Red Eléctrica admite que el auge fotovoltaico desborda la planificación de la red y plantea otros 607 millones para estabilizar el sistema
El operador del sistema ha remitido al Ministerio para la Transición Ecológica una nueva propuesta de modificación de la Planificación de la Red de Transporte 2021-2026 en la que reconoce que la concentración de nueva generación fotovoltaica en Andalucía, Extremadura y Castilla-La Mancha está provocando flujos eléctricos sur-norte superiores a los previstos, más restricciones técnicas y mayor necesidad de acoplar ciclos combinados. Para corregir este desequilibrio, Red Eléctrica propone una inversión adicional de 607 millones de euros en e-STATCOM, reactancias y actuaciones de control dinámico de tensión y estabilidad oscilatoria, que se sumarían a los ocho compensadores síncronos ya planificados. Al tratarse de activos plenamente integrados en la red de transporte, estas inversiones serían reconocidas como inversiones del transportista y darían derecho a retribución regulada con cargo al sistema eléctrico.
Red Eléctrica ha puesto negro sobre blanco una de las principales tensiones técnicas que arrastra el sistema eléctrico peninsular tras el despliegue acelerado de generación renovable. La concentración territorial de nueva potencia fotovoltaica en el sur y el centro del país está modificando los flujos de potencia activa de forma más intensa de lo previsto en la Planificación de la Red de Transporte 2021-2026 y obliga a reforzar los medios de estabilidad, control dinámico de tensión y amortiguamiento de oscilaciones. La constatación figura en la propuesta actualizada del operador del sistema, fechada el 4 de mayo de 2026, que el Ministerio para la Transición Ecológica ha sometido a audiencia pública como tercera modificación de aspectos puntuales del plan de desarrollo de la red de transporte. El trámite está abierto entre el 22 de mayo y el 11 de junio de 2026.
El diagnóstico de Red Eléctrica es especialmente relevante porque vincula de forma directa el nuevo patrón de generación con la operación diaria del sistema. En el documento remitido al Ministerio, el operador afirma que “la concentración de nueva generación fotovoltaica en Andalucía, Extremadura y Castilla-La Mancha genera flujos sur-norte significativamente superiores a los considerados inicialmente en el escenario de Planificación de la Red de Transporte 2021-2026”. A partir de ahí, añade que ha aumentado la necesidad de acoplamiento de grupos de ciclo combinado por restricciones técnicas para cubrir las exigencias del sistema ante variaciones de producción y cambios en los programas por las interconexiones con Francia.
Red Eléctrica reconoce así que no basta con disponer de energía renovable instalada si la red no puede transportar, estabilizar y absorber sus efectos eléctricos con seguridad. El fuerte crecimiento de la fotovoltaica en zonas de elevada irradiación y menor demanda local genera excedentes que deben circular hacia los grandes centros de consumo del centro y el norte peninsular. Ese desplazamiento altera los patrones de carga de la red, incrementa los flujos sur-centro-norte y exige más recursos de control de tensión, potencia reactiva e inercia eléctrica. En ausencia de medios suficientes integrados en la red, el operador recurre a restricciones técnicas, esto es, al acoplamiento o redispatch de generación convencional para mantener el sistema dentro de márgenes seguros.
La propuesta cuantifica también el cambio de escala. Según Red Eléctrica, a cierre de 2025 la potencia fotovoltaica instalada en el sistema peninsular superaba los 40.000 MW en plantas en suelo y los 48.000 MW si se incluye el autoconsumo. Ese crecimiento no se ha distribuido de forma homogénea, sino con una concentración “marcadamente asimétrica” en Andalucía, Extremadura y Castilla-La Mancha, precisamente las regiones que explican buena parte de los nuevos flujos hacia el centro y el norte del sistema.
Consecuencia económica y operativa
La consecuencia económica y operativa es doble. Por un lado, Red Eléctrica señala que las necesidades reales de operación están siendo superiores a las identificadas en el ejercicio de planificación 2021-2026. Por otro, advierte de que el sistema requiere componentes adicionales “plenamente integrados en la red de transporte” para mitigar oscilaciones inter-área y reforzar el control dinámico de tensión. La nueva propuesta va más allá de las capacidades previstas por los ocho compensadores síncronos incluidos en la modificación puntual aprobada en julio de 2025.
El paquete planteado asciende a 607 millones de euros. La mayor partida corresponde a cuatro nuevos e-STATCOM, con una inversión estimada de 366 millones. Estos equipos electrónicos de potencia, de 250 MVAr cada uno, se ubicarían en Mudarra, Manzanares, Valdecaballeros y Carmona, y están orientados a mejorar el amortiguamiento de oscilaciones inter-área y el control dinámico de la tensión. Red Eléctrica sostiene que los dispositivos permitirían garantizar una disponibilidad mínima del 10% de amortiguamiento en todas las horas del año, frente al límite del 5% que el Procedimiento de Operación 13.1 establece como umbral mínimo para no admitir modos de oscilación con amortiguamiento inferior.
El segundo bloque de inversión, valorado en 143 millones, comprende ocho reactancias de núcleo controlado magnéticamente, o MCSR, de 250 MVAr cada una, además de la segunda entrada y salida de Ciudad Rodrigo para mejorar la efectividad del equipo. Estos elementos se proponen en Aragón, Arañuelo, Baza, Ciudad Rodrigo, Jordana, Minglanilla, San Sebastián de los Reyes y San Serván. Su función es reforzar la capacidad de control dinámico de tensión en una red sometida a variaciones rápidas de producción renovable y a flujos cada vez más exigentes. Según Red Eléctrica, cada MCSR aportaría un control de tensión dinámico comparable al de un grupo de ciclo combinado, lo que permitiría reducir la necesidad de mantener generación térmica acoplada por motivos puramente técnicos.
El tercer bloque incluye 20 nuevas reactancias de entre 100 y 150 MVAr, con una inversión estimada de 75 millones, y la renovación total de reactancias críticas por otros 10 millones. Estas actuaciones se dirigen al control de tensión estático, especialmente durante las horas nocturnas, cuando las redes de evacuación de la generación solar pueden inyectar potencia reactiva en la red de transporte aunque no haya producción fotovoltaica. Red Eléctrica advierte de que en el último año se han llegado a acoplar hasta 23 grupos de ciclo combinado simultáneamente en horas nocturnas por esta razón, con necesidades de compensación de reactiva de hasta 3.000 MVAr.
Mala planificación
La propuesta tiene además una lectura crítica sobre la planificación original. El sistema eléctrico español ha acelerado la incorporación de fotovoltaica, pero la red no ha evolucionado al mismo ritmo en términos de mallado, capacidad de control de tensión, capacidad de absorción de reactiva e inercia. En un sistema dominado cada vez más por generación conectada mediante electrónica de potencia, la estabilidad ya no depende solo de la potencia instalada o de la capacidad de evacuación nominal, sino de la disponibilidad de recursos que sustituyan las funciones que tradicionalmente aportaban las máquinas síncronas de grandes centrales térmicas, hidráulicas o nucleares: inercia, capacidad de cortocircuito, regulación de tensión y amortiguamiento de oscilaciones.
Ahí entran los compensadores síncronos. Estos equipos son, en esencia, grandes máquinas rotativas conectadas a la red que no producen energía activa como una central convencional, pero sí aportan servicios eléctricos esenciales: inercia física, potencia de cortocircuito, absorción o inyección de reactiva y soporte dinámico de tensión. El Ministerio ya había incorporado en julio de 2025 ocho compensadores síncronos en la Península y nuevas unidades en sistemas insulares como parte de una modificación anterior destinada a aumentar la resiliencia de la red. El propio MITECO explicó entonces que estos dispositivos proporcionan control dinámico de tensión, aportan inercia y permiten incrementar la capacidad disponible para nueva generación renovable.
La nueva propuesta de mayo de 2026 no sustituye esos compensadores síncronos, sino que los da por insuficientes para el escenario actualizado. Red Eléctrica afirma que las medidas ya planificadas, incluidos cuatro STATCOM, un SSSC y ocho compensadores síncronos, permiten amortiguar una de las oscilaciones identificadas, pero no alcanzan el nivel de amortiguamiento esperado en la planificación vigente. En concreto, el operador identifica dos modos principales de oscilación natural, de 0,20 Hz y 0,24 Hz, y propone los cuatro e-STATCOM adicionales para elevar el margen de seguridad.
Retribuciones para Red Eléctrica
Las actuaciones planteadas se incorporan a la planificación de la red de transporte como elementos plenamente integrados en esa red. Eso significa que no se conciben como instalaciones de generación ni como servicios adquiridos en mercado, sino como activos del transportista. En la práctica, una vez aprobadas, ejecutadas y puestas en servicio, serían reconocidas dentro de la base de activos retribuibles de la actividad de transporte y generarían derecho a retribución regulada con cargo al sistema eléctrico, conforme a la metodología de la CNMC. La regulación vigente prevé expresamente la retribución por inversión y por operación y mantenimiento de las instalaciones de transporte, y la CNMC calcula la retribución de las empresas transportistas sobre el valor de inversión con derecho a retribución. Y hay que recordar que en España la electricidad es transportada por Red Eléctrica en régimen de monopolio.
Este punto explica parte del debate económico. A diferencia del acoplamiento de ciclos combinados por restricciones técnicas, que se paga como coste operativo del sistema para resolver un problema concreto de seguridad o tensión, la instalación de compensadores síncronos, e-STATCOM, MCSR y reactancias traslada la solución al ámbito de la inversión regulada en red. Red Eléctrica asume la ejecución como transportista, pero el sistema eléctrico reconoce esos activos y remunera su inversión y operación durante su vida regulatoria. La CNMC ha recordado que la tasa de retribución financiera de las redes es el instrumento que garantiza a las empresas reguladas una rentabilidad adecuada e incentiva la inversión en infraestructuras críticas para la transición energética.
Red Eléctrica defiende la eficiencia económica de la inversión frente al uso recurrente de ciclos combinados. Para los cuatro e-STATCOM, estima que cada dispositivo aportaría al sistema un amortiguamiento comparable al de al menos cinco grupos de ciclo combinado con estabilizadores de potencia. Con hipótesis de funcionamiento de ocho horas diarias durante 200 días al año, el sobrecoste anual de restricciones técnicas ascendería a entre 70 y 80 millones de euros si se utiliza el coste medio de generación considerado en la planificación, y a entre 190 y 200 millones si se toma el coste medio de restricciones técnicas a subir en 2025. Frente a ello, calcula que el coste anualizado de los cuatro e-STATCOM, incluyendo operación, mantenimiento y amortización a 25 años, sería de 31 millones de euros.
La comparación es similar en el caso de las MCSR. Red Eléctrica estima que las ocho reactancias de núcleo controlado podrían evitar entre 55 y 65 millones de euros anuales de sobrecostes si se compara con ciclos combinados al coste de planificación, y entre 150 y 160 millones si se emplea el coste medio de restricciones técnicas a subir de 2025. El coste anualizado de estos equipos se situaría, según el operador, en 16 millones de euros. En el control de tensión estático, el documento apunta que las nuevas reactancias podrían reducir al menos un 15% el coste de restricciones técnicas por este concepto, que en 2025 ascendió a 672 millones.
