Las redes eléctricas son los vasos sanguíneos de la civilización moderna. La mayoría de los sistemas que utilizamos en nuestro día a día dependen de un modo u otro de que la electricidad llegue hasta ellos y cualquier fallo, como el que pudimos experimentar en la península ibérica el día 28 de abril de 2025, es una muestra lo vital que es este suministro constante para la civilización. En un gran número de viviendas, sin electricidad no hay agua caliente, ni posibilidad de cocinar, ni calefacción, ni comunicación con los seres queridos, por lo que es necesario garantizar que esas situaciones no vuelvan a ocurrir.
Por ello, el sistema está viviendo una transición hacia un futuro más resiliente, eficiente y sostenible, lo que supone uno de los mayores desafíos y oportunidades del siglo. Esta transición pasa por la correcta implementación de sistemas redundantes e inteligentes, donde la inteligencia artificial, el almacenamiento químico y la ciberseguridad trabajen en conjunto para convertirse en los pilares de una arquitectura eléctrica moderna.
POR DENTRO. De la simple infraestructura a la energía inteligente
Las primeras centrales eléctricas funcionaban con corriente continua, por tanto, debían ubicarse en zonas muy cercanas al suministro. Es decir, los generadores se situaban en edificios aledaños o, directamente, en el interior de las fábricas o lugares donde se necesitaba electricidad. Este hecho limitaba en gran medida el suministro eléctrico ya que, para generar electricidad, se necesita hacer girar turbinas que permitan hacer girar bobinas en el interior de un campo magnético. Hacían falta ríos que moviesen las turbinas o se requería la quema constante de carbón para aprovechar los principios de la máquina de vapor.
En España, el primer uso de electricidad para alumbrado documentado fue obra del entonces catedrático de química general de la Universidad de Santiago, Antonio Casares, en abril de 1951[i]. El profesor instaló en el claustro de la Universidad un arco voltaico de dos barras de grafito alimentado por 50 baterías. Al caer la noche, Casares conectó el aparato que iluminó, para admiración del público y de la prensa de la época, el patio y la torre de la iglesia de la Universidad.
Repetiría el experimento el 24 de julio de 1852, antes de las fiestas de Santiago, en una de las fachadas de la catedral tras reunir a una gran parte de la población. Tal fue el asombro del público que, según recoge el libro La chispa mágica de Armando Cotarelo, uno de los bibliotecarios de la universidad exclamó: “A noite está varrida da terra” (la noche está barrida de la tierra). Tras él, varios químicos y farmacéuticos emplearon sistemas similares para iluminar sus negocios. Y, poco a poco, la electricidad fue haciendo acto de presencia en distintas fábricas. Posteriormente, en 1875, se inauguró la primera central eléctrica comercial en Barcelona. Dicha central se construyó para dotar de electricidad a la empresa de motores La Maquinista Terrestre y Marítima que, a su vez, se convirtió en el primer cliente de una central eléctrica en España.
No sería hasta 1881, cuando se vería el primer alumbrado público en funcionamiento en Comillas, Cantabria[ii]. Allí, el Marqués Antonio López y López, un empresario que había hecho fortuna en Estados Unidos, quiso iluminar con farolillos eléctricos la visita de Alfonso XII y su esposa María Cristina. Y cinco años más tarde, el primer alumbrado público permanente se instaló en Gerona. Ese mismo año, en la exposición universal de Chicago, Nikola Tesla demostró la superioridad de la corriente alterna a la hora de transporte de electricidad.
El avance no tardó en materializarse en España. La primera vez que se transportó electricidad a larga distancia fue en Zaragoza en 1893[iii]. La línea recorría tres kilómetros desde el lugar de producción de energía hidráulica: el Molino de San Carlos, hasta el centro de la ciudad. Para esta obra de ingeniería se instaló el generador hidráulico más potente de la época en España. De este modo se demostró que era posible alejar la producción eléctrica de las poblaciones y alejar el humo derivado de la quema de combustibles, o construir presas hidroeléctricas en los lugares idóneos por orografía, no por situación. Así pues, en 1909 se construyó la primera gran línea eléctrica entre el salto del Molinar, en el río Júcar, y Madrid, a una distancia de 240 km en una tensión de 60.000 voltios.
Tras estos avances, España se fue electrificando y modernizando. La noche, efectivamente, fue barrida poco a poco, según el cableado llegaba a cada una de las poblaciones de la península. Se construyeron más presas; centrales de gas, carbón y petróleo; la energía nuclear llegaría en los años 80 y, desde entonces, han ido entrando en escena lo que actualmente genera la mayor parte de la electricidad de nuestro país: las energías renovables eólica y fotovoltaica. La electricidad generada se ha podido distribuir a cada rincón de España mediante una red de cables que también ha sido partícipe de la modernización. El paisaje se ha llenado de tendidos eléctricos, y en el fondo del mar descansan cables submarinos que nos conectan con las islas y con Marruecos. En el Gráfico 1 aparecen recopilados los principales componentes de las redes eléctricas.
También se han establecido sistemas de seguridad para absorber la volatilidad de las fuentes renovables y la proliferación de una generación eléctrica cada vez más descentralizada. Estas nuevas redes inteligentes se denominan “Smart grids” y permiten, gracias a la integración de tecnología digital, una comunicación constante y bidireccional entre los lugares productores de electricidad y los consumidores. De este modo, se pueden distribuir los flujos eléctricos de forma más eficiente y destinar los excesos a sistemas de almacenamiento con los que garantizar la producción en situaciones menos favorables.
Como indica la Comisión Europea, en 2050 se espera lograr una neutralidad climática. Sin embargo, se estima que un 40% de las redes eléctricas europeas tienen 40 años o más y no tienen la flexibilidad necesaria para responder al incremento de las demandas de la electrificación ni con la integración de las fuentes de energía eléctrica renovable. Por ello, es menester modernizar la red para lograr la completa descentralización de la producción eléctrica[iv]. Esta modernización ha de superar ciertas limitaciones y retos tecnoeconómicos, como es el efecto del aumento de tensión, las pérdidas económicas derivadas de las restricciones para hacer frente a la congestión de la red y las cuantiosas inversiones necesarias para garantizar una transición energética verde eficiente[v].
Una de las claves para esta transición es la estandarización de protocolos y de sistemas. Por ello, la Unión Europea emitió los mandatos de normalización de contadores inteligentes M/441 en 2009 y el mandato M/490 para smart grids en 2011. Desde entonces, distintos grupos de expertos han seguido contribuyendo al desarrollo de nuevas normas y actualizando las existentes. Entre los éxitos de esta iniciativa está SAREF (Smart Appliances Reference)[vi], se encuentra un lenguaje común creado en 2015 para la normalización del internet de las cosas (IoT). Este sistema, que comenzó a aplicarse en 2017, ha favorecido que un gran número de aparatos eléctricos conectados a la red puedan comunicarse entre sí, creando los ecosistemas inteligentes.
Posteriormente, SAREF ha seguido evolucionando para convertirse en el eje central de distintos sectores, incluido el energético, para allanar el camino para un IoT interoperable. Otro de sus éxitos es el primer Reglamento de Ejecución (UE) 2023/1162 sobre normas de interoperabilidad para el acceso a los datos de medición y consumo, creado en junio de 2023, que garantiza un lenguaje común para todos los operadores eléctricos. Además, en la actualidad se está trabajando en un acto de ejecución para mantener el equilibrio energético dependiendo de la producción y la demanda.
Aunque, sin duda, una de las tecnologías que más puede revolucionar el sector energético es la implementación de la inteligencia artificial (IA). Según la Comisión Europea, puede transformar la infraestructura energética del continente, aunque dicha transformación deba realizarse teniendo en cuenta la protección de los datos, posibles errores y riesgos de ciberseguridad.
La IA puede tener un papel especialmente importante a la hora de la optimización de la red. Una IA bien entrenada puede ayudar a predecir los patrones de producción y consumo eléctrico y, sobre todo, a minimizar el impacto de variabilidad en la generación eléctrica por parte de las renovables. Sin embargo, esta implementación sólo será posible si, a su vez, se instalan suficientes sensores o medidores inteligentes que puedan obtener datos de la red en tiempo real. De este modo, se podrán detectar caídas o subidas de tensión producto de inclemencias del tiempo o de ciberataques.
El uso de la IA no queda únicamente en su implementación en las redes en sí. La IA ya se está empleando por parte de las energéticas E.ON o la italiana Enel para la vigilancia del estado físico de su red. Empleando datos de sistemas satelitales de observación, la empresa con sede en Fránkfort monitoriza el clima, incendios y corrimientos de tierra que puedan poner en peligro el tendido eléctrico. Así, es capaz de redirigir el flujo a otros lugares y garantizar el suministro en todo momento. Del mismo modo, espera utilizar este poder computacional para actuar ante otras posibles amenazas y tener, en todo momento, la certeza de que la red eléctrica permanece estable.
Aunque todas estas soluciones de IA vienen con un coste asociado que hay que valorar. Se espera que la proliferación de centros de datos que hacen posible el establecimiento de modelos de IA pueda tener un fuerte impacto en el consumo eléctrico. La UE tiene previsto triplicar su capacidad de procesamiento de datos en los próximos 5-7 años, por lo que la Agencia Internacional de Energía estima que las emisiones de carbono derivadas del consumo eléctrico de los centros de datos alcanzarán las 320 megatoneladas en 2030 [vii]. Sin embargo, un informe del Boston Consulting Groupde 2023[viii] indica que la aplicación de la IA podría ayudar a evitar del 5 al 10% de las emisiones globales de gases de efecto invernadero para ese mismo año. A estas mismas conclusiones llegó un estudio del 2025 de la Escuela de Economía y Ciencia Política de Londres[ix].
Por ello, se está elaborando una hoja de ruta acerca de la digitalización y la IA en los centros de datos para 2026. En ella se incluirán medidas para facilitar la integración sostenible de los centros de datos en el sistema energético y se abordarán otras cuestiones relacionadas con el despliegue a gran escala de centros de datos en la UE, como la optimización de la red eléctrica, la eficiencia energética y la flexibilidad de la demanda.
Entre todas las medidas, también se valorarán nuevas propuestas de almacenaje químico de la electricidad para que actúen como amortiguador en el caso de que las renovables no puedan garantizar el suministro. Entre estas propuestas destaca el metanol verde, cuya producción ayuda en la descarbonización y su versatilidad permite que pueda ser utilizado en motores de combustión interna, para alimentar pilas de combustible, o como materia prima para la industria.
El metanol verde fue abordado en profundidad en el capítulo 9 del informe INTEC2024, donde se explicó en detalle desde su producción hasta sus posibilidades[x]. Centrándonos concretamente en su rol en el futuro de la red eléctrica, el metanol verde puede ser un factor decisivo en la descarbonización completa planteada por la UE para el año 2050.
Entrando en detalle acerca de su estructura, el metanol o alcohol metílico (CH₃OH) es el alcohol con la estructura molecular más sencilla. Es líquido a temperatura ambiente y muy inflamable, por lo que también se le conoce como “alcohol de quemar”. En industria, el metanol se emplea como disolvente, anticongelante o como precursor de otros productos químicos básicos.
Pero a este compuesto químico se le apoda “verde” cuando, para producirlo, únicamente se utilizan métodos renovables y que no generan emisiones de gases contaminantes. Normalmente se clasifica en dos tipos: biometanol si se genera a partir de fuentes sostenibles de biomasa, como productos ganaderos o deshechos forestales; o e-metanol si se produce a partir de hidrógeno verde (que a su vez es producido por métodos renovables) y dióxido de carbono capturado. El resultado final de ambos métodos es el mismo: metanol. La única variación es su método de obtención.
Para la industria eléctrica interesa especialmente el e-metanol, ya que para su producción se necesita hidrógeno gas y CO₂. Para obtener el hidrógeno gas se puede emplear el exceso de producción de electricidad en la separación del agua (H₂O) en oxígeno e hidrógeno[xi]. Una vez obtenido el hidrógeno, se puede mezclar con CO₂ capturado de otras industrias como las plantas cementeras, acereras o estaciones eléctricas de quema de combustibles fósiles para crear el metanol. De este modo, el gas que iba a ser liberado a la atmósfera obtiene un nuevo uso. Aunque es cierto que, si este metanol se utiliza como combustible, el CO₂ acaba en la atmósfera igual, pero con varias ventajas importantes. Primero, se le da un nuevo uso al carbono que de otro modo se habría expulsado, obteniendo el doble de rendimiento. Además, puede usarse en sustitución de los combustibles fósiles con mínimas modificaciones y, por último, no produce otros gases contaminantes como los óxidos de nitrógeno o de azufre. Por ello, es una opción interesante y, además, escalable, como muestra el desarrollo de la tecnología.
La primera planta en generar metanol verde de este modo abrió en Islandia en el año 2012, y generaba unas 4.000 toneladas de metanol. Esta cantidad es minúscula comparada con una planta de producción de metanol a partir de combustibles fósiles, que puede llegar a producir millones de toneladas al año. Pero poco a poco se van haciendo avances y las nuevas plantas ya pueden crear del orden de cientos de miles de toneladas. Un claro ejemplo es la mayor planta de metanol verde de Europa, capaz de producir 300.000 toneladas de este combustible. El proyecto, que van a desarrollar Cepsa y C2X en Huelva, está proyectado para que comience a operar en 2028. Existen otros proyectos en marcha en otras comunidades, tanto para la generación de e-metanol, como de biometanol.
En diciembre de 2015, la red eléctrica ucraniana sufrió un ciberataque que provocó que 100 000 personas se quedaran sin luz durante 10 horas. Tras el análisis del ataque se pudo demostrar que unos hackers habían logrado tomar control de la interfaz hombre-máquina en tres plantas de producción eléctrica al explotar una entrada en un software vulnerable. Una vez dentro, los hackers fueron tomando el control de los distintos sistemas informáticos de las centrales y bloqueando su uso a cualquier otro usuario. Para restablecer los sistemas, los informáticos tuvieron que desconectar los distintos sistemas informáticos e iniciarlos de forma manual. Una vez lo lograron, la energía volvió rápidamente.[xii]
Con sistemas más informatizados, y con una mayor descentralización de la red, este tipo de ataques suponen un mayor riesgo, ya que “reiniciar los sistemas manualmente” puede ser mucho más complejo. Por ello, diversas universidades en compañía de empresas de distribución energética están desarrollando nuevos estándares y tecnologías con los que evitar las vulnerabilidades. Todas ellas se basan en 5 principios: Identificar vulnerabilidades, proteger los sistemas esenciales, detectar los ataques, responder a los mismos y recuperar la energía con la mayor celeridad.[xiii]
Aunque sin duda, algo esencial para que las medidas sean exitosas es que haya una colaboración estrecha y transparente entre gobiernos, empresas de servicios públicos y especialistas en ciberseguridad. De este modo se podrán implementar medidas preventivas que mitiguen estos riesgos y mantengan la fiabilidad y la seguridad de los sistemas eléctricos.
Pero la ciberseguridad no es el único riesgo. El 28 de abril de 2025 se produjo un gran apagón en la península ibérica que dejó sin luz a gran parte de España y Portugal. En este caso concreto, el cero eléctrico no tuvo que ver con un ciberataque, si no que fue un fenómeno de sobretensiones en cascada que no se pudieron amortiguar. Según el informe presentado por el gobierno, las primeras sobretensiones provocaron la desconexión de las centrales generadoras y, a su vez, se produjo una caída en la frecuencia que agravó el problema, desconectando al resto de generadores por subfrecuencia. Todo el proceso se produjo en apenas 5 segundos. Como indica el Comité para el análisis de las circunstancias que concurrieron en la crisis de electricidad del 28 de abril de 2025[xiv], aunque esta situación no fue debida a una falta de firmeza o de capacidad, el cero eléctrico mostró la importancia de las herramientas ligadas a la seguridad del suministro. Por ello, se propuso minimizar las trabas burocráticas para su implementación.
Además, Red Eléctrica realizó su propio informe en el que indicó 15 recomendaciones para que se vuelva a dar el improbable cúmulo de circunstancias que apagaron la península. Entre ellas destacan controles dinámicos de la tensión, mecanismos que reduzcan las oscilaciones en el flujo eléctrico y un mayor control y observación[xv].
En 2025 se cumplen 150 años de la generación de energía eléctrica. Este invento, que comenzó como unos años antes como una curiosidad con la que asombrar al público, se ha convertido en un pilar fundamental de la sociedad moderna. Aunque nuestra dependencia ante la electricidad también es una vulnerabilidad que conviene atajar antes de que se convierta en un problema. Por ello, mantener la red actualizada y acorde a los tiempos venideros es uno de los principales retos del siglo XXI.
Para lograr los objetivos de descarbonización propuestos en las últimas décadas, tal y como recoge el Gráfico 2, la inteligencia artificial puede ser de gran ayuda a la hora de optimizar las redes eléctricas. Sin embargo, su implementación ha de ser realizada con sumo cuidado y teniendo en cuenta que las bases de datos necesarias para su funcionamiento también pueden consumir recursos muy valiosos. Por otro lado, para lograr una red resiliente y segura, la implementación de energías de amortiguación, como el almacenamiento químico de la electricidad en forma de metanol verde, y la actualización de los protocolos de seguridad, van a ser agentes clave para el futuro de la red eléctrica. Esta red, que se espera descentralizada y de producción variable, va a ser sin duda una muestra de un cambio hacia un mundo más sostenible.
Como puente entre el contexto histórico y la situación actual, conviene enmarcar la modernización de la red en un proceso más amplio de digitalización, descarbonización e integración de recursos distribuidos.
EN ACCIÓN. La nueva red eléctrica que necesita un planeta ‘net zero’
La transición hacia un mundo con cero emisiones netas debe estar respaldada por redes eléctricas más extensas, robustas e inteligentes, ya que el consumo mundial de electricidad debe crecer un 20% más rápido en la próxima década que en la anterior[xvi]. Un análisis de modelos llevado a cabo por el MIT identifica vías rentables para la descarbonización de los sistemas eléctricos y sostiene que se pueden reducir las emisiones entre un 97% y un 99% con respecto a los niveles de 2005 en Estados Unidos, sin comprometer la confiabilidad de la red[xvii]. Como consecuencia de ello, se proyecta que la demanda mundial de electricidad pase, de poco menos de 25.000 TWh en 2021, a casi 54.000 TWh en 2050. La Unión Europea (UE) calcula que el consumo de electricidad en el continente se incrementará en aproximadamente un 60% y la capacidad de transmisión transfronteriza se duplicará hasta 2030.
Según la Agencia Internacional de la Energía, eso implicará añadir o renovar más de 80 millones de kilómetros de redes hasta 2040, el equivalente a toda la infraestructura mundial existente, y duplicar el ritmo de inversión en redes eléctricas, que debería superar los 600.000 millones de dólares anuales, con énfasis en la digitalización y modernización de las redes de distribución. La UE ha elevado la estimación de gasto anual hasta 2030 a 65.000-100.000 millones de euros[xviii], con diferencias sustanciales entre países: Alemania, por ejemplo, necesitará invertir más del triple que Francia en su red de distribución hasta 2050.
Para satisfacer el citado incremento de la demanda, dejando atrás el modelo heredado y cumpliendo con los objetivos de la transición energética, se requerirá que la inversión sea aún mayor, de aproximadamente un billón de euros al año hasta 2050[xix], 2,5 billones de dólares sólo hasta 2035, según estimaciones de McKinsey[xx]. La innovación tecnológica ha obligado a revisar muchas planificaciones, en ese sentido. Por ejemplo, durante mucho tiempo se pensó que los mecanismos de gestión existentes solo podrían manejar la generación renovable hasta niveles de penetración del 20%[xxi], pero el consenso hoy es que la energía eólica y la solar fotovoltaica deben protagonizar más del 80% del aumento total de la capacidad energética en las próximas dos décadas, en comparación con menos del 40% en las últimas dos. Un escenario de cero emisiones netas en 2050 exige que este porcentaje sea incluso superior, del 90%.
Para que se perciban los efectos de esa inversión, se necesitan nuevos corredores de transmisión que conecten los proyectos solares fotovoltaicos que deberán construirse en el desierto y las futuras turbinas eólicas marinas, en ambos casos situados lejos de los centros de demanda como ciudades y áreas industriales. Será preciso duplicar asimismo la flexibilidad del sistema hasta 2030 para que esto no afecte a la estabilidad del suministro. La factura del aggiornamento de las redes, si debe hacerse integrando más energía renovable, necesariamente va a ser más alta.
El ritmo de implementación de las nuevas inversiones y de penetración de las tecnologías verdes está siendo inferior, no obstante, al que plantean todas estas proyecciones. La realidad actual del mercado dista mucho de esos objetivos. Al menos 3.000 gigavatios (GW) de proyectos de energía renovable, de los cuales 1.500 GW se encuentran en etapas avanzadas, esperaban conexión a las redes a finales de 2023, convertidas en un cuello de botella para la transición hacia un mundo de cero emisiones netas. La inversión en generación sin emisiones ha crecido rápidamente, casi duplica de hecho a la capacidad instalada en 2010, pero el gasto mundial en redes apenas ha variado y se mantiene estable en torno a los 300.000 millones de dólares anuales. En momentos de crisis energética como los vividos a raíz de la invasión de Ucrania, esa lentitud ha acentuado la dependencia de muchos países del gas natural cuyas importaciones mundiales podrían incrementarse en 80.000 millones de metros cúbicos (bcm) anuales a partir de 2030 si persiste el retraso inversor; al igual que las del carbón, que podrían ser superiores a las actuales en casi 50 millones de toneladas.
Lo llamativo es que las tecnologías dirigidas a mejorar la red no siempre están incluidas en el proceso de planificación energética de las autoridades reguladoras nacionales, a pesar de que su integración en el sistema puede aumentar potencialmente la capacidad total de la red entre un 20% y un 40%. Sin mejoras, el riesgo de interrupciones del servicio se eleva -cuestan ya alrededor de 100.000 millones de dólares al año, el 0,1% del PIB mundial- y crecen los problemas de congestión de la red. En Alemania, los costes provocados por estos últimos alcanzaron los 4.000 millones de euros anuales en 2022 y en Estados Unidos pasaron de 6.000 millones de dólares a casi 21.000 en tres años.
Aunque a menor ritmo del deseable, durante las últimas cinco décadas, la red eléctrica mundial ha experimentado un crecimiento continuo, que se puede cifrar en aproximadamente un millón de kilómetros al año. La mayor parte de esta expansión se ha producido en las redes de distribución (conectan con los usuarios finales: hogares, industrias, instalaciones, etc.) y representan aproximadamente el 93% de la longitud total del sistema eléctrico, frente al 7% de las líneas de transmisión (conectan los puntos de generación de energía con las redes de distribución próximas a los usuarios). La digitalización ha cobrado cada vez más importancia, hasta representar aproximadamente un 20% de la inversión en 2022. La AIE considera que el gasto en redes inteligentes debería duplicarse con creces hasta 2030 para alinearse con el Escenario de Cero Emisiones Netas en 2050[xxii], especialmente en las economías emergentes y en desarrollo (EMDE).
Con una longitud de más de un millón de kilómetros, la infraestructura eléctrica de la UE es la más extensa e integrada del mundo, pero el 40% de sus redes de distribución tienen más de 40 años de antigüedad. El Plan de Acción de la UE ‘Digitalización del Sistema Energético’[xxiii] prevé que, de los alrededor de 584.000 millones de euros de inversiones en la red eléctrica europea hasta 2030, 170.000 millones se destinen a la digitalización. En esa partida, se incluyen medidores inteligentes, gestión automatizada de la red, tecnologías digitales para la medición y mejora de las operaciones sobre el terreno.
Los retrasos que sufren más de una cuarta parte de los proyectos eléctricos de interés común (PCI) de Europa, para la ampliación y mejora de la red, no son sólo, ni siquiera principalmente, achacables a los operadores. Las nuevas infraestructuras suelen tardar entre cinco y 15 años en ejecutarse debido a los problemas en la obtención de permisos, que suelen involucrar a múltiples autoridades y jurisdicciones a lo largo de toda la ruta. Es cinco veces más tiempo que los nuevos proyectos de energías renovables y hasta siete veces más que las nuevas infraestructuras de carga de vehículos eléctricos.
Se estima que la construcción de la línea de corriente continua Ultranet de 340 km de longitud en Alemania requiere alrededor de 13.500 permisos. La Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSOe) elabora cada dos años un plan decenal de desarrollo de la red no vinculante, un plazo considerado por la Agencia Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) excesivo, ya que conduce a análisis basados en datos obsoletos. En esas circunstancias, se complica la tarea de deshacer el nudo gordiano de la burocracia.
La fragmentación de actores es otro de los condicionantes fundamentales para la modernización de la red eléctrica europea. Algo más de dos tercios de las nuevas inversiones deben realizarse en la red de distribución, donde los operadores deben proporcionar los equipos, incluidos los medidores inteligentes y los sistemas de almacenamiento local. En la UE existen 30 operadores de sistemas de transmisión (OST), porque Alemania tiene cuatro y Austria dos, pero miles de operadores de sistemas de distribución (OSD). Las redes que gestionan estos últimos representan la mayor parte de la infraestructura, lo que se refleja en el valor de los activos y dificulta más las dinámicas de integración. Por ejemplo, la red operada por el mayor OSD francés, ENEDIS, tiene un valor de 54.000 millones de euros, mientras que la base de activos del principal OST del país, RTE, es de 17.000 millones de euros[xxiv].
La Comisión Europea está impulsando, sin demasiado éxito por el momento, iniciativas para favorecer la colaboración. Promueve la creación de un gemelo digital de la red eléctrica europea[xxv] a través del proyecto TwinEU (Digital Twin for Europe) que impulsa la federación de gemelos locales del sistema eléctrico. Asimismo, la política de Redes Transeuropeas de Energía (RTE-E)[xxvi] anima a la cooperación regional a través de 11 corredores geográficos prioritarios, entre los que se encuentran los de electricidad, y en tres áreas temáticas prioritarias, incluidas las redes eléctricas inteligentes. La interconectividad es clave para garantizar la seguridad y la fiabilidad energéticas: la integración de los mercados eléctricos europeos podría reportar un beneficio estimado de hasta 34.000 millones de euros anuales[xxvii] a los ciudadanos.
La reacción europea se enmarca en un cambio de velocidad global vinculado no sólo al desafío climático, sino también a la competitividad de las economías. China ha modernizado y ampliado sus redes eléctricas con inversiones por valor de 442.000 millones de dólares durante el período 2021-2025. China Southern Power Grid tenía previsto aportar 99.000 millones, a los que hay que sumar las contribuciones de algunas empresas regionales.
El Programa de Asociación Innovadora para la Resiliencia de la Red (GRIP)[xxviii] de Estados Unidos contemplaba líneas de ayuda por valor de 10.500 millones de dólares para apoyar la modernización y expansión de las redes eléctricas, repartidos en 2.500 millones para la resiliencia de la red, 3.000 millones para redes inteligentes y 5.000 millones para innovación en la red. El Banco Mundial[xxix], junto con el Organismo Multilateral de Garantía de Inversiones (MIGA), la Corporación Financiera Internacional (CFI) y otras agencias de desarrollo, anunció una iniciativa para promover la inversión privada en sistemas de energía renovable distribuida (EDR) para electrificar áreas específicas en África de manera rápida y eficiente.
Las tecnologías digitales se han convertido en fundamentales en cualquier estrategia de modernización. Abren la puerta a una gestión más eficiente y hacen más predecible la dirección de los flujos energéticos en un mundo en el que convivirán un número creciente de recursos distribuidos, desde vehículos eléctricos a plantas de energía renovable y bombas de calor eléctricas. La transformación digital permite establecer una estrategia basada en datos y eso facilita el equilibrio entre la oferta y la demanda, el intercambio de información entre los OST y los OSD, la optimización de la distribución energética y la predicción de tendencias de consumo[xxx]. El ritmo lento en la digitalización de las redes de distribución está limitando ya, de hecho, la disponibilidad de datos en tiempo real, y eso ralentiza todo el proceso de modernización, ya que esos datos en tiempo real son los que consiguen precisamente que el gasto en la mejora de la infraestructura de red existente se reduzca[xxxi].
El internet de las cosas es una de las grandes palancas de transformación digital de las redes energéticas, a través de dispositivos como los medidores inteligentes residenciales. Las innovaciones en circuitos integrados, en procesamiento de información en el borde (edge) y en IA, como las que incorporan los medidores inteligentes de segunda generación, pueden ayudar a reducir la tensión en las redes de comunicación, mejorar las respuestas en tiempo real a las fluctuaciones de la red y mejorar la seguridad y la privacidad de los datos.
Su implantación ha avanzado en los últimos años, y llega incluso al 100% en algunas economías, como China, pero sigue siendo todavía muy baja en muchos países. A finales de 2023, se habían instalado 1.060 millones de medidores inteligentes de electricidad, agua y gas en todo el mundo[xxxii], con una penetración media global del 43%. Los países de América del Norte cuentan con el mercado de medidores inteligentes de electricidad más maduro, con una penetración de casi el 77%, y algunas naciones de Asia Oriental también presentan altas tasas. En la UE, quince países, uno de ellos España, tienen una tasa de implantación de contadores inteligentes superior al 80%[xxxiii], pero Alemania, con algo más de 50 millones de puntos, muestra uno de los ratios de adopción más bajos, con menos del 10%. Su Gobierno ha tomado medidas para acelerar las implementaciones y espera alcanzar un despliegue completo en 2032.
Se espera que la base instalada de estos dispositivos supere las 1.750 millones unidades en 2030 con una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 6%. Sólo en el caso de Europa, la inversión en sistemas de medición inteligente podría alcanzar los 47.000 millones de euros hasta 2030. En el caso de que se instalen 266 millones de dispositivos, la tasa de penetración se elevaría al 92%. La Comisión estima que ofrecen un ahorro de 270.000 euros en electricidad por punto de medición, distribuido entre consumidores, proveedores y operadores.
Para maximizar el potencial de medición que ofrecen los contadores inteligentes, la Comisión Europea[xxxiv] decidió mejorar el acceso a ellos mediante la introducción de requisitos de interoperabilidad y acceso no discriminatorio. Estas medidas, unidas a la Ley de Datos, que entró en vigor en septiembre de 2025, empoderan a los consumidores para participar activamente en la transición energética y permiten a los proveedores energéticos desarrollar nuevos servicios.
Como infraestructura de apoyo, el Espacio Común Europeo de Datos Energéticos aparece incluido en el Programa Europa Digital[xxxv]. Europa promueve, además, un código de conducta[xxxvi] para electrodomésticos energéticamente inteligentes, a fin de permitir la interoperabilidad e impulsar su participación en esquemas de respuesta a la demanda. Se presentó en la mayor feria industrial del continente, la Hannover Messe, con el compromiso de diez fabricantes y una compañía de sistemas de gestión energética.
La inteligencia artificial (IA) desempeñará un papel cada vez más fundamental en la integración de las energías renovables, la estabilización de las redes energéticas y la reducción de los riesgos financieros asociados a la inestabilidad de la infraestructura[xxxvii]. Su proliferación ha permitido introducir modelos de previsión que van más allá de los patrones de uso tradicionales[xxxviii]. La llegada de la red inteligente (SG) marca un cambio de paradigma en el suministro eléctrico[xxxix]. Integra tecnologías modernas de telecomunicaciones y sensores y permite optimizar las estrategias de suministro eléctrico. A diferencia de la red unidireccional tradicional, introduce un marco bidireccional que facilita el flujo bidireccional de información y electricidad. El Departamento de Energía (DOE) sostiene que, si las redes eléctricas modernas fueran un 5% más eficientes de lo que son actualmente, el ahorro de energía sería igual al efecto de eliminar las emisiones de 53 millones de automóviles.
La gestión se volverá seamless gracias a la IA. El proyecto SGs for Small Grids de Green Empowerment[xl] busca acercar la tecnología inteligente de código abierto a ingenieros y técnicos en comunidades remotas. Trabaja con socios regionales para construir microrredes de energía renovable con comunidades indígenas en el sur de Asia. En el otro extremo del planeta, y en virtud de un contrato de flexibilidad con el operador de red holandés Liander, la empresa alimentaria PepsiCo comprará energía para su fábrica de patatas fritas en Broek op Langedijk solo cuando haya suficiente capacidad de suministro y transporte disponible en la red[xli].
La reconfiguración de estos mecanismos permitirá superar problemas operativos añadidos a los mencionados anteriormente. Por ejemplo, los altos costes de transformación de las redes son uno de los principales frenos al despliegue de sistemas de almacenamiento de energía, concebidos para guardar el exceso de producción de las fuentes de generación renovable durante las horas valle y liberarlo durante las horas punta. Compañías como la finlandesa Wärtsilä han diseñado sistemas de baterías de formación en red (grid forming) que permiten concebir un almacenamiento de energía distribuido y propician la generación flexible de electricidad. Wärtsilä ha creado en la isla portuguesa de Graciosa una solución híbrida en grid forming que integra generación eólica, solar, almacenamiento y térmica y anunciaba a mediados de 2025 un proyecto similar en Shetland Islands (Escocia)[xlii]. Su modelo permite integrar áreas geográficas distintas en un sistema energético más amplio, de forma que puedan desconectarse fácilmente de él para garantizar el equilibrio y la resiliencia de la red. Según esa visión, esas áreas geográficas conectables y desconectables pueden ser islas, calles, barrios o ciudades autosuficientes.
Históricamente, la precariedad tecnológica ha convertido a las líneas de baja tensión, ubicadas en la red de distribución de última milla, en el punto ciego de las redes eléctricas[xliii]. No tenía sentido equipar con sensores a líneas que atendían a pocos clientes y con un bajo volumen de energía en tránsito. Sin embargo, con la generación fotovoltaica distribuida y los nuevos paradigmas de demanda, que incluyen la carga de vehículos eléctricos, las bombas de calor y la electrificación general, el 90% de los operadores de red europeos planean modernizar las redes de baja tensión[xliv]. Eso acentuará la convergencia de intereses entre las áreas de transmisión y de distribución.
Uno de los campos tecnológicos de interés es, en ese sentido, el de los módulos de autorreparación con IA de la sala de control de los operadores, que pueden analizar el estado de la red y encontrar nuevas rutas para transportar y redistribuir la electricidad. En caso de corte de suministro eléctrico, ahora es posible reconectar la automatización de aproximadamente el 99% de los clientes afectados en menos de dos minutos. Si el problema es la congestión de la red, los algoritmos de calificación dinámica de línea (DLR) indican si es posible explotar una línea por encima de su capacidad nominal, incluso por encima del 110%.
En lo que se refiere a las líneas de transmisión eléctrica, las principales áreas de innovación tecnológica abordan la digitalización de equipos, como los transformadores de potencia, la automatización de subestaciones y el desarrollo de sistemas flexibles de transmisión de corriente alterna (FACTS), así como los sensores avanzados como unidades de medición para agilizar las operaciones. La digitalización de las subestaciones es fundamental en la transformación continua de los sistemas energéticos. En este contexto, la norma IEC 61850 se ha consolidado como la referencia global para el intercambio de datos de nueva generación[xlv].
Junto a ello, las interconexiones a gran escala siguen siendo uno de los principales focos de inversión y de innovación, con proyectos en marcha en Europa, China, Norteamérica, India y Australia. Su principal valor reside en que ayudan a equilibrar la oferta y la demanda entre regiones, porque dan acceso a recursos energéticos remotos. En la UE, el plan REPowerEU[xlvi] incluye el desarrollo de interconectores y el enorme complejo eólico-solar de 455 GW que estará operativo en 2030 en China, contempla la construcción de infraestructura de corriente continua de alta tensión (HVDC) y CC de ultraalta tensión (UHVDC).
Los sistemas de transmisión eléctrica se consideran infraestructuras nacionales críticas. Para el Departamento de Energía de Estados Unidos, el suministro confiable de electricidad es una cuestión clave para la economía, la seguridad nacional e incluso la salud[xlvii] y la Ley de la Industria Net-Zero (NZIA) de la EU designa a las tecnologías de red como estratégicas. Por ese motivo, cada vez más, los ciberataques se perciben como una amenaza para su integridad. El Registro Nacional de Riesgos del Reino Unido de 2023 sitúa la probabilidad de un ciberataque a infraestructuras críticas entre el 5% y el 25%, con un impacto potencial de cientos de millones de libras en pérdidas.
En los últimos años, el número de incidentes cibernéticos ha aumentado junto con el avance de la digitalización. Se han registrado numerosos casos de ciberataques a infraestructuras clave que han causado perturbaciones sociales significativas en todo el mundo. El primer código de red de la UE sobre ciberseguridad para el sector eléctrico[xlviii], se publicó en mayo de 2024 y establece normas sectoriales específicas para la ciberseguridad de los flujos transfronterizos de electricidad, incluidos los requisitos mínimos comunes, la planificación, la supervisión, la presentación de informes y la gestión de crisis.
La infraestructura eléctrica es muy especial, necesita un control muy preciso y muy rápido. Por eso, los sistemas de transporte se gestionan a 50 o 60 Hz, de modo que se pueda balancear instantáneamente la carga en regiones muy amplias, ajustando la demanda a la producción[xlix]. El proceso actual de interconexión de la red eléctrica implica la incorporación de muchísimos dispositivos energéticos nuevos en varios puntos de la red, tanto de transmisión como de distribución. Todos ellos pueden convertirse en accesos potenciales de los hackers al sistema eléctrico, porque todo ese proceso se controla a través de software y comunicación.
Las subestaciones eléctricas son sistemas muy sofisticados, en los que una parte del control y la información se ha migrado a la nube, pero algunos procesos se mantienen completamente cerrados e incluso aislados, sin conexión a internet. Una parte de la innovación actual busca evitar que el ataque se produzca en el momento de la actualización del software de esos espacios cerrados por parte del proveedor tecnológico. Investigadores de Georgia Tech han puesto la barrera de defensa, por ejemplo, en el lado del hardware y han diseñado unas cadenas de compuertas lógicas (físicas) en el propio silicio, que se insertan cuando se fabrica el chip computacional que se introducirá en la subestación eléctrica. De ese modo, han conseguido que cada chip genere una secuencia de bits de 128 bits única, imposible de hackear vía software[l].
Como otros órdenes de la economía, la dependencia de terceros países en la cadena de suministro provoca que, en tiempos de turbulencias, los promotores de proyectos de redes en Europa se hayan tenido que enfrentar a plazos largos para adquirir componentes específicos o al aumento de los precios de las materias primas. La escasez mundial de cobre prevista para esta década podría provocar un aumento repentino de los precios en plena llamada a duplicar el número de transformadores.
Es otro de los condicionantes que pueden convertir la transformación digital de las redes eléctricas en un factor inflacionista, que acabe impactando en la factura de los consumidores. A finales de 2024, los precios minoristas de la electricidad para la industria en la UE eran más del doble que en EEUU y el doble que en China. En el ámbito minorista más del 10% de los europeos se ven afectados por la pobreza energética.
En este contexto, es necesario un diseño cuidadoso de las tarifas de red para fomentar el uso de redes inteligentes e incentivar a los consumidores a optimizar el uso de la capacidad de la red existente mediante indicadores de tiempo y ubicación. Los costes de la red pueden ser una parte sustancial de las facturas finales de los consumidores: en 2023, los costes de la red representaron el 25% de los costes de electricidad medio para los hogares de la UE, según Eurostat.
ACER sugiere un proceso de planificación basado en la identificación de las necesidades del sistema y en escenarios que contemplen de forma armonizada la transformación digital de la red eléctrica con otras grandes iniciativas estratégicas como la expansión de la red de hidrógeno, de la capacidad de almacenamiento, de la infraestructura de recarga para vehículos eléctricos y de la captura de CO2. Un mayor comercio transfronterizo de electricidad podría favorecer también la convergencia de los precios de la electricidad en los países de la UE, lo que conduciría a una reducción de los precios medios y de la volatilidad[li].
Asegurar la financiación de las inversiones será clave para el éxito del proceso de modernización de las redes. El principal fondo de la UE para infraestructura energética es el Mecanismo Conectar Europa-Energía (CEF-E). Se están explorando también fórmulas de financiación mediante emisiones de capital, como las que ya se han utilizado en el caso de las infraestructuras de transporte. En ese sentido, la fragmentación del mercado de capitales europeo sigue siendo un factor limitante y podría impulsar a los principales operadores de redes a captar capital en Estados Unidos y China.
En última instancia, será esencial desarrollar una reserva de talento, garantizar la integración de las competencias digitales en los programas de estudio del sector eléctrico y gestionar el impacto de la transición energética y el aumento de la automatización en los trabajadores mediante la capacitación y la formación práctica. Los actores de la industria energética europea y la Comisión han puesto en marcha una Alianza a Gran Escala (LSP)[lii] para impulsar el desarrollo del talento en el sector, después de la advertencia de una posible escasez de profesionales cualificados recogida en el Informe de Progreso de Competitividad de 2023 sobre tecnologías de energía limpia[liii].
EN ESPAÑA. Un ecosistema de startups ‘eléctrico’ para reinventar las redes
El dinamismo del emprendimiento de base tecnológica es una de las notas características de España en el ámbito de las nuevas redes eléctricas. Algunos ejemplos de compañías emergentes permiten formarse una imagen del impulso que está recibiendo el sector. La startup Splight está especializada en la optimización de redes con inteligencia artificial (IA) para democratizar el acceso a la energía. Su tecnología Dynamic Congestion Management (DCM) ayuda a las compañías energéticas a aprovechar la infraestructura existente ante el doble reto de evitar la congestión y facilitar la conexión de energías renovables, de modo que actúen como soluciones para mejorar la flexibilidad de la red. La IA de Splight se plantea como una apuesta para maximizar la capacidad de la infraestructura actual, para que la calidad del servicio no dependa de la construcción de nuevas líneas de transmisión. La compañía emergente captó 12 millones de euros en una ronda en la que participaron Elewit y Draper B1, además de inversores internacionales como NOA, Fen Ventures, Ascent Energy Ventures y Fundación UC Berkeley, entre otras.
El ámbito académico también es una fuente de emprendimiento en el sector. ENFASYS es una spin-off de la Universidad de Oviedo que aprovecha la investigación realizada por el grupo LEMUR tanto en hardware como en el desarrollo de librerías de software y aplicaciones orientadas al control y monitorización de redes eléctricas. Uno de sus proyectos ha consistido en el desarrollo de un sistema completo para el prototipado rápido de sistemas de control en microrredes y redes de distribución eléctrica. La plataforma resultante permite la integración de energías renovables y sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías en la red eléctrica. Una vez incorporadas, facilita la evaluación, mediante simulación, de conceptos de optimización energética y económica.
Otra spin-off, también de la Universidad de Oviedo, Plexigrid, paquetiza desde su creación en 2020 software que ayuda a las distribuidoras eléctricas a ahorrar tiempo, optimizar y mejorar la supervisión y operaciones en baja testión, la planificación y análisis de la red, la gestión de flexibilidad y la gestión de recursos energéticos distribuidos, mediante una plataforma de datos agregada. Plexigrid ha captado 6,5 millones de euros de la mano de TheVentureCity, Polar Structure y Vargas Holding. Surgida de la UPC, por último, eRoots mejora la resiliencia de las redes eléctricas con un enfoque en la integración de energías renovables. Para ello, ha desarrollado software con herramientas computacionales y de análisis de la red, y ofrece servicios de consultoría e I+D.
Complementaria a la propuesta de valor de Plexigrid puede situarse la de Adaion, que ha desarrollado una plataforma para digitalizar la red eléctrica con el objetivo de facilitar a las distribuidoras la planificación, interoperabilidad y mantenimiento mediante el análisis de datos, la creación de digital twins y la aplicación de IA. Nacida en 2023, Adaion es el primer producto de Turning Tables, que opera desde 2016 y ha conseguido captar 2,3 millones de euros de la mano de IPW y Fondo Bolsa Social.
En el caso de Bamboo Energy, spin-off del IREC y constituida en 2020, su solución permite que los agregadores y minoristas independientes administren de manera eficiente los recursos de flexibilidad distribuidos. Para ello, ha creado una plataforma de gestión de la flexibilidad y análisis de datos dotada de una arquitectura modular e IA aplicada.Cuenta entre sus inversores a IDAE y EIT InnoEnergy. También de Barcelona procede la startup Bia, en cuyo capital han entrado Bridgestone, Wayra, Rockstart y EIT InnoEnergy. Utiliza IA para que las empresas puedan cargar sus vehículos eléctricos de la forma más eficiente y para que las distribuidoras y comercializadoras mejoren las redes en términos de sostenibilidad, análisis de datos y predicción. Por último, otra empresa española de base tecnológica implicada en la mejora de las redes de energía es Ingelectus. Cuenta con la suite de aplicaciones InPWR, diseñadas para optimizar la operación y garantizar la estabilidad de plantas renovables. Por su parte, la startup Silbat aprovecha el alto calor latente del silicio para lograr no sólo densidad energética, sino también una reducción de costes, y permitir que las plantas de energía renovable funcionen las 24 horas del día de forma rentable.
[i] IMDEA Energía. (2017) El Primer Experimento con Luz Eléctrica en españa – energía Y sostenibilidad, Energía y Sostenibilidad –. Disponible en: https://www.madrimasd.org/blogs/energiasalternativas/2017/07/24/133583 (Consultado el 31/07/2025).
[ii] Redacción (2021) Comillas, Primera Localidad española con Luz Eléctrica en 1881, Info Cantabria. Disponible en: https://infocantabria.es/comillas-celebra-esta-semana-ser-la-primera-localidad-espanola-en-disponer-de-luz-electrica-en-sus-calles/ (Consultado el 31/07/2025).
[iii] Ordóñez Gracia, M. (2023) Los albores de la Industria Eléctrica. El Agua Nos Trajo La Luz, Aragón Digital. Disponible en: https://www.aragondigital.es/articulo/anteayer-fotografico-zaragozano/los-albores-de-la-industria-electrica-el-agua-nos-trajo-la-luz/20220922095127802169.html (Consultado el 31/07/2025).
[iv] Ai and Generative AI: Transforming Europe’s Electricity Grid for a sustainable future (Sin fecha) Shaping Europe’s digital future. Disponible en: https://digital-strategy.ec.europa.eu/en/library/ai-and-generative-ai-transforming-europes-electricity-grid-sustainable-future (Consultado el 31/07/2025).
[v] Monaco, R. et al. (2023) Digitalization of power distribution grids: Barrier analysis, ranking and Policy Recommendations [Preprint]. doi:10.2139/ssrn.4665103.
[vi] The Smart Applications Reference Ontology (saref) (Sin fecha) SAREF Portal. Disponible en: https://saref.etsi.org/ (Consultado el 31/07/2025).
[vii] (Sin fecha) Energy and AI – Analysis – IEA. Disponible en: https://www.iea.org/reports/energy-and-ai (Consultado el 31/07/2025).
[viii] Danouni, A. et al. (Sin fecha) Accelerating climate action with AI. Disponible en: https://web-assets.bcg.com/72/cf/b609ac3d4ac6829bae6fa88b8329/bcg-accelerating-climate-action-with-ai-nov-2023-rev.pdf (Consultado el 31/07/2025).
[ix] New Study finds AI could reduce global emissions annually by 3.2 to 5.4 billion tonnes of carbon-dioxide-equivalent by 2035 (2025) Grantham Research Institute on climate change and the environment. Disponible en: https://www.lse.ac.uk/granthaminstitute/news/new-study-finds-ai-could-reduce-global-emissions-annually-by-3-2-to-5-4-billion-tonnes-of-carbon-dioxide-equivalent-by-2035/ (Consultado el 31/07/2025).
[x] Mallol, E. (2024) El despertar del metanol verde. Disponible en: https://frdelpino.es/ciencia-y-sociedad/9-el-despertar-del-metanol-verde/ (Consultado el 31/07/2025).
[xi] Metanol Verde: El combustible para acelerar La Transición Energética del Transporte Marítimo (Sin fecha) Iberdrola. Disponible en: https://www.iberdrola.com/conocenos/nuestra-actividad/hidrogeno-verde/metanol-verde (Consultado el 31/07/2025).
[xii] Graham, J., Turner, M. and Elmaghraby, A. (Sin fecha) Cybersecurity for the smart grid – IEEE smart grid, IEEE Smart Grid Bulletin Compendium. Disponible en: https://smartgrid.ieee.org/bulletins/july-2016/cybersecurity-for-the-smart-grid (Consultado el 31/07/2025).
[xiii] Paul, B. et al. (2024) ‘Potential smart grid vulnerabilities to cyber attacks: Current threats and existing Mitigation Strategies’, Heliyon, 10(19). doi:10.1016/j.heliyon.2024.e37980.
[xiv] (Sin fecha a) Versión no confidencial del informe del comité para el análisis de las circunstancias que concurrieron en la crisis de electricidad del 28 de abril de 2025. Disponible en: https://www.lamoncloa.gob.es/consejodeministros/resumenes/Documents/2025/Informe-no-confidencial-Comite-de-analisis-28A.pdf (Consultado el 31/07/2025).
[xv] Redeia (Sin fecha) Red Eléctrica presenta SU informe del incidente del 28 de abril y propone recomendaciones, Red Eléctrica. Disponible en: https://www.ree.es/es/sala-de-prensa/actualidad/nota-de-prensa/2025/06/red-electrica-presenta-su-informe-del-incidente-del-28-de-abril-y-propone-recomendaciones (Consultado el 31/07/2025)
[xvi] “Electricity Grids and Secure Energy Transitions”, IEA, noviembre de 2023
[xvii] “The Future of Energy Storage”, MIT, 3 de junio de 2022
[xviii] “How can DSOs rise to the investments challenge? Implementing Anticipatory Investments for an efficient distribution grid”, Eurelectric, 21 de marzo de 2024
[xix] “Regional Energy Transition Outlook European Union”, IRENA, 2025
[xx] Nadim Chakroun et al. “Net zero by 2035: A pathway to rapidly decarbonize the US power system”, McKinsey, 14 de octubre de 2021
[xxi] “Western wind and solar integration study”, GE Energy, The National Renewable Energy Laboratory, mayo de 2010
[xxii] iea.org/energy-system/electricity/smart-grids
[xxiii] energy.ec.europa.eu/topics/eus-energy-system/digitalisation-energy-system_en
[xxiv] edf.fr/sites/groupe/files/2024-07/s-and-p-edf-ratings-direct-2024-07-02.pdf
[xxv] energy.ec.europa.eu/news/commission-welcomes-cooperation-between-entso-e-and-eu-dso-entity-digital-electricity-grid-twin-2022-12-20_en
[xxvi] energy.ec.europa.eu/topics/infrastructure/trans-european-networks-energy_en
[xxvii] Saša Butorac, European Parliamentary Research Service, “EU electricity grids”, mayo de 2025
[xxviii] energy.gov/gdo/grid-resilience-and-innovation-partnerships-grip-program
[xxix] worldbank.org/en/news/press-release/2022/11/09/world-bank-group-announces-major-initiative-to-electrify-sub-saharan-africa-with-distributed-renewable-energy
[xxx] Yuwei Duan, Zihan Xu, Huiyi Chen, Yue Wang, Novel machine learning approach for enhanced smart grid power use and price prediction using advanced shark Smell-Tuned flexible support vector machine, Scientific Reports, 1 de julio de 2025, doi.org/10.1038/s41598-025-05083-0
[xxxi] energy.ec.europa.eu/topics/markets-and-consumers/smart-grids-and-meters_en
[xxxii] “Smart electricity meter market 2024: Global adoption landscape”, IoT Analytics, 21 de febrero de 2024
[xxxiii] “Energy retail – Active consumer participation is key to driving the energy transition: how can it happen? 2024 Market Monitoring Report”, ACER, 30 de septiembre de 2024
[xxxiv] eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:32023R1162
[xxxv] commission.europa.eu/funding-tenders/find-funding/eu-funding-programmes/digital-europe-programme_en
[xxxvi] Joint Research Centre, “Energy Smart Appliances: launch of an EU Code of Conduct for interoperability”, Comisión Europea, 23 de abril de 2024
[xxxvii] “The smart grid: How AI is powering today’s energy technologies”, SAP, 25 de julio de 2024
[xxxviii] “The Control Room of the Future”, Capgemini, 2025
[xxxix] Jadyn Powell et al. Smart grids: A comprehensive survey of challenges, industry applications, and future trends, Energy Reports, junio de 2024, doi.org/10.1016/j.egyr.2024.05.051
[xl] greenempowerment.org/technical-resources/smart-grid-for-small-grids/
[xli] Yusuf Latief, “Flexibility for potatoes: PepsiCo helps stabilise the Dutch power grid”, Smart Energy International, 7 de julio de 2025
[xlii] wartsila.com/media/news/04-08-2025-wartsila-to-deliver-pioneering-grid-stability-energy-storage-project-for-zenob%C4%93-on-shetland-islands-scotland-3639176
[xliii] “Grid Edge Intelligence Portfolio”, Itron, mayo de 2025
[xliv] “Low-voltage Grid Management Report”, Schneider Electric, 2024
[xlv] “IEC 61850 Ed.2.1: A new milestone in smart grid interoperability”, Smart Energy International, 18 de junio de 2025
[xlvi] ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/qanda_22_3132
[xlvii] “Grid Modernization and the Smart Grid”, US Department of Energy, n. d.
[xlviii] eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=OJ:L_202401366
[xlix] Muhammed Zekeriya Gunduz, Resul Daz, Cyber-security on smart grid: Threats and potential solutions, Computer Networks, 12 de marzo de 2020, doi.org/10.1016/j.comnet.2019.107094
[l] Eugenio Mallol, “Santiago Grijalva (Georgia Tech): El hardware podrá actuar como fuente de confiabilidad de las redes digitalizadas”, Atlas Tecnológico, 2 de julio de 2024
[li] Conall Heussaff, Georg Zachmann, “Upgrading Europe’s electricity grid is about more than just money”, Bruegel, 12 de febrero de 2025
[lii] “Commission promotes strategic partnership for skills to advance the digitalisation of the energy system”, Comisión Europea, 14 de diciembre de 2023
[liii] “Informe de la Comisión al Parlamento Europeo y al Consejo. Situación de la competitividad de las tecnologías energéticas limpias”, Comisión Europea, 24 de octubre de 2023