Potencia reactiva
La potencia reactiva es una componente de la energía eléctrica que no se transforma en trabajo útil (como luz, calor o movimiento), pero que es necesaria para el funcionamiento de ciertos equipos eléctricos. Esto ocurre en aquellos equipos dotados de motores, transformadores o lámparas fluoresnentes con reactancia, donde se produce un desfase entre el voltaje y la intensidad.
A diferencia de la potencia activa, que sí realiza trabajo útil, la potencia reactiva no se consume ni se transforma, pero circula por la red para mantener activos los campos eléctricos o magnéticos necesarios en muchos dispositivos. Por otro lado, afecta al rendimiento, la estabilidad y la eficiencia de las redes electricas.
El triángulo de potencias
Para entender cómo se relacionan la potencia activa y la reactiva en una instalación, se utiliza el triángulo de potencias:
Potencia activa (P): potencia real que se transforma en trabajo útil, medida en W (vatios)
Potencia reactiva (Q): potencia que no genera ningún trabajo útil, pero es necesaria para mantener activos los campos magnéticos o eléctricos en equipos como motores y transformadores, medida en var (voltamperios reactivos)
Potencia aparente (S): combinación de la potencia activa y la potencia reactiva. Es la potencia total que exige el sistema a la red, medida en VA (voltamperios).
El ángulo de desfase (φ) entre tensión y corriente determina el coseno de phi, un indicador clave que determina la eficiencia energética de la instalación.
Factor de potencia
El factor de potencia de un circuito de corriente alterna es el resultado de dividir la potencia activa entre la potencia aparente. Este valor es el del coseno de phi, ese ángulo que forman la potencia activa y la aparente.
El coseno de phi puede tener un valor comprendido entre 0 y 1 y es una medida de cuánto se retrasan entre sí el voltaje y la intensidad (el desfase entre ambos). Si el coseno de phi es 1, la potencia activa es igual a la potencia aparente y, por tanto, no hay potencia reactiva.
Un coseno de phi de 0,9 indica que la potencia activa es igual al 90 por ciento de la potencia aparente. Con un coseno de phi más alto, una mayor parte de la potencia total que pasa por las líneas eléctricas puede ser consumida realmente por las máquinas. Como resultado, se necesita menos capacidad de transmisión en la red eléctrica y hay menos pérdida de energía durante la transmisión. Por esta razón los operadores de la red suelen penalizan económicamente a los grandes consumidores con cosenos de phi de 0,85 e inferiores.
Tipos de energía reactiva
La energía reactiva puede ser de dos tipos según su naturaleza:
Reactiva inductiva: Se produce principalmente por motores eléctricos, transformadores, lámparas de descarga (fluorescentes, vapor de sodio) y equipos de soldadura. Es el tipo más común en la industria.
Reactiva capacitiva: Se genera por baterías de condensadores sobredimensionadas, cables largos, transformadores en vacío o baja carga, y ciertos equipos electrónicos de potencia. Aunque es menos frecuente, su penalización ha cobrado especial relevancia desde 2021.
La potencia reactiva permite controlar el voltaje en la red
El control del voltaje en la red electrica se consigue actuando sobre la relación entre la potencia activa y la reactiva.
Si falta energía reactiva, la tensión baja; si sobra, sube. Por ello, mantener la tensión dentro de límites seguros requiere ajustar constantemente la cantidad de energía reactiva en circulación. Esta labor recae en el Operador del Sistema (Red Eléctrica de España, REE), que coordina el sistema eléctrico y emite consignas a los generadores para que ajusten su producción.
En Europa, el estándar operativo se sitúa en 420 kilovoltios (kV), con un margen de seguridad hasta los 440 kV. Esto significa que las centrales eléctricas están protegidas para desconectarse automáticamente si la tensión supera los 440 kV, lo que deja un margen operativo de 20 kV (de 420 kV a 440kV).
Sin embargo, en España, REE trabaja con un umbral de normalidad hasta los 435 kV, reduciendo el margen operativo a solo 5 kV. El margen operativo de 5 kV es muy pequeño, similar al error de medida, lo que puede provocar que cualquier desviación pueda desencadenar desconexiones en cascada.
En 2010 Red Eléctrica tomó la decisión, entre advertencias de la CNMC, de modificar uno de sus procedimientos de operación, para elevar desde 420 kilovoltios (kV) a 435 kV el valor máximo del rango de normalidad de la tensión de la red eléctrica. En 2016 la UE introdujo esta modificación en un reglamento como singularidad española, seis años antes de que el Gobierno de Pedro Sánchez lograra la "excepción ibérica" que permitió limitar el precio de la electricidad en plena crisis energética.
Dentro de la península ibérica, Portugal conserva el límite de 420 kilovoltios.
En un análisis de mayo de 2011, la CNMC recogía la advertencia que se había hecho en el Consejo Consultivo de Electricidad, que recordaba que toda la normativa técnica, tanto a nivel nacional como internacional, fijaba el límite de 420 kV como la mayor tensión asignada de funcionamiento de la aparamenta en el nivel de 400 kV y que la propuesta de Red Eléctrica para elevarlo a 235 supondría tener que cambiar toda la aparamenta de la red en los nudos donde se producía este hecho.
El 2010 estuvo marcado por la recuperación de la demanda de electricidad, que creció un 2,9% respecto al 2009, en línea con la mejora de la actividad económica en España.
En el ámbito de la generación, el aspecto más destacado fue el aumento de producción de electricidad de origen renovable, debido a las abundantes lluvias registradas. Las energías renovables cubrieron el 35,4% de la demanda en el 2010, siete puntos por encima del 2009.
El desarrollo de la red peninsular de transporte de energía eléctrica ha experimentado durante este ejercicio un nuevo impulso con la entrada en servicio de numerosas instalaciones que refuerzan la fiabilidad y el grado de mallado de la red y permiten incorporar la nueva potencia renovable.
La red de transporte de 400 kV se ha incrementado en 749,3 km y la de 220 kV en 89,8 km, lo que supone un aumento total de la red de transporte de 839,1 km de circuito en el 2010. Este crecimiento sitúa el conjunto de la red peninsular de transporte de energía eléctrica al finalizar el ejercicio en 35.875 km de circuitos.
Asimismo, durante el 2010 se ha producido un aumento de 1.402 MVA en la capacidad de las líneas de 400/220 kV y se han puesto en servicio tres transformadores que han supuesto un aumento de 2.000 MVA, alcanzando la capacidad instalada de transformación total un valor de 69.122 MVA.
La fuente principal de potencia reactiva en la red eléctrica son los Generadores Síncronos. Pueden generar (sobreexcitados) o absorber (subexcitados) potencia reactiva para regular el voltaje.
Las Cargas Inductivas representadas por los motores eléctricos, transformadores, bobinas y hornos de inducción necesitan campos magnéticos para funcionar, son consumidores de potencia reactiva de la red.
Las Cargas Capacitivas representadas por los bancos de capacitores (condensadores) utilizados para la compensación del factor de potencia, cables subterráneos o submarinos, y líneas de transmisión largas cuando están ligeramente cargadas producen potencia reactiva que inyectan en la red.
Los Equipos Electrónicos de Potencia, como los inversores de paneles solares, turbinas eólicas y sistemas FACTS (Flexible AC Transmission Systems) son capaces de generar o absorber potencia reactiva para estabilizar la red.
Coste de la potencia reactiva
En la red eléctrica durante los periodos valle, con baja demanda y alta generación renovable (eólica, solar), se tiende a producir sobretensiones. Si un gran consumidor inyecta energía reactiva capacitiva en ese periodo (por ejemplo, por tener baterías de condensadores mal reguladas), será penalizado económicamente.
Según la Resolución de 4 de diciembre de 2024 (BOE-A-2024-26218) y la Circular 1/2025 de la CNMC, los precios de los términos de energía reactiva se actualizan anualmente. Para 2025:
Energía reactiva inductiva: Se aplica un precio de 0,041554 €/kVArh cuando el factor de potencia es inferior a 0,98 inductivo (principalmente en periodos de alta demanda).
Energía reactiva capacitiva: El precio actual es 0,00 €/kVArh en periodo 6 (valle), aunque el umbral de 0,98 capacitivo se mantiene como límite técnico.
Bancos de condensadores
En el caso de grandes consumidores la solución más habitual para compensar la energía reactiva inductiva (la más común) es instalar baterías de condensadores. Estos equipos inyectan energía reactiva capacitiva de forma controlada para "cancelar" la reactiva inductiva, acercando el factor de potencia a 1.
Pero no basta con instalar condensadores. Si están mal dimensionados o no se regulan correctamente, se puede pasar de una penalización por potencia reactiva inductiva a una capacitiva, especialmente en periodo valle, cuando la carga de la instalación es baja.
Para que la solución sea efectiva y no genere nuevos problemas:
1. Escalonamiento automático: Las baterías deben activarse por escalones (pasos de 10, 15, 20 kVAr, etc.) según la carga real, no de forma fija.
2. Control por factor de potencia: El relé de control debe medir en tiempo real el cos φ y activar/desactivar escalones según sea necesario.
3. Evitar sobrecompensación: En vacío o baja carga, los condensadores pueden generar reactiva capacitiva. Hay que programar desconexiones automáticas en esos momentos.
4. Monitorización permanente: Analizadores de red conectados a la plataforma de monitorización de MIAF permiten detectar desviaciones en tiempo real y actuar antes de que se conviertan en penalizaciones.
Compensadores sincronos de potencia reactiva
Un compensador síncrono es una máquina eléctrica rotativa, muy similar en su construcción a los generadores de las centrales eléctricas convencionales. Sin embargo, a diferencia de estos, el compensador no está conectado a una fuente de energía primaria (como vapor, agua o gas) y no produce electricidad para el consumo. Su función principal es girar libremente conectado a la red.
El gran rotor del compensador síncrono almacena energía cinética mientras gira. En caso de una perturbación en la red, como una caída repentina de generación, esta energía se libera instantáneamente para mantener la frecuencia y dar tiempo al operador del sistema a activar otras respuestas. Esta capacidad de respuesta inmediata es fundamental en redes con alta penetración renovable, donde la inercia natural es mucho menor que en los sistemas tradicionales.
El compensador puede absorber o suministrar potencia reactiva a la red para estabilizar la tensión y evitar fluctuaciones que podrían dañar equipos o provocar desconexiones. Este control fino es especialmente valioso en zonas donde la generación renovable es variable y la red puede estar sometida a cambios bruscos de carga o producción.
Así será la gran máquina que evitará apagones en Asturias y que costará más de 97 millones de euros
Red Eléctrica de España ha solicitado los permisos para instalar en Grado un compensador síncrono para reforzar la red de transporte de electricidad en Asturias. Se trata de una medida urgente para evitar problemas de tensión –como el que generó el gran apagón del pasado mes de abril– y que se anticipa a la necesaria ampliación de la red en Asturias con el demandado proyecto del anillo central eléctrico.
En julio de 2025 el Consejo de Ministros aprobó, a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO), la segunda modificación puntual del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026. Esta revisión incluye 65 actuaciones destinadas a incrementar la capacidad de respuesta y estabilidad del sistema eléctrico, tanto en la Península como en los sistemas insulares con una inversión comprometida que supera los 700 millones de euros.
Las medidas están orientadas a mitigar riesgos ante contingencias, facilitar el control de tensión, reforzar la estabilidad ante oscilaciones y, en definitiva, aumentar la seguridad del suministro eléctrico. Se introducen nuevas herramientas tecnológicas, como compensadores síncronos, reactancias y sistemas FACTS (Flexible AC Transmission Systems), así como la ampliación de subestaciones y mejoras en los sistemas de maniobra.
Entre las iniciativas más relevantes destaca la instalación de ocho nuevos compensadores síncronos en la Península, un tipo de dispositivo que se incorpora por primera vez en la red continental española. Estos equipos proporcionan soporte de tensión y aportan inercia al sistema, lo que los convierte en elementos clave para integrar mayor capacidad de generación renovable.
Según los datos que ha hecho público el Gobierno, este tipo de instalaciones se ubicarán en la subestación de Almaraz, en la subestación de Cabra y Litoral (Andalucía), en Brovales (Extremadura), Belinchón (Castilla la Mancha), Rocamora (Valencia), Grado (Asturias) y Beariz (Galicia), lo que supondrá 70 millones de inversión para cada una de estas instalaciones.
En los territorios no peninsulares, se instalarán nuevos compensadores en La Palma, Lanzarote y Mallorca, que se suman a los ya previstos en Tenerife y Gran Canaria. En particular, en la subestación de Son Orlandis (Mallorca) se adelantará la ejecución del equipo previsto, con una inversión asociada de más de 34 millones de euros.
También se incluye un sistema FACTS en Cataluña, ubicado en la subestación de Pierola, que contribuirá a amortiguar oscilaciones y mejorar la estabilidad del sistema, especialmente relevante dada su proximidad a las interconexiones eléctricas con Europa. Este proyecto está presupuestado en más de 39 millones de euros.
El plan contempla igualmente la instalación o renovación de reactancias en numerosas subestaciones de la Península, como Almendrales, Calatorao, Castellbisbal, Torrejón de Velasco, Guadame, Herrera, Olmedilla, Pierola, Belinchón, y Litoral, con capacidades que oscilan entre 100 y 150 MVAr. En total, se ejecutarán más de 20 proyectos vinculados a estos elementos, que permiten mejorar el control de tensión de forma distribuida.
Otra línea de actuación se orienta a garantizar el suministro en situaciones extremas. En este sentido, se habilitan nuevas posiciones en subestaciones de Canarias para conectar sistemas de generación de emergencia, especialmente en puntos estratégicos como Granadilla (Tenerife), Puerto del Rosario (Fuerteventura), Dique del Este (Tenerife) y Cinsa (Gran Canaria).
En lo que respecta a la dotación de relés de maniobra controlada, se instalarán 60 nuevos equipos en la Península y seis en Canarias, con una inversión conjunta superior a los seis millones de euros.
Estas actuaciones suponen un paso decisivo para adaptar la red de transporte a los desafíos de la transición energética, caracterizados por una mayor penetración de energías renovables, una generación más distribuida y nuevas exigencias de estabilidad y fiabilidad del sistema. La medida está alineada con los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) y con las recomendaciones de resiliencia energética promovidas por la Unión Europea.
Compensador síncrono estático
Un compensador síncrono estático (STATCOM, del inglés "static synchronous compensator"), también conocido como condensador síncrono estático (STATCON, del inglés "static synchronous condenser"), es un dispositivo de regulación utilizado en redes de transmisión de energía de corriente alterna (CA).
Está basado en un convertidor de energía y puede actuar como fuente o como sumidero de potencia reactiva de CA en una red eléctrica. Si se encuentra conectado a una fuente de energía también puede proporcionar potencia activa. Es un miembro de la familia de dispositivos FACTS.
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