España tiene más de 60 gigavatios (GW) de nueva demanda eléctrica pendientes de conexión a la red. Son industrias, centros logísticos, parques tecnológicos, plantas renovables, estaciones de recarga para vehículos eléctricos, urbanizaciones o centros de datos que necesitan acceso a energía para poder operar. Sin embargo, en muchas zonas del país, la red eléctrica de distribución está saturada o no dispone de capacidad suficiente para conectarlos. Esta situación, lejos de mejorar, podría agravarse si se aprueba el nuevo sistema retributivo propuesto por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).
El problema no es técnico, sino económico y regulatorio. El nuevo modelo que se encuentra en consulta pública establece que las inversiones en nuevas infraestructuras de red solo empezarán a cobrarse cuando haya demanda efectivamente conectada. Esto implica que si una compañía construye una línea para dar servicio a un futuro desarrollo industrial o a un polígono aún sin actividad, no recibirá ningún ingreso hasta que se conecte el primer cliente. Y en muchos casos, eso podría tardar entre cinco y ocho años. En zonas como Catalunya, Comunitat Valenciana, Madrid, Andalucía o el eje del Ebro, donde la saturación ya es crítica, esta situación genera un cuello de botella estructural.
En Catalunya, Madrid o Andalucía la saturación de la red eléctrica de distribución ya es crítica
El sector eléctrico alerta de que esta lógica regulatoria desincentiva completamente las inversiones anticipadas, que son precisamente las necesarias para liberar los 60 GW de demanda que hoy están en lista de espera. Se necesita construir red antes de que llegue el cliente, no después. Pero si esa inversión no se remunera hasta que se materialice la demanda, simplemente no se hará. El resultado es un bucle que frena la electrificación del país y pone en riesgo su crecimiento industrial, su competitividad y su descarbonización.
Esta situación contradice frontalmente el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que fija metas ambiciosas para 2030: al menos un 74% de generación eléctrica renovable, electrificación del transporte, despliegue masivo de autoconsumo y desarrollo de infraestructuras digitales e industriales sostenibles. Para todo ello, se necesita una red eléctrica robusta, flexible y ampliada. Pero el nuevo marco retributivo no ofrece incentivos reales para que se construya esa red con anticipación, y en consecuencia, compromete la ejecución del propio plan del Gobierno.
A ello se suma el hecho de que la Tasa de Retribución Financiera (TRF) que acompaña el nuevo modelo también genera preocupación en el sector. La CNMC propone fijarla en el 6,46%, un nivel inferior al de otros sectores regulados en España como el aeroportuario (8,03%) o el de telecomunicaciones (6,98%), y claramente por debajo de los países de nuestro entorno como Italia (8,1%) o Reino Unido (7,6%). En un contexto de tipos altos y fuerte competencia internacional por captar inversiones, esta tasa no resulta lo suficientemente atractiva para movilizar el capital privado necesario.
El nuevo modelo retributivo incluye mecanismos de eficiencia que no se aplican por igual entre las compañías
Además, el modelo retributivo incluye nuevos mecanismos de eficiencia que se aplican de forma heterogénea entre compañías, sin reconocer adecuadamente los costes reales ni los riesgos operativos. Tampoco ajusta los costes operativos (OPEX) a la inflación ni al esfuerzo de modernización que requieren las redes. Y lo más grave: el sistema no contempla mecanismos de compensación por inversiones estratégicas o anticipadas, como exigen las directrices europeas. Todo ello añade incertidumbre financiera y jurídica, dificultando aún más la planificación a largo plazo.
En la práctica, esto significa que regiones con fuerte dinamismo económico o alta demanda de electrificación -como los entornos industriales del País Vasco, Aragón, Catalunya, Comunitat Valenciana o Andalucía- podrían ver cómo se ralentizan proyectos clave por falta de capacidad de conexión. Y los más afectados serán los consumidores: tanto empresas que no podrán crecer ni electrificar procesos, como ciudadanos que pagarán más en su factura si la red no se dimensiona correctamente y los costes fijos se reparten entre menos usuarios.
El sistema actual ya presenta signos claros de saturación. Muchos proyectos renovables tienen permisos de acceso concedidos, pero no pueden conectarse porque no existe red suficiente. Lo mismo ocurre con la instalación de cargadores rápidos para vehículos eléctricos en zonas clave del territorio. Si no se refuerzan las redes de distribución, no solo se retrasa la electrificación del transporte, sino también el cumplimiento de los objetivos climáticos.
Desde el sector se insiste en que el nuevo sistema retributivo debería reconocer la función estratégica de las redes eléctricas, y no tratarlas únicamente como infraestructuras sujetas a lógicas cortoplacistas de eficiencia. Construir redes hoy, aunque la demanda llegue mañana, es la única forma de garantizar que los 60 GW pendientes puedan conectarse a tiempo y con calidad de servicio. Pero para que eso ocurra, se necesita un modelo que proporcione visibilidad, certidumbre y retribución adecuada.
España se encuentra ante una disyuntiva crítica. Puede optar por un sistema que anteponga la inversión anticipada, la resiliencia y el despliegue ordenado de red , en línea con lo que marca el PNIEC, o por uno que aplaza el retorno económico y frena el crecimiento. Lo que está en juego no es solo un debate técnico, sino la posibilidad real de convertir el sistema eléctrico en una palanca de transformación industrial y climática. Si se falla aquí, el país podría perder una década clave.