Las redes de distribución de Asia Central y África: tres problemas recurrentes y qué los resuelve

En el negocio del equipo de distribución en Asia Central y África, lo que vemos no es «los transformadores se venden bien». Vemos el mismo grupo de problemas repitiéndose en cada mercado: no hay electricidad suficiente para todos, hay equipos instalados hace veinte o treinta años, y las pérdidas y averías van sacando dinero de las cuentas año tras año. Este artículo expone los problemas y después explica qué revisar y cómo se ejecuta realmente un proyecto.

Problema uno: la demanda crece más rápido que la red

El informe del Banco Euroasiático de Desarrollo (EDB), Power Sector of Central Asia: Modernization and Energy Transition, publicado el 19 de marzo de 2026, señala que en una región de más de 80 millones de habitantes la demanda eléctrica crece entre un 3 % y un 6 % anual y que el consumo pasará de unos 270.000 millones de kWh hoy a unos 370.000 millones de kWh en 2030, alrededor de cuatro décimas más (formulación del propio informe; entre esos dos puntos equivale a +37 %). Uzbekistán es el caso más claro: según la agencia estatal uzbeka UzDaily, el consumo nacional pasó de 93.500 millones de kWh en 2014 a 119.900 millones de kWh en 2024 (unos 2,5 % anual en esa década) y se espera que alcance 151.200 millones de kWh en 2030, alrededor de un 26 % por encima de 2024, o cerca de un 3 % anual medido desde 2014.

El problema de África no es «crecer rápido», sino «todavía no estar conectado». En la edición de 2026 de Tracking SDG 7: The Energy Progress Report (AIE, IRENA, la División de Estadística de la ONU, el Banco Mundial y la OMS, publicado el 24 de junio de 2026), Nigeria sigue siendo el país con mayor población sin electricidad del mundo; los datos del Banco Mundial sitúan el acceso en 2024 en el 62,5 % en Nigeria, el 77 % en Kenia y el 55,3 % en Uganda.

La demanda es un dato duro; la ampliación de la red es lenta. En los años intermedios, el lado de la distribución tiene que aguantar con equipos capaces de soportar la carga.

Problema dos: equipos envejecidos, y el envejecimiento cuesta dinero

Según medios nigerianos, el gobierno federal declaró públicamente en 2024 que en algunas zonas siguen en servicio transformadores instalados en la década de 1960; y en agosto de 2025 la publicación del sector Transformer Technology citó al ministro de Energía de Nigeria, Adebayo Adelabu, diciendo que la mayoría de las instalaciones de transmisión tienen más de 50 años y fallan con frecuencia en cuanto sube la carga.

El dinero que no se ve es peor. En su 2026 First Quarter Report, publicado en julio de 2026, la Comisión Reguladora de Electricidad de Nigeria (NERC) indica que la pérdida media ponderada ATC&C de las distribuidoras (pérdidas de facturación y de cobro combinadas según la fórmula de la NERC) fue del 37,44 %. Desglose: pérdidas técnicas y comerciales 20,76 %, pérdidas de cobro 21,05 %. Estas dos componentes no son sumables, porque la NERC define ATC&C como [1 − (eficiencia de facturación × eficiencia de cobro)] × 100. El objetivo medio permitido para 2026 era del 16,92 %, superado por el valor real en 20,52 puntos porcentuales, y las once distribuidoras incumplieron sus objetivos; el trimestre anterior (2025 T4) fue del 34,90 %, es decir, un deterioro de 2,54 puntos en un solo trimestre. Más de un tercio de la electricidad generada nunca llega al cliente, o se factura y no se cobra; el envejecimiento de los equipos explica buena parte de ello.

Quién paga la reparación de un transformador se ha convertido en un asunto regulatorio en Nigeria: según un reportaje de Punch de octubre de 2024, la NERC indicó que las distribuidoras podrían tener que asumir el coste de la reparación y sustitución de transformadores. Cuando la factura de mantenimiento de un sector llega a ese nivel de debate, ya es un coste generalizado. En septiembre de 2026 cayó una torre de transmisión de 330 kV en el noroeste, TCN declaró fuerza mayor y el estado de Kebbi estuvo sin luz alrededor de una semana (Daily Post, Africa Eye News). El envejecimiento es sistémico.

El dinero se está moviendo, pero la brecha sigue siendo amplia. El comunicado del Banco Mundial del 15 de mayo de 2025, Uzbekistan to Invest in Modernizing Electricity Distribution Networks with World Bank Support, anunció un crédito concesional de 100 millones de dólares centrado en integrar generación renovable en la red de distribución y mejorar la fiabilidad del suministro. Según UzDaily del 6 de mayo de 2026, Uzbekistán firmó además un préstamo de 200 millones de dólares basado en resultados con el Banco Asiático de Desarrollo durante su asamblea anual, para la misma tarea. Ambos proyectos llevan a la misma conclusión: esta parte de la red debe sustituirse, y sustituirse en volumen.

La solución: cuatro puntos que revisar al comprar

El primero es si la unidad soporta la carga. La norma IEC 60076-7:2018, Power transformers – Part 7: Loading guide for mineral-oil-immersed power transformers (edición 2 vigente, la más reciente del sector), es explícita sobre la sobrecarga de corta duración: operar por encima de la potencia nominal es admisible siempre que la temperatura del punto caliente del devanado y el modelo de vida de la aislamiento se mantengan dentro de sus límites. Para nuestras dos clases principales, 10(6)/0,4 kV y 11/0,4 kV, diseñamos para un 20 % por encima de la capacidad nominal y funcionamiento continuo más de dos horas. Ese margen corresponde a condiciones reales: un pueblo encendiendo todas las luces a la vez por la tarde, bombas de riego arrancando juntas, varias máquinas energizándose al mismo tiempo en una mina. Si se deja el margen, hay menos disparos; si se dimensiona al límite, el dinero ahorrado vuelve como reparación y sustitución en el tercer año.

El segundo es si se ha dejado suficiente margen de calentamiento. Dentro del modelo de envejecimiento térmico de la guía hay una conversión usada desde hace décadas: por cada 6 °C de aumento de la temperatura del punto caliente del devanado, la velocidad de envejecimiento de la aislamiento se duplica. Por eso dos transformadores que ambos «funcionan» pueden ser muy distintos: uno sigue estable a los diez años y el otro empieza a fallar a los seis o siete. Antes de comprar, pida los límites de calentamiento y los datos de ensayo, no si el devanado es «todo cobre». También puede pedir al fabricante el cálculo de temperatura del punto caliente según esa guía, en lugar de una garantía verbal de que «soporta sobrecarga».

El tercero es el diseño para el emplazamiento real. El mismo plano 11/0,4 kV, 630 kVA no se puede enviar a cualquier sitio: en altura hay que corregir el aislamiento exterior y el calentamiento; donde el invierno llega a menos treinta o cuarenta grados importan el choque térmico y el comportamiento del aceite; la niebla salina en la costa y el polvo en una mina exigen mayor protección anticorrosiva y mayores grados de protección. Sin esto, la unidad se energizará igualmente, pero su vida útil será muy distinta.

El cuarto es la estanqueidad al aceite. A lo largo de todo el ciclo de vida, las fugas rara vez empiezan con un tanque agrietado: lo habitual es que envejezca antes la goma de sellado. Hemos subido un grado la resistencia y la resistencia al envejecimiento de nuestras juntas de goma. Es un detalle poco visible y nadie se lo agradecerá el día de la instalación, pero los rellenos de aceite y las inspecciones que se evitan en veinte años son reales.

La ejecución: se puede empezar con una unidad

La gama son transformadores de distribución sumergidos en aceite en 10(6)/0,4 kV según GOST para Asia Central y 11/0,4 kV según IEC para África, de 20 a 2500 kVA, con aparamenta hasta 35 kV. La altitud, la temperatura ambiente, las condiciones de corrosión y el perfil de carga se confirman proyecto por proyecto; no vendemos el mismo plano a todo el mundo.

En plazos, los pedidos de serie estándar salen 15 días después de la confirmación de planos. El pedido mínimo es una unidad, así que puede tomar un solo transformador, instalarlo y juzgar el resultado antes de hablar del resto. La garantía es de un año desde el envío. De los lotes entregados recientemente, las unidades de 2026 en Uzbekistán, 2024 en Nigeria y 2024 en Kenia están todas en funcionamiento normal. Los transformadores se fabrican en nuestra propia base de producción, y la venta y el servicio posventa en el exterior se gestionan desde un único punto de contacto: el cliente tiene una sola ventanilla de principio a fin.

Hay más detalle sobre la gama en nuestra página de transformadores y aparamenta; si quiere comparar especificaciones o potencias antes de decidir, escríbanos con su nivel de tensión y perfil de carga.

Fuentes

Las cifras anteriores proceden de fuentes públicas: el informe del Banco Euroasiático de Desarrollo Power Sector of Central Asia: Modernization and Energy Transition (19 de marzo de 2026); las estadísticas de UzDaily de 2026 sobre el consumo eléctrico uzbeko; la edición de 2026 de Tracking SDG 7: The Energy Progress Report (publicado el 24 de junio de 2026) y los World Development Indicators del Banco Mundial; el comunicado del Banco Mundial sobre la modernización de las redes de distribución uzbekas (15 de mayo de 2025); el reportaje de UzDaily sobre el préstamo de 200 millones de dólares del BAsD (6 de mayo de 2026); el 2026 First Quarter Report de la NERC (publicado en julio de 2026); los medios nigerianos que recogen declaraciones del gobierno federal y del ministro de Energía; el reportaje de Punch sobre la NERC (octubre de 2024); las informaciones de Daily Post y Africa Eye News sobre la caída de la torre en septiembre de 2026; el Diesel Price Watch de la Oficina Nacional de Estadística (publicado a finales de junio de 2026); y la norma IEC 60076-7:2018.

Los niveles de tensión, los requisitos de certificación (GOST o IEC) y las condiciones de operación varían notablemente entre mercados, por lo que la configuración se confirma proyecto por proyecto.