El sistema eléctrico español ha cambiado radicalmente en las últimas dos décadas gracias al crecimiento de las renovables y el auge del autoconsumo. Sin embargo, las redes eléctricas no siempre han evolucionado con la misma rapidez.
Actualmente, el modelo ya no se basa solo en grandes plantas, sino en millones de pequeños generadores y flujos bidireccionales que exigen una red más flexible, digital y resiliente. Aunque ha habido inversión en infraestructuras, la modernización de las redes de distribución sigue siendo insuficiente.
Entre los retos clave:
– Adaptar los sistemas de protección
– Acelerar la digitalización y el control en tiempo real
– Impulsar el almacenamiento energético
– Planificar de forma coherente la expansión renovable
– Fomentar la gestión activa de la demanda
Desde AleaSoft Energy Forecasting se destaca que avanzar hacia un sistema 100% renovable requiere no solo generación verde, sino también redes preparadas para el futuro.
El sistema eléctrico español ha experimentado una transformación radical en los últimos 20 años, marcada por el crecimiento exponencial de las energías renovables y el auge del autoconsumo. Sin embargo, las infraestructuras de red no siempre han evolucionado con la misma rapidez. En un nuevo contexto caracterizado por la generación distribuida y los flujos bidireccionales, resulta urgente modernizar la red, digitalizar sus infraestructuras y reforzar la planificación para garantizar la estabilidad del sistema y avanzar con paso firme hacia un modelo 100% renovable.
De un sistema centralizado a una red compleja
Hace dos décadas, el modelo eléctrico español se basaba fundamentalmente en la generación centralizada. Grandes centrales térmicas, nucleares e hidráulicas producían la electricidad que, a través de redes de transporte y distribución diseñadas para un flujo unidireccional, llegaba a los consumidores finales.
Hoy, ese paradigma ha cambiado profundamente. Pero, ¿ha evolucionado al mismo ritmo la infraestructura que lo sostiene?
Aunque los pilares básicos siguen siendo las redes de transporte y distribución, su papel y las exigencias que enfrentan son muy diferentes. Ya no se trata solo de llevar electricidad desde las grandes centrales hasta los hogares. Ahora, las redes deben integrar la producción de millones de pequeños generadores: desde extensos parques solares o eólicos, hasta instalaciones de autoconsumo en viviendas y empresas.
En solo dos décadas, la producción renovable ha pasado de representar menos del 20% a superar el 50% de la generación eléctrica anual. Y el autoconsumo, que era prácticamente irrelevante, se ha convertido en un fenómeno clave. Según datos de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA), en 2024 el 3,7% de la demanda eléctrica nacional se cubrió con autoconsumo, frente al 0,1% registrado en 2017.
Una red que crece, pero no al ritmo necesario
En términos de extensión física, la red sí ha crecido: se han construido nuevas líneas de transporte, interconexiones y subestaciones. Como enuncia la dialéctica materialista, “los cambios cuantitativos producen cambios cualitativos”, y este principio también se aplica al sistema eléctrico.
Sin embargo, este crecimiento no siempre ha sido proporcional a la expansión de la generación distribuida ni a las nuevas exigencias del sistema. Muchas redes de distribución siguen operando con una arquitectura del siglo pasado, sin la digitalización ni flexibilidad que demanda el contexto actual.
La inversión ha estado presente, sí, pero ha sido insuficiente. Se han priorizado los grandes proyectos de interconexión y transporte, mientras que la adaptación de las redes de distribución –las más impactadas por el auge del autoconsumo– ha quedado rezagada.
Nuevos desafíos: protección, estabilidad y adaptación
El sistema de protección también ha tenido que transformarse. Las protecciones tradicionales, pensadas para flujos unidireccionales, deben ahora enfrentar flujos bidireccionales, intermitencia renovable y variaciones rápidas de tensión y frecuencia. Sin embargo, muchas redes aún no disponen de sistemas de protección adaptados a esta nueva realidad.
Esto ha provocado un aumento en la inestabilidad del sistema. No porque la energía renovable sea inherentemente inestable, sino porque el sistema no ha sido suficientemente preparado para su integración masiva. La transición requiere inversión en redes inteligentes, automatización, almacenamiento y herramientas de gestión de la demanda.
¿Cómo avanzar hacia un sistema preparado?
Para lograr un sistema eléctrico estable y acorde con las necesidades actuales, es imprescindible acelerar la inversión en la digitalización de las redes. Esto implica incorporar sistemas de control remoto y gestión en tiempo real que permitan una operación ágil, inteligente y flexible.
También es necesario modernizar los sistemas de protección, incorporando lógica adaptativa capaz de gestionar microcortes y flujos bidireccionales, algo esencial en un sistema con alta penetración de renovables.
La inversión en almacenamiento, tanto a gran escala como en soluciones detrás del contador (behind the meter), es crucial para absorber excedentes puntuales de generación, equilibrar el sistema y aumentar su resiliencia.
Además, la planificación debe ser coherente con la capacidad de las redes. No basta con autorizar nueva potencia renovable si no existe red suficiente para evacuarla y gestionarla correctamente. Finalmente, debe impulsarse la gestión activa de la demanda, involucrando al consumidor en la estabilidad del sistema mediante la modulación de su consumo.
Las redes: pilar clave de la transición energética
La transición energética no se limita al despliegue de renovables. Requiere, también, de una red robusta, moderna y capaz. El sistema eléctrico español ha cambiado profundamente en las últimas dos décadas, pero sus redes no siempre lo han acompañado al mismo ritmo.
La planificación energética debe colocar en el centro la modernización de las redes si queremos garantizar un futuro 100% renovable, competitivo y estable.
Soluciones de AleaSoft Energy Forecasting para una transición eficiente
AleaSoft Energy Forecasting, a través de su división AleaBlue, ofrece previsiones del mercado eléctrico a corto y medio plazo. Estas herramientas son clave para la gestión energética, la planificación, la elaboración de ofertas y la cobertura de riesgos. También se incluyen previsiones de demanda, precios de servicios de ajuste y mercados intradiarios, fundamentales para estrategias de arbitraje con almacenamiento energético.
Por su parte, AleaStorage se especializa en el análisis de proyectos de almacenamiento. Sus servicios incluyen estudios de ingresos y rentabilidad, dimensionamiento óptimo de baterías en sistemas híbridos y evaluación de modelos de negocio relacionados con el almacenamiento.
