Retorno real vs. proyectado: recalibrar la próxima oleada AMI

Una oleada de telemedición no se evalúa por los equipos instalados, sino por la energía que dejó de perderse. Y esa energía tiene una particularidad incómoda: no aparece en ningún medidor. Es la diferencia entre lo que la red habría perdido sin la intervención y lo que efectivamente perdió. Estimarla con método es lo que separa un programa que aprende de uno que solo avanza.

Esta es la sexta y última pieza de la serie. La anterior, Oleadas de telemedición: secuenciar por concentración de pérdida, dejó una compuerta al cierre de cada oleada. Esta define qué evidencia debe llegar a esa compuerta. Primero, cómo comparar lo recuperado con lo que se proyectó al priorizar. Después, cómo descartar lo que no se debe a la intervención. Por último, cómo devolver el desvío al ranking del siguiente ciclo.

En los programas de pérdidas que acompañamos desde Consultoría Venezuela, el cierre de una oleada rara vez incluye esa comparación. Se celebra la instalación, se reporta el avance físico y la siguiente oleada se prioriza con los mismos supuestos que la primera. El resultado es un ranking que no aprende.

Qué se compara exactamente

La comparación se hace por transformador o zona intervenida, con tres magnitudes alineadas en el mismo período:

• la energía que el modelo de retorno proyectó al priorizar la zona;
• la reducción de pérdida que el balance del transformador muestra después de la intervención;
• el costo real de instrumentar, inspeccionar, normalizar y gestionar comercialmente lo encontrado.

El punto delicado es la segunda magnitud, porque no se observa: es pérdida que dejó de ocurrir. El protocolo IPMVP enfrenta un problema análogo en eficiencia energética. La Efficiency Valuation Organization señala que los ahorros no pueden medirse de forma directa porque representan la ausencia de consumo. En su lugar, se determinan comparando el uso medido antes y después del proyecto, con ajustes por cambios en las condiciones (EVO, s. f.). Trasladado a pérdidas, el criterio es el mismo: la recuperación se calcula contra una línea base ajustada, no contra el mes anterior sin más.

El costo real también se lee en dos partes: lo invertido en instrumentar el punto y lo gastado después en atender lo que la medición encontró. El desvío puede estar en una y no en la otra, y cada caso pide una corrección distinta.

El modelo de retorno era una hipótesis

Esa exigencia de método tiene una razón. El ranking que justificó la primera oleada no es un resultado: es una hipótesis que ahora se puede poner a prueba. Los reguladores de la región ya razonan así. En Brasil, ANEEL basa su acompañamiento de pérdidas en la evolución de las pérdidas reales frente a las regulatorias (ANEEL, 2026), con metas que se fijan en cada revisión tarifaria periódica, en ciclos de cuatro a cinco años (ANEEL, 2026).

Lo que el regulador no decide son las acciones. ANEEL aclara que no interviene en ellas, porque es la distribuidora quien tiene la información para identificar qué estrategias darán mejores resultados (ANEEL, 2026). El regulador fija el qué; el cómo, y la prueba de que funcionó, quedan del lado de la empresa. Esa prueba tiene precio: los porcentajes por encima del nivel regulatorio no se trasladan a la tarifa, de modo que esa pérdida de ingreso la absorben los accionistas (ANEEL, 2026). Si la meta y su costo vienen dados, lo único que la distribuidora controla es la calidad de su propia apuesta, y la única forma de juzgarla es con evidencia de resultado.

Aislar el efecto de la medición

Que el balance mejore no prueba que la oleada funcionó, y que empeore no prueba que fracasó. Entre el antes y el después cambian la estacionalidad, el crecimiento de la carga, la topología de la red, la clasificación de clientes e incluso la forma de calcular el indicador.

Este último factor tiene un ejemplo reciente. ANEEL cambió en 2025 la base de cálculo de la energía requerida, del mercado facturado al mercado medido. Según el regulador, una parte significativa del aumento de pérdidas no técnicas registrado ese año se explica por ese cambio de cálculo (ANEEL, 2026). Un indicador puede moverse sin que nadie haya hecho nada en campo. Si el modelo de retorno no separa ese efecto, la distribuidora termina premiando o castigando zonas por razones contables.

Antes de ajustar la línea base conviene una verificación previa, que el IPMVP llama verificación operativa: confirmar que lo instalado es capaz de producir el resultado esperado, mediante inspección, puesta en servicio, pruebas o seguimiento de datos (EVO, s. f.). En medición avanzada, eso abarca el camino del dato y no solo el equipo. Comprobar que los medidores reportan lecturas completas y consistentes es el mínimo. En el sector utilities, lecturas duplicadas, eventos sin marca de tiempo normalizada o secuencias rotas en la integración hacia el sistema comercial —SAP IS-U, por ejemplo— distorsionan el balance tanto como un fraude no detectado. La diferencia de ventanas entre telemedición y lectura mensual también debe estar resuelta; la tratamos en Telemedición y lectura mensual: por qué el balance no cuadra.

Del desvío al nuevo ranking

Con la línea base ajustada y el dato verificado, el desvío entre lo recuperado y lo proyectado ya se puede leer. Su valor está en lo que habilita: recalibrar los supuestos y reordenar a los candidatos de la siguiente oleada. Para eso hace falta la serie mensual por transformador que describimos en Balance por transformador: la serie que delata la recaída. Una sola medición no distingue un resultado de una casualidad.

El desvío tiene tres lecturas posibles, y cada una lleva a una decisión distinta:

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flowchart TD
  A([Desvío real contra proyectado]) --> B{¿Qué explica el desvío?}
  B -->|Positivo| C[La zona rindió más de lo proyectado]
  C --> D([Zonas de perfil similar suben en el ranking])
  B -->|Datos| E[Falla la calidad de lectura o integración]
  E --> F([Corregir el flujo de datos antes de invertir más])
  B -->|Supuesto| G[El modelo sobreestimó el potencial]
  G --> H([Zonas que dependían del supuesto bajan en el ranking])
  class A inicio
  class B decision
  class C,E,G proceso
  class D bueno
  class F,H neutro
classDef inicio fill:#30274d,stroke:#8B5CF6,color:#ffffff
classDef decision fill:#473519,stroke:#f59e0b,color:#ffffff
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classDef bueno fill:#193e2b,stroke:#22c55e,color:#ffffff
classDef neutro fill:#33363c,stroke:#9aa0aa,color:#ffffff

La decisión no se queda en el ranking. Cada lectura devuelve un ajuste concreto a la proyección con que se priorizó y a la clasificación de zonas que la precedió.

Así, la priorización del siguiente ciclo parte de lo observado y no de lo supuesto: el modelo de retorno se recalibra en cada oleada, en lugar de esperar al siguiente ciclo tarifario.

Seis piezas, un mismo circuito

Esta pieza cierra una secuencia que empezó en la regulación y terminó en la obra. Cada pieza respondió una pregunta y dejó un insumo; esta los retoma para cerrar el circuito.

Lo que gana el siguiente ciclo

La serie partió de una restricción —presupuesto para pocos puntos frente a un regulador que exige reducir pérdidas— y la recorrió de la regulación a la obra. Esta última pieza no agrega un paso más: convierte el recorrido en un circuito. Cuando el desvío verificado de cada oleada vuelve a la proyección y a la clasificación de zonas, la priorización deja de ser una decisión que se toma una sola vez y se convierte en un sistema que mejora con cada oleada. La siguiente inversión ya no se decide con supuestos, sino con evidencia propia.

Fuentes

• ANEEL, Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica (STR). Perdas de Energia Elétrica na Distribuição 2026/2025, 2026. https://static.poder360.com.br/uploads/2026/07/Relatorio_Perdas_Energia.pdf
• Efficiency Valuation Organization (EVO). What is M&V? (IPMVP), s. f. https://evo-world.org/br/m-v/what-is-m-v

Artículo de Edward Camacho Guerra, elaborado con apoyo de herramientas de inteligencia artificial y revisado y aprobado por el autor.