Invertir en redes eléctricas: el debate no es solo poner más dinero

Hola amigos, hoy os traigo una reflexión técnica sobre inversión regulada en redes eléctricas, saturación real, calidad de tensión, criterio N-1, capacidad física de los nudos y modelo calidad-riesgo.

Inversión en redes: una frase demasiado fácil

Cada vez que hablamos de electrificación, centros de datos, nueva industria, renovables o almacenamiento vuelve la misma frase: “hace falta invertir más en redes”. Dicho así, parece difícil discutirla. Pero construir más red no siempre es la respuesta correcta.

Lo digo después de muchos años trabajando en planificación de redes eléctricas. Allí pocas decisiones se resolvían simplemente con un «construyamos más».

Planificar significa priorizar, justificar inversiones, medir riesgos, estudiar alternativas y decidir qué actuación resuelve una necesidad sin generar un coste innecesario para el conjunto del sistema.

En redes ya se invierte. Lo que deberíamos preguntarnos es dónde, cuánto, para resolver qué necesidad y bajo qué criterio regulatorio.

Una red insuficiente puede frenar conexiones reales. Una red sobredimensionada también tiene consecuencias: esos activos terminan formando parte de los costes que soportan el sistema, los peajes, los consumidores o los presupuestos públicos.

Decir simplemente que «falta red» aporta poca información. Antes habría que saber de qué limitación estamos hablando:

• saturación real,
• capacidad reservada,
• acceso especulativo,
• problemas de tensión,
• falta de espacio físico en un nudo,
• criterio N-1,
• o necesidades futuras que todavía no se han materializado.

No todas requieren la misma respuesta.

El modelo español de retribución de redes se aproxima bastante a lo que en alguna ocasión he definido como un modelo calidad-riesgo.

La dificultad empieza al decidir cómo medimos ese riesgo.

El riesgo regulatorio no debería apoyarse solo en futuribles

No parece razonable medir el riesgo regulatorio únicamente a partir de expectativas futuras.

No basta con prever que algún día pueda instalarse en una zona un centro de datos, una industria o una nueva gran demanda eléctrica.

Una expectativa puede justificar estudios, planificación anticipada o cierta reserva prudente. Otra cosa es convertir automáticamente esa posibilidad en una inversión reconocida y retribuida.

El criterio seguido tradicionalmente ha sido más prudente: actuar cuando existen problemas justificables de saturación, capacidad o calidad de suministro.

Tiene sentido porque el modelo de retribución termina apoyándose en instalaciones concretas: activos construidos, auditables y con un coste que acaba formando parte del sistema.

Planificar el futuro no significa retribuir cualquier previsión

La planificación energética necesita mirar hacia delante. Sería absurdo esperar a que un problema estuviera completamente materializado para empezar a pensar en solucionarlo.

Pero la retribución regulada tiene otra exigencia: justificar que una inversión es necesaria y eficiente.

Confundir ambos planos puede llevar a construir con demasiada anticipación o con un dimensionamiento que finalmente no responda a la demanda real.

Podemos prever un crecimiento importante de la electrificación y preparar la red para ello. Eso no obliga a transformar cada previsión en una inversión inmediata sin valorar previamente su madurez, probabilidad y necesidad.

Tensión, continuidad y N-1 miden problemas distintos

Cuando hablamos de calidad tampoco estamos hablando de una única variable.

Podemos analizar calidad de tensión, continuidad del suministro, número de clientes afectados, duración de las interrupciones o cumplimiento del criterio N-1.

Cada indicador describe un riesgo diferente.

Una saturación permanente de una instalación no plantea el mismo problema que una contingencia temporal. Tampoco tiene la misma justificación ampliar capacidad para atender una demanda acreditada que reforzar una infraestructura pensando en una necesidad que todavía es incierta.

Meter todas estas situaciones dentro de la expresión «falta red» simplifica demasiado el diagnóstico.

Calidad de tensión: cuando construir no es la única alternativa

La calidad de tensión ofrece un buen ejemplo.

Un problema de tensión no siempre exige construir un nuevo activo de red.

Si en una zona existe generación síncrona —por ejemplo, una central nuclear o un ciclo combinado— capaz de proporcionar parte del soporte necesario, parece razonable estudiar primero qué recursos ya existen y qué pueden aportar.

La decisión deja entonces de ser exclusivamente técnica. Entran también aspectos económicos, regulatorios y de política energética.

Eso no elimina la necesidad de nuevos equipos cuando sean necesarios.

Después del apagón del 28 de abril de 2025, el Gobierno aprobó en julio una modificación puntual de la planificación de transporte 2021-2026 con 65 actuaciones y una inversión asociada de 750 millones de euros.

Entre ellas figuraban compensadores síncronos, equipos FACTS, reactancias, ampliaciones de subestaciones, relés de maniobra y posiciones destinadas a generación de emergencia en Canarias.

No hablamos simplemente de añadir kilómetros de líneas.

Muchas actuaciones buscaban mejorar el control de tensión, la respuesta dinámica del sistema, la estabilidad frente a oscilaciones y la capacidad de maniobra en determinados nudos.

Esto muestra algo que a veces olvidamos cuando decimos «hace falta más red»: una limitación eléctrica puede necesitar más capacidad convencional, pero también control dinámico, compensación, automatización o recursos específicos de estabilidad.

Antes de decidir una inversión habría que identificar el origen del problema y comparar las alternativas técnicas disponibles.

N-1 no equivale automáticamente a saturación

El criterio N-1 también necesita una lectura cuidadosa.

Que una instalación tenga una limitación bajo N-1 no significa necesariamente que esté saturada en régimen normal ni que deba repotenciarse inmediatamente.

N-1 analiza qué ocurre cuando falla uno de los elementos relevantes del sistema.

Su impacto dependerá del tipo de instalación, la duración de la indisponibilidad, los clientes afectados, la criticidad del nudo y las posibilidades de realizar maniobras o utilizar soluciones operativas alternativas.

Una saturación permanente y una limitación temporal bajo contingencia no representan el mismo riesgo.

Ambas deben analizarse, pero no necesariamente conducen a la misma inversión ni con la misma prioridad.

Acceso, operación y retribución siguen lógicas diferentes

Existe además otra dificultad práctica.

Los criterios utilizados para conceder acceso, operar la red y reconocer inversiones no siempre coinciden.

El cálculo de capacidad puede utilizar el criterio N-1 para determinar si un nudo admite nuevas conexiones. Sin embargo, detectar una limitación bajo ese criterio no implica automáticamente que el correspondiente refuerzo vaya a reconocerse como inversión retribuible.

Esto puede generar situaciones poco coherentes: al TSO o al DSO se le exige considerar determinadas restricciones para permitir una conexión, mientras que el mecanismo regulatorio puede aplicar otro criterio para decidir si reconoce el refuerzo necesario.

Esa diferencia merece tanta atención como la propia capacidad eléctrica.

A veces el límite no son los megavatios

También existe una restricción mucho más física: el espacio disponible en la subestación.

Un nudo puede disponer teóricamente de capacidad eléctrica y, sin embargo, no tener una posición disponible para conectar otro usuario.

Puede faltar espacio, una bahía, una configuración adecuada o simplemente resultar inviable incorporar físicamente una nueva conexión sin modificar previamente la instalación.

Una conexión de 20 MW, por ejemplo, puede ocupar una posición completa aunque el nudo disponga eléctricamente de mucha más capacidad.

En ese caso el límite no está únicamente en los megavatios. También está en la configuración constructiva y operativa de la subestación.

Quizá en el futuro pueda compartirse una posición o rediseñarse la instalación. Pero eso no significa que esa posibilidad exista hoy.

Invertir donde realmente hace falta

Hablar de «más inversión en redes» sin especificar el problema sirve poco para planificar una red eléctrica.

Antes deberíamos saber si tenemos una saturación real, capacidad reservada que no acaba materializándose, una limitación N-1, problemas de tensión, falta de espacio físico o una demanda futura cuya probabilidad todavía es incierta.

La modificación de planificación aprobada después del apagón ofrece un ejemplo interesante: una parte de las necesidades detectadas no se resolvía simplemente construyendo más líneas, sino incorporando herramientas específicas para controlar tensión, amortiguar oscilaciones y mejorar la respuesta del sistema.

La red tendrá que crecer para acompañar la electrificación. Pero crecimiento e inversión eficiente no son exactamente lo mismo.

Después de muchos años trabajando en planificación, yo aplicaría una regla bastante sencilla: primero definir con precisión qué problema tenemos; después decidir qué activo necesitamos para resolverlo.

A veces será una nueva línea. Otras, una subestación, una repotenciación, un equipo de compensación, automatización, una modificación operativa o incluso aprovechar mejor recursos que ya existen.

Tan mala decisión puede ser retrasar una inversión necesaria como construir anticipadamente una infraestructura que luego apenas se utiliza.

Esta es mi lectura desde la experiencia en planificación de redes. Evidentemente, el problema tiene también dimensiones regulatorias, económicas, operativas y territoriales que no caben enteras en un solo artículo.

Pero reducirlo todo a «hay que invertir más» nos deja precisamente sin responder la pregunta que debería venir antes:

¿qué problema concreto queremos resolver y cuál es la forma más eficiente de hacerlo?

Continuará:

"Digitalización de la red el nuevo reto regulatorio."