La telemedición se reinventa frente a la apertura del mercado eléctrico
Con la desregulación del sector eléctrico, los medidores inteligentes dejan de ser solo una herramienta operativa y pasan a ser estratégicos para la gestión de contratos, la integración de renovables y la eficiencia comercial.
Las cooperativas eléctricas están frente a un cambio estructural centrado en la reforma del mercado de generación y distribución de energía y su desregulación que impulsa el Gobierno. Entre los principales objetivos (ver recuadro sobre avances normativos), se busca la libertad de contratación, mediante un Mercado a Término de Energía y Potencia para que grandes usuarios, distribuidores y generadores puedan negociar precios y condiciones de sus contratos. Este contexto de apertura y de nuevo mix de proveedores y clientes incrementa la relevancia de los medidores inteligentes ya instalados, y de todo aporte de tecnología para gestionar nuevos suministros, especialmente de fuentes renovables, como por ejemplo parques solares de cooperativas.
En su origen, el vuelco de las cooperativas eléctricas hacia la instalación de medidores inteligentes estuvo centrado en reducir traslados de personas a tomar estados de consumo, disminuir reclamos y anticiparse a fallas. Ahora, la telemedición se torna un instrumento indispensable para ajustarse a las nuevas reglas del mercado eléctrico.
En La Pampa, la Cooperativa de Obras y Servicios Públicos, Crédito y Provisión de Quemú Quemú Ltda. (COSYPRO) destinó $300 millones al despliegue de medidores, ya que atiende una zona rural de 4.200 km2, con solamente 280 usuarios de electricidad. Desde la implementación, hace un año, logró una reducción del 80% en reclamos y múltiples desplazamientos de personal evitados, comentó a Convergencia Mauricio Gareis, gerente de la entidad.
La iniciativa en Quemú Quemú se alinea con una política de La Pampa, coordinada por la Administración Provincial de Energía (APE), para la incorporación de medidores inteligentes. Otras cooperativas de la provincia también avanzan en este sentido: la de Servicios Públicos de Doblas, con toda la localidad cubierta con fibra, inició la compra de los equipos, para cubrir una línea rural de 350 km y solo 100 usuarios eléctricos; en tanto, la de Electricidad de Winifreda está en plena implementación, sin resultados aún.
La Cooperativa de Servicios Públicos de Monte Caseros, en Corrientes, inició en 2016 un sistema de telemedición con la empresa cordobesa Discar, comenzando con 5 medidores GPRS. Actualmente, cuenta con 300 medidores instalados. German Judiche, gerente de la entidad, fundamentó la decisión en un análisis costo-beneficio: el sistema permite visualizar en plataformas si hay cortes o fallas, sin necesidad de enviar un técnico.
En Córdoba, la Cooperativa Eléctrica de Ordoñez alcanza 1.400 medidores instalados, y luego trasladó la experiencia a la toma de datos inteligente en agua, con una tanda de primeros 200 medidores en marcha, precisó Alicia Bianchini, gerenta de la entidad.
Software. A medida que las redes eléctricas adoptan la medición inteligente, surge otra necesidad y, en paralelo, una oportunidad de negocio. Las cooperativas que modernizaron sus sistemas de medición lo hicieron con equipos de distintas marcas, y diversas tecnologías de conectividad (LoRa, Sigfox, GPRS, LTE, entre otras): esto demanda software detrás de los medidores inteligentes, para "conversar" con estas variantes múltiples y efectuar reportes de consumo precisos.
Con la apertura del mercado eléctrico algunas cooperativas ven la oportunidad de desarrollar software de telemedición para ofrecer a sus pares. Una de las entidades que trabaja en esta línea es la Federación Santafesina de Cooperativas de Electricidad (Fescoe), según indicó a Convergencia Gastón Arcuri, asesor de la entidad en materia de telecomunicaciones.
Para Ricardo Airasca, gerente General de la Cooperativa de Provisión de Obras y Servicios Públicos Limitada de Armstrong, son justamente las federaciones de cooperativas quienes deben generar el software detrás de la medición inteligente. "Las redes de las eléctricas deben ser inteligentes, para la gestión de demanda y nuevos cuadros tarifarios, y aquí deben jugar las federaciones. Además, se vuelve clave en los casos de cooperativas que se sumen a la generación de energía con fuentes renovables (en referencia a la necesidad de medir consumos de usuarios con cuotapartes en los parques solares propios de cooperativas)", comentó.
La entidad que lidera Airasca cuenta entre sus desarrollos con una plaqueta con LoraWan para detección de vibraciones o corte de energía que permitan prevenir el robo de tendidos.
Desde el ámbito privado, una de las compañías que ofrece software de medición inteligente es Cognisys. Actualmente tres cooperativas cuentan con su desarrollo: Cepral, de Parada de Robles, con 600 medidores; Cucuyù y San Andrés de Giles (50 medidores, desde hace 1 año y medio); y Carmen de Areco (50 medidores, desde hace 1 año). Los equipos, en estos casos, operan con tecnologías GPRS, LoRA y Wifi. Mariano Cestoni, dueño de Cognisys, adelantó a Convergencia que la cooperativa de San Antonio de Areco se encuentra en pruebas para sumar la plataforma.
Reforma del sector eléctrico. Marco normativo
Decreto 450/2025 (Poder Ejecutivo): Establece la adecuación de las leyes de energía eléctrica, y sienta las bases para la desregulación y modernización del mercado eléctrico mayorista (MEM). Fija un plazo de transición de 24 meses.
Resolución 400/2025: Reglas para la Normalización del MEM, con entrada en vigor a partir del 1 de noviembre de 2025. Incluye una redefinición de las categorías de demanda (como Grandes Usuarios de Distribución y Demanda Estacionalizada), y la habilitación de la libre contratación entre privados, importación y exportación de energía.
Decreto 452/2025: Nuevo ente regulador: Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad.
- Puntos clave. Libertad de contratación entre generadores y distribuidores. Habilita los contratos directos entre privados y reduce la intervención de CAMMESA como intermediario único. Trasladar costos reales a los usuarios. Incentivar la inversión privada en generación y transporte eléctrico. La demanda se divide principalmente en 2 categorías: Grandes Usuarios de Distribución (GUDI): Usuarios con demanda igual o superior a 300 kW de potencia contratada. Demanda Estacionalizada de Distribuidores del MEM (DEDMEM): Demanda de los sectores Residencial, Comercial y Resto, que se rige por los Precios Estacionales (PE) definidos por la Secretaría de Energía.
Los parques solares ganan terreno en el mundo cooperativo
Otra de las tendencias en el segmento de cooperativas eléctricas es la instalación de parques solares (ver casos abajo). La necesidad de dividir los paneles en cuotapartes para la adquisición por parte de los socios motivó el desarrollo de soluciones tecnológicas, como la creada por CoopTech (Morteros): consiste en un simulador virtual para la compra de energía, lanzado a inicios de 2025.
La Cooperativa de Morteros inauguró en septiembre de 2024 su parque fotovoltaico de 300 kW (kilovatios). A poco más de un año están en proceso de duplicar su capacidad instalada y sumarán 486 paneles solares de 610 wP (vatios pico) de potencia cada uno y 296.460 WP de potencia total instalada.
CALF Renova
La Cooperativa de Agua, Luz y Fuerza (CALF) de Neuquén lanzó en septiembre CALF Renova, para que sus asociados generen su propia energía solar. Se ofrece un paquete que incluye estudio técnico, análisis económico e instalación de paneles solares para viviendas, comercios y pequeñas industrias.
Los paneles solares instalados en hogares u otros establecimientos generan electricidad y cuando la producción supera al consumo, el excedente se inyecta a la red eléctrica por medio de un medidor bidireccional.
La iniciativa es complementaria a la construcción de un parque solar con una capacidad de 50 MW (megavatios), como parte de una alianza público-privada entre Calf, el municipio de Neuquén y la Empresa Provincial de Energía de Neuquén (EPEN).