Análisis Técnico y Territorial del Desequilibrio en el Mix Renovable en España
Desequilibrio Estructural en la Implantación de Energías Renovables en España
Distribución Territorial del Mix Renovable
España ha experimentado un rápido crecimiento de las energías renovables en años recientes, pero su distribución geográfica es muy desigual. Las distintas tecnologías renovables se concentran en zonas específicas según los recursos disponibles:
La energía eólica se ha desplegado sobre todo en el norte y centro peninsular (Castilla y León, Aragón, Castilla-La Mancha, Galicia y Andalucía concentraban el 80% de la potencia eólica instalada en 2022),
La solar fotovoltaica abunda en el sur y oeste (Extremadura, Andalucía y Castilla-La Mancha lideran la generación solar, produciendo más del doble de su demanda eléctrica anual solo con fotovoltaica).
La energía hidráulica, por su parte, también presenta concentración sobre todo en el norte y y el centro : Castilla y León posee el 25,7% de toda la potencia hidroeléctrica nacional, seguida de Galicia con 21,8% (sumando entre ambas casi la mitad de la capacidad hidroeléctrica). Junto con Extremadura, Cataluña y Aragón, estas cinco comunidades acaparan casi el 80% de la potencia hidroeléctrica instalada en España.
Otras fuentes renovables (biomasa, minihidráulica, eólica marina incipiente, etc.) tienen un peso menor y distribución más dispersa, pero no compensan este patrón general.
Debido a esta localización del recurso, solo una parte del territorio genera excedentes renovables, mientras que las zonas urbanas e industriales dependen de la importación eléctrica.
En 2023, ocho comunidades autónomas generaron más electricidad de la que consumieron, actuando como exportadoras netas al resto. Entre ellas destacan regiones poco pobladas de la llamada “España vaciada”: Castilla y León, Extremadura, Aragón, Castilla-La Mancha y Galicia produjeron entre un 140% y 180% de su demanda anual solo con renovables, exportando grandes excedentes. Extremadura es un caso extremo: generó un 281% de su consumo en electricidad renovable durante 2023 (gracias a extensos huertos solares, parques eólicos y grandes embalses hidráulicos), llegando su producción total a cuadruplicar la demanda local si se cuentan todas las fuentes.
En el otro extremo, nueve comunidades no alcanzan a cubrir ni la mitad de su consumo con generación propia. La Comunidad de Madrid, gran centro de demanda, apenas produjo en 2023 el 1,7% de la electricidad renovable que necesitaba, viéndose obligada a importar en torno al 98% de su consumo. Otras regiones densamente pobladas como Cataluña (solo 13,5% de su demanda cubierta con renovables locales), la Comunidad Valenciana (13% de cobertura renovable) o Andalucía (47,8% de cobertura, a pesar de su alta generación, debido a que su demanda absoluta es de las mayores del país) dependen fuertemente de la energía importada de otras zonas o de fuentes no renovables para completar su suministro. También País Vasco, Cantabria, Murcia y los archipiélagos presentan déficits significativos de generación verde. En suma, menos de la mitad del territorio (en términos de comunidades autónomas) genera la mayoría de la electricidad renovable que consume todo el país, mientras que las regiones más pobladas consumen mucha más de la que producen.
Este desequilibrio territorial tiende a acentuarse conforme se instalan nuevos parques eólicos y solares en las áreas con mejores recursos de viento y sol (generalmente interiores o rurales).
Barreras Políticas y Rechazo Local
La disparidad en el reparto de proyectos renovables ha generado tensiones políticas y sociales. Comunidades tradicionalmente importadoras comienzan a percibir una “dependencia energética”, mientras que las exportadoras sienten que “abastecen al resto del país” sin recibir suficientes beneficios a cambio.
En los últimos años han emergido movimientos de oposición local y regional contra la concentración de instalaciones en ciertos territorios. Por un lado, múltiples municipios rurales han rechazado la implantación de macro-parques eólicos o fotovoltaicos en su término, alegando impacto paisajístico, ambiental o agravio comparativo. Este fenómeno NIMBY (“not in my back yard”) se observa, por ejemplo, en comarcas de Galicia, donde la proliferación de parques eólicos ha suscitado protestas y debates públicos sobre su conveniencia. También en comunidades como Navarra o Aragón algunos habitantes han manifestado recelo ante la expansión renovable “masiva” en zonas de baja densidad, que contrasta con el consumo en las ciudades.
A este rechazo municipal se suma a veces la falta de un liderazgo estratégico claro por parte de las administraciones. Durante años, la planificación del despliegue renovable en España ha sido principalmente reactiva: impulsada por inversores privados que eligen ubicaciones óptimas (alta irradiación solar, buen régimen de vientos, suelo barato) sin una directriz territorial equilibradora. La coordinación entre administraciones ha sido deficiente, con tramitaciones largas y fragmentadas –competencia estatal para grandes plantas, pero autorizaciones ambientales autonómicas y licencias municipales– lo que ha demorado proyectos en algunas regiones y facilitado otros donde los procedimientos son más ágiles. Un ejemplo citado con frecuencia es Cataluña, que por políticas más restrictivas y burocracia acumuló retraso en renovables respecto a otras comunidades, volviéndose altamente dependiente de generación nuclear y de importación eléctrica. Hasta fechas recientes, Cataluña apenas aprobó proyectos eólicos nuevos (por impacto visual en paisajes protegidos y oposición local), y su propio gobierno admite un “enorme retraso” en el impulso a renovables que la deja a la cola de España. Esta falta de impulso estratégico regional contrasta con comunidades vecinas como Aragón, que han acogido multitud de parques para exportar energía. La consecuencia es un mapa de generación muy desequilibrado que refleja también diferencias políticas: regiones con liderazgo pro-renovable (aunque sea para exportar) versus otras más reticentes o lentas, agravando la brecha generación-consumo.
En respuesta, algunas administraciones autonómicas han empezado a exigir compensaciones o a imponer trabas. Partidos regionalistas y plataformas como Teruel Existe, España Vaciada o el BNG gallego han denunciado que sus territorios vaciados soportan el impacto de aerogeneradores y huertos solares para que las urbes se beneficien de la energía. Esto ha derivado en propuestas de bonificaciones eléctricas locales (tarifas más baratas para los residentes en zonas productoras) e incluso nuevos impuestos autonómicos a instalaciones renovables. Por ejemplo, Galicia aprobó cánones eólicos para recaudar fondos del sector, y Castilla-La Mancha o Aragón han barajado tasas específicas por el uso de suelo o evacuación de energía. Si bien estas medidas buscan justicia territorial, el sector renovable las percibe como incertidumbres legales que pueden frenar inversiones.
En paralelo, gobiernos regionales y municipales opositores han utilizado instrumentos urbanísticos para bloquear proyectos (moratorias temporales, denegación de licencias, ampliación de zonas protegidas), en ausencia de una directriz estatal firme que reparta objetivos de capacidad por territorios. Hasta el momento, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) fija metas globales (81% de electricidad renovable a 2030) pero no distribuye cuotas regionales, lo que deja la implantación sujeta al juego entre promotores privados y regulaciones locales. Esta carencia de planificación estratégica con criterio territorial ha sido señalada como una barrera: sin un liderazgo que oriente dónde conviene instalar nueva potencia (por cercanía a consumo o disponibilidad de red), el desarrollo tiende a concentrarse en las ubicaciones “fáciles” y a encontrar oposición donde se siente impuesto.
Un caso ilustrativo ocurrió en Cataluña en 2023, cuando el Gobierno central autorizó inicialmente una gran infraestructura privada de transporte para traer energía renovable desde Aragón (tres líneas MAT de 400 kV atravesando 338 km) ante la previsión de cierre nuclear catalán. El Parlament catalán, sin embargo, rechazó mayoritariamente este proyecto de interconexión interna, alegando que “trinchaba el territorio” y atentaba contra la soberanía energética de Cataluña. Paradójicamente, Cataluña necesita importar creciente electricidad por su retraso en renovables, pero sus dirigentes prefirieron exigir un modelo alternativo “democratizado y equilibrado territorialmente” en lugar de nuevas autopistas eléctricas. Este episodio evidencia la tensión política: las regiones deficitarias pueden oponerse a líneas de evacuación provenientes de regiones excedentarias, exigiendo desplegar antes generación local, mientras las excedentarias reclaman soluciones para evacuar su excedente sin penalizaciones. En suma, la dimensión política y social –rechazo local, intereses autonómicos y falta de coordinación estratégica– constituye una barrera importante para un desarrollo armónico de las renovables en todo el país.
Problemas de Planificación Territorial y Congestión de la Red
El desequilibrio geográfico en la generación renovable está sometiendo a tensión a la red de transporte eléctrico de España. Gran parte de las nuevas plantas se ubican en zonas tradicionalmente periféricas al consumo, obligando a transportar la energía a largas distancias. Esto ha puesto de manifiesto problemas de planificación territorial y de infraestructuras, entre ellos:
Saturación de Nudos y Dificultades de Evacuación
Muchas subestaciones y líneas de alta tensión se han visto colapsadas por la avalancha de solicitudes de conexión de nuevos proyectos renovables. Por ejemplo, en Aragón –una de las regiones con mayor boom eólico-solar– al menos 16 subestaciones de 400 kV quedaron sin capacidad disponible y requirieron concursos públicos para adjudicar los escasos megavatios de acceso restantes. A nivel nacional, Red Eléctrica (REE) llegó a denegar permiso a más de 26 GW de proyectos en 2019 por falta de capacidad en los nudos de evacuación próximos. Esta congestión refleja que la red de transmisión existente fue concebida para el flujo tradicional (de grandes centrales a núcleos urbanos) y no para múltiples inyecciones descentralizadas en zonas rurales. En algunos puntos, nodos que antes solo recibían energía para distribuir ahora se han convertido en puntos críticos de generación renovable, requiriendo reevaluar su diseño y protegerlos ante sobrecargas. Las dificultades para evacuar se agravan por la lentitud en la expansión de la red: construir nuevas líneas y subestaciones de 400 kV puede llevar de 5 a 10 años por trámites y oposiciones, mientras que un parque solar se monta en uno o dos años. Este desfase temporal implica que numerosos proyectos renovables autorizados no pueden conectarse en plazo por falta de infraestructuras, un problema que el regulador intenta paliar con subastas de capacidad y planificación acelerada de la red de transporte.
Flujos de Potencia Largos y Congestión de Corredores
La separación entre polos de generación y centros de demanda está provocando flujos de potencia de cientos de kilómetros a través de corredores concretos, con riesgo de saturación y mayores pérdidas eléctricas. Por ejemplo, grandes excedentes solares del suroeste (Extremadura, Andalucía) deben viajar hacia el centro y levante peninsular en horas punta, cargando las líneas existentes. Igualmente, la exportación de energía eólica desde el norte de Castilla o Aragón hacia Cataluña y Madrid concentra flujos en determinadas autopistas eléctricas. Sin refuerzos, estos cuellos de botella limitan el aprovechamiento pleno de la renovable (se debe restringir producción si la línea está al máximo) y elevan las pérdidas por calentamiento en los conductores en trayectos tan extensos. Un estudio del operador indica que ya existen zonas de la red “estresadas” por estos altos flujos asociados a renovables. La planificación de REE 2021-26 contempla nuevas líneas y mallados para descongestionar rutas saturadas –por ejemplo, ejes transversales para canalizar energía solar de Extremadura hacia la Meseta, o refuerzos en Levante para absorber la eólica del valle del Ebro–, pero dichas obras avanzan lentamente.
A ello se suma la limitada interconexión internacional: con Francia apenas hay un 3% de capacidad de intercambio eléctrico respecto a la demanda española (muy por debajo del 10% recomendado por la UE), lo que significa que España no puede exportar fácilmente sus excedentes ni importar picos de energía externa. La península ibérica actúa casi como una isla eléctrica, debiendo gestionar internamente los desbalances regionales. Esta débil interconexión hace inviable aliviar las congestiones enviando exceso de renovable a países vecinos en momentos de baja demanda interna; en cambio, otros países europeos mitigan la intermitencia renovable mediante la red continental. Por tanto, España depende de reforzar su red interna para mover la energía donde se necesita.
Desfase entre Planificación Energética y Ordenación del Territorio
La rápida implantación renovable ha sorprendido a las herramientas clásicas de ordenación del territorio. Muchos proyectos se autorizan en suelos rústicos o industriales sin que los planes territoriales autonómicos prevean cómo encajarlos. Esto genera conflictos de uso del suelo (agricultura vs. plantas solares), impactos acumulativos no evaluados (varios parques próximos con efecto sinérgico en paisaje y fauna) y litigios ambientales. La ausencia de criterios territoriales claros en el PNIEC hasta hace poco ha implicado que la distribución espacial de las renovables fuese guiada casi exclusivamente por consideraciones económicas.
En 2023, el MITECO inició jornadas de “Renovables y Territorio” y una evaluación ambiental estratégica del PNIEC para reforzar mecanismos de integración adecuada de las renovables en el territorio. Entre las medidas discutidas están: priorizar repotenciación o uso de terrenos antropizados, zonificar áreas de sensibilidad ambiental y mejorar la coordinación con administraciones locales para evitar concentraciones excesivas. Si bien estas iniciativas apuntan en la dirección correcta, sus resultados aún están por ver. Mientras tanto, la planificación de la red de transporte sí ha comenzado a incorporar el factor territorial: el plan 2021-2026 identifica nodos donde hay que ampliar capacidad por la concentración de renovables y propone más de 7.000 millones de euros en inversiones para mallar mejor el sistema. REE invierte del orden de 500 millones de euros al año en nuevas líneas y subestaciones con el objetivo explícito de “tener un buen mallado, permitir la evacuación de renovables y mejorar la conexión con la distribución”. No obstante, estas mejoras requieren apoyo político (agilizar permisos, consensuar trazados) para materializarse a tiempo.
En resumen, la planificación territorial y de red se enfrenta al reto de adaptarse a un mapa de generación mucho más disperso y desequilibrado. Sin reforzar infraestructuras y sin ordenación estratégica, el despliegue renovable chocará con límites físicos (capacidad de líneas) y con resistencias sociales crecientes. La solución pasa por alinear la política energética con la territorial: fomentar proyectos donde haya consumo cercano, mejorar la red donde la geografía impone flujos largos, e involucrar a las comunidades locales en la planificación para repartir mejor tanto las cargas como los beneficios de la transición energética.
Desafíos Técnicos Derivados del Reparto Desigual
La concentración de generación renovable en determinadas zonas no solo plantea problemas de transporte de energía, sino también desafíos técnicos para la operación segura del sistema eléctrico. Algunos de los más importantes son:
Flujos de Potencia Extensos y Estabilidad del Sistema
Los largos recorridos de potencia desde los polos generadores aumentan la complejidad para mantener el sistema estable. Cuanto más lejos viaja la electricidad, mayor es el riesgo ante perturbaciones: una falla en una línea de transmisión clave puede producir grandes oscilaciones de potencia reencaminándose por otras rutas, o incluso desconexiones en cascada. La experiencia ha mostrado que un desequilibrio generación-demanda elevado en extremos opuestos de la red puede agravar incidentes. De hecho, REE advirtió que ciertos eventos recientes pusieron de manifiesto deficiencias en la gestión del sistema bajo la nueva configuración renovable. En abril de 2025 se registró un apagón parcial en la península tras la desconexión súbita de 2.200 MW, lo que causó variaciones de tensión de más de 15 kV en segundos. Estas fluctuaciones extremas evidenciaron que la red, tal como estaba regulada, no respondía adecuadamente ante perturbaciones en escenarios de alta generación distribuida.
REE ha señalado que mientras exista suficiente generación síncrona tradicional (p. ej., centrales hidráulicas o de gas operando) el sistema aguanta bien, pero en áreas con altísima penetración renovable pueden presentarse comportamientos anómalos de protección y control. El principal motivo es la menor inercia y la diferente respuesta de los generadores electrónicos (aerogeneradores, inversores fotovoltaicos) frente a disturbios: sin la masa girante de las turbinas convencionales, la frecuencia y tensión pueden desviarse más rápidamente. Esto exige actualizar criterios de protección y operación para evitar pérdidas de estabilidad. REE de hecho recomendó revisar urgentemente los criterios de protecciones del sistema (Procedimientos Operativos 11.1 y 7.4), vigentes desde los años 90, porque con la entrada masiva de renovables podían no actuar correctamente y derivar en apagones. Ignorar estos ajustes implicaría un sistema vulnerable: la propia CNMC y operadores europeos han reconocido que el exceso de renovables sin suficiente inercia puede generar riesgos de estabilidad si no se moderniza la regulación.
Control de Tensión y Calidad de Suministro
Otro desafío técnico crítico es el mantenimiento de tensiones adecuadas en todos los puntos de la red ante el nuevo reparto de flujos. Con la generación distribuida, especialmente en horas de baja demanda (nocturnas o valle), la red de transporte se ha vuelto sobre todo capacitiva, experimentando problemas severos de sobretensión en periodos de carga baja. Esto ocurre cuando líneas de alta tensión largas, con poca carga circulando, elevan la tensión por efecto capacitivo, más aún si en las puntas de línea hay generadores que inyectan potencia pero casi no hay consumo local.
Tradicionalmente, las centrales convencionales regulaban la tensión aportando potencia reactiva; sin embargo, muchas de las nuevas plantas renovables no se conectan directamente al transporte o no fueron obligadas inicialmente a servicios de voltaje. El Procedimiento de Operación 7.4, que rige el servicio complementario de control de tensión, no se actualizaba desde 2000. REE ya en 2020 propuso a la CNMC reformarlo para responder a la “llegada masiva de renovables”, diseñando un nuevo servicio de control de tensión basado en mercado que involucrase a las plantas renovables. Se experimentó con un sandbox regulatorio en 2022-2023: en zonas muy afectadas por sobretensiones como Galicia y Andalucía se probaron esquemas donde 42 instalaciones (eólicas, fotovoltaicas y algunas térmicas) ofrecieron regulación de tensión con sus capacidades de reactiva, recibiendo consignas en tiempo real desde el operador. Los resultados técnicos fueron positivos, demostrando la viabilidad de que generadores dispersos colaboren para estabilizar el voltaje. Sin embargo, a mayo de 2025 la CNMC aún no había implementado definitivamente el nuevo procedimiento 7.4, y se da la paradoja de que durante el apagón de abril una herramienta así “habría ayudado a reducir la sobretensión en la red de transporte”, pero no estaba operativa. En otras palabras, las normas iban rezagadas: las plantas fotovoltaicas y eólicas podrían técnicamente haber actuado para equilibrar tensión, pero el marco de 2000 no lo contemplaba y no lo hicieron. Esta lección subraya la necesidad de actualizar los esquemas de control: hoy es imprescindible aprovechar la capacidad de regulación (reactiva y activa) de las fuentes renovables y de nuevos recursos (baterías, gestión de demanda) para mantener la calidad de suministro. Además del control de tensión, la compensación de reactiva distribuida ayudará a mitigar pérdidas en largos recorridos y a mantener factores de potencia adecuados en las regiones exportadoras.
Gestión de la Intermitencia y Seguridad de Suministro
Un sistema desequilibrado territorialmente depende más de condiciones climáticas locales. Si el viento falta en el norte o la niebla cubre el sur, regiones enteras pueden quedar con poca generación instantánea y necesitar transferir grandes bloques de energía de otra zona o activar centrales de respaldo. Esta variabilidad intrínseca requiere mayor flexibilidad operativa: reservas rodantes dispersas, almacenamiento estratégico y respuesta de la demanda. El operador nacional ha implementado el Centro de Control de Energías Renovables (Cecre) para gestionar en tiempo real la alta cuota renovable, logrando hasta ahora mantener la estabilidad y calidad de suministro en niveles envidiables. No obstante, a medida que las renovables sigan creciendo hacia el ~81% de la generación en 2030, estos desafíos técnicos se intensificarán si persiste la concentración espacial.
REE ha enfatizado que sin actualizar criterios y añadir refuerzos, la entrada masiva de renovables podría derivar en apagones e incidencias más frecuentes. En islas como Canarias o Baleares (sistemas aislados aún más delicados) ya se están creando mercados específicos de servicios de estabilidad y pruebas de inercia sintética para integrar renovables de forma segura. En el sistema peninsular, será necesario expandir estas soluciones: sistemas de almacenamiento en puntos clave que alivien los picos y aporten inercia virtual, centrales síncronas virtuales o compensadores síncronos en regiones con mucha electrónica de potencia, y mayor digitalización y automatización de la red para reaccionar en milisegundos a las fluctuaciones. La reciente revisión normativa apunta en esa dirección, con incorporación de servicios como control de tensión por mercado zonal y la adaptación de protecciones para la “nueva realidad tecnológica” renovable. El desafío técnico, en definitiva, es dotar al sistema de mecanismos de flexibilidad y control avanzados que compensen la pérdida de inercia y la dispersión de la generación, asegurando que incluso con flujos largos y generación concentrada en extremos, la red siga operando con fiabilidad.
Conclusiones
El rápido despliegue de las energías renovables en España ha expuesto un desequilibrio estructural en su implantación territorial: unas pocas regiones, generalmente rurales y con abundante recurso solar o eólico, concentran gran parte de la generación verde, mientras que las áreas de mayor consumo dependen de esa energía a distancia.
Este desajuste generación-demanda por territorio ha revelado barreras políticas, con tensiones entre comunidades exportadoras e importadoras y una incipiente resistencia social a los proyectos en zonas saturadas.
Asimismo, ha puesto de manifiesto lagunas en la planificación: la red de transporte heredada no estaba pensada para estos flujos masivos desde la periferia, resultando en nudos congestionados y necesidad urgente de refuerzos e infraestructuras.
En el plano técnico, el reparto desigual ha traído nuevos retos operativos –control de tensión, estabilidad con menos inercia, gestión de largos corredores eléctricos– que obligan a modernizar los criterios de protección y a desplegar soluciones innovadoras.
No obstante, España está tomando medidas para abordar este desequilibrio. El PNIEC 2023-2030 incorpora por primera vez enfoques de integración territorial de las renovables, con evaluaciones ambientales estratégicas y participación de comunidades locales. Se están destinando recursos significativos a la expansión y digitalización de la red, con planes de mallado y nuevas interconexiones internas para acercar la generación al consumo. Organismos como REE y CNMC trabajan en actualizar los procedimientos operativos (protecciones, control de tensión) para adaptarlos a un sistema dominado por generación distribuida.
La solución de fondo pasa por equilibrar el mapa energético: impulsar el autoconsumo y las energías distribuidas en entornos urbanos e industriales (para reducir la dependencia de importaciones eléctricas), y a la vez compensar a las zonas rurales generadoras mediante desarrollo económico y mejoras locales, para lograr su complicidad en la transición. España, con un 57,5% de la generación eléctrica de 2024 ya renovable, se ha consolidado como potencia renovable en Europa; el desafío ahora es avanzar hacia el 100% renovable corrigiendo los desajustes estructurales. Un despliegue más ordenado y armónico territorialmente, respaldado por infraestructuras adecuadas y políticas inclusivas, permitirá aprovechar plenamente las energías limpias sin comprometer la estabilidad del sistema ni la cohesión entre regiones. Solo así la transición energética será sostenible en el largo plazo, tanto técnica como socialmente, en todo el territorio español.
Referencias Bibliográficas:
- Red Eléctrica de España (REE) – Informes del sistema eléctrico y de energías renovablessistemaelectrico-ree.essistemaelectrico-ree.eseexcellence.es.
- Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030miteco.gob.esmiteco.gob.es.
- Artículos de prensa especializada: 20minutos (Clara Pinar, 2024) sobre balances territoriales20minutos.es20minutos.es; Xataka (Alba Otero, 2024) sobre hitos y conflictos renovablesxataka.comxataka.com; El Periódico de la Energía (Ramón Roca, 2025) sobre control de tensión y apagónelperiodicodelaenergia.comelperiodicodelaenergia.com; Infobae/España (Clara Arias, 2025) sobre advertencias de REE en estabilidadinfobae.cominfobae.com; La Vanguardia (Luis B. García, 2023) sobre rechazo a líneas MATlavanguardia.comlavanguardia.com, entre otros.
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