La EPE se teledigitaliza y va por una gestión de redes inteligentes

La Empresa Provincial de la Energía anunció un ambicioso Plan de Digitalización Integral que en pocas palabras consiste en tener las herramientas necesarias para avanzar en una gestión de sus redes con inteligencia artificial. Se trata, obviamente, de desarrollos especiales de ingeniería (en términos técnicos las llamadas "redes inteligentes" que permiten detectar on line cambios sobre la demanda, los consumos, picos y hasta la detección de fraudes, además de permitir -en el mismo momento en que se producen esas alteraciones- llevar a cabo las adaptaciones del sistema eléctrico para evitar sobrecargas y el colapso de los equipos.

La clave está en cambiar los viejos medidores de energía eléctrica por otros con nuevas tecnologías llamados telemedidores inteligentes, que ahorran horas de trabajo y permiten su control on line. A mediados de octubre la Epe completó su instalación sobre todos los usuarios de grandes demandas, es decir, en las empresas industriales y comerciales que concentran el 55% del total del consumo energético.

Hoy, la Epe tiene entonces dos situaciones marcadamente distintas en sus redes. Existe una realidad para los suministros a esos grandes usuarios que dispone de los más avanzado en tecnología y otra dispar entre los demás usuarios que están distribuidos en todo el mapa de la bota según su geodemografía. Llegar a cada uno de ellos con la misma tecnología que hoy tienen las industrias electrointensivas demandará una inversión de no menos de 120 millones de dólares, en un plan que va de 2025 a 2030 inclusive, con seis etapas de unos 20 millones de dólares en promedio.

"Esto es como refundar la EPE, es un cambio de 180 grados", dijo el presidente de la Empresa Provincial de la Energía (EPE), Hugo Marcucci, en una conferencia en la que junto a la secretaria de Energía de la provincia, Verónica Geese, fue presentado el programa. El objetivo de la Epe de teledigitalizar la medición de la demanda y hacer de sus redes un sistema inteligente proviene de muchos años atrás (ver aparte). La diferencia es que ahora se traza un programa de mediano plazo para la totalidad de su compleja trama de sistemas y subsistemas en materia de distribución.

Eficiencia vs pérdidas técnicas y fraude

Un parte de prensa lo define así: Se busca el "desarrollo de procesos más inteligentes y eficientes para mejorar la calidad del servicio, lograr una disponibilidad constante de energía, prevenir fallas de gran escala, garantizar la sostenibilidad energética y la protección ambiental, y optimizar los gastos operativos de distribución y la inversión en sistemas".

"Este Plan de Digitalización incorporará nuevas tecnologías que permitirán conectar sistemas físicos con modelos y simulaciones virtuales, facilitando la toma de decisiones y gestiones". En palabras de Marcucci, "con la telemedición el usuario podrá administrar sus consumos y no necesitamos ir cada por casa para saber si hay fraude. Habrá redes inteligentes, es decir, una autocorrección de las propias redes sin intervención de las personas. Esto generará una mejora en la calidad del suministro, menores pérdidas y mayor resiliencia de la red, lo que redundará en menores gastos energéticos para los usuarios".

Explico luego que "actualmente el 100% de las denominadas Grandes Demandas (conformado principalmente por empresas e industrias) es facturado por telemedición, lo cual representa el 55% del total del consumo energético. A partir de ahora, la EPE aplicará progresivamente la telemedición para facturar las Pequeñas Demandas (uso residencial), es decir, el 45% restante de la demanda total. Para ello elaboró un plan con el objetivo de llegar a 2030 con la totalidad de la demanda medida de manera inteligente".

El cronograma de implementación establece para 2025 cubrir el 12% (150.000 medidores) del total proyectado; el 24% (300.000 medidores) para 2026; el 39% (500.000 medidores) para 2027; el 58 % (750.000 medidores) en 2028; el 77% (1.000.000 de medidores) en 2029; y el 100% (1.300.000 medidores) en 2030, lo que implica, a valores de hoy, una inversión de 118 millones de dólares.

Un objetivo de 2021

En la Audiencia Pública de mayo de 2021, la Empresa Provincial de la Energía pidió una actualización de sus tarifas y entre sus objetivos planteó textualmente "Incorporar la totalidad de las mediciones a grandes usuarios a su sistema de telemedición en el transcurso del presente año", lo que no sucedió. Recién a mediados del pasado mes de octubre se alcanzó ese objetivo, pero hay detrás una historia reciente.

En febrero de 2023, dos años luego de aquel anuncio, la Epe daba explicaciones durante la gestión anterior de que no había estado en condiciones de llevar a cabo la sustitución de viejos equipos por otros más confiables y útiles por una inexplicable demora en la Aduana Argentina.

Nada menos que 20 mil medidores inteligentes comprados por la Epe seguían en Aduana, luego de un año. Así lo reveló El Litoral en su edición del 22 de febrero de 2023 al requerirle a la empresa información sobre la demora en el plan para medir a todos los grandes usuarios: dos de los tres embarques adquiridos seguían en contenedores a la espera de que las autoridades aduaneras autoricen su ingreso, lo que finalmente se logró unos meses más tarde.

La demora total entre aquel anuncio de 2021 y lo hecho ahora hasta octubre pasado demandó el triple del tiempo esperado, sin embargo buena parte del atraso se vinculó con los citados problemas aduaneros.