Telemedición en LATAM: por qué avanza por oleadas, no de golpe
El rip-and-replace de medidores no es viable en LATAM. Analizamos por qué la penetración AMI regional sigue en un dígito bajo y cómo planificar el despliegue por etapas.
· 6 min de lectura
Cualquier distribuidora eléctrica que evalúe modernizar su parque de medición en América Latina llega tarde o temprano a la misma pregunta incómoda: ¿reemplazamos todo el parque convencional de una sola vez, o avanzamos por etapas? La respuesta financiera es clara, aunque poco satisfactoria para quien busca una solución rápida: el reemplazo masivo (rip-and-replace) no es viable en la región, y la telemedición seguirá avanzando por oleadas durante los próximos años.
Un parque que no se reemplaza de golpe
El parque de medidores convencionales en LATAM es enorme, está distribuido en geografías muy heterogéneas y, en buena parte de los casos, opera con tarifas reguladas que no dejan margen para una inversión de capital concentrada en pocos años. Sustituir de golpe millones de medidores electromecánicos por equipos inteligentes implicaría un desembolso que ninguna distribuidora mediana o grande de la región puede absorber sin comprometer otras inversiones de red, y sin que el regulador cuestione el impacto tarifario.
Por eso, la trayectoria real de la telemedición en la región no es un “big bang” tecnológico, sino una sucesión de oleadas de despliegue, cada una dimensionada al presupuesto disponible y priorizada según criterios operativos y regulatorios. Esta es la primera pieza de una serie de seis que recorrerá esos criterios de priorización, uno por uno. Aquí nos concentramos en entender por qué el punto de partida —la penetración actual— sigue siendo tan bajo, y qué implica eso para la planeación de capex.
Una penetración regional que todavía es de un dígito bajo
Los datos disponibles confirman el punto de partida. Según un análisis de Berg Insight, la penetración de medidores eléctricos inteligentes en Latinoamérica se ubicó en 6,5% en 2023, partiendo de una base instalada de alrededor de 14 millones de unidades (Smart Energy International / Berg Insight, 2024). La misma fuente proyecta que esa base crecerá a un ritmo compuesto cercano al 20% anual hasta 2029, cuando la penetración regional superaría el 18% (Smart Energy International / Berg Insight, 2024). Una edición más reciente del mismo estudio (Berg Insight, 2026) sitúa la penetración regional ya en 9,7% en 2025, con una proyección de crecimiento a un ritmo compuesto cercano al 23% anual hasta 2030, cuando alcanzaría cerca de 24,8% — una trayectoria algo más acelerada que la edición anterior, aunque el punto de partida sigue siendo bajo.
Dicho de otro modo: incluso en el escenario de crecimiento más optimista manejado por analistas del sector, más de siete de cada diez medidores en la región seguirán siendo convencionales durante buena parte de esta década, según las proyecciones más recientes del sector. Esto no es una señal de estancamiento tecnológico, sino un reflejo de una realidad de capex: la modernización de medición en LATAM es, y seguirá siendo, un proceso gradual.
Ese mismo análisis identifica a las pérdidas no técnicas —asociadas al hurto de energía— como uno de los principales motores detrás de las inversiones en medición inteligente que sí se están ejecutando en la región (Smart Energy International / Berg Insight, 2024). Esto es relevante porque anticipa el criterio que discutiremos en la próxima pieza de esta serie: no todo el parque se prioriza igual, y las zonas de alta pérdida suelen encabezar la lista.
Qué significa esto para la planeación de capex
Si el punto de partida es una penetración de un dígito bajo y el crecimiento será progresivo, la pregunta de fondo para cualquier distribuidora deja de ser “¿cuándo reemplazamos todo?” y pasa a ser “¿cómo secuenciamos el despliegue para maximizar el retorno de cada oleada de inversión?”.
Esa secuenciación tiene una implicación directa sobre el sistema que administra el ciclo de vida de los medidores. Un despliegue por oleadas significa que, durante años, una misma distribuidora operará simultáneamente medidores electromecánicos, medidores AMI de primera generación y equipos más recientes, todos conviviendo en el mismo territorio y bajo el mismo proceso de Meter-to-Cash. El módulo de Device Management de SAP IS-U existe precisamente para sostener esa coexistencia: registra el ciclo de vida técnico de cada equipo, sus cambios y su trazabilidad, sin importar si el medidor es convencional o inteligente.
Sin un sistema que administre esa convivencia con orden, cada oleada de despliegue se convierte en un proyecto aislado, difícil de auditar y difícil de comparar con la anterior. Con un sistema que sí lo hace, cada oleada deja información: qué funcionó, dónde se redujeron pérdidas, qué zonas deben priorizarse después.
El punto de partida de una serie, no la solución completa
Esta pieza abre una serie de seis artículos sobre cómo las distribuidoras eléctricas de LATAM están estructurando la modernización de su parque de medición desde la lente de la planeación de capex y el despliegue por oleadas sobre Device Management de SAP IS-U. No pretende resolver el problema completo: apenas lo sitúa. La siguiente entrega abordará el primer criterio concreto de priorización: por qué las zonas de alta pérdida no técnica suelen ser el punto de partida del despliegue, y qué implica eso en términos de retorno de inversión.
Fuentes
- Smart Energy International / Berg Insight (2024). Latin America’s smart electricity meter market set to boom. Disponible en smart-energy.com.
¿Este análisis mapea un mercado donde ya operas o estás evaluando entrar?
Revisamos tu caso específico, mapeamos los riesgos que aplican, y te decimos honestamente si es oportunidad para ti —sin pitch comercial, solo discusión técnica y estratégica.
