Director de Edenor anticipa el impacto de autos eléctricos y data centers en la red

Las distribuidoras eléctricas comenzaron a modificar sus planes de expansión ante la aparición de demandas que pueden alterar los patrones tradicionales de consumo. Entre ellas aparecen los data centers, los vehículos eléctricos, el almacenamiento mediante baterías y los proyectos de generación distribuida.

Miguel Farrell, director técnico de Edenor, explicó que la empresa analiza este proceso a partir de la experiencia que representó la expansión del aire acondicionado. "Con el auto eléctrico va a pasar lo mismo que con el aire acondicionado", sostuvo durante el Renewables y Electricity Day, organizado por EconoJournal.

El ejecutivo participó del panel junto con Claudio Puértolas, presidente del directorio de EPEC, y Fernando Pini, director de Asuntos Legales y Regulatorios del Grupo DESA. La conversación estuvo moderada por Esteban Van Dam y tuvo como eje los cambios que atraviesa el sistema eléctrico argentino.

Farrell señaló que desde la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) se creó una comisión de planificación para analizar el crecimiento de las denominadas demandas extratendenciales.

El principal motivo de preocupación fueron los requerimientos recibidos para abastecer data centers. Según detalló, algunos proyectos demandan entre 50 y 300 MW. Para una distribuidora, ese volumen puede representar una exigencia sobre la infraestructura disponible, especialmente cuando estos emprendimientos compiten por capacidad con la demanda residencial y comercial.

"Los distribuidores estamos obligados a atender toda demanda que nos solicitan", explicó Farrell. En ese contexto, destacó las exigencias de autoabastecimiento de energía y potencia establecidas recientemente para determinados proyectos.

El ejecutivo también marcó una diferencia entre los tiempos de instalación de los data centers y los necesarios para ampliar las redes. Mientras una distribuidora necesita planificar, obtener financiamiento y ejecutar obras, estos establecimientos pueden instalarse en aproximadamente seis meses debido a su carácter modular.

Autos eléctricos y medición de la red

La movilidad eléctrica presenta un desafío diferente porque la demanda se encuentra distribuida entre numerosos usuarios. Edenor cuenta con más de tres millones de clientes y, según Farrell, instalar medidores inteligentes en cada uno de ellos implicaría una inversión que actualmente no puede afrontar la empresa.

Por ese motivo, la distribuidora tomó como referencia una experiencia desarrollada por EPEC y comenzó a incorporar medición en los centros de transformación.

Edenor posee alrededor de 20.000 centros de transformación y ya instaló unas 400 mediciones. El objetivo es obtener información sobre el comportamiento de la demanda y detectar con anticipación eventuales sobrecargas.

La estrategia permite identificar qué ocurre en cada sector de la red sin depender de contar con información individualizada de todos los usuarios. De esta manera, si la incorporación de vehículos eléctricos genera un crecimiento superior al previsto en determinadas zonas, la distribuidora podría detectarlo y evaluar obras o medidas específicas.

Farrell sostuvo que la movilidad eléctrica todavía se encuentra en una etapa inicial, pero anticipó que su expansión requerirá adaptar progresivamente la infraestructura.

La comparación con el aire acondicionado apunta precisamente a ese proceso. Cuando la utilización de equipos de climatización aumentó de manera significativa, las redes tuvieron que adaptarse a un nuevo nivel de demanda. Para las distribuidoras, la electrificación del transporte puede generar una transformación similar, aunque con características diferentes.

EPEC ya instaló 350.000 medidores inteligentes

La experiencia de Córdoba presenta un nivel de desarrollo mayor. Claudio Puértolas explicó que EPEC trabaja desde 2019 en un programa de medición inteligente y ya instaló aproximadamente 350.000 medidores sobre un universo de 1,2 millones de usuarios.

La empresa formalizó además la compra de otros 200.000 dispositivos. La incorporación de esta tecnología modificó la cantidad y frecuencia de información disponible sobre la red.

Puértolas explicó que anteriormente la distribuidora obtenía información individual del consumo cada dos meses, a partir de la lectura de los medidores. Actualmente dispone de alrededor de 100 millones de datos diarios y unos 900 millones de metadatos por día.

La información se administra mediante un sistema MDM, sigla de Meter Data Management, adquirido a Siemens. A través de la aplicación de EPEC, los usuarios pueden consultar sus consumos por hora, día y mes.

La medición inteligente también permitió implementar mecanismos específicos para los vehículos eléctricos. EPEC dispone de una tarifa diferenciada para usuarios que declaran la tenencia de un vehículo eléctrico.

El esquema contempla un precio menor durante el horario valle, entre las 23 y las 5, con el objetivo de trasladar parte de la demanda de carga hacia momentos de menor utilización del sistema.

La estrategia busca evitar que la incorporación de vehículos eléctricos concentre el consumo en los horarios de mayor demanda. Al mismo tiempo, permite a la distribuidora contar con información sobre los nuevos patrones de utilización de la red.

Cambios regulatorios y nuevos contratos de energía

La transformación tecnológica se combina con modificaciones regulatorias. Fernando Pini analizó durante el panel el impacto de la Resolución 400 y el nuevo rol de los grandes usuarios de los distribuidores, conocidos como GUDI.

Según explicó, la normativa introduce un proceso de liberalización para un segmento del mercado y modifica el esquema tradicional de abastecimiento.

Pini describió un cambio en el comportamiento de los usuarios, que buscan controlar de manera más directa su consumo y, en determinados casos, participar de la generación o el autoabastecimiento.

En ese escenario, las distribuidoras también deben desarrollar estrategias propias para la compra de energía. El ejecutivo señaló que la posibilidad de celebrar contratos de mediano y largo plazo puede permitirles estabilizar costos y participar en el desarrollo de nuevos proyectos de generación.

El Grupo DESA registra, según Pini, una reducción de aproximadamente 2% en la venta de energía. Para el ejecutivo, la incorporación de mecanismos que incentiven la eficiencia debe estar acompañada por modificaciones regulatorias.

Uno de los aspectos señalados fue la diferencia entre las tarifas aplicadas a grandes clientes y los cargos asociados al uso de las redes. Pini sostuvo que esa cuestión debe resolverse para evitar que el proceso de liberalización reduzca los ingresos vinculados con la distribución.

También planteó la necesidad de contemplar dentro de la remuneración de las distribuidoras las inversiones vinculadas con sistemas operativos en tiempo real, digitalización y automatización de las redes.

Telecontrol para reducir cortes de electricidad

La modernización tecnológica también alcanzó a las redes de distribución. Farrell explicó que Edenor incorporó sistemas de telecontrol en media tensión durante los últimos cinco años.

El objetivo es automatizar la operación de los circuitos y reducir el tiempo necesario para restablecer el suministro después de una falla. Los circuitos de media tensión pueden dividirse mediante sistemas automáticos para aislar el sector afectado y recuperar el servicio en la parte que continúa operativa.

Para implementar este esquema, Edenor instaló más de 4.000 puntos de telecontrol y alrededor de 7.000 puntos de telesupervisión. Los nuevos circuitos de media tensión incorporan esta tecnología desde su construcción.

Farrell indicó que hace una década Edenor registraba un promedio de entre nueve y diez interrupciones anuales por cliente. Actualmente, el promedio se ubica entre dos y tres cortes por cliente al año.

También se redujo la duración acumulada de las interrupciones. Según los datos aportados durante el panel, pasó de unas 25 o 30 horas anuales por cliente a aproximadamente cinco o seis horas.

Para la distribuidora, la siguiente etapa consiste en sostener esos indicadores mientras aumenta la demanda y se incorporan nuevas tecnologías de consumo.

Generación local para abastecer al AMBA

El crecimiento de la demanda también plantea la necesidad de incorporar generación cerca de los centros de consumo. Farrell sostuvo que en el área metropolitana de Buenos Aires será necesario avanzar con generación local en el corto y mediano plazo.

El diagnóstico está vinculado con las restricciones existentes en el sistema de transporte. Ante una capacidad limitada para trasladar electricidad desde otros puntos del país, una alternativa consiste en instalar generación próxima a las zonas de mayor consumo.

Edenor concentra su operación en el AMBA y recibe energía principalmente desde distintos puntos de conexión con el sistema de transporte. Farrell explicó que aproximadamente 50% de la demanda de la empresa se abastece desde la subestación Rodríguez, mientras que otro 25% proviene de Ezeiza.

El resto corresponde principalmente a generación local, con participación de Puerto Costanera y generación puntual en parques de Pilar.

La empresa proyecta ampliar Rodríguez durante los próximos tres o cuatro años y analiza incorporar generación local adicional para acompañar el crecimiento de la demanda.

En paralelo, Edenor trabaja con proyectos de almacenamiento mediante baterías. Farrell señaló que la empresa incorporará 500 MW de almacenamiento y que los primeros proyectos comenzarían a ingresar hacia fin de año, mientras que el resto se incorporaría durante los 12 meses siguientes.

Generación distribuida y tokenización en Córdoba

La situación de EPEC es diferente por las características geográficas de su área de concesión. Puértolas explicó que la empresa abastece aproximadamente 70% del mercado eléctrico de Córdoba, mientras que el 30% corresponde al sector cooperativo.

EPEC administra además cerca de 6.000 kilómetros de líneas de 132 y 66 kilovoltios. Esa extensión permite analizar alternativas de generación en los extremos de las redes y cerca de los centros urbanos.

La empresa avanzó con distintos modelos de generación distribuida. Primero implementó proyectos comunitarios en los que varios usuarios participan de un parque y reciben la asignación económica de la energía generada.

Luego incorporó la generación distribuida comunitaria virtual, vinculada con la medición inteligente.

Otro desarrollo se realizó junto con la Universidad Tecnológica Nacional, Facultad Regional Villa María, mediante un sistema de tokenización de energía.

El modelo contempla tres tipos de tokens vinculados con los parques solares:

• Uno representa la potencia
• Otro la energía generada por esa potencia
• El tercero los atributos ambientales asociados con la generación renovable

Los activos se acreditan en una misma billetera virtual, pero pueden transferirse entre distintos usuarios. El mecanismo también permite atender la demanda de empresas que buscan incorporar energía renovable a su matriz de consumo.

Puértolas mencionó como ejemplo un proyecto integrado por cinco parques de 7 MW cada uno en la zona de Deán Funes. La energía generada será asignada a un grupo económico dedicado a grandes superficies comerciales de la provincia.

El transporte sigue como uno de los principales desafíos

El despliegue de baterías también generó diferencias entre los participantes del panel. Pini reconoció el crecimiento de los sistemas BESS, pero planteó que el almacenamiento no puede reemplazar la expansión del sistema de transporte.

Según su análisis, las baterías pueden aportar una respuesta para determinadas restricciones y necesidades de corto plazo, pero la ampliación de la infraestructura de transporte continúa siendo necesaria.

En ese sentido, destacó los proyectos AlmaSADI y AlmaGBA y el lanzamiento de AMBA 1. Sin embargo, planteó que estos programas deben avanzar junto con una estrategia de expansión del transporte eléctrico.

El debate expuso así uno de los principales desafíos para las distribuidoras: adaptar las redes a una demanda que incorpora nuevos usos, desde los vehículos eléctricos hasta los data centers, mientras se desarrollan sistemas de medición, automatización, generación local y almacenamiento.

Para las empresas, la evolución tecnológica modifica tanto la infraestructura física como la forma de administrar el consumo. El desafío pasa por anticipar dónde crecerá la demanda, medir su comportamiento y disponer de capacidad de red para acompañar esa expansión.