La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (Epec) estimó que en los próximos 5 años invertirá unos U$S 50 millones para alcanzar la meta de instalar alrededor de 800 mil medidores inteligentes de consumo eléctrico, un plan en el cual ya tiene distribuidos 267.750 aparatos.
La continuidad del programa –único en su tipo a nivel nacional–, fue ratificada ayer durante la presentación de los avances en la aplicación del Master Data Management (MDM), por el cual el 18% de los usuarios totales de la distribuidora ya son medidos y a la vez pueden controlar y administrar sus consumos con esta tecnología.
La presentación fue encabezada por el ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Fabián López; el presidente de Epec, Claudio Puértolas y participaron, entre otros, Nicolás Bin, responsable de Smart Infrastructure Siemens Argentina y Uruguay, y Claudio Bulascio, de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (Adeera).
También precisaron los alcances del plan iniciado en 2018, los gerentes de cada una de las áreas encargadas de su aplicación. “Es un proyecto que cruza transversalmente a Epec”, definió Puértolas a LA VOZ.
“Estamos mostrando la integración de los medidores inteligentes con los sistemas verticales de la empresa, como el comercial y el técnico. El programa MDM fue adquirido a Siemens en una licitación pública internacional realizada en 2021 y llevó dos años y medios para su implementación”, agregó.
Crecer con tecnología
El directivo explicó que los 267.750 clientes con telemedición ya representan el 60% de toda la energía comercializada por Epec. De ese total, alrededor de 200.000 tienen instalados medidores inteligentes y el resto de controla mediante un sistema de telemedición desarrollado con una empresa cordobesa.
El objetivo es alcanzar a la totalidad de los usuarios (un millón) en un plazo de siete años, por lo cual a los U$S 18.000.000 ya invertidos, Epec agregará una inversión de U$S 8 millones cada 100 mil usuarios, lo que demanda una inversión estimada en unos U$S 50 millones.
Las variaciones están atadas a los vaivenes de la economía del país y a las condiciones para la importación de aparatos e insumos, por lo cual el plazo puede extenderse o achicarse, explicó el titular de la empresa.
El sistema posee dos características que cambian radicalmente los procesos habituales en la gestión de la venta de energía. Por una parte está conectado a la administración y las finanzas de Epec, y por otro también está preparado para ejecutar eventuales cambios regulatorios con velocidad.
Los gerentes Luis Balbuena (tecnología de la información), Marcos Fissore (coordinador), Cristian Morielli (distribución), Juan Bagini (comercial) detallaron cada uno de los pasos que componen el MDM.
Del lado del cliente, el medidor permite realizar la toma estado, efectuar la lectura del medidor on line, informar sobre el estado de validación de los datos recolectados, detectar exceso o decrecimiento del consumo y verificar el cumplimiento de los niveles de tensión que recibe.
En tanto, la distribuidora podrá responder reclamos por falta de servicio, efectuar el corte y reconexión a distancia, controlar la lectura por consultas del usuario, evitar errores de facturación, asegurar que los datos mostrados en la web son correctos y producir una inspección de forma proactiva antes de la facturación y no esperar al reclamo del usuario.
También, informar al usuario sobre excesos de consumo, realizar el estudio de la red y los activos a fin de evitar la producción de sobretensiones y subtensiones, y trazar incidencias de artefactos quemados.
Ventajas en la operación
Morieri explicó que, por ejemplo, en 2022 se dañaron un total de 193 transformadores (el 3,8%), a partir de la aplicación de telemedición con verificación de cargas, ese número cayó a 141 en 2023 (2,8%) y a 60 en lo que va de este año. La caída de roturas entre 2022 y 2023 representó un ahorro de U$S 936.000.
“La medición precisa de la potencia contribuye directamente a la prolongación de la vida útil de los transformadores. Evitar la sobrecarga prolongada y mantenerlos dentro de sus límites operativos óptimos reduce el desgaste y la fatiga de los materiales”, describió el gerente.
Hay, además, un aspecto colateral en la generación distribuida, ya que quienes inyectan energía a la red pueden ser monitoreados en tiempo real y además, se detecta si funcionan más paneles que los declarados en el contrato de provisión.
