Red Eléctrica pide invertir 607 millones adicionales para instalar sistemas antiapagones que amortigüen las oscilaciones del auge fotovoltaico

Con la sombra del apagón aún poniendo en duda la fiabilidad del sistema eléctrico español, Red Eléctrica (REE) pide más recursos para reforzar su estabilidad ante la entrada masiva de fotovoltaica. En concreto, el operador eléctrico ha pedido elevar la inversión del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026 en 607 millones para incorporar más dispositivos que amortigüen las oscilaciones y ayuden a controlar la tensión de la red.

La propuesta de Red Eléctrica, actualmente en trámite de audiencia por parte del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, recoge que la potencia fotovoltaica instalada en el sistema peninsular español superaba en 2025 los 40.000 MW en plantas en suelo y 48.000 MW incluyendo las de autoconsumo, aunque en 2026 ya supera los 50.000 MW. Este incremento de nueva generación fotovoltaica se ha concentrado en Andalucía, Extremadura y Castilla La Mancha, una asimetría que "genera flujos Sur-Norte significativamente superiores a los considerados inicialmente en el escenario de Planificación de la Red de Transporte 2021-2026".

Esta situación ha aumentado la necesidad "de acoplamiento de grupos de ciclo combinado por restricciones técnicas para atender las necesidades del sistema ante variaciones de producción y de los programas por las interconexiones con Francia". Es decir, la fuerte concentración de nueva generación fotovoltaica en el Sur peninsular está obligando al sistema eléctrico español a apoyarse cada vez más en centrales de ciclo combinado de gas para garantizar la estabilidad de la red, conforme a las restricciones técnicas.

Ante este escenario, el operador del sistema propone reforzar la infraestructura eléctrica con nuevos equipos capaces de amortiguar oscilaciones entre distintas zonas de la red, mejorar el control dinámico de tensión, así como complementar y mitigar la necesidad de utilizar el mecanismo de restricciones técnicas, cuyo coste fue de 3.351 millones en 2025. El objetivo es adaptar el sistema a una penetración renovable mucho más alta de la inicialmente prevista y evitar problemas de estabilidad tras el gran apagón del 2025.

De los 607 millones de euros que Red Eléctrica reclama en la propuesta de la tercera Modificación de aspectos puntuales del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026, la mayor inversión -366 millones- correspondería a la instalación de cuatro dispositivos e-STATCOM, equipos electrónicos de potencia -que se ubicarían en Mudarra, Manzanares, Valdecaballeros y Carmona- destinados a estabilizar el sistema eléctrico y amortiguar oscilaciones inter-área. Estas oscilaciones son pequeñas fluctuaciones periódicas en variables eléctricas como frecuencia, tensión o flujo de potencia que, si no se controlan, pueden comprometer la estabilidad del sistema interconectado europeo.

Red Eléctrica considera que los equipos ya planificados -cuatro STATCOM, un SSSC y ocho compensadores síncronos- no bastan para afrontar el escenario actual de penetración renovable y propone desplegar nuevos dispositivos en zonas estratégicas de la red para reforzar la estabilidad. "El amortiguamiento con los recursos disponibles actualmente podría situarse por debajo de los valores esperados", advierte, que según el procedimiento de operación 13.1 no debe ser inferior al 5%. No obstante, para REE "un diseño seguro del sistema que garantice la estabilidad oscilatoria deberá dotarse de los dispositivos necesarios que garanticen que, en todo momento, se dispone de un amortiguamiento superior al 10%".

De no incorporar estos sistemas, Red Eléctrica calcula que el coste anual de los ciclos combinados que tendrían que funcionar por restricciones técnicas podría alcanzar los 200 millones de euros, frente a los 31 millones de los cuatro nuevos e-STATCOM. Es decir, el ahorro podría superar los 150 millones de euros. Estas medidas, señala Red Eléctrica en su propuesta, estarían alineadas con las recomendaciones del panel de expertos europeos sobre el cero eléctrico del pasado 28 de abril de 2025, que apuntaron a reforzar mecanismos de amortiguamiento y dispositivos basados en electrónica de potencia.

El segundo gran eje del plan se centra en el control de tensión, otro de los grandes retos de una red con alta penetración de renovables. Durante las horas nocturnas o de baja producción renovable, determinadas infraestructuras de evacuación pueden inyectar potencia reactiva a la red. Esa energía debe absorberse para evitar problemas de tensión, algo que en la práctica ha obligado a conectar centrales de gas incluso de madrugada. "En el último año, se han llegado a acoplar hasta 23 grupos de ciclo combinado de manera simultánea en horas nocturnas" para compensar estos desequilibrios técnicos, señala Red Eléctrica.

Para reducir esa dependencia, REE propone instalar 28 reactancias -ocho reactancias de núcleo controlado magnéticamente (MCSR), por valor de 143 millones, y 20 reactancias de 100-150 MVAr, por 75 millones- y renovar otras cuatro existentes (10 millones), capaces de aportar control dinámico de tensión. El objetivo es sustituir parte del servicio técnico que actualmente prestan centrales térmicas y disminuir el coste de operación. La inversión combinada en estos equipos alcanza los 228 millones de euros y, de acuerdo con los cálculos del operador, podría aportar ahorros superiores a 250 millones anuales. En concreto, las MCSR podrían alcanzar un ahorro de entre 150 y 160 millones anuales, el 17% del sobrecoste de restricciones técnicas por control dinámico de tensión registrado en 2025, que ascendió a 884 millones; y las 20 reactancias de 100-150 MVAr y las cuatro renovadas de alta criticidad disminuirían al menos un 15% el coste de restricciones técnicas por control de tensión estático, que ascendió en 2025 a 672 millones, es decir, el ahorro sería de 100 millones.

Por último, la propuesta de Red Eléctrica incluye 13 millones para varias actuaciones en subestaciones y posiciones de la red de transporte que están relacionadas con los equipos considerados en la segunda modificación, aprobada en julio de 2025, para cubrir necesidades surgidas durante los trabajos técnicos avanzados de implementación. Entre estas actuaciones hay tramos de cable o nuevas posiciones de interruptores.

El operador sostiene que estas actuaciones permitirán reducir emisiones, disminuir importaciones de gas y abaratar la factura eléctrica al reducir restricciones técnicas con una ahorro total de 400 millones anuales. Sin embargo, también evidencian que la electrificación renovable exige nuevas infraestructuras y costes adicionales para garantizar estabilidad. Tras esta tercera modificación, cuyo plazo de alegaciones estará abierto hasta el 11 de junio, la inversión total correspondiente a la Planificación de electricidad con horizonte 2026 alcanzará los 8.810 millones de euros.