La Cooperativa de Energía Eléctrica y Otros Servicios Públicos de Las Varillas decidió destinar $744.475.000 de recursos propios a una nueva etapa de modernización de su red eléctrica.
La adquisición comprende 1.200 medidores inteligentes monofásicos, 500 trifásicos y 60 concentradores y, de acuerdo con la entidad, completa el equipamiento requerido para avanzar hacia un sistema en el que la totalidad de los suministros pueda contar con telemedición inteligente. La inversión no recurrió a financiamiento externo.
La precisión es importante: la compra del equipamiento no significa que hoy todos los usuarios de Las Varillas ya estén telemedidos, sino que la cooperativa dispone ahora de los equipos necesarios para continuar el recambio y alcanzar ese objetivo.
La iniciativa forma parte del Plan Energía 360° | Visión 2030, mediante el cual la entidad busca transformar progresivamente el sistema eléctrico local hacia una red más segura, digitalizada, eficiente y sustentable.
Mucho más que leer el medidor a distancia
La telemedición suele asociarse con una ventaja evidente: ya no es necesario que una persona recorra los domicilios para registrar manualmente el consumo.
Pero ésa es apenas una de sus funciones.
Los medidores inteligentes transmiten información a la distribuidora y permiten conocer con mucha mayor frecuencia qué está ocurriendo en cada punto de la red. En el caso de Las Varillas, la cooperativa señala que esta tecnología permitirá mejorar la gestión y eficiencia del consumo, detectar tempranamente fallas y anomalías, fortalecer el control y la prevención y optimizar el mantenimiento y la planificación del sistema.
La propia entidad ya ofrece herramientas que permiten visualizar tensión, corriente y consumo en tiempo real, generando información estadística que puede utilizarse tanto para control como para prevención.
El cambio conceptual es considerable.
Un medidor convencional informa fundamentalmente cuánta electricidad consumió un usuario durante determinado período. Una infraestructura inteligente permite conocer además cuándo consume, cómo se comporta ese suministro y qué está ocurriendo en distintos sectores de la red.
Con suficiente cobertura, esos datos permiten detectar comportamientos anormales, identificar zonas donde se producen fallas o sobrecargas y planificar con mayor precisión dónde deben realizarse tareas de mantenimiento o futuras inversiones.
La experiencia de EPEC muestra algunas de las posibilidades que abre esta tecnología. Su plataforma de administración de datos de medidores inteligentes permite analizar la demanda, detectar consumos extraordinarios, realizar mantenimiento preventivo y localizar remotamente equipos con problemas, además de ofrecer a los usuarios información horaria sobre sus consumos.
Es decir que la inversión no consiste simplemente en reemplazar aparatos: construye una nueva capa de información sobre toda la infraestructura eléctrica.
El usuario también puede saber qué está consumiendo
La transformación alcanza también a los asociados.
La Cooperativa de Las Varillas prevé que cada usuario pueda acceder mediante una aplicación a información sobre su propio consumo y monitorear su comportamiento energético. La posibilidad de conocer el gasto con mayor frecuencia permite detectar consumos inesperados, comparar períodos y tomar decisiones antes de que llegue la factura.
En los medidores inteligentes que la cooperativa ya utiliza para determinados usuarios, la aplicación permite incluso conocer en tiempo real la demanda y disponibilidad de energía.
Diego Yáñez, tesorero de la institución, señaló además que el acceso a más información sobre la red y sus fallas forma parte de una estrategia destinada a mejorar la eficiencia del servicio y que, a futuro, esas mejoras podrían contribuir a reducir determinados componentes de costos, especialmente entre los niveles más bajos de consumo. Se trata por ahora de una expectativa expresada por la conducción y no de una reducción tarifaria ya definida.
Una red capaz de detectar dónde está el problema
Una de las ventajas operativas más relevantes aparece cuando ocurre una falla.
En una red tradicional, buena parte de la información comienza a llegar a la distribuidora a partir de los reclamos de los propios usuarios. La digitalización permite invertir progresivamente esa lógica: el sistema puede aportar información para identificar anomalías y determinar qué sector de la red está afectado.
Esto puede reducir tiempos de diagnóstico y orientar las cuadrillas hacia el lugar del problema con mayor precisión.
La telemedición también permite comparar la energía entregada a determinados sectores con la registrada por los medidores individuales. Esa información puede contribuir a identificar pérdidas técnicas o diferencias anormales y mejorar el balance energético del sistema.
Para Las Varillas, esta nueva infraestructura será además la base de un futuro Centro de Monitoreo Inteligente, desde donde podrá centralizarse y analizarse la información producida por los dispositivos distribuidos en la ciudad.
Una transformación que ya recorre el sistema eléctrico cordobés
Las Varillas no comienza desde cero ni constituye la primera experiencia de medidores inteligentes en Córdoba.
EPEC informó ya en 2024 que administraba datos provenientes de más de 270.000 medidores inteligentes y proyectaba incorporar otros 800.000 en cinco años para avanzar hacia la cobertura total de sus usuarios.
También distintas cooperativas del interior comenzaron sus propios procesos.
La Cooperativa Eléctrica de San José de la Dormida, por ejemplo, inició en 2025 el reemplazo gradual de medidores analógicos tanto en el área urbana como rural y posteriormente creó una oficina específica para monitorear los equipos inteligentes instalados.
El dato permite poner en perspectiva el caso de Las Varillas: lo singular no es haber descubierto la telemedición, sino la decisión de extenderla a todos sus suministros y financiar esta nueva etapa, por $744,5 millones, completamente con recursos propios.
Además, el proceso viene de años anteriores. En su Memoria correspondiente a 2024, la cooperativa ya señalaba que había completado el reemplazo de más de 1.200 medidores prepagos por equipos inteligentes Discar, dentro de un programa más amplio de incorporación tecnológica.
La compra actual constituye, por lo tanto, una nueva etapa de una transformación ya iniciada.
Medir mejor y empezar a generar localmente
La digitalización de la red adquiere una dimensión adicional cuando se la vincula con otro de los proyectos estratégicos que está desarrollando la entidad: el Parque Solar Comunitario de Las Varillas.
La primera etapa dispone de aproximadamente 600 kW de potencia de acople y 708 kWp fotovoltaicos, con 1.152 paneles instalados. El diseño contempla además la posibilidad de ampliar progresivamente el parque hasta alrededor de 4,6 MW, una escala que podría representar aproximadamente el 30% del consumo máximo de la ciudad en períodos de mayor demanda.
El modelo vincula a la cooperativa, la Municipalidad, el Centro Comercial, Industrial y de la Propiedad y la empresa HINS, con la intención de sumar posteriormente industrias, comercios y usuarios a un esquema de generación distribuida comunitaria.
Diego Yáñez señaló recientemente que la perspectiva de la cooperativa es alcanzar alrededor de 4 MW de generación solar, lo que reduciría la cantidad de energía que debe adquirir a EPEC. Esa cifra debe entenderse como parte del desarrollo proyectado y no como la potencia actualmente operativa de la primera etapa.
La relación entre ambos proyectos es relevante.
A medida que una distribuidora incorpora generación local y distribuida, disponer de información precisa sobre cuánto se consume, en qué momento y en qué sectores adquiere todavía mayor importancia.
Medir inteligentemente la demanda y generar parte de la energía dentro de la propia comunidad son dos componentes diferentes, pero complementarios, de una misma transformación del sistema eléctrico local.
De distribuidora tradicional a administradora de una red inteligente
El plan de Las Varillas comprende además otros proyectos de infraestructura, entre ellos el Eje de Distribución Subterráneo II y un nuevo Centro Reducido de Distribución en el Centro Cívico.
Vistos en conjunto, esos proyectos muestran una transformación más profunda que el simple recambio de medidores.
Durante décadas, la función principal de una cooperativa eléctrica consistió en recibir energía, distribuirla por sus redes, medir periódicamente los consumos y facturarlos a sus asociados.
La incorporación masiva de sensores y medidores inteligentes agrega otra función: producir y utilizar información sobre el funcionamiento del sistema prácticamente en forma permanente.
Eso permite pasar progresivamente de reaccionar ante los problemas a detectarlos antes; de estimar comportamientos a medirlos; de planificar únicamente sobre consumos históricos a trabajar con información mucho más detallada; y de limitar al usuario al conocimiento de su factura a ofrecerle herramientas para seguir su propio consumo.
La inversión de $744 millones realizada por la Cooperativa de Las Varillas debe leerse en ese contexto.
No se trata solamente de comprar 1.700 medidores. Es el equipamiento necesario para avanzar hacia una infraestructura en la que cada suministro pueda convertirse también en un punto de información de una red eléctrica local cada vez más digital, monitorizada y, progresivamente, abastecida por generación renovable propia.
FUENTES
- Cooperativa de Energía Eléctrica y Otros Servicios Públicos Las Varillas Ltda.: información institucional sobre telemedición y sistemas de medición inteligente.
- Información difundida por la Cooperativa sobre la inversión de $744.475.000, el Plan Energía 360° y el objetivo de telemedición integral.
- Memoria y Balance de la Cooperativa: antecedentes del reemplazo de más de 1.200 medidores prepagos por equipos inteligentes.
- EPEC: antecedentes y aplicaciones de la medición inteligente en Córdoba.
- COLSECOR Noticias: experiencia de la Cooperativa de San José de la Dormida.
- Información sobre el Parque Solar Comunitario de Las Varillas y su capacidad actual y proyectada.
- Declaraciones de Diego Yáñez sobre telemedición, eficiencia y proyección de generación solar.
