Las pérdidas no técnicas son la energía que entra a una red de distribución y no se factura por causas distintas al transporte y la transformación: conexiones ilegales, medidores manipulados o dañados, usuarios sin registrar y errores de medida o de facturación. Se localizan comparando la energía entregada por cada transformador con la suma de los medidores que alimenta, y se reducen con medida confiable, inspección y control de los datos.
Qué son las pérdidas no técnicas
La energía que una empresa de distribución compra o recibe no es la misma que factura. La diferencia son las pérdidas, y la regulación colombiana las divide en dos grupos. La Resolución CREG 015 de 2018 las clasifica en pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas.
- Pérdidas técnicas: energía que se disipa por calentamiento y otros fenómenos eléctricos al transportar y transformar la energía. Ocurren en conductores, transformadores y conexiones, aunque todo funcione bien.
- Pérdidas no técnicas: energía que se pierde en un mercado de comercialización por motivos distintos al transporte y la transformación. Se originan básicamente en el robo de energía o en la falta de medición.
Para el reconocimiento de las pérdidas, la CREG distingue entre un nivel eficiente y las pérdidas adicionales. El operador de red recibe el reconocimiento adicional según su inversión en reducir pérdidas, y ese reconocimiento se acota con el tiempo. Los detalles del cálculo están en el anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 y en sus ajustes posteriores.
La consecuencia práctica es sencilla: cada kilovatio hora que entra a la red y no se factura la paga alguien, y mientras más grande sea la parte no técnica, más recursos se pierden que no financian ninguna mejora de la red.
De dónde salen
Las causas se agrupan según el lugar donde se origina la diferencia.
| Causa | Qué ocurre | Qué la delata |
|---|---|---|
| Conexión directa ilegal | Un usuario toma energía de la red sin medidor, o antes de él | Transformador con más carga que la suma de sus medidores; carga visible en inspección |
| Medidor manipulado | Se altera el registro o se puentean bornes | Consumo que cae de golpe sin cambio de actividad; sellos rotos; alarmas del medidor |
| Medidor dañado o con error | El equipo registra menos de lo real o no registra | Consumo cero o constante durante meses; falla al compararlo con un patrón |
| Usuario sin registrar | Existe la conexión, pero no figura en el sistema comercial | Medidor instalado sin cliente asociado; diferencia en el balance del circuito |
| Error de medida en el sistema | Transformadores de corriente o tensión con relación equivocada, o cableado mal conectado | Medidas que no cuadran con el balance de la frontera |
| Error de lectura o de facturación | Lecturas mal tomadas, estimaciones, datos mal cargados | Facturas que no siguen el patrón de consumo del usuario |
Las tres primeras causas son las que se asocian al robo de energía. Las demás son fallas de la gestión comercial y de la medida, y suelen ser más fáciles de corregir porque dependen de la propia empresa.
Cómo se localizan
El método base es el balance de energía por transformador. Se mide lo que entrega el transformador, se suma lo que registran los medidores de sus usuarios y se compara la diferencia con las pérdidas técnicas esperadas del circuito.
- Medir la energía entregada. Un medidor en el transformador o en el alimentador
- Sumar los medidores de los usuarios. Del mismo período y del mismo circuito
- Restar las pérdidas técnicas esperadas. Calculadas con el estado de la red
- Priorizar los circuitos con mayor diferencia. La diferencia restante apunta a pérdidas no técnicas
- Inspeccionar en campo. Conexiones, medidores, sellos y datos del cliente
- Corregir y volver a medir. El balance confirma si la diferencia bajó
Cuando el circuito no tiene medidor en el transformador, el balance no se puede hacer. Por eso el primer paso de muchos programas de reducción es instalar medida en la cabecera de cada circuito y no solo en el usuario.
Qué medidas las reducen
Las medidas se combinan, porque ninguna cubre todas las causas.
- Medida de balance en transformadores y alimentadores. Es lo que permite saber dónde buscar. Sin ella la inspección es al azar.
- Medidores con registro por intervalos y alarmas. Un medidor avanzado guarda el consumo en intervalos cortos y reporta eventos del equipo. En una frontera comercial, el Código de Medida fija cómo debe ser la medida.
- Redes y acometidas que dificultan la conexión directa. Cables aislados y trenzados y medidores agrupados en cajas selladas hacen más difícil colgarse de la red.
- Revisión periódica de los medidores. Los equipos envejecen y pierden exactitud; la calibración de medidores con un patrón detecta los que registran de menos.
- Control de datos comerciales. Cruzar el catastro de usuarios, los medidores instalados y las lecturas encuentra usuarios sin registrar y facturas atípicas.
- Inspección dirigida. Con la lista de circuitos priorizada, las brigadas van donde hay mayor diferencia y no a toda la red.
Errores frecuentes al atacarlas
- Tratar todas las pérdidas como robo. Una parte de la diferencia puede ser error de medida o de datos. Si solo se inspeccionan usuarios, esa parte no se corrige.
- Calcular el balance sin separar las pérdidas técnicas. Un circuito largo y sobrecargado pierde mucha energía en calor aunque nadie robe; si no se descuenta, se busca fraude donde hay un problema de red.
- No confirmar con una segunda medición. Una diferencia en un solo mes puede venir de lecturas en fechas distintas. Compare períodos iguales.
- Medir mal la cabecera. Un transformador de corriente con relación equivocada falsea el balance de todo el circuito. Las pruebas a los transformadores de corriente y de tensión comprueban relación, polaridad y carga.
- Reducir y no mantener. Si el circuito se limpia y no se vigila, la diferencia vuelve. El balance debe seguir calculándose cada período.
Qué puede hacer su empresa
Una empresa de distribución, un industrial con red interna extensa o un propietario de un parque con varios puntos de entrega pueden aplicar el mismo orden: medir en la cabecera, comparar con la suma de los usuarios, descontar lo técnico e inspeccionar lo que sobra. Si necesita revisar la medida de un punto de entrega, verificar la relación de sus transformadores de medida o diseñar la comunicación de un sistema de medición, en Tiza Group lo acompañamos con ingeniería de comunicaciones y pruebas a transformadores de medida. Puede escribirnos y le cotizamos según su caso.
Para ampliar, vea qué es la medición inteligente, los datos de medición y su analítica, la lectura, el corte y la reconexión remota y los beneficios de una red inteligente y cuándo no compensan.
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Referencias
- Resolución CREG 015 de 2018, metodología de remuneración de la distribución de energía eléctrica: clasificación de las pérdidas en técnicas y no técnicas y su reconocimiento.
- Concepto CREG 2555 de 2023, sobre los términos de pérdidas eficientes y adicionales en la Resolución CREG 015 de 2018.
- Resolución CREG 038 de 2014, Código de Medida.
Preguntas frecuentes
¿Cuál es la diferencia entre pérdidas técnicas y no técnicas?
Las técnicas son la energía que se disipa en forma de calor en conductores, transformadores y conexiones al transportar la energía; existen siempre y solo se reducen con inversión en la red. Las no técnicas son la energía que se pierde por motivos distintos al transporte y la transformación, como el robo de energía o la falta de medición, y se reducen con gestión de la medida y del cliente.
¿Cómo se sabe en qué zona de la red están las pérdidas no técnicas?
Con un balance de energía por transformador de distribución: se compara la energía que entrega el transformador con la suma de lo que registran los medidores que alimenta. Cuando la diferencia es mayor que las pérdidas técnicas esperadas de ese circuito, el exceso apunta a pérdidas no técnicas en esa zona.
¿La medición inteligente elimina las pérdidas no técnicas?
No las elimina, pero las hace visibles. Un medidor avanzado registra el consumo por intervalos y puede reportar alarmas del equipo, y con esos datos se detectan consumos anormales y diferencias en el balance con más rapidez que con una lectura mensual. Las conexiones sin medidor siguen requiriendo inspección en campo.