2 comentarios publicados La congestión de la red eléctrica en España suele aparecer en el debate público como un problema doméstico, derivado de la escasez de interconexiones con Francia o de la lentitud en el desarrollo de infraestructuras de transporte. Sin embargo, un reciente informe de la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) confirma que el “atasco eléctrico” es un fenómeno estructural que afecta a toda la Unión Europea.
El documento del organismo ofrece una radiografía preocupante: la falta de capacidad de intercambio entre países no solo encarece la factura de los consumidores, sino que también compromete la transición energética hacia un sistema descarbonizado.
Comercio transfronterizo
Desde 2020, la normativa europea obliga a los operadores de sistemas de transporte (TSO) a garantizar que, al menos, el 70% de la capacidad física de cada línea de interconexión se ponga a disposición del comercio transfronterizo. Esta regla busca aprovechar al máximo el mercado único de la electricidad, evitando que los países prioricen sus intercambios internos en detrimento de los flujos europeos.
Pero el balance es desalentador. Según ACER, en 2024 la aplicación parcial de esta obligación impidió que se materializaran unos 340 millones de euros en beneficios económicos. Si la norma se hubiera cumplido plenamente, el “dividendo eléctrico” para consumidores e industria habría alcanzado 580 millones, gracias a menores precios y menos volatilidad.
La realidad es que, de media, solo un 54% de la capacidad disponible se utilizó en las líneas más congestionadas de la región central de Europa, muy lejos del umbral del 70% que marca la legislación.
La falta de interconexión tiene consecuencias directas en los precios. El verano de 2024 dejó una fotografía clara en el sudeste europeo: durante varias semanas, la caída brusca de la producción solar al anochecer coincidió con un pico de demanda por las altas temperaturas. La escasa capacidad de importación desde países vecinos disparó el precio de la electricidad hasta los 1.000 euros/MWh en algunos mercados.
ACER estima que, si se hubiera cumplido el requisito del 70% en las interconexiones de la región, se habrían evitado más de la mitad de estos episodios de precios extremos. En países como Hungría, la frecuencia de precios por encima de los 400 €/MWh se habría reducido en más de un 50%.
En paralelo, se produjeron grandes divergencias de precios entre zonas vecinas. En la frontera entre Austria y Hungría, por ejemplo, el diferencial medio en hora punta superó los 200 €/MWh durante el verano, reflejando la incapacidad física de la red para canalizar la energía más barata hacia donde más se necesitaba.
Coste asociado
Ante la falta de capacidad estructural, según el informe de ACER, los países europeos han recurrido cada vez más a las llamadas “acciones remediales”: operaciones de redespacho, contracomercio o ajustes de tensión que permiten mantener la estabilidad del sistema en tiempo real. Sin embargo, estas medidas, tal y como reza el documento, son caras y poco sostenibles.
En 2024, su uso alcanzó los 60 TWh en toda la Unión, el equivalente al consumo eléctrico anual de un país como Austria. El coste asociado fue de 4.300 millones de euros, un 5% más que en 2023. La mayor parte se concentró en Europa central, donde la densidad de interconexiones y el peso del mercado hacen más frecuentes las intervenciones.
ACER identifica además que España también refleja este patrón, aunque con un matiz propio: casi la mitad de sus acciones remediales no respondieron a congestión térmica de las líneas, sino a problemas de estabilidad de tensión.
Brecha entre necesidades y ritmo
El diagnóstico de ACER apunta a un problema de fondo: la brecha creciente entre las necesidades de la red y el ritmo de desarrollo de infraestructuras. Más del 60% de los proyectos de refuerzo de la red incluidos en los planes europeos sufren retrasos respecto a su calendario inicial.
El caso de Alemania es el más ilustrativo. Ninguno de los grandes corredores de transmisión de corriente continua de alta tensión (HVDC) previstos para reforzar el flujo norte-sur entrará en operación antes de 2026. Mientras tanto, el país depende de costosas medidas de redistribución para equilibrar el exceso de renovables en el norte con la demanda industrial del sur.
La conclusión del informe es clara: los cuellos de botella en la red eléctrica son un obstáculo sistémico para completar el mercado interior de la energía. A pesar de los avances en acoplamiento de mercados y en algoritmos de asignación de capacidad, la falta de coordinación regional, las exenciones regulatorias y la lentitud en la expansión de la red perpetúan las ineficiencias.
En palabras de la agencia, la Unión necesita “un sistema eléctrico más integrado, flexible y coordinado”, capaz de garantizar precios estables, seguridad de suministro y la plena integración de las energías renovables.
Eduard
09/09/2025