Solo el 30% de los nodos de la red española tiene hueco real para conectar hoy

El debate público sobre acceso a red en España se mueve casi siempre en cifras agregadas: gigavatios de cola de conexión, porcentajes de saturación nacional, objetivos del PNIEC a 2030. Esa capa de análisis no responde a la pregunta que de verdad importa para quien evalúa dónde ubicar una batería: en qué nodo, concretamente, hay margen disponible hoy, y cuánto de ese margen ya tiene dueño.

PACADI, el registro de capacidad de acceso que publica Red Eléctrica, cubre 937 nodos de la red de transporte. Es el único dataset público de este tipo en Europa: ni Alemania, ni Francia, ni Italia publican capacidad disponible a nivel de subestación individual. Esto es lo que dice, nodo a nodo, sobre dónde está realmente el margen.

De los 937 nodos registrados, 285 muestran margen de conexión disponible en el snapshot de abril de 2026. Es el 30,4% del total. El resto, cerca de 650 nodos, no reporta hueco: o está en la práctica agotado, o no tiene margen libre registrado en esta actualización. El margen técnico remanente agregado en esos 285 nodos suma 108,83 GW, una cifra grande pero muy desigualmente repartida: una parte significativa se concentra en un número reducido de subestaciones de 400 kV.

El mapa del margen: los nodos con más hueco de almacenamiento

De los nodos con margen disponible, el ranking por capacidad de almacenamiento muestra un patrón geográfico consistente: Zarzón (Extremadura) encabeza la lista con 1.290 MW de hueco, seguido de Almazán (Castilla y León) con 1.246 MW y Silleda (Galicia) con 1.229 MW. Andalucía no lidera individualmente ningún nodo del top 3, pero coloca más entradas que cualquier otra comunidad en el conjunto.

Este patrón no es casual: son nodos de 400 kV en zonas de alta generación renovable donde la red de transporte tiene capacidad estructural sobrante fuera de las horas de máxima producción. No son, necesariamente, los nodos más cercanos a la demanda industrial.

Margen técnico y margen bancable no son lo mismo

Un nodo con 1.000 MW de hueco teórico no es automáticamente un proyecto financiable. Del total de 937 nodos, solo 312 (el 33,3%) tienen un valor de referencia acordado, la cifra que da certidumbre regulatoria sobre cuánta capacidad puede realmente contratarse en ese punto. Los otros 625 pueden mostrar margen técnico sin que exista todavía ese acuerdo.

El caso de Almazán ilustra la diferencia: 1.246 MW de margen de almacenamiento reportado, pero un valor de referencia acordado de solo 300 MW. La distancia entre ambas cifras es exactamente el tipo de matiz que el debate agregado sobre acceso a red no captura.

Margen técnico y valor de referencia resuelven dos de los tres elementos que un proyecto necesita para llegar a financiación. El tercero es la certidumbre comercial: un comprador solvente dispuesto a firmar un PPA. Con las horas en precio negativo duplicándose en 2025 respecto a 2024, los ingresos en mercado abierto son cada vez menos proyectables, lo que hace el PPA más necesario para cerrar financiación, no menos. Basta con que falte uno de los tres para que el proyecto se quede bloqueado.

Un pipeline que ya duplica la base conectada

A nivel nacional, la demanda y el almacenamiento con acceso ya concedido suman 88,24 GW, pero conviene descomponer esa cifra antes de compararla con ningún objetivo: mezcla dos magnitudes que no compiten por el mismo hueco. La demanda concedida son 38,29 GW, todavía por debajo del objetivo de demanda electrificada del PNIEC para 2030 (53 GW). El almacenamiento concedido son 49,95 GW, que no se mide contra un objetivo de demanda, sino contra la base de BESS realmente instalada hoy: 0,31 GW. Lo concedido equivale a 160 veces lo construido.

A eso se suman 43,06 GW adicionales en solicitudes pendientes de resolución, cerca del 40% del margen técnico remanente del sistema. El margen remanente y la demanda pendiente no son cifras comparables por separado: la pendiente es una porción de ese margen.

Esto no significa que el sistema vaya a quedarse sin margen técnico a corto plazo: incluso si toda la demanda pendiente se aprobara, quedaría margen libre. Pero casi cuatro de cada diez megavatios remanentes ya tienen solicitante, y el ritmo de nuevas solicitudes no da señales de desacelerar.

Qué tipo de proyecto se conecta, y dónde

Almena rastrea las autorizaciones de conexión publicadas en el BOE y el DOGC para construir el mapeo planta-nodo de los proyectos que llegan al mercado. Conviene una advertencia sobre el propio dato: el corpus de DOGC cubre con detalle los proyectos pequeños de distribución en Cataluña, mientras que el archivo histórico de BOE para grandes proyectos de transporte está, en la ventana actual, incompleto. Mirado en bruto, el listado sugeriría que la actividad se concentra en Cataluña, cuando en los proyectos grandes ocurre justo lo contrario.

Los proyectos pequeños de distribución que sí capta bien el corpus de DOGC operan en un nivel de tensión distinto al de los grandes nodos de transporte, con lógicas de conexión y de riesgo diferentes. Es un recordatorio de que acceso a red en España no es un fenómeno único, sino al menos dos capas, transporte y distribución, que conviene analizar por separado.

El tercer filtro: sin PPA no hay financiación

España es el mayor mercado de PPAs de Europa por sexto año consecutivo: 4,66 GW firmados en 2024 y 11,6 GW de capacidad contratada acumulada. Esa cifra es el nexo directo con el problema que describe este análisis, la brecha entre margen técnico y margen financiable.

Un proyecto necesita tres elementos en combinación para llegar a financiación: acceso a red (margen técnico en PACADI), certidumbre regulatoria (valor de referencia acordado) y certidumbre comercial (un PPA con un comprador solvente). Los dos primeros se pueden medir nodo a nodo con datos públicos. El tercero es el que cierra el triángulo, y es el menos visible en el debate. Con las horas en precio negativo duplicándose en 2025 respecto a 2024, los ingresos en mercado abierto son cada vez menos proyectables, lo que hace el PPA más necesario, no menos.

Dónde están, en el mapa, los nodos con mayor margen

Situados en su ubicación real, los nodos con mayor margen individual dibujan un patrón más claro que cualquier agregado por comunidad autónoma: se concentran en el suroeste (Extremadura, Andalucía occidental), el noroeste (Galicia) y el interior norte (Castilla y León), con un segundo grupo costero en el sureste (Murcia, Valencia).

El patrón geográfico refleja dos fuerzas estructurales. Primera: la red de transporte se construyó para evacuar generación de los corredores renovables, y esa capacidad la han consumido ya los proyectos que llegaron antes. Aragón, primer gran corredor desplegado a escala entre 2018 y 2022, tiene hoy solo 1,29 GW de margen frente a 9,16 GW concedidos, una saturación del 87%. Segunda: las regiones con más margen hoy, Galicia con 19,9 GW y Castilla y León con 20 GW, son la siguiente ola. El mapa del margen disponible no es un mapa de dónde está infrainvertida la red, es un mapa de dónde se instalarán los proyectos en los próximos cuatro años.

El mapa de acceso a red en España no es una cifra única de gigavatios pendientes. Es una distribución muy desigual entre 937 puntos concretos, de los cuales menos de un tercio tiene margen hoy, y de los cuales menos de un tercio también tiene la certidumbre regulatoria necesaria para que ese margen se traduzca en un proyecto financiable. A eso se suma un tercer filtro, el comercial: sin PPA o comprador solvente, ni el margen técnico ni el valor de referencia bastan para cerrar la financiación.

Fuentes, por sección

Cómo se ha usado la IA en este artículo

Por coherencia con el resto de este texto, una nota de transparencia sobre su propio proceso de producción: se ha utilizado Claude Sonnet 5 (Anthropic) como asistente de redacción, para:

• Consultar y verificar los datos de acceso a red vía el servidor MCP de Almena EU (REE PACADI, BOE, DOGC).
• Generar el mapa de nodos y los gráficos que acompañan al texto.
• Revisar la gramática y la puntuación.
• Proponer el titular.

Las decisiones editoriales, qué contar, qué cifras incluir y cómo enmarcarlas, son del equipo de Almena.