“Ahora, además de que la demanda es variable, la generación también es variable, con lo cual la mirada es no solo optimizar las redes eléctricas sino optimizar la generación. Capaz que en la madrugada yo tengo un montón de energía eólica que tengo que lograr colocar a mis clientes o almacenarla en el agua de las represas o venderla a los vecinos”, sostuvo Casaravilla.
“En un sistema como el nuestro, en el cual vamos a tener muchos excedentes no gestionables, fundamentalmente eólicos, habrá muchos momentos con energía muy barata”, estimó Méndez.
La idea del gobierno es que los clientes puedan aprovechar para consumir energía en esos momentos en que tiene bajo precio.
Tarifa en tiempo real.
Hasta ahora UTE tiene tarifas horarias que permiten tener diferentes precios dependiendo del horario en que se consuma energía. Pero ahora el organismo y la Dirección Nacional de Energía trabajan en implementar una tarifa en “tiempo real”, que en cada momento varíe según si la energía está más cara o más barata, las 24 horas del día durante todo el año.
“El manejo de la demanda significa dar señales a la demanda para que se desplace en los momentos en que tenés más oferta”, explicó Méndez. Por ejemplo, el hecho de que hay más viento de noche que de día hace más eficiente volcar ciertos consumos hacia esa hora del día.
Si todos los clientes consumieran la mayor cantidad de energía en la hora pico, habría que instalar infraestructura capaz de soportar esa cantidad de demanda. En cambio, si se consigue fomentar el consumo en los momentos con menos demanda se puede “posponer inversiones, hacer una gestión más eficiente y bajar las tarifas”, dijo Casaravilla.
Méndez sostiene que implementar esa nueva estructura tarifaria “es una cuestión de meses” y para fines del 2015 tiene que estar “totalmente operativa” la posibilidad de que el usuario vea cuándo la energía está más barata.
“Ya llevarlo a la automatización es más complicado. Hay que compatibilizar infraestructura, programar, desarrollar tecnología en función de eso”.
Automatización.
Para automatizar el sistema y que la red decida por sí misma cuándo permitir ciertos consumos de acuerdo al precio de la energía a ciertas horas del día, hay que instalar, en primer lugar, medidores inteligentes.
Esos medidores van a enviar a UTE vía Internet el consumo a cada hora para poder facturar. Para eso hay que cambiar todos los medidores residenciales (los industriales ya cumplen con esas características), que representan las dos terceras partes del total. Según Casaravilla, esos aparatos tienen que ser “económicos, sencillos, confiables” y permitir encriptar los datos para que solo UTE pueda leerlos.
Para comunicar el medidor con UTE se usará la fibra óptica al hogar de Antel, por lo cual habrá que compatibilizar ambas tecnologías y poner de acuerdo a las dos empresas públicas. Casaravilla estima que hoy el 70% de los clientes de UTE tienen fibra óptica.
Méndez dijo que “uno de los desafíos es tratar de compatibilizar el uso de dos infraestructuras que pertenecen a dos entes públicos diferentes, para que UTE se pueda comunicar con sus usuarios de una manera inteligente a través de las redes de comunicación ya desplegadas”.
Por otro lado habrá un dispositivo que hará “una gestión inteligente”, indicó el presidente de UTE.
Ese aparato tendrá la función de preguntarle a la red a qué precio tiene la energía a cada hora, y en función de eso va a tomar la decisión de prender o apagar los aparatos que estén ligados a ese tipo de consumo, como un calefón o un lavarropas.
“Eso es muy sencillo: tenés un medidor que se comunica con un servidor y tenés un aparato que tiene la capacidad de preguntar por Internet el costo de la energía y va a tomar una decisión. Esto puede ser para un calefón, una piscina, un riego, cargar un auto eléctrico, la iluminación del jardín. Todo ese tipo de cosas son decisiones que de a poco van incorporando la inteligencia de las casas para tomar esas decisiones”, describió Casaravilla.
“Vos cargás el lavarropas y lo dejás ahí y se prende automáticamente cuando la red eléctrica le diga ‘ahora la energía es baratísima’. Tenés un contador que te va midiendo no la energía consumida sino la plata consumida. Y lo va administrando la propia red, vos no tenés que hacer absolutamente nada”, ejemplificó Méndez.
Decisiones tomadas.
El director de Energía informó que están trabajando con el Ministerio de Ganadería, Agricultura y Pesca para una aplicación específica de estas tecnologías en el riego, ya que es un actividad muy intensiva en energía y que tiene flexibilidad horaria.
Según Méndez, el impacto en el riego puede ser muy significativo. “Uruguay pasó de producir alimentos para 10 millones de habitantes a producir para 28 millones de habitantes. La idea es llegar en corto plazo a 50 millones de habitantes. El aumento de eficiencia más importante se va a dar en el riego. Podemos llegar a mucho más de 50 millones de habitantes”.
La Administración del Mercado Eléctrico acaba de decidir contratar un proyecto de cerca de un millón de dólares que incluye el trabajo de técnicos extranjeros para tener pronósticos de corto y mediano plazo, hasta unas 72 horas, que permitan predecir cuándo va a haber más o menos viento en determinadas zonas del país y tener una idea de cuánto costará la energía hora a hora, para poder hacer una estimación que luego se pueda corregir.
Casaravilla dijo que “ya están todas las decisiones tomadas” y están esperando el momento para lanzarlo.
El 10 de octubre el Directorio de UTE aprobó una resolución que establece la incorporación en la imagen institucional de UTE del concepto de “red inteligente”. Además creó un grupo de trabajo llamado Comité del Proyecto Priorizado Redes Inteligentes.
Además la empresa cambió su sitio web y le otorgó un espacio de privilegio a una gráfica que muestra en cada momento cuánta participación están teniendo las distintas fuentes en la generación de energía eléctrica.
José Luis Pou, ex secretario ejecutivo de la Asociación de Grandes Consumidores de Energía Industrial, dijo a Búsqueda que la implantación de una red inteligente le parece “una idea excelente, compartible”.
“Si tú podés colaborar con señales económicas a gestionar la demanda, estás trabajando por el lado positivo para mejorar la eficiencia”, opinó.
Miguel Fraschini, presidente de la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica, está de acuerdo con la iniciativa porque es una “tendencia en el mundo”.
Dice que si bien el gobierno “ha hecho muchas cosas bien”, debería aprovechar el escenario futuro con excedentes de energía para la exportación y liberar el tope que impuso a las ventas de energía spot (energía que se adquiere por fuera de contratos), lo que permitiría “un buen negocio de exportación”.
Almacenamiento.
El paradigma energético al que se dirige el país es, según Casaravilla, el de una matriz de “abastecimiento óptimo”. Para eso UTE apostó a la incorporación de renovables, las interconexiones y el gas natural con un respaldo térmico flexible pero eficiente y que permita “filtrar las volatilidades”. Se hace necesario poder almacenar energía que no se use cuando es generada y así poder inyectarla al sistema cuando es necesaria.
“Podrán ser baterías electroquímicas, almacenamiento de hidrógeno, bombeo y acumulación, almacenamiento en las fábricas, acumulación de energía en baterías”, enumeró el presidente de UTE.
Ese es uno de los escenarios que se plantean los jerarcas del gobierno: con un parque con 20.000 o 30.000 autos eléctricos, los usuarios durante la tarde podrían volcar a la red la energía que no usarán, y de noche, con energía más barata, volver a cargar las baterías de sus autos.
“Podemos usar el conjunto de baterías que va a haber en el país para crecer mucho más en estabilidad. No necesariamente el auto eléctrico es solo para la movilidad”, sostuvo Méndez.
“Si podés almacenar, tomás la energía cuando se genera y la devolvés cuando se precisa”, resumió el director de Energía.
Primeros cambios.
De acuerdo a la proyección de Casaravilla, estos cambios tecnológicos llevan cerca de una década, pero UTE tiene previsto tener 600.000 equipos residenciales instalados en los próximos cinco años.
Méndez estima que “el año que viene se van a dar los primeros cambios regulatorios como para poder generar esta tarifa en tiempo real y se consolidará el acceso a la información de manera manual para que la gente empiece a tomar decisiones”.
Sin embargo cree difícil que en menos de dos o tres años pueda estar montado un sistema de este tipo, que además “es novedoso en el mundo”.
Aunque hay varios países en el mundo que tienen experiencia con redes inteligentes, a juicio de Méndez el caso uruguayo es novedoso porque por momentos hasta el 90% de la matriz eléctrica estará basada en energías renovables, no controlables por el hombre. En cambio, en países como Alemania el uso de carbón y energía nuclear —que no son variables sino que tienen que estar siempre encendidas— sigue siendo predominante.
“En otros países no tenés tanta posibilidad de jugar con esto, no tendría mucho sentido poner una tarifa en tiempo real porque la generación es muy parejita a lo largo de todo el día”, sostuvo Méndez. “Si desplazás la demanda, en un sistema como el nuestro se ofrecen posibilidades que hasta ahora no se ofrecían en el mundo”.
