El cuello de botella que nadie menciona: los transformadores eléctricos frenan los valles de hidrógeno — y el PSOE lo lleva al Senado
El cuello de botella que nadie menciona: los transformadores eléctricos frenan los valles de hidrógeno — y el PSOE lo lleva al Senado
Los plazos de entrega de transformadores eléctricos de gran potencia han pasado de 9 meses a más de 2 años. Los precios han subido más del 40%. Y sin transformador no hay conexión a la red — lo que significa que los valles de hidrógeno pueden estar listos para operar y no poder arrancar por falta de un equipo. El PSOE lleva una moción al Senado el 9 de junio para intentar resolverlo.
Cuando se habla de los cuellos de botella del hidrógeno verde en España, el debate gira siempre en torno a los mismos factores: el precio de la electricidad renovable, el coste de los electrolizadores, la falta de contratos de offtake, la lentitud de los permisos ambientales. Hay un factor que casi nunca aparece en esa lista — y que en 2026 se ha convertido en uno de los más limitantes para el despliegue real de los proyectos: la escasez de transformadores eléctricos de gran potencia. Sin transformador no hay conexión a la red. Sin conexión a la red no hay electricidad para el electrolizador. Sin electricidad no hay hidrógeno. Y los transformadores que los grandes valles necesitan tienen ahora mismo una lista de espera de más de dos años.
Qué es un transformador y por qué es indispensable
Un transformador eléctrico de potencia es el equipo que adapta el voltaje de la electricidad generada en una instalación renovable o consumida en una planta industrial al voltaje de la red de transporte o distribución. Sin transformador, la electricidad producida por un parque solar o eólico no puede verterse a la red. Y la electricidad de la red no puede llegar a los electrolizadores de un valle de hidrógeno a la tensión que necesitan para operar.
Para un proyecto de hidrógeno verde de 100-500 MW — las escalas de los valles adjudicados — se necesitan transformadores de alta potencia y alta tensión: equipos que pueden pesar entre 50 y 300 toneladas, que se fabrican casi artesanalmente en instalaciones especializadas y que no pueden almacenarse en un almacén como una pieza estándar. Cada transformador de gran potencia es prácticamente un producto a medida — diseñado para las características específicas del proyecto, fabricado en pocas semanas de trabajo en taller y transportado en convoyes especiales.
Por qué hay escasez — la tormenta perfecta de la demanda
La escasez de transformadores no es un problema nuevo — viene gestándose desde 2019 — pero se ha agravado dramáticamente en los últimos dos años por la confluencia de varios factores simultáneos.
La explosión de la demanda renovable. Entre 2019 y 2025, la demanda de transformadores elevadores para generadores renovables creció un 274% a nivel global, según Wood Mackenzie. La demanda de transformadores para subestaciones creció un 116% en el mismo período. Las fábricas de transformadores — que son pocas, están concentradas geográficamente y tienen ciclos de inversión muy largos — no pudieron expandir su capacidad al mismo ritmo que la demanda. El resultado es una lista de espera que en 2019 era de 9 meses y en 2026 supera los 2 años en la mayoría de fabricantes de referencia.
Los nuevos consumidores industriales masivos. A la demanda de las renovables se suman nuevos consumidores de gran potencia que compiten por los mismos transformadores: los centros de datos — que están proliferando en toda Europa para abastecer la demanda de IA — y los proyectos de hidrógeno verde, los cargadores de vehículos eléctricos de gran potencia y la industria electrónica. Todos necesitan conectarse a la red con equipos de alta tensión que pasan por el mismo cuello de botella fabril.
La escasez de materias primas críticas. Los transformadores de potencia usan dos materiales que tienen sus propios problemas de suministro: acero eléctrico de grano orientado — un acero especializado necesario para los núcleos magnéticos, cuya producción mundial es limitada y dependiente de pocas plantas en Japón, Corea y Europa — y cobre de alta pureza para los devanados. La presión sobre ambos materiales por parte de la electrificación global ha encarecido y limitado su disponibilidad, añadiendo otra restricción a la ya limitada capacidad de fabricación de transformadores.
El impacto directo en los valles de hidrógeno españoles
Para los valles de hidrógeno adjudicados en España, el problema es concreto y urgente. Un proyecto de 300 MW como Onuba de Moeve en Huelva necesita transformadores de potencia para conectar tanto los parques renovables que lo alimentan como los propios electrolizadores a la red. Si los transformadores tienen 2 años de plazo de entrega, hay que pedirlos antes de que empiece la construcción — lo que obliga a los promotores a comprometer capital en equipos antes de tener todas las licencias y la financiación cerrada. Ese riesgo financiero adicional encarece y complica el cierre de las Decisiones Finales de Inversión.
La situación es especialmente crítica para los proyectos que necesitan conectarse a la red de transporte de alta tensión de Red Eléctrica — como los grandes valles de Andalucía, Aragón y Castilla y León. La red eléctrica española, como señala un informe de The Conversation de abril de 2026, "tiene más de 129 GW de potencia instalada, pero el desafío aparece en otro punto: la capacidad de conexión". Los transformadores son exactamente ese punto de conexión que falta.
El PSOE lleva una moción al Senado el 9 de junio
El Grupo Parlamentario Socialista defenderá el próximo martes 9 de junio en la Comisión de Industria y Turismo del Senado una moción para impulsar la industria española de transformadores eléctricos y aumentar su capacidad de producción nacional. La iniciativa será defendida por la senadora asturiana María Jesús Álvarez, portavoz socialista de Industria en el Senado.
La propuesta reconoce explícitamente que la escasez de transformadores se ha convertido en uno de los principales cuellos de botella para el desarrollo de infraestructuras eléctricas, proyectos de generación renovable y — específicamente — plantas de producción de hidrógeno verde en los valles industriales. El objetivo es que España gane autonomía estratégica en la fabricación de este equipo crítico — reduciendo la dependencia de fabricantes asiáticos y alemanes para un componente que es indispensable para la transición energética nacional.
España tiene tradición industrial en la fabricación de transformadores — empresas como Ormazabal (Bilbao), Cotradis o las divisiones españolas de ABB y Siemens tienen plantas en el país — pero la capacidad instalada nacional no es suficiente para absorber la demanda que generará el despliegue masivo de renovables e hidrógeno verde en los próximos años. La moción busca que el Gobierno articule un plan de apoyo a la ampliación de esa capacidad fabril — con inversión pública, incentivos fiscales o contratos a largo plazo garantizados que den visibilidad a los fabricantes para invertir en nuevas líneas de producción.
Las soluciones que el sector está aplicando mientras espera
Ante la imposibilidad de resolver la escasez de transformadores a corto plazo, los promotores de proyectos renovables y de hidrógeno están adoptando varias estrategias de mitigación:
Pedidos anticipados. Los promotores más sofisticados están comprando los transformadores de sus proyectos antes de tener todos los permisos y la financiación cerrada — asumiendo el riesgo financiero de inmovilizar capital en equipos que pueden no necesitar si el proyecto finalmente no sale adelante. Es una decisión difícil pero necesaria para no perder años de plazo.
Diversificación de proveedores. Los promotores están ampliando su cartera de fabricantes más allá de los tradicionales europeos — incluyendo fabricantes surcoreanos, indios y chinos que tienen capacidad disponible aunque con curvas de aprendizaje en los estándares europeos.
Diseño modular. Algunos proyectos están rediseñando su arquitectura eléctrica para usar múltiples transformadores de menor potencia — más fáciles de conseguir — en lugar de uno solo de gran potencia. Eso complica el diseño pero reduce el riesgo de suministro.
Coordinación con Red Eléctrica. REE está intentando anticipar los puntos de conexión de los grandes proyectos renovables e hidrógeno para dimensionar con antelación las inversiones en subestaciones y transformadores de la red de transporte — reduciendo el cuello de botella en el lado de la red, aunque sin resolver el problema en el lado del generador.
El contexto europeo: un problema compartido
España no está sola en este problema. Europa necesitará renovar prácticamente toda su red eléctrica de cara a 2045 — con 465.000 kilómetros de líneas de transmisión, 6,3 millones de kilómetros de distribución y más de 4 millones de transformadores. Esa demanda acumulada durante las próximas dos décadas está ya presionando una industria fabricante que no tiene capacidad para responder a ese ritmo.
En Estados Unidos la situación es aún más grave: los plazos de entrega de transformadores de alta capacidad se han alargado hasta cuatro años, según PwC, convirtiéndose en el principal cuello de botella para la modernización de la red eléctrica. El problema americano está empujando demanda hacia los fabricantes europeos y asiáticos — compitiendo con los pedidos españoles por la misma capacidad fabril escasa.
La Comisión Europea ha identificado los transformadores como un componente crítico para la transición energética — junto con los electrolizadores, los cables de alta tensión y los inversores fotovoltaicos — y está trabajando en medidas para fomentar la expansión de la capacidad de fabricación europea. Pero esas medidas tardarán años en materializarse en nueva capacidad fabril real.
📘 Fuentes consultadas: PSOE Senado (moción transformadores eléctricos, 5 junio 2026), El Periódico de la Energía (desabastecimiento transformadores, diciembre 2024), PV Magazine México (plazos transformadores EEUU, mayo 2026), Wood Mackenzie (demanda transformadores renovables 2019-2025), The Conversation (infraestructura eléctrica España, abril 2026), EY España (transición energética 2026), informe sectorial junio 2026.
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