Córdoba se une a Siemens para implementar el “primer sistema de medición inteligente de energía” de Argentina

Como en Europa, Estados Unidos, Canadá, Colombia, Chile y Brasil, la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) anunció junto a Siemens Argentina, la implementación del “primer sistema de medición inteligente de energía” de Argentina

Se trata de la plataforma EnergyIP Meter Data Management (MDM) para monitorear y mensurar de forma inteligente a los 267.750 medidores inteligentes y telemedidos ubicados en la ciudad de Córdoba y el Gran Córdoba.

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“Este MDM es el primero en instalarse en Argentina y se suma a los que la empresa de tecnología ya ha implementado en Colombia y Brasil”, explicaron desde Siemens.

“EPEC, quien provee servicios eléctricos a más de 1.3 millones de usuarios en la provincia de Córdoba, dio un paso importante en la modernización de su infraestructura eléctrica con la implementación de la plataforma del MDM de Siemens, a partir de la licitación pública lanzada en 2021, en la cual la compañía alemana fue elegida para brindar los servicios de la plataforma EnergyIP MDM, con una cantidad inicial de 120,000 licencias para clientes industriales, comerciales y domiciliarios. Este proyecto, con una duración estimada de dos años para su implementación, abarcó la integración exitosa de medidores eléctricos de múltiples marca, además de los sistemas enfocados en el área comercial, de atención al cliente y de gestión técnica de cuadrillas de EPEC”, sumaron.

Cómo arrancó la medición inteligente en Córdoba

En agosto de 2023, el proyecto entró en funcionamiento y desde entonces más de 100 millones de datos se reciben por día a través de la medición inteligente, más de 3900 kilómetros de redes han sido relevadas, el 69.32% de la energía es facturada con esta tecnología lo cual representa que el 18% de los usuarios de EPEC cuenta con este tipo de medidores y telemedición. “Hoy en día, hay 3.303 centros de transformación digitalizados y telemedidos, es decir el 66% de los centros que cuenta la ciudad de Córdoba”, precisaron.

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“Es importante resaltar, que en esta primera etapa del proyecto se estimó medir remotamente el 100% de la zona A (Córdoba capital) de la ciudad en el 2024 y se espera que para diciembre de este año se cumpla dicho objetivo con más de 4.832 equipos de monitoreo, teniendo como meta de máxima llegar al 100% de los usuarios con esta tecnología”, sumaron.

“Estamos muy orgullosos de introducir en Argentina la primera plataforma de Grid ScaleX MDM de la mano de EPEC, para elevar a estándares internacionales el suministro y monitoreo de su red eléctrica en Córdoba. Con el MDM, tienen acceso y gestión directa a los consumos de sus clientes, desde domiciliarios como comerciales e industriales; de manera precisa y constante con el objetivo de brindar el mejor servicio de suministro eléctrico, incentivar la eficiencia energética a partir del conocimiento certero de los consumos, anticiparse a posibles fallas y reducir la necesidad de visitas en campo a fin de contribuir a la disminución de la huella de carbono emitida por las cuadrillas” mencionó Nicolás Bin, Director de Infraestructura Inteligente en Siemens Argentina y Uruguay.

Qué beneficios tiene este sistema de medición inteligente

Para comprender la importancia de la implementación de la medición inteligente y de esta manera llevar la infraestructura eléctrica de Córdoba a estándares internacionales, los beneficios principales son los siguientes:

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• Lecturas y mantenimiento de los equipos sin tener que desplazar cuadrillas para hacerlo de forma manual. Las lecturas del medidor son analizadas, en tiempo real, de forma constante y replicando esa información también en el concentrador, por lo que puede programarse rutinas de actualización y mantenimiento predictivo y preventivo para asegurar el buen funcionamiento del mismo.
• En cuanto a las lecturas en tiempo real, el MDM permite una lectura del consumo, tanto de domicilios, comercios e industria lo cual facilita y transparenta la facturación de cara al usuario y la empresa.
• La plataforma de medición inteligente, al contar con información en tiempo real 24/7, informa permanente la cantidad de watts consumidos por día, emite reportes según la periodicidad que se estipule (cada 15, 30 minutos o por hora). De esta forma, EPEC puede anticiparse en la identificación de algún problema generado por sobrecarga o incidente, identificar pérdidas técnicas y no técnicas. Actualmente, el clima es un factor que puede originar problemas en la red eléctrica, tanto en líneas y transformadores, por sobreconsumo o disminución en los niveles de tensión. Al contar con la información en tiempo real, se pueden prevenir cortes y anticiparse al reclamo del clientes.
• De igual manera, el MDM hace un estudio de la red y los activos con el fin de evitar la producción de sobretensiones y subtensiones que pueden dañar los equipos de los usuarios. También facilita la trazabilidad ante incidencias de artefactos quemados.

“La información que nos brinda el MDM, analiza variables clave para EPEC, como es la respuesta oportuna-e incluso anticipada- de reclamos por falta de servicio, corte y reconexión a distancia. También facilita el control de lectura online por consultas del usuario y así evitar errores de facturación. Otro punto relevante, es que permite informar al usuario sobre excesos de consumo y así generar nuevos hábitos de uso de la energía en pos de alcanzar eficiencia en la red.” manifestó el Ing. Claudio Puértolas, presidente de EPEC.

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Además, agrega Nicolás Bin, director de Infraestructura Inteligente en Siemens Argentina y Uruguay, “la tecnología con la que cuentan los medidores inteligentes y las actualizaciones aplicadas a aquellos de 2ª y 3ª generación, están transformando los modelos de negocio de las empresas de servicios públicos encargadas de la medición y suministro de electricidad, agua, gas y calefacción en el mundo. Con el MDM de Siemens, la integración con diferentes aplicaciones asociadas a los sistemas comerciales, de gestión técnica y portal de clientes, es total porque es una plataforma agnóstica y que opera con los más altos estándares de ciberseguridad”.

Por su parte, Claudio Bulacio, gerente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), aseguró que todas las distribuidoras están decididamente trabajando en la transición energética y, al mismo tiempo, que las redes están en proceso de readaptación a la demanda para reforzar el sistema eléctrico.

“Vemos cambios importantísimos en este sector donde antes la energía se generaba fuera de las áreas de consumo, se transportaba y nos encargábamos de llevarla a cada casa. Ahora, la nueva tecnología permite que el usuario pueda ser su propio generador, tener movilidad eléctrica y vender su eventual excedente a la red. Esto lleva a las tres D: descentralización, digitalización y descarbonización que, si bien puede que sean posibles en el corto plazo; entendemos que las redes de distribución van a ser siempre necesarias. Vamos a dejar de ser distribuidores de energía y pasar a ser administradores de esa energía.”

Además, el gerente de la ADEERA señaló que la medición inteligente de la demanda en tiempo real va a requerir muchos más ingenieros eléctricos y analistas, así como de tecnologías como la big data e inteligencia artificial para procesar y manejar grandes cantidades de información, lo cual implica que “vamos a tener mucha más gente capacitada para la transición energética”.