“Similar a lo que ocurrió con el advenimiento del aire acondicionado, que explotó y las distribuidoras no tenían reacción, hubo un tiempo en que hubo que aceptar determinada calidad del servicio hasta que la red se adaptó a la demanda. Con el auto eléctrico va a pasar lo mismo que con el aire acondicionado. Mucho más incipiente, es un camino que se inició y no tiene fin”, aseguró Miguel Farrell, Director Técnico de Edenor, en el Renewables y Electricity Day, organizado por EconoJournal. El ejecutivo compartió panel con Claudio Puértolas, Presidente del Directorio de EPEC (Empresa Provincial de Energía de Córdoba) y Fernando Pini, Director de Asuntos Legales y Regulatorios del Grupo DESA, con la moderación de Esteban Van Dam.
—Se habla de demanda extratendencial, en particular de data centers. Para una distribuidora, ¿esta demanda puede llegar a ser disruptiva en cuanto a volumen? Se me ocurren autos eléctricos, pero seguramente habrá otras. ¿Cómo lo ven y qué tipo de acciones toman en Edenor al respecto? —preguntó Van Dan.
Farrell: —En ADEERA —Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina— abrimos hace unos meses una comisión de planificación porque nos asustamos un poco: nos llegaron un par de requerimientos de data centers del orden de 50 a 300 MW. Dijimos: “Si estos van a competir contra demanda residencial, vamos a tener un problema”. No tenemos para todos. Vemos muy bien la resolución de la última semana, donde ponen determinadas exigencias de autoabastecimiento respecto a energía y potencia. Eso le pone un freno. Los distribuidores estamos obligados a atender toda demanda que nos solicitan; entonces, nos ponía una cierta alerta. Vamos a tener AMBA 1 y vamos a crecer, pero todo requiere tiempo e inversión. Y estos se instalan en 6 meses: son modulares, vienen con todo prearmado y en un año están funcionando. Así que creo que, con esta resolución, más lo que podamos hacer desde la distribuidora, ese tema está contenido o está planificado para el mediano plazo.
—Con los autos eléctricos eso va a ser más distribuido…
Farrell: —Exactamente. El auto eléctrico, la movilidad eléctrica, es incipiente. Edenor tiene más de 3 millones de clientes; ponerle medidor inteligente a los 3 millones de clientes es una inversión que hoy no puede financiar el distribuidor ni pagar la demanda. Estamos en un problema. Ahí copiamos un esquema de Córdoba: estamos poniendo medición en todos los centros de transformación. Edenor tiene 20 mil centros de transformación; hoy ya tenemos 400 mediciones instaladas. No nos debería sorprender que un transformador se sobrecargue y que no tengamos una obra intermedia que solucione ese problema. A medida que esto se masifique, vamos a lograr tener un control y si ahí apareciera movilidad eléctrica que estuviera creciendo por fuera de lo habitual, podríamos detectarlo a tiempo y ofrecer una solución.
—En lo que respecta a medición inteligente, otra de las tecnologías que seguramente va a generar una revolución, ¿qué avances tienen desde EPEC? —preguntó Van Dam.
Puértolas: —En EPEC trabajamos desde 2019 en un programa de medición inteligente muy ambicioso. Tenemos instalados 350 mil medidores inteligentes sobre un universo de 1,2 millones de usuarios y esta semana formalizamos la compra de unos 200 mil medidores más. Eso nos ha permitido tener una visibilidad de la red de una manera muy importante, sobre todo en la etapa de red de baja con el usuario. Siempre decimos que antes teníamos un dato de un usuario cada dos meses, que era de cuando el lecturista iba y tomaba la toma de estado, y hoy tenemos 100 millones de datos por día. Y si vamos a los metadatos, tenemos 900 millones de metadatos por día. Todo esto se administra con un MDM —Meter Data Management—, que se lo compramos a Siemens hace cuatro años. Hoy, a través de la aplicación de EPEC, el usuario puede ver hora por hora cómo va consumiendo, cuál es la carga que va teniendo el usuario. Puede ver los consumos diarios, los consumos mensuales, todo desagregado. Ya tenemos una tarifa diferenciada para la carga de vehículos eléctricos: cuando el usuario compra un vehículo eléctrico y lo declara a la distribuidora, puede tener acceso a una tarifa que en el horario de valle es un poco más económica que la tarifa completa. La idea que tenemos es orientar la demanda de los vehículos eléctricos, que está siendo muy alta, en el horario de valle del sistema, entre las 23:00 y las 05:00 de la mañana. Toda esa incorporación de tecnología nos ha permitido llegar al usuario de otra manera.
Cambio cultural del mercado
Vemos mucha inversión en tecnología para modernizar redes. No podemos dejar de mencionar los cambios regulatorios, que seguramente representan cambios estratégicos para las distribuidoras. Fernando, ¿cómo ven estos cambios y, en particular, el rol del GUDI (Gran Usuario del Distribuidor) en sus redes, dado que la Resolución 400 lo habilita a salir a comprar al mercado?
Pini: —La Resolución 400 es muy positiva. Nosotros nacemos con un doble propósito: el objeto de una distribuidora es distribuir y comercializar energía. Ese propósito del monopolio se rompe en un segmento en que la Resolución 400 liberaliza en un proceso de transición. Observamos un cambio cultural en nuestro mercado: hay una descentralización de la oferta y una necesidad del usuario en controlar su consumo, en tener una actitud proactiva, no reactiva. Y también en convertirse en prosumer, en oferente de su autoabastecimiento. Entonces, la Resolución 400 al distribuidor le da una señal. En primer lugar, que es un actor fundamental en la formación del mercado de contratos. En segundo lugar, que tiene que tener su propia estrategia de abastecimiento y empezar a buscar la energía al menor precio posible. En tercer lugar, que tiene la oportunidad, si logra contratos a mediano y largo plazo, de estabilizar el precio de su energía. Tiene también la oportunidad el distribuidor de incentivar nuevos proyectos de generación. En el mercado experimentamos una reducción de la venta de energía en más o menos un 2 por ciento. Para que el distribuidor tenga ese comportamiento colaborativo de eficiencia en el mercado, tiene que haber nueva regulación. Necesitamos resolver, en ese proceso adaptativo, algunos conceptos regulatorios; entre ellos, la asimetría entre tarifas de grandes clientes y tarifas de peaje. Hoy en día no tenemos ese problema resuelto. Entonces, el proceso de desregulación nos puede traer una pérdida en el valor agregado de distribución. Necesitamos que la regulación cierre el ciclo con la distribución. Necesitamos entender el incentivo para llevar adelante contratos. Sabemos que lo implementamos sobre un sistema que hace un esfuerzo por adaptar su red. Los distribuidores venimos de 20 años de congelamiento tarifario. Necesitamos una red adaptada a la demanda y a las necesidades. Los sistemas operativos en tiempo real, de digitalización de red y sistemas integrados, los necesitamos bajo una remuneración en ese sistema, no en un sistema de frecuencia y duración.
“Somos el último vagón, los culpables de todo”
—¿Cómo ven el rol de la distribución en el nuevo mercado con tantos cambios regulatorios? ¿En qué trabajan ustedes a nivel tecnológico para la modernización del sistema, ya no tanto desde las ampliaciones de las redes, sino de la tecnología que acompaña esa evolución? —preguntó Van Dam.
Farrell: —Siempre los distribuidores somos el último vagón, los culpables de todo y los que presentamos la factura al cliente; o sea, somos la cara visible. Obviamente que a mediano plano lo vemos mucho más claro. Estamos saliendo, igual que muchas distribuidoras, de RQT —Revisión Quinquenal Tarifaria—, realizada con reguladores que nos dan cierta previsibilidad para tener financiamiento y poder endeudarnos y construir las redes, que es la base fundamental. Lo primero que hay que tener es una red fuerte: nuestra red tiene que cumplir el criterio de N-1 —regla de seguridad y confiabilidad— en todas las horas del año. Respecto a innovaciones tecnológicas, las más recientes y las que más producto nos dieron son la incorporación del telecontrol, que era una tecnología que sólo llegaba nivel subestaciones y nunca penetró en la red de distribución. Lo hemos logrado en los últimos cinco años. Hemos incluido telecontrol en la red de media tensión, que nos permitió que cada circuito de media tensión se divida en mitades. Entonces, ante una falla, sin intervención humana, directamente con un automatismo, se logra recomponer el servicio en pocos minutos de la parte no fallada. Parece un evento simple, pero requirió de la instalación de más de 4000 puntos de telecontrol en nuestra red, 7 mil puntos de telesupervisión para poder administrar todo este sistema e incluirlo en nuestra filosofía. Cada nuevo circuito de media tensión que nace ya nace con su telecontrol nativo. Esto nos permitió que nuestra calidad de servicio haya mejorado sustancialmente. Hace 10 años atrás, Edenor tenía un promedio de 9 y 10 cortes por año por cliente; hoy estamos de 2 a 3 de cortes por año cliente. Hace 10 años teníamos una duración de 25 o 30 horas de corte por año por cliente y hoy estamos en unas 5 o 6 horas. Obviamente fue todo un camino recorrido. El resultado es una mejora en la calidad de servicio; de ahora en más, lo que queda es mantenerlo.
—Todos estamos de acuerdo con la necesidad de nuestro país en líneas de transmisión. Visto desde la descentralización, ¿con qué ojos ven ustedes la necesidad de incorporar generación local, cerca de la demanda?
Farrell: —Edenor está en el AMBA; generación local en el corto o mediano plazo va a tener que haber. El transporte está saturado, por lo que la única forma de abastecernos de energía a las distribuidoras es inyectar generación cerca de la demanda. Para eso, los próximos desafíos son lograr interconectar nuestras redes con el proyecto de AMBA1, que es un esquema desafiante. No está fácil construir en el AMBA y más líneas de 500 y 220 kilovolt; eso va a ser un desafío para los próximos años. Edenor toma el 50% de su demanda de la subestación Rodríguez, que es el otro punto de conexión con el transportista. Luego, el 25% de su demanda la abastece con subestación Ezeiza y el resto con generación local, básicamente Puerto Costanera y alguna generación puntual en los parques de Pilar. Ampliar Rodríguez es un proyecto que Edenor tiene pensado para los próximos 3 o 4 años y a eso va a haber que sumarle algún punto de generación local para paliar el crecimiento de la demanda para los próximos años.
—Edenor tiene la particularidad de que está en la zona más densamente poblada del país y eso conlleva el desafío desde lo ambiental para incorporar generación local…
Farrell: —Sin ir a generación, vemos algunos problemas ya con la instalación de baterías. Algunos proyectos están todavía en duda y hay que reforzar el apoyo, porque el proyecto de baterías por lo menos nos da algo para agarrarnos en el corto plazo. Los primeros proyectos entran hacia fin de año y el resto en los próximos 12 meses. Edenor va a incorporar 500 MW de almacenamiento. Algo desconocido que vamos haciendo camino al andar.
Innovación en Córdoba
Sabemos que EPEC está incorporando propuestas innovadoras en generación local, comunitaria… —señaló Van Dam.
Puértolas: —Nuestra realidad es totalmente distinta a la de Edenor. Nosotros abastecemos el 70% del mercado de la provincia de Córdoba desde EPEC y el 30 por ciento desde el sector cooperativo. Pero tenemos casi 6000 km de líneas de entre 132 y 66 kilovolt; entonces, las posibilidades de generación en los extremos, en las afueras de los centros urbanos, es muy importante. Trabajamos mucho en generación distribuida. El marco regulatorio de la provincia se ha ido aggiornando a la tecnología y nos ha permitido ir avanzando en distintos modelos. Primero fue la generación distribuidora comunitaria, que era: varios usuarios hacían un parque y esa energía se asignaba a cada uno de los suministros en valor económico. Después se hizo la generación distribuidora comunitaria virtual, que se puede machear con la medición inteligente. Y después trabajamos con la Universidad Tecnológica Nacional, Facultad de Villa María, en un proyecto de tokenización de la energía, donde hemos generado 3 token, sobre todo en los parques solares, que es la generación más fácil de administrar. Un token referido a la potencia, otro a la energía que genera ese token de potencia y un tercero referido a los atributos ambientales de la generación renovable.
¿Se comercializan por separado, en mercados distintos?
Puértolas: —Exactamente. Si bien todos se acreditan en una misma billetera virtual, pueden ser transferidos a distintos usuarios. Algunos usuarios, sobre todo los grandes, tienen instrucciones corporativas de migrar a una matriz renovable, entonces están ávidos de tener certificados de energía renovable. Y un ahorro económico. Eso ha dado resultado y ya tenemos varios proyectos consolidados. Días atrás se inauguró un proyecto muy importante, compuesto de cinco parques de 7 MW cada uno, en la zona de Dean Funes, norte de la provincia de Córdoba, que va a asignar esa energía a un grupo económico que se dedica a grandes superficies comerciales de la provincia. Esa energía ya está asignada a esa boca de supermercados mayoristas que están distribuidos en la provincia.
“Las baterías BESS son buenas, pero…”
—¿Cómo ven el despliegue de las baterías? ¿Sirven para salvar el pico, prestar servicios auxiliares? ¿Qué valor ven en su zona? —preguntó Van Dam.
Pini: —No se puede negar el éxito de las BESS en el mundo, incluso en países de América Latina; no voy a discutir el rol de las BESS. Pero si las BESS son una respuesta a la problemática de la restricción en la capacidad de transporte, no son la solución.
—¿Ni siquiera en el corto plazo, para salvar el puente?
Pini: —Las BESS son buenas, pero si me hacen negar que la problemática del sistema es el transporte, nos estamos engañando. Los proyectos de AlmaSADI y AlmaGBA son importantes y son muy buenos, pero tenemos que pensar las respuestas regulatorias en una demanda adaptada. Y ahí podemos decir si una oferta regulatoria es eficiente o no. La problemática de Argentina es el sistema de transporte. Es lo que no nos permite ser competitivos en términos de oferta, tener crecimiento como distribuidor. Creo muy positivo el lanzamiento de AMBA 1; la licitación que acaba de sacar la Secretaría de Energía me parece espectacular. El programa es buenísimo, pero tiene que convivir con un programa de expansión del sistema de transporte.
, Redaccion EconoJournal
