Este documento describe un proyecto para instalar un sistema fotovoltaico para suministrar energía a una bomba que provee agua potable a 180 familias en Zárate, Buenos Aires. Actualmente la bomba funciona con energía de la red eléctrica local. El proyecto evaluaría cambiar la bomba actual por una más eficiente y cambiar la tarifa eléctrica. Adicionalmente, se propone instalar un sistema solar fotovoltaico de 21420Wp con 84 paneles e inyectar el excedente a la red. El período de amortización de

1. Odobez Norberto Santiago, Centro CEA - Facultad Regional Delta - UTN,
odobezn@frd.utn.edu.ar
Soldatti María Elena, Centro CEA - Facultad Regional Delta - UTN,
soldattm@frd.utn.edu.ar
Godoy Carlos Hernán, Centro CEA - Facultad Regional Delta - UTN,
godoycarlos74@yahoo.com.ar
Resumen— Se presenta el estudio de la eficiencia energética y el estudio técnico económico
de la factibilidad del uso de la energía solar fotovoltaica; variante de autoabastecimiento e
inyección a la red para cubrir el consumo eléctrico, actualmente provisto por la Cooperativa
Eléctrica de Zárate, de la bomba que suministra agua potable a una población de 180 familias
del barrio A.T.E.P.A.M. de la ciudad de Zárate, Pcia. de Buenos Aires. Desde el punto de
vista de la eficiencia energética se propone al momento de cambio de la bomba actual instalar
una bomba de máxima eficiencia; en relación a la tarifa, si el contrato actual lo permite, se
podrá hacer el cambio de tarifa T1G a T2, que a los valores actuales el ahorro económico
sería del 31,7%. La instalación fotovoltaica resultó un campo solar de 84 paneles con una
potencia de 21420Wp y un inversor de 20kW con conexión directa a la red. Teniendo en
cuenta los valores de pago de tarifa para esta instalación en diferentes escenarios: la nueva ley
de Energías Renovables, el proyecto de ley sobre Generación Distribuida y valores a pagar
por el suministro de energía planteado por algunas provincias; su período de amortización
puede variar entre 4 y 15 años. En conclusión en este contexto se puede encontrar la tarifa que
amortice la inversión y permita desarrollar instalaciones de este tipo.
Palabras clave— Eficiencia energética, Energía solar, Agua, Conexión a la red.
1. Introducción
A una instalación fotovoltaica que genera energía eléctrica y que esta energía es suministrada
a la red eléctrica se la denomina Generación Distribuida de Energía Eléctrica (GDEE)
proveniente de fuentes renovables. De forma más general se puede definir a la (GDEE)como
la energía eléctrica generada a partir de fuentes renovables por parte de los usuarios del
servicio de distribución de energía y que puede ser inyectada a la red pública.
Además podemos agregar que los sistemas conectados a la red pueden ser de diferente
magnitud en relación a su potencia instalada por ejemplo y para identificar los mismos
podemos decir los Integrados a edificios (“PV in buildings”) de 3KW o Centrales de potencia
de 5MW.
Una cuestión importante a destacar en este tema son las leyes y reglamentaciones que
permiten la instalación y conexión a la red de las mismas en este sentido: “El desarrollo pleno
APLICACIÓN DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA PARA EL
SUMINISTRO DE AGUA DE UN BARRIO DE LA CIUDAD DE ZÁRATE
COMO APORTE A LA NUEVA LEY DE ENERGÍAS RENOVABLES

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Zárate como aporte a la nueva ley de energías renovables
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de las energías renovables necesita del establecimiento de un marco regulador justo y
sostenible para las instalaciones de generación distribuida. Ello implica el reconocimiento del
pleno derecho de los autoproductores a participar en los mercados energéticos, al ofrecer
servicios energéticos limpios, de gestión de la demanda para regulación, almacenamiento y
ahorro energético” [1].
Como dato del camino que queda por recorrer podemos decir que el Porcentaje de la
Demanda total de energía del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) cubierta con Generación
Renovable fue del 1,9%, en el 2015 lo que implica un total de 2559GWh, de este total
15GWh fue de energía solar fotovoltaica. [2].
Varios proyectos demostrativos se vienen realizando en Argentina uno de referencia es el
proyecto IRESUD que tiene por objeto introducir en el país tecnologías asociadas con la
interconexión a la red eléctrica, en áreas urbanas y periurbanas, de sistemas solares
fotovoltaicos (FV) distribuidos, contemplando para ello cuestiones técnicas, económicas,
legales y regulatorias. En el marco del proyecto, se realizaron instalaciones piloto en edificios
públicos, parques asociaciones y otras entidades con el fin de probar la tecnología, realizar
ensayos y capacitar RRHH. El 4 de julio de 2012, se instaló el primer sistema fotovoltaico
piloto en la terraza del edificio Tandar del Centro Atómico Constituyentes de la Comisión
nacional de energía atómica (CNEA). La potencia del panel solar es 1,44kWp, varios otros en
el resto del país de diferentes características y potencias, en total se han instalado 41 sistemas
fotovoltaicos con una potencia total de aproximadamente 131,7 kWp, conectados a la red de
baja tensión, mientras otros 6 sistemas se encuentran en etapa de diseño o construcción [3]
En la provincia de buenos aires podemos mencionar El Programa Provincial de Incentivos a la
Generación de Energía Distribuida (PROINGED) que tiene como objetivo brindar la
asistencia técnica y financiera necesaria para que proyectos de generación de energía eléctrica
distribuida, preferentemente en base a fuentes renovables, sean convertidos en unidades
económicas activas que inyecten su producción a la red pública de transporte y/o distribución
de electricidad. Dentro de este proyecto la instalación de un Campo solar de 100kWp ubicado
en el kilómetro 90,5 de la Ruta Nacional Nº 2, en el predio cedido a tal fin por la
Municipalidad de Brandsen es la instalación de mayor potencia fotovoltaica instalada en la
Provincia de Buenos Aires y único por sus características de inyección a red en baja tensión,
combinando el concepto de planta fotovoltaica y generación distribuida.
1.1 La normativa vigente y la normativa propuesta.
La nueva Ley de energías renovables 27191 de fines del 2015 [4] “Régimen de fomento
nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinadas a la producción de energía
eléctrica”, que modifica a la Ley 26190, reglamentada por el decreto 531/16 de fecha 30 de
Marzo [5] , y que expresa en el capítulo IV, artículo 8: “Establécese que todos los usuarios de
energía eléctrica de la República Argentina deberán contribuir con el cumplimiento de los
objetivos fijados en la ley 26.190, modificada por la presente, …” “A tales efectos, cada
sujeto obligado deberá alcanzar la incorporación mínima del ocho por ciento (8%) del total
del consumo propio de energía eléctrica, con energía proveniente de las fuentes renovables, al
31 de diciembre de 2017, y del veinte por ciento (20%) al 31 de diciembre de 2025.”
En su Artículo 9 dice. “Los Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista y las Grandes
Demandas que sean Clientes de los Prestadores del Servicio Público de Distribución o de los
Agentes Distribuidores, con demandas de potencia iguales o mayores a trescientos kilovatios
(300 kW) deberán cumplir efectiva e individualmente con los objetivos indicados en el
artículo precedente. A tales efectos, podrán autogenerar o contratar la compra de energía
proveniente de diferentes fuentes renovables de generación a fin de cumplir con lo prescripto

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en este artículo. La compra podrá efectuarse al propio generador, a través de una distribuidora
que la adquiera en su nombre a un generador, de un comercializador o comprarla directamente
a CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista S.A.) bajo las
estipulaciones que, para ello, establezca la Autoridad de Aplicación”.
Para el caso particular de nuestro proyecto deberíamos encuadrarnos en lo que manifiesta el
Artículo 12. “A los efectos del cumplimiento de los objetivos fijados en el artículo 8° por
parte de toda la demanda de potencia menor a trescientos kilovatios (300 kW), la Autoridad
de Aplicación dispondrá las medidas que sean conducentes para la incorporación al Mercado
Eléctrico Mayorista (MEM), de nuevas ofertas de energía eléctrica de fuentes renovables que
permitan alcanzar los porcentajes y los plazos establecidos en el citado artículo”.
Para esta situación y en relación al precio no se tomara en cuenta el manifestado en el artículo
9 “Los contratos suscriptos por los sujetos indicados en el párrafo anterior no podrán fijar un
precio promedio mayor a ciento trece dólares estadounidenses o su equivalente en moneda
nacional, por cada megavatio-hora comercializado entre las partes (U$S 113/MWh).
Según lo expresado: “Asimismo, la Autoridad de Aplicación instruirá a CAMMESA o al ente
que considere pertinente diversificar la matriz de energías renovables a fin de viabilizar el
desarrollo de distintas tecnologías y la diversificación geográfica de los emprendimientos y
aprovechar el potencial del país en la materia. A los efectos indicados, no será de aplicación a
los contratos de compraventa de energía eléctrica de fuentes renovables que celebren
CAMMESA o el ente que considere pertinente la Autoridad de Aplicación el precio máximo
establecido en el segundo párrafo del artículo 9° ni el que en el futuro lo reemplace por
decisión de la Autoridad de Aplicación”. Por lo cual se deduce que es valor para los casos de
potencias menores a los 300kW deberá ser superior a este (U$S 113/MWh) para que los
proyectos puedan tener viabilidad.
Para ajustarnos más a nuestro proyecto podemos mencionar el proyecto de ley elevado por el
diputado Juan Carlos Villalonga en mayo del corriente año, entre otros, denominado
FOMENTO A LA GENERACION DISTRIBUIDA DE ENERGIA RENOVABLE
INTEGRADA A LA RED ELECTRICA PUBLICA [6] que tiene por objeto establecer el
régimen nacional para la integración de energía eléctrica generada a partir de fuentes
renovables por parte de usuarios del servicio eléctrico, a la red pública de distribución. Que
en su ARTICULO 7° dice que “Cada usuario podrá instalar equipamiento para la generación
de energía eléctrica distribuida a partir de fuentes renovables hasta una potencia equivalente a
la que éste tiene contratada para su demanda. Esa potencia no podrá superar los 30 kW. Solo
los usuarios definidos en este artículo podrán acogerse al régimen establecido en el Artículo
13” en su ARTICULO 13°dice “Cada Distribuidor administrará la remuneración por la
energía entregada a la red a partir de la generación distribuida de energía eléctrica a partir de
fuentes renovables por parte de los usuarios en base a los siguientes lineamientos:
a) El usuario recibirá una Tarifa de Incentivo por cada kWh (kilowatthora) que entregue a la
red de distribución. El valor de la Tarifa de Incentivo será establecido por la Autoridad de
Aplicación.
b) El usuario gozará de esa Tarifa de Incentivo por un plazo de 5 años. Dicho plazo corre
desde el momento en que el Distribuidor instala el equipo de medición correspondiente.
c) El Distribuidor reflejará en la facturación que usualmente emite por el servicio de energía
eléctrica prestado al usuario tanto el consumo como la energía volcada por el usuario a la red,
así como los valores correspondientes a cada una de ellos. El valor a pagar por el usuario será
el neto de ambos montos. Si existiese un excedente a favor del usuario, el mismo configurará

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un crédito para la facturación del período siguiente. Cada 4 meses el Distribuidor retribuirá al
usuario el saldo favorable que pudiera haberse acumulado.
d) Transcurrido el plazo de 5 años mencionado en el inciso b), el valor de la energía entregada
a la red de distribución por parte del usuario, será idéntico al valor que comercializa el
Distribuidor
Podemos mencionar también que en varias provincias argentinas como las provincias de
Salta (Ley N° 7.824), Mendoza (Ley N° 7.549) y Santa Fe (Ley N° 12.503) ya han avanzado
con normativa para habilitar la generación distribuida de energía a partir de fuentes
renovables; en particular podemos mencionar la provincia de santa fe que implementa el
programa “Prosumidores” para que un total de 100 usuarios por año se inyecten con paneles
solares, biodigestores o aerogeneradores de baja potencia a la red con beneficios aportados
por las arcas del Gobierno, lo interesante es que ya hay un precio para el generador que es de
5,5 pesos kWh generado e inyectado a la red.
2. Instalación actual, consumos y tarifa.
2.1 Instalación
La instalación cuenta con una bomba sumergible de 15HP (11Kw) de 6” que funciona desde
hace 8 años. La misma eleva el agua a un tanque que a su vez por rebalse alimenta a otro y
de este se alimenta el sistema de distribución de la red de agua del barrio. La capacidad total
de almacenamiento es de 60000litros.
Figura 1- Tanque de agua

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2.2 Consumos
Tabla 1. Consumos mensuales
Fuente: Elaboración propia
2.3 Tarifa
Por los valores de consumo el sistema se encuadra en la tarifa: T1G : servicios generales altos
consumos mayores de 2000KWh. El valor de la tarifa al mes de marzo de 2016 es de
1,0882$/Kwh con un cargo fijo de 399,58. Sin subsidio.
3. Eficiencia energética
Las alternativas posibles para hacer eficiencia sobre el sistema están dadas por: actuar sobre
el componente bomba propiamente dicho y su eficiencia, sobre el cuadro tarifario y sobre el
consumo de agua por parte de los usuarios.
3.1 Componente Bomba
La misma tiene una antigüedad de 8 años aproximadamente, su rendimiento original es de
78% por lo cual su eficiencia actual al reducirse entre un 10 y 15% [7] sería de
aproximadamente entre un 66% y 70%, actualmente una bomba de similares características
tienen una eficiencia de 81%. Por lo tanto nos es posible hacer al momento un análisis de
disminución de consumo teniendo en cuenta el rendimiento, pero si se aconseja que al
momento de una reparación o final de su vida o un incremento importante del consumo por
alguna falla, evaluar la posibilidad de instalar una bomba nueva en relación a los costos de la
reparación y que esta bomba sea la de mayor eficiencia disponible en el mercado en relación a
su prestación y costo.
3.2 Cuadro tarifario
Estudiando el cuadro tarifario actual para la zona , según el Anexo 32 Cuadro tarifario de
referencia área norte [8] y el rango de consumo de energía la tarifa que está en vigencia esta
dentro del rango facturado. Dado que la potencia es de 11KW existe la posibilidad de pasar a
la tarifa T2 - MEDIANAS DEMANDAS (de 10 KW a menos de 50 KW de demanda) para lo

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cual habría que hacer que la bomba funcione solo en horario fuera de pico de esa forma se
pagaría por potencia en hora fuera de pico y energía en hora fuera de pico. Si tomamos como
referencia por ejemplo febrero de 2016 con un consumo de 2170kWh al valor de
1,0882$/Kwh con un cargo fijo de 399,58 sin sumar los impuestos se pagaría $2760 y si se
estuviera en tarifa T2 con Cargo por Potencia Fuera Pico 42,57 $/KW-mes; Cargo Variable
por energía demandada Fuera de Pico 0,4376 $/KWh y Cargo Fijo 408,56 $/mes se pagaría
$1869 por lo cual habría un ahorro de $891 en el mes, si lo hacemos para la energía
consumida en el año 2015 los valores serían para la tarifa actual T1G de $ 32489 y para la
tarifa T2 de $ 22171, lo que daría un ahorro anual de $10318.
3.3 Forma de consumo
Del análisis de la energía consumida, la potencia de la bomba y el caudal se deduce el
consumo de agua anual que es de 25762m3. Por lo tanto estimando una población de 600
habitantes en el barrio, el consumo promedio por habitante y por día es de 120 litros. La
Organización Mundial de la Salud manifiesta que un valor de 100litros/persona /día es de un
acceso óptimo para el Nivel del servicio y con un Nivel del efecto en la salud Muy bajo, la
cual permite satisfacer las necesidades de consumo (para bebida y preparación de alimentos) e
higiene básica. [9] Esto implica que si bien este valor de 120 litros/persona /día es posible
de reducir y en consecuencia se reduciría el funcionamiento de la bomba, el mismo se
encuentra dentro de los valores aceptables.
4. Cálculo de la instalación solar fotovoltaica
4.1 Información inicial
Para el cálculo de la instalación solar fotovoltaica se parte de los valores de consumo de la
bomba y la radiación solar incidente.
Radiación solar : Con la base de datos históricos de la estación meteorológica de la Facultad
Regional Delta [10] , se procesan los registros diarios de radiación solar para todos los meses
del año 2015, de los cuales se obtienen los valores promedio mensuales de la radiación solar
expresados en horas pico solar-HPS
Tabla 2. Horas pico solar -HPS
Mes ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
HPS 5,92 5,07 4,37 3,60 2,50 2,02 2,16 2,55 3,73 4,58 5,38 6,78
Fuente: Elaboración propia
Consumo de energía: Se tomó en cuenta para el análisis el consumo de energía del año 2015,
ver Tabla 1.
4.2 Calculo del número de paneles [11]
Se determinó el número de paneles necesarios para tres situaciones: el mes de menor
radiación solar, junio; el mes de diciembre con la mayor radiación solar y para cubrir toda la
energía demandada por la bomba durante un año, tomando como referencia el año 2015.
Se tienen en cuenta: La energía consumida por la bomba, la radiación solar expresada en HPS,
un factor que tiene en cuenta los rendimientos de los componentes de la instalación, otro que
tiene en cuenta los días nublados, y la potencia del panel considerado, de 260 vatios-pico-Wp

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Tabla 3. Resultados del cálculo para los meses más críticos y la energía anual
Análisis Tipo
Rad HPS Número
de paneles
Potencia del inversor
[Kw]
Junio Rad. Solar
2,023 144 35
Diciembre
Consumo de
energía
6,785 64 12
Año 2015
Consumo de
energía Anual
-- 84 20
Fuente: Elaboración propia
Del resultado mostrado en la Tabla 3 surge lo siguiente:
Si se tomara en cuenta para el cálculo el mes de julio resultaría el autoabastecimiento para
todo el año y quedaría un saldo de energía que permitiría ser inyectada a la red en varios
meses del año.
Si se tomara en cuenta solamente el mes de diciembre en los meses de invierno tendríamos un
déficit de energía que deberíamos cubrir con la red.
En el tercer caso cubriríamos todo la demanda anual en promedio, con lo cual, tomando en
cuenta que inyectamos a la red se compensaría el consumo totalmente
Sistema de Baterías: Si bien se tendrá en cuenta la instalación fotovoltaica conectada a la red,
se realizó el cálculo de las baterías necesarias en el supuesto que se deseara el
autoabastecimiento sin conexión a la red.
Tabla 4 Dimensionamiento del banco de baterías
Características Dimensiones
Tiempo de Autonomía 6 días
Banco de baterías Capacidad 191Ah/día
Tensión 380Vcc
Capacidad de la Batería
asignada
12V-165Ah
Numero de Baterías Paralelo 2
Serie 32
Fuente: Elaboración propia
De cálculo surge que el total de baterías a utilizar sería de 64 baterías de 165Ah, 12Vcc.
4.3 Escenarios de venta de la energía a la red
La venta de energía fotovoltaica de generadores de baja potencia que inyecten a la red aún no
se encuentra regulada, solo en algunas provincias lo han implementado. Por lo que el análisis
económico se enfocará en los siguientes posibles escenarios:
a) Venta de la energía al precio de distribución. Esta alternativa representa el ingreso por la
venta de energía al precio que hoy la cooperativa eléctrica le factura al barrio por el
consumo de la bomba.
b) La tarifa incentivo de la Provincia de Santa Fé. Se estudia el caso si se implementara el
cuadro tarifario de incentivo a las instalaciones fotovoltaicas, el cual consiste en una tarifa
diferencial durante los primeros cinco años de la instalación, luego tarifa normal, de esta
forma promete lograr el repago de la instalación dentro de los cinco años.

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c) Tomando como valor mínimo de pago por la generación el que se desprende del Artículo
12 de Ley de energías renovables 27191. [4]
d) El precio de venta del mercado SPOT MEM. Se estudia el caso que si se implementase el
mismo precio que en el mercado eléctrico mayorista, es decir como un generador
convencional. [12]
e) Teniendo en cuenta el valor medio del costo del combustible (gasoil) para generación
distribuida en el año 2014[13]
Tabla 5 Precio de venta por kWh para cada escenario
Escenarios Descripción Precio de Venta por KWh
a De la cooperativa eléctrica Ar$1,088
b Incentivo Prov. Santa Fé Ar$5,5(hasta año 5),
Ar$0,98(en adelante)
c Ley de energías renovables 27191. Min113
U$/MWh
Ar$1,58
d Venta al MEM para mayores de 300KW
317Ar$/MWh [12]
Ar$0,317
e Costo de combustible generación distribuida
año 2014 154U$/MWh
Ar$2,156
Fuente: Elaboración propia
4.4 Análisis de amortización
Para facilitar el cálculo, se emplean valores en moneda norteamericana, promedios de costos
obtenidos de plantas FV preexistentes, proyectadas en la Región y España
El valor de los componentes importados, paneles he inversor, se obtienen de indagar los
precios libre a bordo-FOB con un promedio de 50% por sobre los mismos para su
importación y corroborando con la consulta a importadores de los mismos.
El costo de la instalación y la mano de obra promedia el 32% del costo total de los materiales
importados. [14]
Para la evolución del precio de la energía y parámetros económicos: Se considera in índice de
precios al consumidor-IPC del 3%. Para el cálculo del VAN se considera un interés del 6%
La pérdida de rendimiento de los paneles: según lo que manifiestan la mayoría de los
fabricantes de paneles que ofrecen una garantía del 80% del rendimiento de generación a 25
años, que hoy es prácticamente un estándar del mercado, lo que representa un decaimiento
promedio del 0,8% anual en la producción de energía.
Los gastos de mantenimiento: se estima un gasto anual de mantenimiento del 0,25% del valor
de la instalación a partir del cuarto año, y un valor de prima de seguro del 0,2% sobre el valor
de la instalación. [15].
De lo anterior surge que la instalación tiene un campo solar de una potencia de Pico de
21420Wp, con un costo de 2,29 U$/Wp y un costo total de U$49.104,40.
4.4.1 Resultados
La instalación tiene un campo solar de una potencia de Pico de 21420Wp, con un costo de
2,29 U$/Wp y un costo total de U$49.104,40.

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Tabla 6 Resultado año de repago
Escenarios TIR a 10 años VAN a 25 años TIR a 25 años Año Repago
a
-14,5% $54.545,36 0,82% 22
b
6,9% $98.610,75 11,0% 4
c
-7,5% $91.117,74 5,0% 15
d
-29,0% $14.267,14 -7,4%
>25 Años
e
-2,4% $125989,08 8,2%
11
Fuente: Elaboración propia
4.5 Instalación propuesta
Si bien se conocen diferentes alternativas para conectar el sistema al red y su medición como
Medición con balance neto y Medición feed in tariff (doble medidor)[16], se adopta lo
propuesto en el proyecto PROINGED de la provincia de Bs.As. que “El generador
fotovoltaico necesita dos medidores ubicados entre el inversor y la red: uno para cuantificar la
energía que se genera e inyecta en la red (para su posterior remuneración), y otro para
cuantificar el pequeño consumo del inversor fotovoltaico en ausencia de radiación solar
(también garantiza a la compañía eléctrica posibles consumos que el titular de la instalación
pudiera hacer). El suministro de electricidad al edificio se seguiría realizando desde la red
eléctrica, con su propio medidor, siendo una instalación totalmente independiente y en
paralelo con la instalación fotovoltaica”. [17].
Figura 2 Esquema de conexión a la Red
Fuente: Elaboración propia
3
Inversor Contador de
energía (venta)
Array 1 Array 2
Contador de
energía (Bomba)
Distribuidora de
energía
Wh
Wh
Bomba
Tablero
Bomba
Wh
Contador de
energía (compra)

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Figura 3 Imagen de la instalación propuesta
Fuente: Elaboración propia
5. Conclusiones y recomendaciones
Desde el punto de vista de la eficiencia energética se propondría para el caso de la
componente bomba en un futuro instalar una bomba de máxima eficiencia para que ante el
decaimiento probado este sea el menor posible en los años de su vida útil.
En relación a la tarifa si el contrato actual lo permite se podrá hacer el cambio de tarifa T1G a
T2, que a los valores actuales el ahorro económico sería del 31,7%.
En relación al consumo de agua de los habitantes del barrio de aproximadamente unos 120l/d
no se recomienda tomar ninguna acción dado el análisis realizado en el punto 3.3.
Sobre la instalación solar fotovoltaica propuesta, se adopta la que contempla un campo solar
de 84 paneles con una potencia de 21420Wp y un inversor de 20kW. Esta instalación cubre la
demanda actual; la conexión a la red se realizaría, como lo propone el programa PROGEN de
la provincia de Bs.As., con dos medidores para el sistema y uno para el consumo de la bomba
como se realiza actualmente. Considerando la tarifa propuesta por la Provincia de Santa Fe el
repago sería en 4 años y si se tomara el propuesto por la ley sería de 15 años y teniendo en
cuenta el valor medio del costo del combustible (gasoil) para generación distribuida en el año
2014 sería de 11años. En consecuencia una instalación de este tipo es viable , ya que si
tomáramos una tarifa intermedia entre estas y la inversión tendría un repago por ejemplo
de10 años, quedarían por la vida útil de los sistemas 15 años para la venta de energía a la red
a un valor diferencial con el costo de la tarifa pagada por el consumo; si suponemos que el
valor de cada una sigue el mismo porcentaje de aumento en los siguientes años.
Finalmente podemos expresar entonces, luego de todo el estudio, que es viable este tipo de
instalaciones en el país si la ley vigente, la propuesta por el diputado Villalonga para los
sistemas GDEE y las reglamentaciones vigentes en otras provincias se adopta con tarifas
razonables para instalación conectadas a la red para potencias menores a los 300kW.
6. Referencias
[1] II Congreso Iberoamericano sobre Microrredes con Generación Distribuida de Renovables
– Conclusiones; 6 al 8 de octubre de 2014 en el Palacio de la Audiencia de Soria, España.
[2] Informe Anual 2015 CAMMESA http://www.cammesa.com

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III Congreso Argentino de Ingeniería – IX Congreso de Enseñanza de la Ingeniería - Resistencia 2016
[3] Proyecto IRESUD. http://iresud.com.ar
[4] http://servicios.infoleg.gob.ar/infolegInternet/anexos/250000-254999/253626/norma.htm
[5] http://servicios.infoleg.gob.ar/infolegInternet/anexos/250000-259999/259883/norma.htm
[6]http://www1.hcdn.gov.ar/proyxml/expediente.asp?fundamentos=si&numexp=2965-D-
2016
[7]http://www.inexa.es/documentos/ARTICULOS%20INTERES/DETERIORO%20DEL%20
RENDIMIENTO%20EN%20BOMBAS.pdf
[8] http://www.oceba.gba.gov.ar/Paginas/tarifas/bo_res_22_16_cuadros_tarifarios.pdf
[9] http://www.who.int/water_sanitation_health/diseases/wsh0302/es/
[10] http:meteo.frd.utn.edu.ar
[11] HUMBERTO RODRIGUEZ MURCIA, SURESH HURRY (1995) Manual de
entrenamiento en sistemas fotovoltaicos para electrificación rural. Bogotá: PNUD: OLADE:
JUNAC. 200p.
[12]http://www.energia.gob.ar/contenidos/archivos/Reorganizacion/informacion_del_mercad
o/publicaciones/mercado_electrico/mem/sintesis_mem.pdf
[13] Aportes para un sistema eléctrico eficiente y sustentable. Desarrollo industrial y de las
economías regionales. La hora de las Energías Renovables en la matriz eléctrica
argentina (2015). Cámara Argentina de Energías renovables.
[14] ESTHER SANZ LÓPEZ-ARGUMEDO (2009) Estudio técnico-económico de una
instalación solar fotovoltaica conectada a red de 5kw. Proyecto fin de carrera. Universidad
Carlos III de Madrid. España.
[15] María José Fernández Llobell (2012). Energías renovables: estudio de viabilidad de una
instalación solar fotovoltaica (huerto solar).Facultad de Administración y Dirección de
Empresas. Universidad Politécnica de Valencia. España.
[16] http://greenbugenergy.com/get-educated-knowledge/net-metering-and-feed-in-tariff-grid-
connections
[17] PROGRAMA PROVINCIAL DE INCENTIVOS A LA GENERACIÓN DE ENERGIA
DISTRIBUIDA (PROINGED). Documento de tecnologías habilitadas VM/VO (2011). p162
y p 277 http://proinged.org.ar/Archivos%20Descargables/ro/dt.pdf