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Edenor comenzó a adaptar su infraestructura ante el crecimiento esperado de los data centers, los vehículos eléctricos, las baterías y la generación distribuida, nuevas demandas que podrían modificar los patrones tradicionales de consumo y exigir inversiones adicionales en la red eléctrica argentina, según informó iProfesional.
Miguel Farrell, director técnico de Edenor, anticipó que la expansión de la movilidad eléctrica podría generar un cambio comparable con el que produjo años atrás la masificación de los equipos de climatización.
“Con el auto eléctrico va a pasar lo mismo que con el aire acondicionado”, sostuvo Farrell durante el Renewables y Electricity Day.
Uno de los principales desafíos aparece en los data centers. Algunos de los proyectos que consultaron a las distribuidoras requieren entre 50 y 300 MW, una potencia significativa para la infraestructura existente.
“Los distribuidores estamos obligados a atender toda demanda que nos solicitan”, explicó Farrell.
La diferencia entre los tiempos de inversión también representa un desafío. Mientras un data center modular puede instalarse en aproximadamente seis meses, una distribuidora necesita planificar las ampliaciones, conseguir financiamiento y ejecutar las obras necesarias para abastecerlo.
La movilidad eléctrica plantea otro escenario porque el aumento del consumo estará distribuido entre millones de usuarios.
Edenor tiene más de tres millones de clientes y considera que instalar medidores inteligentes en cada suministro demandaría una inversión que actualmente no puede afrontar.
Por eso comenzó a colocar equipos de medición en sus centros de transformación para conocer con mayor precisión cómo evoluciona la demanda.
La compañía posee alrededor de 20.000 centros de transformación y ya incorporó aproximadamente 400 mediciones.
La información permitirá detectar zonas donde la carga de vehículos eléctricos u otros nuevos consumos comiencen a exigir mayor capacidad y evaluar las inversiones necesarias antes de que aparezcan sobrecargas.
La experiencia de Córdoba muestra otra escala de digitalización. EPEC ya instaló cerca de 350.000 medidores inteligentes sobre un universo de 1,2 millones de usuarios y formalizó la compra de otros 200.000 equipos.
La empresa pasó de obtener información individual de consumo cada dos meses a administrar alrededor de 100 millones de datos diarios y 900 millones de metadatos por día.
La tecnología también permitió implementar una tarifa específica para usuarios que declaran vehículos eléctricos. El esquema ofrece un precio menor entre las 23 y las 5 para incentivar la carga en horarios de menor demanda.
Edenor, en paralelo, avanzó con la automatización de su infraestructura mediante sistemas de telecontrol y telesupervisión.
Durante los últimos cinco años instaló más de 4.000 puntos de telecontrol y aproximadamente 7.000 de telesupervisión.
Según los datos expuestos por Farrell, hace una década la distribuidora registraba entre nueve y diez interrupciones anuales promedio por cliente. Actualmente, ese indicador se ubica entre dos y tres.
También disminuyó el tiempo acumulado sin servicio, que pasó de unas 25 o 30 horas anuales por usuario a aproximadamente cinco o seis horas.
El próximo desafío será sostener esos niveles mientras crecen el consumo y las nuevas tecnologías conectadas a la red.
La compañía también proyecta incorporar 500 MW de almacenamiento mediante baterías. Los primeros proyectos comenzarían a ingresar hacia fines de año y el resto se sumaría durante los siguientes 12 meses.
Otro punto estratégico será aumentar la generación cerca de los centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires debido a las limitaciones existentes en el transporte eléctrico.
Actualmente, cerca del 50% de la demanda de Edenor llega desde la subestación Rodríguez y otro 25% desde Ezeiza. El resto corresponde principalmente a generación local.
La empresa proyecta ampliar Rodríguez durante los próximos tres o cuatro años y analiza incorporar más generación local para acompañar la expansión de la demanda.
En Córdoba, la transformación incluye además proyectos de generación distribuida y tokenización de energía.
EPEC desarrolló junto con la Universidad Tecnológica Nacional, Facultad Regional Villa María, un modelo que representa mediante tokens la potencia, la energía generada y los atributos ambientales de parques solares.
Los activos pueden acreditarse en una billetera virtual y transferirse entre usuarios, una herramienta que también apunta a empresas interesadas en incorporar energía renovable.
El crecimiento de baterías, data centers, vehículos eléctricos y generación distribuida no elimina, sin embargo, la necesidad de ampliar la infraestructura física.
El sector considera que los sistemas de almacenamiento pueden resolver restricciones puntuales, pero deberán complementarse con nuevas obras de transporte eléctrico para acompañar el crecimiento de la demanda.
La transformación obliga así a las distribuidoras a anticipar dónde aparecerán los nuevos consumos, digitalizar sus redes y ampliar la capacidad disponible para sostener la expansión tecnológica.
