Telemedición y lectura mensual: por qué el balance no cuadra
La telemedición de cabecera entrega perfiles cada 15 minutos y la lectura convencional un punto al mes. Restar ambas sin normalizar distorsiona la pérdida.
· 12 min de lectura
Una distribuidora eléctrica de la región quiere saber cuánta energía se le está yendo en un alimentador. Tiene dos fuentes. En la cabecera, un equipo de telemedición que registra lo que entra al circuito de forma casi continua. Aguas abajo, un padrón de clientes cuyos medidores convencionales se leen una vez por ciclo comercial. La operación parece obvia: sumar lo facturado, restarlo de lo inyectado y llamar pérdida a la diferencia.
El resultado casi nunca cuadra. Y antes de que aparezca el fraude, el motivo es más incómodo: esas dos cifras no son comparables a simple vista.
Dos relojes que no marcan la misma hora
La norma técnica chilena de conexión y operación de PMGD establece que los registros de medida en la cabecera del alimentador que la distribuidora debe entregar como antecedente —en aquellos casos en que dispone de esa información— se presentan con perfiles cada 15 minutos, incluyendo potencias, corrientes, factor de potencia y tensiones entre líneas (Comisión Nacional de Energía de Chile, 2026). Ese requisito, con matices distintos según el regulador, define un dato con tres propiedades: es continuo, viene fechado y es multivariable.
La lectura convencional entrega exactamente lo contrario: un valor acumulado, sin estructura temporal interna, tomado por una persona en una visita.
Esa asimetría no es un detalle de campo; está inscrita en el modelo de datos. En SAP S/4HANA Utilities, la lectura periódica pertenece al componente Meter Reading, donde el scheduling organiza el territorio para la ejecución cíclica de los procesos núcleo del meter-to-cash y la unidad de lectura determina cuándo se genera la orden (SAP Learning, consulta 2026). El dato de intervalo pertenece a otro componente: Energy Data Management, que procesa series de tiempo equidistantes —lecturas, consumos, precios, factores— (SAP Help Portal, consulta 2026).
Dos componentes, dos modelos de dato, dos semánticas. La resta directa los trata como si fueran uno solo.
Un punto no es una serie
La diferencia no es de volumen. Es de naturaleza.
- La cabecera mide un flujo. Cada registro describe qué ocurrió en una ventana acotada y sabe exactamente cuándo ocurrió.
- El medidor convencional mide un estado. El registro entrega una posición del contador; el consumo aparece recién al restar dos visitas, y todo lo que pasó entre ambas queda plano.
- La granularidad no es universal. La documentación de Energy Data Management ejemplifica series equidistantes con valores cada 30 minutos (SAP Help Portal, consulta 2026), mientras la norma chilena citada fija esos registros en 15 (Comisión Nacional de Energía de Chile, 2026). Antes de comparar, hay que saber cuál es cuál.
Cuando el cliente no tiene medidor de intervalo, el sistema no inventa la curva: la estima. Un perfil sintético contiene valores generados a partir de períodos predefinidos y se utiliza cuando no hay lecturas de intervalo disponibles para clasificar los patrones de consumo de grupos de clientes (SAP Learning, consulta 2026). Es una hipótesis de comportamiento, perfectamente válida para facturar, que no debe leerse como si fuera una medición.
Ahí está el fondo del asunto. Del lado de la cabecera hay evidencia fechada. Del lado del cliente convencional hay un total periódico y, si se necesita curva, una estimación. Restar lo segundo de lo primero produce un número, pero no produce una pérdida.
Cuatro desajustes que aparecen al restar
- Ventana. Un lado acumula en minutos; el otro, en un ciclo comercial completo.
- Frontera. El corte del ciclo de facturación no coincide con el cierre del perfil.
- Sello de tiempo. Eventos sin timestamp normalizado desplazan energía de un período al siguiente.
- Universo. El alimentador es una frontera eléctrica; la ruta de lectura, una frontera comercial.
Los dos primeros son de calendario y se corrigen con método. Los dos últimos son de arquitectura y de padrón, y suelen ser los que más ruido introducen: si el conjunto de servicios asociados al alimentador no está depurado, el denominador está mal construido antes de que empiece el cálculo.
Por qué el balance no cuadra aunque no haya fraude
Un desbalance puede originarse sin una sola conexión irregular. Basta con lecturas duplicadas que inflan el consumo facturado, con eventos de medición que llegan desordenados, o con concentradores que entregan tarde y hacen que un bloque de energía aterrice en el período equivocado.
Esos son problemas de integración, no de recaudación, y se atacan en la capa de integración: preprocesamiento y normalización de eventos con la capacidad Cloud Integration de SAP Integration Suite, y desacople del AMI respecto del núcleo comercial mediante la capacidad Event Mesh en SAP Integration Suite o SAP Integration Suite, advanced event mesh, según el volumen y la madurez del escenario (SAP Help Portal, consulta 2026).
Mientras esa capa no esté resuelta, cualquier indicador de pérdida arrastra el error hacia adelante. Y el costo de equivocarse no es contable: se traduce en cuadrillas enviadas a inspeccionar clientes que no defraudaron nada.
Las cifras regionales heredan el mismo problema
Conviene mirar cómo se comportan los números públicos, porque exhiben la misma patología.
El estudio Recuperando Energía: Innovación y Estrategias para la Gestión de Pérdidas No Técnicas en América Latina y el Caribe fue elaborado por OLACDE junto con ADELAT, SEDA y el BID (OLACDE, 2026). Las cifras que circulan atribuidas a ese mismo trabajo no coinciden entre sí:
- Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLACDE, sitúa en 15% la energía disponible en la región que se pierde o no se cobra, cerca de 200 TWh al año (Andrés Rebolledo, columna en Diario Estrategia, 2026).
- La cobertura de econojournal atribuye al estudio un promedio regional cercano al 17% de la energía generada en pérdidas no técnicas, con un costo superior a US$16.600 millones anuales (econojournal, 2026).
- Petrolnews, reportando el mismo estudio, describe promedios regionales en distribución de 6% en pérdidas técnicas y 8% en no técnicas (Petrolnews, 2026).
No resolvemos aquí cuál corresponde a qué magnitud, y esa es justamente la razón para señalarlo: son porcentajes construidos sobre bases distintas —energía generada, energía disponible, energía distribuida— presentados como si fueran intercambiables. Por separado, el BID estimó que el costo de las pérdidas eléctricas para las empresas de distribución fluctúa entre 0,19% y 0,33% del PIB de la región (BID, 2024).
Si el sector reproduce el problema en sus cifras agregadas, no sorprende que aparezca dentro de cada distribuidora.
Lo que viene
Reconocer que las dos ventanas temporales no son comparables no resuelve el balance: lo desbloquea. El paso siguiente es técnico y tiene procedimiento propio.
En la próxima pieza de esta serie abordamos qué método normaliza ambas ventanas temporales antes de calcular la pérdida.
Fuentes
- Comisión Nacional de Energía de Chile — Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD (2026): https://www.cne.cl/wp-content/uploads/2026/02/2026.02.19_NTCO-PMGD-2026.pdf
- SAP Help Portal — Energy Data Management (documentación SAP ERP): https://help.sap.com/docs/SAP_ERP/35e865264f0d401cb9f1757d04ccdf8c/266dce53118d4308e10000000a174cb4.html
- SAP Help Portal — Profile Management, SAP S/4HANA on-premise: https://help.sap.com/docs/SAP_S4HANA_ON-PREMISE/021b182b0c47416c8fafed67ebfd78a9/918bce53118d4308e10000000a174cb4.html
- SAP Learning — Demonstrating Meter Reading: https://learning.sap.com/learning-journeys/executing-business-processes-in-sap-s-4hana-utilities/demonstrating-meter-reading
- 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
- SAP Help Portal — Event Mesh (SAP Integration Suite): https://help.sap.com/docs/integration-suite/sap-integration-suite/event-mesh
- OLADE / OLACDE — Recuperando Energía (2026): https://www.olade.org/publicaciones/recuperando-energia-innovacion-y-estrategias-para-la-gestion-de-perdidas-no-tecnicas-en-america-latina-y-el-caribe/
- BID — Economía de las pérdidas de electricidad en América Latina y el Caribe (2024): https://publications.iadb.org/publications/spanish/document/Economia-de-las-perdidas-de-electricidad-en-America-Latina-y-El-Caribe.pdf
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