Está ahí, esperando a que alguien le dé la luz o le autorice a poder engancharse a la red y poder encenderla. Es la España parada y sin energía en la que muchos ciudadanos, proyectos y empresas están atrapados y desesperados. En algunos casos la demora se traduce en retrasos interminables para la entrega de una nueva promoción de viviendas terminada pero a la que aún no se ha podido suministrar energía. En otros, son estaciones con cargadores de vehículos recién instalados pero que llevan meses sin funcionar a la espera de que el enganche a la corriente sea autorizado. En no pocas empresas hay pedidos que se tambalean por el incremento de potencia de energía que requieren y que quizá no se logre obtener a tiempo. O peor aún, ayuntamientos y gobiernos que ven cómo la insuficiente red eléctrica de la zona complica inversiones con alta demanda energética y que estaban llamados a ser generadores de empleo y actividad económica.

PUBLICIDAD

La voz de alerta la lanzaron el pasado martes las principales distribuidoras del país. Compañías como Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP, a través de la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (AELEC), revelaron que la red de distribución de energía de nuestro país está saturada y más cerca del colapso que de satisfacer más demanda. La mayor parte de los nudos de la red de distribución, el 83,4%, no puede satisfacer más peticiones de suministro eléctrico y en algunos lugares el colapso es ya una realidad.

En los últimos años se ha producido un cambio muy relevante no sólo con el proceso de electrificación y descarbonización de la economía española, sino también en la penetración de nuevas industrias. Los centros de datos, grandes demandantes de potencia eléctrica, son el ejemplo más evidente. Los datos aportados por el Ministerio de Transición Ecológica revelan que desde 2020, de los 43 GW de capacidad de acceso a la red concedidos, casi un tercio, 12,6 GW correspondían a centros de datos y 2,3 GW a infraestructuras de recarga de baterías eléctricas.

La red actual está compuesta por 45.500 kilómetros de líneas de alta tensión, más de 700 subestaciones, 6.000 posiciones y 225 transformadores. El último eslabón de la cadena, la distribución que llega hasta el cliente final, está a punto del colapso en no pocos lugares del país. Por eso solicitar nuevos suministros o una mayor potencia es cada vez un proceso más complicado de satisfacer. En esta situación, la implantación de nuevos proyectos, complejos residenciales o incrementos de potencia, pueden demorarse en el tiempo para lograr la necesaria autorización de enganche a la red.

Red desfasada para un nuevo modelo económico

Son las propias distribuidoras las que reconocen que miles de nudos de la red no pueden absorber más demanda. En particular en algunas zonas del país. Según los datos aportados por Aelec, Euskadi y La Rioja son las Comunidades Autónomas con mayor nivel de saturación en sus redes de distribución. En estos casos se eleva al 99% la capacidad ocupada, bien por consumidores ya operativos o por proyectos con derechos de conexión activos. En Aragón el porcentaje es del 96%, del 94% en Navarra y del 93% en Andalucía.   

Sólo el año pasado las eléctricas denegaron más del 60% de las peticiones de acceso a la red. O lo que es lo mismo, dos de cada tres solicitudes para conectarse a sus infraestructuras fueron rechazadas, según los datos de la CNMC. Hace tiempo que el sector viene advirtiendo del riesgo de que inversiones millonarias se pierdan o simplemente no contemplen a España como destino por las dificultades de acceso al suministro eléctrico. “España no ha sido capaz de acompasar su red a la gran eclosión de las renovables y de la demanda”, asegura Antonio Aceituno, CEO de Tempos Energía.

Asegura que la red con la que cuenta nuestro país es de hace “50 o 60 años” mientras que la actividad económica de España “nada tiene que ver con la de esa época”: “Hay pueblos en los que en su momento un electricista tiró cables e hizo la red del pueblo que aún se siguen utilizando…”. La cada vez mayor electrificación de la economía y la implantación de sectores grandes demandantes de electricidad han sido factores determinantes para este nivel de congestión de la red en los últimos años: “Yo siempre digo a mis clientes que la potencia contratada es el bien más preciado de una industria, que ellos valen la potencia que tengan contratada”, asegura Aceituno.

Actualmente se requieren entre dos y tres años para lograr la autorización para un aumento de potencia en una empresa o para solicitar nuevos suministros: “Por eso cada vez más empresas optan por irse fuera, a Portugal, por ejemplo, donde la situación es mucho menos saturada”. Una de las consecuencias es que el “autoconsumo” ha ido ganando presencia para poder hacer frente a una situación en la que se requiera más potencia: “Tengo clientes que pidieron un aumento de potencia a la red en mayo de 2021 y no se la concedieron hasta septiembre de 2023. Era un aumento de potencia que necesitaban para producir, con el que iban a generar empleo… ¡y tardaron dos años y medio en lograrlo!”, lamenta Aceituno.

Nueva planificación eléctrica

El viernes la ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen presentó el plan para ampliar y actualizar la red eléctrica de aquí a cinco años. Aseguró que con él se quiere “cubrir las necesidades de demanda” del futuro y conformar una “red moderna que nos permita seguir electrificando nuestra economía”. La planificación eléctrica ahora en vigor prioriza satisfacer las peticiones de acceso por generación eléctrica –las renovables representan el 67% de las peticiones- y el crecimiento de autorizaciones por demanda apenas crecen a un ritmo vegetativo y es escaso en el sector residencial.

Ahora el Gobierno quiere reconsiderar el modelo y dar mayor peso a las peticiones por demanda de suministro y potencia. No en vano, el 41% de las peticiones son de este tipo. La propuesta ministerial –aún en fase de información pública- prevé multiplicar por 14 el acceso a la red de transporte para nuevos consumidores, para pasar de los 2GW actuales a 27.7 GW. En la red de distribución se propone crecer hasta los 5,3 GW y 422 ampliaciones de conexión. Esta ampliación de capacidad se plantea fundamentalmente para proyectos como la producción de hidrógeno verde (13,1 GW), 9 GW para proyectos industriales y 3,8 GW para centros de datos. La electrificación portuaria (1,2 GW) y ferroviaria (560 MW) también se contemplan. Los nuevos desarrollos residenciales y de viviendas contarán con 1,8 GW más de capacidad.

Juan Antonio Martínez es consultor energético de empresas y particulares en el Grupo ASE. Pone el foco en el proceso de electrificación con el que se quiere erradicar el consumo de combustibles fósiles y que está suponiendo requerir de una red más robusta: “Si queremos tener nuevos sectores como centros de datos, cargadores para vehículos eléctricos o similares, necesitamos sentarnos y planificar mejor la red”. Las peticiones de demanda se han multiplicado en número y han evolucionado en su tipología, con peticiones de grandes centros como uno de los elementos con mayor incidencia en la red.

Martínez apunta que ahora los distribuidores deben garantizar los crecimientos vegetativos, razonables, de la demanda de sus redes, “pero si a nuestra economía están llegando sectores de gran demanda hablamos de otra cosa, no es un crecimiento natural y quizá el distribuidor debería contar con apoyo para que sus inversiones sean rentables”.    

17 'reinos de Taifas'

Roberto Cavero es ingeniero experto en energía. Considera que uno de los problemas pasa por reforzar las inversiones para mejorar la red de distribución, pero sobre todo, para descentralizarla. Asegura que una de las razones de la saturación de la red pasa por la concentración en el entorno de grandes núcleos y que la planificación a futuro que ahora se anuncia debería evitar.

A ello añade los problemas de burocracia y maraña de normativas a la que en muchos casos deben hacer frente no pocos proyectos: “Tenemos 17 Comunidades Autónomas y cada una actúa como un pequeño ‘reino de taifas’. Si una empresa debe conectarse a una subestación con capacidad libre en un radio superior a 10 kilómetros se sumerge en trámites de permisos especiales complicados, su conexión pasa por distintos pueblos y ayuntamientos, con partidos diferentes, etc. Son muchos los que deciden sobre esa conexión. Las reglas de juego no están unificadas y centralizadas y eso complica mucho los procesos. Hay cierta inseguridad jurídica y eso dificulta las inversiones”.

Cavero recuerda que en muchos casos algunos proyectos de sectores grandes demandantes de energía, como cementeras, metalurgias o centros de datos, si no tienen claro que podrán contar con el suministro de modo sencillo, se frenan. Estas iniciativas se ven abocadas a conectarse a la red en subestación más lejanas, con la complejidad y sobrecostes que ello supone: “Nosotros hemos trabajado con inversores con proyectos de 300 a 500 MW que han terminado por marcharse a Italia, Portugal o un país del Este porque allí el proceso era más sencillo. Un inversor no quiere esperar más de dos años”.   

PUBLICIDAD