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 La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) es una organización sin fines de lucro creada en 1992 y conformada en la actualidad por cuarenta y siete (47) distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo.
Claudio Bulacio es un ingeniero eléctrico que se desempeña en la entidad desde el año 2003, y que ahora ocupa el cargo de gerente. “También soy secretario ejecutivo de CACIER, el comité argentino de la CIER (Comisión de Integración Energética Regional)”, aclara.
El estatuto de CACIER establece que la presidencia debe otorgarse al secretario de Energía de la Nación o equivalente. El cargo se ofreció a Alejandro Sruoga, actual secretario de Energía Eléctrica, quien lo aceptó y tomó como secretario ejecutivo a Claudio Bulacio. “Alejandro Sruoga es presidente de CACIER y a la vez es vicepresidente de Promoción de la Integración de las Relaciones Institucionales de CIER, lo cual nos otorga una proyección internacional muy interesante”.
“Tanto ADEERA como CACIER pueden hacer muchas cosas, pero si no se difunden, quedan solo en el ámbito de quienes las hicimos”, agrega. Es por eso que Ingeniería Eléctrica se acercó hasta las oficinas de ADEERA y charló con su gerente acerca del pasado, presente y futuro de la distribución de la energía eléctrica en nuestro país. Redes inteligentes, energías alternativas y generación distribuida son algunos de los tópicos que se desplegaron durante la conversación.
¿Cómo está conformada ADEERA?
ADEERA está conformada actualmente por cuarenta y siete (47) distribuidoras eléctricas, ya sean de los estados provinciales, privados o cooperativas. Esas distribuidoras tienen en su conjunto cuatrocientos mil kilómetros (400.000 km) de redes con distintos niveles de tensión: alta tensión, media tensión y baja tensión. Con todas las instalaciones asociadas, transformadores, equipos de maniobra y demás. Las distribuidoras socias de ADEERA distribuyen el noventa y siete por ciento (97%) de la energía que se produce en el país, están presentes en veinticuatro provincias, incluyendo la ciudad de Buenos Aires.
Emplean de manera directa unas treinta mil (30.000) personas, un número similar de manera indirecta. Y desde el año ‘92, creación de ADEERA, a la fecha, se han invertido más de diez mil millones de dólares (US$ 10.000.000.000) en mejoramiento de las redes y en la seguridad.
¿Cuáles son los objetivos principales de ADEERA?
Representar a los asociados ante organismos públicos y privados. Por eso estamos participando en las distintas audiencias públicas, en las cuales se tratan temas que tienen que ver con la tarifa, con la calidad del servicio, no solamente las que se hacen acá en Buenos Aires, sino también en el interior del país.
También organizamos cursos, congresos, seminarios, actividades técnicas, también participamos de las actividades junto con la dirección general de generación distribuida.
¿Quiere destacar alguna acción en particular?
Hemos firmado un convenio con el MinCyT (Ministerio de Ciencia y Tecnología), que está en una etapa bastante avanzada. El objetivo final es desarrollar ideas-proyecto que permitan la concreción de redes inteligentes aplicadas a la operación de la distribución de la energía eléctrica.
El mecanismo con el MinCyT es: firman el convenio el presidente de ADEERA (de EDET) y Lino Barañao, el ministro. Después, ya en el nivel operativo, la directora nacional Ana Pereyra y yo establecemos un grupo de especialistas del Ministerio, de ADEERA y de la Secretaría de Energía Eléctrica que tendrá la misión de evaluar las ideas proyecto que se presenten.
El MinCyT difunde en la comunidad científica los términos de referencia de esta propuesta, entre entidades interesadas como pueden ser consultores, universidades. Las ideas deben estar vinculadas a redes eléctricas inteligentes destinadas a la operación del servicio.
¿Cuál es la diferencia con lo que ya se puede lograr ahora?
Hasta ahora, cada usuario particular perfectamente puede usar molinos de viento o paneles solares, lo que no puede hacer sin avisar a la distribuidora es inyectar energía en la red. Con los proyectos esperamos comenzar a revertir esto. Si los tiempos nos acompañan, creemos que ya en el 2018 estaremos implementando alguno de estos proyectos. La idea es que se presenten proyectos que puedan permitir la automatización de las redes de distribución.
¿Qué es una red inteligente?
Redes inteligentes es muy amplio. Se puede decir que es la comunicación e inteligencia informática aplicada a la red de distribución.
En el imaginario popular se asocia solamente con un medidor inteligente…
Sí. Se lo llama ‘inteligente’ pero en realidad se comunica con un centro inteligente. El centro de control es el que tiene la inteligencia. Una vez instalado, ese medidor puede determinar si el usuario está excediendo su consumo; ante una eventualidad, puede cortar el suministro, y siempre avisa al centro de control. Ya no hace falta que el usuario llame y diga “no tengo luz”, la distribuidora lo va a saber al instante. También facilita la gestión comercial, si el usuario no paga la factura, no hace falta que vaya una persona a cortar el suministro, y si el usuario paga, al instante se le restablece.
…pero es mucho más que eso.
Sí, claro. Por ejemplo, lo que estamos haciendo con el MinCyT es algo que trasciende al medidor. La idea es desarrollar un mecanismo a través del cual las redes se autorrepongan (self-healing). Suponete: hay una red mallada, se corta un cable o cae un rayo, determinada contingencia hace que una zona quede sin servicio. En general, cuando ocurren estas cosas, por una cuestión de seguridad, el sistema actual lo que hace es cortar el suministro en toda la zona.
El sistema que esperamos que desarrollen las universidades y los consultores debería reponer automáticamente el servicio, privilegiando la seguridad tanto de las personas como de las instalaciones, y de alguna manera reducir los tiempos de corte. Redes inteligentes es bastante más amplio. Incluso las prestaciones que el mismo medidor puede tener son mayores. Si se lo asocia a los electrodomésticos, puede favorecer que el consumo sea más eficiente. Por ejemplo, accionando el lavarropas durante el horario en el cual la demanda es menor.
El objetivo es mantener el consumo, ser más eficientes sin perder el confort, que el consumo se pueda distribuir a lo largo del día de forma tal que no haya exigencias desmedidas sobre el sistema eléctrico. Los picos de consumo determinan que a nivel nacional se consuma más combustible, y más costoso. Porque para abastecer ese consumo, a lo mejor hay que poner en funcionamiento generadoras térmicas que no son muy eficientes.
¿Por eso mismo se asocia con energía renovables y generación distribuida? ¿En qué proyectos al respecto participa ADEERA?
Por energías renovables estamos trabajando con la Subsecretaría de Energías Renovables y con la Dirección General de Generación Distribuida, aportando nuestros conocimientos técnicos para permitir que esto sea viable en las condiciones de seguridad y también económicas que requiere el caso.
¿Cuál es la postura de ADEERA respecto de las cuestiones económica y de seguridad que esto implica?
El tema de la seguridad es el más relevante porque, con generación distribuida, el usuario tiene la posibilidad de brindar su excedente de consumo a la red, y si eso no está bien controlado, puede ocasionar contingencias. Por ejemplo, en una zona hay que hacer una reparación, o cambiar un cable, entonces lo que se hace es cortar el servicio en esa zona. Si en ese momento el usuario que está en su casa con un sistema de generación distribuida inyecta energía a la red, puede ocasionarle un accidente al operario que está trabajando. Entonces es muy importante. La condición que nosotros ponemos para esto es que nosotros, como distribuidora, tengamos el control de la energía.
Y por otro lado también está la cuestión económica. Entendemos que tiene que haber un cambio en la regulación para que se establezca cuál es la remuneración que corresponde al distribuidor en caso de que haya generación distribuida. Por otro lado es muy importante que se registre la producción de energía renovable que el usuario genere y que no necesariamente se inyecte a la red. Para ello técnicamente es necesario que haya, además de un medidor bidireccional que registre la energía que entra y sale del domicilio, otro medidor que integre la generación propia.
La factura que todos recibimos tiene tres componentes: a) el valor agregado de distribución; b) el precio mayorista de energía; y c) los impuestos. El precio mayorista de energía lo determina la Secretaría de Energía, que cada tres meses emite una resolución con el precio. Eso es lo que está subsidiado. Después, el valor agregado de distribución es lo que corresponde al distribuidor para operar y mantener las redes, y solventar todos los costos operativos propios de la distribuidora. Y a esos dos ítems se le aplican los impuestos, que son también importantes.
Pero, ¿qué ocurre si el usuario genera toda la energía que consume? Algunas teorías dicen que el usuario no debería pagar nada por eso. Nosotros sostenemos que, aunque no haya consumido, las distribuidoras igual debemos aportarle un transformador, un cable, un poste, un medidor, y también un servicio preparado para el día en que falte la fuente renovable del usuario. Todo esto debe regularse, y sostenemos que se tiene que revisar.
Además, se suma que el precio mayorista de la energía es el mismo precio para todo el país. Hay un grupo de treinta por ciento (30%) de usuarios que está bajo la tarifa social, que por los primeros ciento cincuenta kilowatt-hora (150 kWh) por mes no paga nada. Pero lo que denominamos VAD (valor agregado de distribución) es distinto en todas las provincias porque son realidades demográficas y geográficas distintas. No es lo mismo prestar el servicio en Buenos Aires, donde en una manzana, con un solo transformador alimentás mil suministros, que cuando en la Puna hay que instalar una línea de varios kilómetros para dar suministro a un pueblito de doscientas personas. Los costos de la inversión y de mantenimiento son distintos, por eso en cada provincia hay un ente regulador.
¿Se puede hablar de cambio de paradigma?
Hasta ahora la energía iba en un solo sentido: generación, transporte, distribución, consumo. Con generación distribuida cambió el paradigma: ahora se habla de prosumidores. Antes se hablaba de consumidor, ahora de prosumidor, el que consume y también genera. Entendemos que tiene que haber una regulación que se ajuste al nuevo concepto.
¿Cuál es el estado actual de la regulación en el país?
En varias provincias como Santa Fe, Mendoza, Salta, existen leyes provinciales que apuntan al desarrollo de las redes inteligentes. Esto es bastante incipiente, pero son proyectos de barrios con hasta tres mil (3.000) medidores inteligentes. En la cooperativa de Amstrong, en la provincia de Santa Fe, hay un proyecto piloto que fue auspiciado por la Secretaría de Energía que está funcionando con dos mil (2.000) medidores, y ahora en otra etapa se aplicará el mismo mecanismo pero para clientes industriales. Se está avanzando.
Todo va a depender de cómo se establezca la regulación a nivel nacional. Se tienen que cumplir ciertas condiciones regulatorias, económicas, legales para que esto avance. Me refiero al avance de las redes inteligentes en el área de la distribución, después el usuario puede poner el molino o los paneles que quiera poner. |
