Red Eléctrica ha aprobado una modificación en su vigente plan de la red para incorporar 607 millones de euros adicionales destinados a reforzar la estabilidad del sistema eléctrico y garantizar su operación segura. La medida, aprobada el pasado 4 de mayo, reserva más de la mitad de esa cantidad —366 millones— a la instalación de cuatro compensadores síncronos, equipos industriales empleados para controlar la tensión en la red.
La decisión, avanzada por The Objective, llega en un momento especialmente delicado para el sistema eléctrico español, marcado por el fuerte crecimiento de la generación renovable y por los problemas de sobretensión asociados a la expansión de la fotovoltaica. El propio gestor de la red ha reconocido en un informe reciente que la concentración de nueva generación solar en Andalucía, Extremadura y Castilla-La Mancha está provocando flujos sur-norte muy superiores a los previstos inicialmente en la planificación 2021-2026.
Ese desajuste ha obligado a recurrir con más frecuencia a ciclos combinados por restricciones técnicas, con el objetivo de cubrir las necesidades del sistema ante variaciones en la producción renovable y en los programas de intercambio con Francia. Dicho de otro modo: el avance de la solar ha incrementado la necesidad de contar con elementos capaces de aportar estabilidad, controlar la tensión y sostener la red en momentos de desequilibrio.
El movimiento de Red Eléctrica coincide con la hoja de ruta impulsada por el Gobierno tras el apagón. El pasado 8 de julio, el Ministerio para la Transición Ecológica promovió un listado de actuaciones en la red de transporte que incluyó, por primera vez en la Península, la compra de compensadores síncronos como herramienta para reforzar la seguridad del sistema.
Fuentes del sector señalan, además, que esta fórmula encaja con los intereses económicos del propio gestor de la red. Al tratarse de activos reconocidos como inversiones del transportista, Red Eléctrica puede recibir una retribución anual por ellos dentro del marco regulado.
El debate de fondo, sin embargo, no es nuevo. España afronta ahora un problema que Estados Unidos ya analizó hace décadas: cómo mantener la estabilidad de la red en un sistema eléctrico con menos generación síncrona tradicional. Allí se estudió la reconversión de antiguas centrales de carbón en compensadores síncronos, una opción que también podría aplicarse a otras instalaciones convencionales, como los ciclos combinados de gas.
España, en cambio, optó por una política de cierre y desmantelamiento del carbón. Esa decisión ha reducido al mínimo el ecosistema industrial y técnico asociado a esta tecnología, dejando menos margen para reutilizar infraestructuras ya existentes que contaban con puntos de conexión construidos y ubicaciones estratégicas para el control de la red.
Esa es una de las principales críticas que lanzan fuentes del sector. En lugar de aprovechar emplazamientos donde hubo centrales de carbón —o donde aún existen infraestructuras energéticas con conexión a la red—, el planteamiento actual pasa por instalar nuevos compensadores síncronos. Para los expertos consultados, la ubicación es un factor esencial, porque la regulación de tensión depende en gran medida del punto exacto en el que se actúa.
El planteamiento del Gobierno y de Red Eléctrica consiste, por tanto, en sustituir la presencia de centrales síncronas convencionales —como nucleares, carbón o ciclos combinados— por máquinas específicas que no producen electricidad, pero sí ayudan a sostener la red. Un compensador síncrono funciona como una gran instalación industrial orientada a estabilizar la tensión, no como una central de generación al uso.
Otra crítica se dirige a la falta de aprovechamiento de las centrales hidroeléctricas reversibles. Estas instalaciones ya disponen de modos de funcionamiento capaces de contribuir al control de tensión sin aportar potencia activa al sistema, por lo que algunos expertos consideran que deberían estudiarse antes de apostar de forma directa por la compra de nuevos equipos.
El papel de estas centrales resulta especialmente importante cuando las nucleares detienen su actividad para realizar recargas. En esos periodos, determinadas zonas pueden quedar más expuestas a episodios de sobretensión, y las hidroeléctricas reversibles pueden ayudar a corregir esos desequilibrios.
La comparación con Estados Unidos vuelve a poner sobre la mesa el coste de haber reducido el carbón en España sin conservar parte de su infraestructura con fines de estabilidad eléctrica. Hoy, el ámbito de estudio de esta tecnología ha quedado prácticamente limitado a organismos especializados, como el Instituto de Ciencia y Tecnología del Carbono de Oviedo y el Instituto de Carboquímica de Zaragoza, ambos integrados en el CSIC.
También sobreviven asociaciones técnicas, como el Grupo Español del Carbón, cuyos profesionales investigan aplicaciones del material en campos catalíticos, químicos y energéticos. Pero el peso industrial que tuvo en el pasado ha desaparecido casi por completo.
La modificación aprobada por Red Eléctrica refleja, en definitiva, una paradoja del sistema español: después de acelerar el cierre de tecnologías síncronas capaces de aportar estabilidad, el país se ve obligado ahora a invertir cientos de millones en equipos destinados a recuperar parte de esa función técnica. El debate ya no gira sólo en torno a cuánta energía renovable se instala, sino a cómo se sostiene una red cada vez más exigida por la sobreproducción solar y por la falta de elementos tradicionales de regulación.
