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UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO. FACUTAD DE INGENIERÍA. 2010 Energía a nivel nacional y provincial Equipo de Trabajo nº 7: Ruoti Delfina Ramos Agustín CalcagnoPablo González Sergio Caoa Facundo
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO. FACUTAD DE INGENIERÍA. 2010
Energía a nivel nacional y provincial
Equipo de Trabajo nº 7: Ruoti Delfina Ramos Agustín
CalcagnoPablo González Sergio
Caoa Facundo
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Línea de tiempo Historia Mundial
La historia humana ha estado estrechamente ligada a la evolución del uso de la energía. De las fuentes de energía, la primera y más importante de las utilizadas por el hombre fue la leña. Desde el descubrimiento del fuego, el hombre ha estado buscando diferentes formas de energía para aplicaciones prácticas distintas. La fuerza de tracción animal animó a la agricultura; la del viento dio un fuerte impulso a la navegación. El uso de la fuerza de las corrientes de agua ayudó al desarrollo de las primeras industrias con la construcción de los primeros molinos.
En cuanto a la energía eléctrica, los primeros conocimientos sobre algunos materiales
que poseen propiedades eléctricas se remontan a la Antigüedad. El filósofo griego Tales de Mileto (siglo VI a.C.) registró los primeros experimentos: cuando se frota una varilla de ámbar con fibras de lana, se produce la atracción de objetos ligeros.
Pero no fue hasta el siglo XVIII, con la creación de la máquina de vapor y la revolución
industrial que se empezaron a notar importantes cambios en la interacción hombre-energía. En el año 1800 Sir Humpry Davy descubrió el arco eléctrico, el cual tendría grandes aplicaciones en el campo de la soldadura, y posteriormente en la iluminación. En 1843 la plaza de la Concorde es iluminada por un sistema de arco eléctrico entre electrodos de carbón en Paris. Recién en 1875 Zenobe Gramme crea un generador de corriente continua con un dínamo que otorgaría la posibilidad de producir electricidad a escala comercial e industrial. En 1881 Thomas Alva Edison (1847-1931) produce la primera Lámpara Incandescente con un filamento de algodón carbonizado y en 1882 instaló el primer sistema eléctrico para vender energía para la iluminación incandescente, para la estación Pearl Street de la ciudad de New York.
Nacional
En 1853 Juan Etchepareborda, se transforma en el precursor de los primeros ensayos de iluminación eléctrica en el país, al generar el primer arco eléctrico entre electrodos de carbón frente a la comunidad científica en la Facultad de Medicina de la Universidad de Buenos Aires
El 25 de Mayo de 1854 se ilumina a partir de los ensayos de Etchepareborda la plaza de mayo con dos focos.
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1886 La plata primera urbe de América Latina con alumbrado eléctrico. Dardo
Rocha
Si bien, en el año 1886, se otorgó a Rufino Varela (h) la primera concesión para suministro de alumbrado eléctrico de la ciudad de Buenos Aires, e instala una usina de 12 HP para alumbrado particular. Posteriormente amplió este servicio –mediante permiso municipal- al alumbrado público de la calle florida este. Sin embargo, este sistema tardó muchos años en imponerse. En efecto, el gas como fuente de iluminación urbana subsistió hasta bien entrado el siglo XX y las primeras grandes usinas de electricidad se registraron entre 1907 y 1912
En los años venideros de la década de 1980 Varela continuó obteniendo
concesiones para el alumbrado de los paseos más importantes de la ciudad de
Buenos Aires
En 1889 obtiene la concesión para la usina del puerto, necesaria para el trabajo nocturno en aquellos años de febril actividad portuaria. Es importante recalcar que Rufino Varela, además de ser un asiduo emprendedor, estaba vinculado con empresas de electricidad y capitales alemanes, y también era hijo de un alto funcionario del gobierno del presidente Juárez Celman.
En efecto, para la instalación de lámparas de arco en sus obras, Varela se vinculó a la industria eléctrica alemana Berliner Gesellschaf
1892 se estrena en La plata el primer tranvía eléctrico.
En 1893, se estableció la Compañía de Luz Eléctrica y Tracción del Río de la Plata (CLETRP), de origen inglés. En ese mismo año, la Compañía General de Electricidad de la Ciudad de Buenos Aires (CGECBA) obtuvo la concesión de alumbrado de una zona centro de la capital.
Con la llegada de empresas de capital extranjero comenzaba el período de las grandes inversiones en las concesiones de la electricidad
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Asimismo, en 1896 se fusionaron la CGECBA (alemana) con capitales del Deutsche Uberseische Bank y formaron la Compañía Alemana Transatlántica de Electricidad (CATE) que, instalada en Buenos Aires desde 1898, sostuvo una política agresiva para ampliar su mercado.
En 1899 se instaló la Central Cuyo. Fue la central de avanzada para la época y perduró hasta 1930.
En el lento proceso de construcción de la red de iluminación eléctrica, representó un hito importante el paso dado en 1903 cuando la CATE firmó un acuerdo con las compañías inglesas por el cual, la provisión de energía eléctrica quedaba exclusivamente en poder de los alemanes mientras que a los ingleses les correspondía la explotación monopólica de la red tranviaria metropolitana.
Por último, la primera instalación eléctrica con corriente trifásica se inauguró en la provincia de Córdoba en 1898, en la central hidroeléctrica de Casa Bamba (primer aprovechamiento hidroeléctrico de sudamerica) situada a 32 kilómetros de la ciudad y que operaba con las aguas embalsadas del dique San Roque.
Las primeras estadísticas.
Según el censo de 1895 había en el país 16 centrales eléctricas, con una potencia instalada de 3.800 HP, distribuidas así:
* 7 en la Capital Federal: Cuyo, Catalinas, San Martín, Alsina,
Corrales, Palermo y Flore.
* 5 en la provincia de Buenos Aires: La Plata, Mercedes, San Nicolás, San Fernando y Adrogué.
* 2 en la provincia de Santa Fe: Rosario y Santa Fe.
* 1 en Tucumán
* 1 en Catamarca
Las instalaciones fueron de corriente continua, con dínamos accionadas por motores a vapor directamente acoplados o con
transmisión a base de correa, efectuándose la distribución a tensiones de 110 ó 220 voltios por líneas bifiliares aéreas, que a
partir de 1900 fueron reemplazadas por líneas subterráneas.
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A partit de 1903 el monopolio CATE se empezó a expandir solamente hacia aquellas areas que le eran redituables tales como las zonas Norte y Sur.
Jorge Newbery Desde la función pública defendió la municipalización de los servicios de gas y luz contra los intereses de las compañías inglesas, hasta ese momento únicas proveedoras. Su posición puede considerarse sorprendente para la época y sobre todo para un miembro conspicuo del sector social al que pertenecía.
En 1906 se crea en la Universidad de la Plata, la primer cátedra de Electricidad.
Durante el período 1882-1907 lo que primaba era la "diversidad" de compañías (algunas nacionales, otras estadounidenses y la mayoría europeas). En el período posterior a 1907 el punto más importante fue la homogeneización de los servicios, acentuada por la unificación de las compañías.
Si bien desde la época colonial la prestación del servicio de alumbrado público fue concedida a particulares, siempre resultó confuso qué significado tenía y concretamente cuáles eran los derechos y obligaciones que las partes contratantes (pública y privada) debían cumplir. En última instancia, el problema radicaba en que el estado o municipio entendía por "servicio público de alumbrado" lo que para las empresas eran "inversiones altamente redituables".
el mayor inconveniente que tuvo la pérdida de los recursos por parte del sector público, fue que dejó de ser un buen regulador de precios pues actuaba como factor demostrativo y comparativo del costo de la energía.
en 1907 el intendente municipal Carlos Torcuato de Alvear firmó un contrato por cincuenta años con la empresa CATE, por el cual le otorgaba la concesión para "la producción, distribución y venta de energía eléctrica dentro del territorio del municipio"; a fin de atender con facilidad las necesidades del consumo, haciendo las instalaciones pertinentes para satisfacer la demanda. La CATE debía además abonar a la municipalidad el 6% de las entradas brutas que obtuviese por la venta de corriente.
Como gran ventaja, la monopolización logró la "homogeneización de la electricidad",(225 voltios - 50 Hz)
A partir de 1910, el abaratamiento de la energía eléctrica y la difusión de los motores diesel para su generación permitieron el uso masivo de la electrificación en los talleres industriales, dando origen a la primera modernización de la infraestructura fabril
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Para poder cumplir con la cada vez más creciente demanda de provisión de electricidad, la CATE debió instalar un nuevo centro de producción. Ésta fue una construcción monumental, por encima de cualquier otra instalación eléctrica existente, instalada en 1910 en la localidad de Dock Sud (Avellaneda), en las afueras de la ciudad.
La construcción de Dock Sud provocó un cambio en el imaginario colectivo: en adelante, la electricidad no se presentará como una más entre las fuentes de energía sino como la más potente y confiable.
La empresa alemana CATE perdió el privilegio del monopolio en 1912, cuando se creó la Compañía Italo-Argentina de Electricidad (CIAE). La nueva empresa también obtuvo una concesión por cincuenta años. Se argumentaba que la competencia entre ambas contribuiría al abaratamiento de los costos. Estrictamente, CATE y CIAE no compitieron, pues se pusieron de acuerdo sin problemas y se dividieron la ciudad por zonas. No sólo los costos no bajaron, sino que incluso aumentaron.
La Primera Guerra Mundial (1914-1918) incidió en la marcha de la economía de la CATE, cuya capacidad de 67.000 kilovatios fue superada por la demanda, colmando la capacidad de las usinas y con el agravante de que la situación internacional no permitía ampliar las extensiones previstas. Al finalizar la contienda, la CATE no pudo obtener capitales requeridos por las nuevas instalaciones y transfirió sus bienes y concesiones en 1921 a la Compañía Hispano Americana de Electricidad (CHADE). La CHADE realizó una rápida expansión: la usina de Dock Sud estancada
Expansión eléctrica. A medida que la utilización de la electricidad retrucaba los prejuicios respecto de su uso, se fue extendiendo la
construcción de centrales en el interior del país para proveer de electricidad a las respectivas provincias. En 1910 se inauguró en el río Carcarañá la central
Lucio Vicente López, de 550 kilovatios, para abastecer a la provincia de Santa Fe; en 1911 la central La
Calera, de 3.650 kilovatios, atendía la demanda de Córdoba y, en 1912 la de Lules, de 4.560 kilovatios,
operaba en Tucumán. Con esta última central se construyó una línea de transmisión de 20 kilómetros
hasta la ciudad de Tucumán, con tensión de 44 kilovatios y potencia de 6.000 kilovatios. En 1916 se inauguró la central de Cacheuta, en Mendoza, con
2x2800 kilovatios=5600 kilovatios y línea de alta tensión de 50 kilovatios
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en 67.000 kilovatios entre 1913 y 1921, alcanzó en 1923 los 92.000 kilovatios y en 1927 duplicó la cifra, llegando casi a su límite máximo de producción.
La CHADE (ex CATE) inició los nuevos emprendimientos para las usinas en Puerto Nuevo durante 1926 y 1927. La usina fue proyectada para una potencia total de 900.000 HP, con 12 turbinas y 42 calderas. La potencia instalada ascendió a 241.000 kilovatios, pero aun era insuficiente.
1927 – Según el censo industrial, el consumo de electricidad como fuerza motriz superó, por primera vez, al del alumbrado público y privado.
Asimismo, cuando la Ítalo (CIAE) inauguró su usina en Puerto Nuevo en 1932, su producción ascendió a 350.000 kilovatios y aun así, no dio abasto con las necesidades eléctricas de la ciudad.
Como era de esperar, el desarrollo del sistema eléctrico fue acompañado por el desarrollo del sistema de transporte a partir de energía eléctrica (tranvías). De modo que en esta época la fisonomía de la ciudad fue cambiando abruptamente.
Década del 30 Los años treinta fueron muy convulsionados. Desde el punto de vista político, la Argentina iniciaba una etapa de golpes militares y gobiernos "pseudo-democráticos. Pero la situación catastrófica no era sólo nacional, el 29 de octubre de 1929, en el denominado "jueves negro" se produjo el crack de la bolsa de comercio de Wall Street, Nueva York, que dio comienzo a una de las crisis más serias del sistema capitalista mundial. Argentina un país cuya producción estaba casi enteramente ligada a las exportaciones de materias primas, la contracción de los mercados internacionales provocó la agudización de la crisis económica. El crack financiero había dejado en claro que aquellas economías dependientes de los insumos externos eran más vulnerables, razón por la cual la solución primera debía ser la aplicación de medidas proteccionistas para hacer posible la fabricación de bienes manufacturados, es decir tratar de producir aquí lo que antes se importaba. Este nuevo modelo económico denominado de sustitución de importaciones resultó exitoso en lo que a industrias livianas se refiere, porque posibilitó la creación de un mercado interno consumidor a través del abaratamiento de la electricidad, lo que permitió el gran cambio en el ámbito doméstico, relacionado con el confort del hogar.(Cocina, Heladera, calefacción). El Estado pasó a denominarse "benefactor o interventor" en tanto tenía a su cargo la realización de grandes emprendimientos, sin importar si la empresa (o el servicio, estrictamente hablando) estatal resultara redituable o no. En la década del treinta la prestación del servicio de electricidad estaba repartida entre grandes empresas vinculadas a holdings internacionales.
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El poderoso consorcio estadounidense, EBASCO (Electric Bond and Share Co.) operaba a través de varias subsidiarias, de las que ANSEC era la más conocida. ANSEC tenía a su cargo todo el servicio eléctrico del interior del país.
El grupo SOFINA (Société Financière de Transports et d´Entreprises industrielles), compuesto de capitales españoles y belgas mayoritariamente, que actuaba a través de su filial, la CHADE. Este grupo había comprado la CATE a los alemanes, y manejaba la prestación de servicios eléctricos de la ciudad de Buenos Aires (que compartía con la Italo o CIAE), como así también del gran Buenos Aires y de Rosario. Acotemos que en la región de la CHADE e Italo (CIAE) se consumía más del 50% de toda la energía eléctrica del país.
Tanto los grupos SOFINA (CHADE) e Ítalo (CIAE) pretendían obtener una prórroga de 50 años por la concesión del servicio que vencía en 1957.
Por los problemas de inestabilidad político económicos en España se intimo a CHADE ser nacionalizada, y por lo tanto pasó a llamarse CADE (Compañía Argentina de Electricidad)
Hasta la década del cuarenta, las inversiones en generación y distribución de electricidad, se habían mantenido proporcionales a la demanda requerida, es decir que la producción era suficiente. Al principio de los años cuarenta se produjo un estancamiento en el suministro de electricidad. La responsabilidad no era sólo empresarial; si bien es cierto que las empresas no invirtieron en nuevas tecnologías, la demanda del consumo ascendió vertiginosamente y la posibilidad de abastecimiento fue superada.
Los motivos del crecimiento de la demanda se debió al éxodo de provincianos hacia las grandes ciudades, en las cuales se construyeron barrios que necesitaban alumbrado público y crecientes consumidores de productos que eran manufacturados en talleres que comenzaron a demandar más energía eléctrica.
La intervención del Estado en los asuntos "eléctricos" aplacaría esta nueva demanda y también serviría para emplear como trabajadores de las empresas estatales a los "nuevos ciudadanos"
En los años cuarenta, las empresas estatales gozaban de las preferencias de la opinión pública. Más aun, cuando la población había padeció restricciones, apagones y caídas de tensión producidos por los obsoletos equipamientos de CADE, CIAE y ANSEC. Esto favoreció la creación de emprendimientos estatales y la nacionalización de empresas existentes en el ámbito provincial.
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En 1945 con la fusión de dos direcciones estatales la de Irrigación y la de energía se estableció la Dirección General de Centrales Eléctricas del Estado para el estudio, proyección, ejecución y explotación de estaciones transformadoras y redes de distribución.
En 1947 se dio una nueva fusión por la cual se creó la Dirección General de Agua y Energía, incluida en el Primer Plan Quinquenal del gobierno de 1946.
La nueva dirección de Agua y Energía debía iniciar 35 obras en 1947 por valor de 606 millones de pesos, pero ejecutó 45 con un presupuesto de 852 millones y su potencia alcanzó41.677 kilovatios. Este eficiente despegue se debió a que la empresa tuvo que actuar rápidamente por el déficit eléctrico que tenían algunas localidades del interior.
En 1950 y dada su creciente importancia, la dirección de Agua y Energía se transformó en Empresa Nacional de Energía (ENDE).
Durante el gobierno peronista, las empresas privadas fueron perdiendo espacio por el crecimiento de la empresa estatal que abastecía extensa áreas. Para que se entienda mejor, apuntemos algunos datos: el decenio 1949-1959 se inició con una potencia instalada en las centrales de 1.344 kilovatios y culminó con 2.228 kilovatios, lo que representó un aumento del 5% anual acumulativo (50 % en los diez años) y en ese repunte, fue decisiva la inauguración de la central San Nicolás, primera obra grande de Agua y Energía
El 31 de Mayo de 1950, Perón crea la Comisión Nacional de Enegía Atómica, con el objetivo de avanzar en el campo de la energía nuclear con diversos fines. La generación eléctrica era el motivo principal, aunque también se llevaban a cabo otras aplicaciones como la producción de radioisótopos para uso médico, agropecuario e industrial.
Producido el derrocamiento de Perón, la Empresa Nacional de Energía (ENDE) se constituyó en Agua y Energía Eléctrica, empresa del Estado, en el año 1957.En 1958, Agua y Energía compró en 235 millones las centrales del interior del país correspondientes a los grupos ANSEC Y SUDAM.
Por esa época, ya en la presidencia de Arturo Frondizi (1958) existían dos conflictos: por un lado con la concentración poblacional y económica del conurbano bonaerense los partidos municipales estaban excedidos en la prestación del servicio de energía eléctrica, lo que llevó al Gobierno a plantear una acción federal, y que las soluciones para el área solo podían ser encaradas mediante una acción nacional. Se declaró entonces al Gran Buenos Aires, parte de la jurisdicción de ámbito federal en cuanto a la prestación del servicio eléctrico
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El segundo problema era que había varios pleitos del gobierno nacional oponiéndose a la extensión del plazo de la concesión a la CADE en Capital Federal (debido a las deficiencias en el servicio), otorgada mediante las ordenanzas municipales de 1936. Ante la lentitud de la vía judicial y la urgencia de la crisis energética, se dio un acuerdo del gobierno nacional con CADE y CEP por el que se constituía una sociedad anónima con participación estatal: Segba S.A. (Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires, Sociedad Anónima). El capital era mayoritariamente del Estado nacional y las empresas gradualmente le irían transfiriendo sus bienes en el transcurso de diez años, aunque ya para 1961 era 100% estatal.
La crisis del sector energético subsistió hasta la finalización de la década del cincuenta y, podría decirse que se revirtió en 1963, cuando el servicio estuvo normalizado en Buenos Aires, principalmente por la labor de Segba y, en el interior del país debido a la acción desarrollada por Agua y Energía Eléctrica, junto a empresas provinciales y cooperativas de usuarios.
Década del 60
A partir de la década del sesenta, la nueva empresa estatal Agua y Energía Eléctrica era la principal ejecutora de la política del gobierno nacional para el sector y su crecimiento se debió al aumento vertiginoso de la demanda en esos años ( aparición de la TV en el escenario nacional)
Durante la presidencia de Arturo Frondizi (1958-62) se aprobó la ley 15.336, conocida como "de Energía Eléctrica", que establecía la jurisdicción nacional para la generación y transmisión de electricidad y dejaba en el ámbito de jurisdicción provincial, la distribución y subtransmisión.
Una vez anulada la constitución de 1949(Constitucionalismo social y derechos de segunda generación), se abrió la posibilidad jurídica al capital privado la Nación se reservaba el derecho de otorgar concesiones privadas para el aprovechamiento de los recursos hídricos. El gobierno frondicista intentó entonces apelar a las concesiones privadas de capital extranjero para desarrollar el país. El problema de estas políticas es que no tuvieron una continuidad en el tiempo. Así, el desarrollismo frondicista fue derrocado y el gobierno sucesor de Arturo Illia aplicó políticas económicas opuestas. En un ejemplo claro, el sucesor de Illia, Juan Carlos Onganía, promulgó una ley por la cual se ratificaba la jurisdicción nacional de todos los servicios. Esto terminó en el alejamiento de nuevos proyectos por parte de la empresa Agua y Energía.
Grandes centrales de Generación
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En 1963 se inaugura la central térmica de Costanera con 5 máquinas de 120MW cada una. Esta sería ampliada en las décadas siguientes.
En 1967 el gobierno decide la creación de Hidronor S.A. (Hidroeléctrica Norpatagónica Sociedad Anónima) cuyo objetivo principal era el aprovechamiento de los recursos hidroeléctricos del norte de la Patagonia (cuencas del Río Limay y Neuquén)
La primer obra culminada por Hidronor S.A. fue el complejo Chocón- Cerros Colorados, el cual se conectaría con el SIN (sistema interconectado Nacional) el cual tiene una tensión de 500 KV.
En 1968 se inicia la construcción de lo que sería la primera central nuclear de Argentina y Latinoamérica, la Central de Atucha, la cual iniciaría la actividad en 1974.
También otros proyectos hidroeléctricos estatales fueron emprendimientos binacionales fijados por convenios, como el de Salto Grande (con la República Oriental del Uruguay) y Yacyretá (con Paraguay).
Yacyretá, sobre el río Paraná, comenzó a gestarse a mediados de los sesenta aunque la fecha de iniciación del proyecto fue 1973. La historia de esta represa es casi un símbolo de las desventuras políticas argentinas: su construcción fue planeada en ocho años pero su ejecución estuvo parada más de quince años. Estos atrasos generaron cuantiosos sobrecostos no previstos debido a cargos por indexaciones, juicios contra la entidad binacional y reformulaciones del proyecto. Si funcionase según lo planeado, implicaría un aumento de potencia de 2.950 megavatios, o sea casi un 20 % del total de potencia instalada hasta 1992, y un 38% de la oferta eléctrica en generación. En el año 2000 Yacyretá entregó al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) 11.860 GWh. (gigavatios hora), equivalentes al 15% de la demanda interna.
El caso de Salto Grande es distinto, pues el interés formal por la utilización conjunta del río Uruguay viene desde 1938, cuando se firmó un convenio y protocolo entre Argentina y Uruguay para el aprovechamiento de los rápidos en la zona de Salto Grande. Durante la década del setenta, la Entidad Binacional Comisión Técnica Mixta de Salto Grande comenzó la construcción de una central de 1.890 Megavatios. A través de esta obra quedaron interconectados los sistemas eléctricos de ambos países. Las primeras unidades fueron habilitadas en 1979, completándose la puesta en funcionamiento total de sus turbinas en la década del ochenta.
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En el año 1974 empieza la construcción en de la central nuclear de Embalse, en Rio Tercero, Córdoba. Esta central inicia sus actividades tiempo después en 1984, y nutriría al sistema energético de 648 MW.
En el año 1976 se iniciaría el proyecto Atucha II, ubicado al lado de Atucha I.
Durante esta etapa de nacionalización y estatización sólo subsistió en el ámbito privado la CIAE o Ítalo en Buenos Aires. Ítalo fue la única sobreviviente, aunque su situación se limitó más a permanecer que a realizar mejoras o inversiones nuevas. Esto se explicaba por la forma en que debía terminar la concesión, pues la CIAE debía devolver los activos al Estado, sin compensación alguna; esta cláusula desalentaba la inversión a medida que se acercaba la finalización de la concesión.
Recién en la última dictadura militar y siendo ministro de Economía José Alfredo Martínez de Hoz, la empresa Ítalo solicitó la compra por el Estado y posterior fusión con Segba, en 1979. Los dueños especulaban con la posibilidad de la intervención estatal, sabiendo cuán vulnerable era el gobierno tratándose del suministro de los servicios eléctricos. Había razones para sospechar de la venta, pues el precio fijado antes de 1976 para la venta de la empresa era de 30 millones de dólares y el Tesoro Nacional pagó en 1979, 300 millones de dólares, por los elevados cargos de indemnización. Luego de una serie de episodios nunca aclarados del todo en los que no faltó un atentado contra un diputado miembro de la Comisión, el caso fue pasado al cajón del olvido, no teniendo desde el punto de vista judicial, ninguna condena.
Década del ‘80
En 1980, durante el último gobierno militar, se transfirieron por decisión unilateral y sin cargo a las provincias los servicios de riego y suministro de electricidad.
También se tomaron decisiones contradictorias, pues mientras se otorgaba a Agua y Energía la operatividad total de las líneas e instalaciones que vertebraban la Red, se le cedió a Segba parte de la línea de alta tensión en 500 kilovolts entre las estaciones transformadoras de General Rodríguez y Ezeiza, que era un tramo troncal de la Red Nacional de Interconexión.
También se transfirió la subtransmisión, distribución y plantas de generación a las provincias exceptuando a La Rioja, Santiago del Estero, Tucumán, Río Negro y Formosa. Nuevamente se trató de una decisión unilateral del gobierno central pero contaba con una ventaja adicional: provocaba la disminución de la concentración del poder sindical de Luz y Fuerza. Estas decisiones finales, a partir de las cuales se dió la provincialización de los servicios, resultaron catastróficas, pues no sólo no se invirtió en nuevas obras sino que tampoco se realizó mantenimiento a las ya existentes.
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Los serios problemas de financiamiento para atender gastos e inversiones y el uso político de las tarifas como herramienta antlinflacionaria y de distribución de ingresos generó una profunda descapitalización de las mismas.
El resultado del constante deterioro fue una nueva crisis energética durante los años 1988/89 que puso de manifiesto la imposibilidad de intervención del gobierno nacional. Nuevos vientos soplaban aduciendo gran desprestigio hacia las empresas estatales y nacionales. La era de la privatización había llegado.
La Idea de privatización del sector eléctrico
Hacia finales de los ochenta la empresa estatal Segba, predecesora de Edesur, Edenor y Edelap, formaba parte del problema y se encontraba en una difícil posición en cuanto a su capacidad de realizar la tarea de distribución con el mínimo de calidad necesario, producto de una mala asignación de recursos y en la inexistencia de un sistema de incentivos apropiado.
La crisis evidenciada por la hiperinflación de 1989 obligó al Estado a buscar alternativas de reestructuración del sector eléctrico. A tal efecto reformuló la organización y regulación del sector, y dispuso el traspaso a manos privadas de las empresas con el objetivo primordial de mejorar su gestión y posibilitar la realización de las inversiones necesarias que acompañaran un crecimiento económico sustentable.
Por lo que en octubre de 1989 se estableció el decreto 1055/89 el cual determina la creación de un mercado libre de petróleo crudo en las etapas de exploración y explotación.
En 1992 se llevaron a cabo la privatización de las empresas generadoras como Central puerto S.A. y central costanera S.A. y distribuidoras como EDENOR y EDESUR. A fines de este mismo año se lleva a cabo también la privatización de los activos de la empresa Agua y Energía Eléctrica (AyEE)
También en ese año se creó en un nuevo Marco Regulatorio Eléctrico el ENRE y marcó un punto de inflexión en la política hacia el sector. Las disposiciones contenidas en la norma buscaron que las actividades respondieran a reglas de juego transparentes con la búsqueda de eficiencia a través de la implantación de mecanismos de competencia.
Posteriormente, en julio del año 1992 se crea CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima). Sus objetivos fundamentales eran la coordinación de las operaciones de despacho, la
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responsabilidad por el establecimiento de los precios mayoristas, y la administración de las transacciones económicas que se realizan a través del Sistema Argentino De Interconexión(SADI)
Se debía incentivar el gasto eficiente y las inversiones de riesgo evitando el conflicto de roles entre empresas privadas y Estado. Las exigencias de calidad y las tarifas reguladas deberian ser tales que incentivaran a invertir en función del servicio que debería recibir el cliente, cumpliendo el principio de que la tarifa es el precio de una calidad.
Resultados de la privatización del sector.
Las privatizaciones dieron lugar a la entrada de importantes grupos económicos energéticos de nivel mundial con ingresos de capitales que superaron los 3.500 M$.
Además a causa de la transferencia de Segba, el Estado Nacional logró un importante ahorro debido a la eliminación de los aportes que realizaba a la empresa.
Durante el período 1999-2001 el sector arrojó los siguientes resultados: 1- Inversiones por más de 6000 M $. 2- Duplicación de la oferta de generación. 3- Incremento en más del 50% de las redes de distribución. 4- Reducción de los costos de generación. 5- Reducción en un 80% de la frecuencia y duración de las interrupciones. 6- Bajos niveles de tarifas en comparación internacional.
Estas inversiones durante la década del 90 permitieron recomponer la oferta de generación e incluso transformar a la Argentina en un país exportador de energía eléctrica.
A simple vista, las políticas adoptadas en la década del ’90 parecen haber sido acertadas, debido a que actuaron eficientemente frente a la inoperancia que venían teniendo las empresas estatales del sector. Pero la decisión tomada por el gobierno de Carlos S. Menem también tuvo efectos adversos ya que el estado perdío en gran medida el control de la política energética lo que en un futuro traería nuevas complicaciones (debido a la explotación indiscriminada de los hidrocarburos, y su precio increíblemente bajo)
Desde 2001. Hacia una nueva crisis en 2004
La crisis energética argentina que comenzó a manifestarse a comienzos del año 2004, puede ser interpretada entre otras cosas como una consecuencia previsible de las reglas de juego puestas en vigencia durante los años noventa en donde el consumo de los hidrocarburos creció indiscriminadamente y se vendió a precios
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relativamente bajos, esto generado por los subsidios otorgados por el estado a las empresas privadas.
A principio de 2002 se produce la devaluación de la moneda argentina, sin embargo el gobierno como regulador y ente controlador decide mantener fijos los precios de venta de energía, lo que se traduce en un freno en la inversión por parte del sector privado en cuanto a generación, transporte y distribución de energía.
No obstante, después de la crisis y devaluación, la economía Argentina tuvo un crecimiento muy importante (8,5% anual) que acarreó un notable aumento de la demanda de energía.
Hacia la temporada de invierno de 2004, entre febrero mayo de ese mismo año un gran número de industrias y plantas industriales empezó a sufrir cortes de energía, situación que empeoró durante el invierno afectando las regiones de Capital Federal, Provincia de Buenos Aires y La Pampa.
Las causas de esta crisis energética fueron atribuidas por el gobierno a la falta de inversión por parte del sector privado que es quien estaba encargado de la exploración y explotación desde el decreto para la “desregulación” firmado por Carlos Menem. Pero lo cierto es que el sector privado había quedado muy debilitado después de la ruptura de la ley de convertibilidad y la congelación de los precios del servicio eléctrico.
Ante esta situación, el gobierno de Nestor Kirchner anunció que estaba dispuesto a restringir las exportaciones de gas para satisfacer el consumo interno, lo que afectaría en gran medida a Chile (90% del gas es importado desde Argentina), y menor medida Uruguay y Brasil. Esto no fue bien visto por el país vecino que contestó que si no se cumplían los contratos habría una crisis diplomática.
En orden para disminuir los efectos de la crisis energética el gobierno contaba con tres posibilidades:
1- Importar gas desde Bolivia 2- Comprar energía de fuentes hidroeléctricas desde Brasil 3- Importar Fuel oil desde Venezuela
Debido a la falta de independencia energética del país después de esta crisis, el gobierno decide crear ENARSA, una compañía con 53% de control por parte del estado, y el 100% de los derechos de explotación de recursos off-shore
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En los años siguientes, la Argentina continuó con las importaciones de hidrocarburos desde Bolivia y Vanezuela, esperando finalizar y poner en funcionamiento de la central nuclear Atucha II.
Otras medidas tomadas incluyeron el aumento del nivel de la cota de la central hidroeléctrica de Yaciretá para producir más energía (2008), y la distribución de lámparas de bajo consumo a los consumidores (2009).
En enero del año 2010 el sector energético sufre un pico en la demanda, produciéndose apagones en distintas regiones del país.
En marzo se puso en marcha el gasoducto binacional Juana Azurduy el cual transportará gas desde Bolivia y entrará en operación en el año 2011. También Enarsa lanzo una licitación para la instalación de una planta productora de gas en Tarija.
Podemos observar que el modelo energético argentino de los últimos 20 años está agotado. Es necesario implementar reformas profundas para lograr un desarrollo energético sustentable.
El paradigma energético de la Argentina cambió: De un concepto de abundancia
relativa del recurso gas natural a precios bajos, pasamos a un recurso escaso con precios crecientes en un plazo previsible.
Por lo tanto resulta imprescindible el desarrollo de una política energética de Estado
a largo plazo que incluya recuperar la propiedad del subsuelo y los recursos naturales de energía primaria, así como la inversión en infraestructura para modificar la matriz de producción de energía hacia fuentes con un horizonte más lejano de extinción disminuyendo así la dependencia de los hidrocarburos para la generación de energía. Capacidad instalada y generación de energía por fuente
En 1969 el 87% de la potencia eléctrica instalada en Argentina era de origen térmico, o sea obtenida mediante el vapor producido por el calor proveniente de la combustión de carbón y derivados del petróleo, principalmente. La hidroelectricidad participaba solo con el 13% restante. La situación tendió a modificarse a partir de 1972, pero mucho más en 1974, con la incorporación de las primeras turbinas de El Chocón. El cambio de estructura se acentuó en 1978.
Asimismo, la puesta en operación de la central nuclear de Atucha, también en 1974, contribuyó a atenuar la participación de la electricidad de origen térmico. También han contribuido de manera importante a esta evolución la producción hidroeléctrica de Salto Grande, el incremento de generación dado en 1993 en las centrales existentes en la Patagonia (El Chocón, Alicurá, Cerros Colorados y Futaleufú) y el ingreso de las primeras
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unidades de Piedra del Águila en 1994 junto a la puesta en funcionamiento de la primera turbina de Yaciretá, que incrementó su producción al poner en funcionamiento año a año más turbinas hasta llegar a veinte. Así es como en 2008 la energía hidroeléctrica representa el 29% del total de la capacidad instalada. En los siguientes gráficos se pueden ver las matrices de generación por fuente de Argentina y Mendoza.
Generación, transporte y distribución
Generación
Argentina genera electricidad con plantas de combustible fósil (64,13 %), hidroeléctrica (29,06 %), nuclear (6,77%) y Eólica (0,04%), entre otras de menor relevancia.
Los generadores se dividen en ocho regiones: Cuyo (CUY), Comahue (COM), Noroeste (NOA), Centro (CEN), Buenos Aires/Gran Buenos Aires (GBA-BAS), Litoral (LIT), Noreste (NEA) y Patagonia (PAT).
La generación es producida por compañías privadas y estatales. La parte en poder público corresponde a la generación nuclear y a las dos platas hidroeléctricas binacionales Yaciretá (Argentina-Paraguay) y Salto Grande (Argentina-Uruguay).
En el 2008 la potencia total instalada de capacidad de generación era de 27.000 MW.
Argentina también importa electricidad de Paraguay, producida por la empresa binacional represa de Yaciretá y un sistema de interconexión (220 KV y 132 KV). Con Uruguay a través de la binacional Salto grande, y Brasil a través de un sistema de interconexión de 132 KV y capacidad de trasmisión de 50MW.
Principales Unidades Generadoras
MEM Turbo vapor
Turbo gas
Ciclo combin
ado
Diesel
Térmic
a
Nuclear
Hidráulica
Total
PRIVATIZADAS
ALTOVALLE 16 80 96 96
29%
63%
7% 1%
Matriz de Generación Argentina-2008
Hidroeléctrica
Térmica
Nuclear
Eólica
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18
C. COSTANERA 1.140 1.186 1.982 2.326
C. PUERTO 979 798 1.777 1.777
C. DIQUE 55 55 55
C.T. DOCK SUD 72 798 870 870
C.T. SAN NICOLÁS 650 25 675 675
C.T. SORRENTO 217 217 217
C.T. GÜEMES 261 100 361 361
C.T. MENDOZA 120 14 374 508 508
ELECTROPATAGONIA (ex C.T.NEA)
0 26 26 26
C.T. NOA 137 4 141 141
C.T. PIEDRA BUENA 620 620 620
H. ALICURÁ 0 1.050 1.050
H.C. COLORADOS 0 472 472
H. CHOCÓN 0 1.380 1.380
H.P. DEL ÁGUILA 0 1.400 1.400
H. RÍO HONDO 0 17 17
AES ALICURÁ 0 120 120
AES JURAMENTO (ex H.T.SAN JUAN)
30 30 45 75
H. TUCUMÁN 0 51,6 51,6
HIDISA 0 388 388
HINISA 0 224 224
AES-CARACOLES 0 45 45
H. PICHI PICUN LEUFU 0 285 285
PRIVADAS - NUEVAS
GEN. MEDITERRÁNEA 120 68 188 188
C.PUERTO(ex NEUQUÉN) 375 375 375
COSTANERA (ex C.T. BUENO AIRES) 322 322 322
C.T.G.ROCA 124 124 124
CT SALTA 411 411 411
PLUSPETROL (C.TUCUMÁN) 446 446 446
CAPEX 184 184 184
FILO MORADO 63 63 63
GENELBA 674 674 674
PLUSPETROL (ex S.M.TUCUMÁN) 382 382 382
PLUSPETROL NORTE 232 232 232
AES PARANÁ 845 845 845
CONSORCIO POTRERILLOS 0 137 137
HIDROCUYO (LAS MADERAS) 0 31 31
TGM BELGRANO 572 572 572
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19
TG SAN MARTÍN 553 553 553
COGENERADORES (3) 337 337 337
AUTOGENERADORES (14) (*) 909 909 909
PROVINCIALES
EPEC 200 297 497 918 1.415
C. DE PIEDRA 0 60 60
C.H. CUESTA DEL VIENTO 0 10 10
HIDRO NIHUILES IV 0 18 18
C.C. ATLÁNTICA 260 170 430 430
NACIONALES/BINACIONALES
NUCLEOELÉCTRICA ARG. S.A. 1.005 1.005
C.T.M. SALTO GRANDE (lado Arg.) 945 945
E. B. YACYRETÁ (**) 3.100 3.100
ENARSA 61 234 295 295
TOTAL MEM 4.438 3.513 5.822 1.129 14.902 1.005 10.697 26.604
MEMSP Turbo vapor
Turbo gas
Ciclo combin
ado
Diesel
Térmic
a
Nuclear
Hidráulica
TOTAL
PRIVATIZADAS
C.T. PATAGÓNICAS 160 160 160
H. FUTALEUFU 0 472 472
H. F. AMEGHINO 0 47 47
PRIVADAS - NUEVAS
ENERGÍA DEL SUR 76 76 76
ELECTROPATAGONIA 63 63 63
TOTAL MEM-SP 0 236 63 0 299 0 519 818
TOTAL MEM + MEMSP 4.438 3.749 5.885 1.129 15.201 1.005 11.216 27.422
Potencia instalada en MW (*) Autogeneración incluye CAPEX por 477 MW (**) Corresponde a 20 grupos con potencia nominal de 155 MW a máximo salto Fuente: CAMMESA - Informes mensuales
Transporte
Como se menciono con anterioridad, otra etapa fundamental del proceso de transformación del sector eléctrico ha sido la privatización de los sistemas de transporte de Extra Alta-Tensión de 500 KW que unen las centrales generadoras del país, ello pertenecía a Hidronor, Segba y Agua y Energía, hasta que se creó TRANSENER, la cual está a cargo del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) que está constituido
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por líneas de Transporte y Estaciones de Transformación que integran el sistema primario de intercambio de energía eléctrica en todo el Territorio Nacional y de TRANSBA distribución troncal en la Provincia de Buenos Aires.
Las líneas de 500 KW son las de mayor extensión y se interconectan con las localidades que poseen estaciones transformadoras de 500 KW. Así observamos que la energía generada en Alicurá, Piedra del Aguila, El Chocón (Neuquén) es distribuida fundamentalmente hacia centros de consumo muy importantes como Abasto, Ezeiza, Gral. Rodríguez y Campana, que también poseen estaciones transformadoras. Desde aquí se conecta con otras localidades como Rosario y Flamong (Santa Fe), y desde allí llega hasta Resistencia. También llega hacia otras estaciones transformadoras de 500 kilovatios importantes como Almafuerte y Malvinas (Córdoba), El Brecho (Tucumán) y el Gran Mendoza (Mendoza).
Las líneas de 220 KW están desarrolladas preferentemente entre las provincias de Mendoza-San Juan y Buenos Aires-Santa Fe. En el primer caso se conectan la central térmica de San Juan y la central hidráulica Ullúm con la estación transformadora de Guaymallén y las centrales hidráulicas de Agua del Toro, Nihuil I y II y el Tigre, para finalizar en el Gran Mendoza. Mientras que en el segundo caso se conectan la estación de General Rodríguez con la central nuclear de Atucha, y desde allí llega hasta Rosario, previo paso por San Nicolás y Ramallo. (Ver mapa adjunto).
A nivel regional, el transporte de la energía eléctrica desde las centrales generadoras hacia las estaciones transformadoras hoy en día esta privatizado. Las firmas encargadas son: TRANSNOA, TRANSBA, TRANSPA, TRANSCOMAHUE, TRANSNEA y DISTROCUYO. Esta última en Mendoza y San Juan desde el año 1995.
Distribución
Por su parte la distribución de energía hacia las áreas de consumo también se encuentra en su mayor parte privatizada en todo el país. En nuestra provincia las empresas encargadas son: EDEMSA (empresa distribuidora de electricidad de Mendoza sociedad anónima), abastece a 11 departamentos, funciona desde 1998 y tiene la concesión del servicio por 30 años a partir de su inicio; La Cooperativa Empresa Eléctrica, Edificación, Servicios Públicos y Consumo de Godoy Cruz LTDA; EDESTE S.A. Empresa Distribuidora de Electricidad del Este S.A; entre otras ocho de menos envergadura.
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Entes Reguladores más relevantes
• La Secretaría de Energía (SENER) responsable de fijar las políticas. • Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) organismo que tiene la
responsabilidad de aplicar el marco regulatorio establecido por la ley. • El ENRE tiene a su cargo la regulación y supervisión general del sector bajo control
federal. • Los organismos reguladores provinciales controlan el resto de las empresas de
suministro. En Mendoza es el EPRE (Ente Provincial de Regulación Eléctrica). • CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) es quien
administra el mercado eléctrico mayorista cálculo de precios en el mercado spot. operación en tiempo real del sistema eléctrico. administración de las operaciones comerciales en el mercado eléctrico.
• ENARSA (Energía Argentina S.A), tiene por objeto llevar a cabo por sí, por intermedio de terceros o asociada a terceros, el estudio, exploración y explotación de los Yacimientos de Hidrocarburos sólidos, líquidos y/o gaseosos, el transporte, el almacenaje, la distribución, la comercialización e industrialización de estos productos y sus derivados directos y indirectos, así como la prestación del servicio público de transporte y distribución de gas natural.
Principales Centrales hidroeléctricas en el país
Central hidroeléctrica Piedra del Águila (1993)
Esta gigantesca obra de la Patagonia norte consta de una central de generación que alberga 4 unidades de 350 MW, cada una, lo que hace una potencia instalada de 1400MW y genera una energía anual del orden de los 5500 millones de KWh. Además de producir electricidad la presa desempeña un papel importante en el plan de atenuación de crecidas, fenómeno que antes se producía en forma periódica con efectos devastadores para las poblaciones ribereñas.
Complejo El Chocón- Cerros Colorados (1973)
Se trata de un verdadero sistema o complejo que comprende varias obras. La obra fundamental del sistema es la presa de El Chocón, que es el cierre frontal del río Limay. Está ubicado a 80 Km al sudoeste de la confluencia con el río Neuquén y a 386 m.s.n.m. en su coronamiento. En su explotación se da prioridad de las grandes crecientes que asolaban periódicamente las poblaciones ribereñas y los fértiles valles cultivados, en particular con montes frutales. El Chocón comprende las siguientes obras:
a) Presa de tierra de 86 metros y una longitud de 2500 metros. b) Embalse Ezequiel Ramos Mejía, con un espejo de agua de 816 km2. c) Central generadora, con una potencia instalada de 1200 MW, un salto útil
de 61 metros y una generación media de 3300 millones de KWh. El
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coronamiento de 2500 metros es una calzada que une las dos provincias (Río Negro y Neuquén).
Las obras de Cerros Colorados (que se llama ahora embalse Marí Menuco) comprenden las siguientes partes:
a) El dique Portezuelo Grande que desvía parte de las aguas del río Neuquén a una depresión natural que actúa de embalse.
b) El dique Loma de la Lata, que controla el paso de esas aguas hacia la depresión.
c) El dique Planicie Banderita, en donde se haya instalada una potencia de 450 MW, que completa el total del Complejo El Chocón- Cerros Colorados, con una potencia instalada de 1850 MW aproximadamente.
Embalse de la central hidroeléctrica Alicurá (1985)
Forma parte del complejo Alicopá (río limay), que integra el sistema del El Chocón,
tiene una potencia instalada de 1050 MW.
Complejo hidroeléctrico Futaleufú (1976)
El complejo Futaleufú está ubicado a unos 45 Km de Esquel (Chubut). La presa fue construida a unos 5 Km aguas abajo del nacimiento del río Futaleufú, o sea a la salida del lago Situación.
La potencia instalada es prácticamente de 450MW (4 turbinas de 112MW cada una) y la generación es del orden de los 2200 millones de KWh. La principal finalidad perseguida con la construcción de esta central fue proveer de electricidad a la elaboradora de aluminio (ALUAR) que funciona en Puerto Madryn (Chubut). El excedente de fluido es aprovechado por otras industrias y servicios públicos de la región.
La trasmisión de energía de la usina hasta la planta de aluminio se hace a través del tendido de dos líneas paralelas de 550 Km cada una, que cruzan prácticamente el territorio provincial desde la cordillera hasta el mar. La altura de la presa de embalse es de 120 metros y el espejo de agua cubre algo más de 9000 hectáreas.
Centrales Binacionales
Yacyretá (Paraguay - Argentina)
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La represa hidroeléctrica de Yacyretá-Apipé es una central hidroeléctrica construida sobre los saltos de Yacyretá-Apipé en el río Paraná, entre las provincias argentinas de Corrientes y Misiones.
El equipo de la central tiene una potencia instalada total de 3200 MW, existiendo un proyecto de ampliación que permitiría incrementar esta capacidad casi al doble, y la energía producida abastece el 15% del total de la demanda de electricidad argentina.
A través de cada turbina pueden pasar 2630 millones de litros de agua por hora, o sea que por las 20 turbinas de Yacyretá puede pasar cada hora el equivalente al consumo de agua potable de 13 días de la ciudad de Asunción (capital del Paraguay) o de 2 días de la ciudad de Buenos Aires. La Producción Bruta Anual de la Central saltó de 12.149 GWh a 16.738 GWh durante el período 2004-2009, lo que significó un crecimiento de la misma en un 37,7%.
Historia
El protocolo inicial para determinar el uso de los saltos se firmó el 1 de febrero de 1925, en Estados Unidos. Sin embargo, no sería hasta enero de 1958 que se crearía la Comisión Mixta Técnica Argentino-Paraguaya, a cargo del estudio técnico de aprovechamiento del río. Presentado este, el 3 de diciembre de 1973 se suscribió en Asunción el Tratado de Yacyretá, por el cual los dos Estados se comprometieron a emprender en común la obra. Para ello se fundó la Entidad Binacional Yacyretá: en condiciones igualitarias para ambas partes, a la cual se le asigna la capacidad jurídica y responsabilidad técnica para realizar los estudios y proyectos, y para su ejecución.
La construcción se comenzó el 3 de diciembre de 1983; el 26 de abril de 1989 se firmaron las notas revérsales que definen el esquema definitivo de las obras de protección de los valles de los arroyos afluentes al embalse en margen derecha (paraguaya). En junio de ese mismo año se cerró el brazo principal del río, y el 19 de mayo del siguiente el brazo Aña Kuá. El 1 de junio de 1993 se habilitó la esclusa de navegación para salvar la diferencia de alturas, y el 2 de septiembre de 1994 la primera unidad de la central hidroeléctrica. Las 20 unidades programadas se pusieron por primera vez en función en su totalidad recién el 7 de julio de 1998.
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Denuncias de corrupción
Del presupuesto final de 11.000 millones de dólares, 7.000 millones corresponden a costes financieros y otros 1.000 millones a costes de estudios de consultoría. Se ignora el paradero de 1.870 millones de dólares, lo que ha dado pie a numerosas investigaciones, aún infructuosas. Funcionarios del EBY (Entidad Binacional Yaciretá) han sido condenados por malversación de fondos y por especulación con información privilegiada, al comprar tierras en los terrenos a inundar con el fin de obtener indemnizaciones cuando éstas se expropiaran. El ex presidente argentino Carlos Menem la llamó, en una frase que se ha hecho célebre, un “monumento a la corrupción”.
Complejo hidroeléctrico y ferrovial Salto Grande (Argentina - Uruguay)
Inaugurada a mediados del 1979 por los presidentes de Argentina y Uruguay, es la primera obra binacional de su índole en América latina y una de las más grandes del mundo de ese tipo.
El emplazamiento de la obra de Salto Grande se encuentra sobre el río Uruguay a unos 18 km de Concordia (Entre Ríos). La principal finalidad de esta gigantesca realización es la producción de energía para ambas naciones, pero además la influencia de Salto Grande favorece una región de ambos países de 128.000 km2 y un millón de habitantes, los suelos se benefician con la posibilidad de riego que implica la presencia del complejo. Las obras han facilitado la navegación del río Uruguay y la pescadería podría llegar a escala comercial. En esa extensa planicie se realizan actividades agropecuarias de Argentina y Uruguay. La obra cuenta con puente ferrovial que une ambos países.
Está equipada con 14 generadores accionados por turbinas tipo Kaplan y un
vertedero central de 19 compuertas radiales de accionamiento hidráulico.
Potencia total instalada: 1890 MW, solo la mitad le corresponde a Argentina.
Potencia por turbina: 135 MW. Diámetro de cada turbina: 8,5 m, 6 palas por turbina.
Represa de Garabí (Argentina -Brasil)
Estará en el límite entre Misiones, Corrientes y Rio Grande do Sul. De concretarse hacia 2011, sería la primera represa argentino-brasileña.
Los presidentes Cristina Fernández de Kirchner y Luiz Inacio Lula da Silva decidieron poner en marcha dos obras para las provincias de Misiones y de Corrientes y el Estado de Rio Grande do Sul, Brasil, ambas sobre el río Uruguay: la construcción de la represa hidroeléctrica de Garabí y de un nuevo puente binacional.
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Los expertos consideran que estos emprendimientos facilitarán el proceso de integración y, en el caso de la represa Garabí, permitirá disponer de energía en estos tiempos críticos. Un informe brindado a empresarios misioneros y correntinos por Sergio Cangiani, catedrático de la Universidad del Nordeste, repasa la historia y el por ahora hipotético futuro del complejo hidroeléctrico de Garabí, que se ubica en el triple límite entre Misiones, Corrientes y Rio Grande do Sul. Sus antecedentes se remontan a 1972, cuando se firmó el primer convenio para estudiar el aprovechamiento del tramo del río compartido -de 735 kilómetros de longitud- desde la desembocadura del Pepirí Guazú hasta la del Quareim.
El primer estudio de factibilidad indicaba que la central tendría una potencia instalada de 2.900 megavatios, con un embalse que inundaría 81.000 hectáreas en ambas márgenes. Como varios pueblos de esta provincia podrían ser afectados, se oyeron críticas debido al fuerte impacto ambiental, con las negativas consecuencias sociales pertinentes.
En 2003, la consultora Cenec-Denison presentó el denominado proyecto Garabí XXI, que modificó el anterior: básicamente contempla dos diques sobre el Uruguay en Garruchos (Corrientes) y en San Javier (Misiones), con la misma altura de 19 metros de caída, 18 turbinas tipo Kaplan con una potencia de 2.800 megavatios, superior por ejemplo a la de la represa Salto Grande. Respecto de los terrenos por anegarse bajo el embalse, se reducirían a 32.000 hectáreas.
En 2004, los presidentes Néstor Kirchner y Lula suscribieron el Acta de Copacabana, donde quedó establecida la necesidad de aumentar la cooperación mutua en materia de intercambio energético y se insistió en la necesidad de erigir Garabí, dando lugar a la participación de iniciativas privadas. Industrias Metalúrgicas Pescarmona (Impsa) presentó entonces otro estudio que plantea tres cierres en Garabí, San Javier y Santa Rosa para generar 2.600 megavatios, con una energía media anual de 13.800 gigavatios hora/año.
Centrales térmicas
Central térmica Costanera
La Central térmica Costanera es la mayor planta termoeléctrica de Argentina. Se encuentra situada en la Zona Sur del área portuaria de la ciudad de Buenos Aires, junto al Río de la Plata, y utiliza como combustible fueloil, gas natural, gasoil. Consta de 8 grupos, seis de ciclo convencional que producen 1.138 MW y dos de ciclo combinado que suman 1.186 MW, por lo que su potencia total instalada es de 2.324 MW. Es operada por la sociedad Endesa-Costanera S. A., subsidiaria de la española Endesa.
Licitada en octubre de 1956, la central fue puesta en marcha con capital público por
Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires S.A., entrando el primer generador en servicio en 1963. Fue inaugurada el 30 de marzo de 1966, constando de cinco grupos de ciclo convencional de 120 MW cada uno. En 1976 fue incorporada una unidad de 350 MW, en 1985 entró en servicio el Grupo 7, con 310 MW de potencia.
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El 29 de mayo de 1992, y como resultado de la política de privatizaciones llevada a
cabo por el gobierno de Carlos Menem, la central dejó de pertenecer a la sociedad estatal para ser adquirida por Endesa, a través de Endesa Chile y bajo la sociedad Endesa-Costanera S. A. En ese momento estaba formada por cinco grupos térmicos que sumaban 1.138 MW de potencia, y ya suponía el 19% de la capacidad térmica instalada en Argentina.
En 1995, la nueva sociedad culmina la instalación de un ciclo combinado de gas natural y gasoil denominado Central Termoeléctrica Buenos Aires, la primera instalación de este tipo en Sudamérica, configurado por un turbogenerador a gas y el turbogenerador a vapor del grupo 5 (quedando desmantelada la caldera de dicho grupo), que aporta al sistema otros 327 MW. Su fabricación corre a cargo del consorcio Siemens-Black and Veatch.6
Finalmente, en 1997 se añadió el Grupo 9, otro ciclo combinado de gas natural y gasóleo, construido por Mitsubishi y configurado por dos turbogeneradores a gas y un turbogenerador a vapor, con una potencia de 859 MW.
Unidad Tipo Potencia Año
Grupos 1 a 4 Ciclo convencional 120 MWx4 1963
Grupo 6 Ciclo convencional 350 MW 1976
Grupo 7 Ciclo convencional 310 MW 1985
Grupo 8 Ciclo combinado 327 MW 1995
Grupo 9 Ciclo combinado 859 MW 1997
Potencia total instalada 2.326 MW
La central Costanera se encuentra muy cerca de la Reserva Ecológica de Buenos
Aires, y es una de las industrias más contaminantes del Gran Buenos Aires. Durante 2008 sus emisiones de CO2 a la atmósfera fueron de 1.795.402 T, 100.000
más que en el año 2000
Central Puerto S.A
Central Puerto es una de las generadoras termoeléctricas más grandes de la Argentina. Posee y opera tres centrales de generación ubicadas en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Su potencia instalada de 1.795MW representa el 10% del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Los insumos principales para la generación de energía eléctrica, utilizados por CENTRAL PUERTO S.A., son el fuel oil y el gas natural. Dada la ubicación física de las plantas, el uso del carbón no ha sido considerado. En cuanto al fuel oil, la Compañía está abierta tanto al mercado local como al internacional.
Central Localización Potencia Tecnología
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Central térmica DOCK SUD
Una de las centrales térmicas más importantes del país. Se halla en la zona sur de Buenos Aires. Con una generación de 870 MW.
• 1906 la "Compañía Alemana Transatlántica de Electricidad" (CATE) adquirió cuatro manzanas de terreno para construir una gran usina de energía eléctrica.
• 1919 fue adquirida por la CHADE • 1936 se convirtió en la CADE "Compañía Argentina de Electricidad" • 1962 un incendio • 1975 dejaron de operar las turbinas a vapor • 1992, la Central fue privatizada. • 1996 se hizo cargo de Central Dock Sud S.A. el actual grupo accionario (Endesa-
Repsol-PAE) • 1997 comenzaron las obras de modernización de las instalaciones y de
ampliación de la capacidad de generación, • 2001 entro en servicio el nuevo Ciclo Combinado.
Centrales Nucleares
Generación de energía Nuclear La energía nuclear resulta de reacciones de fisión o fusión de átomos en las que se
liberan gigantescas cantidades de energía que se usan para producir electricidad. Actualmente la Argentina cuenta con dos centrales nucleares en funcionamiento;
Atucha 1 (CNA 1) y Embalse (CNE) que proporcionan el 8% de la energía distribuida por el sistema interconectado nacional.
Central Nuclear Atucha I (CNA I)
El 31 de Mayo de 1968 se firma el Contrato entre CNEA y Siemens de Alemania para la construcción de la Central Nuclear Atucha I. Está situada a 100 km de la Ciudad de Buenos Aires, a 11 km de la localidad de Lima, partido de Zarate. Se encuentra emplazada sobre el Río Paraná de las Palmas. En sus más de 30 años de exitosa operación, Atucha I ha generado más de 65.000 millones de KWh. de energía limpia, confiable y segura. En ese período se utilizaron 1400 toneladas de Uranio, con lo que se
Instalada
Nuevo Puerto Buenos Aires 420 MW Turbovapor
Puerto Nuevo Buenos Aires 589 MW Turbovapor
Nuevo Puerto CC Buenos Aires 786 MW Ciclo Combinado
CPSA 1.795 MW
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evitó la contaminación ambiental producida por la liberación de los gases de efecto invernadero CO2. Central Nuclear Atucha II
Comenzó a construirse en Julio de 1981 en la localidad de Lima, a 110 km al
noroeste de la provincia de Buenos Aires, o sea en el mismo lugar de Atucha I y Río Tercero, la Argentina llegaría a tener una potencia nuclear conjunta de 1700 MW. Sin contar Atucha II, ocupamos el vigésimo lugar en el mundo y, de hecho, el primero en América Latina. Atucha II, será la primera usina que empleará mineral y agua pesada producidos en el país. Esta central, construida en un 80%, debía estar operando en julio de 1987. La inversión estimada para su conclusión y entrada en operaciones es de unos 700 millones de dólares.
Central Nuclear Embalse
El 7 de marzo de 1974, por Decreto 706/74 se aprueba el contrato para la construcción de la Central Nuclear Embalse. La Central Nuclear Embalse es, cronológicamente, la segunda Central Nuclear de nuestro país y la máquina térmica más grande de Sud América. La Central Embalse, se encuentra situada en la costa sur del Embalse del Río Tercero, provincia de Córdoba, a 665 metros. sobre el nivel del mar. Dista aproximadamente 100 Km. de la ciudad de Córdoba, y a 700 km de la ciudad de Buenos Aires. La energía aportada por la Central Nuclear Embalse, se entrega a la red nacional interconectada, lo que se denomina SADI (Sistema Argentino de Interconexión). En promedio, a valores actuales de consumo por cápita, la CNE suministra la energía suficiente para cumplir los requerimientos de 3 a 4 millones de personas. La energía generada aporta a: Noroeste Argentino, Cuyo, Centro, Gran Buenos Aires-Litoral
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Energías alternativas
Energía Eólica en Argentina
1990-CHUBUT, Primer Parque Eólico de Sur América, bajo un convenio de cooperación entre la República Federal de Alemania y la Dirección General de Servicios Públicos de la Provincia del Chubut. Fuera de servicio por repuestos, 120KW
1994 -CHUBUT, Comodoro Rivadavia, 500 KW
1994 -NEUQUEN, Cutral-Có, 400 KW
1995- BS.AS, Tandil, 2.100 KW
1995- BS.AS, Punta Alta, 2.200 kW
1996- CHUBUT, Rada Tilly, 500 KW
1997- CHUBUT, Comodoro Rivadavia, 6.000 KW
1997- BS.AS, Darragueira, 750 KW
1997- BS.AS, Mayor Buratovich, 1.200 KW
1998- BS .AS, Punta Alta, 2.200 KW
1999- BS.AS, Claromecó, 750 KW
2001- SANTA CRUZ, Pico Truncado, 2.400 KW Municipalidad de Pico Truncado red local y Red Patagónica
2001- CHUBUT, Comodoro Rivadavia, 10.600 KW
2002- LA PAMPA, General Acha, 1.800 KW
2008 - SAN JUAN, Generador eólico de energía más alto del mundo, a 4.200 msnm y sobre la cordillera de Los Andes. 2 MW
2010- LA RIOJA, Parque eólico más grande del país. 25.2 MW (Proyección)
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Energía Solar
- 2008. El gobierno de la provincia argentina de Jujuy ha entregado 89 cocinas solares y 50 hornos solares a escuelas y puestos de salud de la Quebrada de Humahuaca y la Puna jujeña.
- 2006-2010. Provisión del servicio eléctrico a 2.235 viviendas y 556 servicios Públicos, en su mayoría escuelas, ubicados en zonas rurales de las provincias de Chaco, Chubut, Jujuy, Misiones, Neuquén, Salta, Sgo del Estero. del Estero y Tucumán.
- 2010. Aún no hay ningún parque solar en Argentina pero está en construcción el primero en la provincia de San Juan que tendrá una potencia de entre 1,5 y 2,4 MW. Por su magnitud, será único no sólo en la Argentina, sino en toda América Latina.
Energía Geotérmica - 1973. Se crea Comisión Nacional de Estudios Geotérmicos.
CAMPOS TERMALES DE ALTA ENTALPIA
COPAHUE-CAVIAHUE (Provincia de Neuquén) - 1974. Proyecto más avanzado en la Argentina.670 Kw nominales, entregando
electricidad a la línea de 13,2 KV Caviahue-Copahue de 10 km de extensión y que es subsidiaria de la línea de 33 KV Caviahue-Loncopue de 50 km de largo que se une al sistema interconectado interprovincial de 132 kilovatios. La zona de reservorio comienza alrededor de los 700 metros de profundidad, y el mismo está constituido por vapor sobrecalentado, a una temperatura de aproximadamente 240°C.
- 1990 Se suspendió el programa de desarrollo geotérmico en la provincia. - 1998 Se construyó un sistema de calefacción de calles en Copahue.
DOMUYO (Provincia de Neuquén)
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- Está finalizada la etapa de prefactibilidad y se determinó el lugar donde llevar a cabo una primera perforación exploratoria profunda. En la actualidad, los recursos geotérmicos del campo Domuyo son aprovechados en forma directa para el calefaccionamiento.
TUZGLE (Provincias de Jujuy y Salta) - 1978 y 1995 se realizó una secuencia de estudios que abarcó desde el
reconocimiento hasta la delimitación del área, en donde se debería realizar los pozos exploratorios profundos.
VALLE DEL CURA (Provincia de San Juan) - 2011 La central estará ubicada en la zona Despoblados, en el Valle del Cura, Iglesia
5MW.
CAMPOS TERMALES DE BAJA ENTALPIA
RIO VALDEZ (Provincia de Tierra del Fuego) - 2010 En su sector centro norte, se localiza el campo termal de baja entalpía "Río
Valdez". Se considera que estos fluidos, junto con los gases, se encuentran en el reservorio a una temperatura entre 88º y 98º C.
BAHIA BLANCA (Provincia de Buenos Aires) - 2010 En el extremo sudoeste de la Provincia de Buenos Aires se encuentra una
gran cuenca sedimentaria denominada de Bahía Blanca-Pedro Luro o del Colorado. Capas acuíferas surgentes de baja termalidad (55° a 85° C).
CAIMANCITO - LA QUINTA - EL PALMAR (Provincia de Jujuy) - 2011 Geotermia Andina analiza la instalación una planta de generación de energía
geotérmica en la zona del volcán Tuzgle en la norteña provincia argentina de Jujuy. Los directores de la compañía, Giorgio Stangalino y Alejandro Condeserra y el geólogo Eduardo Marquina plantearon el tema al gobernador Walter Barrionuevo. La unidad requerirá de una inversión de 35 millones de dólares y aportaría al sistema eléctrico unos 20MW.
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Biocombustibles
- 2006, se promulgó de hecho la ley 26093 que establece en sus artículos 7 y 8 el corte del 5% como mínimo de bioetanol y biodiesel con naftas y gas oil, respectivamente, a partir del 1° de enero del 2010.
- 2007, se ingresó al mercado de los “gigantes” de la industria aceitera con un salto en la capacidad productiva nacional de biodiesel que alcanzó a 585.000 toneladas (655 millones de litros).
- 2008, La reciente modificación de la ley 26.093, mediante la ley 26.334, promoción fiscal.
- 2009, los envíos al exterior de biodiesel fueron de casi 1.000 millones de dólares, superando a los de carne vacuna.
- 2010, con casi 2 millones de metros cúbicos de capacidad instalada, ya se colocó en el exterior un 78% más de biodiesel que en el mismo período de 2009.
- La primera gran exportación de biodiesel salió desde San Lorenzo, en la provincia de Santa Fe; el país destinatario fue Alemania y el monto de la operación alcanzó 1.750.000 de dólares en Chubut, la empresa Biocombustibles Chubut S.A., que recientemente ha firmado una carta de intención junto a Oil Fox con el gobierno de la provincia para promover y difundir la producción de biodiesel a partir de aceite de algas, produce 10 toneladas de biodiesel por día, convirtiéndose en uno de los emprendimientos más exitosos de la Nación. “Si plantásemos tártago en el norte, que es una oleaginosa silvestre, colza en la Patagonia, soja en La Pampa y algas en el litoral marítimo, Argentina puede proveer de biodiesel a todo el mundo” sentenció Jorge Kaloustian, presidente de Oil Fox
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Situación en Mendoza
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Mendoza en cuanto al desarrollo eléctrico se encuentra dividida en cinco regiones:
Oasis Norte En esta zona comprendida por los departamentos del denominado Gran Mendoza-
se concentra el 69% de la demanda de usuarios finales (el 76% de la demanda comercial e industrial) y el 65% de la generación de energía – 53% provisto por CTM (Térmica) y 12% por el sistema del Río Mendoza-, aunque esta generación también tiene que abastecer parcialmente al Oasis Este.
Sobre su cauce se ha construido el mayor emprendimiento hídrico de los mendocinos –el Dique Potrerillos. Él río Mendoza ocupa un 18% de la matriz de generación eléctrica. Sobre el cual se encuentra Potrerrillos, Cacheuta, Alvarez Condarco.
Este río tiene un enorme potencial aguas arriba, tal como se estableciera hace muchos años a través del estudio del proyecto Cordón del Plata, aportaría unos 1479 MW de potencia, con una generación Media Anual de 2.796 GWh, a un costo aproximado de $ 2.460 millones. Oasis Este
En esta zona comprendida por los departamentos de Lavalle, San Martín, Rivadavia,
Junín, Santa Rosa y La Paz- se encuentra una importante porción del desarrollo agroindustrial provincial. En esta zona se concentra el 16% de la demanda de usuarios finales pero, dada la importancia de la agroindustria ya citada y la escasez de agua para riego, se ubica el 43% de la demanda para riego a través de bombeo de la provincia.
Oasis del Valle de Uco
Ésta zona comprendida por los departamentos de Tupungato, Tunuyán y San Carlos-
es la de mayor crecimiento en cuanto a emprendimientos agroindustriales, especialmente en lo relacionado con el desarrollo de viñedos y bodegas, por sus características de suelo y clima. Sin embargo, se trata de una zona de escasa
46%54%
Matriz de Generación
Mendoza-2008
Hidroeléctrica
Térmica
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canalización y por lo tanto de déficit hídrico. Por esta razón requiere de abundante bombeo de agua subterránea. Esto ha generado que, en los últimos años se experimentaran tasas insostenibles de crecimiento de la demanda que han tornado en urgente la readecuación de la infraestructura eléctrica a los fines de acompañar el crecimiento de esta región. Si bien en esta zona se concentra sólo el 5% de la demanda de usuarios finales, en la misma se encuentra el 25% de la demanda por riego agrícola, por las razones ya especificadas. Esta región es recorrida por el Río Tunuyán y otros ríos de menor importancia y en ella se encuentra como principal generador el dique Carrizal, que aporta el 2% de la energía generada en la Provincia. Sin embargo, sobre este río se encuentra uno de los principales proyectos hidroeléctricos de la Provincia, que es el Complejo Hidroeléctrico Los Blancos. Ubicado muy cerca de la frontera con Chile, este proyecto aportaría 474 MW de potencia y una generación anual estimada de 1.192 GWh, que permitirían satisfacer la demanda de la región, aportar energía al SIN y una vinculación con el Sistema Interconectado con Chile a través del Paso.
Oasis Sur
Ésta región formada por los departamentos de San Rafael y General Alvear- es la de mayor potencial de desarrollo económico de la Provincia y en donde descansa el futuro de Mendoza, además de ser la zona en la cual se encuentran los emprendimientos hidroeléctricos más importantes en la actualidad. En esta región se concentra el 6% de la demanda de usuarios finales aunque en la misma se encuentra el 13% del consumo residencial. La existencia de importantes generadores hidroeléctricos –como el Sistema Los Nihuiles sobre el Río Atuel y el Sistema sobre el Río Diamante, que incluye a la Presa Los Reyunos-, con un aporte del 33% de la energía generada en la Provincia, hacen de esta región una exportadora neta de energía hacia el resto de Cuyo.
Malargüe
Este departamento, por sus características especiales, la transforman en la reserva
energética principal, no sólo para la Provincia, sino para el País. En ella se encuentran yacimientos de petróleo y gas y proyectos hidroeléctricos de suma importancia por su magnitud. Sin embargo, la zona cuenta con un escaso desarrollo, no sólo económico sino en cuanto a lo relacionado con la infraestructura eléctrica para satisfacer a la demanda.
Si bien se trata de una zona de población dispersa y de economías de subsistencia, también debe destacarse que en la zona se encuentran yacimientos minerales (uranio y oro principalmente) que requerirán de un módulo energético que no se puede abastecer con la infraestructura existente. La demanda de usuarios finales del Departamento es pequeña, sólo el 3,5% del total provincial.
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Obras Interprovinciales
1. GASODUCTO BEAZLEY-LA DORMIDA Es una obra de ampliación del Gasoducto Centro-Oeste, con una capacidad adicional
de transporte de 600 mil metros cúbicos por día para la Región Cuyo, el costo total es de 54 millones de pesos. La ejecución de esta obra de potenciamiento resulta particularmente urgente debido a la característica radial del sistema de abastecimiento a Mendoza y San Juan, donde dicho tramo actúa como cuello de botella que limita o impide reasignar o re direccionar gas a la región desde el gasoducto troncal, cuando este está disponible. Esta limitación puede originar la restricción aún de los consumos firmes históricos en los días de pico.
ECOGAS realizó inversiones del orden de los 7 millones de pesos en el año 2004, ampliando la capacidad de su sistema de distribución de modo de acompañar el crecimiento de la demanda residencial y sus otros usos prioritarios, así como mantener el firme histórico de los Grandes Usuarios, en la medida en que estuviere disponible similar incremento en el sistema de transporte. Esta obra contempla un gasoducto paralelo de 5 kms y potenciamiento con compresores y requiere un plazo de un año como mínimo, a un costo mínimo de 10 millones de pesos.
2. LÍNEA DE 500 KV COMAHUE-CUYO
Esta línea, con una longitud aproximada de 707 km, tiene un costo aproximado de 1500 millones de pesos. Esta línea, de gran importancia para el Sistema Interconectado Nacional, permitiría una mayor capacidad de transferencia para todo el sistema, mayor confiabilidad al cerrarse el anillo energético, mayor calidad del servicio en especial para la Región Cuyo, menores precios de la energía para las Regiones Cuyo y Centro a través de la reducción de los factores de nodo- y eliminación de las restricciones de exportación de energía desde el área del Comahue. A su vez esta obra de infraestructura implica la creación de importantes fuentes de trabajo, mayor recaudación fiscal y mejores posibilidades de exportación de energía al resto de la región.
Lineamientos básicos para una política energética de Mendoza (FODA)
Fortalezas 1. Mendoza es una región rica en recursos energéticos inexplorados. La provincia tiene
la posibilidad de flexibilizar su sistema que permitirían reducir la dependencia de los combustibles fósiles
2. Mendoza posee un gran potencial hidroeléctrico que podría explotar a través de la construcción de minicentrales mediante pequeñas generadoras hidroeléctricas. Tiene los proyectos a un nivel de estudio que sólo necesitan pequeños detalles para ponerlos en etapa de factibilidad y los fondos para desarrollarlos. Estos desarrollos de los medianos y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, tanto por el sector
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público como privado, son viables por la relativamente baja magnitud de la inversión, su rápida puesta en marcha y su calidad de recurso renovable. La central menor tiene un escenario económico óptimo por su fácil inserción en el medio social. De esta forma es posible dar respuesta a las necesidades de una región a través del aprovechamiento de los cauces públicos naturales y artificiales. Estos aprovechamientos pueden atender requerimientos de 5 kw hasta 15.000 kw; favoreciendo a la pequeña y mediana empresa agraria e industrial.
3. Frente al contexto de incertidumbre, resulta cada vez más crítico asegurar la satisfacción de la demanda y contar con excedentes que permitan el desarrollo del territorio provincial, aportando energía barata a proyectos electrointensivos o subsidiando la energía para el desarrollo productivo de las áreas aún no explotadas --como el Sur Provincial-.
4. La Constitución Nacional de 1994 le restituyó a las Provincias la propiedad de los recursos energéticos, algo que sienta las bases para el federalismo, clave para el desarrollo de una política energética medianamente autónoma y autosustentable.
5. Institucionalidad superior a la media de la región. 6. Existen centros especializados en materia energética: la Universidad Nacional de
Cuyo, el Instituto Balseiro que, aunque está en Bariloche, depende de la Universidad Nacional de Cuyo, la Universidad Tecnológica Nacional-Facultad Regional Mendoza, la Universidad de Mendoza y muchos centros privados de investigación que permiten contar con personal especializado en todas las etapas de un proyecto. La existencia de estos centros permitiría implementar algún tipo de programa que permita obtener al personal con la capacitación necesaria para responder a la demanda de los proyectos.
7. Existen en la Provincia empresas con conocimientos y experiencia en el diseño, gestión y desarrollo de emprendimientos energéticos, permitiría disponer de la clase de oferentes necesaria para la realización de obras con la calidad requerida y en el tiempo establecido.
8. Sería deseable que la Provincia se asegure la reinversión de las ganancias para el desarrollo de fuentes de energía alternativas que tiendan al reemplazo de la explotación de recursos fósiles. Una vez desarrollado parcialmente el potencial energético, podría aprovechar la renta energética para reinvertirlas en el desarrollo de nuevos proyectos.
9. La existencia de una institucionalidad superior a la media y de una mayor conciencia de comunidad, permitirían el desarrollo de una política que tenga en cuenta los beneficios con que contará la generación actual por el aprovechamiento de las reservas de combustibles fósiles en desmedro de las generaciones futuras.
Debilidades
1. Posible falta de personal especializado en la región. 2. No existe infraestructura de transporte ni de peak shaving. Y tampoco se han
desarrollado las instituciones –leyes- que establezcan quién debe ser responsable de su desarrollo –y quien se queda con los beneficios asociados a su desarrollo.
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Básicamente, no existen incentivos ni castigos para establecer las reglas de juego destinadas a subsanar la deficiencia.
3. Las decisiones tomadas en materia de energía eléctrica han llevado a que Mendoza pasara de ser una provincia tradicionalmente exportadora a tener que depender de un verano hidrológicamente bueno y de un invierno templado para poder ser exportador de energía eléctrica.
4. La infraestructura de transporte de energía eléctrica está al borde del colapso y el crecimiento futuro requiere, a corto plazo, de la construcción de diversas obras para tener un flujo energético que satisfaga la demanda y le dé seguridad a la prestación del servicio.
7. Falta de articulación y coordinación entre los distintos actores (Estado –los 3 poderes y los dos niveles de la Provincia-, Universidades y Centros de Estudio, Asociaciones de Usuarios, Empresas y Proveedores).
8. No existe capacidad para el planeamiento, diseño, desarrollo y gestión en el Sector Público.
9. Comportamiento burocrático: tendiente a mantener el statu quo como método de supervivencia. Esto puede llevar a que nadie termine haciéndose cargo del desarrollo de una política energética para la Provincia.
10. Comportamiento estratégico inexistente en el Estado. 11. No hay capacidad financiera propia. 12.No existe conciencia acerca de la crisis energética, debido a que no existe
conocimiento del sector energético. Una causa parcial es que no existe masa crítica en cuanto a gente que conoce de este sector.
13. No existen claras ventajas en cuanto a la generación de recursos energéticos alternativos.
14. No existe buena relación entre Sector Público y Sector Privado. 15. No existe un área institucional especializada en el Sector Público. 16. No existe una tradición de cumplimiento en lo referido al sector energético
provincial. Oportunidades 1. Existe necesidad de recursos energéticos en regiones cercanas (Buenos Aires y Chile).
En el largo plazo, la infraestructura que se desarrolle en términos de grandes infraestructuras de generación y de transporte debería ser la base para la exportación de energía al resto de las provincias o hacia Chile. Asegurar el abastecimiento energético a las generaciones futuras.
2. Al transferir una herramienta de poder, el desarrollo de una política que maneje los recursos energéticos provinciales sería una herramienta básica para equilibrar un poco las relaciones Buenos Aires-Interior y Gobierno Nacional-Provincias. El ideal sería que la política energética sea independiente y que dependa de la Provincia, tal como ocurre en Brasil y los Estados Unidos, países federales en la práctica.
4. En la actualidad existen fondos en el sistema financiero y no existen alternativas de inversión suficientemente atractivas. En cualquiera de los dos casos anteriores,
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habría que desarrollar una especie de Road-Show mostrando las oportunidades de negocios que hay en el sector energético de la Provincia.
5. La buena situación económica de la región. La Provincia ha cimentado su característica de exportadora de productos relacionados con la vitivinicultura. Se podría agregar a la energía como otro producto exportable a precios muy atractivos, para poder hacer viable en una etapa inicial la inversión en la generación de energías limpias.
6. Existen regiones en la Provincia con potencial de desarrollo económico-social cercanas a las fuentes de energía. Los Oasis del Valle de Uco y del Sur y la región de Malargüe podrían utilizar la energía disponible para el desarrollo de su economía y de su sociedad, lo que favorecería la desconcentración del desarrollo de la Provincia de Mendoza, muy centrada en el Oasis Norte.
7. Tanto a nivel nacional como en el ámbito provincial se ha generado la noción de que el control de los recursos energéticos es estratégico para el desarrollo regional.
Amenazas 1. Actualmente existe una gran incertidumbre en materia energética a nivel nacional
debido a que se están sufriendo los errores de décadas pasadas tanto en términos energéticos como en materia económica.
2. Al estar vinculada con el poder en su sentido más amplio, existe la posibilidad de que no se desarrolle de manera sustentable y sostenible.
4. Mendoza está asociada a la imagen argentina, lo cual no es positivo para la obtención de fondos con el fin de financiar las obras necesarias para el desarrollo del sistema energético mendocino.
5. El hecho de pertenecer a un País cuasi unitario genera dificultades desde el punto de vista económico-institucional, ya que la Provincia no tiene la posibilidad de decidir acerca del manejo de la caja ni sobre los marcos regulatorios.
6. El tiempo no nos juega a favor y las inversiones en esta materia son de larga maduración.
Principales Centrales de Mendoza
Central térmica Mendoza
Está ubicada en Luján de Cuyo, Provincia de Mendoza. La planta ha sido modernizada mediante la incorporación de un Ciclo Combinado de 290MW para alcanzar un total de capacidad instalada de 540 MW. Esta planta vende energía en el mercado spot, así como también en el mercado de contratos.
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Central hidroeléctrica Los Reyunos
A fines de 1983 se habilito este complejo que se convirtió en al primer central hidráulica de bombeo del país.
Se halla a 30 km de San Rafael y forma parte, junto con Agua del Toro, del aprovechamiento integral del rio Diamante medio. Cuenta con un contra embalse, El Tigre, que actúa como compensador en horas pico. Su potencia instalada es de 224 MW y la obra permite habilitar 20 000 Ha de riego.
Central hidroeléctrica Agua del toro
Esta obra, finalizada en 1990 tiene 3 finalidades: Regulación del caudal del rio Diamante, aprovechamiento hidroeléctrico; y aumento
sistematización del sistema de riego, que se incrementó a 90 000 Has. Se halla a 70 Km de San Rafael. Cuenta con una capacidad de 150 MW y una altura
de 128m desde su fundación. El espejo de agua es de aproximadamente 1 000Has.
Dique Potrerillos Se encuentra a 70 km de la Ciudad de Mendoza en la localidad de Potrerillos, departamento de Luján de Cuyo sobre el cauce del Río Mendoza quien surge de la confluencia de los ríos Tupungato, Cuevas y Vacas. Potencia Instalada: 192 MW. Carrizal Se encuentra a 60 km de la Ciudad de Mendoza, entre los departamentos de Rivadavia y Luján de Cuyo. tiene una potencia instalada de 17 MW. Nihuiles Se encuentra a 75 Km. al sur oeste de la Ciudad de San Rafael, es la entrada al Cañón del Atuel y forma parte del complejo hidroeléctrico del Atuel, su extensión alcanza las 9.600 ha. Tiene una potencia instalada de 230 MW
Conclusiones
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Ante la crisis energética por la que se está atravesando, y el aumento contínuo del precio del petróleo, sin lugar a dudas hay que apuntar a las energías limpias. Como hemos visto en este trabajo y de diversas fuentes, Argentina tiene un potencial increíble en cuanto a la generación de energías renovables. Tiene un extenso terreno apto para biodiesel y bioetanol y el 70% del territorio es apto para la generación eólica. Cuenta también con una impresionante radiación solar en su zona norte y oeste; y si aparte se aprovecharan las algas del litoral marítimo, podríamos cambiar radicalmente nuestra matriz energética hacia energías limpias y renovables. Sin lugar a dudas creemos que este es el futuro del mundo en sí.
Bibliografía
www.enre.gov.ar
www.wikipedia.com.ar
