La meta de pérdidas no es un presupuesto: quién paga el resto
El regulador fija cuánta pérdida reconoce la tarifa, no cuánto invertir ni dónde. Por qué esa brecha la paga la distribuidora en LATAM.
· 9 min de lectura
El área de pérdidas de una distribuidora recibe dos documentos en la misma semana. El primero trae la trayectoria de reducción que el regulador fijó para el ciclo tarifario. El segundo es la aprobación de capital, que alcanza para instrumentar 200 transformadores. Ese es el escenario que recorreremos a lo largo de esta serie: una meta que exige resultados en toda la red y un presupuesto que solo cubre una parte de ella.
La reacción habitual es leer el primer documento como si el segundo debiera haberlo acompañado. Si el regulador pide reducir, que reconozca lo necesario para hacerlo. Pero la meta regulatoria no está construida como un presupuesto: es un límite de lo que la tarifa reconoce, y lo que queda por encima lo absorbe la distribuidora. En Consultoría Venezuela, especializados en IS-U para el sector utilities de la región, vemos que entender esa diferencia cambia la pregunta que el comité de inversión le hace al equipo de medición.
La meta fija lo que la tarifa reconoce
El caso de Brasil sirve para ver la lógica completa, porque el regulador publica el mecanismo en detalle. La ANEEL fija los niveles regulatorios de pérdidas técnicas y no técnicas en la revisión tarifaria periódica de cada distribuidora, que ocurre en ciclos de 4 a 5 años (ANEEL, 2026). La regulación parte de que las ineficiencias de la distribuidora en el combate a las pérdidas no deben trasladarse a las tarifas, que solo reconocen los niveles considerados eficientes (ANEEL, 2026).
La consecuencia está escrita en el propio informe del regulador. La metodología no establece sanciones por no alcanzar el porcentaje regulatorio, porque lo que lo excede simplemente no pasa a la tarifa, y esa pérdida de ingreso la cargan los accionistas de la empresa (ANEEL, 2026). La meta, entonces, no le dice a la distribuidora cuánto gastar. Le dice qué parte de su pérdida va a pagar el consumidor y qué parte va a pagar ella.
La brecha ya tiene un precio
El informe cuantifica esa diferencia para 2025. Las pérdidas no técnicas reales representaron un costo del orden de R$ 11.500 millones, mientras que las reconocidas en los procesos tarifarios sumaron cerca de R$ 7.900 millones (ANEEL, 2026). La distancia entre ambas cifras no es una multa ni un indicador teórico: es energía comprada que no se recupera por la tarifa.
Visto así, la inversión en medición no compite contra la meta. Compite contra esa brecha. Cada punto de pérdida que la distribuidora no logra llevar al nivel reconocido sigue saliendo de su propio margen, ciclo tras ciclo.
El regulador no dice dónde invertir
Hay un segundo punto del informe que suele pasar inadvertido. La ANEEL no interviene en las acciones que la distribuidora debe desarrollar para combatir las pérdidas, porque considera que es la propia empresa la que tiene la información necesaria para identificar qué estrategias darán mejores resultados (ANEEL, 2026).
Eso tiene una lectura incómoda para cualquier área de planificación: nadie va a entregarle la lista de los 200 transformadores. El regulador fija el punto de llegada y el plazo. El camino, y el orden en que se gasta el capital, es una decisión de la distribuidora y queda bajo su responsabilidad.
El BID llega a una conclusión compatible desde la política pública. Los programas de reducción de pérdidas deben adaptarse a las limitaciones financieras de las empresas, y las metas y planes deben ser realistas y tomar en cuenta la capacidad de inversión y el financiamiento disponible (BID, 2024).
El capital compite con todo lo demás
La restricción no es un problema de una empresa en particular. El Grupo BID advirtió que modernizar y expandir el sistema eléctrico de América Latina exigirá un volumen de inversión anual que no podrá cubrirse solo con recursos estatales (EconoJournal, 2026). En la misma presentación, el organismo señaló que seguirá apoyando herramientas regulatorias que reconozcan las inversiones en digitalización dentro de los ciclos tarifarios (EconoJournal, 2026). Ese reconocimiento, en otras palabras, todavía se está construyendo.
Para el área de pérdidas, esto significa que el presupuesto de medición compite dentro de la misma distribuidora con expansión de red, mantenimiento, respaldo de generación y sistemas. Pedir más capital es legítimo. Asumir que llegará porque la meta existe no lo es.
Qué cambia en la conversación interna
Cuando la meta se entiende como un límite de reconocimiento y no como un mandato con fondos, la pregunta del comité cambia de forma:
- De «¿cuánto necesitamos para cumplir la meta?» a «¿qué parte de la brecha no reconocida podemos cerrar con el capital aprobado?».
- De «instrumentar donde sea más fácil» a «instrumentar donde cada transformador medido reduzca más pérdida por dólar invertido».
- De reportar instalaciones terminadas a reportar el avance contra la trayectoria del ciclo tarifario.
El marco tampoco es estático. La ANEEL tiene su metodología de pérdidas no técnicas en revisión, iniciada con la Tomada de Subsídios 25/2026 y con conclusión prevista para este mismo año (ANEEL, 2026). Para una distribuidora, eso recuerda que la meta puede moverse; mientras tanto, la brecha se sigue pagando.
Lo que viene en esta serie
Esta es la primera de seis piezas. Las siguientes irán resolviendo el problema por etapas: cómo decidir dónde van esos 200 transformadores y cómo demostrar el avance frente a la meta regulatoria.
La próxima entrega mira hacia afuera: qué criterio usan otros reguladores de la región para priorizar la inversión en pérdidas, empezando por el que la ANEEL ya aplica al comparar a cada distribuidora según su porte y la complejidad socioeconómica de su área de concesión (ANEEL, 2026).
Fuentes
- ANEEL, Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica (2026). Perdas de Energia Elétrica na Distribuição 2026/2025.
- BID (2024). Pérdidas eléctricas en América Latina y el Caribe: un problema crónico para la sostenibilidad del sector. Blog de Energía del BID.
- EconoJournal (2026). Transición energética: según el BID, América Latina necesita invertir US$ 48.000 millones anuales para adaptar el sector eléctrico.
¿Este análisis mapea un mercado donde ya operas o estás evaluando entrar?
Revisamos tu caso específico, mapeamos los riesgos que aplican, y te decimos honestamente si es oportunidad para ti —sin pitch comercial, solo discusión técnica y estratégica.
