AleaSoft: el sistema eléctrico ya no es el de hace 20 años

Hace dos décadas, el sistema eléctrico español se basaba casi exclusivamente en un modelo centralizado. Grandes plantas térmicas, nucleares e hidráulicas producían la electricidad que, a través de redes de transporte y distribución diseñadas para un flujo unidireccional, llegaba a los consumidores. Hoy, sin embargo, ese sistema ha cambiado profundamente. Pero ¿ha cambiado al mismo ritmo la infraestructura de red que lo sustenta?

De red pasiva a sistema complejo
No, no es el mismo sistema eléctrico. Aunque los pilares básicos siguen siendo las redes de transporte y distribución, su función y sus exigencias han cambiado radicalmente. Las redes ya no transportan solo electricidad desde las grandes centrales hasta los hogares. Ahora deben gestionar la entrada de millones de pequeños generadores, desde grandes parques fotovoltaicos o eólicos, hasta instalaciones de autoconsumo residencial.

En los últimos 20 años, la generación renovable ha pasado de representar menos del 20% de la producción eléctrica anual a superar el 50%. Además, el autoconsumo ha experimentado un auge notable: de ser anecdótico, se ha convertido en una tendencia imparable, con cientos de miles de tejados que ahora producen electricidad. Según datos de APPA, la Asociación de Empresas de Energías Renovables, en 2024 el 3,7% de la demanda eléctrica nacional se cubrió con energía procedente del autoconsumo, mientras que siete años antes, en 2017, este porcentaje apenas alcanzaba el 0,1%.

¿Y las redes? ¿Han crecido al mismo ritmo?
En términos físicos, la red ha crecido. Se han desplegado nuevas líneas de transporte, interconexiones y subestaciones. Como enuncia la dialéctica materialista, "los cambios cuantitativos producen cambios cualitativos", y este principio puede aplicarse al sistema eléctrico. No se trata solo de que la red haya aumentado en tamaño, sino de que ha cambiado cualitativamente respecto a la que había hace 20 años, cuando la eólica y la fotovoltaica aún no formaban parte del mix.

No obstante, este crecimiento no ha sido siempre proporcional al aumento de la generación distribuida ni a las nuevas exigencias del sistema. Muchas redes de distribución siguen operando con una arquitectura pensada para el siglo XX, sin la flexibilidad ni digitalización que el nuevo paradigma requiere.

La inversión ha existido, pero no ha sido suficiente. Se han priorizado grandes proyectos de interconexión y refuerzo del transporte, pero se ha invertido poco en adaptar las redes de distribución, las más afectadas por el crecimiento del autoconsumo y la generación distribuida.

Protección y estabilidad: nuevos desafíos
El sistema de protección también ha tenido que adaptarse. La lógica de protección unidireccional ha sido reemplazada por configuraciones más complejas que deben gestionar flujos bidireccionales, intermitencia renovable y variaciones rápidas de tensión y frecuencia. Sin embargo, muchas redes todavía carecen de protecciones modernas adaptadas a estas nuevas condiciones operativas.

Como consecuencia, la inestabilidad ha aumentado. No porque la energía renovable sea "inestable" en sí, sino porque el sistema no estaba preparado para integrarla de forma masiva sin acompañar dicha transición con inversión en redes inteligentes, automatización, almacenamiento de energía y gestión de la demanda.

¿Cómo se puede mejorar?
Para avanzar hacia un sistema eléctrico más estable y adaptado a la nueva realidad, es imprescindible acelerar la inversión en la digitalización de las redes, incorporando sistemas de control remoto y herramientas de gestión en tiempo real que permitan una operación más dinámica e inteligente. También es fundamental modernizar los sistemas de protección, dotándolos de lógica adaptativa y capacidad para gestionar microcortes y flujos bidireccionales, características esenciales en un entorno con alta penetración renovable.

La inversión en almacenamiento de energía, tanto a escala de red como en soluciones behind‑the‑meter, se vuelve clave para absorber excesos puntuales de generación, gestionar desequilibrios y contribuir a la estabilidad del sistema. Junto a ello, la planificación debe ser coherente. No basta con autorizar nueva potencia renovable si no se asegura que haya disponibilidad de red para evacuarla y que la red esté adaptada para gestionarla. Por último, es necesario impulsar la gestión activa de la demanda, promoviendo la participación del lado del consumidor en la flexibilidad del sistema mediante la modulación de su consumo para favorecer el equilibrio del sistema.

Las redes, pilar estratégico de la transición energética
La transición energética no es solo cuestión de generación renovable. Requiere una red robusta, inteligente y preparada. El sistema eléctrico ya no es el mismo de hace 20 años, pero las redes no siempre han evolucionado al mismo ritmo. Es urgente que la planificación energética incluya como eje central la modernización de la red si se quiere un futuro 100% renovable y estable.

Herramientas de AleaSoft Energy Forecasting para la gestión de la energía y el desarrollo de proyectos con almacenamiento
AleaSoft Energy Forecasting, a través de su división AleaBlue, proporciona previsiones de mercados eléctricos en los horizontes de corto y medio plazo. Estas previsiones son herramientas fundamentales para la gestión de la energía, la planificación, la elaboración de ofertas, la gestión de riesgos y para realizar coberturas. Además, se elaboran previsiones de demanda, así como de precios de los servicios de ajuste y de los mercados intradiarios, estas últimas especialmente útiles para el arbitraje de precios con sistemas de almacenamiento de energía.

Por su parte, la división AleaStorage está especializada en el análisis de proyectos de almacenamiento de energía. Entre los servicios que ofrece se incluyen estudios para estimar ingresos y rentabilidad, optimizar el dimensionamiento de baterías en sistemas híbridos con renovables y evaluar distintos modelos de negocio asociados al almacenamiento energético.