El Gobierno autoriza grandes compensadores antiapagón de Red Eléctrica

El Gobierno ha dado vía libre a Red Eléctrica para avanzar en la construcción de grandes compensadores síncronos, unas máquinas destinadas a reforzar la estabilidad del sistema eléctrico y reducir el riesgo de episodios como el apagón ibérico del 28 de abril de 2025. Varias de estas instalaciones, con una potencia de 250 MVA y una inercia de seis segundos, ya cuentan con autorización administrativa y de construcción en puntos estratégicos de la red de 400 kV.

No producen electricidad para hogares o fábricas. Su cometido es menos visible, pero bastante más importante de lo que su nombre burocrático sugiere: mantener controlada la tensión, aportar inercia al sistema y reforzar la potencia de cortocircuito cuando la red atraviesa una perturbación. Dicho en castellano llano, ayudan a que un problema eléctrico no se propague como una hilera de fichas de dominó.

La medida forma parte del refuerzo técnico de la red española emprendido después del gran apagón y supone introducir herramientas que durante décadas proporcionaban de manera natural muchas centrales convencionales. La transición energética tiene estas pequeñas ironías: retirar grandes máquinas giratorias elimina emisiones, sí, pero también algunos servicios eléctricos invisibles que luego hay que recuperar con equipos específicos.

Red Eléctrica despliega una nueva defensa para estabilizar la red

Los compensadores síncronos son enormes máquinas eléctricas conectadas a la red que giran acompasadas con la frecuencia del sistema. Se parecen técnicamente a un generador, aunque no están diseñadas para vender electricidad al mercado. Su trabajo consiste en sostener determinadas propiedades físicas de la red que resultan esenciales cuando aparece una perturbación.

Cuando aumenta rápidamente la producción solar o eólica, cuando cambia un flujo de electricidad entre regiones o cuando una instalación relevante se desconecta, la tensión y la frecuencia deben permanecer dentro de márgenes muy estrechos. La electricidad no concede demasiados segundos para deliberar. Un desequilibrio suficientemente grande puede activar protecciones, desconectar instalaciones y complicar la operación del sistema.

Ahí entra este tipo de maquinaria. Su masa rotatoria aporta inercia, una suerte de amortiguador mecánico frente a cambios bruscos de frecuencia. También suministra o absorbe potencia reactiva para controlar la tensión y aumenta la potencia de cortocircuito disponible, algo esencial para que determinados equipos y protecciones funcionen correctamente.

La planificación eléctrica española atribuye a estos dispositivos otra función económica: permitir que Red Eléctrica dependa menos de la programación forzada de centrales de gas únicamente para prestar servicios de estabilidad. Esa operación, conocida como restricciones técnicas, se ha convertido en una cuestión especialmente sensible desde el apagón por su coste creciente.

Ocho grandes compensadores repartidos por la Península

La planificación contempla ocho compensadores síncronos de 250 MVAr en la España peninsular. Los emplazamientos previstos son Cabra, en Córdoba; Brovales, en Badajoz; Litoral, en Almería; Almaraz, en Cáceres; Belinchón, en Cuenca; Rocamora, en Alicante; Santa María de Grado, en Asturias; y Beariz, en Ourense. Su distribución no es casual: el control de tensión tiene un marcado carácter local y colocar todas las máquinas en una misma zona serviría de bastante poco.

Algunos proyectos han avanzado ya mucho más allá del plano. Belinchón recibió autorización administrativa previa y de construcción en junio; Rocamora, en julio; Santa María de Grado, también durante el verano; y Cabra obtuvo el permiso correspondiente en septiembre. Todos ellos se conectarán a parques de 400 kV, la columna vertebral de la red española de transporte.

Las dimensiones económicas dan una idea de que no estamos precisamente ante aparatos de sobremesa. El proyecto de Cabra tiene un presupuesto próximo a 100,5 millones de euros; Rocamora ronda los 98,5 millones; Santa María de Grado, los 97,9 millones; y Beariz fue presupuestado en unos 99,7 millones. La inversión prevista inicialmente en planificación era inferior para algunas actuaciones, pero los proyectos administrativos posteriores reflejan costes próximos a los 100 millones por instalación.

Por qué estos equipos se vuelven esenciales con más renovables

El problema no consiste en que la energía solar o eólica sea incapaz de alimentar el sistema. Lo hace, y cada vez en mayor proporción. La diferencia está en cómo se conecta esa generación a la red.

Las centrales térmicas, nucleares o hidroeléctricas tradicionales utilizan grandes generadores síncronos cuyo giro físico aporta automáticamente determinadas propiedades al sistema. Muchos parques solares y eólicos modernos, en cambio, están conectados mediante electrónica de potencia. Producen electricidad sin incorporar del mismo modo esa masa giratoria sincronizada.

Eso obliga a sustituir determinadas funciones de las antiguas centrales mediante baterías, inversores avanzados, compensadores síncronos, reactancias, equipos FACTS y otros dispositivos. No es una batalla entre renovables y generación convencional; es ingeniería. Cambias una pieza del sistema y debes asegurarte de que las funciones que prestaba continúan disponibles.

La historia ofrece una paradoja bastante ilustrativa. Cuando se autorizó el cierre de la central térmica de Litoral de Almería, las autoridades ya estudiaron la posibilidad de transformar uno de sus generadores en compensador síncrono para mantener el control de tensión y la potencia de cortocircuito sin necesidad de seguir quemando carbón. La función que ahora adquiere protagonismo no nació después del apagón; era conocida desde mucho antes.

El apagón aceleró una reforma que ya estaba sobre la mesa

El apagón del 28 de abril de 2025 convirtió la estabilidad de la red en un asunto político de primer orden, pero los compensadores no aparecieron de repente en una carpeta ministerial la mañana siguiente. El sistema balear, por ejemplo, ya contemplaba esta tecnología para facilitar una menor dependencia de generación térmica.

Lo que cambió fue la velocidad. En julio de 2025 el Consejo de Ministros incorporó 65 actuaciones para aumentar la resiliencia de la red, entre ellas compensadores síncronos en la Península y las islas, nuevas reactancias y dispositivos para mejorar el comportamiento del sistema ante oscilaciones. La planificación vigente recoge 11 compensadores entre Península, Canarias y Baleares, con una capacidad conjunta superior a los 2.000 MVAr.

Un año después llegó otro escalón. En julio de 2026 el Gobierno aprobó una tercera modificación de la planificación eléctrica después de que Red Eléctrica comunicara una evolución del sistema distinta de la prevista inicialmente, con mayores flujos Sur-Centro-Norte y una necesidad superior de acoplar ciclos combinados por restricciones técnicas.

Aquella modificación incorporó cuatro nuevos e-STATCOM, ocho reactancias de núcleo controlado magnéticamente, 20 nuevas reactancias convencionales, renovación de equipos críticos y otras actuaciones asociadas. El coste estimado de ese segundo paquete asciende a 615 millones de euros.

Más seguridad, pero también una factura que habrá que pagar

Nada de esto es gratuito. La red de transporte se remunera con cargo al sistema eléctrico y, en última instancia, sus inversiones terminan formando parte de los costes soportados por los consumidores. La discusión interesante no está tanto en si reforzar la red cuesta dinero —naturalmente lo cuesta— como en si estas inversiones permiten ahorrar más de lo que cuestan.

Red Eléctrica sostiene que la instalación de estos equipos reducirá la necesidad de mantener centrales de ciclo combinado funcionando exclusivamente por razones técnicas. Si eso ocurre, habrá menos consumo de gas, menos emisiones y menores costes asociados a determinadas restricciones del sistema.

La cuestión tiene especial relevancia porque la operación reforzada aplicada después del apagón ha elevado considerablemente los servicios necesarios para mantener estable el sistema. En 2026 las eléctricas han redoblado sus críticas a esos sobrecostes y reclaman soluciones estructurales capaces de sustituir parte de esa generación térmica forzada por tecnologías de red. Los compensadores síncronos encajan exactamente ahí: cuestan mucho al principio, pero no necesitan comprar gas cada vez que deben prestar soporte.

Los compensadores no hacen imposible otro gran apagón

Conviene pinchar aquí el globo de los titulares demasiado entusiastas. Instalar ocho compensadores síncronos no convierte el sistema eléctrico español en inexpugnable. Ninguna red eléctrica compleja puede garantizar que jamás sufrirá una interrupción generalizada.

Estos equipos reducen determinados riesgos: ayudan a controlar la tensión, amortiguan variaciones de frecuencia, refuerzan eléctricamente algunos nudos y facilitan el funcionamiento de protecciones. Pero un gran apagón puede surgir por una combinación de factores distintos: fallos de generación, problemas de transporte, errores operativos, desconexiones en cascada, fenómenos meteorológicos, incidencias en interconexiones o una suma desafortunada de varios elementos.

Por eso la estrategia no se limita a estas máquinas. España está reforzando también el control dinámico de tensión, modificando procedimientos de operación, añadiendo reactancias y sistemas electrónicos de compensación, impulsando almacenamiento y revisando la planificación de la red.

La buena noticia, menos espectacular pero más seria, es que la red incorpora nuevas capas de defensa. No existe el botón mágico contra los apagones; existen equipos, procedimientos, reservas y redundancias que hacen que un fallo tenga más obstáculos antes de convertirse en una crisis nacional.

Una red renovable necesita músculo, no solo megavatios

Durante años el debate energético español se concentró en cuántos megavatios solares o eólicos podían instalarse. Aquello era necesario, pero solo contaba media historia. Una red eléctrica no funciona como una hucha a la que basta con añadir kilovatios: necesita tensión estable, frecuencia, inercia e interconexiones, además de suficientes infraestructuras para llevar la energía desde donde se produce hasta donde se consume.

Los compensadores síncronos representan precisamente esa segunda fase de la transición energética. No generan energía limpia, pero ayudan a integrarla con seguridad. Son enormes, caros y bastante poco vistosos; ninguna familia los verá girando cuando encienda la vitrocerámica. Esa es justamente la gracia.

España está sustituyendo una parte de los servicios que antes venían incorporados de serie en las grandes centrales convencionales por una arquitectura especializada para un sistema con mucho más peso renovable. El apagón aceleró el proceso y dejó al descubierto sus retrasos. Ahora llegan las inversiones en estabilidad y resiliencia.

La electricidad, al final, tiene escaso sentido del relato político. Puede ser verde, barata y abundante, pero primero tiene que mantenerse estable durante cada segundo del día. Los nuevos compensadores de Red Eléctrica están diseñados para ocuparse de esa parte menos fotogénica —y bastante decisiva— del asunto.