Las redes eléctricas pueden admitir más generación, almacenamiento y demanda si sus operadores conocen mejor las condiciones de funcionamiento y disponen de herramientas para actuar sobre ellas. La ampliación de las infraestructuras sigue siendo necesaria, pero una parte de las restricciones puede abordarse aprovechando los activos existentes. El informe ‘Modernización de las redes en la era de la electricidad’, publicado por la Agencia Internacional de la Energía (AIE) el 21 de septiembre de 2026, analiza cómo combinar digitalización, tecnologías de mejora de las redes e inteligencia artificial para liberar capacidad manteniendo la seguridad de operación.
La estimación central del documento sitúa entre 190 y 330 GW el potencial mundial de capacidad adicional de conexión asociado a límites térmicos dinámicos, optimización de la topología y control avanzado de los flujos de potencia. La cifra de 330 GW, utilizada como referencia principal, es el extremo superior del intervalo. No representa capacidad firme ya disponible ni una previsión de conexiones ejecutadas: es una evaluación indicativa cuyo aprovechamiento exige comprobar las restricciones particulares de cada sistema.
El estudio examina tanto las tecnologías como las condiciones que permiten incorporarlas a la planificación, el mantenimiento y la operación. Incluye experiencias de despliegue y una encuesta realizada en 2026 a 25 operadores (11 de transporte y 14 de distribución) de distintas regiones. La muestra ofrece una visión de las prioridades y barreras percibidas, pero no es estadísticamente representativa del conjunto de operadores. Entre los casos europeos figuran aplicaciones de gemelos digitales en España, junto con experiencias de gestión dinámica de capacidad y control de flujos en otros países.
La expansión de las redes afronta una doble presión
La demanda mundial de electricidad ha crecido aproximadamente al doble del ritmo de la demanda energética total durante la última década, según el informe. La electrificación de usos finales, la refrigeración, la actividad industrial y, en algunos mercados, los centros de datos elevan las necesidades de infraestructura. En el escenario de políticas actuales de la AIE, atender el crecimiento previsto requiere aumentar la capacidad de las redes al menos un 30% hasta 2035, con unos 25 millones de kilómetros de líneas nuevas o sustituidas.
A esta presión se añade un cambio en la operación. La generación distribuida, las baterías, los vehículos eléctricos y la demanda flexible introducen flujos bidireccionales y condiciones más variables. Los operadores deben gestionar límites térmicos, tensiones y estabilidad con información que no siempre tiene la resolución o continuidad necesarias. La dificultad aumenta en distribución, donde numerosos recursos se conectan a redes históricamente diseñadas para un funcionamiento más pasivo.
Las consecuencias de la insuficiencia de capacidad ya son visibles. En 2025, al menos 1.700 GW de proyectos renovables y 600 GW de baterías a escala de red se encontraban en fases avanzadas esperando conexión. El documento considera avanzados los proyectos que, como mínimo, están siendo examinados por el operador, excluyendo iniciativas tempranas o especulativas. Son solicitudes pendientes, no instalaciones cuya construcción y entrada en servicio estén garantizadas.
En la Unión Europea, los costes de congestión alcanzaron 4.300 millones de euros en 2024, con Alemania concentrando más de la mitad del total. El informe también recoge más de 10 TWh de generación renovable recortada en la UE ese año. Estas magnitudes ilustran el coste de las restricciones, aunque no todo puede eliminarse de manera económicamente eficiente: dimensionar cada red para cubrir cualquier punta de producción o consumo dejaría infraestructura infrautilizada durante buena parte del tiempo.
Qué mide el potencial de hasta 330 GW
La evaluación de la AIE se basa en características de las redes de alta tensión existentes en 2025, desde 70 kV, y en hipótesis sobre el incremento de capacidad y la cobertura de despliegue de cada tecnología. Considera la longitud de las redes, sus niveles de tensión, las cargas y los indicadores de congestión. El resultado combina las oportunidades de aplicar límites dinámicos a líneas y transformadores, modificar configuraciones y redistribuir flujos. El análisis no cuantifica por separado un incremento adicional de capacidad atribuible a la inteligencia artificial.
Su alcance es más estrecho que el de otros análisis de la agencia. El informe ‘Electricidad 2026’ estimaba entre 450 y 700 GW para un conjunto más amplio de actuaciones, que incluía sustitución de conductores, elevación de tensiones y almacenamiento utilizado como activo de transporte. Al conservar únicamente las tecnologías examinadas en este documento, el intervalo se reduce a 190–330 GW. Las cifras corresponden a conjuntos de medidas diferentes y no son intercambiables.
El cálculo combinado tampoco resulta de sumar los potenciales individuales. Varias tecnologías pueden actuar sobre una misma restricción y aprovechar el mismo margen físico. Si el límite dinámico de una línea y una reconfiguración de la red resuelven parcialmente el mismo cuello de botella, atribuir a ambas todo su beneficio independiente sobreestimaría la capacidad disponible.
La metodología excluye restricciones específicas que requieren estudios detallados, como límites de tensión, niveles de cortocircuito, capacidad de subestaciones, contingencias concretas y relaciones locales entre generación y demanda. Por ello, la estimación mundial no permite determinar directamente cuánto puede conectarse en una zona, ni asignar a España una parte proporcional del total.
La AIE calcula que obtener una capacidad equivalente mediante ampliación convencional exigiría alrededor de 100.000 millones de dólares de inversión. Se trata de una equivalencia basada en longitudes de líneas y costes representativos de construcción, no de un ahorro neto asegurado. Las soluciones digitales también requieren inversión, integración, mantenimiento y validación, y su rendimiento depende de las condiciones de cada red.
Límites térmicos dinámicos para líneas y transformadores
La capacidad térmica de una línea aérea varía con la temperatura ambiente, el viento y las condiciones del conductor. Los límites estáticos o estacionales simplifican esa variabilidad mediante hipótesis conservadoras. La capacidad dinámica de líneas, conocida como dynamic line rating (DLR), utiliza mediciones, información meteorológica y modelos para estimar cuánto puede transportar el circuito en cada momento y anticipar su evolución.
Cuando las condiciones favorecen la refrigeración, puede aparecer margen adicional respecto al límite convencional. En situaciones de calor y poco viento, el límite dinámico puede disminuir, incluso por debajo del valor estático que sustituye. La tecnología proporciona una estimación más ajustada de la capacidad disponible; no garantiza un incremento permanente.
En transformadores, la capacidad dinámica o dynamic transformer rating (DTR) considera temperaturas del aceite y de los devanados, carga y estado del equipo. Su utilidad depende de conocer tanto la capacidad térmica como las condiciones de funcionamiento. La inercia térmica puede permitir absorber puntas de carga durante un tiempo limitado, siempre que el perfil posterior deje margen para enfriar el transformador. El informe subraya que el límite de un trayecto lo determina su elemento más restrictivo: ampliar el margen de una línea aporta poco si el cuello de botella está en un transformador o en equipos de subestación.
Entre las experiencias europeas, el documento recoge aumentos de capacidad de hasta el 20% comunicados por Statnett en Noruega. También describe el despliegue finlandés sobre unos 5.500 kilómetros de líneas de 400 kV. Son resultados y alcances de sistemas concretos, con condiciones meteorológicas y necesidades de transporte propias.
En Finlandia, Fingrid anunció la incorporación de límites dinámicos a las restricciones principales comunicadas al mercado diario desde el 22 de abril de 2026. La solución utiliza aprendizaje automático, previsiones meteorológicas y características de las líneas y su entorno. El operador precisa que el método mejora la información sobre los límites físicos, sin modificar las restricciones técnicas de los equipos.
Redistribuir flujos y optimizar la topología
El control avanzado de flujos de potencia aborda un problema distinto: circuitos congestionados pueden coexistir con otros que disponen de margen. Los dispositivos de control permiten modificar el reparto de los flujos para aprovechar rutas menos utilizadas. Para ello necesitan caminos paralelos con capacidad disponible; no resuelven por sí solos una restricción en una línea radial sin recorrido alternativo. El informe sitúa estas soluciones dentro de una trayectoria que incluye transformadores desfasadores, sistemas flexibles de transporte en corriente alterna y enlaces de corriente continua.
La evolución reciente incluye controladores modulares en serie que pueden incorporarse a infraestructuras existentes con intervenciones más limitadas que las necesarias para determinadas instalaciones convencionales. Su interés reside en actuar sobre restricciones concretas con plazos más cortos, siempre que la configuración de la red y la coordinación de controles permitan utilizar las rutas alternativas.
En Gran Bretaña, el documento recoge una experiencia de National Grid con más de 2 GW adicionales de capacidad de transferencia entre el norte y el sur. Los ahorros estimados asociados alcanzan 390 millones de libras en siete años. El estudio presenta también actuaciones combinadas con DLR, por lo que esos resultados deben interpretarse en el contexto del despliegue descrito y no como un beneficio universal de un dispositivo aislado.
La optimización de la topología utiliza maniobras y configuraciones de barras para modificar los caminos por los que circula la potencia. El principio es conocido, pero la mejora de la capacidad de cálculo permite evaluar alternativas con mayor rapidez. El informe recoge casos estadounidenses en los que las configuraciones recomendadas pueden identificarse en segundos o minutos, con incrementos de capacidad efectiva del 5–25%.
La viabilidad de una reconfiguración depende de sus efectos sobre el conjunto del sistema. Una maniobra puede aliviar una sobrecarga y, al mismo tiempo, alterar las necesidades de protección o trasladar la restricción a otro punto. Su incorporación a la operación exige comprobar contingencias, procedimientos de maniobra y coordinación de protecciones, además del beneficio sobre el flujo inicialmente congestionado.
La capacidad térmica necesita respaldo de estabilidad
Liberar margen térmico no basta para convertirlo en capacidad utilizable. La red debe mantener tensiones y frecuencia dentro de los límites y soportar perturbaciones. A medida que aumenta su utilización, una restricción térmica puede dejar de ser dominante y dar paso a limitaciones de estabilidad o de respuesta ante fallos.
El informe distingue tres ámbitos de optimización: los criterios de seguridad de operación, el aprovechamiento y disponibilidad de los activos, y la flexibilidad de los usuarios. El primero determina qué márgenes pueden utilizarse de forma segura; el segundo comprende capacidad, mantenimiento y reposición del servicio; el tercero adapta generación, almacenamiento y consumo a la capacidad disponible en cada lugar y momento.
La monitorización de área amplia, apoyada en unidades de medida fasorial y otras mediciones rápidas, ayuda a observar el comportamiento dinámico. Para actuar sobre él se necesitan recursos capaces de aportar soporte de tensión y amortiguación. El estudio incluye equipos específicos y recursos conectados mediante convertidores con funciones de formación de red, o grid-forming, como complemento a las tecnologías que amplían el margen térmico.
También examina acciones correctivas automáticas previamente validadas, capaces de ejecutarse tras un desencadenante definido. Estas actuaciones pueden reducir la necesidad de reservar grandes márgenes preventivos para determinadas contingencias. Su aprovechamiento requiere verificar tiempos de respuesta, fiabilidad y alternativas ante fallos; la mayor velocidad de cálculo no sustituye esa validación.
Gemelos digitales y experiencias españolas
Los gemelos digitales conectan datos de campo con modelos de activos y redes. Pueden combinar tensiones, flujos, meteorología, terreno, generación y demanda para mantener una representación actualizada y simular condiciones alternativas. En el informe aparecen como una base para distintas aplicaciones, desde el mantenimiento hasta los estudios de refuerzo.
El documento recoge proyectos desarrollados por Enline en España que comunican una reducción del 15% en los costes de mantenimiento y una prolongación del 25% de la vida útil de los activos. Son resultados reportados de aplicaciones concretas. Su interpretación requiere considerar el alcance y las condiciones de esos proyectos, sin trasladarlos al conjunto de la red española.
En Ibiza, el estudio describe un gemelo digital de cuatro líneas sometidas a una elevada carga estival y que atraviesan zonas forestales y urbanas. La aplicación permitió aumentar alrededor del 20% su capacidad media. El caso muestra el interés de analizar las condiciones de cada tramo, pero ese incremento medio no equivale a una ampliación permanente de capacidad firme ni a un aumento idéntico de la capacidad de conexión.
El recuadro reúne aplicaciones de gemelos digitales en mantenimiento, capacidad de líneas, vegetación, planificación y gestión de conexiones. Incluye las experiencias españolas de Enline y de cuatro líneas de Ibiza, cuyos resultados corresponden a los proyectos descritos.Las aplicaciones se extienden a otras decisiones de operación. Swissgrid ha incorporado su red de 6.700 kilómetros a un modelo tridimensional para priorizar actuaciones sobre vegetación según el riesgo. En el Reino Unido, el sistema Triton de National Grid integra información de operadores de distribución y propietarios de activos de transporte y ha reducido un 70% el tiempo necesario para analizar dónde reforzar la red.
La coordinación entre modelos también tiene una dimensión europea. El proyecto TwinEU busca desarrollar un ecosistema federado de gemelos digitales con interoperabilidad e intercambio de datos y modelos. Su ámbito comprende 15 países europeos. La iniciativa pretende facilitar la coordinación entre actores de transporte, distribución y mercado, preservando la capacidad de cada operador para decidir su propia implementación.
La distribución concentra las mayores carencias de información
La encuesta del informe muestra una diferencia entre transporte y distribución. Las redes de transporte reúnen menos activos, de mayor tamaño y más estandarizados, lo que facilita instrumentarlos. En distribución, la dispersión de equipos y la menor visibilidad de la baja tensión dificultan observar cargas, flujos y comportamiento de los recursos conectados.
Entre los operadores de distribución encuestados, el 60% declara carecer de capacidad de control sobre al menos la mitad de su red. Este resultado pertenece a la muestra consultada y no describe automáticamente a todos los distribuidores europeos o españoles. Sí identifica un obstáculo operativo: disponer de previsiones o recomendaciones aporta un beneficio limitado cuando faltan equipos y procedimientos para ejecutar la respuesta.
El estudio sitúa entre las prioridades la integración de datos de alimentadores, transformadores, contadores inteligentes y recursos distribuidos. Los registros de activos y la topología deben mantenerse actualizados y conectarse con los sistemas de gestión de distribución. La información de los contadores puede aportar valor operativo, además de su utilización para facturación, si tiene la calidad y disponibilidad necesarias.
Los sistemas avanzados de gestión de distribución (ADMS) y de gestión de recursos energéticos distribuidos (DERMS) permiten coordinar tensiones, maniobras, incidencias y recursos como fotovoltaica, baterías o vehículos eléctricos. Su despliegue no depende únicamente de adquirir una plataforma: necesita comunicaciones, interfaces interoperables y una representación fiable de la red.
El informe recoge experiencias de límites dinámicos de operación para recursos distribuidos y de conexiones flexibles. Estas últimas permiten acceder antes o con mayor potencia a la red aceptando restricciones de generación o consumo cuando aparecen congestiones. Utilizan mejor la capacidad existente mediante condiciones de acceso y respuesta del usuario; no deben confundirse con una ampliación de capacidad firme.
La IA avanza primero en previsión y mantenimiento
La inteligencia artificial interviene en previsión, detección, diagnóstico, selección de alternativas, simulación y optimización. Puede mejorar estimaciones de demanda y generación, analizar imágenes de inspección, identificar degradación de equipos o acelerar la evaluación de contingencias. Su función también es ayudar a determinar dónde conviene desplegar tecnologías de mejora de las redes y cuándo el margen identificado puede utilizarse.
Las aplicaciones más extendidas permiten que técnicos y operadores comprueben los resultados antes de actuar. La visión artificial sobre imágenes de drones, satélites o sistemas LiDAR facilita revisar vegetación, corrosión y daños. En planificación, el procesamiento de escenarios y solicitudes de conexión puede reducir tareas repetitivas y concentrar el trabajo técnico en los casos que requieren examen detallado.
El documento cita una evaluación de contingencias de RTE, en Francia, aproximadamente 20 veces más rápida que el análisis manual de seguridad. También recoge ahorros estimados de 30 millones de libras anuales en reservas asociados a previsión solar de NESO en el Reino Unido. Son indicadores de aplicaciones específicas y no eliminan la necesidad de revisar hipótesis, errores y condiciones de uso.
La adopción es menor cuando las herramientas se acercan al control en tiempo real. El informe recupera una encuesta de la publicación ‘Energía e inteligencia artificial’ de la AIE de 2025: el 70% de los operadores consultados utilizaba IA para mantenimiento, el 54% para planificación a largo plazo y el 23% para operación en tiempo real. Estos porcentajes proceden de una encuesta distinta de la realizada para el nuevo estudio.
Los modelos fundacionales para redes y los sistemas de agentes amplían las posibilidades, pero permanecen en investigación, prueba de concepto o piloto. Un modelo entrenado con datos de distintos sistemas podría adaptarse a varias tareas; un agente podría coordinar herramientas y presentar acciones al operador. Ambos enfoques aumentan las exigencias de validación cuando abarcan más funciones.
En Europa, la iniciativa AI.grids, coordinada por Cresym bajo el impulso de la Dirección General de Energía de la Comisión Europea, busca desarrollar un modelo fundacional para operaciones de redes. Sus objetivos incluyen aprendizaje con datos europeos, intercambio seguro e interoperable y validación en casos de previsión, congestión, mantenimiento y planificación. Se trata de un programa de desarrollo, sin que esos objetivos acrediten una operación autónoma generalizada.
Regulación y organización condicionan el despliegue
Las barreras señaladas por los 25 operadores encuestados sitúan la preparación organizativa y las capacidades profesionales en primer lugar, con un 64% de respuestas. La disponibilidad y calidad de los datos y los problemas de confianza aparecen en el 60%, y los marcos regulatorios en el 56%. La AIE interpreta que numerosas soluciones técnicamente probadas encuentran dificultades para pasar de un proyecto individual al uso habitual.
La regulación influye en esa transición porque determina qué costes pueden recuperarse y qué resultados reciben incentivos. Los modelos centrados en inversión física pueden ofrecer un tratamiento menos favorable a software, licencias, servicios en la nube, mantenimiento de modelos o limpieza de datos. Una alternativa digital puede reducir el coste total del sistema sin proporcionar al operador incentivos equivalentes a los de un refuerzo convencional.
El informe examina enfoques de gasto total o TOTEX, que consideran conjuntamente inversión y operación, y mecanismos específicos para reconocer costes digitales. También propone valorar resultados como capacidad liberada, congestión evitada y mejora de la fiabilidad. Estas son recomendaciones de diseño regulatorio, cuya aplicación depende del marco de cada jurisdicción.
En España, la Circular 8/2025, de 22 de diciembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establece la metodología de retribución de la distribución eléctrica para el periodo 2026–2031. Su artículo 8 clasifica las inversiones en despachos, digitalización y sistemas informáticos como actuaciones de tipo 2, que deben declararse conforme a las categorías del anexo 1.
La preparación organizativa incluye planificación, protecciones, mantenimiento, ciberseguridad y salas de control. Incorporar una herramienta a la operación exige adaptar procedimientos y formar a quienes interpretan sus resultados. Si una capacidad demostrada en tiempo real no aparece en los estudios de planificación, difícilmente influirá en decisiones de refuerzo o conexión tomadas con meses o años de antelación.
Validación y renovación de activos para escalar las soluciones
En funciones críticas, la precisión del modelo debe acompañarse de explicabilidad, registros de auditoría y capacidad de intervención. El operador necesita conocer los datos utilizados, la versión del modelo y las condiciones en las que una recomendación resulta válida. También debe poder recurrir a procedimientos alternativos ante resultados incoherentes, pérdida de comunicaciones o indisponibilidad de la herramienta.
La conectividad amplía la superficie expuesta a ciberataques, mientras que la IA introduce riesgos sobre la integridad de datos y modelos. El informe propone incorporar seguridad desde el diseño, proteger comunicaciones y accesos y contemplar estos requisitos en la contratación. La dependencia de proveedores y plataformas también afecta a la continuidad del servicio y a la posibilidad de sustituir herramientas integradas en procesos críticos.
Para extender el despliegue, la AIE identifica la renovación de activos como una oportunidad. La sustitución o rehabilitación de líneas, transformadores, subestaciones y sistemas de protección permite incorporar sensores, comunicaciones, estructuras de datos interoperables y conexión con los centros de control. Planificar estos requisitos desde el inicio puede reducir el coste de añadirlos posteriormente.
Ese aprovechamiento exige coordinar ciclos de vida diferentes: la infraestructura primaria permanece en servicio durante décadas, mientras que plataformas, software y modelos necesitan actualizaciones más frecuentes. El margen adicional que pueda reconocerse en planificación, mercados y conexiones dependerá de mantener esa capacidad digital y de demostrar, mediante estudios de red y salvaguardas operativas, que sigue siendo utilizable cuando cambian las condiciones del sistema. El informe se puede descargar aquí.