Flujo de potencia por alimentador: hallar el tramo que pierde

El capítulo anterior de esta guía dejó configurado el balance entre la energía que ingresa por la cabecera y la energía registrada aguas abajo. El resultado de ese trabajo es un número: un porcentaje de pérdida por alimentador. Es un número honesto y auditable, y es exactamente donde se detiene la mayoría de los programas de pérdidas en la región.

El problema es que un porcentaje no tiene dirección. Sabe cuánto se pierde en el alimentador, pero no en qué kilómetro. Y una brigada no puede intervenir un porcentaje: interviene un tramo, un banco de transformación, una derivación. Este capítulo trata de la operación que convierte ese porcentaje en una coordenada: el análisis de flujo de potencia sobre un alimentador específico.

De un porcentaje de alimentador a un tramo con nombre

En América Latina las pérdidas eléctricas promedian alrededor del 17% de la energía generada, cifra que triplica la de los países desarrollados, y su costo para las distribuidoras fluctúa entre el 0,19% y el 0,33% del PIB regional (BID, 2024). Esa magnitud agregada es útil para justificar el presupuesto, pero inútil para asignarlo.

El flujo de potencia hace algo distinto del balance: no compara totales, sino que resuelve las condiciones eléctricas de cada nodo y cada rama de la red modelada. Para determinar las pérdidas de un alimentador de media tensión, un estudio de referencia sobre el alimentador 124 de la subestación Azogues ejecutó precisamente eso —un análisis de flujos de potencia con evaluación de caídas de tensión en toda la red distribuida en el casco urbano— y encontró que buena parte del esfuerzo inicial consistió en actualizar información que la empresa tenía dispersa y sin conformar en una base de datos integral (Universidad Politécnica Salesiana, s.f.).

Ese detalle no es anecdótico. Es el primer hallazgo de casi todo estudio de este tipo en la región.

Lo que el modelo necesita antes de correr

Un flujo de potencia produce resultados con la precisión de sus insumos, y aquí se define si el estudio será utilizable o decorativo:

• Diagrama unifilar vigente del alimentador, con topología real de operación, no la de proyecto.
• Parámetros por tramo: calibre, tipo y longitud de conductor de cada sección troncal y derivación.
• Carga real de los transformadores de distribución. Revisiones metodológicas del cálculo regulatorio de pérdidas en media tensión han señalado que un flujo de potencia que no considera la carga real de los transformadores produce malos resultados, y que un modelo posterior bien ajustado sobre pérdidas mal calculadas seguirá produciendo malos resultados (Daimon Ingeniería / Instituto ABRADEE, análisis crítico del modelo econométrico SDMT de ANEEL, 2015).
• Curva de carga de cabecera, que es justamente lo que aporta la telemedición instalada en subestación y salida de alimentador.
• Clientes de media tensión con su potencia en el momento de demanda máxima del alimentador considerado (Provincia de Buenos Aires, anexo metodológico de cálculo de pérdidas).

Cómo se ejecuta: demanda máxima y factor de carga de pérdidas

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flowchart TD
  A([Dos caminos documentados para ejecutar el flujo de potencia]) --> B{¿Qué registro de cabecera existe?}
  B -->|Menos telemetría| C[Corrida única en demanda máxima]
  C --> D[Pérdida de potencia en el momento de demanda máxima]
  D --> E[Pérdida multiplicada por tiempo y factor de carga de pérdidas]
  E --> F([Energía perdida del período])
  B -->|Por intervalo| G[Corrida sucesiva sobre la curva]
  G --> H[Simulaciones sucesivas de flujo de cargas sobre el período]
  H --> I[Potencia de pérdida determinada en cada simulación]
  I --> J([Factor de carga de pérdidas calculado])
  class A inicio
  class B decision
  class C,D,E,G,H,I proceso
  class F,J bueno
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Existen dos caminos documentados, y la elección depende de la calidad del registro de cabecera disponible.

El primero es la corrida única en demanda máxima. Con los datos del alimentador se ejecuta el flujo de potencia determinando la pérdida de potencia correspondiente al momento de demanda máxima, y la energía perdida del período se obtiene multiplicando esa pérdida por el tiempo y por el factor de carga de pérdidas —la relación entre la energía efectivamente perdida en el período y la que habría resultado de operar permanentemente en la potencia máxima (Provincia de Buenos Aires, anexo metodológico de cálculo de pérdidas). Es el enfoque que exige menos telemetría.

El segundo es la corrida sucesiva sobre la curva. Un trabajo de evaluación sobre dos alimentadores urbanos de media tensión de la distribuidora EDEN ejecutó simulaciones de flujo de cargas a lo largo de 24 horas con intervalos de 15 minutos entre simulaciones, determinando la potencia de pérdida en cada una (Universidad Tecnológica Nacional, s.f.). Este camino es el que habilita la telemedición de cabecera: cuando existe registro por intervalo, el factor de carga de pérdidas deja de ser una estimación empírica y se calcula.

La baja tensión merece una advertencia. Ese estrato normalmente no está modelado en su totalidad en las herramientas de simulación, por lo que el procedimiento aceptado es seleccionar islas representativas, modelarlas en detalle y establecer mediante corridas de flujo las relaciones de pérdida en función de la demanda máxima del período (Provincia de Buenos Aires, anexo metodológico de cálculo de pérdidas).

Leer el resultado: separar el tramo técnico de la zona sospechosa

Aquí está el valor real del ejercicio y la razón por la que vale ejecutarlo alimentador por alimentador. El flujo de potencia entrega la pérdida técnica esperada por tramo. El balance del capítulo anterior entrega la pérdida total medida. La diferencia entre ambas, tramo a tramo, es el mapa de la pérdida no técnica.

La lectura por nivel de tensión suele reordenar prioridades. Un estudio del alimentador de media tensión N.º 2 de la subestación de Bagua Grande —que representa el 53,78% del consumo total de la concesionaria y una pérdida anual del 11,10%— estimó, mediante simulación de flujo de potencia en media tensión y registros de medidores en baja, pérdidas de 3,91% en media y 7,19% en baja tensión, y encontró que el 52% de las subestaciones públicas operaba con factor de utilización por debajo de 0,30 (Repositorio UCV, periodo de análisis 2019).

Ese conjunto de cifras no señala el troncal: señala el dimensionamiento y la red secundaria. Un programa que hubiera repotenciado conductor troncal con ese diagnóstico habría gastado bien el dinero en el lugar equivocado.

Dónde se ancla el resultado en SAP IS-U

Un estudio de flujo de potencia que muere en una hoja de cálculo no cambia la operación. El resultado necesita residir en el sistema que factura y liquida.

SAP IS-U y SAP S/4HANA Utilities exponen los objetos para hacerlo. La jerarquía de red (IS-U Grid Hierarchies), la asignación de nivel de red a red y la asignación del punto de suministro de liquidación a la red permiten representar la estructura sobre la que se ejecutó el estudio; y existe un objeto específico de grupo de determinación de pérdidas para transformadores de potencia (Loss Determination Group), junto con datos de potencia y tensiones primaria y secundaria del transformador (SAP Help Portal). Del lado de la energía, Energy Data Management —componente plenamente integrado en SAP S/4HANA Utilities— gestiona los perfiles por intervalo y permite calcular perfiles derivados mediante asignación de fórmulas (SAP Learning), que es el mecanismo natural para dejar el balance por alimentador como un perfil resultante y no como un informe manual.

Para el flujo de datos desde los concentradores y el sistema de telemedición hacia el core, la nomenclatura vigente es SAP Cloud Integration y SAP Integration Suite, advanced event mesh; SAP documenta la ruta de migración desde SAP Event Mesh hacia advanced event mesh para arquitecturas orientadas a eventos (SAP Community, 2026). El desacoplamiento importa por una razón operativa concreta: la ingesta de eventos de medición no debe competir por recursos con la facturación.

Qué decisión habilita el resultado

Un flujo de potencia bien ejecutado sobre un alimentador convierte una discusión presupuestaria en una lista ordenada: reconfiguración de red, cambio de conductor en un tramo específico, redimensionamiento de un banco, o inspección dirigida en una zona donde el residuo no técnico es alto. Con presupuestos acotados, esa lista ordenada es el activo.

El siguiente capítulo cierra la guía: cómo monitorear la evolución del balance por transformador a lo largo del tiempo, para que el diagnóstico deje de ser una foto y se convierta en un indicador vivo.

Fuentes

• BID — Pérdidas eléctricas en América Latina y el Caribe: un problema crónico para la sostenibilidad del sector (2024). Blog de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo.
• Universidad Politécnica Salesiana — Estudio para determinar las pérdidas de energía del alimentador 124 de la subestación Azogues.
• Universidad César Vallejo (Repositorio institucional) — Estudio de las pérdidas de energía eléctrica para estimar el balance de energía del alimentador de media tensión N° 2 de la subestación de Bagua Grande, periodo de análisis 2019.
• Provincia de Buenos Aires — Anexo Único: Nueva metodología de cálculo para pérdidas de energía.
• Universidad Tecnológica Nacional — Evaluación de un algoritmo de cálculo de pérdidas técnicas.
• Daimon Ingeniería / Instituto ABRADEE, con Energisa — Cálculo de pérdidas técnicas en alimentadores de media tensión utilizando modelos econométricos para propósitos regulatorios (Bogotá, diciembre de 2015). Análisis crítico del modelo SDMT de ANEEL.
• SAP Help Portal — IS-U: Utility Installations, Time-Dependent Data (jerarquías de red, grupo de determinación de pérdidas de transformadores de potencia).
• SAP Learning — Understanding the Energy Data Management Components.
• SAP Community — Q1/2026 Product Highlights: SAP Integration Suite (abril de 2026), donde consta la guía de migración de SAP Event Mesh a SAP Integration Suite, advanced event mesh; edición trimestral vigente al cierre de esta publicación: SAP Integration Suite: Smarter, Faster, More Connected Integrations — Q2’2026 News (julio de 2026).