El Gobierno anunció este martes la aprobación de la modificación puntual del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica en el horizonte 2026, incluyendo 73 actuaciones, con una inversión asociada de 489 millones de euros.

Según expresaron en el comunicado de prensa, 23 actuaciones destinadas a atender nuevas demandas de elevada potencia; nueve para almacenamiento y generación renovable –cuatro de ellas en nudos de transición justa–, tres para cubrir demandas de operación y 38 para atender necesidades surgidas en la ejecución de la Planificación vigente.

Esta decisión fue tomada luego de concluir el proceso de consulta pública iniciado en diciembre. Este Plan es el que prevé las actuaciones entre 2021 y 2026, aunque debido al gran avance de la transición energética fue necesario realizar un ajuste antes de lo esperado. 

Así como aportaciones de los gobiernos autonómicos y asesores de referencia, las asociaciones AELEC, AFBEL, ASEME y CIDE firmaron un documento sobre la propuesta de modificación del plan. 

En él aseguran que se han excluido el 95% de las actuaciones planteadas por las empresas distribuidoras de energía eléctrica para atender los nuevos suministros en la red de distribución de futuros proyectos industriales.

Muchas de las actuaciones planteadas previamente no llegaron a realizarse y algunas perdieron sentido con el avance de las renovables. 

En el artículo “El Plan de Desarrollo de Red Eléctrica avanza con 57 de las 171 actuaciones fijadas para renovables” queda demostrado cuánto de lo planeado pudo avanzar. 

Al igual que se manifiesta en esa nota, varios expertos del sector reclamaron que “cinco años es mucho tiempo” para un plan de actualización de redes, en medio de la emergencia climática en el que las tecnologías renovables mantienen una dinámica frenética. 

Entre los principales reclamos se resalta la insuficiencia del aumento del parque de activos en la red eléctrica, evidenciada por las restricciones técnicas que obligan a limitar la generación renovable en momentos de baja demanda y alta generación. 

Esta situación plantea preocupaciones sobre las inversiones previstas y los contratos de compra-venta de energía debido al vertido existente en varios nudos. 

Al respecto, Alejandro Labanda, Director de Transición Ecológica de beBartlet, sostiene que los procesos que implementa el operador de red para actualizar las infraestructuras “son correctos y muy participativos”, aunque coincide en que podrían añadirse instancias intermedias de ajustes como la que se activó en esta oportunidad. 

En diálogo con Energía Estratégica España, el consultor ha manifestado que lo más importante es que las actuaciones finalmente se ejecuten. 

“No se trata sólo de escuchar a la población y desarrollar nuevos proyectos, sino de ejecutar las instalaciones e inversiones para satisfacer la nueva demanda y promover la generación renovable», enfatiza.

El desafío de su implementación

Según lo planteado por Labanda, existen dos perspectivas diferentes en cuanto a cómo abordar este desafío, mientras que algunos proponen la implementación de inversiones «coactivas», otros abogan por agilizar el proceso de autorización.

En el primer caso, las inversiones se lanzarían antes de que los proyectos estén completamente desarrollados y tendrían como objetivo anticiparse a las necesidades del sistema y podrían recuperarse a largo plazo, con períodos de coordinación más extensos. 

Esta propuesta busca adaptar los plazos de desarrollo de infraestructuras a la velocidad de los proyectos y asegurar una planificación más flexible y proactiva.

En el segundo caso, enfatizan la necesidad de que los procesos de autorización sean más ágiles, rápidos y flexibles, intentando reducir los tiempos de espera y los trámites burocráticos asociados con la autorización de proyectos, lo que permitiría una implementación más rápida y eficiente de las infraestructuras necesarias para la transición energética.

Otras demandas a la red

Además de la aceleración de las actuaciones, desde el sector se ha remarcado la importancia de elegir los nodos de conexión más adecuados, así como mejorar el control de datos, incluyendo la comunicación y sus protocolos asociados para garantizar la eficiencia y la seguridad del sistema. 

Se destaca la necesidad de coordinar la confluencia de diferentes elementos en las instalaciones de distribución, como el autoconsumo, el almacenamiento y la recarga de vehículos eléctricos, mediante un manejo eficiente de estos datos. 

En entrevista con este medio, Luis Marquina explicó la urgencia de introducir la flexibilización de la demanda en la resolución de capacidad de acceso de generación para dar mayor garantía a  los desarrolladores de almacenamiento sin perjudicar a las industrias. [Ver nota completa]

Finalmente, se subraya la importancia de seguir dedicando tiempo a la investigación de nuevos materiales conductores para aumentar la capacidad de transporte de la red eléctrica, como medida complementaria a los sistemas de monitorización de la capacidad dinámica de transporte de líneas ya implementados.

[Para más detalles leer el siguiente artículo: ¿Cómo mejorar la red eléctrica para una mejor transición energética hacia 2030?]

Vale la aclaración que en paralelo a la decisión tomada por el Gobierno en la última reunión del Consejo de Ministros con Horizonte 2026, el pasado mes de diciembre se inició la elaboración de una nueva Planificación con Horizonte 2030, anticipada al ciclo de planificación sexenal habitual, para responder con más agilidad al proceso de transición energética, en la que tendrán cabida otras nuevas actuaciones de red.