Red de distribución: el cuello de botella de Canarias
La red de distribución será decisiva para el éxito de la transición energética en Canarias. Durante años, el debate se ha concentrado en nuevas centrales renovables, líneas de transporte y grandes almacenamientos. Todo eso resulta necesario. Sin embargo, la electricidad llega a hogares, comercios, industrias y puntos de recarga por las redes de media y baja tensión. Es ahí donde la transformación empieza a encontrar límites cada vez más visibles.
La red de distribución ya es el corazón de la transición
La distribución fue diseñada, en gran medida, para un sistema unidireccional. La energía salía de grandes centrales, atravesaba la red de transporte y descendía hasta los consumidores.
Ese modelo está desapareciendo. Una vivienda puede consumir por la mañana, producir al mediodía y volver a demandar energía por la noche. Una batería puede cargar durante las horas solares y descargar en punta. Un aparcamiento puede concentrar decenas de vehículos eléctricos.
La red ya no se limita a repartir electricidad. Ahora debe observar y gestionar flujos bidireccionales que cambian con rapidez. Cuando carece de información suficiente, la operación se vuelve conservadora. Una red operada con escasa visibilidad acaba admitiendo menos generación, almacenamiento y electrificación de la que podría soportar.
Qué están cambiando España y Europa
El MITECO sometió a audiencia pública, entre el 6 y el 14 de julio de 2026, un proyecto para modificar las ayudas reguladas por el Real Decreto 1125/2021. Estas subvenciones financian inversiones en digitalización y automatización de la distribución. También cubren determinados refuerzos vinculados a puntos de recarga pública superiores a 250 kW.
Conviene precisar el alcance. No estamos ante una nueva gran convocatoria para modernizar las redes. El cambio busca ordenar la devolución de fondos no comprometidos y de los intereses generados durante la fase final del Plan de Recuperación. El programa partió de 525 millones de euros transferidos para estas actuaciones.
La lectura es incómoda. Mientras la transición energética exige acelerar la modernización de la distribución, la Administración se prepara para recuperar recursos que podrían no ejecutarse dentro de plazo. También se ponen de manifiesto las dificultades para convertir la digitalización en proyectos maduros, autorizados y puestos en servicio.
Europa, por su parte, está elevando el nivel de exigencia. La Comisión Europea plantea redes inteligentes con visibilidad en tiempo real, interoperabilidad y capacidad de control. También propone indicadores de desempeño, gemelos digitales, mayor medición avanzada y una participación más activa de la demanda.
La Comisión estima que Europa necesitará invertir alrededor de 730.000 millones de euros en redes de distribución entre 2024 y 2040. Su mensaje es claro. Antes de construir siempre más infraestructura convencional, deben estudiarse soluciones digitales, almacenamiento y flexibilidad capaces de aprovechar mejor los activos existentes.
Por qué el problema es más delicado en Canarias
En un sistema continental, una congestión local puede aliviarse mediante una red amplia y muy mallada. En Canarias, cada isla dispone de menos caminos alternativos y de un margen operativo menor.
Red Eléctrica reconoce que los sistemas no peninsulares tienen un tamaño reducido, menor conectividad y menos opciones de respuesta ante una necesidad. También señala su menor estabilidad y la mayor dificultad para integrar generación renovable.
Los problemas que aparecen en un alimentador, un centro de transformación o una subestación deben resolverse dentro del propio sistema insular. Una limitación aparentemente pequeña puede terminar condicionando nuevas conexiones en todo un municipio o una zona eléctrica.
Además, el autoconsumo modifica la demanda que observa la red. En algunas áreas, la carga neta cae durante las horas solares. Incluso puede invertirse el flujo hacia niveles superiores de tensión. Al atardecer, esa producción desaparece y la demanda vuelve a crecer.
No se trata de un efecto indeseable. Es la consecuencia lógica de incorporar generación renovable distribuida. Pero obliga a conocer lo que ocurre en cada tramo. Sin sensores y modelos actualizados, pueden aparecer sobretensiones, sobrecargas locales o actuaciones incorrectas de las protecciones.
La transición canaria no necesita únicamente más cobre. Necesita una distribución capaz de tomar decisiones.
Observabilidad: saber qué está pasando
No se puede gestionar una red que apenas se ve. Los centros de control necesitan medidas de tensión, intensidad, potencia activa, potencia reactiva y calidad de suministro en los puntos relevantes.
Los contadores inteligentes son importantes, pero no bastan. También hacen falta sensores en centros de transformación, telecontrol de celdas y herramientas de estimación de estado. La red debe poder anticipar una congestión, no limitarse a reaccionar cuando ya se ha producido.
La información disponible también debe ser suficientemente granular. Una medida agregada en una subestación puede ocultar lo que está ocurriendo en varios circuitos situados aguas abajo.
Automatización y regulación de tensión
La entrada de generación fotovoltaica puede elevar la tensión en determinados circuitos durante las horas de mayor producción. La recarga de vehículos y la electrificación de consumos térmicos pueden provocar el efecto contrario y crear puntas locales intensas.
La respuesta debe combinar transformadores con regulación en carga, equipos de compensación, automatismos y consignas para inversores renovables y baterías. La electrónica de potencia puede ayudar mucho, siempre que exista coordinación.
No basta con exigir a los inversores que cumplan determinadas capacidades técnicas. Es necesario definir cómo deben actuar, qué consignas recibirán y quién comprobará el servicio prestado.
Telecomunicaciones y ciberseguridad
Una red inteligente depende de comunicaciones fiables. No sirve de mucho instalar equipos avanzados si las órdenes llegan tarde, se pierden o carecen de redundancia.
Las telecomunicaciones deben formar parte del diseño eléctrico desde el principio. También la ciberseguridad. Cuanto más automatizada esté la distribución, mayor será la necesidad de proteger datos, protocolos y sistemas de mando.
La digitalización no consiste en colocar dispositivos aislados. Exige construir una arquitectura completa, mantenible y capaz de seguir funcionando durante una avería o una emergencia.
Gestión activa y flexibilidad
No todas las limitaciones requieren construir inmediatamente una nueva línea. En ocasiones resulta más eficiente modular una batería, desplazar una recarga o reducir temporalmente una inyección renovable.
Eso exige mecanismos transparentes de flexibilidad. Los consumidores y productores deben conocer cuándo su respuesta aporta valor, cómo se mide y qué compensación reciben.
Una restricción permanente no puede disfrazarse de flexibilidad. Sin embargo, una solución temporal, voluntaria y remunerada puede evitar inversiones prematuras. También puede acelerar conexiones que, de otro modo, quedarían bloqueadas durante años.
Autoconsumo, baterías y vehículo eléctrico necesitan red
El autoconsumo seguirá creciendo porque reduce compras de energía y acerca la producción al consumo. Pero su expansión puede frenarse si los circuitos no tienen capacidad para absorber excedentes o mantener la tensión.
Las baterías pueden aliviar parte del problema. Sin embargo, su ubicación y su modo de operación importan tanto como su potencia. Una batería situada donde existe una congestión local puede aportar mucho más valor que otra instalada en un punto eléctricamente irrelevante.
El vehículo eléctrico presenta una dificultad parecida. Su consumo anual puede resultar perfectamente asumible, mientras su potencia coincidente satura una acometida o un centro de transformación.
Por eso, la recarga inteligente debe dejar de ser una opción decorativa. Debe convertirse en un elemento normal de la planificación y permitir que los vehículos carguen cuando existe capacidad de red o abundancia renovable.
En una entrada anterior sobre la electrificación de Canarias ya advertíamos que sustituir combustibles fósiles por electricidad solo será útil si el sistema puede producirla y gestionarla de forma limpia. La distribución es el lugar donde esa advertencia se vuelve física.
Qué debería hacer Canarias
Canarias necesita planes de distribución diferenciados por islas y zonas eléctricas. No basta con publicar cifras agregadas de inversión. Deben identificarse los circuitos congestionados, las necesidades de regulación de tensión, la capacidad disponible y las actuaciones previstas.
También hace falta una coordinación más estrecha entre las distribuidoras, Red Eléctrica, las administraciones y los promotores. La operación del sistema no termina en la frontera entre transporte y distribución.
Una instalación conectada en media tensión puede influir en la tensión, el balance y la seguridad de toda una isla. Por eso, los intercambios de información entre el operador del sistema y los gestores de las redes de distribución deberán crecer de forma considerable.
La regulación retributiva debe reconocer las inversiones digitales con el mismo rigor que una línea o una subestación. Un sensor, un sistema de telecontrol o una plataforma de gestión activa pueden liberar capacidad real. Su valor debe medirse por el servicio que prestan, no por el volumen de obra civil que requieren.
Por último, la información sobre capacidad de conexión debe ser comprensible, verificable y actualizada. Una transición ordenada necesita transparencia para evitar proyectos inviables, solicitudes especulativas y años de tramitación improductiva.
La infraestructura que no se ve también decide
La red de distribución no tiene la presencia visual de un parque eólico ni la fuerza simbólica de una central de bombeo. Está enterrada bajo las calles, instalada en centros de transformación o desplegada sobre apoyos que forman parte del paisaje cotidiano.
Sin embargo, ahí se decidirá buena parte de la transición energética canaria. Una distribución moderna permitirá integrar más autoconsumo, aprovechar las baterías y ordenar la recarga eléctrica. Una red atrasada hará exactamente lo contrario.
No podemos pedir a la ciudadanía que electrifique su movilidad, instale placas solares y participe en comunidades energéticas mientras la infraestructura que debe conectar todo eso avanza con años de retraso.
La transición energética no llegará únicamente desde las grandes instalaciones. También tendrá que abrirse camino, circuito a circuito, por cada red de media y baja tensión de las islas.
