Transformador de potencia de 110 kV: fabricación, refrigeración y regulación

Un transformador de potencia de 110 kV es un equipo para subestaciones que reduce la tensión de transmisión a niveles de subtransmisión o distribución, generalmente a 10.5 kV, 11 kV o 33 kV. Se encuentra entre una línea de transmisión de alta capacidad y la red de media tensión que finalmente abastece una fábrica industrial, la red eléctrica de una ciudad o un punto de conexión de generación renovable: es uno de los nodos centrales de conversión de tensión de cualquier sistema eléctrico moderno y transporta electricidad desde las centrales eléctricas hasta el punto de consumo.

¿Qué es un transformador de potencia de 110 kV?

Un transformador de potencia de 110 kV es una de las unidades que realizan la conversión de tensión de subtransmisión: recibe los 110 kV de una línea de transmisión y los convierte al nivel que necesita la red aguas abajo, normalmente 10.5 kV, 11 kV o 33 kV en la mayoría de los mercados, aunque la tensión secundaria se adapta a cada proyecto.

Según el Departamento de Energía de Estados Unidos, más del 90% de la energía consumida en Estados Unidos pasa por un transformador de alta tensión en algún punto entre la central generadora y el usuario final (Oficina de Electricidad del Departamento de Energía de Estados Unidos).

Los valores nominales varían mucho según la aplicación. En toda la industria, se fabrican unidades de clase 110 kV desde aproximadamente 5 MVA hasta 400 MVA para las instalaciones más grandes de la red troncal; un transformador de 270 MVA estaría cerca del extremo superior de ese rango, aunque la mayoría de los proyectos queda muy por debajo de ese límite. El rango de producción de Talite para esta clase de tensión va de 5 a 100 MVA e incluye 22 series, 100+ variedades y 600+ especificaciones; los equipos se fabrican y envían a 30+ países. Una unidad representativa de ese rango, por ejemplo, un transformador de potencia sumergido en aceite dieléctrico de 20 MVA, normalmente tendría una tensión secundaria de 11 kV o 13.8 kV y un diseño trifásico con refrigeración ONAN/ONAF. Un error frecuente de los compradores en esta etapa es tratar el «valor nominal en MVA» y el «tamaño físico» como si fueran equivalentes al solicitar cotizaciones. Como la clase de refrigeración y el nivel de aislamiento influyen por separado en las dimensiones, dos unidades de 20 MVA de distintos fabricantes pueden diferir considerablemente en el tamaño y el peso del tanque. Al comparar un transformador de potencia de 110 kV con una oferta de transformador de 110 kV/115 kV (los valores nominales de tensión de 110 kV y 115 kV corresponden, en la práctica, a la misma clase de equipo, aunque se etiqueten según las convenciones de distintas redes regionales; algunos catálogos incluso los agrupan como «110 kV/115 kV» en un mismo artículo), las especificaciones técnicas que realmente importan son la potencia nominal del transformador en MVA, el código de refrigeración y el BIL, no solo la tensión indicada en la placa de características. Este equipo transporta energía eléctrica a gran escala y constituye uno de los nodos fundamentales de carga de cualquier red eléctrica regional.

Núcleo, devanados y aislamiento: cómo se fabrica un transformador de 110 kV

«Al retirar el tanque, queda un transformador compuesto por tres elementos esenciales que funcionan en conjunto: un núcleo magnético, un conjunto de bobinas y una estructura de aislamiento capaz de soportar tanto las tensiones de operación continuas como las sobretensiones transitorias momentáneas provocadas por rayos». El núcleo magnético se construye con capas de láminas de acero al silicio de grano orientado. Las solicitudes de patente más recientes, como la publicada con el número de solicitud de patente de Estados Unidos US7692523B2, describen el uso de un devanado de regulación conectado directamente a un cambiador de tomas, sin necesidad de un autotransformador secundario, para lograr una construcción más sencilla. Las patentes presentadas en China sobre configuraciones de espigas para núcleos arrollados de 110 kV o más reflejan los esfuerzos continuos de la industria por optimizar la configuración de los núcleos. Los devanados —las bobinas que generan campos magnéticos que interactúan con el núcleo— constan de uno, dos o tres grupos o capas diferenciados, fabricados con alambre o barras de cobre o aluminio. Estas bobinas se enrollan alrededor de los núcleos magnéticos y luego se aíslan con cartón prensado y papel para garantizar una alta rigidez dieléctrica y un aislamiento estable en todo el rango de temperaturas de operación de la unidad. Inspeccionar los devanados del transformador durante una prueba de aceptación en fábrica es una de las formas más directas de verificar que un transformador de 110 kV se fabricó realmente conforme a la ficha de especificaciones y no solo se etiquetó como tal.

🔎 Guía para descifrar las especificaciones de un transformador de 110 kV

«La ficha de especificaciones de la placa de características es un resumen conciso del transformador. A continuación, presentamos un desglose más práctico, línea por línea, de la información que muchas personas pasan por alto…»

Las dimensiones físicas también son importantes para planificar el transporte y las cimentaciones. A modo de comparación, una unidad de 20 MVA de la clase típica de 115 kV mediría aproximadamente 5 m de alto, 3.8 m de profundidad y 6 m de ancho; pesaría alrededor de 35 000 kg para el transporte, de los cuales unos 8 140 kg corresponderían al aceite dieléctrico del transformador. Al aumentar esas cifras para los modelos más grandes, con valores nominales de 50-100 MVA, se aprecia el considerable trabajo logístico que debe planificarse mucho antes de que los equipos lleguen al sitio, así como su efecto en el diseño del vehículo de transporte y de las cimentaciones reforzadas.

La falla de una boquilla en una unidad de 110 kV es una de las fallas más graves que pueden presentarse en este sistema de aislamiento en servicio. Un incidente ampliamente documentado por T&D World muestra lo que puede ocurrir: falló una boquilla de papel impregnado en aceite (OIP) de 110 kV en un transformador de 80 MVA, y el incendio resultante se propagó por la unidad tan rápidamente que solo pudo contenerse porque el propio transformador y la envolvente diseñada para reducir el sonido y el ruido lograron contener las llamas e impedir que alcanzaran los demás equipos conectados (T&D World). Este ejemplo ilustra por qué, en particular al tomar decisiones sobre sistemas de aislamiento, importa el planteamiento cuantitativo sencillo de que «el riesgo es igual a la probabilidad multiplicada por la consecuencia»: las boquillas no suelen fallar durante el servicio, pero la falla de una sola puede provocar un incendio que destruya un transformador de 80 MVA, una consecuencia absolutamente extrema. Ese componente de la ecuación del riesgo seguiría presente si la falla ocurriera en un puente de conexión quizá de un tercio del tamaño, dentro de una unidad mucho más pequeña. La boquilla, el relé Buchholz y la válvula de alivio de presión están instalados para evitar que ese tipo de degradación llegue a causar esos daños. Estos dispositivos de protección del transformador, junto con la supervisión continua de su temperatura, permiten que un conjunto de núcleo y tanque bien diseñado detecte problemas de aislamiento antes de que se conviertan en fallas. Al evaluar componentes del transformador a partir de un informe de aceptación en fábrica, el comprador debe confirmar que cada uno de estos elementos de protección esté presente y funcione; no basta con revisar el cuerpo del transformador y las dimensiones de su tanque.

Lugar de los 110 kV en la jerarquía de tensiones

Los 110 kV corresponden al nivel de subtransmisión, una clase por debajo de 132/138 kV y dos por debajo de 220 kV. La diferencia entre «transformador de potencia» y «transformador de distribución» es funcional, no se define por un valor fijo de tensión. Dos preguntas surgen una y otra vez: ¿en qué se diferencia un «transformador de potencia» de un «transformador de distribución»? ¿Y cómo se determina si 110 kV —y no 66 kV, 132 kV o 220 kV— es el nivel de tensión adecuado para un proyecto?

Transformador de potencia frente a transformador de distribución

Para fines de ingeniería, no existe un límite de tensión fijo y aceptado por toda la industria que divida estas dos clases. Usar un número como único criterio en las especificaciones es uno de los errores más comunes de los clientes; los informes de análisis de problemas de la industria señalan la «elección de una clase de tensión incorrecta para la fuente de potencia» como uno de los problemas recurrentes en la práctica (GigaEnergy). En la práctica, los ingenieros distinguen ambas clases por su función: un transformador de potencia transfiere grandes bloques de potencia a tensión de transmisión o subtransmisión entre nodos de la red eléctrica, por ejemplo, de generación a transmisión, de transmisión a subtransmisión o de subtransmisión a una subestación. Un transformador de distribución toma esa potencia, ya reducida, y la entrega al consumidor final, por lo general mediante una unidad más pequeña montada en poste o de tipo pedestal. Reducir la tensión de una unidad de 110 kV a 33 kV en una subestación sigue siendo una función propia de un transformador de potencia, aunque a alguien ajeno al sector los 33 kV le parezcan un nivel propio de distribución. Los transformadores de distribución suelen reducir la tensión desde un rango primario de tan solo 7.2-34.5 kV antes de distribuir finalmente la energía a hogares y negocios en redes eléctricas urbanas y rurales; su función es completamente distinta de la de subtransmisión que cumple una unidad de 110 kV. Ninguno de estos términos debe confundirse con un pequeño transformador monofásico o con un transformador de aislamiento que proporciona separación galvánica a nivel de equipo electrónico: estos operan a una escala y con un propósito completamente distintos de los equipos conectados a la red que abarca esta guía.

Una excepción concreta: la normativa de Estados Unidos sobre eficiencia energética define explícitamente una frontera entre ambas clases. Según 10 CFR § 431.192, el Departamento de Energía de Estados Unidos define como transformador de distribución aquel con una tensión de línea de entrada de 34.5 kV o menos y una tensión de línea de salida de 600 V o menos; también establece criterios adicionales de capacidad y otras exclusiones. Una unidad de 110 kV reduce la tensión de una subestación a 33 kV, pero su tensión de entrada por sí sola la sitúa claramente fuera de la definición del Departamento de Energía. Por eso, si una especificación debe cumplir específicamente con las normas de eficiencia energética de Estados Unidos, el límite sí es un valor fijo, aunque en el uso general de ingeniería estos términos no se dividan por una cifra determinada.

110 kV frente a 132 kV y 220 kV

Las clases de tensión adyacentes existen porque la elección depende de la topología de la red, no de las preferencias sobre los equipos. Tanto 110 kV como 132/138 kV son niveles de subtransmisión habituales; su uso depende de las normas de la red regional (110 kV predomina en China, gran parte de Europa y algunas zonas de Asia; 132/138 kV es más habitual en algunas regiones de la Mancomunidad de Naciones y de América del Norte). Un transformador de 138 kV cumple la misma función que una unidad de 110 kV, pero pertenece a una clase superior. La elección entre ambos depende de las normas de la red regional, no del tamaño del proyecto. Los 220 kV corresponden a un nivel completo por encima y se utilizan para líneas de transmisión más largas y para transferir bloques de potencia de mayor capacidad. Consulte nuestra guía sobre transformadores de potencia de 220 kV para conocer los datos específicos de esa clase sobre la capitalización de pérdidas y los valores nominales; no los repetiremos aquí. Por debajo de 110 kV, se aplica la misma lógica a la inversa: las unidades de 66 kV y 72.5 kV se utilizan en líneas de subtransmisión más cortas o alimentaciones industriales más pequeñas, mientras que los 20 kV se acercan más al nivel primario de distribución. Un transformador de 132 kV es simplemente la siguiente clase por encima de una unidad de 110 kV, no una tecnología distinta.

Dónde se utilizan los transformadores de potencia de 110 kV

Los transformadores de potencia de 110 kV se utilizan sobre todo en subestaciones reductoras, conexiones de alimentación para grandes industrias y aplicaciones de elevación de tensión para energías renovables. En una subestación reductora, una línea de 110 kV llega desde la red de transmisión y el transformador reduce la tensión al nivel que la red de distribución local o un gran consumidor industrial pueden utilizar directamente.

La subestación Masterton de Nueva Zelanda es un ejemplo real y claro de esta función. Cuando sus unidades envejecidas llegaron al final de su vida útil, el operador de la red local las reemplazó por dos transformadores nuevos que «convierten el suministro de la red de Transpower de 110 kV a 33 kV» antes de que llegue a los medidores de hogares o empresas, según la cobertura del proyecto de T&D World (T&D World). El reemplazo mantuvo todo el suministro eléctrico de una localidad regional sujeto al funcionamiento confiable de ese único punto de conversión de 110/33 kV. A escala de la red nacional, se repite el mismo patrón: Fingrid, el operador de transmisión finlandés, gestiona alrededor de 8,700 millas de líneas de transmisión y 113 subestaciones con tensiones de 110 kV a 400 kV. Los 110 kV conforman el extremo inferior de una red troncal de varios niveles que abastece a todo el país.

Además de en los equipos de empresas eléctricas para subestaciones, estos transformadores también se utilizan en grandes instalaciones industriales que reciben suministro directo a tensión de transmisión en vez de adquirir energía a una tensión inferior. Entre ellas se encuentran grandes fábricas, instalaciones petroquímicas y, más recientemente, instalaciones de generación renovable, donde elevan la tensión de la energía generada mediante un transformador elevador y la inyectan a la red local al mismo nivel de alta tensión. Las unidades de Talite sumergidas en aceite dieléctrico de 110-220 kV, certificadas conforme a ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001 y fabricadas en su planta de Hai’an, Jiangsu, están diseñadas precisamente para subestaciones y alimentaciones industriales. Un riesgo que muchos compradores pasan por alto es especificar una unidad para una clase de aplicación incorrecta: un transformador para servicio de subestación y una unidad para alimentación industrial pueden tener supuestos distintos sobre los ciclos de carga y las sobrecargas, aunque su valor nominal en MVA sea idéntico. Quienes adquieran directamente de la fábrica un transformador de potencia de alta tensión sumergido en aceite dieléctrico —lo que algunos anuncios llaman compra directa al fabricante— también deben confirmar que la producción cuente con certificación ISO y que se proporcione toda la documentación de ensayos antes de firmar, ya que afirmar que se vende directamente de fábrica no constituye por sí solo una verificación.

Clases de refrigeración explicadas: ONAN, ONAF y ODAF

Las dos letras que siguen al valor nominal en MVA de un transformador (Oil Natural, Air Forced en este caso) representan designaciones de códigos de refrigeración definidas en la misma norma IEEE C57.12.00 que rige, en general, el diseño de transformadores de potencia sumergidos en líquido, y son importantes porque determinan la capacidad de carga de una unidad física durante un período determinado. ONAN (Oil Natural, Air Natural), como puede observarse, no utiliza ningún componente activo. El calor del núcleo impulsa la circulación natural del aceite dieléctrico del transformador, que se disipa en la atmósfera a través de la superficie del tanque y los radiadores. ONAF (Oil Natural, Air Forced) incorpora ventiladores delante de los radiadores para aumentar la transferencia térmica y elevar la capacidad. El paso siguiente, ODAF (Oil Directed, Air Forced), añade bombas de aceite para dirigir la circulación del aceite de refrigeración a través de los propios devanados cuando están bajo carga.

En la práctica, esto permite disponer de varias etapas de capacidad en un solo transformador físico. Por ejemplo, el valor nominal de una unidad estándar de 115 kV publicada por un proveedor es de 12 MVA con refrigeración ONAN únicamente y de 16 MVA con una etapa de refrigeración por ventiladores activada (ONAF1). Con una segunda etapa de ventiladores activada (ONAF2), alcanza 20 MVA; calculado a partir de esos mismos datos publicados, esto representa un aumento de capacidad de aproximadamente 65 % con un solo núcleo y devanados, simplemente al añadir refrigeración activa. Esta lógica da lugar a varias etapas de refrigeración: se instala un núcleo capaz de soportar la carga y luego no hay que preocuparse por que funcione a temperaturas elevadas en condiciones normales de operación.

Cuando el perfil de riesgo de incendio y ambiental del aceite es problemático —por ejemplo, en subestaciones urbanas densamente pobladas e instalaciones interiores—, el sector ha ido adoptando fluidos de éster natural más biodegradables, ofrecidos, por ejemplo, bajo marcas como FR3. Estos fluidos pueden sustituir directamente al aceite mineral, tienen un punto de inflamación más alto y se biodegradan más rápido, a la vez que mantienen la misma configuración de refrigeración ONAN/ONAF. Aunque todavía no se han convertido en la «opción predeterminada» en la escala de 110 kV, sin duda vale la pena consultar a cualquier proveedor si las alternativas de éster natural son adecuadas para las condiciones del sitio de su proyecto.

Regulación de tensión: cómo funciona el cambiador de tomas bajo carga (OLTC)

La tensión de la red es variable y fluctúa constantemente según las condiciones de carga, la hora del día y la actividad en otras partes del sistema. Un transformador de 110 kV debe amortiguar esas fluctuaciones sin interrumpir el sistema, y para eso se utiliza el cambiador de tomas bajo carga. Un OLTC funciona desplazando físicamente el contacto en el devanado de regulación, lo que modifica la relación efectiva de espiras y, por consiguiente, la tensión secundaria, sin interrumpir el flujo de corriente. La patente estadounidense US7692523B2 lo describe así: «transformador compuesto por … un devanado de regulación y … un cambiador de tomas que selecciona una posición de toma en el devanado de regulación …» para controlar la tensión de salida. El rango típico de un transformador de clase 110 kV puede ser de aproximadamente ±8×1.25% o ±2×2.5% de la tensión nominal, en un número determinado de pasos, no mediante un control continuo. La tecnología no es nueva: el cambio de tomas bajo carga se volvió común en transformadores de 110 kV y superiores hace más de dos décadas, al pasar de sistemas basados en reactores a los OLTC con resistencias, hoy más habituales.

¿Puede un transformador de 110 kV reducir directamente la tensión a 69 kV?

No, no en una unidad estándar diseñada para el rango de 110 kV/33 kV o 110 kV/11 kV: 69 kV corresponde a un nivel distinto de subtransmisión y, por lo general, requiere una unidad específica de 110/69 kV, definida para esa relación exacta, o una etapa de transformación intermedia independiente.

Estas dos clases de tensión son lo bastante cercanas como para que a veces se mencionen indistintamente en conversaciones informales, pero la relación de devanados, el rango de tomas y la coordinación del aislamiento deben diseñarse para la combinación específica; no basta con cambiar las tomas de una unidad de 110/33 kV para obtener una salida de 69 kV. Si un proyecto realmente necesita tanto una alimentación de 110 kV como una conexión de distribución de 69 kV, plantee el caso directamente al fabricante del transformador durante la etapa de especificación, en vez de suponer que las unidades estándar de catálogo se adaptarán.

En otro tema del sector que aún no está resuelto, se debate dónde ubicar el OLTC: ¿en el lado de alta o de baja tensión del devanado? La cuestión ha suscitado un animado debate entre ingenieros en ejercicio en el foro eng-tips.com; un grupo sostiene que ubicarlo en el lado de alta tensión expone el cambiador de tomas a una tensión de línea estimada del 10-15%, con un extremo «conectado directamente a tierra», lo que minimiza el esfuerzo de aislamiento en el mecanismo de conmutación. Otra postura señala: «las empresas eléctricas y los usuarios industriales tienen amplia experiencia con el desempeño del LTC en el lado de baja tensión». En la práctica, la decisión casi siempre se basa en las normas específicas del fabricante y en los estudios de corriente de falla y coordinación del aislamiento del proyecto. Descarte de plano cualquier afirmación de que una de las opciones sea definitivamente la correcta.

Normas y ensayos: qué abarcan realmente IEC 60076 e IEEE C57

Casi todos los transformadores de potencia de 110 kV para uso global pertenecen a una de dos familias principales de normas. La serie IEC 60076 es la principal norma internacional para transformadores de potencia (International Electrotechnical Commission) y se divide en varias partes: requisitos generales (IEC 60076-1), niveles de aislamiento y ensayos dieléctricos (IEC 60076-3), y requisitos específicos para ensayos de transformadores de tipo seco (IEC 60076-11). El documento equivalente de normas estadounidenses es ANSI C57.12.00 (ahora IEEE C57.12.00), actualmente en su versión de 2021, aplicable a «todos los transformadores de distribución, de potencia y de regulación sumergidos en líquido», con una breve lista de exclusiones específicas, como los transformadores de instrumentos (IEEE Standards Association).

Para interpretar estas normas, los compradores deben distinguir entre los criterios de «diseño» —cómo se diseñará el transformador— y los requisitos de «ensayo» —cómo se valida la unidad terminada antes del envío—. Por ejemplo, la secuencia de ensayos estándar para una unidad de 110 kV incluye medir la resistencia de los devanados y la relación de tensión; confirmar el grupo vectorial y el desplazamiento de fase; medir las pérdidas en vacío y con carga en distintos puntos de tensión; accionar el cambiador de tomas bajo carga en todo su rango; y realizar ensayos de soportabilidad al impulso tipo rayo y de tensión inducida, junto con la medición de descargas parciales. Las tablas del alcance de los ensayos en la norma seleccionada especifican cuáles se realizan en una unidad representativa —como la soportabilidad al cortocircuito y el aumento de temperatura total— en vez de en cada unidad fabricada. Aquí también se ve la diferencia entre los ensayos del transformador y las especificaciones subyacentes, por un lado, y las afirmaciones de marketing, por otro: una hoja de datos indica la carga que el transformador está diseñado para soportar, pero solo los informes de ensayos de rutina y de tipo demuestran que la unidad física enviada realmente cumple ese diseño. Si los compradores no revisan personalmente los informes de ensayo del transformador y los comparan con las especificaciones de la placa de características, confían en la palabra del proveedor en vez de en pruebas verificadas.

Talite, por ejemplo, cuyos transformadores sumergidos en aceite de 110-220 kV y transformadores de tipo seco cumplen con la serie IEC 60076 y GB/T 6451/GB/T 10228, y cuya planta cuenta con certificaciones ISO 9001, ISO 14001, ISO 45001 y CCC. Saber qué debe incluir una norma es una cosa; comprobar que la documentación de las pruebas de aceptación en fábrica (FAT) de un proveedor determinado demuestra que sus unidades de producción cumplen con ella es un asunto más complejo. Nuestra guía de solicitud de cotización de transformadores de 110 kV y evaluación FAT explica detalladamente el proceso e incluye una lista de verificación de preguntas para hacer antes de solicitar cotizaciones. Además, según encuestas vigentes del sector, el plazo promedio de entrega de los transformadores de potencia estándar es de aproximadamente 128 semanas, por lo que la verificación de documentos y las calificaciones de los proveedores deben comenzar incluso antes. Consulte la sección «Panorama del sector» más adelante para anticiparse.

Panorama del sector: qué está cambiando en el mercado de transformadores de 110 kV

El principal obstáculo en este momento para adquirir nuevos transformadores de 110 kV no es el crecimiento de la demanda, sino una cadena de suministro con plazos de entrega que se acercan a las 128 semanas (casi dos años y medio) para los transformadores de potencia convencionales, según la encuesta de Wood Mackenzie sobre la cadena de suministro del Q2-2025, realizada en colaboración con American Clean Power; los plazos de entrega de algunas unidades personalizadas de gran tamaño se extienden mucho más. Esto contrasta con una red eléctrica norteamericana en la que, según el Departamento de Energía de Estados Unidos, los transformadores de potencia grandes tienen una antigüedad promedio de unos 38-40 años (cifra que el propio DOE atribuye a sus estudios de la flota de 2012 y 2014, y que reiteró —aunque no volvió a medir con nuevos datos de unidades individuales— en su informe de 2024 al Congreso sobre la resiliencia de los transformadores de potencia grandes). Esta cifra no es de Wood Mackenzie, sino del DOE; se basa en datos que se remontan a 2014, no recopilados de forma independiente en la actualidad, y preocupa a los analistas del sector que se use con frecuencia en solicitudes que van más allá del alcance inicial del DOE, centrado exclusivamente en la cadena de suministro de transformadores de potencia grandes. Para determinar si un comprador inicia el proceso de adquisición cuando el proyecto ya está en marcha, es importante tener presente que está aceptando de inmediato una espera de varios años. Según la misma encuesta de Wood Mackenzie, desde 2019 la demanda de transformadores elevadores de generador ha aumentado un 274 por ciento y la demanda de transformadores de potencia convencionales ha crecido un 119 por ciento. Este aumento no se debe a un solo factor, sino a la convergencia de tres tendencias: la expansión de los centros de datos impulsada por la IA, la electrificación de las industrias y la necesidad de reemplazar equipos obsoletos y envejecidos de la red eléctrica. Cada una ejerce presión sobre la misma capacidad de fabricación limitada y sobre la disponibilidad de conocimientos especializados.

La importancia de un solo transformador quedó clara en marzo de 2025, cuando se produjo un incendio en el sitio de la subestación North Hyde, junto al aeropuerto Heathrow de Londres, y quedó fuera de servicio el transformador que suministraba energía a uno de los centros de transporte más concurridos del mundo. Según la cobertura del incidente de Bloomberg News, el suceso provocó la cancelación de 1,000 vuelos mientras los equipos de emergencia tardaron más de siete horas en controlar unos 25,000 litros de fluido de refrigeración del transformador en llamas. Reemplazar esta unidad no es, ni mucho menos, algo que pueda hacerse de un día para otro; los especialistas en tecnología de redes citados en la misma cobertura de Bloomberg estiman que conseguir un reemplazo comparable tomaría más de un año, incluso sin la actual crisis de suministro de transformadores. Estas son las consecuencias que hacen de la oportunidad de compra —y no solo del precio— el principal factor para un nuevo proyecto de 110 kV. Considerar el precio del transformador como la única variable de compra e ignorar el plazo de entrega y el rendimiento real del transformador bajo carga es precisamente el error que la actual crisis de suministro está castigando tanto en transformadores de 110 kV como de 132 kV.

El problema estructural que impide al sector construir nuevas fábricas a gran escala merece analizarse por sí mismo: explica por qué la inversión de más de dos mil millones de dólares en nuevas fábricas de Norteamérica desde principios de 2023 todavía no ha aliviado la escasez. Estos transformadores se fabrican bajo pedido y no en líneas de montaje. «No es producción en serie», explicó en el artículo de Bloomberg Eduardo Villar, especialista en producción de GE Vernova. «No estamos fabricando botellas». Cada transformador contiene numerosos componentes personalizados, y su principal material de construcción —el acero eléctrico de grano orientado, o GOES— proviene de un único proveedor nacional en Estados Unidos (Cleveland-Cliffs, con sede en Ohio y Pensilvania). De hecho, aproximadamente el ochenta por ciento de los transformadores de potencia grandes que se utilizan en Estados Unidos debe importarse. La presencia de un solo cuello de botella en la cadena de suministro global limita a todo el sector estadounidense, sin importar cuántas operaciones de ensamblaje se agreguen en el país.

«La tecnología que se usa para construir transformadores modernos tiene más de 100 años. No es ciencia espacial».

Esa madurez tiene ventajas y desventajas: significa que la ingeniería básica se conoce bien y es confiable, pero también que no hay una solución tecnológica rápida a la vuelta de la esquina. Los transformadores de estado sólido —que podrían reducir el espacio físico ocupado y añadir capacidad de comunicación con la red, de la que carecen las unidades estándar— tardarán años en estar disponibles comercialmente a esta escala. Según varias estimaciones de estudios de mercado, se prevé que el valor mundial del mercado de transformadores de potencia alcance la franja alta de los $20-billion en 2026 y siga creciendo a principios de la década de 2030. Sin embargo, esa cifra solo ofrece contexto general; no es el motivo para actuar. Ese motivo son los datos anteriores sobre los plazos de entrega y la antigüedad de los activos.

El panorama tampoco empeora en todos los aspectos: los analistas de la cadena de suministro de Wood Mackenzie prevén que la escasez de transformadores elevadores para generadores se reduzca de más de 700 unidades en 2025 a aproximadamente 140 unidades en 2030, a medida que el aumento de la capacidad de producción y la moderación del crecimiento de la generación renovable comiencen a aliviar la presión sobre esa subcategoría en particular, aunque la disponibilidad general de transformadores de potencia de clase 110 kV seguirá siendo limitada a corto plazo.

Tampoco todos consideran que el problema sea únicamente una falta de capacidad. Algunas voces del sector sostienen que la limitación se debe tanto a las prácticas de compra —con cuánta anticipación las empresas eléctricas y los desarrolladores confirman los pedidos— como a la capacidad bruta de fabricación, ya que la escasez de transformadores, equipos de maniobra y cables ocurre en paralelo en la categoría más amplia de equipos de transmisión y distribución, en vez de limitarse a un solo componente. Si está planificando un proyecto de 110 kV para 2026 o años posteriores, la recomendación práctica es la misma en cualquier caso: inicie las conversaciones sobre especificaciones y calificación de proveedores en la etapa de viabilidad, no después de congelar el diseño.

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