615 millones para dejar de quemar gas en horas de sol: el Gobierno aprueba nuevos equipos que sustituirán a los ciclos combinados en el control de tensión de la red
615 millones para dejar de quemar gas en horas de sol: el Gobierno aprueba nuevos equipos que sustituirán a los ciclos combinados en el control de tensión de la red
El Consejo de Ministros ha aprobado la tercera modificación puntual del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte, con 615 millones de euros para instalar equipos estáticos de control de tensión y sistemas de capacidad dinámica de líneas. El objetivo: reducir la dependencia de los ciclos combinados de gas, que en 2025 costaron al sistema eléctrico español 3.351 millones de euros solo en restricciones técnicas. Menos gas quemado en horas de sol significa red más barata y más capacidad libre para los electrolizadores.
A lo largo de julio hemos documentado varias piezas del mismo rompecabezas regulatorio: el baile de los nudos, BORALMAC 2 y los nudos de transición justa. El 28 de julio de 2026 se ha sumado una cuarta pieza que completa ese esfuerzo coordinado del Gobierno para resolver el cuello de botella eléctrico desde múltiples ángulos: el Consejo de Ministros aprobó, a petición del MITECO, la tercera modificación de aspectos puntuales del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026 —una inversión de 615 millones de euros destinada a un problema muy concreto y muy costoso: la dependencia de los ciclos combinados de gas para servicios de estabilidad de la red que hoy nadie más puede prestar.
Qué son las restricciones técnicas —y por qué cuestan 3.351 millones de euros al año
Para entender la magnitud del problema que este decreto ataca, hay que entender el mecanismo de restricciones técnicas. Cuando la red eléctrica tiene un problema de tensión o de estabilidad en una zona concreta —algo cada vez más frecuente con la alta penetración de renovables intermitentes—, Red Eléctrica de España necesita que alguna central genere o deje de generar electricidad en un punto específico para corregir ese desajuste. Hoy, la tecnología que mejor presta ese servicio de ajuste fino son los ciclos combinados de gas natural —centrales que pueden arrancar y modular su producción con rapidez.
El problema es el coste: en 2025, el mecanismo de restricciones técnicas costó al sistema eléctrico español 3.351 millones de euros —con un coste medio de 165 €/MWh para las restricciones "a subir" (cuando se necesita más generación en un punto concreto). Ese coste se traslada, en última instancia, al recibo de la luz de todos los consumidores —incluidos los electrolizadores de los grandes valles de hidrógeno verde.
La solución técnica — equipos estáticos y capacidad dinámica de líneas
La modificación aprobada instala dos tipos de tecnología que pueden sustituir, en gran medida, el papel que hoy juegan los ciclos combinados en el control de tensión: los equipos estáticos de control de tensión —dispositivos de electrónica de potencia, como los STATCOM o los compensadores síncronos, que pueden inyectar o absorber potencia reactiva en un punto de la red sin necesidad de quemar gas ni generar electricidad activa— y los sistemas de capacidad dinámica de líneas (DLR — Dynamic Line Rating), que monitorizan en tiempo real la temperatura y las condiciones meteorológicas de las líneas de transporte para permitir que circule más electricidad por ellas cuando las condiciones son favorables, sin necesidad de construir nuevas líneas.
Es la misma familia de soluciones tecnológicas —gestión inteligente de la red existente en lugar de construcción de infraestructura nueva— que analizamos en el baile de los nudos, donde un simple cambio de criterio técnico sobre huecos de tensión liberó 12 GW de capacidad sin tocar un solo cable.
Por qué esto importa para el hidrógeno verde
La conexión con el ecosistema del hidrógeno verde que este blog documenta tiene dos vías. La primera es directa: menos consumo de gas en ciclos combinados de respaldo significa menos importación de gas fósil y menos emisiones —exactamente el mismo objetivo de fondo que persigue el hidrógeno verde, atacado desde el ángulo de la generación de respaldo en lugar del ángulo de la producción industrial.
La segunda vía es más sutil pero igual de relevante: cuando REE necesita menos ciclos combinados operando para dar estabilidad a la red, libera capacidad de conexión en los nudos donde esas centrales estaban conectadas —capacidad que puede reasignarse a nuevos proyectos de demanda, incluyendo electrolizadores. Es el mismo principio, aplicado ahora al lado de la generación de respaldo en lugar del lado de las renovables. El Ministerio ha declarado explícitamente que el objetivo de la modificación incluye "facilitar la gestión de los flujos energéticos entre el sur y el norte del país" —exactamente la ruta que necesita el hidrógeno verde producido en el sur para llegar a la industria del norte a través de la red eléctrica antes de que la Red Troncal de hidrógeno esté completamente operativa.
La tercera de una serie — el patrón de modificaciones puntuales
Esta no es la primera vez que el Gobierno recurre a este mecanismo. La Ley 24/2013 del Sector Eléctrico permite modificaciones puntuales del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte en supuestos excepcionales —atender necesidades urgentes de seguridad de suministro o viabilizar instalaciones críticas para la transición energética—. La segunda modificación, aprobada en julio de 2025, ya incluyó actuaciones similares con una inversión de 607 millones de euros y un ahorro estimado de 400 millones anuales. Antes, otra modificación puntual había destinado 489 millones de euros a 73 actuaciones específicamente orientadas a "facilitar la materialización de proyectos estratégicos para la descarbonización de la industria, la producción de hidrógeno, la integración de energía renovable".
Con esta tercera modificación, la inversión total acumulada de la Planificación con horizonte 2026 asciende a 8.818 millones de euros —una cifra que confirma que la modernización de la red de transporte española no es un proyecto puntual sino un proceso continuo y creciente, con nuevas rondas de inversión aprobándose casi cada año para resolver los cuellos de botella que van apareciendo a medida que la electrificación y la producción de hidrógeno verde avanzan más rápido de lo que la infraestructura tradicional puede absorber.
📘 Fuentes consultadas: MITECO (nota de prensa "El Gobierno aprueba la tercera Modificación de aspectos puntuales de la Planificación de electricidad", 28-29 julio 2026), PressDigital (Gobierno aprueba 615 millones inversión REE resiliencia sistema eléctrico, 28 julio 2026), Energías Renovables (Gobierno aprueba tercera modificación planificación electricidad, 29 julio 2026; Gobierno avanza planificación red transporte, 21 mayo 2026), El Periódico de la Energía (MITECO aprueba tercera modificación aspectos puntuales planificación electricidad, 29 julio 2026), MITECO (Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026, modificaciones puntuales), informe sectorial julio 2026.
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