Cuerva pide digitalizar la red en el IV Foro de Transición Energética de El Periódico de la Energía

Juan Guerrero, director de Regulación y Estrategia de la compañía, defendió en el 4.º Foro de Transición Energética de El Periódico de la Energía que la flexibilidad y la digitalización permiten aprovechar hoy la red existente mientras se construye la que España necesita.

Granada. 01/10/2026. Cuerva llevó al 4.º Foro de Transición Energética un mensaje claro: España necesita más red, pero también usar mejor la que ya tiene. Lo defendió Juan Guerrero, director de Regulación y Estrategia de la compañía, el 24 de septiembre en la Torre de Cristal de Madrid, en el encuentro organizado por El Periódico de la Energía.

Guerrero participó en la primera mesa redonda de la jornada, “El momento de las infraestructuras: España, ante la necesidad de tener un sistema energético más robusto”, moderada por Sandra Costa, redactora jefe de El Periódico de la Energía, junto a directivos de Endesa, Naturgy y Enagás, entre otras compañías.

Un encuentro clave para el futuro energético de España

Inaugurado por el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, y clausurado por el consejero de Medio Ambiente, Agricultura e Interior de la Comunidad de Madrid, Carlos Novillo, el foro reunió a representantes de la Administración, compañías energéticas, operadores de red y asociaciones sectoriales. 

Durante la jornada se analizaron las tendencias energéticas globales, la robustez del sistema eléctrico, el papel de las interconexiones, la electrificación y su impacto en el consumidor y el reto de liderar las moléculas verdes en Europa.

La importancia de las infraestructuras

Guerrero abrió su intervención con un diagnóstico sin rodeos: el retraso de la red “es una evidencia”. Según un informe de PwC publicado este año, el 63% de las 254 subestaciones críticas del sistema acumula una demora media de siete años y 49 superan la década. Además, las solicitudes de acceso rechazadas por falta de capacidad han pasado del 35% en 2023 al 66% en 2025, según Aelec, y en el 42% de los nudos analizados por Red Eléctrica ni siquiera hay acuerdo sobre la capacidad de acceso para distribución, lo que mantiene bloqueada capacidad que ya existe.

Entre las causas, el directivo señaló un desarrollo renovable que avanzó sin mirar a la demanda, unos planes de inversión muy restrictivos para las distribuidoras y unas especificaciones técnicas demasiado conservadoras.

Guerrero celebró la entrada en vigor, el pasado 1 de septiembre, de la resolución de la CNMC que regula los permisos de acceso flexible, aunque advirtió de sus limitaciones: el tipo 1 queda restringido a tensiones superiores a 30 kV con salida dedicada de subestación, lo que dejará fuera a muchas solicitudes, y los permisos totalmente flexibles (tipo 2) se retrasan hasta 2028. También echó en falta tarifas flexibles que incentiven su uso y lamentó que los Sandbox regulatorios para mercados locales de flexibilidad lleven más de dos años encontrando trabas para ponerse en marcha.

“La flexibilidad permite usar hoy la red que ya existe mientras se construye la que hace falta. Pero hay una condición previa e ineludible: la digitalización. Sin telemedida y observabilidad no se puede gestionar ningún permiso flexible”, señaló Juan Guerrero durante su intervención.

El RD 640/2026, una palanca para invertir más y aprovechar la red existente

Entre las palancas para acelerar el desarrollo de redes, el directivo destacó el RD 640/2026, un “paso certero, pero tardío”. 

La norma permite superar el volumen máximo de inversión de las distribuidoras, aprueba un refuerzo extraordinario de 17.900 millones de euros para 2027-2030 (10.200 millones para distribución y 7.700 millones para transporte) e introduce las inversiones anticipatorias. Juen subrayó además una medida menos comentada: incorporar a la red de distribución infraestructuras de generación ya en servicio, como líneas de evacuación o subestaciones, para dar servicio también a la demanda en lugar de duplicarlas.

La potencia disponible, un nuevo factor de localización para la industria

El directivo alertó también del coste de no actuar. Los centros de datos acumulan ya más de 12 GW de derechos de acceso y conexión, frente a los 4 GW que el Gobierno estima necesarios en 2030, con 67.000 millones de euros en juego, y Aelec cifra en otros 60.000 millones las inversiones industriales en riesgo por falta de red. A su juicio, España no solo puede perder proyectos concretos, sino transmitir que su red no es un activo fiable para planificar a diez años vista, en un momento en que la disponibilidad de potencia pesa ya como factor de localización al mismo nivel que el suelo o la fiscalidad.

La visión de quien gestiona la red

Cuerva aportó al debate una mirada diferencial: la de una compañía ágil y cercana que opera redes de distribución en entornos locales e industriales y conoce de primera mano lo que supone conectar nueva demanda, junto a la perspectiva de las grandes utilities.

La compañía gestiona más de 900 km de líneas eléctricas y más de 18.000 puntos de suministro a través de sus distribuidoras, y cuenta con un Centro de Control Gestor de Red de Distribución habilitado por Red Eléctrica. Esa experiencia se traduce en proyectos concretos de digitalización y flexibilidad: desde el piloto de conexiones flexibles del Sandbox regulatorio S2F hasta iniciativas de su ecosistema como Gridfy, que digitaliza redes de distribución y gestiona 180.000 CUPS, o Adaion, plataforma de datos y gemelo digital para distribuidoras.

“Para Cuerva, la transición energética no consiste solo en generar más, sino en gestionar mejor. Flexibilidad, digitalización y operación inteligente de la red son las claves para construir un sistema más robusto, capaz de acoger la nueva demanda y de convertir la red en un activo de competitividad para la industria”.