Carencias estructurales red eléctrica.

La red eléctrica española presenta avances notables en integración de renovables, pero arrastra carencias estructurales graves en capacidad de distribución y transporte, que se han agravado en 2025-2026 y limitan el crecimiento económico. Estas deficiencias amenazan la electrificación de la economía (vehículos eléctricos, bombas de calor, industria descarbonizada, centros de datos e hidrógeno verde). A continuación, resumo los déficits actuales (basados en datos oficiales de Red Eléctrica de España - REE - de 2025) y las estrategias para prepararla ante una demanda creciente.

1. Carencias y déficits actuales de la red eléctrica española (datos 2025)

- Demanda en aumento, pero infraestructura saturada:  

  La demanda nacional creció un 2,8 % (256.086 GWh; +3,7 % con autoconsumo hasta 269.753 GWh). La península registró un máximo horario de casi 40.000 MWh. Sin embargo, las redes de distribución (Iberdrola, Endesa, Naturgy, EDP) están al 88,2 % de ocupación (datos enero 2026). En un tercio de las provincias, el 100 % de los nudos están saturados y no admiten nuevos clientes. Solo se concedió el 12 % de las ~40 GW solicitadas de acceso y conexión; el 66 % se rechazaron por falta de capacidad.

- Impacto económico directo:  

  - Bloquea la construcción de vivienda (necesaria ~250.000 viviendas/año): el 62 % de las provincias (31) no pueden abastecer las nuevas promociones (BBVA Research).  

  - Frena industria, centros de datos, puertos y ferrocarril. Las grandes eléctricas han alertado al Gobierno y regulador de que “la red estará cerrada” si no se acelera.

- Red de transporte:  

  REE invirtió 1.424 millones € (+45,9 % vs. 2024) y añadió 486 km de líneas y 212 posiciones (total 46.155 km y 99.071 MVA). Mejora el mallado, pero persisten congestiones y restricciones técnicas que provocan vertidos de renovables (aunque menores que en años previos). El sistema exporta neto, pero la integración de +10 GW renovables (8,8 GW solar FV) exige más flexibilidad.

- Fiabilidad y vulnerabilidades:  

  El 28 de abril de 2025 se produjo un “cero de tensión” peninsular (multifactorial: oscilaciones, desconexiones de generación y deficiente control de tensión). No fue fallo de REE (confirmado por panel europeo de 49 expertos), pero superó el criterio n-1 y evidenció riesgos de cobertura si se retiran ciclos combinados sin suficiente almacenamiento. El ENS (energía no suministrada) y TIM (tiempo de interrupción) siguen bajos, pero la resiliencia debe reforzarse.

- Otros déficits:  

  - Almacenamiento todavía limitado (3.427 MW total; bombeo dominante, baterías incipientes).  

  - Retrasos administrativos y permisos lentos.  

  - Desequilibrios territoriales: renovables concentradas en ciertas CCAA, demanda en otras.

En resumen: España tiene uno de los mixes más renovables de Europa (55,5 % en 2025; 56,6 % con autoconsumo), pero la red de distribución está colapsada y la de transporte no sigue el ritmo de la electrificación.

2. Preparación para el futuro: mayor demanda de electricidad

Las proyecciones indican un fuerte aumento de la demanda por electrificación (hasta +33-54 % para 2030, según EY; escenario PNIEC ~375 TWh peninsular). El Gobierno responde con un cambio de paradigma: de “añadir renovables” a “atender demanda firme industrial y de descarbonización”.

Planificación oficial MITECO 2025-2030 (en tramitación desde octubre 2025)

- Inversión total: ~13.600 millones € (casi el doble de la planificación 2021-2026).  

- Objetivo: Atender 27,7 GW nuevos desde transporte (+14 veces vs. planificación anterior) y 5,3 GW en distribución.  

- Reparto prioritario (65 % de la inversión en tres ejes):  

  - Refuerzo de redes para electrificación e integración renovables (25 %).  

  - Cohesión territorial (nuevos enlaces).  

  - Apoyo a distribución y nuevos consumos.

- Asignación por usos (demanda firme):  

  - Hidrógeno verde: 13,1 GW  

  - Industria: 9 GW  

  - Centros de datos: 3,8 GW  

  - Vivienda: 1,8 GW  

  - Ferrocarril y puertos: ~1,76 GW  

Se incluyen 422 ampliaciones de conexión y refuerzos en corredores clave (Cataluña, Castilla y León, Andalucía, Canarias especialmente).

Medidas complementarias clave para preparar la red

1. Acelerar ejecución y permisos: Real Decreto para inversiones anticipatorias (permitir obras antes de demanda materializada) y penalizaciones por baja ejecución. Agilizar trámites ambientales y territoriales.

2. Flexibilidad del sistema:  

   - Más almacenamiento (baterías + bombeo; Salto de Chira en Canarias como ejemplo).  

   - Gestión de demanda y respuesta de la demanda (tarifas dinámicas, vehículos eléctricos como almacenamiento).  

   - Digitalización y redes inteligentes (smart grids).

3. Inversiones en distribución: Las distribuidoras aumentarán inversión (previsto +7.700 M€ extra hasta 2030). Elevación del límite retributivo.

4. Interconexiones y mallado: Refuerzos con Francia, Portugal y Marruecos; mayor cohesión norte-sur.

5. Marco regulatorio: Nueva circular CNMC de valores unitarios de inversión; Paquete Redes UE (aceleración permitting); revisión retributiva 2026-2031.

6. Fondos europeos y privados: NextGenerationEU y fondos MRR ya han impulsado parte de las inversiones; se espera mayor participación privada gracias a la rentabilidad.