Introducción.
La provisión de electricidad en
Argentina se remonta a fines del siglo XIX. En sus orígenes la oferta eléctrica
se concentraba en la ciudad de Buenos Aires y sus alrededores y progresivamente
se fue extendiendo al resto del país. Hacia mediados del siglo XX los
principales actores del mercado eléctrico eran las empresas estatales Agua y
Energía, que prestaba servicios de generación
y distribución a nivel nacional, SEGBA que hacía lo propio en el área
metropolitana e HIDRONOR, empresa creada a fines de los ´60 para gestionar el
polo de generación hidroeléctrica
que se instaló en el área del Comahue.
Hacia fines de los ‘60
aproximadamente el 70% de la oferta provenía de generación térmica, situación
que se modificó radicalmente con las
nuevas centrales hidroeléctricas. Esta nueva fuente de oferta fue la respuesta
del sistema eléctrico a la revolución tecnológica de mediados del siglo XX, con
la difusión generalizada de los electrodomésticos que produjo un fuerte aumento
del consumo eléctrico.
Las décadas de ‘70 y el ’80
fueron las “décadas de la hidroelectricidad. Precisamente hacia fines de los
ochenta la hidroelectricidad aportaba casi el 50% de la oferta total. El
sistema también incorporó energía nuclear, con la construcción de las centrales
de Atucha en la Provincia de Buenos Aires, inaugurada en 1976 con 370 MW y
Embalse, con 650 MW en la Provincia de Córdoba desde 1983.
El proceso de expansión de la oferta tuvo luces y sombras: si bien permitió
absorber el aumento
de la demanda, hacia mediados de los ’80 mostraba signos de agotamiento, con
numerosos problemas técnicos de mantenimiento y dificultades de financiamiento.
Entre 1970 y 1980 la
oferta eléctrica medida en MW aumentó 107% (equivalente a 7,6% anual), mientras
que entre
1980 y 1990, considerada la “década de la desinversión” aumentó 52% (4,3%
anual).
En comparación, en la década
del ’90 la oferta aumentó 57% (4,7% anual), incremento apenas superior al de
los ’80 y claramente inferior al de los ’70. La diferencia de la década del ’90
con las anteriores radica en mejoras de eficiencia en el área de distribución y
en el aprovechamiento operativo de inversiones realizadas anteriormente.
Hacia
principios del nuevo siglo, el sistema eléctrico nacional debió afrontar graves
inconvenientes como resultado de la caída de la demanda que acompañó a los
últimos años de vigencia del régimen de convertibilidad. Por ese entonces, la
erosión de las capacidades productivas y la grave recesión en que se sumió la
economía obligaron al sector a operar con niveles de ineficiencia considerables
como resultado de la subutilización de la capacidad de generación. Sin embargo,
el veloz y marcado cambio en la tendencia de la actividad económica y el
repunte de la actividad industrial que acompañó la implementación del nuevo
esquema económico revirtieron esta situación.
En
el nuevo contexto, las preocupaciones respecto del sector comenzaron a ser las
opuestas, en tanto el acelerado crecimiento económico impuso la necesidad de
volver a expandir rápidamente la oferta. A partir de 2007 el mercado eléctrico
argentino recuperó el sendero de crecimiento interrumpido por la crisis de
2001, abasteciendo las necesidades de una economía en crecimiento.
La
implementación de un vigoroso programa de inversión pública articulado con el
sector privado fue uno de los pilares que sustentó la satisfactoria respuesta
del sector a la demanda generada por el nuevo modelo económico. De esta manera,
se incorporaron al sistema 3.000 MW de potencia en tan sólo tres años,
abasteciendo la creciente demanda proveniente del sector industrial y del
consumo residencial.
Situación actual
del mercado energético.
La
demanda del mercado eléctrico argentino cuenta con aproximadamente trece
millones de clientes, de los cuales once millones corresponden al segmento
residencial, un millón al sector comercial y el resto se reparte entre
industria, organismos públicos y otros usuarios. El consumo residencial, el
comercial y el de la pequeña y mediana industria es atendido por 75
distribuidoras, mientras que la gran industria y los grandes usuarios
comerciales y de servicios adquieren su energía directamente de los
generadores.
Las distribuidoras
más grandes del país son EDESUR y EDENOR, que brindan servicios en el área
metropolitana de Buenos Aires. La Provincia de Buenos Aires (incluyendo Ciudad
de Buenos Aires) representa el 52% de la demanda nacional, seguida por Santa Fe
con el 10%, Córdoba con el 8% y Mendoza con el 5%.
Marco
regulatorio.
Al momento de la reforma,
que se ejecutó entre 1991 y 1993, el sistema eléctrico argentino se
caracterizaba por la presencia casi exclusiva de empresas públicas de
jurisdicción federal o provincial; la excepción estaba constituída por la
presencia de empresas cooperativas que se desenvolvían esencialmente en el ámbito
de la distribución. Las empresas de jurisdicción federal concentraban el manejo
de las grandes centrales de generación, la mayor parte del transporte de alta
tensión y la distribución el el ámbito del Gran Buenos Aires y a los grandes
usuarios en todo el territorio nacional. En la mayor parte de las pcias.
Existían empresas públicas de esa jurisdicción, que junto con las cooperativas
desempeñaban casi exclusivamente la función de distribución.
La situación del contexto
socioeconómico a los largo de los años 80 fue ocasionando un profundo deterioro
en la gestión de las empresas públicas, especialmente de aquellas de carácter
federal. Los retrasos en el ajuste de las tarifas y los contratos leoninos con
el sector privado fueron dando lugar a un rápido incremento del endeudamiento y
a fuertes desequilibrios financieros, que debían ser cubiertos por el tesoro
nacional.
Hacia fines de la década el
sistema energético argentino presentaba una situación de virtual insolvencia,
que coincidió con una importante crisis de desabastecimiento ocasionada por un
período de sequía y la alta indisponibilidad del parque térmico resultante de
la falta de mantenimiento, todo lo cual contribuyó a justificar la necesidad de
un fuerte cambio. La reforma energética fue impulsada desde la jurisdicción
federal alcanzando en forma inmediata a todas las actividades que se
encontraban bajo el control de ese ámbito. Dicha reestructuración se propuso
mejorar la eficiencia productiva, mediante la introducción de competencia donde
fuera posible, promover la participación del capital privado y proteger los
intereses de los usuarios, regulando los mercados que tuvieran las
características de monopolios naturales. Al igual que en el caso de las
restantes industrias energéticas, la reforma implicó un drástico cambio en la
organización productiva e institucional y una profunda modificación del papel
del Estado, pasando de una modalidad de control central a una de mercado.
Este proceso implicó la
desintegración vertical y la partición horizontal de las actividades del
sistema, en distintas actividades: generación, transmisión, distribución y
comercialización (ver arts. 5 a 9 ley 24.065), el traspaso de las unidades
empresarias emergentes al sector privado y el establecimiento de los ppios. De incompatibilidad
de funciones y de libre acceso de terceros a las redes de transporte y
distribución.
De este modo, con las grandes
centrales en manos de las ex empresas HIDRONOR,AGUA Y ENERGÍA y SERVICIOS ELÈCTRICOS DE BUENOS
AIRES(SEGBA), se crearon unidades productivas jurídicamente independientes que
luego fueron privatizadas separadamente. La distribución eléctrica en el área
metropolitana que estaba en manos de
SEGBA fue particionada en tres áreas de concesión, respecto de las que se
crearon las correspondientes unidades empresarias (EDENOR, EDESUR Y EDELAP) y
fueron entregadas a consorcios privados por licitación.
Aunque la mayor parte de las
pcias. adhirieron las ppios. de la ley nacional 24.065, los gobiernos
provinciales gozan de la facultad para definir los términos bajo los cuales
concesionan la prestación del servicio eléctrico dentro de su territorio, por
medio de marcos propios, salvo en lo que se refiere a las compras interprovinciales de
electricidad, debiendo ajustarse a las normas nacionales.
Existen en nuestro país dos
mercados eléctricos mayoristas:
SADI(Sistema Argentino de
Interconexión) que cubre casi todo el país, con excepción de la región
Patagónica,y conforma el Mercado Electrico Mayorista(MEM)
MEMSP(Mercado Eléctrico Mayorista
Sistema Patagónico, que abastece la región Patagónica, salvo el extremo sur del
país.
Ambos mercados operan bajo
similares reglas de funcionamiento, pero la fijación de los precios depende de
las condiciones particulares de la oferta y demanda de cada uno.
La comercialización de energía en
el Mercado Electrico Mayorista se efectúa de tres formas distintas:
Mercado Spot: Los precios varían
en forma horaria en función de los costos de producción, es decir, se
establecen sobre la base de las declaraciones de costos marginales de las
centrales generadores, de modo tal que los generadores pueden vender la energía
en el mercado a través de este precio spot.
Mercado Estacional: Se definen
dos períodos semestrales en el año y en cada uno de ellos se define un precio
estabilizado de la energía en función de lo que se espera que va a costar
durante los próximos seis meses,
revisable por períodos tremestrales.
Ello tiene por finalidad
dismunuir la volatilidad de los precios del mercado spot a fin de que la tarifa
de los usuarios finales sea más estable. Los distribuidores pueden comprar a
ese precio estacional y las diferencias con respecto a los precios del mercado
spot se cargan al período siguiente.
Mercado a Término: Se establece
entre generador y distribuidor a través de un contrato en el que se pactan
libremente las condiciones, cantidades y precios.
Entes de Fiscalización y Control
En el ámbito nacional la máxima
autoridad es la Secretaría Nacional de Energía, cuyas ppales. funciones son:
Definir e implementar las
políticas energéticas.
Dictar la normativa regulatoria a
la que deben ajustarse los agentes de la industria eléctrica.
Autorizar el ingreso y egreso de
los agentes del MEM.
Otorgar las concesiones para el
aprovechamiento de los recursos hidroléctricos en cursos de agua
interprovinciales, previo acuerdo con las autoridades de las pcias.
Involucradas.
Asimismo realiza periódicamente
un análisis a través del cual hace el seguimiento de la evolución del sistema
con el fin de anticipar eventuales problemas futuros de abastecimiento.
La autoridad técnica en la
operación del sistema es la compañía Administradora del Mercado Mayorista
SA(CAMESSA), que además de hacer las liquidaciones mensuales de cobros y pagos
de los agentes, tiene a su cargo el despacho de cargas y asesora al ENRE en los
estudios de transporte de la red de alta tensión.
Por su parte el ENRE (Ente
Nacional Regulador de Energía) tiene como misión fundamental controlar el
cumplimiento de la normativa vigente para las actividades reguladas (transporte
y distribución).
Sus ppales. funciones son:
Controlar el cumplimiento de los
términos de los contratos de concesión otorgados por el gobierno nacional.
Fiscalizar y autorizar las
revisiones periódicas de las tarifas de los servicios regulados en la órbita
federal.
Prevenir conductas
anticompetitivas entre los agentes.
Intervenir en los eventuales
conflictos entre agentes del MEM y defender los derechos de los consumidores
cautivos, organizando audiencias para el tratamiento de los temas conflictivos.
La autonomía constitucional
permite a las pcias. Establecer condiciones propias en las prestación de los
servicios, en particular la electricidad, asi como fijar impuestos y tasas
sobre las actividades económicas desarrolladas dentro de su territorio. La
convivencia de esta autonomía con la apertura obligatoria de las redes de
distribución eléctrica pcial para permitir el acceso de los grandes usuarios
localizados en el territorio pcial al mercado mayorista potenció los conflictos
asociados a la competencia desleal entre generadores del MEM y los
distribuidores locales.
De este modo, la mayoría de las
jurisdicciones pciales. Cuenta con su propìo ente regulador para controlar el
cumplimiento de los términos de los contratos de concesión de la distribución
eléctrica dentro de su territorio. Las funciones ppales. De estos entes
reguladores son el control de la calidad del servicio prestado y la
autorización de los ajustes tarifarios dentro del territorio pcial.
Centrales Eléctricas.
Una central productora de energía
es cualquier instalación que tenga como función transformar
energía potencial en trabajo.
Las centrales
eléctricas son las
diferentes plantas encargadas
de la producción
de energía
eléctrica y
se sitúan, generalmente,
en las cercanías
de fuentes de
energía básicas (ríos,
yacimientos de
carbón, etc.). También
pueden ubicarse próximas
a las grandes
ciudades y
zonas industriales, donde el
consumo de energía es elevado.
Los generadores
o alternadores son
las máquinas encargadas
de la obtención
de la
electricidad. Estas maquinarias
son accionadas por motores primarios. El motor primario junto
con el generador forman un
conjunto denominado grupo.
Tipos de centrales.
Los diferentes
tipos de centrales
eléctricas dependen de
las distintas materias
primas
empleadas para
obtener la energía
eléctrica. Pueden ser:
Hidráulicas:
El costo
de construcción de
estas centrales es
elevado pero se
compensan con los
bajos
gastos de
explotación y mantenimiento
luego la puesta
en marcha de
las mismas. Como
consecuencia de esto, las
centrales hidráulicas son las más rentables en comparación con los
restantes tipos.
Estas centrales
suelen ubicarse lejos de los
grandes centros de
consumo y el
lugar de
asentamiento de las mismas está
condicionado por las características del terreno.
Las turbinas hidráulicas son
accionadas por el agua como consecuencia de la energía cinética
o
a la de
presión que ha
desarrollado en su
descenso. Anteriormente, el
agua es retenida,
encauzada y controlada.
Nucleares:
La producción de energía se logra
mediante la transformación previa de la energía nuclear.
Un combustible
nuclear, el uranio,
y un reactor
nuclear reemplazan a
los combustibles y
a la caldera de la central
térmica. En el reactor tiene lugar la fisión del uranio (rotura en cadena de
los núcleos
de los átomos
de este elemento
químico), que al
liberar una gran
cantidad de
energía origina el calor preciso
para la obtención del vapor de agua.
Las centrales
nucleares o termonucleares utilizan
las turbinas de
vapor como maquinas
motrices.
El reactor y los sistemas de
instalación deben ser sometidos a una continua refrigeración, por
lo tanto, la localización de
estas centrales depende de la disponibilidad de caudales de agua de
valor determinado y regular.
Estas centrales
se construyeron con el propósito
de aprovechar al
máximo los recursos
energéticos naturales,
pero presentan un
alto costo de
construcción y una
escasa prestación
de energía eléctrica.
Mareomotrices:
La energía eléctrica es
consecuencia de la energía de las mareas. Parten del cambio de nivel
periódico y las corrientes de
agua de mares, océanos, lagos, etc.
Cuando la marea está alta, se
retiene agua del mar en la zona de embalse; al bajar la marea, el
agua retorna al mar a través de
las maquinas, haciendo funcionar las mismas.
El conjunto
de "máquina motriz
– generador" se
denomina grupo-bulbo y
en su interior
se
ubican un
generador, los equipos
correspondientes y una
hélice (turbina eléctrica
del tipo
Kaplan de eje horizontal o
inclinado).
Geotérmicas:
Las altas temperaturas que
existen en el interior del globo terráqueo producen un vapor natural
a 200°C aproximadamente. Esta
energía térmica acciona directamente las turbinas de vapor de
las centrales geotérmicas.
El subsuelo
terrestre es una
reserva de energía
prácticamente inagotable, pero
es de difícil
acceso y por lo tanto poco
aprovechable.
Eólicas:
Estas centrales utilizan a los
vientos o corrientes de aire para generar la energía eléctrica.
Su utilización se limita a
situaciones especiales debido a que la obtención de energía eléctrica
a través de estas centrales,
tiene un elevado costo. El viento puede
ser aprovechado a
partir de ciertas
velocidades (mínima 6
m/s), solo en las
centrales eólicas de un tamaño
considerable.
Solares o heliotérmicas:
En un
primer procedimiento, la
energía luminosa y
térmica proveniente del
Sol en forma
de radiación electromagnética es
transformada en energía
eléctrica mediante el
empleo de
células. La obtención de este tipo
de energía es muy
irregular, debido a que
depende de las variaciones horarias y estacionales y de las
modificaciones en la nubosidad.
Hidrotérmicas:
Estas centrales
producen la energía
a través del
aprovechamiento de la
energía tér
grandes extensiones de agua. El
lugar de emplazamiento de estas centrales suele ser en los mares y océanos
Térmicas:
El alimento
de estas centrales
está constituido por
los distintos combustibles
sólidos (carbón
mineral); líquidos (gas-oil y
fuel-oil, originados en la refinación del petróleo crudo); y gaseosos
(gas natural). La energía eléctrica surge como consecuencia
de la energía térmica de combustión.
La proximidad a un yacimiento de
carbón, o a una refinería de petróleo o a un grupo industrial
son algunos de los condicionantes
del lugar donde estas centrales pueden ubicarse.
El vapor
de agua producido
en una caldera
posibilita el funcionamiento de
las turbinas de
vapor (máquinas motrices) al
hacer girar el eje de dichas máquinas.
Clasificación:
Las Centrales Eléctricas pueden
clasificarse dependiendo del servicio que brinden:
Centrales de Base o Centrales
Principales.
Su función es suministrar energía
eléctrica en forma permanente; la instalación suele estar en
marcha durante largos períodos de
tiempo y no debe sufrir interrupciones de la instalación.
Este tipo
de centrales se
caracterizan por su
alta potencia, y
generalmente, se trata
de
centrales nucleares, térmicas e
hidráulicas.
Centrales de Punta.
Estas centrales
tienen como principal
función cubrir la
demanda de energía
eléctrica cuando
existen picos de consumo, o sea
horas punta. Trabajan en espacios cortos de tiempo durantes
determinadas horas, su
funcionamiento es periódico.
Debido a la capacidad de
respuesta necesaria, generalmente suelen ser centrales hidráulicas o
térmicas. Las centrales de punta sirven de apoyo a las
centrales de base.
Centrales de Reserva.
El concepto
de reserva económica
implica la disponibilidad de
instalaciones capaces de
sustituir, total o parcialmente,
a las centrales de base en las siguientes situaciones: escasez o
falta de materias primas (agua,
carbón, fuel-oil, etc.).
El concepto
de reserva técnica
comprende la programación
de determinadas centrales
para
reemplazar a las centrales de
producción elevada en el caso de fallas en sus maquinarias. Las
centrales a
las que se
suele recurrir en
esos casos son
las hidráulicas o
con turbinas de gas
debido a la rápida capacidad de
respuesta.
Centrales de Socorro.
Si bien tienen el mismo propósito
que las centrales anteriores, se diferencian en que estas son
pequeñas centrales autónomas y
transportables en camiones, trenes o barcos.
Suelen ser accionadas por motores
Diesel.
Energías renovables.
Se denomina energía renovable a
la energía que se obtiene de fuentes naturales virtualmente inagotables, ya sea
por la inmensa cantidad de energía que contienen, o porque son capaces de
regenerarse por medios naturales. Entre las energías renovables se cuentan la
eólica, geotérmica, hidroeléctrica, solar, y la biomasa .
Energía eólica.
La energía eólica hace referencia
a aquellas tecnologías y aplicaciones
en que se
aprovecha la energía
cinética del viento, convirtiéndola a energía eléctrica o
mecánica. Se pueden distinguir dos tipos de aplicaciones: las
instalaciones para la producción de
electricidad y las instalaciones de bombeo de agua. Entre las instalaciones de
producción de electricidad se pueden
distinguir instalaciones aisladas, no conectadas a la red eléctrica
e instalaciones conectadas,
normalmente, denominadas parques
eólicos. Las instalaciones
no conectadas a
la red, cubren aplicaciones
de pequeña potencia,
principalmente de electrificación rural. Las aplicaciones conectadas a
la red eléctrica, por otra parte, son las que permiten obtener un aprovechamiento energético mayor, son además
las que presentan las mejores expectativas de crecimiento de mercado.
En términos generales no se
requieren grandes velocidades de viento para producir energía, más bien al
contrario, cuando el viento es demasiado intenso se hace necesario detener los
equipospara evitar deterioro. En la mayoría de los casos, un equipo comienza a
generar energía con una velocidad del viento de 4 metros por segundo (m/s),
equivalente a unos 15 km/h. Entrega su potencia máxima cuando la velocidad es
del orden de los 12 a 15m/s (40 a 55 km/h) y es necesario sacarla de servicio
cuando alcanza 25m/s (90km/h).
Existen dos tipos principales de
máquinas que aprovechan la energía contenida en el viento: los molinos, que se
utilizan fundamentalmente para bombeo mecánico de agua, y los aerogenedores de
electricidad.
Molinos.
Es muy
común en el
campo la utilización
para extraer agua
del subsuelo. El
equipo utilizado se
denomina molino multipala en razón de estar compuesto por un número
elevado (12 a 16) de palas. La razón de este sistema radica en que con muy baja
velocidad de viento (apenas una brisa) está en condiciones de trabajar. Al
girar acciona mecánicamente una bomba que extrae el agua necesaria.El diseño de
este tipo de molino es de origen norteamericano, introducido en Argentina a
mediados del siglo pasado y hoy de fabricación nacional. También es muy
utilizado en Australia, Sudáfrica, Holanda y Dinamarca.
Aerogeneradores.
Estos equipos están especialmente
diseñados para producir electricidad. En la actualidad se fabrican máquinas
comerciales de muy variados tamaños, desde muy bajas potencias (100 a 150 W)
hasta 700 y 800 Kw. y ya están superando la etapa experimental modelos de hasta
1.500 Kw. de potencia. A diferencia de los molinos, estos equipos se
caracterizan por tener pocas palas porque de esta manera alcanzan a desarrollar
una mayor eficiencia de transformación de la energía primaria contenida en el
viento. Si bien existen algunos de una sola pala, los de dos o tres son lo más
utilizados. Sintéticamente un aerogenerador está conformado por dos elementos
principales: un rotor compuesto por un eje y la o las palas que es accionado
por el viento, y un generador que se mueve por arrastre del rotor. Los rotores
de los aerogeneradores de potencia mediana en adelante (más de 20 Kw.) no
desarrollan gran número de revoluciones, considerándose como normal el orden de
60 a 70 revoluciones por minuto. Teniendo en cuenta que los generadores
normalmente trabajan a unas 1.500 r.p.m., para adecuar las distintas
velocidades de trabajo de estos dos elementos se intercala una caja
multiplicadora.
Se puede diferenciar a los
aerogeneradores en dos grandes grupos según sea la posición del eje de
rotación: de eje vertical y de eje horizontal.
Los aerogeneradores de eje
vertical tienen la ventaja de no necesitar orientarse respecto a la dirección
de donde sopla el viento, porque
cualquiera sea ella, acciona en la misma forma sobre su rotor. Además, los
equipos de generación y control se
ubican al pié de la estructura simplificando de esta manera el acceso a los
mismos y abaratando por consiguiente el mantenimiento.
También ofrecen una robustez y resistencia destacable para ser utilizados en zonas de vientos arranchados y
de direcciones cambiarias. Como principal elemento desfavorable se puede
mencionar que la eficiencia de conversión energética es algo menor que la de
los del otro tipo.
En los aerogeneradores de eje
horizontal, el plan de rotación debe
conservarse perpendicular a la dirección del viento para poder captar la máxima
energía. En consecuencia, para adecuarse a las variaciones de dirección, debe
instalarse algún mecanismo que oriente la posición del rotor. En equipos
pequeños y medianos (hasta unos 10 ó 15
Kw.) el sistema de orientación es sencillo y mecánico, representado por un
timón de cola que reacciona en forma
automática.
En equipos
de mayor tamaño
y muy especialmente
en los grandes
(de más de
100 Kw.), la
orientación del equipo se controla electrónicamente a través
de un sistema computarizado. El generador, así como la caja de multiplicación, están ubicados en el cuerpo
del equipo, que se encuentra en la parte superior de la torre. Este trae aparejado por un lado la necesidad de un
importante cableado para conducir la corriente generada y las señales enviadas al sistema de control y por
otro el inconveniente que cuando se produce alguna avería o se efectúa un control de rutina, es necesario
subir a la torre.
El uso de toda fuente energética
presenta tanto ventajas como desventajas, por lo que es importante, antes de
emprender una utilización, efectuar un balance entre los pro y los contra de
una u otra posible a utilizar. La energía eólica, por supuesto, no puede
escapar a esta premisa. Como principales ventajas se pueden mencionar
*
es inagotable
*
no es contaminante
*
es de libre acceso (gratuita)
*
se puede aprovechar en la medida de las necesidades del momento
En cambio las mayores desventajas
indican:
*
se encuentra dispersa,
ñ es
intermitente y aleatoria (no continua).
Argentina es un país con larga
tradición eólica. Se estima que la llanura pampeana cuenta aún hoy con la mayor
concentración de molinos de campo de todo el mundo, con mas de 400.000
ejemplares en existencia. Si bién las primeras máquinas de viento equipadas
para generar electricidad aparecieron a comienzos del siglo pasado, la novedad de
su tecnología y sus mayores costos relativos resultaron barreras insalvables
para su difusión en una época dominada por los combustibles fósiles. Fue el
principio del fin de la era del petróleo barato en 1973 lo que
marcó el renacer
del viento como
fuente energética viable.
Actualmente el alto
grado de desarrollo
alcanzado por
los aerogeneradores modernos
permite al viento
aportar un porcentaje
relevante de la generación eléctrica en muchos países. El
primer parque eólico comercial argentino se instaló en Comodoro Rivadavia,
provincia de Chubut, en 1994 (500 kW).
Nuestro país, pionero en
Latinoamérica, dispone actualmente de 13 parques eólicos localizados en 6
provincias que suman una potencia instalada de 29,7 MW, registrando un
interesante factor de planta medio cercano al 30%, aun cuando los parques
funcionando en la Patagonia alcanzan regularmente factores de utilización muy
superiores, con valores tan altos como 40% o mas. Varios de estos
emprendimientos han crecido al amparo de los beneficios fiscales concedidos por
el “Régimen Nacional de la Energía Eólica y Solar” introducido por la Ley 25.019/98.
La Ley 26190 establece el
“Régimen de fomento nacional para el uso de fuentes renovables de energía
destinada a la producción de energía eléctrica “. La ley declara de interés
nacional la generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes de
energía renovables con destino a la prestación de servicio público como así
también la investigación para el desarrollo tecnológico y fabricación de
equipos con esa finalidad.
Establece como objetivo del presente régimen, lograr la contribución de
las fuentes de energía renovables hasta
alcanzar el OCHO POR CIENTO (8%)
del consumo de energía eléctrica nacional en el plazo de DIEZ (10) años a
partir de la puesta en vigencia del presente régimen.
Los beneficios que establece la
Ley son un régimen de inversión por un periodo de 10 años y una remuneración
adicional respecto del precio de mercado
de la energía según las distintas fuentes por un periodo de 15 años.
Las perspectivas del país en
materia de energía eólica son francamente alentadoras. Se estima que el
potencial eólico patagónico al sur del paralelo 42 encierra una energía decenas
de veces mayor al contenido en toda la producción anual
argentina de petróleo.
Mas aún, no
solo el extremo
sur argentino posee
condiciones favorables para la instalación de granjas eólicas, existen
asimismo numerosas regiones aptas en las provincias de Río Negro y Neuquén, en
varias zonas serranas y costeras de la provincia de Buenos Aires, y en muchos
otros sitios puntuales de todo el país.
Energía Geotérmica.
Se entiende por energía
geotérmica a aquella que, aprovechando
el calor que se puede
extraer de la
corteza terrestre, se
trans-forma en energía eléctrica o en calor para uso humano o procesos
industriales o agrícolas. La Tierra almacena en forma de calor gran cantidad de energía. Diferentes
hipótesis tratan de explicar a que
se deben estas
altas temperaturas existentes
sobre el
origen y posterior evolución del
planeta. Las explicaciones más convincentes atribuyen a la acción
combinada de varios
fenómenos naturales, entre
los que adquieren especial importancia los efectos
residuales de la materia incandescente
que constituyó las
etapas iniciales y
la contribución calórica
proveniente de la desintegración de elementos radiactivos de vida prolongada.
En forma esquemática y simple, se
puede considerar que la tierra está conformada por tres capas concéntricas,
desde la superficie hasta su centro, ubicado a una profundidad de 6.357,78 km.
Estas tres capas son:La superficial denominada CORTEZA TERRESTRE, está
constituida por rocas en estado sólido y que podemos observar en forma directa.
La segunda capa, denominada
MANTO, se halla inmediatamente debajo de la anterior.
Los materiales que la constituyen
tienen una composición mineralógica completamente distinta de las de las rocas
de la parte superficial, y una densidad bastante mayor.
Debido a las altas temperaturas
existentes a esas profundidades y a la naturaleza de su constitución, esos
materiales se hallan en estado semifundido, otorgándole al manto un
comportamiento dinámico semejante al de una masa plástica. Si bien no se puede
comprobar visualmente, estudios geofísicos permiten suponer que las
características observadas en la parte superior del manto se acentúan
gradualmente hasta la profundidad de 2.900 Km. A partir de allí nos internamos
en la tercera capa denominada NÚCLEO caracterizada porque los componentes
minerales que la constituyen poseen una densidad muy superior a las de las
capas anteriores.
Este proceso se puede corroborar
cada vez que se efectúa una perforación, aunque sea de relativa poca
profundidad. Las temperaturas que se registran son siempre mayores en los
niveles más profundos. Es conveniente aclarar, para evitar confusiones, que en
los casos en que la perforación es muy superficial (y también en los primeros
tramos de otras más profundas) el efecto mencionado no es observable por la
presencia de aguas infiltradas
circulantes que enmascaran
el proceso térmico.
Si esas aguas
se conservaran más
tiempo y no recibieran un constante aporte,
alcanzarían la temperatura correcta.
Por regla general, en el sector
más superficial de la corteza, la temperatura aumenta en un valor promedio de 3
grados centígrados por cada 100 metros de profundidad. Esta variación se conoce
como “gradiente
geotérmico”. Cuando los
valores de ese
gradiente se encuentran
entre 2 y
5°C cada 100 metros se consideran normales, mientras
que los valores que exceden 5°C/100 m, habrá a 1.500 metros una temperatura de
180°C aproximadamente.
Además de las perforaciones de
exploración, la explotación de un yacimiento geotérmico, al igual que uno
petrolero, requiere de
un cierto número
de pozos de
producción que, llegando
hasta el acuífero, también denominado “reservorio”, permitan que
el agua caliente o vapor suban a la superficie.
Es muy
importante tener en
cuenta que la
explotación de un
yacimiento geotérmico debe
efectuarse de manera tal que el
volumen de agua caliente o vapor que de él se extrae, no sea mayorque la
recarga natural de agua que alimenta al acuífero. Sólo bajo estas condiciones,
el recurso energético puede ser considerado como una fuente de carácter
“renovable”.
Existen dos formas básicas de uso
de la energía de origen geotérmico:
USO DIRECTO
DEL CALOR, que se aplica
para calefaccionar viviendas
u otros tipos
de edificios; para procesos industriales que utilizan
calor, como por ejemplo las fábricas de celulosa, papel, conservas, harinas de
pescado; para el secado de frutas y vegetales en general; para calefacción de
invernaderos, establos y criaderos, para piscicultura, para calentamiento de
suelos de cultivos en zonas frías, para derretir la nieve de los caminos.
Para cada una de estas
aplicaciones es necesario que la temperatura del agua sea adecuada.
Entre los
países que utilizan
el calor geotérmico
para procesos industriales,
agrícolas y de ambientación se pueden mencionar Islandia, Rusia, Hungría,
Nueva Zelanda y otros.
USO ELÉCTRICO DEL FLUIDO.
Consiste en la generación de electricidad mediante instalaciones similares a
las usinas térmicas convencionales. La diferencia radica en el origen del vapor
que mueve las turbinas que alimentan el generador eléctrico.
En una
usina térmica convencional
el vapor “se
fabrica” quemando derivados
de petróleo, gas o
carbón, mientras que en la usina o planta geotérmica no es necesario
gastar combustible pues es provisto directamente por la naturaleza.
Naturalmente este proceso no es
tan simple como se menciona. En general el vapor viene mezclado con agua y
ésta, a su vez, tiene disueltas sales. Será entonces necesario separar el vapor
del agua para que pueda ser derivado a las turbinas
La única manera que hasta el
presente permite forma técnica y económicamente aceptable disponer del calor
contenido en el interior de la tierra para su utilización como recurso energético,
consiste en extraerlo del agua caliente
o el vapor
contenido en los
acuíferos hidrotermales. Pero
hallar una zona
apta para ser
explotada energéticamente
requiere de un
proceso exploratorio consistente
en una sucesión
de etapas en
las que se conjugan
estudios geológicos ygeofísicos
progresivamente crecientes en
especificidad y complejidad,
y consecuentemente en inversión.
La experiencia
acumulada en el
mundo ha demostrado
que las dimensiones
superficiales de un
yacimiento geotérmico se hallan comprendidas entre 10 y 100 km2. Si se
tiene en cuenta que el proyecto de exploración se inicia sobre la totalidad de
una zona, cuya extensión casi siempre sobrepasa los 15.000 km2, la localización
de posibles yacimientos requieren intercalar etapas intermedias.
La primera se denomina de
Reconocimiento y consiste en la realización de estudios con métodos
superficiales a efectos de detectar las áreas de mejores posibilidades para
continuar la exploración. Normalmente se explora sobre áreas de más de 10.000
km2.
La segunda etapa denominada
Prefactibilidad, ya sobre superficies de entre 500 y 2.000 km2, busca definir
las características del yacimiento geotérmico para determinar la ubicación de
los pozos de exploración.
Finalmente en la etapa de
Factibilidad se verifica la posibilidad técnica y económica de aprovechamiento
del yacimiento y se definen los posibles sistemas de explotación.
Es importante no perder de vista
que a medida que se avanza en el proceso, el monto de las inversiones va
creciendo significativamente, por lo que se hace sumamente necesario evaluar
detenidamente la conveniencia de llevar adelante una nueva etapa.
Si bien en la Argentina existen
mas de trescientos puntos de interés geotérmico, en solo cuatro de ellos podría
generarse energía eléctrica con este recurso, a saber: Copahue (Neuquén),
Domuyo (Neuquén), Tuzgle (Jujuy) y Valle del Cura (San Juan).
Las dificultades más grandes para
un desarrollo sostenido de energía geotérmica con fines eléctricos se
encuentran en los elevados costos de la exploración y lo alejado de las zonas
pobladas de las principales áreas de interés geotérmico.
En cuanto
a la posibilidad
de efectuar aprovechamientos calóricos,
cada caso debe
ser estudiado muy cuidadosamente sopesando el costo del
aprovechamiento y la importancia de la actividad económica en juego.Se han
realizado algunos aprovechamientos además de los usos en balneoterapia (de gran
desarrollo provincial en la actualidad) en distintos puntos del país, se puede
mencionar la calefacción de algunos albergues en la zona de Las Ovejas (al
Norte de la provincia del Neuquén, cerca de Cerro Domuyo). Se tiene en estudio
algunos posibles aprovechamientos calóricos de tipo industrial (básicamente secado
de productos agrícolas).
Energía Hídrica/Hidroeléctrica.
La hidroeléctrica es
la mayor fuente
de energía renovable explotada por el hombre, y consiste
en la conversión en electrici-dad de la energía potencial gravitatoria contenida
en los saltos de agua. Comprende tanto
los aprovechamientos llamados
de acumulación (agua embalsada por un dique) como los denomina-dos “de
paso” (o de
agua fluyente). Comparada
con otras fuentes renovables,
la hidroeléctrica se
caracteriza por poseer mayor tradición tecnológica, factor de
utilización y previsibilidad en la disponibilidad del recurso.
Las primeras centrales
hidroeléctricas comerciales del mundo se instalaron hacia
finales del siglo
XIX y eran
ciertamente muy pequeñas de
acuerdo a los estándares actuales. Hoy en día sin
embargo, el
agua abastece cerca
del 20% de
la demanda eléctrica mundial.
El principal componente de una
central hidroeléctrica es una turbina hidráulica. La energía que una turbina
hidráulica extrae del agua depende tanto del caudal que conduce como de la
diferencia de altura existente entre los reservorios superior e inferior,
denominada caída o “salto aprovechable”. Por el contrario, una rueda hidráulica
(mucho menos eficiente) aprovecha directamente la energía cinética de la
corriente.
Los modelos
comerciales de turbinas
hidráulicas responden a
muy variado diseño,
dependiendo de las características de
cada central y
esencialmente, del salto
que aprovechan. En
este sentido, las
centrales hidroeléctricas se equipan con turbinas tipo Pelton (altas
caídas), Francis (caídas medias a altas), o hélice o Kaplan (bajas caídas), que
en conjunto son las mas comunes. Sin embargo las centrales de muy bajas caídas
(como las emplazadas en canales de riego) requieren máquinas mas refinadas como
las turbinas tubulares o los grupos
bulbo, en los que el generador eléctrico se encuentra alojado en el interior de
una “góndola” sellada situada en el interior de la tubería de presión. Los
pequeños aprovechamientos utilizan con ventaja las características de las
turbinas de flujo cruzado tipo Michell-Banki, que si bien no poseen los
rendimien-tos de las anteriores, son mas versátiles y fáciles de construir y
mantener.
Constructivamente los
aprovechamientos
hidroeléctricos corresponden (esencialmente) a
tres grandes esquemas:
*
De embalse, con central a pie de presa
*
De pasada, y alta caída, que aprovechan la pendiente del terreno
*
De pasada, y baja caída, construidos sobre ríos de llanura y canales de
riego
Los aprovechamientos de pasada no
requieren reservorio, pero al carecer de capacidad de almacenamiento son
altamente dependientes de las variaciones naturales del caudal del río.
Contrariamente, los aprovechamientos a
embalse pueden ser
“despachados” y ajustarse
rápidamente a las
variaciones de demanda,
que es una característica muy valiosa para el
sistema eléctrico.
Dada su naturaleza renovable, la
hidroeléctrica es una forma de generación eléctrica que no implica la
producción de desechos ni la emisión de gases de efecto invernadero. La
sustentabilidad de los grandes embalses en cambio, es un tema debatido entre
los especialistas y depende sobremanera de la definición que se tenga de ella.
En cualquier caso entre las ventajas que reporta la generación hidroeléctrica
es posible señalar:
*
Generación limpia, económica (no hay costo de combustible) e inagotable
*
Sustitución de combustibles fósiles y ahorro de sus emisiones
contaminantes
* Posibilidad
de beneficios adicionales
como riego, agua
potable, turismo y
recreación, además de la
generación de electricidad
*
Larga vida útil
* Empleo
de recursos y mano de
obra nacionales. Tanto
la construcción de
las obras civiles
como del equipamiento
hidroelectromecánico puede ser encomendado a empresas argentinas.
Por supuesto no hay forma de
generación eléctrica que no tenga un impacto ambiental de mayor o menor
severidad, y las grandes hidroeléctricas (y las renovables en general) no son
la excepción.
Entre las principales desventajas
y/o objeciones de orden económico y ambiental que los aprovechamientos
hidroeléctricos deben enfrentar es oportuno citar:
* Mayor costo unitario (u$s/kW) que otro tipo
de centrales
* Mayores períodos de estudio y construcción
* Posible inundación de áreas ribereñas
* Eventual relocalización de poblados
En Argentina la hidroeléctrica
posee una alta cuota de participación en la generación eléctrica total (38% en promedio). Históricamente, la
construcción de los
grandes aprovechamientos que
hoy prestan servicio
ha favorecido la creación de empleo, la promoción económica y social de
sus zonas de influencia, y la concreción de importantes obras de
infraestructura para riego, provisión de agua potable, turismo y control de
inundaciones.
Como aspectos salientes de ese
desarrollo actual y potencial se pueden mencionar:
*
El 38% de la capacidad instalada total es hidroeléctrica (9761 MW)
* De
casi un centenar
de Centrales en
servicio, sólo 3
grandes plantas (Yacyretá,
Piedra del Águila
y Salto
Grande) contribuyen con casi el
50% de la generación hidráulica total.
*
Yacyretá será la central eléctrica mas grande del país cuando esté
terminada (3100 MW).
*
Es aún modesto el aprovechamiento del potencial hidráulico total (22%).
Energía solar.
Se define energía solar a aquella
que mediante conversión a calor o electricidad se aprovecha de la radiación proveniente
del sol. Nuestro planeta recibe del sol una cantidad de energía anual de
aproximadamente 1,6 millones
de kWh, de
los cuales sólo
un 40% es aprovechable, una cifra
que representa varios cientos de veces
la energía que se consume actualmente en forma mundial; es una fuente de
energía descentralizada, limpia e inagotable. El aprovechamiento energético
está entonces condicionado por la intensidad de radiación solar recibida por la
tierra, los ciclos diarios y anuales a los que está sometida y las condiciones
climatológicas del lugar.
El aprovechamiento de la energía
solar requiere de la utilización de dispositivos que capten la energía
proveniente del sol y la transformen en otra forma de energía compatible con la
demanda
que se pretende satisfacer.
Existen dos alternativas
posibles para realizar
estas transformaciones: la
conversión fototérmica y la
conversión fotovoltaica.
Conversión fotovoltaica.
La tecnología
fotovoltaica busca convertir
directamente la radiación solar
en electricidad. Basada
en el efecto fotoeléctrico, en el
proceso emplea unos dispositivos denominados celdas fotovoltaicas, los cuales
son semiconductores sensibles a la luz solar; de manera que cuando se expone a
esta, se produce en la celda una circulación de corriente eléctrica entre sus
dos caras.
Los componentes de una sistema
fotovoltaico dependen del tipo de aplicación que se considera (conectada o no a
la red) y de las características de la instalación.
Una instalación fotovoltaica aislada
está formada por los equipos destinados a producir, regular,acumular y
transformar la energía eléctrica. Y que son los siguientes:
Celdas fotovoltaicas
Es dónde se produce la conversión
fotovoltaica, las más empleadas son las realizadas con silicio cristalino. La
incidencia de la radiación luminosa sobre la celda crea una diferencia de
potencial y una corriente aprovechable.
Placas fotovoltaicas.
Son un conjunto de celdas
fotovoltaicas conectadas entre sí, que generan electricidad en corriente continua.
Regulador de carga.
Tiene por función proteger a la
batería contra las sobrecargas y contra las descargas. Además se emplea para
proteger a las cargas en condiciones extremas de operación, y para proporcionar
información al usuario.
Baterías
Son el almacén de la energía
eléctrica generada. En este tipo de aplicaciones normalmente se utilizan
baterías estacionarias, las que
tienen como característica de
operación más importante
al ciclado; durante
un ciclo diario, la batería se
carga durante el día y se descarga durante la noche; sobrepuesto al ciclado
diario hay un ciclo estacional, que está asociado a períodos de reducida
disponibilidad de radiación.
Ondulador o Inversor
Transforma la corriente continua
(de 12, 24 o 48 V) generada por las placas fotovoltaicas y acumulada en las
baterías a corriente alterna (a 230 V y 50 Hz).
Los sistemas fotovoltaicos se
pueden clasificar en dos grandes grupos de acuerdo a si están conectados a la
red o no.
Los que no están conectados a la
red suelen cubrir pequeños consumos eléctricos en el mismo lugar en el que se
produce la demanda, por ejemplo para
electrificación de hogares alejados de la red eléctrica, alumbrado
público, aplicaciones agrícola –
ganaderas, señalización y comunicaciones, sistemas de depuración de aguas.
A
diferencia de estos,
los sistemas conectados
a la red
se ubican en
forma de centrales
fotovoltaicas o en sistemas integrados en edificios.
Conversión fototérmica.
Con respecto a la tecnología
solar térmica que convierte la energía radiativa en calor, su principal
componente es el captador, por el cual circula un fluido que absorve la energía
radiada del sol. De acuerdo a la temperatura de aprovechamiento se puede
clasificar el aprovechamiento en de alta, media y baja, siendo sus límites:
*
Hasta 100° C: de baja temperatura;
*
Desde 100° C y hasta 300° C: de mediana temperatura;
*
Mayores a 300° C: de alta temperatura.
Los sistemas solares térmicos de
alta temperatura hacen referencia a grandes instalaciones donde el principal
elemento es una torre paraboloide, o un campo de helióstatos que concentran la
radiación solar en una torre central, que puede alcanzar temperaturas
superiores a los 4000° C; normalmente se tratan de sistemas con una caldera
central de la que se obtiene vapor a alta temperatura para usos térmicos o
producción de electricidad.
En cuanto a las aplicaciones de
mediana temperatura, normalmente se utilizan colectores parabólicos, los que
concentran la radiación solar en un tubo colector encargado de recibir y
transmitir el calor, alcanzando valores de temperatura de hasta 300° C.
La energía solar térmica de
acuerdo a su uso final, se puede clasificar en función de la temperatura del
aprove-chamiento, esto dependerá
en distintos usos finales ya
sea como calefacción,
secado, destilación de
agua, cocción de alimentos. Su empleo abarca todos los sectores tanto
doméstico como industrial.
Las aplicaciones a baja
temperatura se emplean principalmente para la obtención de agua caliente para
uso sanitario o para
calefacción de recintos.
Energía biomasa.
Se entiende por tal al conjunto
de materia orgánica renovable de origen vegetal, animal o procedente de la
transformación natural o artificial de
la misma. Como
fuente de energía
presenta una enorme versatilidad,
permitiendo obtener mediante
diferentes procedimientos
tanto combustibles sólidos
como líquidos o gaseosos. La energía que se puede obtener
de la biomasa proviene de la luz solar, la cual gracias al proceso de
fotosín-tesis, es aprovechada por las plantas verdes mediante reacciones
químicas en las células, las que toman CO2 del aire y lo transforman en
sustancias orgánicas, según una reacción del tipo: CO2 + H2O (H-COH) + O2
En estos
procesos de conversión
la energía solar
se transforma en
energía química que
se acumula en diferentes compuestos orgánicos
(polisacáridos, grasas) y que es incorporada y transformada por el reino
animal, incluyendo al ser humano, el cual invierte la transformación para
obtener bienes de consumo.
Desde el punto de vista del
aprovechamiento energético, la biomasa se caracteriza por tener un bajo
contenido de carbono, un elevado contenido de oxígeno y compuestos volátiles.
Estos compuestos volátiles (formados por cadenas largas del tipo CnHm, y
presencia de CO2, CO e H2) son los que concentran una gran parte del poder
calorífico de la biomasa. El poder calorífico de la biomasa depende mucho del
tipo de biomasa consid-erada y de su humedad. Así normalmente estos valores de
poder calorífico de la biomasa se pueden dar en base seca o en base húmeda.
Biomasa seca.
Aquella que puede obtenerse en
forma natural con un tenor de humedad menor al 60%, como la leña, paja, etc.
Este tipo se presta mejor a ser utilizada energéticamente mediante procesos
TERMOQUÍMICOS O FISÍCOQUÍMICOS, que producen directamente energía térmica o
productos secundarios en la forma de combustibles sólidos, líquidos o gaseosos.
Biomasa húmeda.
Se denomina así cuando el
porcentaje de humedad supera el 60%, como por ejemplo en los restantes
vegetales, residuos animales, vegetación
acuática, etc. Resulta
especialmente adecuada para
su tratamiento mediante PROCESOS QUÍMICOS, o en algunos
casos particulares, mediante simples PROCESOS FÍSICOS, obteniéndose
combustibles líquidos y gaseosos.
Hay que
aclarar que esta
clasificación es totalmente
arbitraria, pero ayuda
a visualizar mejor
la siguiente caracterización de
los procesos de conversión.
Procesos termoquímicos.
Comprenden básicamente la COMBUSTIÓN, GASIFICACIÓN y PIRÓLISIS.
Combustión.
Es el más sencillo y más
ampliamente utilizado, tanto en el pasado como en el presente. Permite obtener
energía térmica, ya sea para usos domésticos (cocción, calefacción) o
industriales (calor de proceso, vapor mediante una caldera, energía mecánica
utilizando el vapor de una máquina).Las
tecnologías utilizadas para la combustión directa de la biomasa abarcan un
amplio espectro que va desde el sencillo fogón a fuego abierto (aún utilizado
en vastas zonas para la cocción de alimentos) hasta calderas de alto
rendimiento utilizadas en la industria.
Gasificación.
Consiste en la quema de biomasa
(fundamentalmente residuos forestoindustriales) en presencia de oxígeno, en
forma controlada, de manera de producir un gas combustible denominado “gas
pobre” por su bajo contenido calórico en relación, por ejemplo, al gas natural
(del orden de la cuarta parte).
La gasificación se realiza en un
recipiente cerrado, conocido por gasógeno, en el cual se introduce el
combustible y una cantidad de aire menor a la que se requeriría para su
combustión completa.
El gas pobre obtenido puede
quemarse luego en un quemador para obtener energía térmica, en una caldera para
producir vapor, o bien ser enfriado y acondicionado para su uso en un motor de
combustión interna que produzca, a su vez, energía mecánica.
Pirólisis.
Proceso similar a la gasificación
(a la cual en realidad incluye) por el cual se realiza una oxigenación parcial
y controlada de la
biomasa, para obtener
como producto una
combinación variable de
combustibles sólidos (carbón
vegetal), líquidos (efluentes piroleñosos) y gaseosos (gas pobre).
Generalmente, el producto principal de la pirólisis es el carbón vegetal,
considerándose a los líquidos y gases como subproductos del proceso.
Procesos bioquímicos.
Se basan
en la degradación
de la biomasa
por la acción
de microorganismos, y pueden dividirse en dos grandes grupos: los
que se producen en ausencia de aire (anaeróbicos) y los que se
producen en presencia de aire
(aeróbicos).
Anaeróbicos.
La fermentación anaeróbica, para
la que se utiliza generalmente residuos animales o vegetales de baja
relacióncarbono / nitrógeno, se realiza en un recipiente cerrado llamado
“digestor” y da origen a la producción de ungas combustible denominado biogás.
Adicionalmente, la biomasa
degradada que queda como residuo del proceso de producción del biogás,
constituye un excelente fertilizante para cultivos agrícolas.Las tecnologías
disponibles para su producción son muy variadas pero todas ellas tienen como
común denominador la simplicidad del diseño y el bajo costo de los materiales
necesarios para su construcción.
Aeróbicos.
La fermentación aeróbica de
biomasa de alto contenido de azúcares o almidones, da origen a la formación de
alcohol (etanol), que, además de los usos ampliamente conocidos en medicina y
licorería, es un combustible líquido de características similares a los que se
obtienen por medio de la refinación del petróleo.
Las materias primas más comunes
utilizadas para la producción de alcohol son la caña de azúcar, mandioca, sorgo
dulce y maíz.El proceso incluye
una etapa de
trituración y molienda
para obtener una
pasta homogénea, una
etapa de fermentación y una etapa
de destilación y rectificación.
En la República Argentina, al
igual que en el resto del mundo, se han realizado y se realizan en la
actualidad aprovechamientos energéticos de la biomasa.Uno de los
aprovechamientos de mayor importancia es el dedicado a la fabricación de carbón
vegetal del cual se hace uso casi exclusivo en la industria siderúrgica
instalada en la provincia de Jujuy (Altos Hornos Zapla). El mismo se obtiene
fundamentalmente a partir de plantaciones de eucaliptus realizadas con ese fin.
También se
utiliza en otras industrias y
para uso doméstico, aunque su importancia comparativa es mucho menor.
Otro aprovechamiento
significativo es la utilización de bagazo de caña de azúcar como combustible
para las calderas de los ingenios azucareros. En algunos casos, este
combustible prácticamente permite la autosuficiencia energética de estas
industrias. Relacionada con la caña azúcar podemos mencionar la fabricación de
alcohol que, convenientemente deshidratado y dosificado, dio origen a la
alconafta, utilizada en cierta época en varias provincia argentinas. Este
proyecto no prosperó por llegarse a la conclusión de que desde el punto de
vista económico no resultaba satisfactorio para la características del país.
Otros aprovechamientos los
constituyen:
* El uso de leña a nivel
doméstico en zonas rurales y semirurales.
* El uso de leña para calefacción
(hogares).
* El uso de residuos
agroindustriales (cáscara de girasol, cáscara de arroz, cáscara de maní, etc.)
en calderas, para su uso térmico o eléctrico. para producir vapor de proceso.
* El uso de residuos
forestoindustriales (aserrín, costaneros y viruta) para generar energía en la
industria de transformación de la madera.
* La utilización de LFG (gas
metano capturado en rellenos sanitarios) para generación de energía eléctrica.
* La generación de biogás en
tambos (este uso en realidad está muy poco difundido).
Es importante
destacar que el
potencial de aprovechamiento energético
de la biomasa
en la Argentina
es muchísimo mayor a su actual utilización y para su desarrollo futuro
es menester realizar una importante tarea de difusión de las posibilidades
existentes y de las tecnologías para su uso.
Eficiencia energética.
Las crecientes exigencias en
eficiencia y seguridad energética por parte de las autoridades buscan lograr
una mayor calidad de vida a los consumidores y un ahorro tanto económico como
de recursos. En este contexto se han desarrollado dos conceptos:
El de eficiencia energética, que es una práctica que tiene como objeto
procurar disminuir el uso de energía pero con el mismo resultado final. Es una
optimización del consumo de energía, es decir, uso eficiente de la energía no
significa consumir menos sino consumir mejor, manteniendo las mismas
prestaciones, lo que a nivel de los usuarios finales se traduce en reducción
del costo de la factura de energía sin disminuir el confort.
El de seguridad eléctrica que
tiene por objetivo garantizar la seguridad y confiabilidad en los aparatos e
instalaciones del hogar.
Dado que la generación
eléctrica es en gran medida producida a partir de combustibles fósiles, una
reducción del consumo implica por un lado consumir menos recursos no
renovables, y por otro reduce la emisión de gases de efecto invernadero con el
consiguiente beneficio ambiental.
En este marco la Dirección
Nacional de Comercio Interior a través de la Dirección de Lealtad Comercial,
establece en su resolución 319 de 1999 la obligación de certificar el
cumplimiento de las normas relativas al rendimiento o eficiencia energética para
quienes fabriquen, importen, distribuyan y comercialicen artefactos eléctricos
de uso domestico en la Argentina. Asimismo se debe colocar en los mismos una
etiqueta en la que se informe la eficiencia energética. Esto permite:
Reconocer el potencial de ahorro
energético en los productos.
Demostrar los altos estándares
de calidad.
Ofrecer a los clientes una
valiosa orientación para decidir que productos seleccionar.
La Secretaría de Energía se
encuentra desarrollando el “Proyecto
de Eficiencia Energética en la República Argentina”, para lo cual
cuenta con el apoyo de recursos de una donación del Fondo para el Medioambiente
Mundial (FMAM)1 por
un monto de US$ 15,155 millones, otorgados a través del Banco Mundial en su rol
de agencia de implementación del FMAM.
El objetivo de desarrollo del
proyecto es incrementar la eficiencia en el uso de la energía en la República
Argentina, mediante el fomento de un mercado creciente y sustentable de
servicios de eficiencia energética, contribuyendo a reducir los costos de la
energía de los consumidores y a la sustentabilidad en el largo plazo del sector
energético argentino.El objetivo global del proyecto es reducir las emisiones
de gases de efecto invernadero eliminando las barreras regulatorias, de
financiamiento e informativas que impiden actividades e inversiones en
eficiencia energética y conservación de energía.
El periodo de ejecución
del Proyecto será de SEIS (6) años.
El “Proyecto de
Eficiencia Energética en Argentina” comprende tres componentes básicas, y prevé
un amplio espectro de estudios, consultorías, equipamiento y/o
implementaciones, programas de capacitación y promoción, en las siguientes
áreas:
Componente I: Desarrollo del Fondo de Eficiencia
Energética
(a)
Desarrollo
de diagnósticos energéticos y ejecución de estudios de factibilidad para
inversiones de Eficiencia Energética (EE )
(b)
Desarrollo
del Fondo Argentino de Eficiencia Energética (FAEE)
Componente II: Desarrollo de un Programa de EE en empresas distribuidoras de energía
eléctrica
(a)
Sustitución
de lámparas incandescentes por lámparas compactas fluorescentes
(b)
Diseminación
y capacitación
Componente III: Fortalecimiento de Capacidades en EE y
gestión del Proyecto
(a)
Elaboración
de propuestas de políticas y regulaciones impositivas y financieras para la
promoción de actividades de EE en el sector energético
(b)
Programa
de Normalización, Etiquetado, Certificación y Ensayos
(c)
Desarrollo
de capacidades de ESEs (empresas proveedoras de servicios energéticos)
(d)
Programas
de capacitación, información y difusión
Tarifas.
Las tarifas de los servicios
públicos no siempre son fácilmente interpretadas por los usuarios; tampoco
suele resultar demasiado sencillo efectuar comparaciones entre distintos
prestadores. Estas dificultades son habituales en la interpretación de facturas
de energía eléctrica; lo que acontece producto de diversos factores que
intervienen en la composición de las distintas tarifas.
A los efectos de tratar de explicar las principales variables que gravitan de
diferente manera en su composición, cabe mencionarse elementos de distinta
índole, los que obedecen a razones políticas, geográficas, metodologías
aplicadas por empresas proveedoras, criterios propios del prestador,
estrategias y, potencial del mercado.
El país está abastecido de energía eléctrica básicamente a través de las
Grandes Unidades Generadoras “GUG”; (siendo las principales en Megavatios “MW”:
Yaciretá, Central Térmica Costanera, Salto Grande, Central Puerto, Piedra del
Águila, El Chocón, etc.) El transporte se realiza mediante una vasta red
denominada Sistema Argentino de Interconexión “SADI”, colectando y
distribuyendo la potencia eléctrica proveniente de las GUG y otras usinas complementarias.
La comercialización mayorista esta a cargo de la Compañía Administradora del
Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima. “CAMMESA”, mediante el Mercado
Eléctrico Mayorista, “MEN”, que en definitiva es quien factura la energía a las
grandes empresas distribuidoras, tanto privadas como EDENOR, EDESUR o EDELAP,
como a las empresas provinciales, tales como: EPE, EPEC, APE, etc.
Es importante destacar que no a todas las provincias CAMMESA les factura el
mismo valor. A manera de ejemplo, cabe citar que las patagónicas, inclusive La
Pampa, reciben la energía con una importante bonificación respecto las
provincias centrales. A su vez cada empresa provincial tiene la potestad de
fijar pautas propias, en lo concerniente a demanda, políticas comerciales
respecto a usuarios directos, grandes consumidores y cooperativas. De todas
maneras, las autonomías de los actores se encuentran limitadas y, supeditadas
en varios aspectos por la regulación imperante que procede desde la Secretaría
de Energía de la Nación.
También es oportuno señalar que un criterio generalizado (de larga data) empleado en
varias provincias es que a mayor consumo, considerablemente más alto se fijaba
el precio del kilovatio; el razonamiento de tal concepto supone que quien más
energía utiliza ostenta mejor poder adquisitivo.
Para una mayor comprensión del tema estudiado, es necesario realizar un
análisis pormenorizado de cada uno de los rubros que componen la factura:
En primer termino, los datos básicos exigidos por las normas legales son:
-
Datos del usuario
-
Datos de Categoría y Tarifa
-
Datos y Registros del medidor
-
Datos de la factura y condiciones.
Por
su parte la liquidación comprende:
Inversiones Recientes.
Tras la crisis de 2001, las inversiones
en el sector se estancaron debido a la caída de la demanda industrial y al
exceso de inversiones de fines de la década del ’90. Sin embargo, hacia 2004 la
recuperación económica había absorbido el exceso de capacidad existente por lo
que el Gobierno Nacional encaró una serie de proyectos tendientes a ampliar la
capacidad de generación y a asegurar la capacidad de transporte de la misma. A
través un fuerte programa de inversión pública los proyectos contemplaban la
finalización de obras en curso que se habían estancado por falta de
financiación (Yacyretá, Atucha II), la capitalización de deudas con generadoras
(FONINVEMEM) y el lanzamiento de nuevas obras. En una primera etapa se encaró
la construcción de centrales térmicas (FONINVEMEM, centrales de ENARSA) y hacia
el futuro se buscó diversificar la oferta con hidroeléctricas (Chihuido en
Neuquén, Cóndor Cliff y Barrancosa en Santa Cruz), nucleares (CAREM en Formosa,
Atucha III) y energías renovables (ver infra).
Los grandes lineamientos fueron
incorporados en el Plan Energético 2004-2013 y consisten en:
· La terminación de la Central Hidroeléctrica Yacyretá a 83 metros
sobre el nivel Del mar.
· La terminación de la Central Nuclear Atucha II, que aportará 735
MW a partir de 2010.
· La construcción, a partir del Fondo para Inversiones Necesarias
que permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado
Eléctrico Mayorista (FONINVEMEM), de dos centrales de ciclo combinado
localizadas en Rosario y Campana que aportan 1.600 MW de potencia, inauguradas
entre 2009 y 2010.
· La construcción de las Centrales Hidroeléctricas Barrancosa y
Cóndor Cliff con el objetivo de aprovechar el Río Santa Cruz, que aportarán al
sistema eléctrico argentino 750 MW en el 2012 y 1.400
MW más en el 2013.
· La Central Hidroeléctrica Caracoles en la provincia de San
Juan de 120 MW inaugurada en 2010.
· La construcción de la Central Carboeléctrica en Río Turbio que
aportará 240 MW partir de 2011.
La creación en 2004 de una empresa pública con
el objetivo de colaborar en el desarrollo de la actividad energética en el
país, implicó un importante cambio en el abordaje de la problemática del
sector, asumiendo una mayor responsabilidad y participación del Estado en el
mercado energético. Por otra parte, la reactivación del activismo público en
materia de energía nuclear implicó un importante quiebre respecto de lo
ocurrido en las décadas pasadas. En este sentido, no sólo el desarrollo del
Plan Estratégico para el Sector Nuclear, sino también la finalización de las
obras de la tercera central nuclear del país (Atucha II)y el proyecto de
construcción de una cuarta central, marcan la revitalización de una actividad,
que luego de más de veinte años de estancamiento ha retomado su crecimiento. La
importancia estratégica que reviste la actividad nuclear para la Argentina,
sobrepasa con creces sus aportes en materia de generación eléctrica, en tanto
se trata de una actividad con grandes potencialidades no sólo científicas y
tecnológicas sino también productivas.
Conclusiones.
En los últimos años el sistema
de generación eléctrica argentino ha logrado expandir considerablemente su
capacidad de oferta gracias a la implementación de un importante programa de
inversiones que logró dar respuesta a las necesidades de una demanda en
expansión. La articulación de esfuerzos y capacidades entre el sector privado y
público constituyen un importante logro que ha permitido despejar las dudas e
incertidumbres sembradas respecto de la capacidad de respuesta del sector
eléctrico frente a un entramado productivo y un consumo domiciliario en franca
expansión.
Por otra parte, y más allá de
los resultados mencionados en materia de expansión de la oferta, deben
destacarse también los cambios en el paradigma de intervención estatal respecto
de las necesidades del sector. En este sentido, aparecen una serie de medidas
trascendentales caracterizadas por un mayor activismo y compromiso público
respecto de las necesidades del sector.
La creación de ENARSA, la
reactivación de la energía nuclear y el impulso a las energía alternativa y
renovables resaltan como algunas de las medidas más importantes que permitieron
no sólo responder a las necesidades del presente, sino también modifican las
posibilidades del sector energético nacional para los próximos años.
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