilidad económica.

El Comité de Energía Eólica de nuestra Cámara busca fo-mentar el conocimiento de la energía eólica y favorecer al desarrollo integral y sustentable de la industria de la energía eólica en Argentina. Nuestro Comité trabaja en estrecha colaboración con otras instituciones públicas y privadas para crear los incentivos y la regulación que pro-vean garantías a la inversión de largo plazo y que facili-ten el desarrollo y el aprovechamiento de los excelentes recursos eólicos y humanos de nuestro país. Es nuestro principal objetivo crear una plataforma de difusión y un ámbito ameno y ordenado de discusión en el cual partici-pen todos los aquellos interesados desde empresas desa-rrolladoras e inversores, instituciones del gobierno nacio-nal y provincial, proveedores de equipamiento y servicios, asociaciones de consumidores. El desarrollo de la industria será un proceso complejo y sin lugar a dudas se basará en el conocimiento compartido, el consenso y el trabajo duro por el bien común.

La información para este estudio ha sido recabada por el equipo de trabajo del Comité Eólico de la Cámara, con el apo-yo de las mismas empresas y de algunos organismos como la Secretaría de Energía, CAMMESA o el CREE. A todos ellos, mu-chas gracias por el aporte. Cabe destacar que el análisis que surge de la interpretación de los datos, así como las opiniones vertidas en este informe representa únicamente la línea de pensamiento de nuestra institución.

El estudio puede ser descargado de nuestro sitio web www.argentinarenovables.org, en la sección Informes, Estudios y Ensayos.

Federico SpitznagelRelaciones Institucionales

1. Introducción y Objetivos

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2. Descripción del Recurso Eólico en Argentina

La República Argentina cuenta con características técni-cas inigualables en cuanto a recurso eólico aprovechable. Cómo se muestra en la Figura 2.1, el país tiene cerca del 70% de su territorio cubierto con vientos cuya velocidad media anual, medida a 50 metros de altura sobre el nivel del suelo, supera los 6 m/s. Particularmente, zonas en la Patagonia media y sur cuentan con velocidades promedio que superan los 9 m/s y hasta 12 m/s.

Cabe destacar que el territorio argentino continental tiene una superficie aproximada de 2.800.000 km2 lo que equi-vale al 90% de la superficie de EU-15 (65% de Europa-27) pero con una densidad poblacional 10 veces menor.

Pero hablar de velocidad media de viento no da informa-ción de cuan aprovechable es el recurso sino simplemente del valor esperado de su distribución de probabilidad, que en el mejor de los casos, aproxima pero carece de conteni-do para entender verdaderamente el recurso en el campo.

Conocidos los valores de velocidad media, medidos en el campo, y caracterizada la distribución de Weibull es que se puede comenzar a evaluar el recurso eólico.

El principal dato de “cuánto viento aprovechable hay” sale de una función acumulada conocida con el nombre de Factor de Capacidad (FC). Esto es un valor porcentual de la energía que una turbina eólica entregará durante todo un año en relación a la cantidad de energía que podría en-tregar una turbina trabajando el 100% del tiempo. De este modo, un FC=48% indica que la energía entregada por un aerogenerador será el 48% de la energía que la misma má-quina podría entregar durante todo el año en condición de potencia nominal. Por ejemplo, un aerogenerador de 1 MW de potencia nominal (Figura 2.4) comenzará a generar energía cuando el viento incidente sobre su rotor supere los 3 m/s (10,8 km/h), en tal caso, entregará una potencia que comenzará en 0 MW y alcanzará 1 MW cuando la ve-locidad del viento sea de 12 m/s, entre 12 y 25 m/s entre-

Figura 2.1. Velocidad Media Anual a 50m de altura en m/s Figura 2.2. Factor de Capacidad >35% a 70m de alturaFUENTE: CENTRO REGIONAL DE ENERGÍA EóLICA - MINISTERIO DE PLANIFICACIóN FEDERAL, INVERSIóN PÚBLICA y SERVICIOS



gará su potencia nominal (1 MW en este caso) y se pondrá en “bandera” (0 MW), de modo de proteger la estructura, cuando las velocidades sean mayores a los 25 m/s. Supon-gamos ahora que esta máquina generará durante el año entero una energía igual a 4200 MWh; dado que la energía que podría haber entregado en situación nominal e ideal de funcionamiento (generando en todo momento 1 MW de potencia) es de 8760 MWh, el cociente entre estos dos valores es lo que se conoce como Factor de Capacidad, que en este ejemplo FC=48%.

La forma de obtener en cálculo la energía anual a despa-char por un aerogenerador y la característica tan impor-tante, el FC, es por medio de la integración matemática entre la distribución de probabilidad (obtenida de acuerdo a las mediciones en el campo - Figura 2.3) y la función ma-temática que describe la curva de potencia de la máquina, facilitada por el fabricante (Figura 2.4).

Los primeros modelos, utilizando curvas de potencia de tecnología comercial actual, arrojan resultados sorpren-dentes. Zonas patagónicas muestran FC mayor a 45% pero no sólo ahí los vientos son aprovechables; zonas serranas en distintas provincias así como también a lo largo de la costa de la provincia de Buenos Aires (en cercanía a los grandes centros de consumo), arrojan resultados del orden del 35%. (Figura .2.2)

Cabe mencionar a modo de comparación que el FC pro-medio en Europa, en donde la industria está ampliamente desarrollada, ronda el 25%.

Como se muestra en la Figura 2.5, las velocidades promedio va-rían notablemente a lo largo del año. En regla general se observa mayor recurso en época estival que en los períodos invernales.

A lo largo de un día (Figura 2.6) la variación entre mañana y no-che también es muy considerable, predominando las máximas velocidades en torno a las 18hs. para todos los días del año.

Esto es relevante, debido a que una adecuada matriz ener-gética debe buscar la mejor manera de aprovechar las dis-tintas energías, de acuerdo a su disponibilidad, otorgando previsibilidad en la producción.

La energía eólica se caracteriza por tener un com-portamiento probabilístico conocido y modelado matemáticamente por la distribución de Weibull (ver Figura 2.3).

La distribución de Weibul es una función similar a la distribución normal o “de Gauss” pero sesgada en cierta medida hacia valores inferiores a la media.

Tanto el sesgo como la curtosis de la función depen-den del lugar de estudio y sus características. Para la caracterización del recurso eólico esta distribución aplica en la gran mayoría de los casos y es ese el motivo por el cual se la utiliza en la implementación de modelos físicos eólicos en todo el mundo.

Figura 2.3. Distribución de Weibull Figura 2.4. Curva de potencia tipo



Figura 2.5. Velocidad media diaria registrada a 60m de altura durante un año calendario

Figura 2.6. Velocidad media a lo largo del día registrada a 60m de altura y promediada por mes

“Las velocidades promedio varían notablemente a lo lar-go del año. En regla general se observa mayor recurso en época estival que en los pe-ríodos invernales.

La variación entre mañana y noche también es muy con-siderable, predominando las máximas velocidades en tor-no a las 18hs. para todos los días del año. “

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3. El Sistema Eléctrico Argentino

El Sistema Argentino de Interconexión (SADI) está consti-tuido por líneas de transporte y estaciones de transforma-ción que integran el sistema primario de intercambio de energía eléctrica de todo el territorio nacional.

Como consecuencia de las características geográficas y del desarrollo socio-económico del país, el SADI está estructura-do como un sistema de transporte de tipo radial que cubre grandes distancias conectando los centros de generación con el principal foco de demanda ubicado en la ciudad de Buenos Aires y sus alrededores (Gran Buenos Aires o GBA). La Figura 3.1 muestra esquemáticamente la distribución del par-que generador y las líneas de alta tensión más importantes.

Las zonas del Gran Buenos Aires, Litoral y la provincia de

Buenos Aires son las de mayor concentración de la deman-da (65% del total nacional) y cuentan con una capacidad de generación marcadamente menor a su consumo (sólo 43% del total nacional).

Por el contrario, en el resto de las áreas la potencia insta-lada es superior a la demanda constituyendo áreas neta-mente exportadoras y definiendo el flujo de las principales líneas en sentido hacia Buenos Aires.

La Figura 3.2 muestra la longitud (en km) de las líneas de alta y media tensión del SADI existentes a finales de 2007.

Las líneas de 500 kV son las de mayor extensión y conectan los principales nudos de intercambio del sistema. La línea

3.1 Descripción General

Figura 3.1. Esquema de Líneas de Transmisión y Capacidad de Generación del SADI

NOA

Centro

NEA

Cuyo

Bs. As. y Litoral

Comahue

Patagonia

GW INSTALADOS TÉRMICO HIDRO NUCLEAR TOTAL

Región NOA 2,0 0,2 2,2

Región NEA 0,1 2,0 2,1

Región Centro 0,7 0,9 0,6 2,2

Región Cuyo 0,6 0,8 1,4

Región Buenos Aires 9,9 0,9 0,4 11,2

Región Comahue 1,3 4,6 5,9

Región Patagonia 0,3 0,5 0,8

14,9 9,9 1,0 25,8

Línea 500 kvLínea 330 kv



Futaleufú-Puerto Madryn, en la provincia de Chubut, es la única de 330 kV.

Las líneas de 220 kV están desarrolladas mayoritariamente entre las provincias de Mendoza y San Juan y entre Buenos Aires y Santa Fe.

La extensión de líneas de 132 kV es significativa. Es particu-larmente notable su desarrollo en zonas de interés eólico como la provincia de Buenos Aires, Comahue y Patagonia. Esta red de transmisión soportaría, sin mayores inversio-nes y al menos inicialmente, la instalación de varios par-ques eólicos distribuidos de pequeño y mediano tamaño.

3.2 Generación y Evolución de Precios

Desde 2004 el precio spot del mercado eléctrico mayoris-ta argentino (MEM) se determina sobre la base del costo de generación con gas natural a precio local (regulado - Res. 240/2003). El costo marginal es significativamente mayor al precio spot calculado, principalmente por dos factores: (i) el uso de combustibles líquidos (debido a indisponibilidad de gas natural), y (ii) por uso de unidades de generación menos eficiente (debido al aumento de demanda sin incorporación de nueva oferta eficiente).

La Figura 3.3 muestra con datos mensuales la evolución desde 2001 de la generación eléctrica por tipo de tecnolo-gía y combustible utilizado. Se puede observar fácilmente el aumento del uso de combustibles líquidos e importación, principalmente en los meses de invierno.

Aproximadamente la mitad de los costos reales incurridos por encima del precio spot se trasladan a ciertos usua-rios industriales y comerciales (los de mayor consumo). El resto es subsidiado por el gobierno nacional a través de diferentes mecanismos. En la situación regulatoria actual del MEM ni el costo marginal del sistema ni el precio de la potencia (no mayor a 3 us$/MWh) están funcionando como señales de precios e incentivo a la inversión.

A partir de la Resolución 1281/2006 (esquema “Energía Plus”) se ha generado ciertos proyectos de generación privados que recibirían precios por la energía y la poten-cia suministradas a sus clientes acordes con el repago de las inversiones y la eficiencia de su operación. Sin embar-go esta regulación no ha alcanzado para incentivar la in-versión a los niveles necesarios para abastecer al sistema en forma segura y sustentable.

La Figura 3.4 muestra la evolución de la capacidad de generación instalada neta (es decir una vez considera-das aquellas unidades que no se encuentran disponi-bles por cuestiones técnicas) y la demanda máxima del sistema desde 2001. Como se puede observar el mar-gen de reserva ha disminuido drásticamente indicando que el sistema se encuentra funcionando al borde de sus capacidades físicas.

La Figura 3.5 muestra la evolución de los precios spot y los costos marginales del MEM desde 2003. Se puede ob-servar en esta figura la disociación entre el precio spot y los costos reales de operación lo cual redunda en sustan-ciales subsidios a la demanda por parte del Estado.

SISTEMA DE TRANSPORTE 500 kV 330 kV 220 kV 132 kV 66 kV 33 kV TOTAL

Alta tensión 9.456 562 6 10.024

Distribución troncal -- 1.116 841 13.954 391 24 16.326

Región Cuyo 634 611 1.245

Región Comahue 1.213 1.213

Región Buenos Aires 177 5.437 391 6.005

Región NEA 30 1.407 24 1.461

Región NOA 3.565 3.565

Región Patagonia 1.116 1.721 2.837

Figura 3.2. Líneas de Transmisión de Alta y Media Tensión (valores expresados en km)FUENTE: CAMMESA. INFORME ANUAL PROVISORIO DEL MERCADO ELéCTRICO MAyORISTA 2006/2007.



Figura 3.4. Aumento de demanda sin expansión de oferta aumenta precios

Figura 3.5. Elevados costos marginales no se reflejan en el precio spot

Figura 3.3. Generación eléctrica (en GW-medios) por tipo de tecnología

FUENTE: CAMMESA y ELABORACIóN PROPIA. PRECIO SPOT INCLUyE ENERGÍA, POTENCIA y SOBRECOSTOS.

FUENTE: CAMMESA. NO INCLUyE CARGO/REMUNERACIóN POR CAPACIDAD (POTENCIA).

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4. Marco Legal

4.1 Experiencias Exitosas

En los últimos años, muchos países en el mundo aplica-ron de manera exitosa la energía eólica. Con el objetivo de desarrollar tecnología, mitigar los efectos del cambio climático y diversificar las fuentes de abastecimiento ener-gético, muchos países implementaron sistemas de incen-tivos regulatorios y económicos para favorecer el uso de los recursos renovables y reducir la brecha entre los costos de producción de las distintas fuentes. El resultado fue es-timular la inversión y el desarrollo de una nueva industria.

Los regímenes de promoción a las energías alternativas en el mundo, que se aplican ampliamente al sector eólico, se pueden dividir en tres grandes categorías: • Feed-in tariff (FIT) • Cuotas Obligatorias / Incentivos Directos • Tax credits.

Feed-in-Tariff (FIT)Es el sistema adoptado en la mayoría de los países euro-peos, por ejemplo en Alemania y España, pero también en Brasil, China y Australia. Un sistema de FIT dispone y ga-rantiza el pago al generador de una prima o “sobreprecio” por encima del precio de mercado de manera tal de cubrir los costos medios de los proyectos y proveer al inversor de una rentabilidad razonable. También se puede definir como una tarifa fija (ajustable o no por inflación) que el generador recibe por un plazo predeterminado. General-mente se instrumenta y financia mediante la constitución de un fondo de apoyo especial al cual aportan todos los consumidores mediante cargos específicos y del cual se paga a todos los generadores. Este sistema logra compen-sar la diferencia de costos y viabilizar económicamente los proyectos de una manera relativamente simple y segura. En algunos países (por ejemplo en Uruguay) el sistema de FIT se ha implementado mediante contratos de largo plazo con la empresa eléctrica nacional los cuales han sido adju-dicados por licitación pública.

En la figura 4.1 se puede apreciar el monto y composición de los incentivos destinados a energías renovables en los principales mercados del mundo

Cuotas Obligatorias / Incentivos Directos Es el sistema activo en al menos 20 estados de los Estados

Unidos, en Suecia y en el Reino Unido entre otros. Se basa en la imposición, con carácter obligatorio, de un volumen o porcentaje mínimo de energía renovable en las ventas o producción. El incumplimiento de las cuotas mínimas implica el pago de una penalidad onerosa. En la práctica generalmente se implementa mediante la entrega de un certificado o “bono verde”2 a las generadoras de electrici-dad en base a fuentes renovables por cada MWh de elec-tricidad producido. Los distribuidoras y grandes usuarios de energía eléctrica obligados a cumplir la cuota mínima compran dichos certificados a los generadores directa-mente o a través de traders. El valor natural de los bonos es la diferencia entre el costo medio de generación de los proyectos en base a fuentes renovables y el precio de la electricidad en el mercado con un máximo en el valor de la penalidad por incumplimiento (lo que incentiva la compra de bonos por sobre el pago de penalidades). Los precios reales de los bonos verdes se determinan en función de la oferta y la demanda efectiva en cada mercado.

Tax Credits (Créditos Fiscales)Es el sistema utilizado por el gobierno de los Estados Unidos y otros países para apoyar la producción de electricidad con fuentes renovables. El sistema se basa en el otorgamiento de créditos fiscales transferibles por un porcentaje de la inver-sión inicial y/o por cada unidad de energía generada. En el caso de Estados Unidos el sistema ha sido muy exitoso po-sibilitando el fuerte crecimiento de la industria eólica y solar en los últimos 5 años. Actualmente, los proyectos eólicos en dicho país reciben un crédito de 20 us$ por cada MWh produ-cido. Los generadores eólicos combinan la venta de la ener-gía al mercado con estos beneficios más la venta de “bonos verdes” para viabilizar los proyectos.

Hay algunos otros casos, también exitosos, de países que adoptaron regímenes de incentivos mixtos o parciales, como en el caso de Brasil que basa sus incentivos en un sistema FIT con cuotas (en este caso, cantidad máxima de potencia a instalar) y requisitos mínimos de componentes nacionales en la tecnología a utilizar.

En todos los casos, los incentivos económicos deben com-binarse con adecuaciones a las regulaciones técnicas y operativas en cada país o región de forma tal que se per-mita la integración a la red de la energía renovable en con-diciones seguras y económicas.

2 “Green Certifícate” o “Bono Verde”, “Renewable Energy Certificate” o “REC”, o nombres similares según el país o el estado. Al sistema de cuotas también se lo conoce con el nombre de “Renewable Portfolio Standards” o “RPS”.

4. Marco Legal


Estudios realizados en distintos países sobre los diversos es-quemas tarifarios demuestran que estos incentivos han sido válidos para el desarrollo de la energía eólica, han tenido un impacto mínimo en el bolsillo de los consumidores y han re-dundado en mejores condiciones medioambientales para toda la población. Por ejemplo la Asociación Empresarial Eóli-ca3 (España) estima que el beneficio para el sistema eléctrico español durante 2007 ascendió a 14 € por cada MWh genera-do con energía eólica4. El resultado también fue positivo para años anteriores (2004-2006) a pesar de los menores precios de mercado de los combustibles fósiles.

4.2 Marco Regulatorio Argentino

Actualmente el marco regulatorio argentino se basa en la Ley Nacional 26.190/20065 que declara de interés nacional la gene-ración de energía eléctrica dedicada al servicio público a través de recursos renovables. La citada Ley define un sistema de FIT con una prima de 15 pesos argentinos por MWh6 garantizada por el Fondo Fiduciario de Energías Renovables (a ser creado es-

pecíficamente para este fin). El objetivo de la Ley es lograr una contribución de las fuentes renovables que alcance el 8% de la demanda en un plazo de 10 años a partir de la puesta en vigen-cia del régimen. La misma también provee ciertos incentivos fiscales tales como amortización acelerada o exención del pago del Impuesto al Valor Agregado (IVA).

Sin embargo, hasta la fecha de publicación de este informe la Ley 26.190 no había sido reglamentada por el Poder Eje-cutivo. En cualquier caso la efectividad de la misma para lograr sus objetivos sería limitada ya que lamentablemente no se establecen penalidades al incumplimiento de los volú-menes mínimos objetivo y la prima preestablecida resultaría insuficiente para cubrir la brecha entre el precio spot y el cos-to medio total de generación eólico. Adicionalmente, la ley tampoco considera la implementación de mecanismos que “nivelen la cancha” en cuanto a los beneficios ambientales de los diferentes tecnologías de generación.

Existen adicionalmente otros instrumentos legales que po-drían usarse para encuadrar un desarrollo eólico. Se trata de

Figura 4.1. Incentivos a la producción de energía renovable en Europa

4. Marco Legal


las resoluciones 1281/06 (Energía Plus), 220/07 y 269/08 (Au-togeneración Distribuida). Las citadas normativas, aunque no promocionan directamente las energías renovables, podrían incentivar las inversiones en estas tecnologías.

El programa “Energía Plus” obliga a los grandes usuarios (más de 300 kW) a contratar en el mercado la energía que consu-men por encima de su demanda real del año 2005. Esta regu-lación expone a este segmento de la demanda a precios más relacionados con el costo económico real del suministro, al menos por una parte de su consumo. Sin embargo este siste-ma es de aplicación limitada ya que el volumen en cuestión es relativamente pequeño y sólo aplicaría a nuevas fuentes de energía firme. La calificación de la eólica dentro de esta normativa requeriría modificaciones a la misma.

Por la Resolución 220/07 de la Secretaría de Energía se habilita a la realización de Contratos de Abastecimiento de Energía Eléc-trica (CAE) a 10 años entre el MEM (en la práctica CAMMESA en su rol de operador del SADI) y empresas que aporten una nue-va oferta de generación al sistema. Los proyectos encuadrables en esta normativa deben ser adicionales y deben contar con la participación en algún sentido del Gobierno Nacional, de ENAR-SA o de quien determine el Ministerio de Planificación Federal Inversión Pública y Servicios (MINPLAN). La remuneración de los CAE sería mensual y se calcularía en base a una anualidad sobre los costos de instalación y otros costos fijos, más los costos varia-bles requeridos para la adecuada operación del equipamiento comprometido, más una adecuada rentabilidad para el inversor la cual deberá ser aceptada por la Secretaría de Energía y apro-bada por el MINPLAN. Esta es quizá la única normativa aplicable a la inversión en generación eólica en Argentina.

Con la Res. 269/08 se establece la figura de Autogenerador Distribuido, que consiste en un consumidor de electrici-dad que además genera energía eléctrica, pero con la par-ticularidad de que los puntos de consumo y generación se vinculan al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) en diferentes nodos de conexión. De esta manera las empre-

sas deben comprar (o pueden vender) la diferencia entre la energía producida y la efectivamente utilizada. Esta nor-mativa permitiría a una empresa consumidora realizar una inversión eólica y usar la red para llegar hasta sus instala-ciones de consumo. Sin embargo tal como está planteada en la actualidad debería ser la misma persona jurídica que consume la energía la que debería invertir en el proyecto de generación lo cual en la práctica dificulta el financia-miento y la estructuración de proyectos de gran tamaño.

El desarrollo sustentable de la industria eólica en Argentina depende en gran parte de la existencia de un marco regu-latorio y de garantías propicias que provean previsibilidad a largo plazo y que permitan a los inversores evaluar razona-blemente los riesgos del negocio y acceder a líneas de finan-ciamiento también razonables (sean corporativas o a nivel de proyectos). El marco legal actualmente vigente lamenta-blemente no genera dichas condiciones y es necesario crear el ámbito de discusión y cooperación entre todas las partes interesadas (gobierno, inversores, entidades públicas y priva-das de financiamiento, asociaciones de consumidores) para crear mecanismos de contratación y operación, y esquemas de garantías que lleven al desarrollo integral de la industria. Este es uno de nuestros principales objetivos en la Cámara Argentina de Energías Renovables. Los textos del marco legal, sus leyes y resoluciones pueden ser encontrados en nuestro

sitio web: http://www.argentinarenovables.org, así como también en el “Directorio de la

Industria de Energías Renovables” (copias sin cargo en nuestra institución)

3 http://www.aeeolica.es/4 La generación eólica anual del año 2007 (27 TWh/año) implicó un ahorro 5.5. millones de toneladas de petróleo equivalente, principalmente de carbón y gas natural, con un valor de mercado de €1000 millones (37 €/MWh). Adicionalmente se evitaron 18 millones de toneladas de emisiones de CO2 que valuadas a precio de mercado de 20 €/ton tendrían un valor de €360 millones (13 €/MWh). Bajo el sistema de feed-in-tariff el sistema español pagó durante el año 2007 primas por un total de €990 millones (37 €/MWh). Fuente: Press Release del 24/11/2008 de la AEE (Asociación Empresarial Eólilca) y datos públicos del sistema eléctrico español. http://www.aeeolica.es/prensa_notas.php5 Texto completo en http://www.infoleg.gov.ar y en http://www.argentinarenovables.org6 Actualizable trimestralmente por el Coeficiente de Actualización Trimestral –CAT- según Ley Nacional 25.957/2004. A noviembre de 2008 la prima actualizada sería de aprox. 9 us$/MWh.

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Actualmente Argentina cuenta con tan solo 30 MW instala-dos principalmente por cooperativas eléctricas entre 1994 y 2002. La última incorporación ha sido una turbina de 2 MW instalada por la empresa Barrick en su mina Veladero en la provincia de San Juan. El ANEXO 2 muestra una tabla de detalle sobre las unidades instaladas. El siguiente mapa presenta la ubicación de las granjas existentes e incorpora algunos proyectos actualmente en el mercado.

El programa oficial de desarrollo de la industria eólica en Ar-gentina se centra en el Plan Estratégico Nacional de Energía Eó-lica (PENEE) mediante el cual el Gobierno Nacional impulsa la instalación de al menos 300 MW de potencia. Las primeras ta-reas del PENEE incluyeron la elaboración de un mapa de vien-tos nacional que estuvo a cargo del Centro Regional de Energía Eólica (CREE). Los primeros proyectos de generación engloba-dos dentro de este plan son Vientos de la Patagonia I y II.

Asimismo, a pesar de la situación actual, existen algunos pro-yectos eólicos que habitualmente se mencionan en los medios en diferentes estados de planificación o ejecución. De acuerdo a la información provista por las mismas empresas, estos son:

Vientos de la Patagonia 1 y 2Son proyectos financiados por el Gobierno Nacional y los diferentes gobiernos provinciales. Vientos de la Patagonia 1 es propiedad 80% de ENARSA y 20% de la Pcia. de Chubut y está estructurado en dos fases. La Fase 1, ya en marcha y con finalización prevista durante 2009, tiene por objetivo la ins-talación y homologación de 2 turbinas prototipo de produc-ción nacional (una de IMPSA Wind y otra de NRG Patagonia). La Fase 2 contempla la instalación de un parque de 60 MW en Chubut utilizando los aerogeneradores homologados en la Fase 1.

5. Capacidad Eólica Existente y Potencial de Mercado

5.1 Granjas Eólicas Existentes 5.2 Proyectos en Danza

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PROYECTOS1. Arauco (90 MW)2. Vientos del Secano (50 MW)3. Malaspina (80 MW)4. Vientos de la Patagonia 1 (60 MW)5. Diadema (6,3 MW)6. Vientos de la Patagonia 2 (n/d)

GRANJAS EXISTENTES7. Mina Veladero (2,0 MW)8. General Acha (1,8 MW)9. Cutral-Có (0,4 MW)10. Tandil (0,8 MW)11. Darragueira (0,8 MW)12. Mayor Buratovich (1,2 MW)13. Punta Alta (2,2 MW)14. Claromecó (0,8 MW)15. Parque Morán (16,6 MW)16. Pecorosa (0,5 MW)17. Rada Tilly (0,4 MW)18. Pico Truncado (2,4 MW)

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Vientos de la Patagonia 2 está relacionada a la Pcia. de Santa Cruz y prevé la instalación de parques eólicos en esa provin-cia. Actualmente se están realizando estudios de prospec-ción y caracterización del recurso eólico.

Parque Eólico AraucoEl proyecto, llevado a cabo en la provincia de La Rioja por la empresa IMPSA, prevé la instalación de 12 aerogeneradores de 2,1 MW, llegando a una potencia total de 25,2 MW. Se desarro-llará en dos etapas. Se estima que el primer equipo entre en funcionamiento en julio de 2009 y los 11 restantes, que forman parte de la segunda etapa, en mayo de 2010. El diseño final del parque contempla la instalación de un total de 90 MW.

MalaspinaA cargo del Central Eólica Pampa de Malaspina S.A. El proyec-to contará con 40 aerogeneradores Vestas V-80 de 2 MW cada uno que se instalarán en la zona de Pampa Malaspina, ubicada a unos 130 km al norte de la ciudad de Comodoro Rivadavia, Chubut. Se prevé que entre en operaciones en 2010/2011.

Vientos del Secano El Parque Eólico Vientos del Secano tendrá una potencia instalada de 50 MW y comenzaría a construirse en el cuarto trimestre de 2010. El mismo estará ubicado en las cercanías de la localidad de Ing. Buratovich en el partido de Villarino (unos 50 km al sur de la ciudad de Bahía Blanca). El proyecto fue desarrollado por ABO Wind. Se espera que entre en fun-cionamiento a finales de 2011.

Diadema (HYCHICO/CAPEX)Se proyecta construir un parque eólico en las cercanías de Co-modoro Rivadavia con una potencia de 6,3 MW (7 aerogenera-dores ENERCON E-44 de 900 kW) y una generación promedio de 22 GWh por año que entregará al sistema interconectado a través de líneas de 33 kV pertenecientes a TRANSPA. El proyec-to contempla adicionalmente la instalación de equipamiento para la producción de hidrógeno. Se estima que el parque eó-lico comience a funcionar en 2010, aunque fuentes de la com-pañía informaron recientemente a CADER que el proyecto se encuentra temporalmente suspendido.

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5.3 Potencial de Mercado

Con vientos que redundan en factores de capacidad por enci-ma del 35% en gran parte del territorio nacional, el potencial teórico de generación eólica en Argentina es muy elevado. Algunos estudios llegan a indicar que podrían instalarse más de 2 .000 GW, valor equivalente a dos veces la capacidad de generación total actualmente existente en los Estados Unidos.

En términos más pragmáticos, y dada una capacidad total proyectada a 2016 de poco menos de 30 GW, es técnica-mente viable la instalación de hasta 6 GW de energía eólica (20% del total nacional). Con apenas 30 MW instalados, todo está por hacerse en este sentido.

La Secretaría de Energía (ver Figura 5.1) estima que hacia el año 2016 se instalarían 2.500 MW de generación con fuen-tes renovables. Dicha cantidad responde a la necesidad de cumplimentar lo establecido en la Ley 26.190/06 como meta para ese año, es decir, cubrir el 8% del consumo nacional de

electricidad con energía renovable. Hacia el año 2025 sería necesario sumar unos 1.000 MW a lo ya instalado.

A fines del año 2008 se estimaba que la inversión de capital para un parque eólico con tecnología moderna (utilizando aerogeneradores en el rango de 1 a 3 MW) era del orden de 1.8 a 2,2 millones de us$ por MW (incluidos costos de mon-taje y obras anexas). Asumiendo este dato como escenario base y de acuerdo con datos de la Secretaría de Energía, que asumen que el 50% de la nueva potencia renovable a insta-lar será eólica; la inversión en el sector sería de entre 2.200 y 2.700 millones de us$ hasta el año 2016 más otros 800 a 1.100 millones de us$ hasta el año 2025.

Estas cifras pueden resultar conservadoras si se tiene en cuenta que es económicamente más conveniente contar con energía eólica en el sistema que utilizar combustibles de precios altos y volátiles (principalmente fuel oil, gas oil y gas natural importa-dos) para generación térmica o importar electricidad de Brasil. El siguiente capítulo trata este punto con sumo detalle.

Figura 5.1 – Evolución de la futura capacidad de generación FUENTE: SECRETARÍA DE ENERGÍA, SEPTIEMBRE DE 2008

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6. Aspectos Económicos

6.1 Costos de Generación Eólica y Análisis Económico

De modo de entender la situación actual de la energía eó-lica y su competitividad económica, se realizó la evaluación de un proyecto teórico en forma simplificada7 y tomando como escenario base los siguientes supuestos:

• Costo de Inversión (CAPEX): 2,2 millones de us$/MW (sin IVA).• Costos de Operación y Mantenimiento (OPEX): 2% del

monto de inversión por año.• Impuesto a las Ganancias: 35%.• Amortización de activos para Impuesto a las Ganancias:

lineal en 5 años.• Créditos por Reducción de Emisiones: 20 us$/ton de CO2

con un factor de emisión de 0,6 ton-CO2/MWh.• Sin inflación y sin “apalancamiento financiero” (100% fon-

dos propios).• No se consideran los efectos financieros del IVA ni otros

impuestos internos.

Se puede apreciar en el gráfico de la Figura 6.1 los distintos precios de venta de la energía eólica que son necesarios para viabilizar un proyecto según el grado de rentabilidad esperado y el Factor de Capacidad del proyecto. Léase sobre el eje de or-denadas izquierdo la Tasa Interna de Retorno (TIR) del proyecto y sobre el eje de ordenadas derecho la TIR teniendo en cuenta que el proyecto aplica a la venta de Certificados de Reducción de Emisión (CERs) de Gases de Efecto Invernadero (GHGs) según el esquema propuesto por Naciones Unidas mediante el Meca-nismo de Desarrollo Limpio (MDL) bajo el Protocolo de Kyoto.

6.2 Costos para el Sistema Argentina abastece cerca del 50% de su matriz energética primaria con gas natural (2008). El déficit de gas natural en Argentina generado por el estancamiento de los precios y la producción local ha obligado a cancelar las exportaciones, reanudar las importaciones de Bolivia, sustituir gas natural por combustibles líquidos alternativos (principalmente ga-

Figura 6.1. Cálculo teórico del precio de la energía eólica FUENTE: ELABORACIóN PROPIA

7 Los costos de capital reales de un proyecto eólico dependerán de la ubicación del mismo, el tamaño (escala), las instalaciones de interconexión nece-sarias, el tipo de clase de viento del sitio, etc. Para este análisis se asume costos estándar sin diferenciar por estos elementos.



soil, fuel oil y GLP en determinadas épocas del año) y a im-portar LNG (Gas Natural Licuado). Debido al hecho de que las refinerías locales operan prácticamente al 100% de su capacidad, el gobierno nacional se ve obligado a importar gran parte de los combustibles líquidos usados en la gene-ración eléctrica, especialmente casi la totalidad del gasoil

necesario y gran parte del fuel oil. Durante 2008 se importa-ron en promedio 3.300 m3/d de gasoil y 2.400 m3/d de fuel oil para generación eléctrica con un valor de aproximada-mente 1.800 millones de us$.

El precio de los combustibles de importación se encuentra ínti-mamente relacionado al valor internacional del petróleo crudo (WTI) lo cual tiene las siguientes consecuencias: alta depen-dencia geopolítica, escaso poder de planificación por tratarse de un commodity internacional, y altos costos de generación que se trasladan a gasto fiscal bajo la actual regulación.

La Figura 6.2 muestra cómo aumenta el Costo Variable de Generación (en us$/MWh) a medida que aumenta el precio de petróleo crudo y en consecuencia el precio de los combustibles líquidos utilizados en la generación eléctrica. Más allá de la regulación local de precios de combustibles, la idea es analizar la situación conside-rando el costo de oportunidad y por eso usamos precios de mercado. En cuanto a las tecnologías de generación se tomaron tres alternativas comúnmente utilizadas en el sistema argentino: (i) turbina de gas quemando ga-soil, (ii) ciclo combinado quemando gasoil, y (iii) turbina de vapor quemando fuel oil.

Figura 6.2 Costo variable de generación con combustibles líqui-dos vs. costo de generación eólicaFUENTE: ELABORACIóN PROPIA

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Cabe aclarar que el costo variable de producción no incluye la amortización del equipamiento, asumiendo que los equipos ya existen en el parque de generación y que lo que se preten-de es sustituir su uso, mitigando los excesivos costos variables.

Sobre el mismo gráfico, observamos una banda de precios entre los 100 y 130 us$/MWh (FC de 45% y 35% respectiva-mente) correspondientes al costo de generación de la ener-gía eólica capaz de hacer rentable los proyectos según los supuestos del apartado anterior.

Como resultado, obtenemos zonas de conveniencia y no conveniencia económica comparativa del uso de energía eólica respecto de combustibles líquidos en la matriz de ge-neración eléctrica, en función del precio del WTI.

Considerando que en el mediano y largo plazo se espera que aumente la dependencia del sistema argentino a la generación con combustibles líquidos importados, la inversión en genera-ción eólica en sitios de FC=45% sería conveniente en Argentina para precios del petróleo por encima de 40 us$/bbl, sólo consi-

derando los costos variables. Es importante aclarar que en caso de considerar el costo de inversión del equipamiento de ge-neración con combustibles líquidos, la eólica sería conveniente para el sistema a partir de WTI inclusive más bajos.

6.3 Análisis Comparativo

Argentina ha gastado durante el año 2008 cerca de 1.800 millones de us$ en combustibles líquidos importados y en energía eléctrica de origen térmico comprada a países veci-nos. Ese dinero fue destinado a la generación y compra de 7.700 GWh arrojando un costo promedio de 230 us$/MWh. Un simple análisis nos dice que si se hubiese destinado, por ejemplo, el 15% de dicho gasto a la compra de energía eólica en contratos de largo plazo que viabilizasen los proyectos, se podrían haber instalado cerca de 700 MW eólicos atrayendo inversiones por un valor cercano a los 1.500 millones de us$. Una política de Estado en este sentido reemplazaría “gasto” por “inversión” y además podría redundar en un significativo ahorro para el sistema. (Figura 6.3)

Figura 6.3 Costo variable de generación con combustibles líquidos vs. costo de generación eólica FUENTE: ELABORACIóN PROPIA

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7. Producción Local de Aerogeneradores de Potencia

Considerando la escasa relevancia actual de la energía eó-lica en la matriz energética nacional, es sumamente nota-ble la existencia de en el país tres desarrolladores de aero-generadores de potencia.

IMPSAEn la actualidad, cuenta en el país con una fábrica capaz de proveer aerogeneradores de tamaño superior a 1,5 MW. La planta, localizada en Mendoza, tiene capacidad para fabri-car 75 aerogeneradores y 75 juegos de palas por año.

La empresa ha desarrollado varios generadores eólicos in-cluyendo equipos de 1 MW; 1,5 MW y 2,1 MW para todo tipo y clase de vientos. Actualmente, se encuentra desarrollando la tecnología de aerogeneradores de más de 4 MW para ser entregados al mercado en los próximos años.

IMPSA Wind es el mayor desarrollador de granjas eólicas en Brasil donde cuenta con 13 parques con un total de 317 MW de capacidad distribuidos al noreste y sur de dicho país. En la Argentina, está activamente participando en proyectos la provincia de Buenos Aires, Chubut, Córdoba, Neuquén, San Luis, y Santa Cruz. En la región Patagónica ha instalado un aerogenerador de 1,5 MW en Chubut y en la provincia de La Rioja prevé instalar un total de 90 MW, suficiente para abastecer el 45% de la demanda eléctrica de la provincia. Actualmente, se encuentra en ejecución la primera etapa del parque provisto por IMPSA de un generador eólico de 2,1 MW de potencia. En la segunda etapa, se sumarán 11 ae-rogeneradores IMPSA IWP-83 de 2,1 MW.

NRG PatagoniaComercializa en el país su modelo NRG 1500 de 1,5 MW. Es un equipo especialmente diseñado y clasificado en Alemania para operar en sitios con viento fuera de clase, como algunas zonas patagónicas, definidos comúnmente como IEC Class I+ o Class “S”. Asimismo y aprovechando la estructura reforzada de este equipo Clase 1+, disponen de un Clase II con un rotor de 77 m de diámetro, y un Clase I con rotor de 70 m. Actualmente NRG Patagonia se encuentra en la etapa final de construcción de la primera unidad que deberá ser instalada y certificada en cum-plimiento del Proyecto Vientos de la Patagonia I.

INVAPSi bien hasta el momento la mayor parte de los aerogene-radores desarrollados por la empresa son de baja y media potencia (ver Anexo 2 para más detalles sobre aerogene-radores de baja potencia), INVAP está muy avanzada en la ingeniería de un aerogenerador de 1,5 MW (EOLIS 15) para vientos intensos (Clase 1). La turbina desarrollada será espe-cialmente útil para las regiones centro y sur de la Patagonia y la costa atlántica de la provincia de Buenos Aires.

INVAP también tiene previsto desarrollar otro modelo de aerogenerador de 2 MW de potencia, apto para vientos Cla-se 2 (menos intensos que los patagónicos).

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T.7. Producción Local de Aerogeneradores de Potencia

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8. Beneficios de la Energía Eólica

Como hemos mencionado con anterioridad, los benefi-cios de la utilización de energía eólica son múltiples: se trata de un recurso extremadamente limpio, totalmente renovable y económicamente muy competitivo. Además, la utilización eficaz del recurso eólico garantiza la diversi-ficación de la matriz energética, ayuda a evitar factores de dependencia geopolítica y promueve la estabilización de los precios pagados por energía en el largo plazo, favore-ciendo la previsibilidad económica.

8.1 Empleo, Desarrollo Económico y Social

Uno de los principales beneficios de la energía eólica es su aporte al desarrollo de las economías regionales. En efec-to, la mayoría de los emprendimientos eólicos se encuen-tran emplazados fuera de las grandes metrópolis y per-miten contar con una actividad económica adicional a las tradicionales y altamente demandante de mano de obra.

El desarrollo descentralizado adquiere aun más relevancia en Argentina porque se daría principalmente fuera de las áreas tradicionalmente agrícola-ganaderas, en regiones más áridas de la Patagonia o de las zonas centrales del país.

Las actividades de desarrollo de proyectos, fabricación de aerogeneradores y componentes, instalación, operación y mantenimiento de parques eólicos requieren de mano de obra altamente especializada. En Europa, la industria eó-lica empleó en 2007 unas 150.000 personas en forma di-recta e indirecta8, 70% de las cuales se concentraban en la etapa de fabricación de aerogeneradores y componentes. Comparando el nivel de empleo con la capacidad instala-da anualmente en ese continente, la industria eólica em-plea 15 personas por cada MW instalado.

8.2 Impacto Económico En caso de cumplirse las proyecciones de instalación de energía eólica mencionadas en el punto 5.3 (1.250 MW hasta 2016), se estima que la energía eólica podría abas-tecer con energía limpia el consumo de cerca de un millón de hogares argentinos.

En países con industrias eólicas desarrolladas, la inciden-cia de éstas ayuda a abaratar el costo que los ciudadanos

pagan por la energía en general ya que reemplaza genera-ción con combustibles líquidos (generalmente caros y en muchos casos importados) y tecnologías menos eficientes.

En España, por ejemplo, la generación eólica efectiva del año 2007 alcanzó los 27 TWh9 (11% del total). En la hipóte-sis de que se hubiesen requerido combustibles fósiles para generar la misma cantidad de energía eléctrica aportada por la eólica, dichos combustibles habrían tenido en 2007 un costo de € 1.000 millones o 37 €/MWh (este costo se ha-bría más que duplicado en 2008 con las pronunciadas subas experimentadas en el precio del petróleo). Asimismo, la ge-neración eólica permitió evitar la emisión de 18 millones de toneladas de CO2 (con un valor de mercado de € 360 millones), 11 mil toneladas de NOx y 34 mil toneladas de SO2. Considerando que España durante 2007 pagó incentivos a generadores eólicos por un monto de € 990 millones, surge que en realidad el sistema en su conjunto experimentó un ahorro de € 370 millones (14 € /MWh).

8.3 Reducción de Emisiones

Uno de los mayores beneficios que provee la energía eóli-ca es evitar emisiones a la atmósfera a través del remplazo de generación de fuentes convencionales (fósiles), evitan-do la emisión de CO2 , NOx, SO2 y material particulado.

Comparando las emisiones de las distintas fuentes de energía se nota como cada MWh producido con energía eólica tiene un impacto sustancialmente menor sobre el medio ambiente respecto a la producción con los combustibles fósiles.

En cualquier caso, como muestra la Figura 8.1, también la pro-ducción eólica causa emisiones de dióxido de carbono, aun-que en cantidades mínimas. Estas emisiones se producen a

8 http://www.aeeolica.es/doc/Wind_at_work_EWEA.pdf 9 http://www.aeeolica.es/doc/081201-NP-Informe-macroeconomico-del-impacto-del-sector-eolico.pdf

FUENTES ton-CO₂ /MWhCarbón Mineral (Pulverizado) 0,90

Fuel Oil (Turbo Vapor) 0,66

Diesel (Ciclo Combinado) 0,41

Gas Natural (Ciclo Combinado) 0,34

Eólico 0,01

Figura 8.1. Factores de emisión de CO2 en generación eléctrica FUENTE: ELABORACIóN PROPIA



lo largo del ciclo de vida del equipamiento (turbinas, torres, palas y demás instalaciones), es decir, durante su fabricación, transporte, montaje, operación y final desmantelamiento. La fase de fabricación concentra estimativamente el 90% de di-chas emisiones como se muestra en la Figura 8.2.

El correspondiente valor de las toneladas de CO₂/MWh emi-tidas se calculó sobre los datos de la turbina Vestas V80 2 MW10 con consumo energético en el ciclo de vida de 3,6 GWh, generado con una mezcla de combustibles fósiles, energía nuclear y renovables con una factor de emisión promedio de 0,5 ton-CO₂/MWh. El volumen de emisiones se dividió luego entre la energía generada a lo largo de su vida útil de 20 años

funcionando a un Factor de Capacidad del 40% (140 GWh).

Una forma interesante de mostrar la intensidad energética y de CO2 de una turbina eólica es calcular el período de re-pago energético, o Energy Pay-Back, es decir el tiempo ne-cesario para que la misma turbina genere una cantidad de energía igual a la utilizada en su ciclo de vida. Considerando la misma turbina Vestas V80 de 2 MW del ejemplo anterior, el Energy Pay Back para un factor de capacidad de 40% se estima en apenas 6 meses. En otras palabras, una turbina eólica genera en 6 meses la misma cantidad de energía que se utilizó en su fabricación, instalación, operación, montaje y desmantelamiento.

MWh POR TURBINA FABRICACIÓN YDESMANTELAMIENTO MANTENIMIENTO TRANSPORTE TOTAL

TOTAL EN CICLODE VIDA 3.283 334 19 3.636

% 90% 9% 1% 100%

Figura 8.2. Energía utilizada en el ciclo de vida de una turbina Vestas V-80 2 MW FUENTE: ELABORACIóN PROPIA

10 ELSAM, Danish Elsam Engineering report 186768, “Life Cycle Assessment of offshore and onshore sited wind farms.”, 2004.

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ANEXOS


ANEXO 1. Cómo Funciona una Turbina Eólica

Controlador electrónico

Generador eléctrico

Multiplicador

Eje principal

Anemómetro y veleta

Sensor de posición

Palas del rotor

Góndola

Rotor

En esta sección se describe en fomra esquemática un aerogenerador tipo, asincrónico con caja multiplicadora.

Mecanismo de orientación

FUEN

TE:

NRG

PAT

AG

ON

IA –

AER

OG

ENER

AD

OR

NRG

150

0


Componentes principales:

Góndola Contiene los componentes clave del aerogenerador, inclu-yendo el multiplicador y el generador eléctrico. El personal de servicio puede entrar en la góndola desde la torre de la turbina. En el extremo de la góndola se ubica el rotor del aerogenerador, es decir las palas y el buje.

Rotor Las palas del rotor capturan el viento y transmiten su po-tencia hacia el buje. En un aerogenerador de 1,5 MW cada pala mide alrededor de 35 metros de longitud y su diseño aerodinámico es muy parecido al del ala de un avión.

Buje El buje del rotor está acoplado al eje de baja velocidad del aerogenerador.

Eje principal Conecta el rotor con multiplicador. En un aerogenerador moderno el rotor y el eje giran muy lento, entre 19 y 30 revoluciones por minuto (rpm).

Multiplicador Tiene en un extremo el eje de baja velocidad y en el otro el de alta velocidad. Permite que este último gire 50 veces más rápido que el primero.

Eje secundarioGira aproximadamente a 1.500 rpm lo que permite el fun-cionamiento del generador eléctrico. Está equipado con un freno mecánico de emergencia.

Generador eléctrico Puede ser asincrónico o sincrónico, de jaula de ardilla o rotor bobinado, multipolo, de imanes permanentes, etc. variando según el tipo de tecnología.

Controlador electrónico Es un sistema que monitoriza las condiciones del aeroge-nerador y que controla el mecanismo de orientación. En caso de cualquier disfunción (por ejemplo, un sobrecalen-tamiento en el multiplicador o en el generador), automá-ticamente detiene el aerogenerador y llama al operario encargado de la turbina.

Unidad de refrigeración Contiene un ventilador utilizado para enfriar el generador eléctrico. Además contiene una unidad refrigerante por aceite empleada para enfriar el aceite del multiplicador. Al-gunas turbinas tienen generadores refrigerados por agua.

La torre Soporta la góndola y el rotor. Generalmente es una ventaja disponer de una torre alta, dado que la velocidad del vien-to aumenta conforme nos alejamos del nivel del suelo. Un aerogenerador de 1,5 MW tendrá una torre de entre 60 y 80 metros (la altura de un edificio de 20 a 25 pisos).

Las torres pueden ser tubulares como la mostrada en el dibujo o reticuladas. Las torres tubulares son más seguras para el personal de mantenimiento de las turbinas ya que pueden usar una escalera interior para acceder a la parte superior de la turbina. La principal ventaja de las torres de celosía es que son más económicas. También existen to-rres de hormigón aunque éstas son menos comunes.

Mecanismo de orientación Está activado por el controlador electrónico, que vigila la dirección del viento utilizando una veleta.

Anemómetro y veletaLas señales electrónicas del anemómetro son utilizadas por el controlador electrónico del aerogenerador para conectarlo cuando el viento alcanza aproximadamente 3 m/s. El sistema parará el aerogenerador automáticamente si la velocidad del viento excede los 25 m/s, con el fin de proteger a la turbina. Las señales de la veleta son utilizadas por el controlador elec-trónico para girar el aerogenerador en contra del viento, utili-zando el mecanismo de orientación.


ANEXO 2. Parques Eólicos Existentes en Argentina

UBICACIÓN CANT. TURBINA PUESTA EN SERVICIO

POTENCIA UNITARIA

MW

POTENCIA TOTAL

MW

VELOCIDAD PROMEDIO

m/s

FACTOR DE CAPACIDAD % PROPIETARIO

Claromecó 1NEG- Micon NM750/48

Dic-98 0,75 0,8 7,3 27-30 Coop. Claromecó

Darragueira 1NEG- Micon NM750/44

Sep-97 0,75 0,8 7,3 18-25 Coop. Darragueira

M. Buratovich 2AN Bonus 600kW/44

Oct-97 0,6 1,2 7,4 20-30 Coop. M. Buratovich

Punta Alta 1Micon M750-

400/100Feb-95 0,4 0,4 7,3 20-27 Coop. Punta Alta

Punta Alta 3AN Bonus 600kW/44

Dic-98 0,6 1,8 7,8 23-33 Coop. Punta Alta

Tandil 2Micon M750-

400/100May-95 0,4 0,8 7,2 23-26

Cretal Coop. Ltda., Coop. Tandil

Pcia. de Bs. As. 10 5,7

C. Rivadavia 2 Micon M530 Ene-94 0,25 0,5 11,2 41-45 Pecorsa

C. Rivadavia 8NEG- Micon NM750/44

Sep-97 0,75 6,0 11,2 36-45Soc. Coop.

Comodoro Rivadavia

C. Rivadavia 16 Gamesa G47 Oct-01 0,66 10,6 11,2 36-45Soc. Coop.

Comodoro Rivadavia

R. Tilly 1Micon M750-

400/100Mar-96 0,4 0,4 10,8 41-45 Coagua

Pcia. de Chubut 27 17,5

Gral. Acha 2NEG- Micon NM900/52

Nov-02 0,9 1,8 7,2 28 Cosega

Pcia. de La Pampa 2 1,8

Cutral Có 1Micon M750-

400/100Oct-94 0,4 0,4 7,3 22-26 Copelco

Pcia. de Neuquén 1 0,4

Pico Truncado 4Enercon

(Wobben) E-40Mar-01 0,6 2,4 10,3 46-49

Municipalidad Pico Truncado

Pcia. de Sta. Cruz 4 2,4

Veladero 1 DeWind D8.2 Ago-08 2 2,0 s/d Barrick

Pcia. de San Juan 1 2,0

TOTAL PAÍS 45 29,8

ANEXOS


ANEXO 3. La Energía Eólica de Baja Potencia

La energía eólica de baja potencia es aquella que se utiliza para instalaciones aisladas hasta los 3 kW. La Argentina es uno de los países pioneros y más experimentados en el uso de la energía eólica de baja potencia, ya que cuenta con más de 300.000 unidades en operación para extrac-ción de agua en zonas agrícola ganaderas.

La maquina más utilizada es el centenario Multipala Ame-ricano, que curiosamente mantiene prácticamente el mis-mo diseño que tenía a finales del siglo XIX. En la actuali-dad se siguen produciendo por la firma FIASA. En lo que respecta a Aerogeneradores, el concepto utilizado es el de Aerocargador: un pequeño generador de Corriente Alter-na que mediante un rectificador, almacena energía eléctri-ca en un banco de baterías.

La producción nacional comenzó al inicio de la década de los 90, con el Eolux 600 fabricado en Córdoba por la firma Giacobone S.A., que en la actualidad produce equipos de 0,8 y 1 kW. En el año 2001, tras la devaluación de la mone-da, aparecen dos nuevos jugadores locales: el Bragado I, fabricado por FIASA y el TECNO 800, fabricado en Como-doro Rivadavia por la firma Tecnotrol S.R.L. en consorcio con el CER Patagonia.

Uno de los mayores jugadores en el mercado de baja y me-dia potencia es INVAP. En la actualidad, comercializa siste-mas basados en el aerogenerador IVS 4.500 de 4,5 kW y tiene iniciado el desarrollo de aerogeneradores de media potencia de 25 a 30 kW.

A éstos se suma la empresa Geolica S.A., que recientemen-te ha introducido en el país un generador de eje vertical denominado TURBISILO, que posee una capacidad de ge-neración de 2 kW.

En la actualidad se está desarrollando un programa del Ban-co Mundial para instalar 1.500 WHS (wind house system) en la provincia de Chubut para pobladores aislados. El plan prevé una inversión de 12 millones de us$ y es el proyecto eólico de baja potencia más importante del país. ya se ins-

talaron los dos primeros proyectos piloto, uno en Pocitos de Quichaura y el otro en Costa de Ñorquinco. La provincia ha creado recientemente a la empresa Eolo Chubut que tendrá a cargo la distribución del servicio eléctrico en el mercado rural provincial.

En los países líderes en la generación de energías renovables, el desarrollo de la energía eólica de baja potencia ha avanza-do hasta permitir la generación distribuida de energía, donde los usuarios residenciales se convierten en generadores que trabajan autoabasteciéndose y volcando sus excedentes a la red pública. En nuestro país aún no se ha reglamentado esta modalidad, pero el enorme potencial eólico que tienen nuestras ciudades del litoral Atlántico y de toda la Región Patagónica, permitirían un rápido desarrollo de este nuevo concepto, en tiempos de crisis energética.


ANEXO 4. Novedades Regulatorias y de Mercado

La industria eólica argentina ha tenido un lento comienzo, pero es posible que la situación cambie pronto.

Con posterioridad a la publicación original de este estudio sobre el Estado de la Industria Eólica en Argentina 2009, se publicó el decreto reglamentario de la ley 26.190/06 y se anunció una licitación de energía eléctrica de fuente reno-vable por parte de la estatal ENARSA. A continuación se des-cribe brevemente ambos documentos y su funcionamiento. Más información puede encontrarse en www.argentinare-novables.org y en www.enarsa.com.ar

Reglamentación de la Ley 26.190/06 mediante Decreto 562/09

El 15 de mayo de 2009, mediante el Decreto 562/2009 pu-blicado en el B.O. del 20/5/2009, se reglamentó la Ley Na-cional 26.190 del año 2006. La citada ley dispone que el 8% de la energía eléctrica consumida en el país hacia el año 2016 provenga de fuentes renovables.

El citado decreto reglamentario:• Establece al Ministerio de Planificación Federal, Inversión

Pública y Servicios como autoridad de aplicación el cual actuará a través de la Secretaría de Energía y en coordina-ción con el Consejo Federal de la Energía Eléctrica.

• Fija los requisitos que los proyectos de generación de fuentes renovables deberán cumplimentar para recibir los incentivos tarifarios e impositivos establecidos en la ley.

• Establece al Ministerio de Economía y Finanzas Públicas como encargado de previsionar el cupo anual de incen-tivos fiscales en base a información suministrada por el MINPLAN.

• Establece los lineamientos básicos para que la Secretaría de Energía defina una metodología de priorización de los beneficiarios de los incentivos en caso de que los cupos no sean suficientes.

• Establece al Consejo Federal de la Energía Eléctrica como administrador del Fondo Fiduciario de Energías Renova-bles creado por el Art. 14 de la Ley 26.190/06.

• Instruye a la Secretaría de Energía a dictar la normativa que defina criterios técnico - económicos para el cálculo de la Remuneración Adicional que recibirán los proyectos aprobados. Dichos criterios deberán considerar el aporte de los proyectos a la sustitución de combustibles, al uso de componentes nacionales y la creación de empleo, y a

la pronta puesta en marcha de las instalaciones.• Invita a los gobiernos provinciales y municipales a reducir

o eximir de impuestos locales a los proyectos de genera-ción de fuentes renovables.

Licitación Pública ENARSA N° EE 001/2009

El 20 de mayo de 2009 la Presidenta Cristina Fernández y el Secretario de Energía de la Nación, Daniel Cameron, pre-sentaron el Programa de Generación Eléctrica a partir de Fuentes Renovables. El denominado Programa “GENREN” consiste en una licitación pública de 1000 MW de genera-ción eléctrica a partir de fuentes renovables realizada por ENARSA.

Esta Licitación constituye un hito muy importante en el desarrollo de la industria eólica argentina, así como de las energías renovables en general.

El Impacto previsto por las autoridades incluye:• Desarrollo de energías amigables con el ambiente.• Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.• Diversificación de la Matriz Energética.• Promoción de las economías regionales.• Desarrollo de la industria nacional.

La licitación establece la compra en contratos (PPA) a 15 años de energía eléctrica proveniente de hasta 1000 MW de proyectos de generación de fuentes renovables. La provi-sión de energía eléctrica se realizará a través de CENTRALES de generación cuyos módulos en conjunto tengan una po-tencia superior a 1 MW e inferior a 50 MW, para ser instala-das en todo el país. Del total a licitar, 500 MW corresponden a energía eólica.

Las ofertas deben presentarse hasta el 26 de noviembre de 2009. Los contratos serán adjudicados en base a un ran-king de proyectos elaborado en base a fórmula que con-templa el precio ofertado, el plazo a la puesta en marcha y porcentaje de componente nacional.

Se deberá presentar una propuesta describiendo la central ofrecida acorde a la naturaleza de su fuente, conforme a lo expuesto en el cuadro de la Figura A1 (de la página siguien-te).

ENARSA puede adjudicar cualquiera de los renglones, sin


estar obligado a adjudicar toda la potencia del renglón a una sola CENTRAL/PROPONENTE.

La provisión de energía eléctrica implica:• La selección, adaptación y disponibilidad del predio,• La elaboración del proyecto de ingeniería básica y de de-

talle,• La generación y aprobación del EIA,• Los permisos y licencias,• La provisión (será tenido en cuenta el % local), construc-

ción y el montaje,• La puesta en marcha y ensayos de performance,• La operación y el mantenimiento,• El combustible en el caso que se requiera,• La conexión al SADI y• Los seguros, garantías e impuestos.

La remuneración prevista para cada proyecto será exclusi-vamente a la energía suministrada (us$/MWh) a un precio fijo no sujeto a variaciones con pagos mensuales. No se re-munerará la potencia puesta a disposición, salvo en el caso de Centrales operadas a Biocombustibles.

El cálculo de la remuneración deberá excluir todos los posi-

bles beneficios o incentivos (Ley 26.190, leyes provinciales, “bonos de carbono”, etc.) que serán percibidos por ENARSA.

ENARSA tendrá un Contrato de Abastecimiento MEM (con CAMMESA) por cada contrato firmado con un generador privado como resultado de esta licitación. Se contempla la po-sibilidad de que ENARSA ceda al adjudicatario los créditos con CAMMESA.

ENARSA creará un fondo de garantía conformado por el 10% del monto mensual a liquidar correspondiente a la totalidad de los contratos. El tope de ese fondo será el 20% de la totalidad de las obligaciones futuras asumidas en todos los contratos. Los bonos de carbono que reciba y gestione ENARSA integrarán el fondo. Una vez superado el 20% indicado, los bonos sustituirán lo integración liquida del fondo.

La ubicación de las Centrales deberá tener en cuenta la ca-pacidad de transporte de las líneas de transmisión.

Estarán a cargo del CONTRATISTA todos los costos vincula-dos a la conexión eléctrica a la capacidad de transporte y la adecuación de las instalaciones existentes, para permitir

RENGLÓN FUENTEPOTENCIA A CONTRATAR

OBSERVACIONES

1 Eólica 500 MWProyectos con Factor de Capacidad = ó > a 35%

debidamente documentados

2Térmica con

Biocombustibles150 MW

3 Residuos Sólidos Urbanos 120 MW

4 Biomasa 100 MW Sustentado en el superávit biomásico del área

5Pequeños Aprovechamientos

Hidroeléctricos60 MW Hatsa 30 MW por planta

6 Geotérmica 30 MW

7 Solar Térmica 25 MWProyectos de radiación solar = ó > a 5 kWh/m2


8 Biogas 20 MW

9 Solar Fotovoltaica 10 MWProyectos de radiación solar = ó > a 5 kWh/m2



Esta publicación fue posible gracias al apoyo de la CAF


La Corporación Andina de Fomento (CAF) es una institución financiera multilateral, cuya misión es apoyar el desarrollo sostenible de sus países accionistas y la integración regional. Sus accionistas son: Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Ecuador, España, Jamaica, México, Panamá, Paraguay, Perú, República Dominicana, Trinidad y Tobago, Uruguay, Venezuela, y 15 bancos privados de la región.

Atiende a los sectores público y privado, suministrando productos y servicios múltiples a una amplia carte-ra de clientes constituida por los Estados accionistas, empresas privadas e instituciones financieras. En sus políticas de gestión integra las variables sociales y ambientales, e incluye en todas sus operaciones criterios de ecoeficiencia y sostenibilidad. Como intermediario financiero, moviliza recursos desde los mercados in-ternacionales hacia América Latina promoviendo inversiones y oportunidades de negocio.

La CADER es una organización sin fines de lucro dedicada al desarrollo sustentable de las energías alternativas en nuestro país. Su misión es jugar un rol vital en el establecimiento de una industria argentina respetada mun-dialmente con estándares, prácticas y enfoques del más alto nivel. Entre sus principales funciones, se encuentran:

En la actualidad, la CADER se encuentra estructurada en nueve comités de trabajo que se relacionan de manera interdependiente para lograr una perspectiva holística y abarcativa de cada temática en par-ticular. Ellos son: comité de educación, comité de leyes, comité de relaciones institucionales, comité de inversiones, comité de biocombustibles, comité de medio ambiente y desarrollo sustentable, comité de energía eólica, comité de energía solar y comité de biomasa.

EL COMITÉ DE ENERGÍA EÓLICA BUSCAR FOMENTAR EL CONOCIMIENTO DE LA ENERGÍA EÓLICA Y FAVORECER EL DE-SARROLLO INTEGRAL Y SUSTENTABLE DE LA INDUSTRIA EN ARGENTINA. EL COMITÉ TRABAJA EN ESTRECHA COLA-BORACIÓN CON INSTITUCIONES PÚBLICAS Y PRIVADAS CON EL FIN DE GENERAR INCENTIVOS Y REGULACIONES QUE PROVEAN GARANTÍAS A LA INVERSIÓN DE LARGO PLAZO Y QUE FACILITEN EL DESARROLLO Y EL APROVECHAMIENTO DE LOS EXCELENTES RECURSOS EÓLICOS Y HUMANOS DE NUESTRO PAÍS.

La CADER cuenta en la actualidad con más de 70 miembros que se desempeñan a lo largo de la cadena productiva en industrias como la solar, la eólica, y la biomasa. Esta gran diversidad de asociados conforma una de sus mayores fortalezas, ya que es la única organización a nivel nacional que conjuga representati-vidad en todo el espectro de la naciente industria de las energías renovables. El listado completo de miem-bros puede ser visto en www.argentinarenovables.org/miembros.php.

• Representar los intereses de toda la cadena de valor que conforma la industria, tanto ante organismos nacionales como internacionales.

• Difundir la importancia de las energías renovables y su valor a la hora de buscar soluciones estratégicas y sus-tentables que permitan superar la actual matriz energé-tica carbono-dependiente.

• Concientizar al público en general y a los organismos gu-bernamentales pertinentes acerca de las ventajas com-parativas y las fortalezas con las que cuenta nuestro país en el ámbito de las energías renovables.

• Coordinar los esfuerzos públicos y privados para lograr un marco regulatorio que beneficie la inversión en ener-gías renovables y la constante búsqueda de tecnologías cada vez más eficientes y sustentables.

• Colaborar con la organización de una industria transpa-rente, dinámica y eficaz, que logre insertarse en el mun-do gracias a una constante búsqueda de excelencia.

• Colaborar con la formación y capacitación de nuevos líderes que comprendan el valor de las energías reno-vables y el desafío y las oportunidades que éstas ofre-cen al país.

Viamonte 524, suite 102C1053ABL

C.A.B.A., Argentina+5411.4515.0517

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