El resumen describe una conferencia sobre ingeniería que se llevará a cabo los días 27 y 28 de junio de 2008 en Oberá, Misiones. La conferencia será organizada por el Consejo Profesional de Arquitectura e Ingeniería de Misiones y la Facultad de Ingeniería de Oberá de la Universidad Nacional de Misiones. Tratará temas relacionados con la matriz energética nacional y la energía eléctrica en Argentina.

1. Jornadas regionales de Ingeniería 2008
27 y 28 de Junio -Oberá Misiones
ORGANIZAN
Consejo Profesional de Arquitectura
e Ingeniería de Misiones
Facultad de Ingeniería de Oberá
Universidad Nacional de Misiones

2. ARGENTINA
MATRIZ ENERGETICA
NACIONAL
ENERGIA ELECTRICA
Autor: Ing Eduardo Soracco

3. Configuración de los
Sistemas
Eléctricos de Potencia

4. Principales Componentes Tecnológicos De La Red
Transmisión EAT
Central, Térmica, Hidráulica o
Nuclear
Transmisión AT
Subtransmisión
Transformadora132/33/13,2 kV
380/220 V

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

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 Energía anual
la curva monótona GWh
Diagrama carga de 8760 hs 1 año
diario
Potencia
MW
Potencia máxima del sistema
en el día
Energía
diaria
GWh
24 hs

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

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

9. Agenda Energética
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.

10. Se necesitan mas inversiones en Generación
Eléctrica . E.T. Transformadoras y Líneas de EAT
Fuerte crecimiento de la demanda y del PBI.
Caída en la producción de hidrocarburos y en
la relación R/P ( reservas entre 9 a 12 años)
(Coeficiente reservas probadas respecto a la
producción de hidrocarburos)

11. Antecedentes: Variación porcentual
del PBI en Argentina 1994 - 2007
15
10 8,8 9 9,2 8,5 8,7
5,52 5,13 7,5 3,55
5
PBI %
-0,8
0
-5 -3,4
-3,15 -4,4
-10 -10,9
-15
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
El crecimiento del PBI está íntimamente
año
relacionado con el crecimiento de la demanda de
energía, estimación del PBI para el año del 2008:
7%. (indicado a inicios de 2008, se habla de 1,5% menos)

12. AÑO 2007 DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA 18.345 MW
Y ENERGIA GENERADA TOTAL 108.467 GWh Factor de Carga= 0,675
19000
18000
17000
16000
15000
14000
13000
12000
11000
MW
10000
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Horas
E anual
Fc= ----------------------
Pmax * 8760 1 AÑO

13. Generación de Energía año 2006
105.158 GWh
7%
1%
51%
41%
TERMICA HIDRAULICA
NUCLEAR IMPORTACION
Fuente FUNDELEC CAMMESA

14. Generación de Energía año 2007
108.467 GWh
3%
6%
34%
57%
TERMICA HIDRAULICA NUCLEAR IMPORTACION
Fuente FUNDELEC CAMMESA

15. EVOLUCION DE FUENTES
DE GENERACION
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
2003 2004 2005 2006 2007
TERMICA HIDRO NUCLEAR IMPORTACION
Fuente Sec. Energía

16. EVOLUCION Del FACTOR DE CARGA
0,75
0,70
0,65
0,60
0,55
0,50
2003 2004 2005 2006 2007
años
Fuente FUNDELEC CAMMESA

17. Potencia Instalada y Demanda de Potencia (2006) NOA NEA
Región NOA Gi. 7,35% Gi. 8,98%
Generación Térmico 1572 MW Hidro 220 MW De. 6,75% NOA
NEA De. 4.73%
GenInst: 1792 MW-Demanda 1116 MW
BUENOS AIRES 12,4 %
Región NEA CENTRO
Generación Térmica 148 MW Hidro 2040 MW
COMAHUE 3,8% Gi . 8,7%
Gen Inst: 2.188 MW- Demanda 783 MW De. 8,78%
Región Centro
PATAGONIA 4,8% LITORAL
Generación Térmica 565 MW Hidro 918 MW
Nuclear 648 MW
CUYO CENTRO
Gen Inst: 2.131 MW-Demanda 1453 MW Gi. 5,9%
CUYO CBA-LIT-BA
EA
Región CUYO NOA 6,6% De. 5,57%
Generación Térmica 584 MW Hidro 857 MW
OLITANA
Gi. 41,3%
8% Gen Inst: 1.441 MW- Demanda 921 MW De. 65,28%
BUENOS AIRES
Región CBA-LIT-BA NEA 4,5%
Generación Térmica 8757 MW Hidro 357 MW
Comahue
Nuclear 945MW COMAHUE
Gen Inst:: 10.059 -Demanda 10792MW
CENTRO 8,1% COMAHUE
Región Comahue
Generación Térmica 1318 MW Hidro 4647 MW Gi.24,5%
Gen Inst: 5.965 MW-Demanda 636 MW De.3,84%
PATAGONICO
Región Patagónica
UY0 5,8% LITORAL 12,3 %
Generación Térmica 257 MW Hidro 519 MW PATAGONICO
Gen Inst: 776MW-Demanda 829 MW Gi. 3,18%
De. 5 %
Potencia Instalada; 24.352 MW
Maxima Potencia generada: 17.350 MW
Fuente: Secretaría de Energía
Potencia simultanea en el MEN: 16.530 MW

18. 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
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

19. Datos Parciales 2008 del SADI
Generación en %( Energía) Potencia
TERMICA HIDRAULICA NUCLEAR IMPORT. Pmax MW
Enero 65,7 26,7 7 0,7 15.698
Febrero 67,9 24,6 7 0,5 17.930
Marzo 70,3 23,7 5,6 0,5 16.000
Abril 66,7 27,2 5,7 0,4 17.129
Mayo 60 28 7,6 3,4 18.670
Fuente FUNDELEC CAMMESA

20. Tasa evolución de demanda de Energía Eléctrica, Agentes MEN; en el 2007, hubo
restricciones de 1200 MW que afectaron a los grandes usuarios, por eso la tasa fue de
5,5% en vez del 7,5% esperada.( en negro evolución del PBI)
7,50 7,60 7,90 7,30
7,00 6,60
10,00
6,70
6,30
8,00
7,00
7,50 7,60
7,90
7,30
5,80 5,90 5,50
6,60 6,70
6,30
6,00 5,60
4,70 4,60
5,80 5,90 6,20
5,60
4,00
2,00
3,60
2,30 4,70 4,60
0,00 3,60
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
-2,00
-2,00
2,30
8,8 9,0 9,2 8,5 8,7 7,0
-4,00
7,5
5,5 5,1 3,6
-2,00
-0,8
92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08
-3,2 -3,4 -4,4
-10,9
Fuente FUNDELEC CAMMESA la tasa 2008 es estimada

21. Año 2007 evolución del consumo de energía mes a mes, en el MEM
7
10 8,3 7,3 8,6
7,5 7,2
10,00 8 5,2 5,8
8,00
7,00
6,60
7,50 7,60
7,90
6,70
6,0 7,30
6
6,30
5,90 6,20
4,3
5,60 5,80
6,00
4,70 4,60
%
4,00 3,60
2,30
3,2
2,00
0,00
4 3,0
-2,00
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
0,9
-4,00
2 -2,00
0
e
lio
nio
o
Fe o
zo
ril
e
Oc e
o
No bre
to
br
er
er
br
br
ay
Ab
Ju
os
ar
Ju
m
br
En
m
m
tu
M
M
Ag
vie
c ie
tie
Se
Di
Fuente FUNDELEC CAMMESA

22. Participación de las regiones en el consumo total,
año 2007 (total 100%)
4,3
12,9
7,3
5,5
8,3
4,2
13,1
6
Int BS As 12,9% 38,5 Centro 8,3%
Comahue 4,2% Cuyo 6%
CABA y GBA 38,5% Litoral 13,1%
NEA 5,5% NOA 7,3%
Patagonia 4,3 %
Fuente FUNDELEC CAMMESA

23. Tasa de crecimiento del consumo de energía eléctrica
por tipo de usuario en el MEN. año 2007
6,5
1 ,8
1
-6
3,8
8,5
6,9
Residencial 11,8% Alumbrado público 3,8 %
Comercio e Industria T1 6,9% Industria T2 8,5%
Grandes Usuarios -6 % General 6,5 %
Fuente FUNDELEC CAMMESA

24. Participación por tipo de usuario (total 100%)
10
36,9
21,2
3,7
28,1
Residencial 36,9% AP 3,7%
Comercio e Industria 28,1% Grandes Usuarios 21,2 %
General 10%
Fuente FUNDELEC CAMMESA

25. Datos Parciales 2008
MEM NEA
interanual mensual interanual
01del 08 Vs. 01 del 07 Resp. mes anterior 01del 08 Vs. 01 del 07
Enero 4,9 2,9 4,6
Febrero -4,9 7 1,5
Marzo -0,5 -1,5 -1,5
Abril -3,6 3,4 -3,1
Mayo 5,9 -0,1 4,8
Fuente FUNDELEC CAMMESA

26. EVOLUCION ENERGETICA POR REGIONES
Int Bs CABA,
Centro Comahue Cuyo As NOA NEA LP Litoral Patagonia
GBA
2004 7,81 5,7 9,28 5,76 9,62 9,04 5,21 7,1 ------------
2005 6,08 0,24 5,02 7,1 6,77 8,88 6,25 6,73 ------------
2006 6,3 6,19 5,07 4,67 6,55 7,88 5,31 7,37 ------------
2007 7,53 8,71 2,6 4,02 8,53 9,37 7,43 5,2 -14,86
Patagonia esta considerada desde su interconexión al MEM
Fuente FUNDELEC CAMMESA

27. 2008 EVOLUCION ENERGETICA
POR REGIONES Interanual en %
Centro Comahue Cuyo Int Bs As NOA NEA CABA, LP Litoral Patagonia
GBA
Enero 11,3 10,9 0,1 4,6 7,8 4,6 4,7 10,9 -23,5
Febrero 9,8 18,7 1 8,7 6,6 1,5 8,7 10,4 -12,6
Marzo 2,35 11 1,7 1,24 1,25 1,5 2,16 3,22 -19,1
Abril 6,9 9,8 3,3 2,2 2,1 -3,1 4,8 5,4 -12,2
Mayo 0,1 1,1 0,4 -1,7 1,3 4,8 -1,4 2,4 0,3
Fuente FUNDELEC CAMMESA

28. Datos Parciales 2008
Interanual mes
2008 vs 2007 Febrero Marzo Abril Mayo
Residencial hasta 10 kW 10,50% 6,60% 6,40% 4,50%
General hasta 10 kW 6,80% 3,50% 3,80% 3,10%
Industria y Comercio
( 10 kW a 300 kW) 7,10% 4,90% 5,00% 4,50%
Industria > 300 kW 1,40% -3,20% -4,30% -5,10%
Alumbrado Público 3,80% 1,20% 1,40% 1,30%
Compra directa al MEM 2% 2% 2% 2%
Fuente FUNDELEC CAMMESA

29. Evolución de la Potencia Máxima respecto a la Potencia Firme y a la
Potencia Instalada
MW Potencia Máxima año 2007 18.345 MW
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
años
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Pot max Pot firme Pot inst
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 y la reserva fría de 20 min, un 10% por sobre la demanda
máxima prevista.

30. Fuente Secretaría de Energía
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
Ingentes esquel 0,00 50,00 50,00
Ingentes 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

31. 2008 termica + hidro 800
2009 termica + hidro 4.160
2010 termica + nuclear 1.121
2011 0
2012 0
2013 0
2014 0
2015 0
2016 0
2017 0
2018 0
2019 0
2020 0
2021 0
2022 0
2023 0
2024 0
2025 0
2026 0
6.081 MW

32. Proyección de la demanda de Potencia en MW
en base a las tasas de la Secretaria de Energía.
Fundelec indicaba a principios de año, que para el
2008 el pico de potencia superaría los 19.000 MW.
En junio 2008 se está importando de nuevo de
Brasil alrededor de 1000 MW
El 23 de junio con 8,4°C a las 19 y 37 hs; la demanda
de potencia fue de 19.126 MW y todavía faltan los
meses de Julio y Agosto. Pico histórico.
Considerando las tasas medias de evolución de la
Secretaria de Energía que desde la fecha hasta el
2026 ( 18 años) estiman un incremento medio anual
del 3,3%.
Con estas condiciones estamos hablando de un valor
estimativo de demanda de potencia en el año 2026 de
33.800 MW, 15.400 MW sobre el pico 2007, un 84 %
más .

33. Potencia instalada, Potencia firme estimada Vs.
Demanda de potencia esperada ( todo en MW) Tasa media 3,3%,
se agregaron a fines del 2007, 2000 MW de potencia que estaba indisponible
MW
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
potencia Max esperada potencia instalada potencia firme estimada

34. PICOS DE POTENCIA
MW NACIONAL
año MW
2003 14.185
2004 15.032
2005 16.143
2006 17.395
2007 18.345
Tasa 5 años 6,80%
Tasa puntual 06/07 5,5%

35. Consideraciones sobre el
crecimiento energético
La tasa puntual de crecimiento energético del año2006 al
año 2007 fue de 5,5%, considerando 1200MW de
restricciones cuando la esperada era 7,5%
La Tasa media de los últimos 5 años de la evolución
energética es del 5%
La tasa media de potencia máxima de los últimos 5 años
fue de 6,8%
La tasa puntual de crecimiento energético año 2007a 2008
se estima en 7,3 %
La tasa promedio de PBI en los últimos 5 años es de
aproximadamente 8,8%, una de las más elevadas de
Latino América. La estimada 2008 7%
La tasa media estimada de la Secretaria de Energía de la
Nación, 3,3% hasta el 2026

36. De acuerdo a la UIA Unión Industrial Argentina, para
sostener 5% de crecimiento económico se deben
incorporar hasta el año 2016, 1000 MW/año, importar
petróleo a partir del 2009, incrementar la compra de gas
a Bolivia y realizar inversiones el sector energético del
orden de 2.650 millones U$S/año.

37. Según el Instituto de investigación en Ciencias
Sociales de la Universidad del Salvador (IDICSO)
Afirma que para el año 2024 se necesitará incrementar la
potencia del sector eléctrico en 42.000 MW por sobre la
potencia instalada de 24.600 MW. Correspondiente a una
firme de 20.700MW ( sumando la firme mas la prevista
por IDICSO dos da un total de 62.700MW), esto implica
una tasa de crecimiento energético media de mas del 7%
anual sostenida hasta el año 2024. ( 2600 MW/año)

38. El ingeniero Gerardo Rabinovich perteneciente al
Instituto Argentino de la Energía General Mosconi
de la Universidad de Belgrano.
El indica la probable composición del parque de
generación en Argentina para el año 2018.Con una
potencia instalada de 39.600 MW por sobre la base de
pot instalada de 24.600MW nov 2007.
Ciclos Combinados 21% (CC)
Turbinas de Vapor 16%(TV)
Turbinas de Gas 7%(TG)
Hidráulica 41% (CH)
Nuclear 6%(Nuc)
Renovables 8%(Ren)
Térmica total 44% frente al 57% del 2007

39. Esto implica un incremento de 15.000 MW:
CC 2130 MW
TV 1900 MW
Nu 1300 MW
CH 6400 MW
Ren 3200 MW
Total 15.000 MW para los próximos 10 años
(1.500MW/año) con una inversión de 2.000 millones
U$S/año hasta el 2018, (solo costos de Generación, no
está considerada ni la Transmisión, Transformación y
Distribución que se corresponde con esa demanda) y con
un análisis de un crecimiento de la demanda eléctrica del
4%.
Nota: como renovables están indicadas:
Eolica, Solar, Geotérmica, Mareomotriz, Biomasa,
Hidráulica hasta 30 MW entre otros.

40. 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%.
De esta manera tendremos plasmado un escenario
probable ante tantas alternativas posibles.

41. Análisis de sensibilidad de tasas promedio de
crecimiento para el estado de pico en MW, sin la
consideración de la energía disponible por año en GWh
55.000
MW
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
años
tasa 5,6% tasa 4,1% oferta firme tasa sec energia promedio 3,3%
Base tasas: CAMMESA-IDICSO USAL-UBA

42. Sobre la base año 2007 Pmax 18.345 MW,
108.467 GWh Fc: 0,675
Potencia firme estimativa fines 2007 20.700 MW
Base tasas: CAMMESA-IDICSO USAL-UBA
tasa 3,30% mínima 4,10% media 5,60% máxima
%PyE Pot nec %PyE Pot nec %PyE Pot nec
año MW MW MW
2013 15,69% 3.249 24,73% 5.119 35,23% 7.293
2018 34,12% 7.063 51,61% 10.682 78,93% 16.338
2023 51,75% 10.712 76,60% 15.856 124,04% 25.676
2026 63,41% 13.127 90,18% 18.667 149,60% 30.966

43. Cuadro Tentativo ya que a la fecha no se posee cronograma de obras
55.000
Probable Pot
MW año INGRESOOBRAS MW F irme
50.000
2007 20.700
2008 térmica + hidro 800 21.500
2009 Térmica + hidro 4.160 25.660
45.000
2010 térmica + nuclear 1.121 26.781
2011 Eolica 100 26.881
2012 Eolica 300 27.181
40.000 2013 Eolica 300 27.481
2014 Eolica 300 27.781
2015 Nuclear 800 28.581
35.000 2016 Nuclear 800 29.381
2017 El Chihuido 1.875 31.256
2018 Garabí 1/2 450 31.706
2019 Santa Maria 1/2 450 32.156
30.000
2020 Corpus 3.200 35.356
2021 Geotérmica 400 35.756
2022 Condor Cliff 1.400 37.156
25.000 2023 Geotérmica 300 37.456
2024 Geotérmica 300 37.756
2025 Paraná Medio 3.300 41.056
20.000 2026 Paraná Medio 2.300 43.356
Eolica 1.000 MW
años
15.000
Nuclear 1.600 MW
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Hidráulica 12.075 MW
tasa 5,6% tasa 4,1% oferta firme1 tasa 3,3% oferta firme2 Geotérmica 1.000 MW
15.675 MW
Aproximadamente 1000 MW/año

44. 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.

45. Si bien el actual plan energético nacional constituye un
paliativo para el abastecimiento eléctrico para un horizonte
menor a 10 años, (siempre cuanto se disponga de gas
natural, gas oil , diesel oil, agua en los embalses y
disponibilidad en el equipamiento de generación,
transmisión y transformación)
Aún la función del planeamiento a largo plazo( 25 años)
aún no se ha recuperado de manera sustancial dentro de la
estructura del estado.

46. La información por lo general esta fragmentada
y dispersa como para poder tener una idea
general.
No hay indicios de un inventario actualizado de
proyectos hidroeléctricos (Solo en Plan Energético
Nacional 2004-2008, se menciona como
proyectos hidroeléctricos superiores a 400 MW y
en revisión; a Corpus y Garabí).

47. Falta definición de estrategias sobre la participación de la
fuente nuclear en la producción de electricidad, el
Ministerio de Planificación Federal anunció que para luego
que ingrese Atucha II se construirá otra central Nuclear.
Atucha I deja de operar en los próximos años.
También ausencia de iniciativas privadas en materia de
inversiones en nuevas centrales térmicas.

48. “El abastecimiento Problemática del
transporte de Energía Eléctrica en extra
Alta Tensión”
El transporte de energía eléctrica en alta tensión
Operación - Restricciones - Perspectivas

49. Características de la Red
Red de Extra Alta Tensión
Y Alta Tensión
Longitud Total de líneas de 500,
330 y 220 kV:
11.700 km
Cantidad de EETT:
38
Cap. de transformación:
12800 MVA
Cantidad de líneas de
132 kV: 11.621 km
* (inc. transportistas independientes)

50. Características de la Red
Red de Extra Alta Tensión
Y Alta Tensión
Configuración básicamente
radial
El principal Centro de
consumo, GBA, está a gran
distancia de importantes
Centrales de bajo costo de
generación:
1000 - 1200 km desde el
Comahue.
900 km desde Yacyreta.
1200 km desde El Bracho
(NOA).

51. Y
Corredores de 500 kV
saturados El Bracho • GBA - Litoral - NEA
L
ASI
Resistencia Yacyretá
Rincón S.M.
BR
Garabí
Recreo
1000 MW (I)
• Litoral - Centro
Malvinas
+
1000 MW (II)
S.Tomé
Salto Grande
Luján C.
Elia San Javier
Rosario O.
G.Mendoza URUGUAY
CHILE
• Cuyo - Centro
Ramallo
Campana
Ezeiza
ARGENTINA Rodríguez
Abasto
Henderson
• Comahue - GBA
Olavarría
Puelches
E
B.Blanca
HU
Choele
Choel
MA
CO

52. G
U
A
Capacidad de transformación
Y
El Bracho
L
ASI
Resistencia Yacyretá
Rincón S.M.
BR
Garabí
Recreo
1000 MW (I)
+
Malvinas 1000 MW (II)
S.Tomé
Salto Grande
Luján C.
Elia San Javier
Rosario O.
G.Mendoza URUGUAY
CHILE
Ramallo
Campana Máquina única
Ezeiza
ARGENTINA Rodríguez
Amp. Seg. Res.SE 01/03
Abasto
Henderson
EETT saturadas
Olavarría
Puelches
Próximas a la saturación
UE
B.Blanca
Choele Amp. Aprob. ENRE
AH
Choel
M
Recién Ingresada
CO

53. Concepción del Mercado y sus
Efectos
La concepción del MEM fue
absolutamente liberal: procuró evitar
toda intervención centralizada y dejó
libre a las fuerzas del mercado la
responsabilidad de mantener el
equilibrio dinámico necesario entre
oferta y demanda.

54. Concepción del Mercado y sus Efectos
En teoría, con cada restricción de
transporte se generaría un fondo para
inversiones o una oportunidad de
negocios, que le permitiría al mercado
resolver cada uno de los problemas. Así,
las inversiones en ampliaciones de
transporte quedaron a cargo de los
usuarios de la red.

55. Concepción del Mercado y sus Efectos
Naturalmente esta concepción no
resolvió dos aspectos básicos de una
adecuada planificación:
•a) que las ampliaciones estén en servicio
cuando son necesarias y no después.
•b) que un sistema optimizado no es el
resultado de la suma de los proyectos
óptimos de los agentes.

56. 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

57. Aspectos críticos del transporte en alta
tensión
En general hay inconvenientes para
atenderse nuevos pedidos de demandas en
áreas industriales
Tan sólo incorporar un nuevo transformador
de rebaje de 500 kV insume como mínimo 2
años
Una línea de 132 kV y ET pueden demandar
3 años o más.

58. La Planificación en el MEM
Algunos Planes
El Plan Federal tuvo sus primeros antecedentes en
propuestas de la Guía de Referencia de Transener, para
dotar al SADI de mayor confiabilidad.
En la Guía 1998-2005 se propusieron las vinculaciones en
500 kV Comahue-Cuyo y NOA-NEA. En ambos casos se
sumaban como factores de interés para las inversiones
privadas hipótesis de exportación hacia países vecinos.
Luego el CFEE y la Secretaría de Energía se ocuparon de
ampliarlo e instrumentarlo.

59. La Planificación en el MEM
Algunos Planes
El “Plan Nacional de Obras de Transporte Imprescindibles para el
Período 2004-2008” fue elaborado en Julio de 2003 por ATEERA,
para colaborar con la Subsecretaría de Energía Eléctrica en la
búsqueda de una rápida respuesta a necesidades perentorias del
país, para que las redes de transporte no paralizaran su
reactivación.

60. La Planificación en el MEM
Algunos Planes
Luego el CFEE extendió el alcance de ese Plan más allá de las
jurisdicciones de los Transportistas creando el denominado “PLAN
FEDERAL DE TRANSPORTE ELÉCTRICO II”, el cual contiene un
plan de obras prioritarias para el período 2004 - 2008 para
garantizar el abastecimiento y eliminar las restricciones de
transporte en el corto y mediano plazo en los Sistemas Regionales
de Transporte Eléctrico.
Etapas del proyecto
 Etapa I: Recopilación de obras consideradas de interés o
prioritarias para cada jurisdicción del SEN
 Etapa II: Definición de los criterios a utilizar para la
evaluación de cada obra, determinación de los estudios
necesarios para validarlas, selección de las obras a ser
evaluadas en profundidad.
 Etapa III: Estudio de las obras seleccionadas,
ordenamiento según los resultados del análisis.
 Etapa IV: Formulación del Plan de Obras Prioritarias.
C.F.E.E. 3

61. PLAN FEDERAL LINEAS DE 500 kV NOA
NEA
NOA-NEA en licitación
BUENOS AIRES 12,4 %
RECREO-LA RIOJA:3,8%
COMAHUE
en construcción.
PATAGONIA 4,8% LITORAL
SAN JUAN MENDOZA:
CENTRO
AREA
Concluida.
EA NOA 6,6%
CUYO METROPOLITAN
OLITANA YACYRETA GBA
8%
en construcción BUENOS AIRES
NEA 4,5%
COMAHUE-CUYO
COMAHUE
en licitación CENTRO 8,1%
MEM-MEMSP: Concluida
PATAGONICO
CUY0 5,8% LITORAL 12,3 %
PUERTO MADRYN-PICO TRUNCADO
En construcción
PICO TRUNCADO-SANTA CRUZ
En licitación
Fuente: Secretaría de Energía
UNLP IITREE

62. Conclusiones
El sistema de transporte está muy exigido
(corredores saturados, problemas de tensión, falta de
capacidad de transformación).
Su operación es compleja. Debe recurrirse a
adaptaciones permanentes de la topología de la red,
al establecimiento de múltiples límites de transporte.
Se recurre al uso de automatismos de corte de
generación y de demanda, y de conexión/desconexión
de equipos de compensación de reactivo.

63. FUNDELEC opina que en los últimos años e
impulsado por políticas energéticas oficiales, el
transporte eléctrico se EAT Argentino viene
mostrando un gran crecimiento en cuanto a obras de
inversiones. Esto es fundamental para desarrollar una
estructura eléctrica mas acorde a las necesidades
actuales del país.
Fuente FUNDELEC

64. Desde 1992 al 2001 el sector eléctrico invirtió unos
12.500 millones de dólares lo cual permitió un
crecimiento del 68% en generación y del 40% en
distribución quedando postergado el sector
transporte.
Fuente FUNDELEC

65. En la actualidad es necesario también avanzar en
los otros dos sub-segmentos del sistema eléctrico
de potencia que son la generación y la distribución,
para así logra un crecimiento equilibrado que pueda
sustentar el crecimiento de la industria y la
economía Argentina.
Fuente FUNDELEC

66. ALGUNOS DATOS DEL NEA

67. SISTEMA INTERCONECTADO
DEL NEA ( 500 kV y 132 kV)
 GUAIRA
F
O
R
M CASCABEL
6 00 k
V
O OESTE
CC +/-
S Cascabel
A Caballero ITAIPU
Lambare x4
Ibarreta
Guarambare
Clorinda Foz Do
Chopin
Pirané
J.J. Castelli Pt. Iguazu S.CAXIAS
Paranambu
Uruguaí
El Colorado Wanda
REFERENCIAS
Tres Isletas Formosa P. Celulosa
C.A.Lopez
C H A C O Grl.J.de San Martín
Pato Branco
El Dorado
Pres.Roque Natalio Pt. Piray
Saenz Peña
ES
Líneas
ON
Pres. de San Isidro
la Plaza P.DE LA
SI
PATRIA Encarnacion P. Mineral
San Isidro
MI
Charata
A.del Valle
Líneas de 500 kV YACYRETA APIPE Roca
RESISTENCIA Corrientes
Posadas
Líneas de 500 kV en construccion Va. Angela Resistencia Norte Barranqueras
Ita-Ibate Obera
Guarita
CD 5 S. Isidro
S.Catalina RINCON
CD 6 Passo
Líneas de 220 kV SANTA Apostoles Sta.Rosa Fundo
MARIA
Líneas de 132 kV
Bella Vista CORRIENTES V.Virasoro
GARABI S.ANGELO
S. Tomé
Centrales y Estaciones Va. Ocampo
Transformadoras Sao Borja
Reconquista Goya
NUEVA La Cruz
MERCEDES
Macambara
E.T. 500 kV ROMANG
Paso de
los Libres
Estación Transformadora
S A N T ACalchaquí Curuzu Cuatia Alegrete
Esquina Monte
Central Térmica Vapor o TG Caseros
Crespo San Javier
Central Hidráulica Arrufó Conquistadores
FE
San Artigas
Justo
Central Nuclear Chajari
Arapey
Sta. Elena
Nelson
Nudos El Pingo ENTRE SGRA SGRU
Esperanza Concordia 4 Bocas
Santa Fé San Salvador
Conversoras SANTO
TOMÉ
San Carlos Paraná RIOS
Crespo
San José
Basavilbaso Paysandu
Payzume
Nogoya Concepcion
La Ribera
Arocena del Uruguay
Grl. San Martín
Refisan C.ELIA S.JAVIER

68. GENERACION NEA : 12,6% Vs LA NACIONAL
DEMANDA DE POTENCIA del NEA :
4,73% Vs LA NACIONAL
COMSUNO DE ENERGIA DEL NEA 5,5 % RESPECTO AL
CONSUMO NACIONAL
RELACION DE DEMANDA DE POTENCIA NEA VS
GENERACION NEA 35,8 %
TASA DE CRECIMIENTO AÑO 2007 9,3 % (NEA)
TASA DE CRECIMIENTO ESTIMADA PARA EL AÑO 2008
3,5 % (NEA) Nov 2007 a abril 2008
Fuente FUNDELEC

69. ALGUNOS DATOS DE MISIONES
DEMANDA DE POTENCIA PICO VERANO 07/08
1,6 % RESPECTO AL PICO INVIERNO NACIONAL 2007
ENERGIA CONSUMIDA AÑO 2007
1,41 % RESPECTO A LA NACIONAL.
TASA POTENCIA PICO ULTIMOS 5 AÑOS:
7,5 % (Misiones) > 6,8 % (Nacional)
TASA DE CRECIMIENTO ENERGETICO 2006/2007
9,3 % (NEA)> 6,51%(Misiones) > 5,5 % ( Nacional)
TASA de CRECIMIENTO ENERGETICO 5 AÑOS
8,28%( Misiones)>5%(Nacional)

70. Pmax año
350
300
250
P MW
200
150
100
50
0
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
año

71. Energía anual en GHh
1600
1500
1400
1300
1200
E GHh
1100
1000
900
800
700
600
500
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
año

72. Factor de Carga
0,60
0,55
0,50
0,45
0,40
0,35
0,30
0,25
0,20
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
año

73. Generación en el SIP. Contribución de fuentes
80,00%
72,33%
70,00%
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
14,29%
12,07%
10,00%
0,22% 0,33% 0,97%
0,00%
Termica Saltitos APSA SADI ANDE Urugua-I

74. Provincia Misiones distribución de energía por categoría de Usuarios
4,86% 7,49% 1-RESIDENCIAL 43,85%
2-COMERCIAL 11,69%
3-INDUSTRIAL 8,84%
4-GDES.US. 23,26%
5-AL.PUB. 4,86%
6-RESTO 7,49%
23,26% 43,85%
8,84% 11,69%
1-RESIDENCIAL 2-COMERCIAL 3-INDUSTRIAL
4-GDES.US. 5-AL.PUB. 6-Resto

75. Provincia Misiones distribución de Usuarios por categoría
1,54% 0,16% 1,46%
0,59%
6,85% 1-RESIDENCIAL 89,40%
2-COMERCIAL 6,85%
3-INDUSTRIAL 1,54%
4-GDES.US. 0,16%
5-AL.PUB. 0,59%
6-Resto 1,46%
89,40%
1-RESIDENCIAL 2-COMERCIAL 3-INDUSTRIAL
4-GDES.US. 5-AL.PUB. 6-Resto

76. Relación de Energías Oberá Vs Provincia y por categorías
12%
10,37%
9,65% 9,31%
10%
8% 7,34% 7,52%
6,69% 7,06%
6%
4%
2%
0%
AL
L
L
AL
.
o
.
US
UB
TA
IA
st
RI
CI
Re
NC
TO
S.
.P
ST
ER
DE
6-
AL
DE
DU
M
5-
G
SI
CO
IN
4-
RE
3-
2-
1-

77. Relación de Usuarios por Categorías Oberá Vs Provincia
18% 16,92%
16%
14%
12% 10,88%
10%
8% 6,47% 7,02%
6,21% 6,55%
6%
4%
2%
0,07%
0%
AL
L
L
AL
.
o
.
US
UB
TA
IA
st
RI
CI
Re
NC
TO
S.
.P
ST
ER
DE
6-
AL
DE
DU
M
5-
G
SI
CO
IN
4-
RE
3-
2-
1-

78. Relación demanda de Potencia Zona OBERA Vs E.T. OBERA
48,7%
Relación demanda de Potencia Zona OBERA Vs carga SIP
8,6%
Relación demanda de Potencia E.T OBERA Vs carga SIP
17,8%

79. NOTA SOBRE LA GENERACION DISTRIBUIDA
La misma esta integrada entre otras por
Energía eólica
Células de Combustible
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

80. ¿ A que responde esta circunstancia?
Se recuerda que Argentina, por la distribución de su
población concentrada en la CABA , GBA, zonas de
CORDOBA y zonas de SANTA FE; considerando además
que las fuentes de Generación se encuentran en general
alejadas de los Consumos; con el agravante de que la red
de Transmisión presenta topología de característica
radial ( más frágiles desde el punto de suministro
eléctrico).

81. Además no esta incentivado a Nivel Nacional
con el énfasis necesario, el desarrollo de las
fuentes alternativas de generación.
Por lo tanto presenta una diferencia sustancial
con 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
Y gran desarrollo de las fuentes de generación
alternativas que se constituyen en generación
distribuida.

82. Hay que tener en cuenta que si realizamos solo GD y
no reforzamos las líneas de Transmisión y Estaciones
Transformadoras, si la GD no esta 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

83. Conclusiones Finales
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.
Se debe volver a realizar planificación del
sistema eléctrico nacional de manera global a
largo plazo
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

84. 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
Esta 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.

85. 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.

86. 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.
La desregulación de la actividad de la energía
eléctrica fue la causante de los apagones de
California y la zona de Nueva York en los Estados
Unidos de Norteamérica.
Sr. Jim Burke Ingeniero de la ABB y miembro de la
IEEE
( Instituto de Ingeniería Eléctrica y Electrónica de
EEUU)

87. Referencia Bibliográfica
SECRETARIA DE ENERGIA PLAN ENERGETICO NACIONAL 2004 A 2008
PLAN FEDERAL DE TRANSPORTE ELECTRICO II
CAMMESA Compañía Administradora Mercado Eléctrico Mayorista Sociedad
Anónima
ADEERA Asociación Distribuidores Energía Eléctrica Republica Argentina
TRANSENER Transportista Energía Eléctrica
Ing. Eduardo Nitardi Gerente Técnico
Ing. Jorge Nizovoy Gerente de Planeamiento
FUNDELEC Fundación para el Desarrollo Eléctrico
UNIVERSIDAD NACIONAL DE LA PLATA IITREE-LAT Instituto Investigaciones
Tecnológicas Redes y Equipos Eléctricos. Lab. Alta Tensión. Fac. Ingeniería
UNLP. Ing. Patricia Arnera
INSTITUTO ARGENTINO DE LA ENERGIA GRAL MOSCONI, UNIVERSIDAD DE
BELGRANO Ing Gerardo Rabinovich
IDICSO Instituto de Investigación en Ciencias Sociales Univ. del Salvador
Ing. Alfredo Fernández Franzini Ex Director de CN Atucha I. Ing. José
Francisco Freda ex director Nacional de combustibles.
CNEA Comisión Nacional de Energía Atómica
SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA Ing Juan Angel Correa UNLP

88. Consejo Profesional de Arquitectura
e Ingeniería de Misiones
www.cpaim.com
Cpaim@arnet.com.ar
AGRADECE SU
ATENCION