El sistema eléctrico español avanza hacia un modelo cada vez más renovable y distribuido, pero la infraestructura de red enfrenta un dilema central para inversores y operadores.

“Hoy el análisis costo-beneficio todavía favorece a los activos tradicionales, aunque las conexiones flexibles presentan una oportunidad decisiva para el futuro de la inversión y para aprovechar capacidades no utilizadas”, manifiesta el director de e-Anell, Ramón Gallart Fernández.

En diálogo con Strategic Energy Europe, subraya que las redes deben transformarse para responder a los desafíos de la transición. Los activos convencionales, como transformadores y subestaciones, absorben hoy el 82% de las inversiones previstas en Europa, mientras que la digitalización y la flexibilidad quedan relegadas a un segundo plano.

Sin embargo, las conexiones flexibles permiten utilizar capacidad latente de la red y pueden resultar determinantes para acelerar la integración de renovables.

El directivo recuerda que tras el apagón del 28 de abril quedó en evidencia la necesidad de tecnologías que ofrezcan respuesta dinámica.

“El sistema eléctrico requiere de tecnologías que aporten una respuesta rápida a los transitorios de la red, como el almacenamiento químico o las centrales de bombeo reversible”, señala el especialista.

En este esquema, las baterías pueden convertirse en un actor central al ajustar desajustes entre oferta y demanda y aportar potencia instantánea en momentos críticos.

El informe recientemente publicado de SmartEN confirma esta visión: activar plenamente la flexibilidad permitiría ahorrar entre 11.100 y 29.100 millones de euros anuales en refuerzos de red para 2030, además de evitar 15,5 TWh en vertidos renovables y reducir en 60 GW los picos de generación, lo que equivale a 137 centrales de gas.

Aun así, persisten barreras como el acceso limitado a mercados y la falta de datos energéticos interoperables.

Gallart advierte que el reto 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 obligan a encontrar soluciones innovadoras.

La electrificación de la movilidad añade presión sobre las redes. Según el informe Grid Integration of Sustainable Transport del ETIP SNET, tecnologías como la carga inteligente y el Vehicle-to-Grid (V2G) permitirán que los vehículos eléctricos actúen como unidades de almacenamiento descentralizadas.

Asimismo, las baterías de segunda vida representan una alternativa estratégica para aportar resiliencia y reducir costes de refuerzo.

En su visión, tanto España como Escocia son modelos de referencia: la primera por la complejidad y solidez de su sistema eléctrico, y la segunda por haber alcanzado un 100% de operación con renovables.

El dilema de los próximos años consistirá en seguir destinando la mayoría de las inversiones a activos tradicionales o redirigir capital hacia digitalización y conexiones flexibles, que se perfilan como el catalizador de nuevas oportunidades de negocio y el soporte indispensable para sostener un sistema eléctrico cada vez más renovable.