Con el objetivo de reducir las pérdidas eléctricas en distribución, la ANDE se puso como meta que las pérdidas, que hasta el año pasado llegaban al 28,5%, bajen en 2025 al 21,3%; luego en 2026 disminuyan a 19,2%; en 2027 a 17,1% y en 2028 se reduzcan al 15%. Para eso tiene un plan estructurado en etapas de corto, mediano y largo plazo, que busca mejorar la calidad del servicio y reducir los costos asociados a las pérdidas técnicas.

La ANDE publica que, en relación con la composición de las Pérdidas Eléctricas Totales, según datos de la Consultora CEARE – BID (octubre, 2024), el 5,1% corresponde a Pérdidas Técnicas en Transmisión, siendo la diferencia de 23,4% las Pérdidas en Distribución (Pérdidas Técnicas y No Técnicas), y que, de acuerdo con datos de estimación, se encontrarían distribuidos en una relación de 50% de pérdidas técnicas en distribución y 50 % de pérdidas no técnicas en distribución, con lo que existe un porcentaje de 11,7% de las pérdidas totales que corresponderían a las pérdidas comerciales, que son gestionables.

Las acciones previstas se enmarcan en el compromiso de garantizar un suministro eléctrico sostenible y confiable para usuarios residenciales, comerciales e industriales, según el Plan Maestro de Gestión y Control para la Reducción de Pérdidas Eléctricas en Distribución, publicado el 21 de noviembre de 2024.

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Las acciones de las estrategias de corto plazo se centran en la modernización normativa y técnica del sistema de distribución. Para esto se prevé la revisión normativa, con la actualización de estándares y materiales, según los avances tecnológicos y las demandas actuales del servicio eléctrico.

También la gestión de cargas, que se refiere a la regulación de la distorsión armónica permitida para los usuarios y evaluación de la capacidad de la red para integrar generación distribuida sin afectar su rendimiento.

Asimismo, se destaca el mantenimiento preventivo, con la identificación de áreas críticas en el sistema para implementar programas de mantenimiento que reduzcan las pérdidas por degradación de los componentes eléctricos.

Otro punto es la optimización de alimentadores. En este punto se pretende la reconfiguración operativa de alimentadores extensos y elaboración de un manual técnico para estandarizar procedimientos y minimizar pérdidas en sistemas de 23 kV.

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Y la revisión de medidores, mediante inspección y modernización de equipos de medición, con un enfoque en eliminar fraudes y corregir errores de lectura, como manipulaciones, interferencias o desequilibrios de carga. Estas también incluyen la implementación de monitoreo remoto y sellos de seguridad para evitar alteraciones en los dispositivos de medición.

Las proyecciones en mediano plazo

El plan establece una serie de iniciativas a mediano plazo para consolidar las mejoras operativas. Aquí buscan llegar a una infraestructura optimizada, con la evaluación de la ubicación de subestaciones y rediseño de alimentadores para reducir pérdidas por efecto Joule y desbalance de carga.

Por otra parte, se pretende avanzar con la eficiencia de transformadores, a través de la actualización de requisitos mínimos de eficiencia para transformadores de distribución, diferenciando entre entornos urbanos y rurales.

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Mediante la integración de SCADA, con monitoreo en tiempo real de componentes claves de la red y utilizando inteligencia artificial para detectar anomalías y fraudes. A través de la gestión de equipos, crear una base de datos unificada de transformadores y líneas de distribución, con mediciones periódicas, que permitan identificar puntos de mejora en la eficiencia energética.

Metas de largo plazo

A futuro, el plan apuesta por tecnologías innovadoras que transformen la red eléctrica. ¿Cómo se logrará esto? Con almacenamiento de energía, mediante la implementación de baterías y sistemas avanzados para equilibrar la red y gestionar picos de demanda.

También con redes inteligentes, según menciona el plan. La expansión hacia sistemas automatizados (smart grids), que optimizan el diagnóstico y control remoto, reduciendo pérdidas técnicas de forma sostenible. Y el registro de contingencias, creando un sistema para analizar y minimizar las pérdidas asociadas a fallas técnicas y actuaciones de relés en niveles de alta tensión (23 kV, 66 kV y 220 kV).

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El Plan Maestro promete beneficios significativos con la aplicación de estas acciones, como la reducción de pérdidas técnicas en la red de distribución, mayor confiabilidad y calidad en el suministro eléctrico, ahorros económicos al minimizar costos operativos y fraudes y contribución a la sostenibilidad energética mediante el uso de tecnologías más limpias y eficientes.