1. IV JORNADAS REGIONALES
DE INGENIERIA DEL NEA
CORRIENTES 10 y 11 DE JUNIO DE 2010
Consejo Profesional de
Arquitectura e Ingeniería
de Misiones
ACTUALIZACION DIC 2011

2. Consejo Profesional de Arquitectura e Ingeniería de Misiones
Comisión de Política Energética, Planeamiento y Medio Ambiente
Ing. Darío Roberto Beltramo e Ing. Eduardo Soracco
Comisión de Política Energética, Planeamiento y Medio Ambiente

3. Información Básica
Sobre La
Configuración de los
Sistemas
Eléctricos de
Potencia

4. GENERACION
G
3~
DISTRIBUCION
M
3~
AT MT BT M
1~
TRANSMISION
3~
M
GD
3~
M
3~

5. Generación
Central, Térmica, Hidráulica o Transporte EAT
Nuclear.( Generación Concentrada)
Transmisión AT
Subtransmisión G
3~
Transformadora132/33/13,2 kV
380/220 V
GD GD
3~ 3~
Distribución
Principales Componentes Tecnológicos De La Red

6. Planificación de la Operación
Diagrama ordenado de carga o denominada
curva monótona
Potencia máxima
Potencia del sistema en el
MW año
Ordenando los 365
diagramas de carga
diarios, se obtiene la curva Energía anual
monótona
GWh
Diagrama carga de 8760 hs 1 año
diario
Potencia
MW
Potencia máxima del sistema
Energía en el día
diaria
GWh
24 hs

7. Central 3 Pico
Turbinas de Gas, Hidráulica, Diesel, Resto
Central 2 Semi base ~
Hidráulica, Ciclo Combinado
~
Población a
Potencia abastecer
MW
Pico Semibase
Base
~
Central 1 de base 8760 hs 1 año
Nuclear, Térmica Vapor,
El área rayada en los 3 colores, y bajo la
Hidráulica. Ciclo Combinado.
curva es la energía total consumida por la
población en un año Y medida en GWh
Es la : Energía activa
Planificación de la Operación

8. ANTECEDENTES
Y
APRECIACIONES

9. ENERGIA ELECTRICA
Antecedentes
Estado de Situación Sector
Energético Nacional
Futuro Inmediato
Conclusiones y Propuestas

10. Modelo energético agotado. Nueva Política
energética para un desarrollo sustentable en
el mediano y largo plazo. Plan Energético a
largo plazo.
Situación delicada en la estructura del sistema
energético
El gas natural no puede sostener el crecimiento
del sector energético. Sus reservas son
limitadas. Además actualmente estamos
incrementando su importación, hemos perdido el
autoabastecimiento.

11. En la década de los 90 las reformas regulatorias
introducidas en el sector eléctrico a partir de la ley
24065, han descentralizado las decisiones, tanto en
generación como en el transporte trasladándolas a los
agentes del mercado, promoviendo la participación de las
inversiones privadas de riesgo.
Simultáneamente se retiró el estado nacional de la
inversión directa (salvo Yacyreta) y además se
retiró de la planificación eléctrica a largo plazo.

12. Para sostener el crecimiento económico del
país se necesitan sostener en el tiempo las
inversiones en Generación Eléctrica . E.T.
Transformadoras y Líneas de EAT y AT. Con
la evolución correspondiente de los
Sistemas de Distribución.
Fuerte crecimiento de la demanda y del
PBI, años 2003 a 2008. Caída de la
demanda y del PBI año 2009.
2010, fuerte recuperación de la demanda
energética, y también del PBI 7,4%
Caída en la producción de hidrocarburos y
en la relación R/P

14. Evolución de la Tasa Interanual de la Demanda de Energía Eléctrica,
Agentes MEN
8
7,5 7,6 7,9
7
7 6,6 6,7
6,3
6 5,6 5,8 5,9 5,9
5,5
5 4,7 4,6
4 3,6
3
2,9
2,3
2
1
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 10
-1
-1,3
-2
-2
Fuente FUNDELEC CAMMESA

15. Evolución porcentual de la Tasa del PBI, interanual
10 9 9,2
8,5 8,7
9
8,8
8 8,1 7,4
7
6,8
6
5,8 5,5
5
4 3,9
3
2
1
0
0,9
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
-1
-2
-0,8
-3 -2,8
-4
-5
-3,4
-4,4
-6
-7
-8
-9
-10
-11 -10,9
-12
Se espera para el año 2011, un PBI del 5 %

16. Evolución de la Tasa de demanda de Energía Eléctrica, Agentes MEN, ( en azul)
Vs. Evolución de la Tasa del PBI (en rojo); interanuales
15
9 9,2 8,7
10 8,8 8,5
8,1 7,4
6,3 6,9 6,8
5,5
4,7 5,2
7,5
5 3,6 6,1
5,5 6,5 5,9 5,6
5,8 2,6 0,9
3,6 5,8
3,8
3,9
0 -0,8
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
-0,9
-2,1
-5 -3,4
-2,8
-4,4
-10
-10,9
-15
Fuente FUNDELEC CAMMESA

17. % Evolución de las Tasas del consumo de Energía agentes
14,00 del MEM. (interanual)
12,20
12,00
11,40
10,00
8,00
7,20
6,50
6,20 6,00
6,00
5,10 4,90
4,00
4,00
2,70
2,20
2,00 1,70
0,00
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre
Tasa total de incremento de energía MEN interanual 2010 Vs 2009: 5,9%
Fuente FUNDELEC

18. Evolución de las Tasas del consumo de Energía Eléctrica en el MEM
Comparación años: 2007 Vs 2008 Vs 2009 Vs 2010.
14
12
10
8
6
4
2
0
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre
-2
-4
-6
Comparación interanual
-8
2008 Vs 2007 +3.04%, 2009 Vs 2008 -1,3% 2010 Vs 2009 5,9%
Fuente FUNDELEC

19. 9,0%
Fuente FUNDELEC
8,0% 7,80% 8,10% 7,50%
7,0%
6,0% 5,70% 5,90% 5,70%
4,6%
5,0% 4,80%
4,1%
4,0% 3,7% 3,80%
3,0%
2,0%
1,0%
0,0%
Septiembre
1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,00 11,00
Noviembre
Octubre
Febrero
Agosto
Enero
Marzo
Junio
Mayo
Abril
Julio
Evolución de las Tasas del consumo de Energía Eléctrica en el MEM 2011
De enero a Noviembre, el 2011 acumula un incremento del 5,6% respecto del mismo
período de 2010.

20. PARTICIPACION ENERGETICA
POR REGION
PATG 2,5%
BAS 11,9%
NOA 7,8%
NEA
4,3% CENTRO
9,1%
LIT COMAHUE
13% 3,2%
CUYO
8,5%
GBA 39,7%
ADEERA AÑO 2010

21. Participación por tipo de usuario (total 100%)
20,18%
39,18%
RESIDENCIAL < 10 kW
General < 10 kW
11,78%
Alumbrado Publico
Comercio e Industria ≥ 10 y < 300 kW
Industria ≥ 300 kW
15,28% Grandes usuarios del MEN
10,28%
3,78%
Fuente ADEERA 2010

22. AÑO 2010: DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA 20.843MW, incremento 6,56%
Y ENERGIA OPERADA TOTAL 115.619 GWh, incremento de 3,87%
Factor de Carga = 0,63
MW
21000 20.843 MW
20000
19000
18000
17000
16000
15000
14000
13000
12000
11000
RESTO
10000
9000
8000 HIDRAULICA DE PICO TERMICA DE PICO
7000
6000
5000
TERMICA DE SEMI BASE HIDRAULICA SEMI BASE
4000
TERMICA DE HIDRAULICA DE NUCLEAR DE
3000
2000
1000
0
BASE BASE BASE Hs
8760.
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
EL 01/08/2011 FUE SUPERADO EL MÁXIMO HISTÓRICO DE POTENCIA PARA DÍA HÁBIL DEL
SADI, CORRESPONDIENDO 21564 MW A LAS 20:18 3,45% RESPECTO 2010

23. Participación de las Fuentes de Generación de
Energía Eléctrica años 2003 a 2010, porcentual.
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Termica Hidraulica Importacion Nuclear
Fuente FUNDELEC CAMMESA

24. Participación de las Fuentes de Generación de Energía
Eléctrica, año 2010, porcentual.
Importación
2,03%
Nuclear
5,79
Hidraulica
34,79%
Termica
57,39%
Fuente FUNDELEC CAMMESA

25. Participación de las Fuentes de Generación de Energía
Eléctrica, año 2010.
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto sepriembre octubre Noviembre Diciembre
Impotacion Nuclear Hidraulica Termica
Cuadro actualizado Fuente FUNDELEC CAMMESA

26. Participación de las Fuentes de Generación de Energía
Eléctrica, año 2010.
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Termica Hidraulica Nuclear Importacion
Cuadro actualizado Fuente FUNDELEC CAMMESA

27. Participación de las Fuentes de Generación
de Energía Eléctrica, año 2011.
80,00%
Témica Hidraulica Nuclear Importación Complementarias
70,00%
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
Septiembre
Noviembre
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Octubre
Febrero
Agosto
Enero
Marzo
Junio
Mayo
Abril
Julio
Cuadro actualizado fuente FUNDELEC CAMMESA

28. Participación de las Fuentes de Generación de Energía
Eléctrica, acumulado año 2011, porcentual.
IMPORTACION COMPLEMENTARIAS
2,20% 0,010%
NUC LEAR 4,90%
HIDRAULICA
32,70%
TERMICA 60,20%
Fuente FUNDELEC CAMMESA

29. EVOLUCION Del FACTOR DE CARGA
Si el factor de carga disminuye implica aumento de
demanda residencial versus la industrial
0,75
0,72
0,70 0,69
0,67
0,67
0,65
0,65 0,63
0,60
0,55
0,50
2005 2005,5 2006 2006,5 2007 2007,5 2008 2008,5 2009 2009,5 2010
Fuente FUNDELEC CAMMESA

30. EVOLUCION DE LA POTENCIA INSTALADA
no FIRME EN EL SADI EN MW
28.500
2006 24.354 MW 28.000
27.500
27.000
2007 24.406 MW 26.500
26.000
2008 25.364 MW 25.500
25.000
2009 27.045 MW 24.500
24.000
2006 2007 2008 2009 2010
2010 28.126 MW Septiembre 2010
Tasa incremento puntual : 3,99% Promedio
943 MW/año
Tasa incremento medio : 3,98%
Fuente CNEA

31. Potencia Instalada en MW, Nov 2011
AREA TER NU EOL HID TOTAL
CUYO 3,37% 9,63% 100% 5,7%
COMAHUE 8,87% 42,1% 20,81%
NOA 12,90% 24,13% 1,97% 8,09%
CENTRO 6,645% 64,48% 8,32% 9,29%
GB-BA-LI 64,87% 35,53% 3,4% 8,56% 42,75%
NEA 1,49% 24,73% 10,34%
PATAG 2,00% 72,42% 4,7% 3,00%
SADI 17.317 MW 1.005 MW 8,7 MW 11.039MW 1,2 MW 29.370,9W
Termica:58,96%-Nuclear:3,42%-Hidraulica:37,58%-Eólica 0,029%
Solar 0,00%
Fuente CNEA TOTAL INSTALADO 29.370,9 MW
La EOLICA instalada ronda los 28 MW pero como son Cooperativas que descuentan lo
Generado Vs la Demanda, la diferencia neta es vista solo como Demanda

32. POTENCIA INSTALADA JULIO 2011 % Y POR REGIONES
NOA NEA
Gi: 8,09 Gi: 10,34
CEN
Gi:9;29
GB, LI
CUY y BA
42,75
G:5,7
COM PAT
G:20,81 Gi:3

33. POTENCIA INSTALADA VS DEMANDA ENERGETICA POR REGIONES
EN % AÑO 2010
NOA NEA
Gi: 8,01% Gi: 8,83%
De: 7% De: 4,3%
CEN
Gi:8% GB, LI
De:9,1%
y BA
Gi:43,53%
De:64,6%
CUY
Gi:5,6%
Cuadro Di: 8,5%
Orientativo
PAT
COM Gi:3,08%
Gi:21,36% De:2,5%
De: 3,2%

34. NOA-NEA
1.250 Km
Comahue-
Cuyo
704 Km

36. San Pedro Formosa
Palpala Barranqueras
Guemes
Sta Catalina
Cabra Corral
El Cadillal NOA Uruguai
CT Tucumán NEA Yacyreta
S Ct Ave Fenix
12,4 % Salto Grande
CT San Miguel Calchines
CT Plus Petrol Norte
COMAHUE 3,8% Sorrento
Escaba
Rio Hondo San Nicolas
La Banda AES Paraná
Frias PATAGONIA 4,8% LITORAL Argener
La Rioja CN Atucha
Ullum
Sarmiento
CENTRO AREA
Puerto
Pilar Costanera
METROPOLITANA Dock Sud
Lujan de Cuyo
NOA 6,6% CUYO
Cruzde Piedra Dique
Los Reyunos Genelba
Agua del Toro
Nihuil I,II,III NEA 4,5% BUENOS AIRES Mar de Ajó
San Roque Villa Gesel
Los Molinos Mar del Plata
Rio Grande
COMAHUE Necochea
CN Embalse Piedra Buena
Sur oeste
CENTRO 8,1% Pto Madryn
Rio Tercero
Villa maria Florentino Ameghino
Rio Cuarto Ct patagonia
Maranzana Electropatagonia
Gral Levalle Comodoro Rivadavia
AL 12,3 %
PATAGONICO
Pico truncado I y II
Planice Banderita
El Chocón
Pichi Picún Leufú Referencias 2008
Piedra del Águila
Alicurá
Alto Valle
GENERACION C Hidraulica
C Térmica
C Nuclear
Termo Roca
Loma de la Lata C Térmica Patagónica
Agua del Cajon Fuente:CNEA
Filo Morado
Futaleufú

37. Evolución de la Potencia Máxima a la Potencia Instalada( no firme )
MW
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
Pmax
Pinst
años
0
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

38. PICOS DE POTENCIA y ENERGIA
ANUAL en el SADI (OPERADA)
Potencia Máxima Energía anual
MW GWh
2005 16.143 101.176
2006 17.385 105.158
2007 18.345 108.467
2008 19.126 112.312
2009 19.560 111.307
2010 20.843 115.619
Energía: Tasa puntual 10/09 3,87 % Potencia: Tasa puntual 10/09 6,56 %
Tasa media 5 años 2,18 % Tasa media 5 años 4,36 %
Promedio: 836 MW/año( últimos 5 años)

39. Estadísticamente la Indisponibilidad de la
generación térmica ronda entre un 18 al 23%
de la potencia instalada.
Sumadas a las restricciones del
transporte, combustible y características de
las CH con las restricciones en los años
hidrológicos no favorables, CAMMESA
estadísticamente indica hasta un 30 % de
indisponibilidad vs la instalada.
Hay que considerar que además el sistema
necesita entre la reserva rotante operativa
(2%,) la reserva de 10 min (3%) y la reserva
fría de 20 min (3%), un 10 % de respaldo sobre
la máxima potencia prevista.

40. A modo de ejemplo veamos como se cubrió el estado de pico 2009 con
una demanda de Potencia de 19.560 MW
Generación Propia Importación
Nuclear 1.001 MW Brasil 622 MW
Térmica 9.369 MW Paraguay 84 MW
Hidráulica 8.610 MW
Exportación Uruguay -126 MW
Fuente FUNDELEC CAMMESA

41. A modo de ejemplo veamos como se cubrió el estado de pico 2010 con
una demanda de Potencia de 20.843 MW 6,5% respeto pico 2009
Generación Propia Importación
Nuclear 991 MW Brasil 1284 MW
Térmica 10.528 MW Paraguay 86 MW
Hidráulica 7.954 MW
Sistema Nacional 19.473 MW , Reserva 1.313 MW < 10%
efectiva 20.786 MW instalada 28.126 MW
Indisponibilidad total 26,1%
3 de agosto 2010 20 y 47 hs 6 grados C
Fuente CAMMESA
Cuadro actualizado

42. INDISPONIBILIDAD TERMICA DEL SADI
38
36
34
32
30
28
26
24
22
20
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
año 2009 año 2010
PROMEDIO 2009 31,4%
PROMEDIO 2010 30,7%

43. DATOS SECRETARIA DE
ENERGIA DE LA NACION

44. Fuente Secretaría de Energía plan de generación
2004-2008 2008 2009 2010
MW MW MW
Rosario San Martin
Campana Gral. Belgrano. 400,00 1.320,00 0,00
Termo Andes.Salta 110,00 0,00 0,00
Puerto Madryn 20,00 0,00 0,00
Cuesta del Viento Hidro 9,50 0,00 0,00
Termica Guemes. Salta 0,00 98,00 0,00
Loma de la Lata. Neuquén 0,00 185,00 0,00
Ingentis Esquel 0,00 50,00 50,00
Ingentis Trelew 0,00 400,00 100,00
Modesto Moranzo Rio IV 0,00 76,00 46,00
Centrales EPEC 0,00 406,00 0,00
Caracoles Hidro San Juan 0,00 125,00 0,00
Yacyreta 0,00 1.200,00 0,00
Río Turbio 0,00 240,00 0,00
Atucha II 0,00 0,00 745,00
Cogeneradores 260,00 0,00 0,00
Mar del Plata 0,00 60,00 180,00
TOTAL 799,50 4.160,00 1.121,00

45. Expansión de la Oferta de Generación Eléctrica
Centrales
COGENARIÓN
Terminado INGENIOS VARIOS
TV - 132 MW
Ejecución Avanzada Ingreso: 2009/10
YACYRETÁ
Ejecución Normal Aumento a cota 79 (120 MW
adic)Ingreso: Oct/09
CT GÜEMES Aumento a cota 80 (220 MW adic)
TG - 98 MW Ingreso: Ene/10
Ingreso: Sep/08 Aumento a cota 83 (560 MW adic)
Ingreso: Ene/11
TERMOANDES SANTA FE
TG – 411 MW TG – 270 MW
Ingreso: Jul/08 Ingreso: Abr/11
JOSE DE SAN MARTÍN
MOLINOS RIO DE LA PLATA TG – 2x277 MW
TV (GAS – BIOMASA) ATUCHA II Ingreso: Jul/08
27 MW (8.3 MW) NU – 745 MW CC – 822 MW
Ingreso: Nov/07 Ingreso: Jun/11 Ingreso: Dic/09
CARACOLES MANUEL BELGRANO
CH – 125 MW GENELBA PLUS TG – 2x277 MW
TG – 165 MW Ingreso: Abr/08
Ingreso: Jul 2009 CC – 823 MW
Ingreso: Ago/09
PILAR Ingreso: Ene/10
CC – 460 MW
Ingreso: Ene/10 ENSENADA
M. MARANZANA
TG – 540 MW
TG – 2x60 MW
Ingreso: Abr/11
SUDOESTE Ingreso: Nov/08
TG - 125MW
VILLA GESELL
LOMA DE LA LATA TG - 57 MW
CC – 175 MW (TV) SOLVAY INDUPA Ingreso: Dic/10
Ingreso: Sep/10 CC - 165 MW
Ingreso: Ago/09
INGENTIS MAR DEL PLATA
2 TG - 205 MW CC - 180 MW
Ingreso: May/11 ENERGÍA DEL SUR
Ingreso: Nov/11
CC - 35 MW (TV)
RIO TURBIO Ingreso: Jul/09
TV – 240 MW (TV)
Ingreso: Jun/12 Dic 09: 388 MW Dic 10: 1306 MW Dic 11: 2740 MW
Secretaria de Energía Total: 7018 MW

46. Expansión de la Oferta de Generación Eléctrica
Res SE Nº 220/2007
Energía Distribuida Secretaria de Energía
Ing SUAREZ FORMOSA I y II
TG - 5 MW LAGUNA BLANCA TG – 2 x 15 MW
TARTAGAL TG –7 MW
TG - 10 MW PASO DE LA PATRIA
TG – 2,4 MW
PIRANÉ
TG - 15 MW BARRANQUERAS
L. SAN MARTIN TG - 90 MW
TG – 15 MW
JUAN J. CASTELLI CHARATA
TG - 15 MW TG - 8 MW
SAENZ PEÑA SANTA ROSA
TG – 20 MW TG - 3 MW
AÑATUYA PARANÁ
TG – 18,6 MW TG - 40 MW
CATAMARCA CONCEPCIÓN DEL URUGUAY
TG – 20 MW TG - 41 MW
LA RIOJA MATHEU
TG – 20 MW TG - 42 MW
RAFAELA LA PLATA
DI 19,2 MW DI 40,4 MW
CAVIAHUE PINAMAR
DI 5 MW TG - 21 MW
ALUMINE
BRAGADO
DI 6,3 MW
TG 50 MW
VILLA REGINA
TG - 5 MW CAPITAN SARMIENTO
ISLA VERDE TG - 5 MW
TG - 20 MW LAS ARMAS Sep 09: 480,1
VENADO TUERTO TG 10 MW
TG – 19,2 MW MW
JUNIN
TG – 20 MW Dic 10: 224
CIPOLETTI MW
DI - 5 MW OLAVARRIA
TG - 41 MW Total : 704,1
USHUAIA PEHUAJO MW
TG - 15 MW TG - 20 MW 46

47. Planificación Estratégica de Largo Plazo
I. Integración Energética Regional
II. Avanzar en Proyectos Binacionales en conjunto con
países vecinos en materia hidroeléctrica y nuclear
III. Relanzamiento del Plan Nuclear Argentino
IV. Relanzamiento del Plan Hidroeléctrico Nacional
V. Políticas de Uso Eficiente de Energía
VI. Plan en Energías Renovables (complementarias)
Secretaria de Energía

48. Integración Energética Regional
UNASUR
A la fecha los doce países de Unasur acordaron:
• Lineamientos para la Estrategia Energética Suramericana
• Anteproyecto de Plan de Acción
• Se está trabajando en el establecimiento de un Proyecto de Tratado Energético
Suramericano
Mecanismo de Integración y Coord. Bilateral Argentina – Brasil
Garabi, Interconexión Eléctrica/Gasífera y Cooperación Nuclear.
Argentina- Bolivia
Oct. 2006 Contrato de compraventa de GN 7,7 Mm3/día hasta 27,7 Mm3/día en 2010/12.
Argentina – Venezuela
Ago. 2007 Memorandum de Entendimiento – regasificación de GNL
Cooperación en Materia Energética: Argentina-Uruguay
Construcción de Planta Regasificadora de GNL
Secretaria de Energía 48

49. SECTOR HIDRAULICO

50. Proyectos Binacionales Hidroeléctricos
CORPUS
2880 MW – 19000 GWh
Ingreso: (2020?)
GARABÍ y PANAMBI
2.150 MW – 8.000 GWh
Ingreso: 2016 ?
Panambí
50
Secretaria de Energía

51. Relanzamiento del Plan Hidroeléctrico Nacional
LOS BLANCOS I y II
443 MW – 1200 GWh
Ingreso: Dic/15
CHIHUIDOS I
637 MW – 1750 GWh
Ingreso: Dic/14
Secretaria de Energía 51

52. Relanzamiento del Plan Hidroeléctrico Nacional
CONDOR CLIFF
1140 MW – 3100 GWh
Ingreso: Dic/15
LA BARRANCOSA
600 MW – 1900 GWh
Ingreso: Dic/16
Secretaria de Energía 52

53. Relanzamiento del Plan Hidroeléctrico
CHIHUIDOS I 637 MW – 1750 GWh Ingreso: Dic/14, FU: 31%
LOS BLANCOS I y II 443 MW – 1200 GWh Ingreso: Dic/15, FU: 30,9%
CONDOR CLIFF 1140 MW – 3100 GWh Ingreso: Dic/15, FU: 31%
LA BARRANCOSA 600 MW – 1900 GWh Ingreso: Dic/16, FU: 36%
GARABÍ y PANAMBI 2150 MW –8.000GWh Ingreso: 2016?, FU: 42,5%
CORPUS 2880 MW – 19000 GWh Ingreso: (2020?), FU: 75,3%
Hidráulica Nacional 2.970 MW 7.950 GWh
Hidráulica Binacional 4.880 MW 28.000 GWh
Total Hidráulica (Parcial) 8.150 MW 35.950 GWh
53
Secretaria de Energía

54. SECTOR NUCLEAR.

55. Atucha I ingresa al final de su vida útil
El Congreso sancionó la Ley Nuclear, El Senado de la
Nación convirtió en ley el proyecto que declara de interés
nacional la construcción de la Cuarta Central
Nuclear, Atucha III, el reacondicionamiento de la Central de
Embalse para extender su vida útil y además encomienda a
la Comisión Nacional de Energía Atómica el
diseño, ejecución y puesta en marcha del reactor CAREM.
“la Cuarta Central generará alrededor de 1500 MW de
potencia” y se avaló “la continuación del programa nuclear
argentino, que contempla la utilización de uranio natural
para su funcionamiento, además de considerar como
elemento fundamental, la mayor cantidad posible de mano
de obra nacional”.

56. La Ley tiene por finalidad otorgar las herramientas
necesarias para realizar las actividades de
diseño, construcción, adquisición de bienes y
servicios, montaje, puesta en marcha, marcha de
prueba, recepción y puesta en servicio comercial, de una
Cuarta Central de uno o dos módulos de energía de fuente
nuclear a construirse en nuestro país y realizar todos los
actos necesarios que permitan concretar la extensión de vida
de..la..Central..Nuclear Embalse.
A demás, la normativa delega en la CNEA la construcción y
ejecución del proyecto CAREM, un reactor modular de baja
potencia, de diseño completamente argentino.

57. Proyectos Binacionales Nucleares
Cooperación Nuclear con Brasil
I. Se constituyó una Comisión Binacional de Energía Nuclear
(COBEN) mediante Declaración conjunta de los presidentes de
Argentina y Brasil (Febrero 2008). Sus funciones son identificar
posibilidades de acción y cooperación bilateral en el área nuclear y
elaborar proyectos para el cumplimiento de los objetivos fijados en
la misma.
II. La Declaración de los Presidentes instruye además a desarrollar un
reactor nuclear de potencia, obtener un proyecto común en el
área del ciclo de combustible y constituir una empresa binacional
de enriquecimiento de uranio.
III. Los organismos competentes de ambos países comenzaron las
negociaciones pertinentes. AREAS: Aplicaciones Nucleares, Ciclo de
Combustible Nuclear, Reactores de potencia y desechos, Regulación Nuclear,
Enriquecimiento de Uranio.
Secretaria de Energía 57

58. Relanzamiento del Plan Nuclear Argentino
En agosto de 2006 el Gobierno Nacional definió el:
“Plan para la Reactivación de la Actividad Nuclear en la Argentina”,
incluyendo entre otros tópicos:
 Terminación de la Central Nuclear Atucha II (CNA-II)
 Extensión de Vida Central Nuclear Embalse (CNE)
 Estudio de Factibilidad de una nueva Central
 Reactivación de la Planta de Agua Pesada
 Reactivación del desarrollo del Reactor CAREM
 Reactivación de la Planta de Enriquecimiento de Uranio
Secretaria de Energía 5
8

59. Relanzamiento del Plan Nuclear Argentino
Proyecto Central Nuclear IV
Beneficios del Proyecto
 Consolidación del desarrollo del Sector Nuclear argentino.
 Incorporación de los sectores industrial y de servicios al
desarrollo del Sector Nuclear.
 Posibilidad de participación en proyectos CANDU fuera del
país.
 Transferencia de tecnología con el fin de que NASA se
constituya con capacidad de Diseño para otras Centrales
Nucleares.
 Capacidad de repetición de la Central tantas veces como sea
necesario y posible en territorio nacional.
Secretaria de Energía
5
9

60. Relanzamiento del Plan Nuclear Argentino
Proyecto Central Nuclear IV
Nueva Central Nuclear Argentina:
 Entrada en servicio: 2016 / 2017
 Tipo de Reactor: PHWR. ?????
 Combustible: Uranio Natural.
 Moderador y Refrigerante: Agua Pesada
 Potencia Térmica: 2 Unidades de 2.084 MWt
 Potencia Eléctrica: 2 Unidades de 740 MWe
 Generará > 10.000 GWh por año
Secretaria de Energía 6
0

61. Políticas de Uso Eficiente de
Energía (PRONUREE)
Acciones desarrolladas
 8.9 millones de lámparas de bajo consumo
distribuidas
 4.5 millones hogares alcanzados en 1.950
localidades de 24 Provincias
 26% localidades finalizadas en todo el país.
 Cambio de huso horario: diminucion la
demanda máxima de verano 08/09 en 345
MW, pero sin embargo hubo incremento de
energía.
 Cambio de 300.000 lámparas en edificios
públicos. Secretaria de Energía

62. Políticas de Uso Eficiente de Energía
(PRONUREE)
 Etiquetado:
 Artefactos Eléctricos: Etiquetado
obligatorio de eficiencia energética
en Heladeras, Lámparas
y Acondicionadores de Aire
 Estándares de EE: nivel máximo de
consumo específico de energía,
o mínimo de eficiencia energética
para Heladeras Clase C
 Artefactos a Gas: norma IRAM
19050-1 en estudio (anafes y hornos)
 Vivienda: norma IRAM 11900, Eficiencia
Energética en Edificios, en estudio
Secretaria de Energía

63. Plan en Energías Renovables
 Fomento para el uso de fuentes renovables para la generación
eléctrica. Establece como meta para el año 2016, en que el 8% del
consumo de electricidad nacional deberá ser abastecido con energía
renovables. (Ley Nº 26190/2006)
 Régimen de los biocombustibles. Establece que todo combustible
líquido como las naftas o el diesel oil deberá tener una mezcla en
proporciones crecientes, hasta un mínimo del 5% de biocombustible a
alcanzar en cuatro años. (Ley Nº 26093/2006)
 Régimen para el desarrollo de la tecnología, producción, uso y
aplicaciones del hidrógeno como vector de energía. (Ley Nº
26123/2006)
Secretaria de Energía 63

64. Plan en Energías Renovables
 Estudio de Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos
(PAH). Se identificaron proyectos hasta 30 MW de potencia
Instalada vinculados o próximos a las redes eléctricas. Se
confirmó un potencial preliminar de 324 proyectos que totalizan
aproximadamente 425 MW.
 Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales
(PERMER). Abastece de servicio eléctrico a hogares rurales y
servicios públicos que se encuentran fuera del alcance de las
redes mediante generación distribuida con fuentes renovables.
 Plan Nacional de Energía Eólica. En su marco se confeccionó
un Sistema Geográfico Eólico, el desarrollo de la industria eólica,
la adecuación de la infraestructura asociada y de parques
eólicos.
 Bioenergía Sistema de Información Nacional. Desarrollo
interinstitucional y en cooperación técnica de FAO de un Sistema
de Información Geográfica que da cuenta de la oferta y
demanda de recursos biomásicos.
64
Secretaria de Energía

65. Plan en Energías Renovables
Mini Hidro
65
Secretaria de Energía

66. Plan en Energías Renovables
m/s
Eólica
Secretaria de Energía 66

67. Plan en Energías Renovables
67
Secretaria de Energía

68. Plan en Energías Renovables
68
Secretaria de Energía

69. Escenario Socioeconómico Considerado
Evolución de la tasa del PBI (2002-2025)
En Revisión
por cambios
2,5%
en escenario
700
económico 3,0%
internacional
600 4,0%
PBI pm, base 1993. En Miles de Millones de Pesos
8,5%
500
400
300
200
100
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fuente: INDEC – Dirección Nacional de Política Económica 69

70. Escenarios Energéticos
Escenarios Energéticos
Escenario Escenario
Tendencial Estructural
 Mantiene tendencias históricas en la  Fuerte aplicación de políticas de uso
participación de los distintos energéticos eficiente de la energía
Incorpora innovaciones tecnológicas y Políticas de sustitución de energéticos.
mejoras en la eficiencia productiva como
un proceso propio de mercado Mayor penetración de energías
renovables
Cumplimiento de la normativa
Fuente Secretaria de Energía de la Nación

71. Evolución del Consumo de Energía Total
2008 - 2025
120,000 102
120,000 102
3,1 % a.a. MTep
3,1 % a.a. MTep
100,000 Ahorro total del
100,000 Ahorro% del
17.6 total
17.6 %
80,000
80,000 84
Miles de Tep
54 MTep84
Miles de Tep
MTep54 MTep
60,000 MTep
60,000
2,2 % a.a. 2,2 % a.a.
2,2 % a.a. 2,2 % a.a.
40,000
40,000
20,000
20,000
0
0
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025
Estructural Tendencial
Estructural Tendencial
Fuente: Modelo LEAP, Prospectiva de Demanda Energética 71
Fuente Secretaria de Energía de la Nación

72. Demanda Final de Energía
Sector Residencial
Escenario Tendencial Escenario Estructural
25.000 25.000
20.000 20.000
15.000 15.000
miles de Tep
miles de Tep
10.000 10.000
5.000 5.000
0 0
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024
Carbón Vegetal Electricidad Eólica Gas Licuado
50.000
0
de Tep
miles
Gas Natural Kerosene Leña Solar
Fuente Secretaria de Energía de la Nación

73. Demanda Final de Energía Eléctrica
Por sectores
Escenario Tendencial Escenario Estructural
250 250
AHORRO
Ahorro 2025 , 20%
200 200
150 150
miles de Gwh
miles de Gwh
100 100
50 50
0 0
2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025
Agropecuario Transporte Industria Comercial y Publico Residencial
500
0
2007
Fuente Secretaria de Energía de la Nación

74. Evolución de la Potencia Instalada Total
Parque Existente
60.000 Escenario Estructural
2017 Pot Inst tot 41.322 MW 2025 Pot Inst tot 50.201 MW
MW Parque Nuevo 18.148 MW Parque Nuevo 27.904 MW
50.000
2012 Pot Inst tot 32.649 MW
Parque Nuevo 8.926 MW
40.000
30.000 Retiro de máquinas
1.900 MW
20.000
10.000
0
años 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Potencia instalada Total, Parque existente, Diferencia Parque Nuevo 7
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Fuente: Secretaría de Energía
16
El grafico esta originado a partir del año 2007, y esta desarrollado a partir del año 2010.
4

75. Evolución de la Nueva Potencia a Instalar
Escenario Estructural
Complementarias 14,33% sobre 27.904 MW y 8% sobre 50.201 MW ( 2025) 27.904 MW
30,000
25,000
18.148 MW
20,000
MW
15,000
8.926 MW
10,000
5,000
0
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
RENOVABLES
ALTERNATIVAS HIDRO NUCLEAR OPC NUC/CA TV a CA DIESEL TV a FO TG CC
7
Fuente: Secretaría de Energía
5

76. Proyectos Hidroeléctricos
Michihuao Frontera II
80 MW Chubut La Caridad
621 MW Neuquen 64 MW. Chubut
Cóndor Cliff
1.140 MW
La Barrancosa
Santa Cruz.
600 MW. Santa Cruz
La Elena
102 MW Chubut
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Collón Curá
Chihuidos I 376 MW
Chihuidos II La Rinconada
637 MW Neuquén
290 MW 200 MW.
Neuquen Neuquen El Baqueano Neuquén
Los Blancos I y II Garabí y Panambi 190 MW. Mendoza
443 MW 2150 MW
Mendoza Corrientes Misiones Corpus ?
2880 MW
Misiones
76
Fuente Secretaria de Energía de la Nación 9773 MW

77. GENREN ( Complementarias)
BIOMASA
PEQUEÑAS
100 MW GEOTERMIA
HIDROELÉCTRICAS
60 MW 30 MW
SOLAR
20 MW
EÓLICA
500 MW BIOGAS
20 MW
RESIDUOS URBANOS
120 MW
1.000 megavatios
BIOCOMBUSTIBLES
150 MW
Fuente Secretaria de Energía de la Nación 7
Nota: la licitación fue cerrada por 1500 MW, en Energía Renovable. 7

78. GENREN (EOLICA)
CENTRAL EMPRESA POTENCIA MW
Malaspina I (Chubut) IMPSA 50
Madryn O (Chubut) Energías Sustentables 20
Malaspina II (Chubut) IMPSA 30
Madryn I (Chubut) Emgasud 50
Madryn II (Chubut) Emgasud 50
Rawson I (Chubut) Emgasud 50
Rawson II (Chubut) Emgasud 30
Madryn Sur (Chubut) Patagonia Wind Energy 50
Madryn Norte (Chubut) Internacional New Energies 50
Koluel Kailel I ( Sta Cruz) IMPSA 50
Koluel Kailel II( Sta Cruz) IMPSA 25
Loma Blanca I (Chubut) ISOLUX 50
Loma Blanca II (Chubut) ISOLUX 50
Loma Blanca III(Chubut) ISOLUX 50
Loma Blanca IV(Chubut) ISOLUX 50
Tres Picos I ( Bs As) Sogesic 49,5
Tres Pico II ( Bs As) Sogesic 49,5
754 MW
Parque Eólico La Rioja en construcción 400 MW
Cuadro actualizado
7
8

79. Perspectivas Nucleares
CNA-II PEV CNE 4ta CN
745 MW 683 MW 1500 MW 1600 MW
?
2011 2012 2013 2016 2017 2022 2023
Fuente Secretaria de Energía de la Nación 79

80. Generación de Energía Eléctrica
Escenario Estructural
250,000
216,4 TWh
200,000
150,000
100,000
50,000
-
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Térmica (Gas Natural) Térmica (Líquidos) Térmica (Carbón) Opción Nuclear Nuclear Hidroeléctrica Renovables Autoproducción
Fuente: Secretaría de Energía 8
0

81. Oferta Interna de Energía al 2025
Escenario Estructural
Año 2007 – 81,3 MTEP Año 2025 – 134,5 MTEP
0.5% 0.7% 2.7% 7.0% 1.0% 7.0%
2.7% 4.0%
4.3% 9.0%
37.1%
81.3 MTEP 134.5 MTEP
33.0%
52.0%
39.0%
0.5% 2.7% 0.7% 4.3%2.7%
Energía Hidráulica Nuclear
37.1% Gas Natural Petroleo Carbón Mineral
52.0%
Renovables Otros Primarios
8
1

82. Nuevas Líneas Eléctricas en Extra-
Alta Tensión (Plan Federal II)
Red Eléctrica Extra Alta Tensión
500 kV
Fuente Secretaria de Energía de la Nación

83. Expansión a la red de Transporte de Energía Eléctrica en
500 KV
Año de Inicio del Plan: 2004
AMPLIACIONES CONCLUIDAS
 TRAMO CHOELE CHOEL – PUERTO MADRYN
354 km de línea, 1 E T de 500/330 kV, 1 ampliación a una ET existente
Obra inaugurada el 28 de Febrero de 2006, Inversión : $ 232,3 millones
 TRAMO MENDOZA – SAN JUAN(actualmente funciona en 220 kV)
178 km de línea, 2 ampliaciones a ET existentes
obra inaugurada el 29 de junio de 2007, Inversión : $ 161,1 millones
 TRAMO PUERTO MADRYN – PICO TRUNCADO
552 km de línea,1 ET 500/132 kV,1 ampliación a una ET existente
obra inaugurada el 30 de abril de 2008, Inversión : $ 549,6 millones
 TERCER TRAMO DE YACYRETÁ
912 km de línea, 2 ET de 500/132 kV, 3 ampliaciones a ET existentes
obra inaugurada el 29 de mayo de 2008, Inversión : $ 1.575 millones
 TRAMO RECREO – LA RIOJA
150 km de línea, 40 km de línea de 132 kV doble terna,1 ET de 500 kV, 1
ampliación a ET “Recreo”
obra inaugurada el 28 de Mayo de 2009, Inversión : $ 209 millones
 TOTAL 2146 Km de línea de 500 Kv 5 ET nuevas y 8 ET ampliadas
83

84. Expansión a la red de Transporte de Energía Eléctrica en
500 KV
AMPLIACIÓN EN CONSTRUCCIÓN
• TRAMO NEA – NOA
1208 km de línea, 5 ET de 500/132 kV, 2 ampliaciones a ET
existentes
período de ejecución: 36 meses
Inversión : $ 2.597,2 millones
• TRAMO COMAHUE – CUYO
708 km de línea, 1 ET de 500/220 kV , 3 ampliaciones a ET
existentes
período de ejecución: 24 meses
Inversión : $ 1.912,6 millones
LICITACION EN CURSO
• TRAMO PICO TRUNCADO – RIO TURBIO – RIO GALLEGOS:
564 km de línea, 436 km de línes de 220 y 132 Kv, 1 ET de 500/220 kV
1 ET de 500/132 kV, 1 ET de 220/33 kV, 1 ampliación a ET existentes
período de ejecución: 36 meses
84

85. Secretaria de Energía
2003
9.101 km

86. Secretaria de Energía
2003
2009
9.101 km
11.092 km

87. Secretaria de Energía
2003
2011
9.101 km
14.010 km

88. Aspectos críticos del
transporte en alta tensión
•Tiempos de ejecución de obras
Análisis de Ofertas, Obtención
de financiación Negociación y
Firma de Contratos
Compromiso de Inversión Cronograma típico
Elaboración del
proyecto.
para una línea de 500 kV
Audiencia Pública. o un Ciclo Combinado:
Elaboración del
Pliego de
mínimo 4 años!…
Condiciones.
Plazo aproximado de
Licitación.
ejecución de la Obra
30 meses
4 meses
15 meses
12/04 1/4/06 1/8/06 1/3/09

89. Aspectos críticos del transporte en alta
tensión
Tan sólo incorporar un nuevo
transformador de rebaje de 500/132 kV
insume como mínimo 2 años
Una línea de 132 kV y Estación
Transformadora
pueden demandar 3 años o más.
Un transformador 132 kV tarda un año de
entrega.

91. Proyección de la demanda de Potencia en MW.
El 3 de Agosto de 2010 se produjo el pico histórico con
20.843 MW, 6,5% superior al del año 2009.
Considerando las tasas medias históricas de evolución de la
Secretaria de Energía hasta el 2026 estimaban un
incremento medio anual del 3,3%.
Con estas condiciones estamos hablando de un valor
estimativo de demanda de potencia en el año 2025 de
33.920 MW, 13.077 MW sobre el pico 2010.
Aproximadamente un incremento de 870
MW/año, considerando que la tasa de 3,3% es conservativa.
La demanda de los últimos cinco años tuvo un promedio de
incremento de 840 MW/año , la puntual 2010 Vs 2009
1283 MW mayor a la potencia de el Chocón.
NOTA: el análisis esta considerado hasta 16 años ya que el análisis de potencia instalada esta desarrollado al año 2025
Cuadro actualizado

92. Consideraciones sobre el crecimiento energético
La tasa puntual de crecimiento Energía Eléctrica del año
2010 al año 2009 fue de +3,9 % (generación.)
La Tasa media de los últimos 5 años de la evolución
Energía Eléctrica es del +2,2 % (2010 a 2006).
La tasa puntual de potencia máxima del año 2010 al año
2009 fue de + 6,6 %.
La tasa media de potencia máxima de los últimos 5 años
fue de + 3,9% (2010 a 2006).
La evolución de la Tasa del PBI en los últimos 5 años
(2002 a 2008) fué de 8,5 %, la proyección de la
secretaria de energía de energía (2009 a 2013) del 4%;
de(2014 a 2018) del 3% y del (2019 a 2025) del 2,5%.
La tasa media de crecimiento que estimaba la Secretaria
de Energía de la Nación, 3,3% hasta el 2026.
IDICSO la USAL y UBA hablan de tasas de crecimiento, de
4,2% y 5,6%.

93. En base a lo analizado anteriormente y debido a la
dispersión de opiniones existentes se desprende la
necesidad de realizar un análisis de sensibilidad
con variación de tasas medias desde la de 3,3 %
hasta un 5,6%.
La base de análisis esta referida al año 2010.
De esta manera tendremos plasmado un escenario
probable ante tantas alternativas posibles.
Base tasas: Secretaria de Energía CAMMESA-IDICSO-USAL-UBA

94. Análisis de sensibilidad de la oferta de potencia Vs
demanda de potencia en MW. Caso 1 indisponibilidad
30%, tasas de 5,6% 4,2% y 3,3%, periodo 2010 a 2025
Pot efect D t 5,6 D t 4,2 D t 3,3
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

95. Análisis de sensibilidad de la oferta de potencia Vs
demanda de potencia en MW. Caso 2 indisponibilidad
25%, tasas de 5,6% 4,2% y 3,3%, periodo 2010 a 2025
Pot efect D t 5,6 D t 4,2 D t 3,3
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

96. Análisis de sensibilidad de la oferta de potencia Vs
demanda de potencia en MW. Caso 3 indisponibilidad
20%, tasas de 5,6% 4,2% y 3,3%, periodo 2010 a 2025
Pot efect D t 5,6 D t 4,2 D t 3,3
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

97. ANALISIS DE LA POTENCIA A INSTALAR AL AÑO 2025
Según Gráficos Secretaria de Proyectos Previstos
Energía
Complementarias 3.780 MW 1.900 MW Complementarias
Hidráulica 9.773 MW 9.773 MW Hidráulica
Nuclear 4.560 MW 3.845 MW Nuclear
TV NU o CA 944 MW
TV CA 1.860 MW
Diesel 943 MW 9.791 MW Hidrocarburos
TG 3.022 MW
CC 3.022 MW
Total 27.904 MW
Dependencia térmicas al año 2025 estimado 48%
(no esta especificado la proporción de térmicas en el retiro de
maquinas, del total de 1900 MW)
Escenario estructural , ahorro 20% 97

98. Debe alertarse que siempre cuanto se disponga de
gas natural, gas oíl , diesel oíl, agua en los embalses
y disponibilidad en el equipamiento de
Generación, Transmisión, Transformación y
Distribución; además se materialice la proyección
de potencia a instalar; solo así el sistema
interconectado estará en condiciones, para cubrir la
demanda de Potencia y el consumo Energético.
Todavía la función del planeamiento a largo plazo
(25 años) se esta recuperando , pero faltan mayores
precisiones al respecto.
La información por lo general esta fragmentada
y dispersa como para poder tener conclusiones
más precisas.

99. Conclusiones Finales Sector Eléctrico
Como el país necesita en un futuro próximo
volúmenes de potencia y energía a gran escala, esto
nos pone en una situación comprometida y nos
condiciona a realizar todo lo necesario para
abastecer la demanda. Contemplando de manera
prioritaria el impacto ambiental.
Urgente reconversión de la Matriz Energética
En Hidráulica
En Nuclear
Generación Distribuida, o denominadas Fuentes
Complementarias.
Menos incidencia de la Generación Térmica a base de
hidrocarburos
Disminución del uso del Gas Natural para generar
Energía Eléctrica y su transferencia a la
Industria, Comercio y sector Residencial.

100. Se debe invertir de manera importante en
Investigación y desarrollo, en sistemas
alternativos de generación, para hacerlas
competitivas con las convencionales en
precio, en potencias, en energías, en
factores de utilización, en rendimientos, en
disponibilidad, en confiabilidad y con la
calidad que requiere el servicio eléctrico.
Se debe promover de manera efectiva el uso
racional y la eficiencia energética.

101. Se debe invertir de manera simultanea y coordinada en
Generación, Transmisión y Distribución de acorde a un
Planeamiento Eléctrico suficientemente estudiado.
Para que los sistemas eléctricos sean confiables y
brinden calidad de servicio, es necesario que la misma
regla se cumpla con su infraestructura y con sus
recursos humanos. (Ingenieros y
Técnicos, especializados y de carrera).
La desregulación energética genero en Argentina la falta
de inversión genuina y de manera coordinada (en los
tres segmentos, Generación, Transporte y Distribución);
dejando al mercado que invierta ante las necesidades
energéticas del SADI.
Abandonando asi el planeamiento energético, y
perdiendo poder estratégico y geopolítico.

102. Algunos aspectos básicos correspondientes al
Planeamiento Eléctrico:
Análisis de la variación de la actividad económica.
Evolución del PBI.
Análisis de alternativas de suministro Energético.
Plan de obras e ingreso de las mismas.
Evaluación Técnico, Económica y Financiera.
Estudios Eléctricos.
Algunos Estudios Eléctricos asociados:
Estudios de crecimiento energético por regiones y país.
Estudios de flujos de carga.
Estudios de Niveles de Cortocircuito.
Estudios de Confiabilidad.
Estudios de Estabililidad.
Estudios de Transitorios Electromagnéticos.

103. Esta última recomendación se debe a que
cualquier: Central Eléctrica, Línea
EAT, AT, MT, Estación
Transformadora, equipamiento de
compensación, etc, que se ingrese al SADI
o a los sistemas Interconectados
provinciales, no puede decidirse su
instalación y menos aun su incorporación
sin los estudios previos correspondientes.
Los Sistemas de Potencia, tienen su
complejidad y limitaciones que no pueden
ser ignorados.

104. NOTA SOBRE LA GENERACION
DISTRIBUIDA
ANALISIS NACIONAL
La misma esta integrada entre otras por
Energía eólica
Células Fotovoltaicas.
Hidráulica de baja potencia.
Geotérmica, Biomasa
Térmica de baja potencia ( Diesel o Gas),Etc,
En Argentina son complementarias de la
Generación Concentrada (Grandes potencias , de
Grandes Energías)
y por lo tanto no son sustitutivas

105. A que responde esta circunstancia?
Se recuerda que Argentina, tiene una distribución de su
población muy concentrada en la CABA , GBA, zonas de
CORDOBA, y zonas de SANTA FE.
Hay que considerar además que las fuentes de
Generación se encuentran en general alejadas de los
Centros de Consumo; con el agravante de que la red de
Transmisión presenta topología de característica radial
(más frágiles desde el punto de suministro eléctrico).
Actualmente se esta mallando el sistema de 500kV
Con la línea NOA-NEA. Y las de las zonas del NOA y
CUYO-COMAHUE.

106. Por lo tanto presentan una diferencia sustancial con
los países Europeos que poseen redes malladas ( más
robustas desde el punto de suministro eléctrico); y con
las fuentes de generación cercanas a los centros de
consumo.
Existiendo un gran desarrollo de las fuentes de
generación complementarias que se constituyen en
generación distribuida.

107. Se esta incentivando a Nivel Nacional con más
énfasis, el desarrollo de las fuentes alternativas de
generación.
En la Provincia de Misiones a partir de la ley
4.439, del régimen de promoción de las Energías
Alternativas Renovables, Biocombustibles e Hidrogeno
se genero la Comisión de Estudio y Planificación del
Programa Provincial para el desarrollo y uso
sustentables de Fuentes de Energía Renovables no
Convencionales, Biocombustibles e Hidrogeno, con lo
cual la provincia de Misiones se encuentra trabajando
en el tema respectivo.
El CPAIM es miembro activo en dicha comisión.

108. Pero debemos alertar: que la realización de la
GD, sin reforzar las líneas de Transmisión y
Estaciones Transformadoras que vinculan la zona en
cuestión, con el Sistema de Potencia; en el caso de
que la GD no esté disponible deja desabastecida la
región.
Por eso existe el concepto de los sistemas
interconectados con grandes Centrales Eléctricas y
las líneas de EAT y AT, si no sería imposible el
suministro de energía puesto que el mismo se basa
en el principio de aprovechar la disponibilidad de las
centrales y el despacho económico

109. Con respecto al potencial Eólico CAMMESA
plantea los siguientes problemas:
Las rápidas fluctuaciones de potencia que se producen
desde un parque Eólico, pueden afectar los costos de
operación y la estabilidad dinámica de la red a la cual
se interconecta. Con el incremento de disponibilidad
de potencia Eólica, en el mundo, este problema aun
esta sin resolver y en estudio. La magnitud del impacto
y el efecto de agregación de múltiples turbinas todavía
no esta bien cuantificado. La variación de la velocidad
del viento en una turbina eólica, afecta la potencia
generada. El comportamiento del parque Eólico es
totalmente diferente ya que el viento aunque nunca
cesa, presenta variaciones sustanciales en algunos
segundos, generando oscilaciones de potencia. No
poseemos el control del mismo.

110. Tareas asociadas al control :
El mantenimiento minucioso del balance oferta demanda.
Suministro de potencia reactiva y su control de regulación
de tensión, ya que la misma aumenta con la frecuencia, y
la frecuencia con la velocidad del viento.
Problemas de integración:
Como consecuencia de la integración de los parques
eólicos y su inserción a la red eléctrica, se deben realizar
estudios de Ingeniería, Operación y Planificación para su
inserción en los sistemas eléctricos de Potencia.
Estudios a realizar :
Impacto de Armónicas en la generación eólica.
Alimentación de Potencia Reactiva.
Regulación de tensión, Control de Frecuencia.
La Electrónica de Potencia esta trabajando en la solución
de estos temas.

111. Estudios Operacionales
La reserva rotante no solo debe cubrir el respaldo del
máximo de potencia, sino el problema del desbalance
de potencia de generación por fluctuaciones de la
velocidad del viento, cuando el parque es pequeño y
la red suficientemente robusta , se absorben las
fluctuaciones , ya que el sistema tiene el respaldo
necesario para compensar dichas fluctuaciones.
Son fundamentalmente dependientes para su
predespacho del pronostico del viento. Cuanto mejor
pronostico se posea, se podrá generar con eólica con
poca reserva rotante en el Sistema Interconectado
Con respecto a la estabilidad transitoria , las turbinas
eólicas son de baja velocidad, gran inercia, presentan
excelentes propiedades .

112. Nuestra Opinión al respecto:
Con respecto al potencial Eólico de la Patagonia se
habla de un potencial mayor a 5.000 MW, pero no
están estudiados, ni se han resuelto técnicamente la
Operación y el Transporte, hacia los centros de
consumo, y además hay que considerar que con
distancias superiores a 1.300 km., amerita la
transmisión de Energía en Corriente Continua de
EAT. ( el país todavía no posee esa tecnología y
menos la experiencia de su operación).

113. Nuestra Opinión al respecto:
Es por ello que para poder sostener la generación
eólica en la Patagonia se van a construir las Centrales
Hidroeléctricas de Cóndor Cliff y Barrancosa, de esa
manera constituyéndose la eólica en
complementaria de una Generación de mayor
potencia y que a su vez es reguladora de
frecuencia, lo cual la generación eólica no lo es..

114. • Referencia Bibliográfica
• SECRETARIA DE ENERGIA
PLAN ENERGETICO NACIONAL 2004 A 2008.
PLAN FEDERAL DE TRANSPORTE ELECTRICO.
ELEMENTOS PARA EL PLANEAMIENTO ENERGETICO.
• CAMMESA Compañía Administradora Mercado Eléctrico Mayorista Sociedad
Anónima
• ADEERA Asociación Distribuidores Energía Eléctrica Republica Argentina
• TRANSENER Transportista Energía Eléctrica
• FUNDELEC Fundación para el Desarrollo Eléctrico
• DIRECCION DE GAS de la PROVINCIA de MISIONES
• INSTITUTO ARGENTINO DE LA ENERGIA GRAL MOSCONI, UNIVERSIDAD DE
• BELGRANO
• IDICSO Instituto de Investigación en Ciencias Sociales Univ. del Salvador
• CNEA Comisión Nacional de Energía Atómica.
• EBY Entidad Binacional Yacyreta.
• INDESA Ingeniería para el Desarrollo S.A.
• SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA.(autores varios)

115. Consejo Profesional de Arquitectura e Ingeniería
de Misiones
AGRADECEN SU ATENCION
www.cpaim.com.ar cpaim@arnet.com.ar