Una transformación lenta pero sin pausa acontece en el sector de distribución eléctrica de la región. La incorporación de las energías renovables variables en los sistemas de generación va transformando de a poco a las distribuidoras eléctricas: dejan de servir a una clientela pasiva para atender a una demanda crecientemente activa. La transformación se vuelve tangible con el crecimiento de la medición inteligente. EconoJournal dialogó con representantes de distribuidoras en la región para conocer los trabajos de modernización en sus redes.

La instalación de medidores inteligentes es una variable central para evaluar el avance de la transformación del sector de distribución. Con distintos matices, dos reportes recientes dan cuenta de un bajo nivel de penetración en Latinoamérica y el Caribe.

El Banco Interamericano de Desarrollo indicó que la medición inteligente alcanzaba al 3,5% de los hogares contra un 33% en la Unión Europea y un 56% en Estados Unidos, según datos de 2020. Pero un informe de la consultora Berg Insight revela que la penetración es mayor en los principales mercados de la región: el 6,2% de los 187 millones de consumidores eléctricos en Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Perú, Uruguay, Costa Rica, México y Panamá ya tenían un medidor inteligente en 2022.

Berg Insight pronostica que en este conjunto de países la base instalada de medidores se triplicará, pasando de 11,7 millones de medidores en 2022 a 38,4 millones en 2028.

Medición inteligente

El crecimiento proyectado para la región responde a las ganancias en eficiencia que la medición inteligente reporta a las distribuidoras. También por ser el vector habilitante para la modernización del sector de distribución.

Distribuidoras como la Empresa Provincial de Energía de Santa Fe (EPE) lideran ese cambio en el país. “La medición inteligente es el pilar fundamental del proceso de digitalizacion de las distribuidoras”, explicó el gerente ejecutivo de Gestión Técnica de la EPE, Marcelo Cassin.

La EPE esta implementando un programa de telemedición para llevar la medición inteligente a los clientes industriales y residenciales. Unos 20.000 hogares ya tienen su unidad inteligente instalada y se evalúa adquirir unas 50.000 unidades más. Entre los grandes clientes de electricidad la telemedición ya abarca a dos tercios y se espera sumar al resto de la gran demanda este año.

“EPE se va a transformar en una plataforma de gestión de activos vinculados a cambios tecnológicos que son los que van a permitir que haya más eficiencia por tener contacto directo con los usuarios a través del medidor”, dijo Cassin.

En la región, Uruguay destaca por la alta penetración de la medición inteligente a través de la UTE, la empresa estatal de energía eléctrica. “Hoy tenemos casi el 80% de nuestro parque de medidores con medidores inteligentes instalados”, explicaron los gerentes de UTE, Javier San Cristobal Brusco y Pablo Regina.

Una de las principales ganancias de eficiencia es por reducción de los costos operativos. “Con la medición inteligente hay un montón de beneficios por bajar el costo de ir al puesto de medida para inspeccionar, detectar fraudes, hacer cambios de potencia o limitar consumos”, añadieron.

Tarifas multihorarias

En Uruguay la medición inteligente esta facilitando la migración de los usuarios residenciales al consumo por bandas horarias. Sobre 1.160.000 clientes residenciales, unos 260.000 clientes están pagando la tarifa multihoraria.

Los clientes residenciales con una tarifa doble o triple horaria (con dos o tres bandas horarias) tienen bandas horarias con distintos precios de la energía. «Las bandas horarias dan señales para que el cliente gestione su demanda y de esa manera hacer un uso mas eficiente de las redes», explicaron desde UTE.

La banda horaria con la energía más costosa son las horas punta, los días hábiles entre las 17 y las 23 horas, una franja de consumo tipicamente alto. Los clientes con medidores inteligentes pueden elegir dentro de esta franja horaria cuatro horas consecutivas en las que pagarán el precio punta, liberando dos horas a un precio inferior.

Los medidores inteligentes permiten, por ejemplo, que los clientes puedan cambiar sus horas puntas sin requerir una asistencia presencial de UTE. «Con la tarifa múltiple horaria antes teníamos que mandar un equipo al puesto de medida si un cliente quería cambiar el horario de punta, que ahora se hace por software”, explicaron Brusco y Regina.

Gestión de la demanda

La penetración cada vez mayor de las energías renovables en las matrices eléctricas tiene como correlato la transformación del sector de distribución. Distribuidoras como EPE y UTE deben adaptarse a nuevos perfiles en la oferta y la demanda de energía.

El gerente de EPE consideró que la transición energética implica un «cambio de paradigma» mucho mayor para la distribución que para la generación y la transmissión. “El operador de la red de distribución dejará de ser un actor tonto, que sube y baja tensión, para pasar a ser un realmente un gestor del funcionamiento cuyo objetivo final es la eficiencia”, explicó Cassin.

La variabilidad de las renovables empuja la adopción de recursos flexibles, como el almacenamiento de energía. Cassin citó como ejemplo la central de bombeo de Río Grande en Córdoba, que puede inyectar 300 MW en pocos minutos. Pero destacó que las baterías serán «el gran aliado de la flexibilidad en redes de distribución». La compañía tiene en carpeta una licitación de cinco plantas solares fotovoltaicas sin almacenamiento, pero este podría ser incluido en otra futura licitación de energía solar.

Santa Fe podría ser pionera en almacenamiento con baterías así como lo fue en su momento con la generación distribuida, de la que hoy es una provincia líder. EPE contabiliza 1052 prosumidores y 250 en trámite de conexión a la red de distribución santafesina. Es una cifra muy cercana a los 1167 prosumidores a nivel nacional que se encuentran amparados en el Régimen de Generación Distribuida de la ley 27.424. Santa Fe no adhiere al régimen nacional por contar con su propio programa de incentivos. El crecimiento de los prosumidores podría ser mayor, pero los subsidios nacionales a la generación disminuyen el atractivo de la inversión en autogeneración.

En Uruguay el contexto es otro. El escenario actual es de exceso de energía, principalmente renovable variable. UTE trabaja para adecuar la demanda con la oferta de la forma más eficiente, por ejemplo, intentando llevar una mayor demanda a los horarios de mayor generación eólica mediante las bandas horarias. “En la noche tenemos más capacidad porque tenemos mucho eólico, que en general tiene un mayor componente en la noche”, dijeron los gerentes de UTE.

Las bandas horarias son una herramienta central para lograr el traslado de la demanda y la medición inteligente facilita su adopción. Esto se complementa con políticas de impulso a la demanda eléctrica, como los beneficios a los clientes para la adquisición de bombas de calor y de electrodomésticos. También se busca incentivar la carga de los vehículos eléctricos por la noche. «En nuestro país es muy importante poder trasladar usos de los clientes residenciales que pesan muy fuertemente en el imputamiento de la curva (de demanda) a otros horarios más convenientes», concluyeron en UTE.