El tramo de red que recoge ese dinero es el de media y baja tensión, el que lleva la electricidad hasta el usuario final. Ahí se instalan los kilómetros adicionales de línea, los nuevos transformadores y la digitalización de la operación necesaria para absorber generación distribuida: placas solares en tejados, puntos de recarga para vehículos eléctricos y baterías conectadas directamente a la red de distribución. Es el segmento que más ha cambiado desde 2021, cuando el parque generador europeo empezó a girar hacia fuentes intermitentes como la eólica y la solar.
Eurelectric sostiene que los operadores de red están destinando niveles récord de capital a una infraestructura que la electrificación exige sin margen: sin red no hay transición energética posible, por mucha potencia renovable que se instale junto a ella. La discusión interna del sector, según el informe, ya no gira en torno a si conviene invertir, sino a qué ritmo puede ejecutarse esa inversión sin chocar con los cuellos de botella administrativos y de suministro. El ritmo que describe el documento, en seis ejercicios, casi dobla el de la década anterior.
Italia acumula 348 GW en cola de conexión
La magnitud del desajuste se mide en las colas de conexión que gestionan los operadores nacionales. Italia acumula 348 GW de proyectos renovables variables a la espera de un punto de enganche, una cifra que equivale a casi seis veces su capacidad renovable instalada, según los registros del gestor de red Terna. Alemania suma alrededor de 480 GW en solicitudes de baterías, mientras que el nivel de transmisión italiano añade otros 277 GW. Eurelectric advierte de que solo una fracción reducida de esos proyectos llegará a operar: las colas registran solicitudes, no proyectos con viabilidad garantizada.
El almacenamiento avanza en paralelo a ese atasco. La capacidad de baterías a escala de utility operativa en la UE se duplicó con creces durante 2025 y alcanzó los 11,2 gigavatios a comienzos de 2026. Alemania lidera ese despliegue con 2,9 GW ya en servicio y más de 10 GW adicionales en camino a corto plazo. Pero la potencia instalada de baterías solo tiene valor si existe red disponible para cargarlas y devolver esa energía al sistema cuando se necesita, un matiz que el propio informe subraya como limitación estructural.
El contexto energético europeo acompaña esa carrera inversora. La eólica y la solar aportaron el 30% de la electricidad generada en la UE durante 2025, un registro inédito, y la intensidad de emisiones del sector eléctrico cayó a 182 gramos de CO₂ por kilovatio hora, mínimo histórico según el mismo informe. Los objetivos comunitarios para 2030 exigen, no obstante, más de 450 GW de renovables adicionales sobre el parque ya instalado, una cifra que obliga a mantener el ritmo inversor en redes durante al menos cuatro años más tras 2027.
La aritmética que describe Eurelectric es sencilla y también implacable: cada gigavatio renovable que entra en el sistema necesita capacidad de evacuación, y esa capacidad se construye con años de antelación sobre la propia generación. Cuando la generación avanza más rápido que la red, el resultado habitual son vertidos de energía —producción que se pierde porque no puede evacuarse—, restricciones técnicas a los operadores y proyectos que se quedan sin fecha de conexión.
El informe enumera cinco frenos concretos que podrían retrasar el despliegue: demoras en la tramitación de permisos, recuperación lenta de los costes invertidos, incertidumbre regulatoria, cuellos de botella en la cadena de suministro y falta de mano de obra cualificada. Ninguno de los cinco se resuelve inyectando más dinero en el balance de los operadores de red.
El problema de fondo, según el documento, es de diseño regulatorio. La distribución eléctrica es una actividad retribuida sobre la base de los activos instalados, de modo que cualquier demora en el reconocimiento regulatorio de los costes ya invertidos retrasa, en cascada, la siguiente ronda de inversión. En un sector con periodos regulatorios de varios años y tasas de retorno fijadas de antemano, el desfase entre lo que se gasta y lo que se reconoce puede medirse en ejercicios completos.
La retribución, además, se decide país a país. Son los reguladores nacionales —en España, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia— quienes fijan los parámetros con los que se reconoce la inversión: base de activos, tasa de retorno permitida y vida útil regulatoria. Cualquier revisión a la baja de esos parámetros se traduce, de forma casi mecánica, en menos proyectos ejecutados y más aplazamientos. De ahí que la patronal europea insista, informe tras informe, en marcos regulatorios estables y predecibles a varios años vista.
La cadena de suministro industrial añade otra capa de fricción. Transformadores, cables de media tensión y equipos de protección compiten por una capacidad de fabricación limitada en un mercado global donde la demanda se ha multiplicado en pocos años, impulsada a la vez por Europa, Estados Unidos y Asia. La escasez de perfiles técnicos especializados agrava el cuadro: sin plantilla cualificada no hay obra, por muchas licencias que se firmen.
El sistema registra deseos, no capacidad
La paradoja que deja el informe es evidente: se invierte más que nunca al mismo tiempo que se acumulan solicitudes de conexión imposibles de atender con la infraestructura disponible. Italia vuelve a ejemplificar el fenómeno: sus 348 GW en cola equivalen a casi seis veces la potencia renovable variable ya instalada, y Terna registra todas las peticiones sin filtrarlas por probabilidad de ejecución. Una parte de ese atasco corresponde a proyectos con financiación y permisos en marcha; otra, según el propio sector, es ruido estadístico generado por solicitudes especulativas.
A ese mapa de fricciones internas se suma un factor externo que ha vuelto a exponer la fragilidad del sistema energético europeo. El cierre del Estrecho de Ormuz empujó el precio del gas holandés TTF, referencia mayorista en Europa, hasta aproximadamente el doble de su nivel previo. Catar, que en 2025 envió unos 12.000 millones de metros cúbicos de gas natural licuado a Europa —menos del 4% de las importaciones comunitarias—, vio alteradas sus exportaciones a comienzos de 2026, y el TTF reaccionó con una subida superior al 70% en pocos días. Los precios mayoristas europeos se mantuvieron, en todo caso, muy por debajo de los picos de 2022, cuando la factura energética disparó la inflación continental tras la invasión rusa de Ucrania.
Ese episodio se suma a otros indicadores que muestran la sensibilidad del continente a los precios energéticos importados, un factor que pesa en previsiones como la de la OCDE, que estima una inflación española del 3,7% en 2026. La lectura que deja el Power Barometer 2026 es incómoda para el relato de la electrificación acelerada: los 48.000 millones previstos para 2027 serán un dato contable sólido solo mientras el tiempo de tramitación de permisos y la capacidad industrial de fabricar transformadores y cables avancen al mismo ritmo que el capital disponible para invertir.
