Joan Ramón Morante y Héctor Santcovsky

26 de junio de 2026.

La transición energética es ya un eje central de la agenda pública, con implicaciones geopolíticas, económicas, sociales y ambientales. Implica repensar el suministro, el almacenamiento y el papel de la red de transporte y distribución, con nuevos actores —generadores, consumidores y almacenadores— y una previsión de multiplicar por tres la electricidad consumida en 2050. Es una transformación sin precedentes que exige revisar infraestructuras, marcos regulatorios, modelos de negocio y gobernanza.

Volatilidad fósil versus estabilidad renovable. El papel de las redes

Desde la primera crisis del petróleo, el precio de los combustibles fósiles ha estado sujeto a especulación, geopolítica y conflictos bélicos, como la guerra de Ucrania, generando décadas de incertidumbre para ciudadanos, industrias y planificadores.

Cuando la mayoría de la energía proceda del sol y el viento, los costes de amortización, operación y renovación deberán estar fijados y controlados por las autoridades, ya que la materia prima está disponible para todos y su coste marginal es prácticamente nulo. Esto abre la puerta a desvincular el precio de la energía de la volatilidad geopolítica.

Lo mismo aplica al almacenamiento de excedentes para cubrir la demanda 24/7. Baterías, bombeo hidroeléctrico o hidrógeno verde deben regularse con tarifas claras que impidan que la energía almacenada se encarezca por lógica especulativa, considerándola un bien público y no solo un negocio.

El transporte y la distribución dejan de ser un mero conductor de electrones para convertirse en el sistema nervioso de una economía descarbonizada. La capacidad de evacuar la energía generada en zonas rurales, costeras u offshore hacia los centros de consumo determinará el ritmo y el coste de la transición. Una red mal planificada puede ser el principal cuello de botella del proceso.

¿Atrapados entre los nuevos modelos y la potencia de la red?

El autoconsumo y las comunidades energéticas democratizan la energía y reducen costes, pero mantener los derechos de suministro obliga a conservar una «potencia latente» para emergencias. La Comisión Europea autorizará a España un mecanismo de capacidad por diez años, con un coste estimado de 9.000 millones —equivalente a unos 9 GW—, al margen de lo que ya se paga por potencia y redes aunque no haya consumo.

¿Supone esto una connivencia entre dos sistemas paralelos? ¿No debería el almacenamiento a gran escala cubrir esa función? Falta una hoja de ruta clara, más allá del PNIEC, sobre cómo evolucionará la red. Su ausencia explica episodios como el reciente apagón e incumple recomendaciones de ENTSO, generando sobrecostes como los 607 millones anunciados por el MITECO el 21 de mayo para reforzar la red con compensadores síncronos, tras unas restricciones técnicas que en 2025 superaron los 3.000 millones de euros por la dependencia del gas.

Preguntas críticas sobre el modelo actual

¿Es idónea la actual estructura de la red? ¿Responde el mercado marginalista a la realidad de hoy? Este modelo, donde el precio de toda la electricidad se fija según el coste de la última unidad despachada —normalmente un ciclo combinado de gas—, se diseñó en un contexto de generación fósil dominante. Con renovables de coste marginal cero, genera rentas injustificadas para los productores y encarece la factura sin reflejar los costes reales. ¿Cómo evolucionar hacia 2050? ¿Tiene la CNMC capacidad suficiente?

Un estudio europeo de ENTSO-E y DSO-E señala la falta de planificación en España y las discrepancias entre actores. Reclama un único plan nacional de desarrollo de red, coordinado entre el operador del sistema y las empresas, con un escenario claro de electrificación, demanda y despliegue renovable. Los países líderes comparten una planificación territorial pactada con entidades locales, evaluada subestación por subestación. Hace falta un mapa dinámico público de capacidades de red —con datos de proyectos de más de 1 MW— que evite el colapso de nodos saturados.

¿Sirven las formas operativas actuales para estos cambios? El apagón del 28 de abril de 2025 y los sobrecostes continuos para garantizar la estabilidad son síntomas de grietas estructurales que no se resuelven con parches. La pregunta de fondo es si Red Eléctrica de España, bajo el paraguas del SEPI, tiene el marco institucional, los incentivos y la independencia regulatoria necesarios para liderar esta transformación.

Riesgos de concentración: el modelo SEPI y alternativas europeas

Concentrar todo en una misma entidad pública es un riesgo elevado. La liberalización de la telefonía, la separación ferroviaria o la creación de gestores de red independientes en otros países muestran que la separación funcional y patrimonial genera sistemas más eficientes y orientados al interés público. Concentrar funciones regulatorias, operativas y patrimoniales en una sola entidad crea conflictos de interés y dificulta la supervisión independiente.

En Alemania, cuatro TSO independientes (TenneT, Amprion, 50Hertz y TransnetBW) coordinan la planificación bajo supervisión de BNetzA. En Francia, RTE opera con plena separación de EDF. En Reino Unido, el operador del sistema (NESO) carece de intereses patrimoniales en la red. ENTSO-E y ENTSO-G han señalado las deficiencias de interconexión de España con Europa como un riesgo clave para la seguridad de suministro en la Península Ibérica.

En España, la gestión de la red y la planificación energética reproducen tensiones entre el Estado y las comunidades autónomas. Las comunidades con mayor potencial renovable —Aragón, Castilla y León, Extremadura, Andalucía, Galicia— acogen grandes instalaciones cuyos beneficios y capacidad de decisión residen en instancias estatales o en grandes operadores con sede en Madrid. Este desequilibrio afecta a la aceptación social de los proyectos y a la distribución de los beneficios de la transición.

La planificación de la red de transporte, competencia exclusiva del Estado a través de REE, no siempre integra las necesidades territoriales. La tramitación estatal de proyectos sin coordinación con la ordenación territorial autonómica genera conflictos, retrasos y percepción de imposición. Hace falta una cogobernanza energética multinivel real.

¿Qué planificación necesitamos?

No hay certeza sobre el camino exacto, pero sí sobre la necesidad de definir las herramientas para planificarlo hasta 2050. Esa hoja de ruta no puede depender solo de los operadores actuales. Se necesita un proceso participado, técnicamente sólido y legítimo que defina:

  • Arquitectura institucional futura: quién opera, regula y planifica, con qué independencia y rendición de cuentas.
  • Modelo de mercado adaptado a una matriz renovable, sustituyendo el esquema marginalista por contratos por diferencias, subastas a largo plazo o modelos híbridos con señales de inversión estables y sin rentas injustificadas.
  • Revisión de la CNMC, que hoy carece de recursos y mandato para supervisar la creciente complejidad del sistema.
  • Modelo de financiación y retribución de red que incentive la inversión sin trasladar riesgos indebidos a los consumidores.
  • Mecanismos que impidan la especulación en el almacenamiento de energía.

El PNIEC plantea objetivos cuantitativos loables, pero le falta concreción en los mecanismos de despliegue, los instrumentos regulatorios y la gobernanza institucional necesarios para alcanzarlos. Sin eso, son aspiraciones, no compromisos. La transición energética no ocurre sola: exige decisiones políticas valientes, reformas institucionales profundas y una sociedad informada y comprometida.

¿Redes eléctricas, quo vadis? La respuesta no puede esperar.