España, a la cola de Europa en la reforma de la red eléctrica: un apagón pone de manifiesto los riesgos
Cuando España se sumió en la oscuridad durante su peor apagón en décadas, el corte fue algo más que un apagón pasajero: fue una llamada de atención. El repentino colapso dejó al descubierto una red eléctrica que se esforzaba por seguir el ritmo de uno de los despliegues de energías renovables más agresivos de Europa, revelando cómo años de inversión limitada, lentitud en la concesión de permisos y normas obsoletas han dejado vulnerables infraestructuras críticas. En un momento en que el país corre hacia ambiciosos objetivos climáticos, el apagón agudizó la cuestión de si España puede modernizar su red con la rapidez suficiente para convertir la abundante energía eólica y solar en energía fiable las 24 horas del día.
El peor apagón sufrido por España en décadas ha puesto de manifiesto la fragilidad de su red eléctrica, intensificando la presión sobre el Gobierno para que acelere las inversiones en un momento en que el país apuesta decididamente por las energías renovables.
Diseñado originalmente en torno a una generación de carga base predecible, el sistema ha tenido dificultades para adaptarse a la variabilidad de la oferta renovable. La expansión de la red ha ido a la zaga del crecimiento de la capacidad, creando cuellos de botella que complican el equilibrio y el almacenamiento.
Respuesta política y reacción del mercado
El Gobierno español ha presentado un paquete de medidas destinadas a reforzar la fiabilidad de la red y acelerar su modernización. Los detalles incluyen una mayor supervisión regulatoria, una integración más rápida de las energías renovables y el almacenamiento, la mejora de las infraestructuras y el aumento de la inversión para impulsar la resistencia de la red. Aun así, los inversores sostienen que, sin una revisión de la normativa y unos incentivos a largo plazo más claros, la afluencia de capital será lenta.
Kristina Ruby, Secretaria General de Eurelectric, la asociación europea del sector eléctrico, ha declarado: "El apagón fue una llamada de atención. Demostró que la necesidad de modernizar y reforzar la red eléctrica europea es urgente e inevitable".
Impulso a escala europea
El reto de la red eléctrica española es emblemático de una lucha europea más amplia. A medida que los Estados miembros amplían las energías renovables para cumplir los objetivos climáticos, la Unión Europea (UE) impulsa una mayor coordinación, resistencia y flexibilidad del sistema. Los proyectos de interconexión, las redes digitalizadas y los mecanismos de respuesta a la demanda son prioridades crecientes en todo el bloque.
Para España, el apagón de abril agudizó el debate sobre la rapidez con que puede construir la infraestructura necesaria para apoyar su transición energética. El país debe asegurar a los mercados que su sistema eléctrico puede hacer frente a la volatilidad, evitando al mismo tiempo futuras crisis que socaven la confianza de los inversores.
Ambiciones de la red eléctrica española y déficit de inversión
España aspira a generar el 81% de su electricidad a partir de energías renovables para 2030, un objetivo que superaría tanto la media europea como la mundial, según su Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Gráfico 2). La estrategia depende de la aceleración del despliegue eólico y solar para impulsar la descarbonización del sector eléctrico.
Gráfico 2: Porcentaje de generación de electricidad a partir de energías renovables
El retraso es el resultado de años de inversiones insuficientes y regulación restrictiva. Los responsables políticos han limitado el gasto en la red y han controlado estrictamente los beneficios, creando un marco que, según los críticos, ya no se ajusta a un sistema que está cambiando rápidamente hacia la generación variable. Si no se acelera la concesión de permisos y la reforma de la normativa, España corre el riesgo de no alcanzar sus objetivos a pesar del gran potencial eólico y solar.
Límites de gasto obsoletos
España sigue limitando el gasto anual en redes eléctricas con unos topes que no han cambiado desde hace años, a pesar de la rápida expansión de las energías renovables. La inversión en transporte está limitada al 0,065% del PIB y la distribución al 0,13%. Las empresas que superan su asignación se enfrentan a una remuneración reducida y a límites aún más estrictos al año siguiente. Las normas han desincentivado la inversión con visión de futuro y han dejado a la red con dificultades para seguir el ritmo de los nuevos proyectos.
El restrictivo marco de gasto español se ve agravado por los límites a los rendimientos regulados, lo que desincentiva aún más el capital necesario para modernizar la red.
Los bajos rendimientos regulados frenan la inversión en la red
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia prevé elevar el tipo al 6,46% a partir de 2026. Los líderes del sector sostienen que es demasiado modesto para atraer la escala de capital necesaria.
El rechazo del sector pone de manifiesto que la rentabilidad regulada sigue siendo un cuello de botella crítico. Sin incentivos más competitivos, España corre el riesgo de incumplir sus objetivos de transición energética, ya que el capital fluye al extranjero.
Estos límites al gasto y al rendimiento no sólo disuaden de invertir, sino que provocan pérdidas reales en la producción renovable.
El coste de la inacción
El déficit de la red eléctrica española ya está afectando a la transición energética. La falta de inversión frena el despliegue de nuevos proyectos y obliga a las centrales renovables a desconectarse cuando las líneas de transporte no pueden absorber la producción. Los cortes de energía eólica y solar son cada vez más frecuentes, desperdiciando energía barata que, de otro modo, podría aliviar los precios y reducir las emisiones.
Los analistas advierten de que el país corre el riesgo de quedar atrapado en un ciclo de lentitud en la concesión de permisos, límites de gasto obsoletos y bajos rendimientos regulados. Esta combinación desvía capital al extranjero y dificulta la consecución de los objetivos climáticos de España para 2030.
Otros mercados europeos muestran una trayectoria diferente. Los países con incentivos más claros y regímenes reguladores más adaptables han acelerado la inversión en la red, permitiendo una integración más rápida de las energías renovables y las tecnologías con bajas emisiones de carbono (TBC).
Lecciones del extranjero
Los problemas de la red en España son similares a los de toda Europa, pero varios países han adoptado medidas específicas para aliviar los cuellos de botella. El artículo 14a de Alemania establece normas para gestionar las cargas flexibles con el fin de reducir la congestión. La norma G100 del Reino Unido simplifica las condiciones para los proyectos de energía distribuida, permitiendo conexiones más rápidas y mayor capacidad. Polonia ha introducido un modelo opt-in que permite a consumidores y productores conectarse antes en condiciones transparentes, creando señales de inversión más claras.
Estos ejemplos ponen de relieve cómo la claridad normativa y los marcos adaptativos pueden desbloquear capital, reforzar la fiabilidad del sistema y acelerar la integración de las energías renovables.
Sección 14a de Alemania
Alemania ha introducido normas vinculantes para desbloquear la flexibilidad de la red a través del artículo 14a de su Ley de la Industria Energética, en vigor desde enero de 2024. La normativa exige que los nuevos dispositivos residenciales con una conexión a la red superior a 4,2 kilovatios, incluidas las bombas de calor, los cargadores de vehículos eléctricos, las baterías y los aparatos de aire acondicionado, puedan ser controlados por los operadores de distribución. Los servicios públicos pueden estrangular temporalmente estas cargas durante los picos de tensión, garantizando al mismo tiempo a los usuarios un nivel mínimo de servicio.
La medida refleja el cambio hacia una gestión más dinámica de las redes locales. Alrededor del 60% de la red eléctrica europea funciona con líneas de baja tensión (Gráfico 7), donde la creciente electrificación entraña riesgos de congestión. La sección 14a da a los operadores una herramienta para evitar sobrecargas y estabilizar el suministro, al tiempo que permite a los hogares conectar más rápidamente las nuevas tecnologías.
Los beneficios van más allá de la resistencia. Al desbloquear la capacidad adicional de la red en la baja tensión, la norma acelera la adopción de las LCT y reduce los retrasos ligados a la rígida planificación de la capacidad. Supone un cambio hacia un modelo de "conectar ahora, gestionar dinámicamente".
España carece de un mandato comparable. Sin flexibilidad a nivel doméstico, las redes de distribución corren el riesgo de sufrir una mayor congestión a medida que se acelera la electrificación.
El planteamiento ha tenido dos efectos clave. Ha liberado capacidad adicional de la red sustituyendo un modelo de "reforzar primero" por una gestión dinámica de las restricciones. También ha proporcionado señales más claras a los inversores. Al integrar la seguridad en las normas de conexión, G100 reduce los retrasos y mejora la financiabilidad de los proyectos.
G100 ilustra cómo la flexibilidad técnica y la claridad normativa pueden ampliar el acceso a la distribución. En España, unas normas definidas de este tipo podrían acelerar el despliegue de la energía solar en los tejados, las baterías, las bombas de calor y los cargadores de vehículos eléctricos, al permitir que los proyectos más pequeños se conecten más rápidamente. La reducción automatizada dentro de los umbrales establecidos también daría a los operadores una herramienta para gestionar la congestión sin esperar a que se refuerce la red, aliviando los retrasos que a menudo desalientan a los hogares y a los inversores comunitarios.
Tanto Alemania como el Reino Unido demuestran que unas normas claras y flexibles pueden ampliar el acceso a la red, reducir los retrasos y dar a los inversores mayor confianza en la realización de los proyectos.
Los partidarios de la medida la consideran una forma pragmática de acortar las largas colas que han ralentizado el despliegue de las energías renovables en Polonia. La conexión anticipada en condiciones limitadas permitiría a los proyectos empezar a generar ingresos antes y aceleraría el despliegue de la energía solar y eólica terrestre.
La propuesta de Polonia subraya el valor de dar a los promotores opciones transparentes. En España, unas conexiones más tempranas con normas claras, con una vía definida hacia el pleno acceso tras el refuerzo, podrían ayudar a aliviar el retraso y enviar señales de inversión más sólidas. Aunque no sustituye a un mayor gasto en la red, esta flexibilidad ajustaría mejor el crecimiento de las energías renovables a la realidad de las limitaciones del sistema.
Palabras finales
El apagón de abril de 2025 en España puso de manifiesto las deficiencias estructurales de una red que se ha quedado rezagada con respecto a una de las construcciones renovables más rápidas de Europa. Años de limitación del gasto, escasa rentabilidad regulada y lentitud en la concesión de permisos han dado lugar a uno de los mayores retrasos de conexión de la región, y el aumento de las restricciones ya está reduciendo el valor de la energía limpia. A menos que se aborden, estas limitaciones corren el riesgo de hacer descarrilar los objetivos climáticos de España para 2030 y de desviar el capital hacia mercados con incentivos más claros.
Otros países europeos demuestran que la innovación reguladora puede aliviar la presión incluso antes de que se construyan nuevas infraestructuras. El artículo 14a de Alemania ha aliviado la presión local gracias a la flexibilidad de la demanda. El G100 del Reino Unido ha reducido los retrasos al incorporar la seguridad a las normas de conexión. La propuesta polaca de acuerdos flexibles ofrece a los promotores un acceso más rápido en condiciones transparentes mientras se ponen al día las mejoras.
La lección para España no es copiar un único modelo, sino adaptar la regulación tan rápido como evolucione el propio sistema energético. Sin una reforma más profunda, la brecha entre la creciente oferta renovable y la lenta expansión de la red aumentará, dejando al país más expuesto a riesgos de fiabilidad y al incumplimiento de los objetivos.
El apagón fue un disparo de advertencia: sin una rápida reforma de la regulación, la transición energética española corre el riesgo de estancarse antes de alcanzar la escala necesaria.
Sobre el autor
Colin Tang es el Director de Inversiones de Corinex, donde aprovecha su amplia experiencia en finanzas para impulsar la estrategia de inversión y el rendimiento de la cartera de la empresa. Con un historial probado de identificación y capitalización de oportunidades de inversión, Colin desempeña un papel crucial en el apoyo a los objetivos financieros y el crecimiento de Corinex.
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