Horas equivalentes: normalizar antes de calcular la pérdida
Cómo el método de horas equivalentes ajusta lectura mensual y telemedición de intervalo a una misma ventana temporal antes de estimar la pérdida técnica.
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En la entrega anterior de esta serie quedó planteado el problema: restar una lectura mensual del acumulado de intervalos de la telemedición de cabecera produce un número que parece pérdida y no lo es. Las dos series miden cosas distintas en ventanas distintas.
Esta pieza responde la pregunta operativa que sigue: qué método hace comparables ambas granularidades antes de calcular. La respuesta no es un algoritmo nuevo ni una herramienta. Es un convertidor viejo, bien documentado y frecuentemente mal aplicado: el tiempo equivalente de pérdidas.
El contexto justifica el rigor. El estudio “Recuperando Energía”, elaborado por ADELAT, la Universidad de Chile, OLACDE —Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía, denominación vigente desde diciembre de 2025, antes OLADE— y el BID, sitúa las pérdidas no técnicas de América Latina y el Caribe cerca del 17% de la energía generada, con un costo anual del orden de 16.600 millones de dólares y un excedente físico sobre el umbral referencial del 10% equivalente a 120 TWh (ADELAT, Universidad de Chile, OLACDE y BID, 2026). Un método de normalización que introduce ruido del mismo orden que la señal buscada no ayuda a recuperar nada.
Lo que realmente se normaliza: potencia contra energía
El desajuste de fondo no es de calendario, es dimensional. La telemedición de cabecera entrega potencia instantánea o promediada por intervalo; el balance comercial necesita energía acumulada en el periodo de facturación. Y las pérdidas del transformador no se comportan igual en ambos planos: las de núcleo dependen de la tensión aplicada, mientras que las de cobre son proporcionales al cuadrado del coeficiente de carga (Gómez Sarduy, Viego Felipe y Ruiz Pérez, 2014).
Ahí aparece el concepto puente. El tiempo equivalente de pérdidas es el tiempo durante el cual el elemento, operando a plena carga, produciría la misma pérdida de energía que produce en condiciones reales durante el lapso analizado; se obtiene multiplicando el periodo por el factor de pérdidas, y ese factor se relaciona con el factor de carga mediante la expresión 0,3 por el factor de carga más 0,7 por su cuadrado (Cátedra de Electrotecnia, UNLP, s.f.).
Traducido al balance: el tiempo equivalente es el traductor que convierte una potencia de pérdida en energía de pérdida sobre la misma ventana en que el cliente fue facturado.
El método de cálculos rápidos: 4.000 horas para el cobre, 8.760 para el núcleo
Una forma extendida de aplicar ese traductor en distribuidoras es el método de cálculos rápidos. Multiplica las pérdidas de cobre por un tiempo equivalente asumido de 4.000 horas anuales y las pérdidas de núcleo por las 8.760 horas del año, por considerarse constantes; el término de cobre se escala por el cuadrado de la relación entre demanda máxima y capacidad instalada (Gómez Sarduy, Viego Felipe y Ruiz Pérez, 2014).
La atracción del método es evidente para cualquier equipo con presupuesto acotado: entrega un estimado de pérdida técnica por transformador con datos de placa y una demanda máxima, sin exigir perfiles completos.
El margen de error decide si el residuo sirve
Aquí está el punto que la mayoría de los tableros de pérdidas omite. El método rápido asume una cargabilidad constante en todos los transformadores —algo que no ocurre en la realidad— y aplica un tiempo equivalente arbitrario que no es el mismo en todas las subestaciones, por lo que sus resultados difieren apreciablemente de los obtenidos con un modelo probabilístico (Gómez Sarduy, Viego Felipe y Ruiz Pérez, 2014).
Las magnitudes están medidas. En el contraste entre ambos métodos sobre nueve subestaciones de distribución primaria, los autores reportan desviaciones que llegan a -27,71% en un caso y +24,39% en otro, y concluyen que con la capacidad de cómputo actual no se justifican aproximaciones que pueden conducir a errores cercanos al 30% (Gómez Sarduy, Viego Felipe y Ruiz Pérez, 2014).
Póngalo contra la escala del fenómeno que busca: la literatura citada por esos mismos autores ubica las pérdidas totales de transformación entre 1 y 2% de la energía, con eficiencias de transformador entre 97 y 99% (Gómez Sarduy, Viego Felipe y Ruiz Pérez, 2014). Un error de hasta 30% sobre un término pequeño no invalida el ejercicio, pero sí define el piso de detección: por debajo de ese ruido, el residuo no distingue fraude de aproximación.
Especializados en IS-U, insistimos en un criterio simple: el tiempo equivalente asumido no es un parámetro de configuración, es una hipótesis que debe documentarse por alimentador y revisarse cuando cambia el perfil de la carga.
Dónde se rompe la ventana dentro de SAP
La normalización también falla por razones que no son de ingeniería eléctrica. Energy Data Management, componente plenamente integrado en SAP S/4HANA Utilities, gestiona lectura por intervalos, liquidación de cantidades de energía, programación y facturación de consumo intervalado (SAP Learning, s.f.).
Dos detalles de ese componente afectan directamente el conteo de la ventana. Primero, cuando los valores de perfil se manejan en intervalos de 15 minutos, el cambio a horario de verano deja cuatro intervalos menos en el día de la transición, porque las 03:00 siguen directamente a la 01:45 (SAP Learning, s.f.). Segundo, para los suministros sin lectura por intervalos se utilizan perfiles sintéticos que clasifican patrones de consumo por grupo de clientes, y el sistema determina el factor de uso (usage factor) de forma automática (SAP Learning, s.f.).
Sumar intervalos sin considerar esas dos condiciones produce ventanas de distinta duración efectiva entre la cabecera y el cliente. El desbalance resultante se lee después como pérdida no técnica, cuando es un artefacto de conteo. El mismo efecto aparece cuando los eventos de medición llegan con marcas de tiempo no normalizadas desde los concentradores: la normalización debe ocurrir antes de que el dato entre al núcleo comercial, no en la consulta del tablero.
Cómo aplicar el método sin falsear el residuo
En el sector utilities, la diferencia entre un balance auditable y uno decorativo está en cinco decisiones:
- Documentar el tiempo equivalente asumido y su origen; un valor heredado sin trazabilidad convierte todo el cálculo en opinión.
- Separar el término de núcleo, que se acumula sobre todas las horas del periodo, del término de cobre, que depende del cuadrado de la carga (Gómez Sarduy, Viego Felipe y Ruiz Pérez, 2014).
- Depurar los regímenes anormales de operación —fallas, bajas tensiones, pérdida de alimentación— antes de calcular medias, tal como plantea la metodología de referencia (Gómez Sarduy, Viego Felipe y Ruiz Pérez, 2014).
- Marcar las subestaciones con generación local: los interruptores registran energía neta y ese signo distorsiona la lectura, aunque la pérdida de transformación no dependa de él (Gómez Sarduy, Viego Felipe y Ruiz Pérez, 2014).
- Validar el resultado contra la energía medida y descartar el caso si la desviación supera el umbral que el equipo definió como aceptable.
Con eso, el residuo deja de ser una diferencia y empieza a ser un indicio.
En la siguiente pieza abordamos el prerrequisito que hace posible todo lo anterior: alinear el periodo de facturación del cliente con la ventana de telemedición del transformador.
Fuentes
- Gómez Sarduy, J. R.; Viego Felipe, P. R.; Ruiz Pérez, A. “Empleo de Telemedición para Calcular Pérdidas de Transformación Considerando Problemas de Calidad de la Energía”, INGE CUC, vol. 10, n.º 2, 2014: https://www.redalyc.org/pdf/4977/497779323003.pdf
- Cátedra de Electrotecnia, Universidad Nacional de La Plata — “Factores característicos de las cargas”: https://catedra.ing.unlp.edu.ar/electrotecnia/sispot//Libros%202007/libros/ie/ie-06/ie-06.htm
- ADELAT, Universidad de Chile, OLACDE (Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía, antes OLADE) y BID — estudio “Recuperando Energía: Innovación y Estrategias para la Gestión de Pérdidas No Técnicas en América Latina y el Caribe”, reseñado en 2026: https://econojournal.com.ar/2026/05/el-enemigo-de-las-distribuidoras-electricas-las-perdidas-no-tecnicas-le-cuestan-a-las-empresas-de-la-region-mas-de-us16-600-millones-anuales/
- SAP Learning — “Understanding the Energy Data Management Components”: https://learning.sap.com/courses/configuring-device-management-in-sap-s-4hana-utilities/understanding-the-energy-data-management-components
- SAP Learning — “Managing the Energy Data Management Profiles”: https://learning.sap.com/courses/configuring-device-management-in-sap-s-4hana-utilities/managing-the-energy-data-management-profiles
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