1. Federación Argentina de la Ingeniería Especializada
Consejo Profesional de
Arquitectura e Ingeniería
de Misiones
Posadas Misiones 23 de Abril de 2010

2. Autores: Ing. Darío Beltramo e Ing. Eduardo Soracco.
Comisión de Energía y Medio Ambiente. CPAIM

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
M
3~
GD
3~
M
3~

5. Central, Térmica, Hidráulica o
Nuclear.( Generación Concentrada)
Transmisión AT
Subtransmisión G
3~
Transformadora132/33/13,2 kV
380/220 V
GD GD
3~ 3~
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 Energía anual
la curva 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
~
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.
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. 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.
Primer trimestre 2010, fuerte recuperación
de la demanda energética.
Caída en la producción de hidrocarburos y
en la relación R/P ( reservas entre 7 a 10
años)(Coeficiente reservas probadas
respecto a la producción de hidrocarburos)

13. DATOS HISTORICOS
POTENCIA
ENERGIA
PBI

14. Evolución de la Tasa Interanual de la Demanda de Energía Eléctrica,
Agentes MEN
10,0
7,9
8,0 7,5 7,6
7,0
6,6 6,7
6,3
5,8 5,9
6,0 5,6 5,50
4,7 4,6
4,0 3,6
2,9
2,3
2,0
0,0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
-1,3
-2,0
-2,0
92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09
-4,0
Fuente FUNDELEC CAMMESA

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

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
10
5
0
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
-5
años
-10
-15
tasa energ PBI
Fuente FUNDELEC CAMMESA

17. Evolución de las Tasas del consumo de Energía Eléctrica en el MEM
Comparación años: 2007 Vs 2008 Vs 2009.
10
8,6
7,5 8,3 7,3
7,2 7,8
8
5,2 7 6,0
5,8 6,2
6 4,3
4,9 3,2
4,20 4 4,20
4 3,4
3,0
-0,9
-0,1 1,5
2
1,3 0,9
0 -0,5
-0,33
-0,67
-2 1,1
-1,00 -2,76
-4 -1,00 -2,20 -3,15
-3,90
-3,20
-6 -5,60
-8
En Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Comparación anual
Fuente FUNDELEC 2008 Vs 2007 +3.04%, 2009 Vs 2008 -1,3%

18. Evolución de las Tasas del consumo de Energía Eléctrica primeros tres
meses del año 2010 agentes del MEM.
8,0%
7,2%
7,0%
6,5%
6,2%
6,0%
5,0%
4,0%
3,0%
2,0%
1,0%
0,0%
1 2 3
Enero Febrero Marzo
El primer trimestre de 2010 acumula un incremento del
Fuente FUNDELEC consumo energético del 6,6%

19. Participación de las regiones en el consumo total,
(total 100%)
4,30 Int BS As 12,9%
7,30 12,90
Centro 8,3%
5,50
8,30 Comahue 4,2%
Cuyo 6%
13,10 4,20
CABA y GBA 38,5%
6,00
Litoral 13,1%
NEA 5,5%
NOA 7,3%
38,50
Patagonia 4,3 %
Fuente FUNDELEC CAMMESA(2009 no esta disponible)

20. Participación por tipo de usuario (total 100%)
10 Residencial
36,9 36,9%
21,2 AP 3,7%
Comercio e
Industria
28,1%
Grandes
Usuarios
21,2 %
3,7 General 10%
28,1
Fuente FUNDELEC CAMMESA(2009 no esta disponible)

21. EVOLUCION SADI 2009
ENERO SADI NACION SADI NEA SADI MISIONES
INTER ANUAL -1,00% 2,20% S/D
FEBRERO SADI NACION SADI NEA SADI MISIONES
INTER ANUAL -2,20% 5,40% 17,80%
MARZO SADI NACION SADI NEA SADI MISIONES
INTER ANUAL 4,20% 15,90% S/D
ABRIL SADI NACION SADI NEA SADI MISIONES
INTER ANUAL -2,20% 13,50% 10,10%
MAYO SADI NACION SADI NEA SADI MISIONES
INTER ANUAL -3,90% 5,00% S/D
JUNIO SADI NACION SADI NEA SADI MISIONES
INTER ANUAL -1,00% 4,10% S/D
JULIO SADI NACION SADI NEA SADI MISIONES
INTER ANUAL 4,20% 12,60% S/D
AGOSTO SADI NACION SADI NEA SADI MISIONES
INTER ANUAL -3,20% 8,50% S/D
SETIEMBRE SADI NACION SADI NEA SADI MISIONES
INTER ANUAL -2,80% -2,20% -24,60%
OCTUBRE SADI NACION SADI NEA SADI MISIONES
INTER ANUAL -0,70% 2,50% -25,60%
NOVIEMBRE SADI NACION SADI NEA SADI MISIONES
INTER ANUAL -3,40% 7,30% -29,90%
DICIEMBRE SADI NACION SADI NEA SADI MISIONES
INTER ANUAL -0,30% 4,90% -11,40%
TOTAL 2009 Vs 2008 SADI NACION TOTAL 2002 Vs 2001 SADI NACION
-1,30% -2,00%

22. AÑO 2009: DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA 19.566 MW, incremento +2,3%
Y ENERGIA GENERADA TOTAL 111.307 GWh, incremento de - 0,9%
Factor de Carga = 0,65, incremento del – 3,13%
MW
20000
19000 19.566 MW
18000
17000
16000
15000
14000
13000
12000
11000
10000
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
hs
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000.

23. Participación de las Fuentes de Generación de
Energía Eléctrica años 2003 a 2009, porcentual.
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
TERMICA HIDRAULICA NUCLEAR IMPORTACION
Fuente FUNDELEC CAMMESA

24. Participación de las Fuentes de Generación de Energía
Eléctrica, evolución mensual año 2009, porcentual.
80% Fuente FUNDELEC CAMMESA
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Termica Hidro Nuclear Import

25. Participación de las Fuentes de Generación de Energía
Eléctrica, año 2009, porcentual.
IMPOR
1,80%
NUCLEAR
6,80%
HIDRAULICA 36,20%
TERMICA
55,10%
Fuente FUNDELEC CAMMESA

26. Participación de las Fuentes de Generación de Energía
Eléctrica, Enero, Febrero y Marzo del año 2010, porcentual.
70,00%
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
1 Fuente FUNDELEC CAMMESA 2 3
Témic a Hidraulic a Nuc lear Importac ión

27. EVOLUCION Del FACTOR DE CARGA
Si el factor de carga disminuye implica aumento de
demanda residencial versus la industrial
0,75
0,69
0,70
0,67
0,72 0,72 0,72 0,65
0,65
0,67
0,60
0,55
0,50
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Fuente FUNDELEC CAMMESA

28. EVOLUCION DE LA POTENCIA
INSTALADA no FIRME
EN EL SADI EN MW
2006 24.354 MW
2007 24.406 MW
2008 25.364 MW
2009 26.271 MW ( abril 2009)
Fuente CNEA

29. AREA TV TG CC DI TER NU HID TOTAL
CUYO 120 90 374 584 868 1452
COM 578 741 5 1324 4647 5971
NOA 261 880 828 62 2031 220 2251
CENTRO 200 417 68 25 710 648 918 2276
GB-BA-LI 3857 674 5413 123 10067 357 945 11369
NEA 26 68 94 2040 2134
PATAG 236 63 299 519 818
SADI 4438 2901 7487 283 15109 1005 10157 26271
POTENCIA INSTALADA en MW, Abril 2009 FUENTE CNEA

30. 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

31. Evolución de la Potencia Máxima respecto a la Potencia Firme y a
la Potencia Instalada
MW
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Pmax Pinst Pfirme años
En la potencia firme esta considerada la operada y la reserva rotante

32. 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
Energía: Tasa puntual 09/08 -0,9 %
Tasa media 5 años 2,6 %
Potencia: Tasa puntual 09/08 2,3 %
Tasa media 5 años 4,9 %

33. 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.

34. 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

36. DATOS SECRETARIA DE
ENERGIA DE LA NACION

37. 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

38. 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

39. 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 39

40. 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
Secretaria de Energía

41. 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 41

42. SECTOR HIDRAULICO

43. Proyectos Binacionales Hidroeléctricos
CORPUS
2880 MW – 19000 GWh
Ingreso: (2020?)
GARABÍ y RONCADOR
2300 MW – 11000 GWh
Ingreso: 2016
43
Secretaria de Energía

44. 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 44

45. Relanzamiento del Plan Hidroeléctrico Nacional
CONDOR CLIFF
40 MW – 3100 GWh
Ingreso: Dic/15
LA BARRANCOSA
600 MW – 1900 GWh
Ingreso: Dic/16
Secretaria de Energía 45

46. 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 RONCADOR 2300 MW – 11000 GWh Ingreso: 2016, FU: 54,6%
CORPUS 2880 MW – 19000 GWh Ingreso: (2020?), FU: 75,3%
Hidráulica Nacional 2.820 MW 7.950 GWh
Hidráulica Binacional 5.180 MW 30.000 GWh
Total Hidráulica 8.000 MW 37.950 GWh
46
Secretaria de Energía

47. SECTOR NUCLEAR.

48. 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”.

49. 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.
Noviembre 26, 2009

50. 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 50

51. 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
1

52. 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
2

53. 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 5
3

54. 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

55. 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

56. Secretaria de Energía 56

57. 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 57

58. Plan en Energías Renovables
58
Secretaria de Energía

59. Plan en Energías Renovables
59
Secretaria de Energía

60. 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.
60
Secretaria de Energía

61. Plan en Energías Renovables
Mini Hidro
61
Secretaria de Energía

62. Plan en Energías Renovables
m/s
Eólica
Secretaria de Energía 62

63. Eólica
m/s
Zona NEA
63
Fuente Secretaria de Energía de la Nación

64. 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 64

65. 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

66. 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 66
Fuente Secretaria de Energía de la Nación

67. 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

68. 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

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

70. Evolución de la Nueva Potencia a Instalar
Escenario Estructural
27.904 MW
Renovable 14,33% sobre 27.904 MW y 8% sobre 50.201 MW ( 2025)
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 HIDRO NUCLEAR OPC NUC/CA TV a CA DIESEL TV a FO TG CC
7
Fuente: Secretaría de Energía
0

71. 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 Roncador 190 MW. Mendoza
443 MW 2300 MW
Mendoza Corrientes Misiones Corpus ?
2880 MW
Misiones
71
Fuente Secretaria de Energía de la Nación

72. GENREN – Potencia en licitación
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. 2

73. 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 73

74. 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 7
4

75. 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
7
5

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

77. 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
77

78. 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
78

79. Secretaria de Energía
2003
9.101 km

80. Secretaria de Energía
2003
2009
9.101 km
11.092 km

81. Secretaria de Energía
2003
2011
9.101 km
14.010 km

82. Sistema Argentino de Interconexión (SADI, 500 kV)
Unifilar y Geográfico
Fuente CAMMESA

83. 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

84. 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.

86. Proyección de la demanda de Potencia en MW
en base a las tasas de la Secretaria de Energía.
El 23 de Julio de 2009 se produjo el pico histórico con
19.566 MW 2,3% superior al pico 2008.
Considerando las tasas medias de evolución de la Secretaria
de Energía que desde la fecha hasta el 2026 estiman 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
31.840 MW, 12.276 MW sobre el pico 2009.
NOTA: el análisis esta considerado hasta 16 años ya que el análisis de potencia instalada esta desarrollado al año 2025

87. Consideraciones sobre el crecimiento energético
La tasa puntual de crecimiento Energía Eléctrica del año
2009 al año 2008 fue de -0,9 %.
La Tasa media de los últimos 5 años de la evolución
Energía Eléctrica es del +2,6 % (2005 a 2009).
La tasa puntual de potencia máxima del año 2009 al año
2008 fue de + 2,3 %.
La tasa media de potencia máxima de los últimos 5 años
fue de + 4,92 % (2005 a 2009).
La evolución de la Tasa del 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 estimada por 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%.

88. 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.
Base tasas: Secretaria de Energía CAMMESA-IDICSO-USAL-UBA

89. 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

90. 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

91. 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

92. 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.

93. 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.
Urgente reconversión de la Matriz Energética
En Hidráulica
En Nuclear
Fuentes Complementarias( no convencionales)
Menos incidencia de la Generación Térmica
Disminución del uso del Gas Natural para generar
Energía Eléctrica y su transferencia a la
Industria, Comercio y sector Residencial.
Gas Natural para el NEA
(Misiones, Corrientes, Formosa , Chaco) y Norte de

94. 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.

95. 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.

96. 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.

97. 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 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 Normativas de Ingeniería Eléctrica y
Electrónica de EEUU)

98. 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

99. 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.

100. 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 alternativas que se constituyen en
generación distribuida.

101. 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.

102. 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

103. 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.

104. 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.

105. 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 .

106. 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)

107. • 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
• UNIVERSIDAD NACIONAL DE LA PLATA IITREE-LAT Instituto Investigaciones
• Tecnológicas Redes y Equipos Eléctricos. Lab. Alta Tensión. Fac. Ingeniería UNLP.
Ing.
• 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
• SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA.(autores varios)

108. Federación Argentina de la Ingeniería Especializada
Consejo Profesional de
Arquitectura e Ingeniería
de Misiones
AGRADECEN SU ATENCION
www.cpaim.com cpaim@arnet.com.ar