En una entrevista con EOL, Ramón Castañeda, presidente de ADELAT, cuenta los desafíos regionales para acompañar la revolución eléctrica que se viene.
Con un mundo en tensión por los altos precios de la energía que se trasladan a tarifa y con el desafío de poder abastecer el acelerado proceso de electrificación que se requiere para cumplir con las obligaciones de descarbonización del transporte, el sector de la distribución eléctrica es uno de los que acapara la mayor cantidad de debates.
Aprovechando la realización del Congreso Internacional de Distribución Eléctrica (CIDEL) en la ciudad de Buenos Aires, EOL conversó con Ramón Castañeda, el presidente de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), para analizar la hoja de ruta regional en esta materia.
¿Qué análisis hace de este CIDEL 2022?
Está siendo una buena ocasión para reencontrarse después de lo que fue la pandemia, primero que nada. Había muchos profesionales que no se veían hace muchos años y sirve para compartir las novedades. Porque a pesar de que usualmente las personas miran al sector eléctrico como un sector de cambios lentos, la verdad es que hoy en día estamos viviendo justo lo contrario. En tres años han ocurrido muchas cosas, hay tendencias nuevas y otras que se están consolidando. Y en ese sentido era muy importante esta reunión.
Vimos mucha gente de diferentes países de la región. ¿Cómo ve la integración energética latinoamericana?
Fíjate que nosotros estamos trabajando mucho en este concepto e intentando redefinirlo un poco. Hay diferentes niveles de integración. Por supuesto que hay una integración eléctrica o gasífera. Pero nuestro foco es la distribución de energía y la mirada que tenemos nosotros es la transformación que está viviendo la distribución de energía. Los cambios que están ocurriendo como, por ejemplo, la incorporación del transporte eléctrico. Caminaba ayer por Buenos Aires y veía tiendas nuevas cuyo único objeto es vender bicicletas o motocicletas eléctricas. Tiendas que no existían antes de la pandemia. Esta transformación está ocurriendo en la mayoría de los países y muestra el tipo de integración que estamos promoviendo.
Estos cambios marcan un gran desafío por el crecimiento en la demanda que representan. ¿Qué proyecciones hacen para los próximos años?
Ese es uno de los primeros desafíos, abordar el crecimiento y el cambio en la forma de consumir. Porque estos vehículos eléctricos móviles van a tener una característica muy desafiante que es que las personas van a conectarlos en diferentes lugares. Un día van a decidir cargarlos en su casa, otro día en su empresa, otro día en un shopping. Y las empresas tienen que responder a una demanda que no pueden predecir. La forma de abordar esto es básicamente la tecnología. La digitalización de la red es lo que te va a permitir abordar esta diversidad y esta nueva demanda. Esto permite el control de las redes, la administración remota y la visibilización de la información de la demanda.
Y en ese camino de digitalización, ¿qué pasos habría que seguir más allá de la instalación de medidores inteligentes?
El tema de la instalación de medición avanzada es solo uno de los capítulos. Pero hay mucho que se puede hacer en la red propiamente tal. Desde las subestaciones, las líneas de media tensión, y las redes de distribución que llegan hasta las casas. En todas esas etapas hay equipamientos que se pueden incluir. Se está avanzando en todos esos ámbitos.
¿Hay una meta que se imaginan para poder incorporar esta tecnología?
En todo el contexto de la transición energética se están mirando dos fechas. Una es el 2030 y otra es el 2050. Al 2050, básicamente, a nivel mundial se está mirando cuál es el avance y el desarrollo que tenés que lograr para minimizar las emisiones de carbono. Y lo que se hace es, si queremos llegar a ese ideal, dónde tenemos que estar al 2030. Hoy en día, entonces, estamos mirando al 2030, pensando que las redes de alta tensión en su mayoría están con un nivel de automatización y control remoto cercano al 90%. Rápidamente tenemos que llegar al 100%. En las redes de media tensión también deberíamos estar cerca del 100% de digitalización para el 2030, cuando hoy estamos entre el 30 y el 60%. Y finalmente, en la última milla, probablemente no lleguemos al 100% en Latinoamérica, pero sí haber tenido un avance importante del 40 o 50%.
¿Qué tan importante es el uso de Machine Learning para anticiparse a los problemas y reducir los tiempos de respuesta?
Absolutamente importante. Cuando hablamos de la red hablamos de la instalación de equipamiento físico que va a ayudar a la flexibilidad y mejor gestión. Pero en paralelo, está la digitalización de los procesos, y ahí la incorporación de Machine Learning es fundamental porque te ayuda a recoger la información, procesarla y optimizar todos los procesos. Y por supuesto los procesos de atención a los clientes.
Durante mucho tiempo se vio a la generación distribuida como un competidor y vemos un atraso muy grande en la región. ¿Cómo están trabajando eso?
La generación distribuida no es una competencia, es un complemento y es un poquito inevitable para llegar a los compromisos de descarbonización. También va a permitir un mayor respaldo. La autoproducción por sí sola tiene una dificultad si no está asociada a una red eléctrica. Y a la red le permite incorporar energía limpia. La electrificación de los consumos hace que la dependencia se multiplique y la garantía de suministro tenga que ser mucho mayor. Se complementan ambas cosas. Entendemos que los reguladores tienen que generar mecanismos que favorezcan a la generación distribuida sin perjudicar a la red.
¿Cómo hacer todas esas inversiones sin que el usuario vea que su tarifa incrementa?
Es un desafío importante para los gobiernos y las entidades reguladoras. Lo que vemos en Europa son dos cosas. Primero, que se tiene que hacer de forma gradual. No lo vas a hacer de un día al otro, pero tenés que comenzar lo antes posible. Lo segundo es que los beneficios para el conjunto de la sociedad son mucho mayores que las inversiones necesarias. En el caso de Europa hicieron un estudio que demostró que se necesitan unos 400.000 millones de euros al 2030 para la digitalización de las redes de distribución. Eso equivale al 0,3% del PBI de la Zona Euro y, en términos tarifarios, podría tener un impacto de solo el 1,5% si se hace gradualmente. Por otro lado, ese mismo estudio demuestra que el valor para la sociedad llegaría a 600.000 millones de euros. Entonces, es una inversión muy rentable para la sociedad porque todo este proceso de electrificación, en definitiva, lo que hace es simplificar los procesos de la vida moderna. En nuestro caso, creemos que podemos plantearnos una trayectoria adaptada a nuestra realidad, pero que siga la misma lógica donde las inversiones no generen disrupción y el valor para la sociedad sea mayor al dinero que se invirtió.
¿Cómo ve el caso argentino de segmentación tarifaria?
Lo que uno ve desde afuera es que, al menos, es un movimiento en la dirección correcta. Ciertamente es importante combinar señales de precio que son necesarias para la eficiencia -que quizás eso ocurrió en el suministro eléctrico argentino en los últimos años- con una protección social. No es una cosa o la otra. Eso te permite que el sistema logre autoadaptarse.
