El sistema eléctrico español avanza hacia un modelo cada vez más renovable y distribuido, pero la infraestructura de la red se enfrenta a un dilema central para inversores y operadores.
“Hoy en día, el análisis coste-beneficio todavía favorece a los activos tradicionales, si bien las conexiones flexibles presentan una oportunidad decisiva para el futuro de la inversión y para aprovechar capacidad no utilizada”, afirma el director de e-Anell , Ramón Gallart Fernández .
En declaraciones a Strategic Energy Europe , destaca que las redes deben transformarse para responder a los retos de la transición. Los activos convencionales, como transformadores y subestaciones, absorben actualmente el 82 % de la inversión prevista en Europa, mientras que la digitalización y la flexibilidad siguen siendo prioridades secundarias.
Sin embargo, las conexiones flexibles permiten aprovechar la capacidad latente de la red y podrían ser decisivas para acelerar la integración de las energías renovables. El ejecutivo recuerda que el apagón del 28 de abril puso de manifiesto la necesidad de tecnologías que ofrezcan una respuesta dinámica.
“El sistema eléctrico requiere tecnologías que puedan ofrecer una respuesta rápida a los transitorios de la red, como plantas de almacenamiento de productos químicos o de energía hidroeléctrica de almacenamiento por bombeo”, señala.
En este contexto, las baterías pueden convertirse en un actor central al equilibrar los desajustes entre la oferta y la demanda y proporcionar energía instantánea en momentos críticos.
Un informe publicado recientemente por SmartEN confirma esta opinión: la activación total de la flexibilidad podría ahorrar entre 11.100 y 29.100 millones de euros anuales en costes de refuerzo de la red hasta 2030, evitando al mismo tiempo un recorte de 15,5 TWh en las energías renovables y reduciendo los picos de generación en 60 GW (el equivalente a 137 plantas de gas).
Sin embargo, persisten barreras, como el acceso limitado a los mercados y la falta de datos energéticos interoperables. Gallart advierte que el desafío no es solo tecnológico, sino también económico y regulatorio.
«Los inversores necesitan modelos de negocio viables, capacidad de conexión a la red y estabilidad regulatoria», enfatiza. Los recientes mapas de capacidad publicados en España revelan limitaciones que exigen soluciones innovadoras.
La electrificación de la movilidad añade mayor presión a las redes. Según el informe de ETIP SNET «Grid Integration of Sustainable Transport », tecnologías como la carga inteligente y la conexión vehículo a red (V2G) permitirán que los vehículos eléctricos actúen como unidades de almacenamiento descentralizadas. Asimismo, las baterías de segunda vida representan una alternativa estratégica para fortalecer la resiliencia y reducir los costes de refuerzo.
En opinión de Gallart, tanto España como Escocia sirven como modelos de referencia: el primero por la complejidad y robustez de su sistema eléctrico, y el segundo por haber alcanzado un funcionamiento 100% renovable.
El dilema clave en los próximos años será si seguir dirigiendo la mayor parte de la inversión a los activos tradicionales o redirigir el capital hacia la digitalización y las conexiones flexibles, que emergen como el catalizador de nuevas oportunidades de negocio y el soporte indispensable para sostener un sistema energético cada vez más renovable.
