España va a la zaga de Europa en la reforma de la red eléctrica, ya que un corte de suministro pone de manifiesto los riesgos
Cuando España se sumió en la oscuridad durante el peor apagón de las últimas décadas, el incidente fue más que un simple corte de electricidad: fue una llamada de atención. El colapso repentino puso de manifiesto que la red eléctrica estaba sobrecargada y no daba abasto para seguir el ritmo de una de las estrategias de expansión de las energías renovables más agresivas de Europa. Puso de manifiesto cómo años de inversiones limitadas, lentitud en la concesión de permisos y normativas obsoletas han dejado en una situación vulnerable a las infraestructuras críticas. A medida que el país se acerca a sus ambiciosos objetivos climáticos, el apagón agudizó la duda de si España podrá modernizar su red eléctrica con la rapidez suficiente para obtener electricidad fiable las 24 horas del día a partir de la abundante energía eólica y solar disponible.
El peor apagón que ha sufrido España en décadas ha puesto de manifiesto las deficiencias de su red eléctrica y ha aumentado la presión sobre el Gobierno para que acelere las inversiones, dado que el país depende en gran medida de las energías renovables.
Concebido inicialmente para generar cargas de base predecibles, el sistema tuvo dificultades para adaptarse a la variabilidad del suministro de energías renovables. La ampliación de la red no siguió el ritmo del aumento de la capacidad, lo que provocó cuellos de botella que dificultan el equilibrio y el almacenamiento.
Reacción política y reacción del mercado
El Gobierno español ha presentado un paquete de medidas destinado a aumentar la fiabilidad de las redes y acelerar su modernización. Entre las medidas concretas se incluyen una mayor supervisión regulatoria, una integración más rápida de las energías renovables y los sistemas de almacenamiento, la modernización de las infraestructuras y un aumento de las inversiones para mejorar la estabilidad de la red. No obstante, los inversores sostienen que, sin cambios normativos e incentivos a largo plazo más claros, el capital tardará en llegar.
Kristina Ruby, secretaria general de Eurelectric, la asociación europea del sector eléctrico, afirmó: «El apagón ha sido una llamada de atención. Ha puesto de manifiesto que la modernización y el refuerzo de la red eléctrica europea son urgentes e inevitables».
Iniciativa a escala europea
El reto al que se enfrenta la red eléctrica española es un ejemplo representativo de una lucha europea más amplia. Mientras los Estados miembros amplían las energías renovables para alcanzar los objetivos climáticos, la Unión Europea (UE) insta a una mayor coordinación, resiliencia y flexibilidad del sistema. Los proyectos de interconexión, las redes digitalizadas y los mecanismos de gestión de la demanda están adquiriendo cada vez más prioridad en toda la UE.
En España, el apagón de abril avivó el debate sobre la rapidez con la que el país puede desarrollar la infraestructura necesaria para impulsar la transición energética. El país debe garantizar a los mercados que su sistema energético es capaz de hacer frente a la volatilidad y, al mismo tiempo, evitar futuras crisis que socaven la confianza de los inversores.
Las ambiciones de España en materia de redes y el déficit de inversión
España prevé que, para 2030, el 81 % de la electricidad provenga de energías renovables, un objetivo que superaría tanto los promedios europeos como los mundiales, según su Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Figura 2). La estrategia depende de la aceleración del despliegue de la energía eólica y solar para impulsar la descarbonización del sector energético.
Gráfico 2: Porcentaje de la producción de electricidad procedente de energías renovables
Este retraso es consecuencia de años de inversiones insuficientes y de una regulación restrictiva. Los responsables políticos han limitado el gasto en la red y han controlado estrictamente los rendimientos. Esto ha creado un marco que, en opinión de los críticos, ya no se adapta a un sistema que avanza rápidamente hacia la generación variable de electricidad. Sin embargo, sin reformas más rápidas en materia de autorizaciones y regulación, España corre el riesgo de no alcanzar sus objetivos a pesar de su gran potencial eólico y solar.
Límites máximos de gasto obsoletos
España sigue limitando el gasto anual en redes eléctricas a unos topes que, a pesar de la rápida expansión de las energías renovables, llevan años sin modificarse. Las inversiones en transporte están limitadas al 0,065 % del PIB y las inversiones en distribución al 0,13%. Las empresas que superen su asignación deben contar con una retribución reducida y límites máximos aún más estrictos al año siguiente. Estas normas han impedido las inversiones con visión de futuro y han provocado que la red eléctrica tenga dificultades para seguir el ritmo de los nuevos proyectos.
El restrictivo marco de gasto de España se ve agravado por las limitaciones impuestas a los rendimientos regulados, lo que desalienta aún más la inversión de capital necesaria para modernizar la red.
Los bajos rendimientos regulados frenan las inversiones en la red
La Comisión Nacional de Mercados y Competencia tiene previsto aumentar el tipo al 6,46 % a partir de 2026. Los líderes del sector sostienen que este porcentaje es demasiado modesto para atraer el capital necesario en la medida adecuada.
La resistencia del sector pone de manifiesto que los rendimientos regulados siguen siendo un obstáculo fundamental. Sin mayores incentivos para la competencia, España corre el riesgo de no alcanzar sus objetivos de transición energética, ya que el capital se está desviando hacia el extranjero.
Estas restricciones en materia de gastos y rentabilidad no solo disuaden a los inversores, sino que también provocan pérdidas reales en la producción de energías renovables.
El coste de la inacción
El apagón en España ya está lastrando la transición energética. La escasa inversión frena la puesta en marcha de nuevos proyectos y obliga a desconectar las instalaciones renovables cuando las líneas de transmisión no pueden absorber la potencia. La limitación de la energía eólica y solar es cada vez más frecuente, lo que supone un desperdicio de electricidad barata que, de otro modo, podría reducir los precios y las emisiones.
Los analistas advierten de que el país corre el riesgo de verse envuelto en un ciclo de lentitud en la concesión de permisos, límites de gasto obsoletos y bajos rendimientos regulados. Esta combinación desvía el capital hacia el extranjero y dificulta el cumplimiento de los objetivos climáticos de España para 2030.
Otros mercados europeos muestran un camino diferente. Los países con incentivos más claros y sistemas regulatorios más flexibles han acelerado sus inversiones en redes, lo que ha permitido una integración más rápida de las energías renovables y las tecnologías bajas en carbono (LCT).
Clases desde el extranjero
Los problemas de la red española son similares a los de toda Europa, pero varios países han adoptado medidas específicas para reducir los cuellos de botella. En la sección 14a de Alemania se establecen normas para la gestión de las cargas flexibles con el fin de reducir los atascos. La norma británica G100 optimiza las condiciones para los proyectos de energía descentralizada y permite conexiones más rápidas y una mayor capacidad. Polonia ha introducido un modelo de adhesión voluntaria que permite a los consumidores y productores conectarse antes y en condiciones transparentes, lo que genera señales de inversión más claras.
Estos ejemplos ponen de manifiesto cómo la claridad normativa y un marco regulatorio flexible pueden movilizar capital, reforzar la fiabilidad del sistema y acelerar la integración de las energías renovables.
Sección 14a en Alemania
Alemania ha introducido normas vinculantes para aumentar la flexibilidad de la red mediante el artículo 14a de su Ley de Economía Energética, que entró en vigor el 1 de enero de 2024. El reglamento establece que los nuevos aparatos domésticos 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 sistemas de aire acondicionado, pueden ser controlados por los operadores de red. Las empresas de suministro pueden reducir temporalmente estas cargas en momentos de máxima demanda, garantizando al mismo tiempo un nivel mínimo de servicio a los usuarios.
La medida refleja la transición hacia una gestión más dinámica de las redes locales. Aproximadamente el 60 % de la red eléctrica europea funciona con líneas de baja tensión (figura 7), donde la creciente electrificación puede provocar congestiones. El artículo 14 bis proporciona a los operadores una herramienta con la que pueden evitar sobrecargas y estabilizar el suministro. Al mismo tiempo, los hogares pueden conectarse más rápidamente a las nuevas tecnologías.
Gráfico 7: Porcentaje de líneas de alta tensión en Europa
Las ventajas van más allá de la resiliencia. Al habilitar capacidades de red adicionales en el ámbito de la baja tensión, la normativa acelera la implantación de las LCT y reduce los retrasos debidos a una planificación rígida de la capacidad. Marca la transición hacia un modelo de «conectar ahora, gestionar de forma dinámica».
En España no existe un mandato similar. Sin flexibilidad a nivel presupuestario, existe el riesgo de que las redes de distribución se vean sometidas a una mayor sobrecarga si se acelera la electrificación.
Este enfoque tuvo dos repercusiones importantes. Por un lado, ha permitido aprovechar capacidades de red adicionales al sustituir un modelo centrado en la amplificación por una gestión dinámica de las restricciones. Por otro lado, ha proporcionado señales más claras a los inversores. Al integrar la seguridad en las normas de interconexión, G100 reduce los retrasos y mejora la viabilidad financiera de los proyectos.
El G100 ilustra cómo la flexibilidad técnica y la claridad normativa pueden ampliar el acceso a nivel de distribución. En España, unas normas definidas de este tipo podrían acelerar la implantación de instalaciones solares, baterías, bombas de calor y cargadores para vehículos eléctricos en tejados, ya que los proyectos de menor envergadura podrían conectarse más rápidamente. Además, las reducciones automáticas dentro de unos umbrales establecidos proporcionarían a los operadores una herramienta para gestionar los picos de demanda sin tener que esperar a un refuerzo, lo que evitaría los retrasos que a menudo disuaden 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 reforzar la confianza de los inversores en la ejecución de los proyectos.
Los partidarios de esta medida ven en ella una forma pragmática de acortar las largas colas de espera que han ralentizado la expansión de las energías renovables en Polonia. Una conexión anticipada, aunque sea en condiciones limitadas, permitiría a los proyectos generar ingresos antes y, al mismo tiempo, aceleraría la expansión de la energía solar y la energía eólica terrestre.
La propuesta de Polonia pone de relieve lo importante que es ofrecer a los desarrolladores opciones transparentes. En España, las conexiones anteriores, sujetas a normas claras y a una trayectoria definida hacia el acceso sin restricciones tras el refuerzo, podrían contribuir a reducir el atasco y enviar señales de inversión más sólidas. Si bien esta flexibilidad no sustituye a un mayor gasto en la red, permitiría adaptar mejor la expansión de las energías renovables a las limitaciones reales del sistema.
Últimas palabras
El apagón ocurrido en España en abril de 2025 puso de manifiesto las deficiencias estructurales de una red que se ha quedado rezagada con respecto a uno de los parques de energías renovables de más rápido crecimiento de Europa. Años de recortes presupuestarios, bajos rendimientos regulados y lentitud en la concesión de permisos han provocado uno de los mayores atascos de interconexión de la región, y los crecientes recortes ya están mermando el valor de la electricidad limpia. Si no se abordan estas limitaciones, se corre el riesgo de que los objetivos climáticos de España para 2030 fracasen y el capital se desvíe hacia mercados con incentivos más claros.
Otros países europeos demuestran que las innovaciones normativas pueden aliviar la presión incluso antes de que se construyan nuevas infraestructuras. El artículo 14a de Alemania ha reducido la presión local gracias a la flexibilidad en el lado de la demanda. La empresa británica G100 ha reducido los retrasos al incorporar la seguridad en los estándares de conexión. La propuesta de Polonia de acuerdos flexibles ofrece a los desarrolladores un acceso más temprano a condiciones transparentes, mientras se ponen al día las actualizaciones.
La lección que debe aprender España no es copiar un modelo concreto, sino adaptar la normativa al ritmo al que evoluciona el propio sistema energético. Sin reformas profundas, la brecha entre el creciente suministro de energías renovables y la lenta expansión de la red se ampliará, lo que expondrá al país a mayores riesgos de fiabilidad y al incumplimiento de los objetivos.
El corte de electricidad fue una señal de alarma: sin una rápida reforma normativa, la transición energética española corre el riesgo de estancarse antes de alcanzar su pleno desarrollo.
Acerca del autor
Colin Tang es director de inversiones en Corinex, donde aprovecha su amplia experiencia en el sector financiero para impulsar la estrategia de inversión y el rendimiento de la cartera de la empresa. Con un historial probado en la identificación y el aprovechamiento de oportunidades de inversión, Colin desempeña un papel fundamental a la hora de respaldar los objetivos financieros y el crecimiento de Corinex.
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