Una red de distribución infrautilizada y saturada: ¿cómo es posible?

Desde septiembre de 2025 conocemos un dato preocupante: más del 82% de las subestaciones eléctricas de la red de distribución española no disponen de capacidad para conectar nueva demanda. Esta información, publicada por las empresas distribuidoras a instancias de la CNMC, se ha convertido en uno de los principales cuellos de botella para el desarrollo económico del país. Está frenando proyectos industriales, promociones de vivienda y la expansión de infraestructuras críticas como centros de datos o puntos de recarga para vehículos eléctricos.

Pero cuando analizamos el uso real de esa red supuestamente saturada aparece una paradoja difícil de ignorar. Con una demanda peninsular prevista en distribución para 2025 de 215.791 GWh y una potencia facturada de 178.282 MW, la utilización media de la red se sitúa en apenas 1.210 horas equivalentes al año.

La situación es aún más llamativa si pintamos una curva ordenando las horas de mayor a menor potencia utilizada: la red solo se acerca a su capacidad máxima durante menos del 10% de las horas del año. O dicho de otra manera: tenemos una red que “no puede” admitir más demanda, pero que el 90% del tiempo trabaja muy por debajo de su capacidad nominal.

Dos claves para entender la paradoja

Esta aparente contradicción, saturación administrativa e infrautilización física, responde a dos circunstancias estructurales del sistema eléctrico español.

1. Acaparamiento de potencia con coste y riesgo limitados

Existe un volumen muy relevante de potencia concedida por las distribuidoras que todavía no se ha materializado en utilización efectiva. Este fenómeno tiene tres caras.

Primera, proyectos industriales, promociones inmobiliarias o instalaciones de generación en distintas fases de desarrollo. Han obtenido permisos de acceso y, por tanto, han “reservado” capacidad en las subestaciones, pero las obras no han empezado, la tramitación administrativa se alarga o el proyecto se retrasa por motivos técnicos o financieros. Esa potencia concedida pero no contratada ocupa espacio en el sistema y bloquea el acceso a otros proyectos listos para ejecutarse.

Segunda, el acaparamiento especulativo. Algunos agentes han solicitado derechos de acceso sin intención clara o inmediata de utilizarlos, confiando en su futura revalorización o buscando simplemente impedir la entrada de competidores. Es una práctica difícil de cuantificar, pero que contribuye de forma significativa a la sensación de saturación.

Tercera, incluso entre quienes sí han formalizado el contrato de acceso, existe una brecha considerable entre la potencia contratada y la realmente utilizada. Los datos de las tarifas industriales (6.x) son muy claros: la diferencia entre la potencia contratada en el periodo 6 (el más barato del sistema, que incentiva la contratación de potencia base) y la potencia efectivamente facturada supera los 12 GW. Es capacidad de red reservada, pagada, aunque a precio reducido, pero sistemáticamente infrautilizada.

2. Un criterio de asignación potencia firme desconectado de la realidad operativa

El núcleo del problema está en el propio diseño del sistema de asignación de capacidad. La potencia se asigna bajo un criterio de firmeza absoluta: se supone que cada usuario podría utilizar toda su potencia contratada las 8.760 horas del año y de forma simultánea al resto de usuarios.

Desde el punto de vista de la seguridad del suministro es un enfoque prudente. Pero no tiene nada que ver con los patrones reales de consumo, en los que la coincidencia de picos de demanda es mucho menor. La consecuencia es la infrautilización de la capacidad instalada en la red eléctrica.

Consecuencias económicas y climáticas

Esta situación tiene efectos económicos y sociales de primer orden. Proyectos con viabilidad técnica y económica quedan bloqueados por “falta” de capacidad, mientras que una red que todos pagamos vía peajes regulados funciona muy por debajo de su potencial, encareciendo innecesariamente el sistema.

Además, esta ineficiencia en la asignación de capacidad ralentiza la transición energética y la electrificación de la economía, justo cuando más falta hace acelerar ambos procesos si queremos cumplir los objetivos climáticos.

Hacia un modelo más eficiente: prioridad de uso y flexibilidad

Resolver la paradoja exige reformas profundas en el modelo de asignación de capacidad.

En primer lugar, la capacidad debería asignarse a quien vaya a utilizarla antes, no a quien la pide antes. Esto implica:

• Establecer ventanas temporales (por ejemplo, anuales) de forma que, si la potencia concedida no se contrata en plazo, se pierda y se penalice al solicitante.
• Introducir recargos sobre la potencia contratada pero no utilizada de forma persistente (por ejemplo, durante los últimos cinco años).
• A la vez, ofrecer incentivos para devolver capacidad no utilizada garantizando prioridad en una futura concesión si el proyecto finalmente se materializa.

Pero la medida con mayor impacto potencial es la generalización de las conexiones flexibles que liberen potencia en los periodos punta.

España tiene pendiente la trasposición del artículo 32 de la Directiva (UE) 2019/944 y del artículo 6 bis de la Directiva (UE) 2024/1711, que regulan el desarrollo de la flexibilidad en las redes de distribución europeas. La Circular 1/2024 de la CNMC abre la puerta a estas conexiones flexibles, pero deja su implantación en manos de las distribuidoras, que deben desarrollar las especificaciones técnicas.

El problema es evidente: estamos dejando la solución de una restricción crítica, la falta de capacidad para nueva demanda, exclusivamente en manos de unas empresas cuyo incentivo legítimo, porque así lo marca la regulación, es invertir en redes para obtener un retorno financiero regulado.

Invertir sí, pero también aprovechar mejor lo que ya existe

Es imprescindible invertir más en redes de distribución. Llevamos más de una década en la que la inversión en redes va muy por detrás de la inversión en generación y de los objetivos de transición energética. Para que esa inversión se produzca, la CNMC tendrá que aprobar para el periodo regulatorio 2026-2031 un marco retributivo suficientemente atractivo.

Pero seamos realistas: nada de lo que se planifique hoy estará disponible antes de al menos cinco años, dada la tramitación administrativa que sufren las infraestructuras eléctricas en España.

Por ello, la única palanca con impacto real a corto plazo es liberar capacidad mediante conexiones flexibles. La experiencia internacional lo demuestra: en Países Bajos, su despliegue en 2025 ha permitido incrementar en torno a un 40% la potencia asignada sobre la potencia pico firme utilizada hasta entonces.

Tres modalidades de capacidad flexible

Existen, al menos, tres modalidades claras para asignar capacidad flexible a la demanda:

1. Por tramos horarios. La demanda que acepta una conexión flexible no podría conectarse en las horas punta (primeras horas de la mañana y desde la tarde hasta medianoche). Es una medida sencilla, que no exige cambios regulatorios complejos ni grandes desarrollos tecnológicos. Podría ser una realidad en 2026 si Ministerio, CNMC y distribuidoras se alinean.
2. Ante indisponibilidad de red. La normativa de calidad exige a las distribuidoras que el fallo de un elemento de red (criterio N-1) no suponga interrupciones al consumidor, lo que les obliga a ser muy conservadoras en la asignación de capacidad. Muchos usuarios industriales estarían dispuestos a aceptar que el tramo flexible de su potencia se desconecte precisamente en esa situación excepcional de fallo N-1, especialmente aquellos que dispongan de almacenamiento de energía en sus instalaciones.
3. Optimización en tiempo real. La gestión dinámica de la capacidad flexible y de los recursos de generación permitiría incrementar de forma notable la utilización de la red de distribución: en algunas zonas del Reino Unido ya supera el 20%. Para ello es necesario digitalizar la red y crear mercados locales de flexibilidad que asignen el uso de esa capacidad flexible. Este enfoque situaría a España en la vanguardia de las redes inteligentes y abriría un círculo virtuoso: redes mucho mejor aprovechadas podrían conectar mucha más demanda y, al mismo tiempo, reducir los peajes unitarios.

Una oportunidad que no podemos dejar pasar

España tiene por delante una oportunidad histórica: transformar una red de distribución administrativamente saturada pero físicamente infrautilizada en una palanca de competitividad, electrificación y reindustrialización.

No la desaprovechemos por falta de altura de miras o de valentía para cambiar el paradigma de cómo se diseñan, se construyen y se operan nuestras redes eléctricas. La flexibilidad y el uso inteligente de la infraestructura existente no son una opción exótica: son la condición necesaria para que la transición energética sea, además de verde, posible y asequible.

Joaquín Coronado Galdós es Presidente de Build to Zero