Pérdidas: qué inversión reconoce el regulador y cuál no
Colombia reconoce más pérdida a quien invierte; Perú no lleva el plan a tarifa; Brasil compara por territorio. Cómo decide cada regulador.
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El 15 de enero de 2026, cuatro distribuidoras peruanas del grupo Distriluz le pidieron a Osinergmin que reconociera en la tarifa las inversiones que proponen en sus planes de reducción de pérdidas hasta 2031. Para sustentarlo invocaron el antecedente colombiano de la Resolución CREG 015 de 2018 (Osinergmin, 2026). En febrero, el regulador declaró infundado ese pedido y respondió que los esquemas de otros reguladores de la región no son vinculantes para el proceso peruano (Osinergmin, 2026).
Ese intercambio resume la pregunta de esta pieza. En la anterior vimos que la meta de pérdidas no viene con presupuesto: fija lo que la tarifa reconoce y deja el resto a la distribuidora. Ahora miramos hacia afuera. Tres reguladores de la región resolvieron de forma distinta cuánto de la inversión en pérdidas entra a la tarifa: la ANEEL en Brasil, la CREG en Colombia y Osinergmin en Perú. Ninguno la reconoce sin condiciones. En Consultoría Venezuela, especializados en IS-U para el sector utilities, leemos esa coincidencia como un dato: el costo-beneficio ya forma parte del diseño regulatorio, lo diga o no la resolución.
Brasil: la vara se ajusta al territorio
La pieza anterior anunció este punto de partida. La ANEEL calcula los límites regulatorios de pérdidas no técnicas con una metodología que compara el desempeño de las distribuidoras. Esa comparación observa criterios de eficiencia y las características socioeconómicas de cada área de concesión (ANEEL, 2026).
El foco está en el desempeño frente a pares, no en el monto invertido. La comparación toma en cuenta el territorio donde opera cada empresa, y el nivel reconocido sale de un criterio de eficiencia. Invertir importa en la medida en que mueve ese resultado.
Colombia: invertir compra reconocimiento, con fecha de vencimiento
Colombia tomó otro camino: ata una parte del reconocimiento de pérdidas al nivel de inversión. Bajo la metodología vigente, las empresas que cumplen o superan cierto nivel de inversión anual acceden a un reconocimiento adicional de pérdidas no técnicas, en función de lo invertido (CREG, 2025). El mínimo para optar a ese incentivo es una inversión anual del 4% del valor de la base de activos. Es el mismo umbral que la CREG considera necesario para sostener la calidad del servicio y asumir la depreciación (CREG, 2025).
El incentivo no es permanente. Ese reconocimiento adicional se reduce linealmente hasta quedar solo en pérdidas eficientes al cabo de 10 años (CREG, 2025). Tampoco es un cheque abierto. El valor máximo reconocido para los planes de reducción de pérdidas se estimó con un modelo de red neuronal, entrenado con la historia de operadores que sí lograron reducirlas (CREG, 2025).
La tarifa sigue a la inversión ejecutada, no a la aprobada. En su diagnóstico de 2025, la CREG encontró que nueve mercados subieron su cargo de distribución. Lo asoció con una inversión ejecutada que superó el 7% de su base de activos (CREG, 2025). En Tolima y Cartago, ese cargo ya incorpora también el incentivo de pérdidas adicionales (CREG, 2025). Donde la ejecución fue baja, los costos reconocidos no aumentaron y el cargo bajó por la recuperación del capital (CREG, 2025).
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A([Inversión ejecutada por el operador]) --> B{Nivel de ejecución}
B -->|Alta| C[Supera el 7% de la base de activos]
C --> D([Nueve mercados subieron su cargo])
B -->|Baja| E[Costos reconocidos sin aumento]
E --> F([Cargo baja por recuperación del capital])
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Hay un detalle que suele pasar inadvertido. La metodología deja la identificación, priorización y ejecución de los proyectos enteramente en manos del operador de red (CREG, 2025). El regulador premia la inversión, pero no dice dónde hacerla.
Perú: el plan de pérdidas es sustento, no tarifa
En Perú, el Valor Agregado de Distribución (VAD) se determina sobre la base de una empresa modelo eficiente (Osinergmin, 2026). Los términos de referencia del próximo proceso VAD piden planes de reducción de pérdidas con metas a un horizonte ampliado, hasta 2031. Osinergmin explica que buscan una visión de mediano plazo de la gestión de pérdidas (Osinergmin, 2026). Distriluz leyó esa exigencia como una puerta para llevar las inversiones del plan a la tarifa. El regulador aclaró que esas metas no constituyen un pronunciamiento de reconocimiento tarifario de inversiones: son un insumo de análisis dentro del proceso (Osinergmin, 2026).
La resolución deja abierta una vía más estrecha. Las metodologías, acciones y herramientas para reducir pérdidas pueden canalizarse como propuestas de proyectos de innovación tecnológica (Osinergmin, 2026). Las distribuidoras también reclamaron que las pérdidas reconocidas varían mucho entre empresas parecidas. El regulador respondió con un argumento que cualquier área de planificación reconocerá: los factores de pérdidas varían porque cada sistema de distribución tiene características físicas, operativas y de demanda propias (Osinergmin, 2026).
Tres diseños, una misma exigencia
Puestos lado a lado, los tres enfoques miran cosas distintas. Brasil mide el resultado contra pares con condiciones comparables. Colombia premia la inversión, pero con umbral, con plazo y con su propia estimación de cuánto vale un plan. Perú modela una empresa eficiente y trata el plan de la distribuidora como evidencia, no como gasto que se traslada.
Coinciden en dos cosas. En ninguno de los tres documentos revisados el regulador fija qué zonas instrumentar; en Colombia, la metodología deja expresamente esa priorización en manos del operador de red (CREG, 2025). Y en ninguno la inversión se reconoce solo porque se ejecutó: pasa por un filtro, sea un criterio de eficiencia (Brasil y Perú) o un umbral, un tope y un plazo (Colombia). La propia CREG reconoce en su diagnóstico un límite de su esquema. Encontró comportamientos heterogéneos entre empresas, y los incentivos de la metodología no tuvieron el mismo efecto en todas (CREG, 2025).
Qué cambia para el comité de inversión
Para una distribuidora con capital para 200 transformadores, la lección no es copiar el esquema de un vecino. Osinergmin acaba de recordar que el modelo de otro país no obliga al propio (Osinergmin, 2026). La lección es que cualquier regulador de la región terminará haciendo la misma pregunta con distintas palabras: cuánta pérdida redujo cada unidad de inversión, frente a qué línea base y en qué condiciones de red.
Tres preguntas conviene llevar a la próxima revisión tarifaria:
- ¿Nuestro regulador reconoce resultado, inversión o el costo de una empresa modelo? La respuesta define qué evidencia hay que conservar desde el primer transformador medido.
- ¿Podemos mostrar la pérdida de cada zona antes y después de invertir, con la misma metodología en ambos momentos?
- ¿Podemos explicar por qué elegimos esas zonas y no otras?
Lo que viene en esta serie
La tercera pieza aborda el prerrequisito de todo lo anterior: un ranking propio de zonas por pérdida estimada y complejidad. Es el criterio de priorización que ningún regulador va a entregar hecho.
Fuentes
- ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica (2026). Perdas de Energia. Portal gov.br/aneel, sección Distribuição.
- CREG, Comisión de Regulación de Energía y Gas (2025). Metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica: diagnóstico Resolución CREG 015 de 2018 y bases tarifarias para la nueva metodología. Documento CREG-901 194.
- Osinergmin (2026). Resolución de Consejo Directivo N° 031-2026-OS/CD, que resuelve los recursos de reconsideración contra los términos de referencia del Estudio de Costos del VAD.
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