Oleadas de telemedición: secuenciar por concentración de pérdida
Cómo desplegar telemedición en transformadores por oleadas: empezar donde el ranking concentra la pérdida, validar en la primera y escalar con evidencia.
Esta es la quinta pieza de una serie de seis sobre un problema concreto: el regulador exige reducir pérdidas, pero el presupuesto solo alcanza para instrumentar 200 transformadores. Las piezas anteriores explicaron por qué la meta de pérdidas no es un presupuesto, compararon qué inversión reconoce el regulador y cuál no, repartieron las zonas en carriles con un índice compuesto de zonas y valorizaron cada punto con un modelo de retorno por transformador.
El resultado de ese trabajo es una lista aprobada. Pero una lista todavía no es un programa de obra. Esta pieza responde una pregunta operativa: en qué orden se instalan los equipos, cuántos entran en cada tramo y qué tiene que ocurrir para liberar el siguiente.
La tesis es directa: la telemedición selectiva se ejecuta por oleadas, empezando por la cabeza del ranking, y cada oleada se gana la siguiente con evidencia de campo. Así un capex acotado se convierte en una reducción de pérdidas que la distribuidora puede sostener y reportar.
Un ranking no se instala: se programa
El ranking se construyó con balances estimados, supuestos de recuperación y datos comerciales imperfectos. Instalar los 200 equipos en una sola tanda equivale a apostar todo el presupuesto a que esos supuestos son correctos.
Hay tres fallos típicos: una asociación cliente-transformador desactualizada, una cobertura de comunicaciones que falla en ciertos sectores o unas cuadrillas que no dan abasto con los hallazgos. Con una sola tanda, cualquiera de ellos se replica en todo el parque a la vez, y se descubre cuando ya no queda presupuesto para corregir el rumbo.
La región tiene un antecedente que conviene recordar. En Colombia, dentro del Plan de Reducción de Pérdidas de la CREG, el regulador definió montos máximos a remunerar para inversiones específicas que incluían macromedidores en transformadores y sistemas de medición centralizada. Durante los primeros cinco años del esquema no se observó una correlación positiva entre recibir esos incentivos y reducir efectivamente el indicador de pérdidas (ADELAT, BID, OLACDE y Universidad de Chile, 2026).
La lección no es que medir no sirva, sino que el equipo instalado no mueve el indicador por sí solo. Lo mueve la secuencia operativa que viene después.
Cómo se arma cada oleada
Primera oleada: aprender rápido donde más pesa
La primera oleada toma los transformadores con mayor concentración de pérdida esperada y los filtra por tres condiciones prácticas:
En nuestra experiencia, el tercer filtro es el que más se subestima. Un punto con mucha pérdida estimada pero con datos comerciales inservibles no sirve para abrir el programa: el balance que produzca no se podrá interpretar.
En Consultoría Venezuela aplicamos la misma lógica en nuestros despliegues de medición inteligente a nivel de cliente con la plataforma Cuculus ZONOS. Allí se instala primero una zona piloto de 500 a 2.000 medidores para validar conectividad, calidad de datos, detección de anomalías y el flujo de integración con SAP IS-U antes de escalar (AGT Consultoría, 2026). A escala de transformadores el principio no cambia: un primer tramo pequeño, elegido para aprender rápido.
El tamaño lo fija la cuadrilla, no el almacén
El error más común es dimensionar la oleada por capacidad de instalación: cuántos gabinetes caben en el camión o cuántos montajes hace un contratista por semana. El límite real es otro: cuántos hallazgos puede inspeccionar y normalizar la cuadrilla de esa zona dentro del período de observación. Una oleada más grande que esa capacidad no recupera más energía; solo acumula alertas abiertas.
El estudio regional apunta en la misma dirección: para Colombia identifica la necesidad de fortalecer el control focalizado en las zonas con mayores volúmenes de energía no facturada (ADELAT, BID, OLACDE y Universidad de Chile, 2026). Y focalizar exige que la capacidad de campo acompañe cada tramo de instalación.
La composición sigue al alimentador
El modelo de retorno ya advertía que, si los puntos elegidos se concentran en pocos alimentadores, esa agrupación es información para planificar la ejecución. Aquí se aprovecha.
Cada oleada se arma por frente de obra: transformadores vecinos, en el mismo alimentador o en alimentadores contiguos, atendidos por la misma cuadrilla. Así se reducen traslados y se puede cruzar el balance del transformador con el del alimentador. Además, al terminar el tramo queda una zona completa cerrada, en lugar de puntos sueltos repartidos por toda la concesión.
Una reserva para lo que el ranking no vio
Conviene no comprometer todo el presupuesto desde el inicio. Los balances de las primeras oleadas suelen revelar focos que el ranking histórico subestimó, y tener margen para redirigir equipos hacia ellos protege el retorno del programa completo.
La compuerta: cuatro condiciones para liberar la siguiente oleada
Cada oleada termina en una compuerta explícita. Sin ella, el programa avanza por calendario y no por evidencia. Estas son las cuatro condiciones mínimas que proponemos:
Si la compuerta no se cumple, la siguiente oleada no se cancela: se corrige su composición. Puede cambiar de zona, reducirse al tamaño que la cuadrilla sí puede cerrar o incorporar los ajustes de datos que la oleada anterior dejó en evidencia.
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config:
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flowchart:
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flowchart TD
A([Oleada terminada]) --> C{¿Cumple las cuatro condiciones?}
C -->|Sí| D[Liberar la siguiente oleada]
D --> E([Avance por evidencia])
C -->|No| F[Corregir la composición]
F -->|Opción| G[Cambiar de zona]
F -->|Opción| H[Reducir el tamaño]
F -->|Opción| I[Ajustar los datos]
G --> J([La oleada no se cancela])
H --> J
I --> J
class A inicio
class C decision
class D,F,G,H,I proceso
class E,J bueno
classDef inicio fill:#30274d,stroke:#8B5CF6,color:#ffffff
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classDef bueno fill:#193e2b,stroke:#22c55e,color:#ffffff
Cada oleada, un expediente para el regulador
El regulador no evalúa cuántos equipos se instalaron, sino cuánto bajó la pérdida. Y el contexto regional no da margen: 22 de 26 países superan el umbral de referencia de 10% de pérdidas (ADELAT, BID, OLACDE y Universidad de Chile, 2026).
Desplegar por oleadas produce, como efecto colateral, el formato que ese reporte necesita: una línea base por zona, una intervención fechada y un resultado medido. Cada oleada se convierte en un bloque de evidencia trazable, en lugar de un promedio difuso de todo el parque.
También cambia la naturaleza del programa. El mismo estudio regional observa que los mejores resultados aparecen cuando el control de pérdidas deja de ser una campaña transitoria y se convierte en una función permanente de la operación (ADELAT, BID, OLACDE y Universidad de Chile, 2026). Una secuencia de oleadas con compuertas es, en la práctica, esa función permanente con calendario y responsables.
Lo que viene en la serie
La sexta y última pieza cierra el ciclo: cómo monitorear el retorno real de cada oleada contra el proyectado en el modelo, para decidir con datos cómo se invierte la siguiente. Quien quiera adelantarse puede revisar cómo se construye la serie de balance por transformador que delata la recaída, que es la base de ese seguimiento.
Fuentes
- ADELAT, BID, OLACDE y Universidad de Chile (2026). Recuperando Energía: Innovación y Estrategias para la Gestión de Pérdidas No Técnicas en América Latina y el Caribe. https://www.olade.org/wp-content/uploads/2026/04/Gestion-de-las-perdidas-ES_VF15-04-2026.pdf
- AGT Consultoría (2026). Cuculus ZONOS — IoT & Smart Metering. https://www.agtconsultoria.com/soluciones/cuculus/
Artículo de Edward Camacho Guerra, elaborado con apoyo de herramientas de inteligencia artificial y revisado y aprobado por el autor.
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