La publicación de los nuevos mapas de capacidad firme confirmó el peor de los escenarios para el sistema eléctrico español: la red está prácticamente al límite, con un 83,4 % de los nodos saturados y sin megavatios disponibles en subestaciones clave.

La noticia llegó como un jarro de agua fría para la industria y el sector renovable, que ya empieza a dejar atrás proyectos de nueva demanda y electrificación.

El impacto es inmediato. Empresas que estaban planificando inversiones recibieron en cuestión de horas la confirmación de que no hay potencia para sus proyectos.

“Hasta ahora no había una constancia numérica de cuánta capacidad quedaba, por lo que se seguían calculando inversiones. Que ahora se publique que apenas entra energía supone un mazazo a la inversión extranjera”, afirma Carlos Martín Graña, Responsable de ENERGJOIN en diálogo con Strategic Energy Corp.

Para los desarrolladores, el freno es doble: sin crecimiento de la demanda, el despliegue de renovables también se verá afectado, presionando a la baja los precios de los PPA —sobre todo en solar— y restando atractivo a nuevas instalaciones.

“A menos demanda y más renovables el precio va a ser más bajo y por tanto va a ser menos atractivo invertir”, sentenció Graña.

El problema no es nuevo, pero el desafío es urgente, porque el retraso en las soluciones amenaza el proceso de electrificación de la industria. Como advierten los expertos, es necesario habilitar un uso más inteligente de la infraestructura existente.

Alicia Carrasco, CEO de olivoENERGY y Directora Ejecutiva de ENTRA Agregación y Flexibilidad, insiste en que la flexibilidad debe ser reconocida como un recurso estratégico: habilitar accesos dinámicos permitiría a los gestores de red limitar consumos en momentos de congestión y liberar capacidad para cargas modulables como puntos de recarga, almacenamiento o procesos industriales.

“No es necesario exigir ni una tensión mínima ni una conexión exclusiva en subestación, como se define en las conexiones tipo 1. Tampoco es necesario exigir que para las conexiones flexibles tipo 0 se disponga de dos permisos de acceso, uno para la parte flexible y otro para la firme”, puntualizó.

Para la referente, el marco regulatorio debería habilitar nuevas tipologías de acceso que permitan un uso dinámico de la red: un acceso completamente flexible, con posibilidad de limitación de consumo por parte del gestor en caso de congestión, y un acceso condicional para consumos no esenciales que puedan modular su demanda.

Esto permitiría desbloquear capacidad en zonas saturadas, facilitar la electrificación sin necesidad de refuerzos inmediatos, ofrecer soluciones temporales o estructurales para cargas modulables —como puntos de recarga, almacenamiento detrás del contador o consumos industriales— y evitar inversiones innecesarias, mejorando la eficiencia económico-regulatoria del sistema.

Sin estas medidas, los refuerzos tardarán años en llegar y la transición energética podría ralentizarse.

El golpe es aún más duro para el almacenamiento independiente. “Desarrollar baterías stand-alone está imposible a partir de ahora. Va a ser muy complicado”, advirtió Miguel Marroquín, quien señaló que la única alternativa sería recalcular la capacidad e implementar esquemas de demanda flexible que liberen puntos de conexión.

El diagnóstico de fondo es compartido: si no se acelera la inversión en redes de transporte y distribución y no se flexibilizan las reglas de acceso, el país corre el riesgo de frenar su transición energética justo en el momento en que más necesita atraer inversión.

“Esto debería ser una señal clara de que tenemos un problema muy importante de infraestructuras. Si no conseguimos atraer demanda, toda la transición energética se va a ir al garete”, alerta Carlos Martín Graña.