Telemedición de Cabecera y Pérdidas de Transformación

En la pieza anterior de esta serie vimos por qué instrumentar cada medidor residencial es la ruta más costosa para encontrar dónde se pierde la energía en una red de distribución. Esta pieza responde la pregunta técnica que queda pendiente: si no se mide en cada casa, ¿dónde se mide, y qué mide exactamente esa telemedición para que el dato sirva?

La respuesta empieza en la cabecera: el transformador de la subestación de distribución. Ahí es donde la telemedición de transformación captura, de forma continua, las variables eléctricas que determinan cuánta energía se disipa como pérdida técnica antes de llegar a los circuitos que alimentan a los clientes.

Qué mide la telemedición de transformación

La telemedición de cabecera no es un simple contador de energía entrante y saliente. Es un sistema de medición continua que registra tensión, corriente y forma de onda en el punto de transformación, permitiendo calcular las pérdidas de cobre (variables, dependientes de la carga) y las pérdidas de núcleo (constantes, dependientes del tiempo de energización) a partir de la condición real de operación del transformador, y no de un promedio asumido.

Esto importa porque las redes de distribución en América Latina rara vez operan bajo condiciones ideales de calidad de energía: desbalances de fase, armónicos y fluctuaciones de tensión son parte habitual de la operación diaria en zonas con alta densidad de cargas industriales o con infraestructura de distribución envejecida. Un método de cálculo que ignore esas condiciones subestima o sobreestima las pérdidas reales, y esa desviación tiene un costo directo sobre el balance de energía de la distribuidora.

El problema del cálculo rápido tradicional

La práctica extendida en muchas distribuidoras de la región para estimar pérdidas de transformación es el llamado método de cálculo rápido: las pérdidas de cobre se multiplican por un número fijo de horas equivalentes anuales, mientras que las pérdidas de núcleo se multiplican por las 8.760 horas del año, asumiéndolas constantes durante todo el período (Gómez, Viego y Ruiz, 2014). Frente a ese método, el empleo de telemedición permite calcular las pérdidas de transformación en las subestaciones de distribución considerando los problemas reales de calidad de la energía, comparando los resultados contra los que arroja el cálculo rápido tradicional (Gómez, Viego y Ruiz, 2014).

El problema de fondo es que ese método rápido no incorpora la calidad de energía real del punto medido: trata cada hora de operación como equivalente a las demás, cuando en la práctica la carga y las condiciones de la onda varían de forma continua. La telemedición de cabecera reemplaza ese supuesto fijo por datos reales y observados, lo que reduce el margen de error entre la pérdida calculada y la pérdida efectivamente ocurrida.

Por qué la cabecera, y no el medidor final

Las pérdidas técnicas —de calor, magnéticas o de transformación— y las pérdidas no técnicas —principalmente por hurto o errores de medición— son categorías distintas dentro del balance de energía de una distribuidora, y requieren instrumentos distintos para aislarse (Acclaim Energy México, 2022). La telemedición de cabecera está diseñada específicamente para las primeras: al medir en el punto de transformación, la distribuidora obtiene un microbalance de esa subestación —energía entrante frente a energía que efectivamente sale hacia los circuitos— sin necesidad de instrumentar cada punto de consumo aguas abajo.

Esa lógica ya se está desplegando o exigiendo por regulación en distribuidoras de la región:

1. Argentina. La distribuidora pública EPE avanza en telemedición de subestaciones transformadoras en paralelo con la de grandes usuarios, con el objetivo explícito de proporcionar microbalances energéticos (EPE, 2024).
2. República Dominicana. El Programa de Rehabilitación de Redes Eléctricas instaló desde 2018 equipos de macromedición en subestaciones para que la distribuidora supiera con precisión cuánta energía sale hacia cada circuito alimentado (Programa de Rehabilitación de Redes Eléctricas, 2018); ese mismo enfoque continúa vigente en el Plan de Reducción de Pérdidas 2026 del Consorcio de Empresas Distribuidoras (CUED), que consolida un mayor control de energía en totalizadores y la modernización de subestaciones como parte de sus metas de reducción de pérdidas (CUED, 2026).
3. Chile. La normativa técnica de la Comisión Nacional de Energía define formalmente la cabecera del alimentador como punto de conexión y exige registros de medida en ese punto, con perfiles cada 15 minutos que incluyen potencias, corrientes y factores asociados (CNE, 2024).
4. Colombia. La metodología de planes de pérdidas de la CREG, con origen en la Resolución 172 de 2011, contempla la macromedición en alimentadores y transformadores como una de las medidas exigidas a los operadores de red (CREG, 2011); esa metodología de pérdidas reconocidas y planes de inversión hoy se enmarca en la Resolución CREG 015 de 2018, vigente y modificada hasta 2023 (CREG, 2018).
5. Brasil. Distribuidoras como el grupo Neoenergia han desarrollado sistemas propios de medición en los alimentadores de sus subestaciones, con medidores de calidad de energía, para dar cumplimiento al Módulo 8 de Calidad de la Energía Eléctrica del PRODIST de ANEEL (Atena Editora, 2022); a nivel nacional, ANEEL reportó que las pérdidas técnicas representaron el 7,4% de la energía inyectada en el sistema de distribución brasileño en 2023 (ANEEL, 2024).
6. Perú. Un análisis técnico sobre el alimentador A4005 de la unidad de negocios de Ayacucho documentó deficiencias de calidad de energía y simuló la recuperación energética por transformador de distribución a partir de datos tomados en ese punto de cabecera (Cañari y Bacon, 2023).
7. Venezuela. Estimaciones de especialistas citadas por medios especializados ubican las pérdidas técnicas y no técnicas combinadas en un orden cercano al 40% de la energía generada, y señalan la falta de medición y facturación adecuadas como parte de ese problema estructural (Elucabista, 2026).

Ninguno de estos casos sustituye la medición residencial: la complementa. La cabecera dice cuánta energía se pierde en la transformación antes de que el problema llegue —o se disfrace— en la facturación comercial.

Lo que esta pieza no resuelve todavía

Saber qué es la telemedición de transformación y qué problema de calidad de energía resuelve es el punto de partida, no la hoja de ruta. Queda pendiente una pregunta más operativa: de todas las subestaciones y alimentadores de una red, ¿cuáles se instrumentan primero? Esa es la pregunta que aborda la siguiente pieza de esta serie: cómo definir los puntos de cabecera prioritarios antes de instrumentar.

Fuentes

• Gómez, J., Viego, P. y Ruiz, A. (2014). Empleo de Telemedición para Calcular Pérdidas de Transformación Considerando Problemas de Calidad de la Energía. INGE CUC, Vol. 10, N.° 2. Redalyc.
• Acclaim Energy México (2022). El impacto de las pérdidas eléctricas en la factura de Servicio Calificado.
• EPE (2024). EPE avanza en la instalación de telemedidores en grandes usuarios. Gobierno de Santa Fe.
• Programa de Rehabilitación de Redes Eléctricas (2018). Proyectos de Telemedida; mejorando la medición de energía para ofrecer un servicio de calidad. Edesur Dominicana.
• CUED (2026). Pérdidas eléctricas en RD: plan del CUED para 2026.
• Comisión Nacional de Energía de Chile (2024). Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD.
• Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia (2011). Planes de Pérdidas (Resolución CREG 172 de 2011).
• Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia (2018). Metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica y pérdidas reconocidas (Resolución CREG 015 de 2018, modificada hasta 2023).
• Atena Editora (2022). Instalação de Medição nos Alimentadores das Subestações.
• ANEEL (2024). ANEEL divulga relatório sobre perdas de energia elétrica na distribuição.
• Cañari, R. y Bacon, D. (2023). Análisis del control de pérdidas y recupero de energía en el alimentador A4005, unidad de negocios Ayacucho. Universidad Continental.
• Elucabista (2026). Se requieren unos $50 millardos para recuperar sistema eléctrico.