Coop. Justiniano Posse, una década de medición inteligente

A partir de la aprobación del nuevo "Reglamento Técnico y Metrológico para Medidores de Energía Eléctrica en Corriente Alterna", dispuesta por la Resolución 247/19 de la Secretaría de Comercio Interior dependiente del Ministerio de Producción y Trabajo de la Nación, el gobierno nacional determinó la exigencia -en el plazo de un año- de homogeneizar la medición del consumo de energía a través de medidores inteligentes. Dialogamos con Néstor Funes, titular de la Subgerencia de Servicios Públicos de la Cooperativa Eléctrica, de Obras y Servicios Públicos de Justiniano Posse, acerca de la experiencia de la distribuidora en la utilización de tecnología de medición en el suministro eléctrico.

 

¿Cuándo comenzó la cooperativa a implementar la tele-medición?

Nuestra cooperativa comenzó con la tele-medición en Noviembre de 2009. Se toma la decisión cuando se resuelve la posibilidad técnica de aplicar esta tecnología en nuestra área rural, que era donde teníamos más complicaciones. En Mayo de 2010 completamos la colocación de algo más de 300 equipos, con lo que cubrimos todos nuestros usuarios rurales con tele-medición.

Con esta experiencia y en base a los resultados, se resuelve continuar con la tele-medición de las estaciones de distribución urbanas y con los grandes consumidores y después extenderlo a los usuarios del área urbana.

En la actualidad tenemos unos 3200 equipos conectados, lo que significa aproximadamente el 70% del total de usuarios. Hoy se instala en toda nueva solicitud del servicio, y se continúa con el recambio urbano, según las posibilidades técnicas y económicas.

¿Lo hizo la cooperativa con recursos propios o con algún tipo de asistencia?

La inversión se hizo y se mantiene con recursos propios.

¿Qué beneficios conllevó la instalación de esta nueva tecnología?

En principio, si bien nos significó un esfuerzo operativo y económico importante, antes que beneficios logramos soluciones a problemas, como por ejemplo el tener que disponer de cuatro personas una semana todos los meses, para que con dos vehículos recorrieran los 800 kilómetros de caminos rurales para tomar los estados, con todo lo que ello significa, costo laboral, gastos de combustible, roturas y desgastes de vehículos, también los inconvenientes que se nos presentaban por lluvias, el frío y el calor, caminos anegados que en ocasiones nos impedían acceder a la toma de estado, el tener que ir a auxiliar algún vehículo que quedó atascado o accidentado, ingresar a pie o en bicicleta a algunas propiedades cerradas con candados.

A todo ello hay que sumarle varios beneficios, como por ejemplo: no más errores en la toma de estado, disposición de vehículos y personal para otras actividades, disminución de las pérdidas técnicas en el área rural, en nuestro caso bajó del 18 al 7%. También se evitan muchos viajes innecesarios al campo, ante reclamos recibidos de asociados que se quedan sin luz por problemas de sus propias instalaciones internas, ya que el sistema nos permite constatar on-line si el medidor está energizado. Asimismo, cuando se produce la caída del servicio en la zona rural, es más fácil ubicar el problema, al identificar por sistema cuales son los usuarios afectados.

Con esta tecnología ahora estamos controlando y monitoreando en línea cada subestación transformadora, y cuando es necesario también cada conexión, se dispone de registros actuales e históricos de cada usuario, lo que es de gran ayuda cuando se reciben reclamos por cortes o problemas de voltaje. O sea, se mantiene un funcionamiento óptimo y eficiente de cada parte del sistema de distribución.

Otro beneficio es que los cortes se operan a distancia, evitando inconvenientes y malestares en los casos de interrupciones por falta de pago.     

Además, se sabe lo que representa la medición convencional, el recambio y reposición permanente de medidores para mantenimiento, limpieza y control, más en la zona rural.

Los medidores instalados, además de tele-medición, ¿realizan otro tipo de tele-operaciones?

Si bien los medidores tienen otros puertos de conexiones disponibles, por ahora no los estamos utilizando para otros fines.

Alguna recomendación para una distribuidora que tenga intención de instalarlos, en base a la experiencia de tu cooperativa...

En la mayoría de las cooperativas es muy difícil lograr o resolver semejante inversión, lo más importante es sacarse todas las dudas antes de tomar la decisión. Por otra parte, la migración lleva tiempo y trabajo, lo recomendable es hacerlo con personal propio y por etapas.

En lo funcional, en las zona rurales, el equipo está  más expuesto a daños por descargas eléctricas, por lo que hay que asegurarse de colocar las mejores protecciones.

¿Cuál es tu opinión acerca de la exigencia establecida por la Resolución 247/2019 de la Secretaría de Comercio Interior?

Entiendo que se aplicaría la obligatoriedad de utilizarlos en toda nueva instalación, mientras que, para los ya instalados, según su antigüedad, establece distintos plazos para los recambios.

En mi opinión, para avanzar en las reformas, evolución e innovación de la prestación del servicio, más que nada hoy por la vigencia de la ley 27.424 de Generación Distribuida y la posibilidad que se sancione nuevo marco regulatorio eléctrico, el fin es muy importante e imprescindible. Pero con esto se incluiría a otros actores en la prestación, que son los proveedores de los equipos y software, que de cierta manera van a tener su exclusividad y los distribuidores vamos a quedar vinculados y dependientes. Además, los costos de adquisición de estos medidores seguramente van a ser más elevados a lo que cuestan hoy los tradicionales. estas cuestiones no son menores, y las autoridades van a tener resolver y establecer las condiciones para la migración, ya que significa importantes inversiones.