Las opiniones expresadas en el artículo son responsabilidad exclusiva de los autores y no necesariamente representan la posición oficial de
la USAC y sus miembros. La obra está protegida por la Ley de Derechos de Autor y Derechos Conexos emitida en el decreto No. 33-98 por
el Congreso de la República de Guatemala.Algoritmo de Evaluación Técnico-Económica para toma
de decisión entre reparar o reemplazar transformadores de
distribución
Algorithm for Techno-Economic Evaluation in Decision-Making Between Repairing or
Replacing Distribution Transformers
Oscar Ortiz Antúnez
Docente investigador
Universidad Autónoma Gabriel René Moreno
Bolivia
oscarortizantunez@hotmail.com
https://orcid.org/0009-0006-2620-3078
Resumen
OBJETIVO: evaluar la viabilidad técnica y económica de reparar o reemplazar transformadores de distribución
en falla, aplicando el enfoque del Costo Total del Propietario (TCO), con el fin de optimizar decisiones operativas
en empresas distribuidoras. MÉTODO: se aplicó el Algoritmo de Evaluación o Técnico-Económica sobre un
conjunto de 156 transformadores intervenidos por fallas. Para cada caso, se calcularon los costos de inversión
y pérdidas capitalizadas tanto para la alternativa de reparación como de reposición, según datos operativos
y normativos (NT-CRE-06). RESULTADOS: en un caso de estudio, el TCO fue de USD 4.447 para la unidad
reparada y de USD 3.838 para una nueva, con una diferencia de USD 608,83 a favor de la reposición. De las
156 unidades, solo 19 reparaciones fueron económicamente justificables; los 137 restantes representaron una
pérdida potencial de USD 81.974 CONCLUSIONES: el algoritmo permite tomar decisiones más eficientes y
sostenibles, priorizando equipos con menores pérdidas. Esto reduce costos y también la huella de carbono,
especialmente relevante en sistemas con generación a gas natural. Se recomienda institucionalizar este enfoque,
ya que la normativa nacional no limita su aplicación, y representa una herramienta útil para mejorar la gestión
técnica y económica del parque de transformadores.
Recibido: 17/02/2025
Aceptado: 10/06/2025
Publicado: 30/06/2025
Referencia
Ortíz, Antúnez, O. (2025). Algoritmo de Evaluación Técnico-Económica para toma de decisión entre reparar o
reemplazar transformadores de distribución.
Revista Científica del Sistema de Estudios de Postgrado. 8(1). 127-
141. DOI: https://doi.org/10.36958/sep.v8i1.342
127
128
Abstract
OBJECTIVE: to evaluate the technical and economic feasibility of repairing or replacing failed distribution
transformers using the Total Cost of Ownership (TCO) approach, with the aim of optimizing operational decision-
making in power distribution companies. METHODOLOGY: The Technical-Economic Evaluation Algorithm
was applied to a set of 156 failed transformers. For each case, investment costs and capitalized losses were
calculated for both repair and replacement alternatives, based on operational data and regulatory guidelines
(NT-CRE-06). RESULTS: In a representative case, the TCO was USD 4,447 for the repaired unit and USD 3,838
for a new one, showing a cost advantage of USD 608.83 in favor of replacement. Of the 156 units analyzed,
only 19 repairs were economically justified; the remaining 137 represented a potential inefficiency equivalent
to USD 81,974. CONCLUSIONS: The algorithm enables more efficient and sustainable decision-making by
prioritizing equipment with lower energy losses. This not only reduces operating costs but also mitigates the
carbon footprint—particularly relevant in power systems largely dependent on natural gas. Institutional adoption
of this approach is recommended, as national regulations do not restrict its use, making it a valuable tool for
improving the technical and economic management of transformer assets.
Keywords
distribución transformer, repair and replacement of transformers, technical and economic justification, and economic
losses
Palabras clave
transformador de distribución, reparación y reposición de transformadores, justificación y perdidas económica
Abstract
OBJECTIVE: to evaluate the technical and economic feasibility of repairing or replacing failed distribution
transformers using the Total Cost of Ownership (TCO) approach, with the aim of optimizing operational decision-
making in power distribution companies. METHODOLOGY: The Technical-Economic Evaluation Algorithm
was applied to a set of 156 failed transformers. For each case, investment costs and capitalized losses were
calculated for both repair and replacement alternatives, based on operational data and regulatory guidelines
(NT-CRE-06). RESULTS: In a representative case, the TCO was USD 4,447 for the repaired unit and USD 3,838
for a new one, showing a cost advantage of USD 608.83 in favor of replacement. Of the 156 units analyzed,
only 19 repairs were economically justified; the remaining 137 represented a potential inefficiency equivalent
to USD 81,974. CONCLUSIONS: The algorithm enables more efficient and sustainable decision-making by
prioritizing equipment with lower energy losses. This not only reduces operating costs but also mitigates the
carbon footprint—particularly relevant in power systems largely dependent on natural gas. Institutional adoption
of this approach is recommended, as national regulations do not restrict its use, making it a valuable tool for
improving the technical and economic management of transformer assets.
Keywords
distribución transformer, repair and replacement of transformers, technical and economic justification, and economic
losses
Palabras clave
transformador de distribución, reparación y reposición de transformadores, justificación y perdidas económica
129
Introducción
En base a la información contenida en la tesis de maestría en ingeniería eléctrica sobre el
tema “Aplicación de un Algoritmo de Evaluación Técnico Económico en la toma de decisiones
con respecto a la reparación de transformadores de distribución de CRE S.R.L”. presentada
el año 2019 en la Facultad Politécnica de la Universidad Autonoma Gabriel Rene Moreno, se
aborda el análisis comparativo del TCO de reparación versus TCO de reponer una unidad
similar nueva.
Se determina el TCO del transformador reparado, en base a la recopilación de costos de
materiales y de mano de obra, como también el valor de las pérdidas post reparación, en
razón a esto, se determinan los factores de amortización de pérdidas en vacío y en carga. El
tiempo de vida para el transformador reparado se calcula por la fecha de fabricación.
Para determinar el TCO de la opción de reponer el transformador en falla por uno nuevo,
se dispone de precios y las perdidas asociadas, según compras anteriores realizadas por la
empresa distribuidora.
Finalmente se realiza la comparación de los resultados, seleccionando la alternativa de menor
costo y obteniendo así una alternativa que ofrece una ventaja económica.
Métodos
Para cuantificar el costo del propietario de reparar un transformador se aplica la siguiente
fórmula:
TCO REPARAR = IC +A x (Po) + B x (Pk)
El cálculo del costo del propietario adaptado a un transformador de distribución destinado al
reemplazo (equipo nuevo) se realiza aplicando la siguiente ecuación:
TCO REPONER = IC +A x (Po) + B x (Pk)
Las variables son:
IC = inversión Inicial (precio final de transformador)
Po = pérdidas en vacío
Pk = pérdidas en carga
A = Factor de capitalización de pérdidas en vacío
B = Factor de capitalización de pérdidas de carga
Introducción
En base a la información contenida en la tesis de maestría en ingeniería eléctrica sobre el
tema “Aplicación de un Algoritmo de Evaluación Técnico Económico en la toma de decisiones
con respecto a la reparación de transformadores de distribución de CRE S.R.L”. presentada
el año 2019 en la Facultad Politécnica de la Universidad Autonoma Gabriel Rene Moreno, se
aborda el análisis comparativo del TCO de reparación versus TCO de reponer una unidad
similar nueva.
Se determina el TCO del transformador reparado, en base a la recopilación de costos de
materiales y de mano de obra, como también el valor de las pérdidas post reparación, en
razón a esto, se determinan los factores de amortización de pérdidas en vacío y en carga. El
tiempo de vida para el transformador reparado se calcula por la fecha de fabricación.
Para determinar el TCO de la opción de reponer el transformador en falla por uno nuevo,
se dispone de precios y las perdidas asociadas, según compras anteriores realizadas por la
empresa distribuidora.
Finalmente se realiza la comparación de los resultados, seleccionando la alternativa de menor
costo y obteniendo así una alternativa que ofrece una ventaja económica.
Métodos
Para cuantificar el costo del propietario de reparar un transformador se aplica la siguiente
fórmula:
TCO REPARAR = IC +A x (Po) + B x (Pk)
El cálculo del costo del propietario adaptado a un transformador de distribución destinado al
reemplazo (equipo nuevo) se realiza aplicando la siguiente ecuación:
TCO REPONER = IC +A x (Po) + B x (Pk)
Las variables son:
IC = inversión Inicial (precio final de transformador)
Po = pérdidas en vacío
Pk = pérdidas en carga
A = Factor de capitalización de pérdidas en vacío
B = Factor de capitalización de pérdidas de carga
130
Los factores de capitalización de pérdidas en vacío y en carga se obtienen mediante las
siguientes fórmulas y parámetros de actualización financiera:
Determinación del Factor de capitalización de pérdidas en vacío:
A=((((12*CD) + (8760*CE))*Fi)*Fpp)/1000
CD = $US/KW mes, cargo demanda Precio compra sin IVA.
CE= $US/KWh, cargo por energía Precio de compra sin IVA
Fi = Factor de actualización
Fi=(((1+i)n)-1)/(i(1+i)n)
Fpp= Factor pérdida permitido
i = Tasa de interés anual
n = Vida útil del equipo
B=((((FU*FR)2)*12*CD)+(((FU)2)*8760*FP*CE)))*Fi)*Fpp)/1000
CE= $US/KWh, cargo por energía. Precio compra sin IVA.
FU = Factor de utilidad
FR= Factor de coincidencia
FP= Factor de pérdida
FP=(0.2*F) + ((0.8*(F)^2)
F = Factor de carga transformadores
Fpp= Factor pérdida permitido
Fi = Factor de actualización
i= Tasa de interés anual
n = Vida útil del equipo
Ante la variedad de las edades de los equipos reparados durante el periodo de estudio, se
ha considerado la actualización del valor de las pérdidas del transformador reparado en 15
años y las del transformador nuevo en 25 años; en consideración a la expectativa de vida
de los transformadores reparados y la legislación boliviana sobre la vida contable de los
transformadores de distribución.
Conocidos los costos de reparación y costos de reposición, de forma independiente se utiliza
el concepto de costo total del propietario para determinar el valor de la Evaluación Técnico
Económica (E.T.E). Para el análisis de las condiciones se aplica el algoritmo en base a
Los factores de capitalización de pérdidas en vacío y en carga se obtienen mediante las
siguientes fórmulas y parámetros de actualización financiera:
Determinación del Factor de capitalización de pérdidas en vacío:
A=((((12*CD) + (8760*CE))*Fi)*Fpp)/1000
CD = $US/KW mes, cargo demanda Precio compra sin IVA.
CE= $US/KWh, cargo por energía Precio de compra sin IVA
Fi = Factor de actualización
Fi=(((1+i)n)-1)/(i(1+i)n)
Fpp= Factor pérdida permitido
i = Tasa de interés anual
n = Vida útil del equipo
B=((((FU*FR)2)*12*CD)+(((FU)2)*8760*FP*CE)))*Fi)*Fpp)/1000
CE= $US/KWh, cargo por energía. Precio compra sin IVA.
FU = Factor de utilidad
FR= Factor de coincidencia
FP= Factor de pérdida
FP=(0.2*F) + ((0.8*(F)^2)
F = Factor de carga transformadores
Fpp= Factor pérdida permitido
Fi = Factor de actualización
i= Tasa de interés anual
n = Vida útil del equipo
Ante la variedad de las edades de los equipos reparados durante el periodo de estudio, se
ha considerado la actualización del valor de las pérdidas del transformador reparado en 15
años y las del transformador nuevo en 25 años; en consideración a la expectativa de vida
de los transformadores reparados y la legislación boliviana sobre la vida contable de los
transformadores de distribución.
Conocidos los costos de reparación y costos de reposición, de forma independiente se utiliza
el concepto de costo total del propietario para determinar el valor de la Evaluación Técnico
Económica (E.T.E). Para el análisis de las condiciones se aplica el algoritmo en base a
131
los datos de los costos probables de reparar, versus los costos de una unidad nueva para
remplazo, utilizando la siguiente expresión:
E.T.E.= TCO reparar – TCO reponer
Sí ……..E.T.E. › 0, entonces Reponer
Sí …….E.T.E. ‹ 0, entonces Reparar
Descripción de la fuente de información para la cuantificación de los costos de reparación de
transformadores
En la tabla 1, se presentan datos de una orden de trabajo reparado en el Taller de
transformadores. Por otra parte, se consultaron registros de la ejecución de los trabajos y el
numero de operarios que realizan las tareas. Se dispone de información consolidada de los
costos de mano de obra y materiales utilizados en las reparaciones realizadas en el taller de
transformadores de la distribuidora.
Tabla 1Datos de una orden de trabajo, según los formularios del taller de transformadores
Nota. Datos obtenidos de los formularios del taller de transformadores.
los datos de los costos probables de reparar, versus los costos de una unidad nueva para
remplazo, utilizando la siguiente expresión:
E.T.E.= TCO reparar – TCO reponer
Sí ……..E.T.E. › 0, entonces Reponer
Sí …….E.T.E. ‹ 0, entonces Reparar
Descripción de la fuente de información para la cuantificación de los costos de reparación de
transformadores
En la tabla 1, se presentan datos de una orden de trabajo reparado en el Taller de
transformadores. Por otra parte, se consultaron registros de la ejecución de los trabajos y el
numero de operarios que realizan las tareas. Se dispone de información consolidada de los
costos de mano de obra y materiales utilizados en las reparaciones realizadas en el taller de
transformadores de la distribuidora.
Tabla 1Datos de una orden de trabajo, según los formularios del taller de transformadores
Nota. Datos obtenidos de los formularios del taller de transformadores.
132
Descripción de la fuente de información para la cuantificación de los
costos de reposición de transformadores
Durante el proceso de adquisición la distribuidora realiza la solicitud de ofertas en base a las
características técnicas requeridas tanto en potencia como en tensiones primarias y secundaria,
en base a la especificación técnica NTCRE 006/01 (Normas Técnica Cooperativa Rural de
Electrificación, 2024). En los protocolos de ensayos en fábrica se encuentran los datos del
valor de pérdidas en vacío y carga (todos los fabricantes de transformadores muestran las
pérdidas de sus equipos para la evaluación económica de las pérdidas). En la Tabla 1, se
presentan datos referenciales considerados para la adquisición de un lote de transformadores
de 225 KVA, valores indicados para las ofertas 1, 2 y 3 sujetas a comparación económica.
En este estudio se consideraron transformadores con tensiones primarias de 10.5 y 24.9 5 kV,
mientras que las tensiones secundarias, en ambos casos, son de 380/220 V. Se observó que
los costos de reparación y reemplazo para equipos de 24.9 kV tienden a ser más elevados que
los de 10.5 kV. Sin embargo, esta diferencia no afecta los resultados obtenidos al aplicar el
algoritmo técnico-económico. Esto se debe a que la variable de tensión ya está contemplada
en ambos términos del cálculo, cuya diferencia permite estimar el beneficio neto entre las
alternativas de reparación o reemplazo.
Tabla 2Comparación de ofertas para la adquisición de un transformador de 225 KVA 24.9/0.38-
0.22 KV
Nota. Comparación de costos y pérdidas en ofertas para un transformador de 225 KVA. Los
valores están expresados en dólares estadounidenses (USD).
Para el caso analizado en la tabla 2, el monto de la alternativa Reponer da un beneficio
respecto a la alternativa de Reparar el transformador bajo estudio, con un beneficio calculado
de 608.83 USD.
Descripción de la fuente de información para la cuantificación de los
costos de reposición de transformadores
Durante el proceso de adquisición la distribuidora realiza la solicitud de ofertas en base a las
características técnicas requeridas tanto en potencia como en tensiones primarias y secundaria,
en base a la especificación técnica NTCRE 006/01 (Normas Técnica Cooperativa Rural de
Electrificación, 2024). En los protocolos de ensayos en fábrica se encuentran los datos del
valor de pérdidas en vacío y carga (todos los fabricantes de transformadores muestran las
pérdidas de sus equipos para la evaluación económica de las pérdidas). En la Tabla 1, se
presentan datos referenciales considerados para la adquisición de un lote de transformadores
de 225 KVA, valores indicados para las ofertas 1, 2 y 3 sujetas a comparación económica.
En este estudio se consideraron transformadores con tensiones primarias de 10.5 y 24.9 5 kV,
mientras que las tensiones secundarias, en ambos casos, son de 380/220 V. Se observó que
los costos de reparación y reemplazo para equipos de 24.9 kV tienden a ser más elevados que
los de 10.5 kV. Sin embargo, esta diferencia no afecta los resultados obtenidos al aplicar el
algoritmo técnico-económico. Esto se debe a que la variable de tensión ya está contemplada
en ambos términos del cálculo, cuya diferencia permite estimar el beneficio neto entre las
alternativas de reparación o reemplazo.
Tabla 2Comparación de ofertas para la adquisición de un transformador de 225 KVA 24.9/0.38-
0.22 KV
Nota. Comparación de costos y pérdidas en ofertas para un transformador de 225 KVA. Los
valores están expresados en dólares estadounidenses (USD).
Para el caso analizado en la tabla 2, el monto de la alternativa Reponer da un beneficio
respecto a la alternativa de Reparar el transformador bajo estudio, con un beneficio calculado
de 608.83 USD.
133
Presentación de los resultados de la aplicación del Algoritmo de
Evaluación Técnico Económica aplicado a un transformador de 112.5
KVA- 24.9/0.38-0.22 KV
En la tabla 3 se presentan los parámetros evaluados según el TCO de reparación y el TCO de
reposición, con el resultado final una vez realizada la comparación de costos:
Tabla 3Valores de los parámetros utilizados en la evaluación técnico económica en la reparación o
reposición de un transformador de distribución
Nota. Los datos presentados en la tabla 3, corresponden a una orden de trabajo en el taller de
transformadores, de un transformador de 112.5 KVA fabricado en el año 1986.
Presentación de los resultados de la aplicación del Algoritmo de
Evaluación Técnico Económica aplicado a un transformador de 112.5
KVA- 24.9/0.38-0.22 KV
En la tabla 3 se presentan los parámetros evaluados según el TCO de reparación y el TCO de
reposición, con el resultado final una vez realizada la comparación de costos:
Tabla 3Valores de los parámetros utilizados en la evaluación técnico económica en la reparación o
reposición de un transformador de distribución
Nota. Los datos presentados en la tabla 3, corresponden a una orden de trabajo en el taller de
transformadores, de un transformador de 112.5 KVA fabricado en el año 1986.
134
La aplicación del Algoritmo de Evaluación Técnico Económico a 156 reparaciones de
transformadores; demuestra que únicamente 19 equipos reparados arrojaron saldo positivo;
es decir , en la comparación de los costos totales de reparación y de reposición del lote de
transformadores de cada una de las potencias de los equipos, se determina un saldo positivo
total en favor de la reparación, de USD 12.874, según se observa con mayor detalle en la
tabla 4.
Tabla 4Resultados de la aplicación del Algoritmo de Evaluación Técnico económico a los trabajos
de reparación de 156 transformadores de 10.5, 24.9 KV, con beneficio económico durante el
periodo de estudio (julio 2018 a diciembre 2019)
Nota. La tabla presenta los resultados de la aplicación del Algoritmo Técnico Económico en
la reparación de 19 transformadores de diversas potencias, con un beneficio total de 12.874
USD. Aplicando el Algoritmo de Evaluación Técnico Económico, se observa que la reparación
resulta económicamente más favorable en comparación con la reposición.
Respecto a los restantes 137 equipos reparados, el algoritmo arroja un resultado negativo
cuantificado en USD 81.974, lo que se constituye en una inadecuada decisión de reparar,
es decir no existió beneficio al reparar, debiendo haberse procedido a la reposición de los
equipos.
La aplicación del Algoritmo de Evaluación Técnico Económico a 156 reparaciones de
transformadores; demuestra que únicamente 19 equipos reparados arrojaron saldo positivo;
es decir , en la comparación de los costos totales de reparación y de reposición del lote de
transformadores de cada una de las potencias de los equipos, se determina un saldo positivo
total en favor de la reparación, de USD 12.874, según se observa con mayor detalle en la
tabla 4.
Tabla 4Resultados de la aplicación del Algoritmo de Evaluación Técnico económico a los trabajos
de reparación de 156 transformadores de 10.5, 24.9 KV, con beneficio económico durante el
periodo de estudio (julio 2018 a diciembre 2019)
Nota. La tabla presenta los resultados de la aplicación del Algoritmo Técnico Económico en
la reparación de 19 transformadores de diversas potencias, con un beneficio total de 12.874
USD. Aplicando el Algoritmo de Evaluación Técnico Económico, se observa que la reparación
resulta económicamente más favorable en comparación con la reposición.
Respecto a los restantes 137 equipos reparados, el algoritmo arroja un resultado negativo
cuantificado en USD 81.974, lo que se constituye en una inadecuada decisión de reparar,
es decir no existió beneficio al reparar, debiendo haberse procedido a la reposición de los
equipos.
135
Tabla 5Resultados de la aplicación del Algoritmo de Evaluación Técnico Económico a los
trabajos de reparación, sin beneficio económico durante el periodo de estudio (julio 2018
a diciembre 2019)
Nota. La tabla presenta el análisis de costos de reposición y reparación de 137 transformadores
de diferentes potencias, destacando un beneficio total de 81.974 USD al optar por la reposición
en lugar de la reparación.
En la Tabla 5 se muestran los resultados de la aplicación del algoritmo de evaluación técnica
a los 137 transformadores reparados sin beneficio.
Tabla 5Resultados de la aplicación del Algoritmo de Evaluación Técnico Económico a los
trabajos de reparación, sin beneficio económico durante el periodo de estudio (julio 2018
a diciembre 2019)
Nota. La tabla presenta el análisis de costos de reposición y reparación de 137 transformadores
de diferentes potencias, destacando un beneficio total de 81.974 USD al optar por la reposición
en lugar de la reparación.
En la Tabla 5 se muestran los resultados de la aplicación del algoritmo de evaluación técnica
a los 137 transformadores reparados sin beneficio.
136
Análisis y discusión
La potencia de un transformador de distribución; no excede 750 KVA, por lo que su costo de
inversión oscila entre 500 y 10.000 USD; in embargo, ellos se encuentran operando en toda la
extensión de la red de distribución, llegando a una cantidad que sobrepasa los 22 mil equipos,
como es el caso de la distribuidora CRE RL en el año 2019.., así mismo, extendiendo este
análisis a la reparación realizada a los 156 transformadores en el periodo de estudio, se en-
contró que 19 equipos fueron reparados con beneficio, de acuerdo al Algoritmo de Evaluación
Técnico Económico y los restantes 137 equipos fueron reparados sin beneficio económico, ya
que se constató que resultaba más conveniente la reposición de los mismos.
Según la metodología del Costo Total del Propietario, el costo de las reparaciones de
transformadores de distribución es una señal de la gravedad del daño o de la avería del
transformador a reparar, por lo que normalmente reparaciones mayores, como la reparación
de la parte activa del equipo, rebobinado de una, dos o tres bobinas, según sea el caso,
constituyen reparaciones de alto costo (Piñeros, 2018). El resultado de aplicar el Algoritmo
de Evaluación Técnico Económico a los 137 transformadores mostrados en la Tabla 5, arroja
un monto de USD 81.974, que hubiera sido un beneficio real para la empresa distribuidora, si
al momento de evaluar los daños y averías de cada transformador, se hubieran realizado los
cálculos y estimaciones del costo total de propietario, facilitando de las decisiones adecuadas
en cada una de las ordenes de reparación de los 137 transformadores, que fueron reparados
sin beneficio. Es decir, la decisión eficiente según el algoritmo era proceder con la alternativa
de reponerlos por unidades nuevas.
El resultado del análisis anterior es un indicio económico de la necesidad de optimizar la toma
de decisión en cuanto a reparar o reponer un transformador de distribución en falla, la empresa
distribuidora se encuentra ante dos alternativas, es decir: “reparar la unidad” y utilizarla dentro
del stock de equipos en buen estado operativo, o en caso contrario, remplazarla” por una
nueva.
Estado del arte
Se han identificado cuatro documentos que, si bien mencionan parcialmente la pertinencia de
la aplicabilidad del análisis económico, no muestran un procedimiento completo y específico
para su tratamiento y utilización directa.
Se menciona el documento de la norma NT-CRE-06, en la que se utiliza el TCO del propietario
para la evaluación de ofertas en la empresa distribuidora CRE RL, mostrando todo el
procedimiento de evaluación de costos de pérdidas capitalizadas en el lapso de su vida útil,
además de los costos de inversión de los equipos que están siendo evaluados como parte
de lotes de provisión de unidades nuevas para el stock de la distribuidora. Esta norma es
aplicada únicamente para la evaluación de compra de transformadores nuevos.
Análisis y discusión
La potencia de un transformador de distribución; no excede 750 KVA, por lo que su costo de
inversión oscila entre 500 y 10.000 USD; in embargo, ellos se encuentran operando en toda la
extensión de la red de distribución, llegando a una cantidad que sobrepasa los 22 mil equipos,
como es el caso de la distribuidora CRE RL en el año 2019.., así mismo, extendiendo este
análisis a la reparación realizada a los 156 transformadores en el periodo de estudio, se en-
contró que 19 equipos fueron reparados con beneficio, de acuerdo al Algoritmo de Evaluación
Técnico Económico y los restantes 137 equipos fueron reparados sin beneficio económico, ya
que se constató que resultaba más conveniente la reposición de los mismos.
Según la metodología del Costo Total del Propietario, el costo de las reparaciones de
transformadores de distribución es una señal de la gravedad del daño o de la avería del
transformador a reparar, por lo que normalmente reparaciones mayores, como la reparación
de la parte activa del equipo, rebobinado de una, dos o tres bobinas, según sea el caso,
constituyen reparaciones de alto costo (Piñeros, 2018). El resultado de aplicar el Algoritmo
de Evaluación Técnico Económico a los 137 transformadores mostrados en la Tabla 5, arroja
un monto de USD 81.974, que hubiera sido un beneficio real para la empresa distribuidora, si
al momento de evaluar los daños y averías de cada transformador, se hubieran realizado los
cálculos y estimaciones del costo total de propietario, facilitando de las decisiones adecuadas
en cada una de las ordenes de reparación de los 137 transformadores, que fueron reparados
sin beneficio. Es decir, la decisión eficiente según el algoritmo era proceder con la alternativa
de reponerlos por unidades nuevas.
El resultado del análisis anterior es un indicio económico de la necesidad de optimizar la toma
de decisión en cuanto a reparar o reponer un transformador de distribución en falla, la empresa
distribuidora se encuentra ante dos alternativas, es decir: “reparar la unidad” y utilizarla dentro
del stock de equipos en buen estado operativo, o en caso contrario, remplazarla” por una
nueva.
Estado del arte
Se han identificado cuatro documentos que, si bien mencionan parcialmente la pertinencia de
la aplicabilidad del análisis económico, no muestran un procedimiento completo y específico
para su tratamiento y utilización directa.
Se menciona el documento de la norma NT-CRE-06, en la que se utiliza el TCO del propietario
para la evaluación de ofertas en la empresa distribuidora CRE RL, mostrando todo el
procedimiento de evaluación de costos de pérdidas capitalizadas en el lapso de su vida útil,
además de los costos de inversión de los equipos que están siendo evaluados como parte
de lotes de provisión de unidades nuevas para el stock de la distribuidora. Esta norma es
aplicada únicamente para la evaluación de compra de transformadores nuevos.
137
Según indica Piñero (2018), “el costo real de un transformador para su dueño es la suma del
precio inicial de compra más el costo de ponerlo en funcionamiento durante su vida útil 20 –
30 años cuando se pregunta, cuánto cuesta realmente un transformador”, estableciendo los
parámetros del Costo Total del Propietario durante el ciclo de vida del transformador. Lo cual
respalda la teoría planteada en la presente investigación.
Así mismo, sobre la reparación de transformadores de potencia en el punto 3.2.2 del Libro
“Eficiencia Energética de transformadores eléctricos” Villanueva, L. (2019), los autores
mencionan que el procedimiento para obtener el costo anual nivelado consiste en distribuir
anualmente el costo de capital, los costos de operación y mantenimiento, el costo promedio
de falla y en el último año, el valor de salvamento. Estos conceptos se alinean al método de
cálculo del Costo Total del Propietario, el cual se expone en la presente investigación sobre la
reparación de transformadores de distribución.
En la norma ABNT NBR 5440:2011, el Anexo H proporciona lineamientos para aplicar el
método de capitalización, útil para comparar transformadores con distintos niveles de
eficiencia (Associação Brasileira de Normas Técnicas [ABNT], 2011). Este método es útil
para las empresas de distribución, ya que facilita la toma de decisiones más informadas al
elegir entre transformadores de distribución con diferentes niveles de eficiencia, y permite
una mejor estimación del COSTO TOTAL DE PROPIEDAD (TCO). Sin embargo, no aclara la
posibilidad de aplicar este método para la evaluación de transformadores reparados respecto
a transformadores nuevos en caso de fallas de transformadores de distribución.
En base a lo anterior, se puede concluir con un alto grado de certeza que el Algoritmo de
Evaluación Técnica Económico para la toma de decisiones sobre el uso de transformadores
reparados o reemplazarlos por nuevos, está correctamente fundamentado.
En el Estudio Tarifario aprobado por la AETN para CRE R.L. (Autoridad de Electricidad y
Tecnología Nuclear [AETN], 2023), se incluyen decisiones de optimización de activos en el
programa de inversiones, lo que implica la aprobación de recursos para la compra de equipos
nuevos. En cambio, los equipos reparados se registran como costos operativos y se cargan
al presupuesto de gastos operativos.
Desde el punto de vista de la regulación de las empresas eléctricas de distribución en Bolivia,
se puede concluir que no existe condicionamiento legal que imponga o prohíba la decisión
de reparar o reemplazar transformadores. Sin embargo, se recomienda a las distribuidoras
monitorear regularmente los montos destinados a compras y reparaciones durante el periodo
tarifario, generando así información clave que alimente el Algoritmo de Evaluación Técnico
Económico para su aplicación y obtención del mejor resultado entre reparar o remplazar
transformadores.
Según indica Piñero (2018), “el costo real de un transformador para su dueño es la suma del
precio inicial de compra más el costo de ponerlo en funcionamiento durante su vida útil 20 –
30 años cuando se pregunta, cuánto cuesta realmente un transformador”, estableciendo los
parámetros del Costo Total del Propietario durante el ciclo de vida del transformador. Lo cual
respalda la teoría planteada en la presente investigación.
Así mismo, sobre la reparación de transformadores de potencia en el punto 3.2.2 del Libro
“Eficiencia Energética de transformadores eléctricos” Villanueva, L. (2019), los autores
mencionan que el procedimiento para obtener el costo anual nivelado consiste en distribuir
anualmente el costo de capital, los costos de operación y mantenimiento, el costo promedio
de falla y en el último año, el valor de salvamento. Estos conceptos se alinean al método de
cálculo del Costo Total del Propietario, el cual se expone en la presente investigación sobre la
reparación de transformadores de distribución.
En la norma ABNT NBR 5440:2011, el Anexo H proporciona lineamientos para aplicar el
método de capitalización, útil para comparar transformadores con distintos niveles de
eficiencia (Associação Brasileira de Normas Técnicas [ABNT], 2011). Este método es útil
para las empresas de distribución, ya que facilita la toma de decisiones más informadas al
elegir entre transformadores de distribución con diferentes niveles de eficiencia, y permite
una mejor estimación del COSTO TOTAL DE PROPIEDAD (TCO). Sin embargo, no aclara la
posibilidad de aplicar este método para la evaluación de transformadores reparados respecto
a transformadores nuevos en caso de fallas de transformadores de distribución.
En base a lo anterior, se puede concluir con un alto grado de certeza que el Algoritmo de
Evaluación Técnica Económico para la toma de decisiones sobre el uso de transformadores
reparados o reemplazarlos por nuevos, está correctamente fundamentado.
En el Estudio Tarifario aprobado por la AETN para CRE R.L. (Autoridad de Electricidad y
Tecnología Nuclear [AETN], 2023), se incluyen decisiones de optimización de activos en el
programa de inversiones, lo que implica la aprobación de recursos para la compra de equipos
nuevos. En cambio, los equipos reparados se registran como costos operativos y se cargan
al presupuesto de gastos operativos.
Desde el punto de vista de la regulación de las empresas eléctricas de distribución en Bolivia,
se puede concluir que no existe condicionamiento legal que imponga o prohíba la decisión
de reparar o reemplazar transformadores. Sin embargo, se recomienda a las distribuidoras
monitorear regularmente los montos destinados a compras y reparaciones durante el periodo
tarifario, generando así información clave que alimente el Algoritmo de Evaluación Técnico
Económico para su aplicación y obtención del mejor resultado entre reparar o remplazar
transformadores.
138
La Cooperativa Rural de Electrificación R.L. publica anualmente su Memoria Anual, donde de-
talla las inversiones en adquisición y reemplazo de transformadores (COOPERATIVA RURAL
DE ELECTRIFICACIÓN R.L., 2025).
Conclusión
Respecto a la aplicación práctica del Algoritmo de Evaluación Técnico Económico, se presentan
los resultados de aplicar el algoritmo a un caso concreto de remplazar un transformador de 112,5
KVA 24.9/0.38/220 KV en falla, utilizando un transformador previamente reparado o utilizar un
transformador nuevo. Basados en la información de la Tabla 3, los parámetros que definen los
costos del TCO del propietario de ambas alternativas, dan como resultado que los costos de
inversión y perdidas en valor presente de la unidad reparada llegan a 4.447.- USD. En tanto que
para una unidad nueva el costo total del propietario es de 3.838.- USD, por lo que aplicando el
Algoritmo de Evaluación Técnico Económico resulta una diferencia de 608.83 USD, favorable a
la alternativa de remplazar el equipo fallado con un transformador nuevo.
El análisis general de la totalidad de reparaciones realizadas en el periodo de análisis, de las
156 reparaciones realizadas, 19 equipos reparados resultaron con una evaluación positiva
respecto a la reposición. En tanto las restantes 137 reparaciones efectuadas resultaron con
evaluación negativa, es decir se optó por repararlas, pese a que reponerlas hubiera sido una
mejor decisión, cuantificándose esta ineficiencia operativa en USD 81.974, monto que hubie-
ra sido un beneficio real para la empresa distribuidora, si se hubiera utilizado el Algoritmo de
Evaluación Técnico Económico.
De forma general, se debe considerar que el método utilizado condiciona la selección de
un equipo con menores pérdidas, lo que constituye una ventaja desde el punto de vista
medioambiental, considerando la gran cantidad de estos equipos instalados en las redes
eléctricas. Por otra parte, el rendimiento del transformador se optimiza y por lo tanto existirá
una reducción del consumo de energía del equipo durante la vida útil. Este último aspecto
puede contribuir a la reducción de la huella de carbono, pues la generación de energía eléctrica
en Bolivia en alto grado es a base de gas natural.
El uso del Algoritmo de Evaluación Técnico Económico constituye una herramienta útil en la
evaluación previa del costo total del propietario para reparar o reponer el transformador en
falla, y tomar una decisión favorable desde el punto de vista económico. Para lo anterior, se
debe sistematizar la información estadística de los casos de reparación realizados en el taller
de la empresa distribuidora, y también tener actualizados los datos de precios y valores de
los niveles de pérdidas garantizados por los fabricantes, en los procesos de compra de lotes
de transformadores de distribución.
Desde el punto de vista de la regulación de las empresas eléctricas de distribución en Bolivia,
se puede concluir que no existe un condicionamiento legal que imponga o prohíba la decisión
La Cooperativa Rural de Electrificación R.L. publica anualmente su Memoria Anual, donde de-
talla las inversiones en adquisición y reemplazo de transformadores (COOPERATIVA RURAL
DE ELECTRIFICACIÓN R.L., 2025).
Conclusión
Respecto a la aplicación práctica del Algoritmo de Evaluación Técnico Económico, se presentan
los resultados de aplicar el algoritmo a un caso concreto de remplazar un transformador de 112,5
KVA 24.9/0.38/220 KV en falla, utilizando un transformador previamente reparado o utilizar un
transformador nuevo. Basados en la información de la Tabla 3, los parámetros que definen los
costos del TCO del propietario de ambas alternativas, dan como resultado que los costos de
inversión y perdidas en valor presente de la unidad reparada llegan a 4.447.- USD. En tanto que
para una unidad nueva el costo total del propietario es de 3.838.- USD, por lo que aplicando el
Algoritmo de Evaluación Técnico Económico resulta una diferencia de 608.83 USD, favorable a
la alternativa de remplazar el equipo fallado con un transformador nuevo.
El análisis general de la totalidad de reparaciones realizadas en el periodo de análisis, de las
156 reparaciones realizadas, 19 equipos reparados resultaron con una evaluación positiva
respecto a la reposición. En tanto las restantes 137 reparaciones efectuadas resultaron con
evaluación negativa, es decir se optó por repararlas, pese a que reponerlas hubiera sido una
mejor decisión, cuantificándose esta ineficiencia operativa en USD 81.974, monto que hubie-
ra sido un beneficio real para la empresa distribuidora, si se hubiera utilizado el Algoritmo de
Evaluación Técnico Económico.
De forma general, se debe considerar que el método utilizado condiciona la selección de
un equipo con menores pérdidas, lo que constituye una ventaja desde el punto de vista
medioambiental, considerando la gran cantidad de estos equipos instalados en las redes
eléctricas. Por otra parte, el rendimiento del transformador se optimiza y por lo tanto existirá
una reducción del consumo de energía del equipo durante la vida útil. Este último aspecto
puede contribuir a la reducción de la huella de carbono, pues la generación de energía eléctrica
en Bolivia en alto grado es a base de gas natural.
El uso del Algoritmo de Evaluación Técnico Económico constituye una herramienta útil en la
evaluación previa del costo total del propietario para reparar o reponer el transformador en
falla, y tomar una decisión favorable desde el punto de vista económico. Para lo anterior, se
debe sistematizar la información estadística de los casos de reparación realizados en el taller
de la empresa distribuidora, y también tener actualizados los datos de precios y valores de
los niveles de pérdidas garantizados por los fabricantes, en los procesos de compra de lotes
de transformadores de distribución.
Desde el punto de vista de la regulación de las empresas eléctricas de distribución en Bolivia,
se puede concluir que no existe un condicionamiento legal que imponga o prohíba la decisión
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de reparar o reemplazar transformadores. Sin embargo, se recomienda a las distribuidoras
monitorear regularmente los montos destinados a compras y reparaciones durante el periodo
tarifario, generando así información clave que alimente el Algoritmo de Evaluación Técnico
Económico para su aplicación y obtención del mejor resultado entre reparar o remplazar
transformadores.
Referencias
Asociación Brasileña de Normas Técnicas. (2025). Capitalización de pérdidas (NBR5440:2011).
https://www.normas.com.br/visualizar/abnt-nbr-nm/6537/abnt-nbr5440-transformado-
res-para-redes-aereas-de-distribuicao-requisitos
Autoridad de Fiscalización de Electricidad y Tecnología Nuclear. (2023). Resolución AETN N°
654/2023: Aprobación del estudio tarifario de la Cooperativa Rural de Electrificación R.L.
para el periodo 2023–2027. https://www.aetn.gob.bo/docfly/app/webroot/uploads/AETN-
AETN-R-0654-27-23-A-2023-11-11-a.pdf
Cooperativa Rural de Electrificación R.L. (2025). Memoria Anual 2025. https://www.cre.com.
bo/wp-content/uploads/2025/05/MEMORIA-ANUAL-LUJO-2025_compressed.pdf
CRE. (2024). Norma Técnica NT CRE 06: Especificaciones técnicas para transformadores aé-
reos. https://www.cre.com.bo/wp-content/uploads/2024/03/01-TRANSFORMADOR-AE-
REO-2024.pdf
Piñeros, J. (2018). Diseño y modelización de parámetros físicos para conseguir transformado-
res más verdes. https://new.abb.com/docs/librariesprovider78/chile-documentos/dise%-
C3%B1o-y-modelizaci%C3%B3n-de-par%C3%A1metros-f%C3%ADsicos-para-conse-
guir-transformadores-m%C3%A1s-verdes.pdf?sfvrsn=87ebe014_2
Trabajo de tesis de Maestría. (2021, junio). Aplicación de un algoritmo de evaluación técnica
económica en la toma de decisiones con respecto a la reparación de transformadores
de distribución de CRE R.L. Facultad Politécnica, UAGRM. [Tesis de maestría inédita,
Universidad Autónoma Gabriel René Moreno]. Disponible en formato físico en la Unidad
de Posgrado de la Facultad Politécnica, UAGRM.
Villanueva, L. (2019). Eficiencia energética de transformadores eléctricos. https://www.acade-
mia.edu/29819302/Eficiencia_energetica_de_los_transformadores
de reparar o reemplazar transformadores. Sin embargo, se recomienda a las distribuidoras
monitorear regularmente los montos destinados a compras y reparaciones durante el periodo
tarifario, generando así información clave que alimente el Algoritmo de Evaluación Técnico
Económico para su aplicación y obtención del mejor resultado entre reparar o remplazar
transformadores.
Referencias
Asociación Brasileña de Normas Técnicas. (2025). Capitalización de pérdidas (NBR5440:2011).
https://www.normas.com.br/visualizar/abnt-nbr-nm/6537/abnt-nbr5440-transformado-
res-para-redes-aereas-de-distribuicao-requisitos
Autoridad de Fiscalización de Electricidad y Tecnología Nuclear. (2023). Resolución AETN N°
654/2023: Aprobación del estudio tarifario de la Cooperativa Rural de Electrificación R.L.
para el periodo 2023–2027. https://www.aetn.gob.bo/docfly/app/webroot/uploads/AETN-
AETN-R-0654-27-23-A-2023-11-11-a.pdf
Cooperativa Rural de Electrificación R.L. (2025). Memoria Anual 2025. https://www.cre.com.
bo/wp-content/uploads/2025/05/MEMORIA-ANUAL-LUJO-2025_compressed.pdf
CRE. (2024). Norma Técnica NT CRE 06: Especificaciones técnicas para transformadores aé-
reos. https://www.cre.com.bo/wp-content/uploads/2024/03/01-TRANSFORMADOR-AE-
REO-2024.pdf
Piñeros, J. (2018). Diseño y modelización de parámetros físicos para conseguir transformado-
res más verdes. https://new.abb.com/docs/librariesprovider78/chile-documentos/dise%-
C3%B1o-y-modelizaci%C3%B3n-de-par%C3%A1metros-f%C3%ADsicos-para-conse-
guir-transformadores-m%C3%A1s-verdes.pdf?sfvrsn=87ebe014_2
Trabajo de tesis de Maestría. (2021, junio). Aplicación de un algoritmo de evaluación técnica
económica en la toma de decisiones con respecto a la reparación de transformadores
de distribución de CRE R.L. Facultad Politécnica, UAGRM. [Tesis de maestría inédita,
Universidad Autónoma Gabriel René Moreno]. Disponible en formato físico en la Unidad
de Posgrado de la Facultad Politécnica, UAGRM.
Villanueva, L. (2019). Eficiencia energética de transformadores eléctricos. https://www.acade-
mia.edu/29819302/Eficiencia_energetica_de_los_transformadores
140
Agradecimiento
A la Universidad Autónoma Gabriel René Moreno por darme la oportunidad de desarrollar
el presente trabajo de investigación y a mi familia por el apoyo traducido en la paciencia y
tolerancia durante la elaboración del presente trabajo. Una mención especial al Ing. Carlos
Elio Céspedes por su valiosa colaboración en la elaboración del presente artículo.
Sobre el autor
Oscar Ortiz Antúnez
Licenciado en ingeniería eléctrica (UMSA 1985), MBA (UPSA 2010), maestría Distribución
de energía eléctrica (UAGRM 2019), diplomado en Inteligencia Artificial (UNSXX 2024),
experiencia laboral: Docente Investigador (UAGRM), docente de Circuitos Eléctricos y
Métodos Numéricos (UAGRM), Trabajo en sector de distribución de energía eléctrica:
operaciones, ingeniería y gestión de proyectos de redes eléctricas (CRE). Trabajó en el
sector de servicios petroleros: ventas de motores generadores a gas natural, ejecución de
proyectos de generación (OISSCO SA). Trabajo en el sector de hidrocarburos: Mantenimiento
de equipos de perforación y de plantas de gas (YPFB).
Financiamiento de la investigación
Con recursos propios.
Declaración de intereses
Declara no tener ningún conflicto de intereses, que puedan haber influido en los resultados
obtenidos o las interpretaciones propuestas.
Declaración de consentimiento informado
El estudio se realizó respetando el Código de ética y buenas prácticas editoriales de publicación.
Agradecimiento
A la Universidad Autónoma Gabriel René Moreno por darme la oportunidad de desarrollar
el presente trabajo de investigación y a mi familia por el apoyo traducido en la paciencia y
tolerancia durante la elaboración del presente trabajo. Una mención especial al Ing. Carlos
Elio Céspedes por su valiosa colaboración en la elaboración del presente artículo.
Sobre el autor
Oscar Ortiz Antúnez
Licenciado en ingeniería eléctrica (UMSA 1985), MBA (UPSA 2010), maestría Distribución
de energía eléctrica (UAGRM 2019), diplomado en Inteligencia Artificial (UNSXX 2024),
experiencia laboral: Docente Investigador (UAGRM), docente de Circuitos Eléctricos y
Métodos Numéricos (UAGRM), Trabajo en sector de distribución de energía eléctrica:
operaciones, ingeniería y gestión de proyectos de redes eléctricas (CRE). Trabajó en el
sector de servicios petroleros: ventas de motores generadores a gas natural, ejecución de
proyectos de generación (OISSCO SA). Trabajo en el sector de hidrocarburos: Mantenimiento
de equipos de perforación y de plantas de gas (YPFB).
Financiamiento de la investigación
Con recursos propios.
Declaración de intereses
Declara no tener ningún conflicto de intereses, que puedan haber influido en los resultados
obtenidos o las interpretaciones propuestas.
Declaración de consentimiento informado
El estudio se realizó respetando el Código de ética y buenas prácticas editoriales de publicación.
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Derecho de uso
Copyright (c) (2025) Oscar Ortiz Antúnez
Este texto está protegido por la Licencia Creative Commons Atribución 4.0 Internacional
Este texto está protegido por una licencia
Creative Commons 4.0.
Es libre para compartir, copiar y redistribuir el material en cualquier medio o formato y adaptar
el documento, remezclar, transformar y crear a partir del material para cualquier propósito,
incluso comercialmente, siempre que cumpla la condición de atribución: debe reconocer él
crédito de una obra de manera adecuada, proporcionar un enlace a la licencia, e indicar si se
han realizado cambios. Puede hacerlo en cualquier forma razonable, pero no de forma tal que
sugiera que tiene el apoyo del licenciante o lo recibe por el uso que hace.
Derecho de uso
Copyright (c) (2025) Oscar Ortiz Antúnez
Este texto está protegido por la Licencia Creative Commons Atribución 4.0 Internacional
Este texto está protegido por una licencia
Creative Commons 4.0.
Es libre para compartir, copiar y redistribuir el material en cualquier medio o formato y adaptar
el documento, remezclar, transformar y crear a partir del material para cualquier propósito,
incluso comercialmente, siempre que cumpla la condición de atribución: debe reconocer él
crédito de una obra de manera adecuada, proporcionar un enlace a la licencia, e indicar si se
han realizado cambios. Puede hacerlo en cualquier forma razonable, pero no de forma tal que
sugiera que tiene el apoyo del licenciante o lo recibe por el uso que hace.