Desde el punto de vista operativo distinguimos dos tipos de centrales hidroeléctricas, las de "pasada" o "pelo de agua" y las de "embalse", aunque en la práctica ninguna de ellas se identifica de manera absoluta con una u otra clase. Las de pasada no tienen capacidad de regulación y por este motivo el agua debe turbinarse de inmediato; las de embalse poseen reservorios dotados de poder de regulación. Esta propiedad depende de circunstancias muy variadas de tipo hidrológico, topográfico, etc. En ríos de llanura, por ejemplo, las represas tienen bajo poder de regulación, aun cuando la capacidad del embalse sea grande. Es el caso de la central binacional de Salto Grande, que sólo puede acumular el agua durante períodos breves.

Las energías generadas dependerán, en consecuencia, de las características de regulación y de los aportes hidrológicos de los ríos. En la figura 4 se pueden observar las variaciones mensuales de los caudales de los ríos Uruguay, Limay, Neuquén y Collón Curá. La variación estacional depende de aportes pluviales (río Uruguay) y pluvionivales (los restantes), que son determinados por las llamadas estaciones secas o húmedas. Durante las épocas propicias se embalsan las aguas obteniéndose así una reserva, parte de la cual se consume durante las estaciones secas. En ciertas oportunidades ingresa al reservorio más agua de la que puede almacenarse y turbinarse. Se procede entonces a la evacuación a través de dispositivos tales como vertederos o descargadores de fondo. Esta operación hace que la generación de energía y las alturas del embalse varíen, como muestran las figuras 5 y 6.

Fig. 4. Caudales mensuales históricos y del año 1988 correspondientes a los ríos Neuquén, Limay, Collón Curá y Uruguay.

	Fig. 5. Evolución de la energía generada por la central a lo largo de estaciones secas y húmedas.
	Fig. 6. Evolución del nivel del agua embalsada en la situación descripta en la figura 5.

Se debe tener en cuenta que los aprovechamientos hidroeléctricos tienen, por lo general, otros propósitos tales como control de crecidas, riego, provisión de agua potable, etc. Así el agua y la capacidad de embalse pueden llegar a manejarse según criterios que no conceden necesaria prioridad al propósito hidroeléctrico. Por ejemplo, en este momento El Chocón, una central de embalse, debe funcionar durante ciertas horas del día como si fuera de pasada ya que las poblaciones del Valle del Río Negro requieren agua potable y de riego.

Los costos de la generación eléctrica se refieren a inversión, combustible, operación y mantenimiento. Haremos algunas observaciones acerca de los dos primeros aspectos. De la figura 7 podemos deducir, a grandes rasgos, que las centrales térmicas de vapor requieren mayores inversiones que las de gas, las de ciclo combinado se ubican en una posición intermedia y las nucleares a hidroeléctricas son más costosas. En esta misma figura se puede observar cómo disminuyen los costos de inversión -es decir el costo por unidad de potencia instalada- en función de la magnitud de la obra, de acuerdo con las economías de escala.

Fig. 7. Comparación de costos de inversión de tipos de centrales en función de la potencia instalada.

Puede suceder que las inversiones requeridas para la instalación de un determinado tipo de central sean particularmente elevadas, pero que sus costos de combustible sean inferiores a los exigidos por otro tipo de central cuyos costos de inversión hubieran sido, en cambio, menores. Es el caso de las centrales hidroeléctricas que requieren erogaciones particularmente elevadas durante su instalación, pero no consumen combustible. Los costos de inversión de las centrales nucleares son, también, elevados, pero no lo son tanto los de combustible, más económicos que los utilizados por las centrales térmicas convencionales. El costo de combustible no sólo está referido al precio de mercado sino a su rendimiento en los diferentes tipos de instalación. Esto queda ilustrado en la figura 8 donde se analiza el rendimiento de diversos tipos de máquinas térmicas convencionales. En dicha figura se indica, en cada caso, la cantidad de calor que deben proveer los combustibles para producir 1 kWh de energía eléctrica; se tiene en cuenta, además, la potencia de la instalación. Los costos de combustible para las turbinas de gas son los más elevados debido a los bajos rendimientos de estas máquinas. La generación de energía por medio de equipos que utilizan diesel-oil resulta más costosa que la de centrales térmicas de vapor que usan combustibles más baratos.

Fig. 8. Comparación de consumos relativos en centrales térmicas convencionales.

El tema de los costos de inversión y combustible se vincula al de las características operativas de las centrales ya que un estudio cuidadoso de cuándo, cuánto y cómo ha de operas un determinado tipo de central, tiene gran importancia desde el punto de vista económico. Así, por ejemplo, las turbinas de gas deben operas preferentemente en la punta del diagrama y durante el menor tiempo posible porque el alto costo del combustible lo aconseja y su gran capacidad de modulación lo permite. Capacidad de modulación es la posibilidad que tiene una central para adaptarse a la curva de carga y entrar y salir rápidamente de servicio.

Las centrales nucleares y térmicas convencionales de vapor poseen poca capacidad de modulación y, en consecuencia, deben operar, preferentemente, en la base del diagrama de cargas con una potencia lo más constante posible. Así operarán también la centrales hidráulicas de pasada, mientras que las de embalse, con capacidad de regulación, colocarán su energía en las horas d puma sustituyendo energía térmica cara con los consiguientes ahorros. En presencia de años secos habrá que producir más energía térmica para sustituir la energía hidráulica que no se ha podido generar, y sucederá a la inversa en los años de abundancia hídrica (figura 9).

Fig. 9. Composición de la oferta de energía a lo largo de un día típico en un año medio, un año seco y un año de abundancia hídrica.