España prepara ocho máquinas gigantes para prevenir otro apagón masivo

España prepara la instalación de ocho enormes máquinas eléctricas que no producirán electricidad, pero que tendrán una misión fundamental: reforzar la estabilidad de la red y reducir el riesgo de que se repita un apagón como el que dejó sin suministro a buena parte de la península ibérica el 28 de abril de 2025. Se llaman compensadores síncronos y forman parte de las nuevas inversiones impulsadas tras aquella crisis energética.

Red Eléctrica, responsable del transporte de electricidad y de la operación del sistema español, ha obtenido autorizaciones de construcción para instalar estos equipos en las subestaciones de Belinchón (Cuenca), Rocamora (Alicante), Santa María de Grado (Asturias), Cabra (Córdoba) y Brovales (Badajoz). Los otros proyectos peninsulares se encuentran en distintas fases de desarrollo. La inversión prevista ronda los 800 millones de euros, unos 100 millones por instalación.

Lo llamativo es que estas máquinas no servirán para abastecer directamente viviendas, industrias o comercios. Su trabajo será mantener las condiciones necesarias para que la electricidad circule con seguridad, especialmente cuando aparezcan oscilaciones, variaciones bruscas de tensión o fallos en determinados puntos de la red.

La iniciativa supone un cambio relevante en la infraestructura eléctrica española. Durante décadas, buena parte de esa estabilidad procedía de los grandes generadores de las centrales convencionales. Con el avance de las energías renovables y la transformación del sistema, España necesita incorporar tecnologías capaces de proporcionar esos mismos servicios sin depender exclusivamente del funcionamiento de las centrales térmicas.

Qué son los compensadores síncronos y cómo evitan fallos eléctricos

Un compensador síncrono es una máquina eléctrica rotativa conectada a la red de alta tensión. Su funcionamiento recuerda al de los grandes generadores utilizados en las centrales convencionales, aunque existe una diferencia esencial: no está diseñado para producir la electricidad que consumen los usuarios.

En su interior dispone de un rotor de gran masa que gira sincronizado con la frecuencia de la red. Ese movimiento almacena energía cinética, una propiedad que permite amortiguar determinadas alteraciones cuando se producen desequilibrios repentinos entre la generación y el consumo eléctrico.

España funciona con una frecuencia nominal de 50 hercios. Mantenerla cerca de ese valor es indispensable para la operación del sistema. Cuando se produce una pérdida súbita de generación o un cambio importante en la demanda, la energía almacenada en las masas giratorias ayuda a moderar la velocidad de esas variaciones.

Pero la frecuencia es solo una parte del problema.

Tres funciones fundamentales para estabilizar la red

La principal utilidad de estos dispositivos es su capacidad para regular dinámicamente la tensión eléctrica. Pueden absorber o suministrar potencia reactiva, una magnitud que resulta imprescindible para mantener los niveles de tensión adecuados en las redes de corriente alterna.

También aportan inercia mecánica, que contribuye a amortiguar cambios rápidos de frecuencia, y aumentan la potencia de cortocircuito disponible en los puntos donde se conectan. Esta última propiedad permite reforzar la respuesta del sistema y facilitar la actuación de sus protecciones ante determinadas averías.

En otras palabras, no hace falta que una máquina genere electricidad para que resulte esencial en el suministro. Los compensadores síncronos proporcionan servicios de estabilidad eléctrica que ayudan a mantener las condiciones de funcionamiento de todo el sistema.

Los proyectos autorizados en Cabra y Rocamora contemplan equipos con una potencia nominal de 250 megavoltamperios (MVA) y una constante de inercia de seis segundos. Esta última cifra es una característica técnica de la energía almacenada en el rotor, no el tiempo que la máquina puede mantener encendida una ciudad durante un apagón.

Dónde se instalarán las ocho máquinas de Red Eléctrica

Las nuevas instalaciones estarán repartidas por distintas zonas de la península ibérica. Su distribución responde a las necesidades de estabilidad de la red, ya que la regulación de tensión depende, entre otros factores, de las características eléctricas de cada territorio.

Las ocho subestaciones contempladas en la planificación son Cabra, en Córdoba; Santa María de Grado, en Asturias; Rocamora, en Alicante; Litoral, en Almería; Almaraz, en Cáceres; Belinchón, en Cuenca; Brovales, en Badajoz; y Beariz, en Ourense.

En Barcelona también se tramita una actuación en la subestación de Pierola, pero corresponde a un compensador estático en serie, de tecnología FACTS, diferente de los ocho compensadores síncronos rotativos previstos en la Península. Aunque ambos proyectos buscan reforzar el funcionamiento de la red, no deben confundirse.

La tramitación administrativa está avanzada en varios emplazamientos. Belinchón recibió autorización de construcción en junio de 2026, mientras que Rocamora y Santa María de Grado la obtuvieron en julio. Cabra recibió el correspondiente permiso mediante una resolución de septiembre y Brovales también dispone de autorización, publicada en octubre.

En el caso de la subestación alicantina, situada en Granja de Rocamora, la autorización de construcción se concedió mediante una resolución del 7 de julio de 2026, publicada en el Boletín Oficial del Estado el 31 de julio. La instalación de Cabra recibió autorización administrativa previa y de construcción mediante una resolución del 2 de septiembre.

Estos permisos permiten avanzar en los proyectos, aunque no significan que las ocho máquinas estén construidas ni funcionando. La puesta en servicio de cada instalación requiere completar las obras y los trámites técnicos y administrativos correspondientes.

La planificación eléctrica contempla, en realidad, un despliegue más amplio. A los ocho equipos peninsulares se suman dos compensadores en Canarias, previstos en La Palma y Lanzarote, y el adelanto de otro proyecto en Mallorca. En conjunto, son 11 compensadores síncronos incluidos en las modificaciones de la planificación aprobadas en julio de 2025.

Su implantación permitirá reforzar tanto el sistema peninsular como las redes insulares, que presentan necesidades particulares de estabilidad y seguridad del suministro.

Una inversión de 800 millones que también afectará a la factura eléctrica

La instalación de los ocho equipos peninsulares supondrá una inversión aproximada de 800 millones de euros. El coste previsto por unidad ronda los 100 millones, aunque los presupuestos concretos presentan diferencias.

En Rocamora, por ejemplo, el proyecto sometido a información pública recoge un presupuesto de 98,52 millones de euros. El de Santa María de Grado asciende a unos 97,88 millones. Se trata de instalaciones de alta tensión que requieren maquinaria especializada y actuaciones de adaptación en las subestaciones existentes.

Las inversiones en la red de transporte se recuperan a través del sistema regulado de peajes eléctricos, que forman parte de los costes incluidos en las facturas de los consumidores. Eso no significa que exista una subida individual inmediata y determinada por estas ocho instalaciones: su repercusión dependerá de los mecanismos regulatorios y de cómo se incorporen las inversiones reconocidas.

El objetivo económico no consiste únicamente en construir nuevas infraestructuras. Los compensadores también pueden reducir la necesidad de mantener centrales convencionales funcionando por restricciones técnicas, es decir, por necesidades de seguridad y estabilidad de la red y no necesariamente porque se necesite su producción eléctrica.

Esa menor dependencia permitiría ahorrar determinados costes operativos y emisiones contaminantes. La magnitud efectiva de esos ahorros deberá comprobarse cuando las instalaciones entren en servicio.

A estas inversiones se añaden otras actuaciones aprobadas en 2026, entre ellas compensadores electrónicos de tensión, reactancias y nuevos dispositivos de control. El refuerzo de la red no se limita, por tanto, a las ocho máquinas.

El apagón de abril de 2025 cambió las prioridades del sistema eléctrico

El 28 de abril de 2025, España y Portugal sufrieron una interrupción masiva del suministro eléctrico que puso de manifiesto la vulnerabilidad de una infraestructura esencial para la actividad económica y la vida cotidiana.

El informe final publicado en marzo de 2026 por el panel europeo de expertos que investigó el incidente identificó una combinación de factores, entre ellos oscilaciones eléctricas, deficiencias en el control de tensión y potencia reactiva, reducciones rápidas de generación y desconexiones de instalaciones productoras.

La sucesión de estos acontecimientos provocó aumentos rápidos de tensión y desconexiones en cascada que terminaron desencadenando el colapso del sistema peninsular.

Por eso, uno de los objetivos prioritarios de las nuevas inversiones es mejorar la capacidad de respuesta ante las alteraciones de tensión. Los compensadores síncronos permitirán actuar sobre una de las variables que resultaron decisivas durante aquella crisis.

La transformación del modelo energético añade otra dimensión al problema. Las centrales tradicionales incorporan grandes generadores síncronos cuya propia maquinaria aporta inercia y capacidad de regulación. Muchas instalaciones fotovoltaicas y eólicas, por el contrario, se conectan mediante dispositivos electrónicos que no proporcionan automáticamente las mismas prestaciones mecánicas.

Eso no convierte a las renovables en responsables del apagón. El desafío consiste en adaptar las redes y sus mecanismos de control a una generación eléctrica diferente, con tecnologías capaces de mantener la seguridad del suministro.

Los compensadores síncronos pueden prestar parte de esos servicios sin recurrir permanentemente a la producción eléctrica de centrales alimentadas con combustibles fósiles.

Una red más estable, pero no completamente libre de apagones

La instalación de estos equipos representa un refuerzo importante, aunque conviene evitar una conclusión demasiado optimista: ninguna máquina puede garantizar que España no vuelva a sufrir un apagón.

La seguridad eléctrica depende de numerosos elementos que deben funcionar coordinadamente. Entre ellos figuran la regulación de tensión, las protecciones automáticas, la respuesta de las centrales, las interconexiones internacionales y los procedimientos de operación y recuperación del servicio.

Los nuevos compensadores permitirán mejorar la resistencia de la red frente a determinadas perturbaciones y reducir algunos riesgos identificados tras el incidente de 2025. No podrán, por sí solos, neutralizar cualquier avería, fallo de operación o combinación excepcional de acontecimientos.

Su importancia reside en otra cuestión: España está incorporando infraestructuras destinadas específicamente a mantener la estabilidad eléctrica, independientemente de que produzcan energía para el consumo.

El proyecto refleja una necesidad que el apagón hizo especialmente evidente. Tener capacidad para generar suficiente electricidad no basta si la red no puede transportarla y mantenerla dentro de los parámetros de seguridad.

Las ocho máquinas previstas para la Península no aumentarán directamente los kilovatios disponibles en los hogares, pero ayudarán a que la electricidad que se produce pueda llegar con mayor fiabilidad. Esa es su función. Y, después de lo ocurrido el 28 de abril, no es precisamente menor.