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Negocios

Smart energy: ¿cómo la tecnología resolverá nuestra falta de electricidad?

Los cortes de energía complicaron un verano caliente y con la llegada del frío no terminan de retirarse. Las nuevas tecnologías inteligentes asoman en el horizonte del mercado eléctrico argentino. Te contamos cuáles son y en cuánto llegarán. Por Sebastián De Toma - 22 de Julio 2016
Smart energy: ¿cómo la tecnología resolverá nuestra falta de electricidad?

Medidores inteligentes, smart grids, redes de energía distribuida y smart metering, son los nombres de la revolución en la industria eléctrica que está convirtiéndose en un estándar a nivel global. En la Argentina, sin embargo, es difícil vislumbrar un avance tecnológico cuando los usuarios sufren cortes de luz diarios producto del atraso de las tarifas eléctricas, desde la devaluación de 2002 en adelante. Ahora, con el ajuste de tarifas anunciado a fines de enero pasado por el ministerio de Energía de la Nación, la situación debería comenzar a normalizarse, inversiones mediante. La pregunta que surge es: ¿hacia dónde fluirán las inversiones una vez que se cubran las necesidades más acuciantes? El objetivo será buscar mayor eficiencia tanto en generación, como en transporte, distribución y consumo que permita morigerar el crecimiento del gasto en energía en todos los sectores de la economía.

Smart grids y smart metering

Hay dos conceptos fundamentales que deben mencionarse para comprender la revolución que ya está ocurriendo en el mercado de generación y transporte de energía eléctrica pero, más que nada, en el sector de la distribución en distintos países (como Italia, España, Estados Unidos, Brasil y China) y que, de a poco, comienza a hacerse visible en la Argentina: smart grid (red eléctrica inteligente, en inglés) y big data. En el caso del primero, se trata de integrar de manera dinámica distintas herramientas IT dentro del negocio de la energía eléctrica para poder recolectar información y conectar a las diferentes partes de la red en un todo que se pueda gestionar de manera centralizada y más informada. En este sentido, el ingeniero Fabián Doce, Country Division Lead de la división Energy Management de Siemens Argentina y Uruguay, explica que “el objetivo número uno de las smart grids es optimizar las fuentes disponibles para balancear oferta y demanda”. De esta manera, las empresas distribuidoras podrán administrar sus activos de manera eficiente y los usuarios finales serán capaces de gestionar su consumo de manera racional. De hecho, en la industria se habla de un ahorro en el consumo de hasta 30 por ciento en los distintos “dominios de aplicación”, de acuerdo con Agustín Russo, gerente de Marketing de Schneider Electric, que son “generación, transmisión, distribución y usuarios finales”.

Para comenzar a aprovechar esta nueva tecnología, el primer paso debe ser la instalación de smart meters (o medidores inteligentes). Estos permiten la comunicación bidireccional entre la proveedora de energía eléctrica y el usuario, ya que registran continuamente la información sobre el consumo de energía y la envía a un centro de almacenamiento y gestión de datos para operaciones, facturación y servicios al cliente. Las ventajas son múltiples: las empresas pueden recolectar datos de uso y gestionar su red eléctrica de manera remota en lugar de enviar los técnicos ante cualquier eventualidad informada por el cliente, con la correspondiente optimización del tiempo de las cuadrillas; además, al tener mejores y más datos de los hábitos eléctricos de sus usuarios, es posible gestionar las plantas generadoras de manera más eficiente. Distintas fuentes del sector calculan que en la Argentina esto podría ocurrir en un período no mayor a cinco años y agregan que en Edesur, propiedad de la italiana Enel, la primera instalación de medidores comenzará en la segunda mitad de este año mientras que en Edenor están analizando la tecnología que utilizarán para llevar a buen puerto la actualización tecnológica. De hecho, la pionera en la implementación de estos medidores inteligentes es precisamente Enel, que en 2001 comenzó un plan de cinco años que culminó con el recambio y actualización de 33 millones de medidores en Italia, con una inversión de € 2.100 millones. Livio Gallo, director de la División Global de Infraestructuras y Redes de Enel y quien supervisó el desarrollo de la instalación de los medidores, detalla que la empresa “actualmente gestiona en Italia una de las redes eléctricas más innovadoras del mundo con más de 1 millón de kilómetros de líneas eléctricas, 2.100 subestaciones primarias, todas con control remoto y 430.000 subestaciones secundarias, el 30 por ciento de las cuales gestionadas por control remoto”. Un objetivo no mencionado por la empresa, según fuentes del sector, era impedir el fraude energético, cuestión que también preocupa a las distribuidoras locales. En suma, se ahorran €750 millones anualmente (de acuerdo con datos publicados por Bloomberg), lo cual les permitió recuperar la inversión en apenas cuatro años. En tanto que “el plan industrial 2016-19 de Enel prevé para la División Global de Infraestructura y Redes 12,6 millones de euros de gasto de capital. De esta cifra, € 5,8 millones son para crecimiento de los cuales más de la mitad para inversión en redes inteligentes”, desarrolla Gallo. Tienen previsto instalar un total de 28 millones de contadores inteligentes en sus distintas operaciones alrededor del mundo (Italia, Rumania, España, Brasil, Chile, Perú, Colombia y la Argentina).

Los smart meters son motivo de pruebas piloto en dos ciudades argentinas: Armstrong, ubicada a 95 kilómetros de Rosario, provincia de Santa Fe, y Centenario, localizada a 15 kilómetros de la capital de la provincia de Neuquén. El caso santafesino comenzó en 2012: allí se instalaron tecnologías ya probadas a nivel mundial de telecontrol y telesupervisión en la red de media y baja tensión y 1.000 medidores inteligentes en clientes industriales, comerciales y residenciales. De acuerdo con el ingeniero Jorge Sáenz, uno de los consultores del proyecto y asesor de la subsecretaría de Energías Renovables del gobierno de Santa Fe, se compraron a cuatro proveedores diferentes (para que así sea posible comparar las distintas tecnologías) que proveyeron, cada uno, 250 medidores, un concentrador de datos y el software de gestión para la red de medidores. Tanto la instalación de los medidores como la conexión entre ellos finalizaron en agosto del año pasado. Además, se prevé la colocación de placas fotovoltaicas en 70 lugares para generar energía que pueda ser utilizada allí y además inyectada a la red, lo que se conoce como generación social distribuida, la otra pata necesaria para armar una red inteligente. “Es un proyecto que se lo ve pequeño pero es importante porque es el primero”, comenta Sáenz, y luego subraya que “lo más importante en esta primera etapa es asegurarte que todos los datos lleguen efectivamente y que sean confiables, o sea, que los medidores estén regulados correctamente”.

En el caso de la localidad neuquina, el proyecto se pensó como una prueba piloto que funcionará como referencia para la implementación de smart meters en el resto de la provincia. El proyecto marco tiene como objetivo implementar tecnología para “supervisar y adquirir datos del sistema de Distribución en Baja Tensión”, y permitirá evaluar tanto los equipos que brindan el servicio como obtener los estados de los medidores de todos los clientes “en forma automática y remota”, según explican desde el Ente Provincial de Energía del Neuquén (Epen). Además, cuando sea necesario, buscan disponer de la capacidad de teleoperar dichos medidores para regular cargas máximas, detectar fallas o posibles fraudes. El primer paso se lleva a cabo en la localidad de Centenario, en donde el Epen, la Universidad Nacional de San Martín (Unsam) y la empresa Aldar S.A. han conformado un consorcio para llevar adelante el proyecto. La inversión —en un plazo de tres años— será de 16,5 millones de pesos, de los cuales 13,2 millones son de un subsidio del Fondo Argentino Sectorial (Fonarsec, gestionado por el ministerio de Ciencia y Tecnología de la Nación) y 3,3 millones será aportado por el consorcio. “El objetivo general del proyecto —sostienen desde el Ente— es contribuir al desarrollo de la nueva arquitectura de la red eléctrica que incorpore generación distribuida mediante fuentes renovables y elementos de redes inteligentes.”

Las distribuidoras

Emiliano Landesman, gerente de Tecnología de Edenor, cuenta que ya están haciendo pruebas con smart meters lo que les permitirá brindar un mejor servicio a los clientes al conocer sus hábitos. Espera en un futuro poder ofrecer paquetes de electricidad a medida. Landesman afirma que Edenor “está obligada a convertirse en una compañía digital porque sino la tendencia es a desaparecer” porque “si bien nuestro core business seguirá siendo la distribución de energía, hoy cualquier transformador, línea de protección o dispositivo eléctrico tiene un puerto de red y genera datos todo el tiempo; no aprovechar esos datos es dar una ventaja competitiva tremenda”. Enel, por su parte, está experimentando con “herramientas de big data y machine learning que permitirían el mantenimiento predictivo y la reducción de pérdidas de la red”, según Gallo. Además, en su filial Edesur renovarán los sistemas comerciales, “lo que permitirá un salto tecnológico y de calidad al implementar una solución WorldClass basada en los productos SAP y Salesforce” y están trabajando en un proyecto piloto de medición inteligente para clientes comerciales.

Más allá de las cuestiones estrictamente técnicas, de acuerdo con Cecilia Laclau, coordinadora de prensa de la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (Fundalec), la instalación de medidores inteligentes en territorio nacional “no es una decisión de las empresas sino de los entes reguladores” ya que se trata de “una decisión política que tiene que tener alcance nacional, porque los medidores inteligentes apuntan esencialmente a disponer tarifas diferenciadas según la franja horaria, algo que hoy por hoy no existe en la Argentina”, salvo a nivel mayorista. “Mientras no haya diferencias de tarifas de acuerdo al horario, no se van a poner medidores inteligentes y hoy están abocados a resolver las urgencias, que se centran en la distribución”, advierte.

En suma, mientras que la tendencia global es generar conciencia sobre el ahorro de energía, aquí las tarifas planchadas acostumbraron al usuario a consumir sin mayores cuidados. Los nuevos desarrollos tecnológicos que aquí se mencionan son el primer paso para instalar una verdadera red inteligente eléctrica en la Argentina, servirá como puntapié para un cambio cultural necesario a la hora de consumir energía que, en gran parte, no es renovable. Para muestra basta un botón: el año pasado la producción de energías renovables apenas fue del 0,6 por ciento (la cifra varía según las fuentes). Fabián Doce, de Siemens, sintetiza el estado de la cuestión: “las tecnologías están disponibles, es una cuestión de masificación y de factibilidad económica”.


La versión completa de esta nota se encuentra en la edición nº 222 de la versión impresa de Information Technology.



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1 Comentario

Alejandro Pasini Reportar Responder

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