Red Eléctrica blinda la red con 8 compensadores síncronos

Ocho máquinas que no generan electricidad y costarán 100 millones cada una

El apagón del 28 de abril de 2025 dejó a toda la península ibérica sin suministro y, un año y medio después, España sigue pagando la factura de aquel colapso. La última pieza que se está moviendo es también la más peculiar: Red Eléctrica ha recibido el visto bueno del Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO) para construir ocho compensadores síncronos, unas máquinas que no producen electricidad para el consumo pero que sostienen la estabilidad de la red. Cada una costará unos 100 millones de euros, según la información publicada por El Periódico de la Energía.

Para un founder, la pregunta no es qué es un compensador síncrono. Es cuánto de ese coste acabará en su factura eléctrica y qué dice esta obra sobre la fiabilidad de la red donde tiene montado su negocio.

¿Qué es un compensador síncrono y por qué España necesita ocho?

Un compensador síncrono es una máquina eléctrica rotativa que gira conectada a la red pero sin generar energía para el consumo. Funciona como un motor gigante enchufado a una toma de corriente: solo gira libremente, almacenando energía cinética que puede liberar de forma instantánea por inercia si la red sufre una perturbación.

Su valor está en tres servicios concretos:

• Inercia mecánica, que frena las variaciones bruscas de frecuencia.
• Potencia de cortocircuito, inyectando corriente cuando hay un fallo.
• Regulación de tensión (potencia reactiva), que mantiene el voltaje dentro de rangos seguros.

La razón por la que España los necesita ahora y no hace una década está en la composición de su parque de generación. La solar y la eólica son intermitentes: producen mucho en las horas centrales del día o cuando sopla el viento, y nada en otros momentos. Los inversores electrónicos que las conectan a la red no replican el comportamiento físico de un generador convencional. Como resume El Español-Invertia, en una red con penetración renovable superior al 50% estos servicios esenciales ya no vienen incluidos con la generación.

Dónde se instalarán los ocho compensadores síncronos

Según la información publicada por El Periódico de la Energía, los ocho equipos aprobados por MITECO se repartirán por el sistema eléctrico nacional. Los tres primeros proyectos arrancan en:

• Cabra 400 kV, en la provincia de Córdoba.
• Santa María de Grado 400 kV, en Asturias.
• Rocamora 400 kV, en Alicante.

A ellos se suman los que ya están en marcha en las subestaciones de Pierola (Barcelona), Almaraz (Cáceres), Belinchón (Cuenca), Brovales (Badajoz) y Beariz (Orense). Todos se instalan en la red de transporte, gestionada por Red Eléctrica.

El caso asturiano ilustra bien la lógica de urgencia. La Dirección General de Política Energética y Minas ya otorgó a Red Eléctrica la autorización administrativa previa y de construcción para el compensador de Santa María de Grado, con un presupuesto de 97,87 millones de euros, según La Nueva España. El motivo: el cierre de las centrales térmicas de carbón en la región restó generación síncrona, y la red asturiana depende cada vez más de renovables. Red Eléctrica sostiene que el equipo reducirá la necesidad de programar centrales por restricciones técnicas, como ocurre periódicamente con la central de carbón de Soto de Ribera, y que eso se traducirá en ahorro de costes y emisiones.

Cuánto cuesta blindar la red y quién lo paga

Aquí está el dato que más debería interesar a cualquier empresa con consumo eléctrico relevante. El coste de los compensadores no lo asume Red Eléctrica como inversión comercial: se paga a través de los peajes que abonan los consumidores en la factura eléctrica.

Y no es la única partida. El Gobierno ha destinado 750 millones de euros a reforzar la red de transporte hasta finales de 2026, con 65 actuaciones específicas que incluyen nuevas reactancias y equipos de estabilización, según El Español-Invertia. El paquete no se limita a la península: contempla dos compensadores más en Canarias (La Palma y Lanzarote), complementa los ya previstos en Gran Canaria y Tenerife, adelanta la ejecución de otro en Mallorca e incluye un sistema FACTS en Cataluña, cerca de las interconexiones con el resto de Europa.

El sobrecoste ya se está notando. El mismo medio recoge que el coste de resolución de restricciones técnicas cerró 2025 en 3.770 millones de euros, frente a los 2.523 millones de 2024, y que en lo que va de 2026 está superando cada día al propio precio de la electricidad en el mercado mayorista. Red Eléctrica calcula el coste de la llamada operación reforzada en 666 millones de euros, aunque el experto energético Joaquín Coronado advierte a El Español-Invertia que la cifra real es superior.

¿Por qué la red española sigue siendo frágil?

El informe del panel de expertos de ENTSO-E, la red europea de gestores de redes de transporte, describió el apagón como una cascada de sobrevoltaje iniciada en el sur de España que se expandió en minutos y cruzó a Portugal, según recogió RTVE. El relato técnico es demoledor en su velocidad: la primera subestación se desconectó a las 12:32:57 en Granada y, en apenas 30 segundos, el efecto dominó alcanzó Badajoz, Segovia, Huelva, Sevilla y Cáceres hasta el cero de tensión, según el detalle publicado por Diario de Sevilla.

Ese mismo informe apunta a la ausencia de soporte dinámico en la generación como primer eslabón de la cadena, junto con la falta de automatismos en el control de tensión. La patronal CEOE cifró el impacto económico del apagón en 1.600 millones de euros, y la CNMC acumula ya 56 expedientes sancionadores vinculados al incidente, entre ellos uno contra Red Eléctrica en su condición de operador del sistema.

Qué está pasando en otros mercados con la misma tecnología

España no es el único país que está comprando inercia a precio de infraestructura. El operador australiano AEMO advirtió en su Transition Plan for System Security de 2025 que Nueva Gales del Sur tendrá déficits de fuerza de sistema e inercia entre 2027 y 2028, y que Victoria también deberá reforzarse antes del cierre de Yallourn, según The Energy, medio especializado australiano. El país ha cerrado diez centrales de carbón desde 2012.

La lección para España está en el debate que se abrió allí. El Australian Energy Council advirtió que depender en exceso de una sola tecnología, los propios compensadores síncronos, para entregar servicios esenciales del sistema conlleva riesgos, porque estos equipos han sufrido retrasos y problemas de disponibilidad. La comisión de mercado australiana rechazó en octubre crear un mercado específico de inercia, argumentando que los costes superaban los beneficios mientras avanzan otras reformas. Es decir: el mismo problema se puede resolver con compensadores, con centrales de gas equipadas con embrague o con inversores grid-forming, y cada opción tiene un perfil de coste distinto.

¿Qué significa esto para tu startup?

Tres lecturas prácticas para quien tiene un negocio en España o planea operar allí:

1. Tu factura eléctrica va a seguir cargando infraestructura. Los compensadores se pagan vía peajes, y el coste de las restricciones técnicas se ha más que duplicado en dos años. Si tu startup tiene consumo intensivo (servidores, climatización, maquinaria, carga de vehículos), conviene modelar los peajes como una línea de coste al alza y no como un fijo estable. Revisa si tienes contratos de precio fijo con renovación próxima: es el momento de negociar antes de que el nuevo tramo se consolide.

2. La flexibilidad de demanda ya es un activo monetizable. El Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) permite a los grandes consumidores reducir temporalmente su consumo para ayudar a equilibrar generación y demanda. Si tu operación puede desplazar carga (procesos batch, recarga, producción no crítica), esto deja de ser una molestia operativa y pasa a ser una vía de ingreso. Merece la pena evaluar la elegibilidad con tu comercializadora.

3. La fiabilidad de la red es un riesgo de continuidad de negocio. Un apagón de escala peninsular no es un escenario teórico: ya ocurrió y paralizó industrias cuyos procesos requieren paradas programadas con días de antelación. Si tu producto depende de servidores propios, de una línea de producción o de conectividad en un punto físico, un plan de contingencia con generación de respaldo y un plan de recuperación documentado es más barato que un día sin operar.

Conclusión

España está construyendo ocho máquinas de unos 100 millones de euros cada una que no van a generar un solo kilovatio para el consumo. Su función es puramente defensiva: devolverle a la red la inercia que le quitó la transición renovable. El problema es que la factura de esa defensa la pagan los consumidores vía peajes, en un contexto donde el coste de las restricciones técnicas ya se ha disparado.

Para un founder, la conclusión es incómoda pero útil: la transición energética no es solo una oportunidad de negocio verde, también es un coste operativo que hay que presupuestar y, si se gestiona bien, una fuente de ingresos por flexibilidad. Quien entienda su perfil de consumo antes que su competencia tendrá ventaja en la próxima negociación de tarifa.

Fuentes

• Xataka (fuente original)
• El Español-Invertia
• La Nueva España
• RTVE
• Diario de Sevilla
• The Energy

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