La revolución silenciosa de la demanda eléctrica
Meses después del RD-L 7/2026, la demanda comienza a transformar las reglas del sistema eléctrico
Texto:
Guadalupe Calama Toro
Ingeniera Industrial, Arram Consultores SL
Hasta hace apenas unos años, el gran reto regulatorio del sistema eléctrico español consistía en facilitar la integración de las energías renovables. El debate giraba en torno al acceso a red de parques fotovoltaicos, eólicos y últimamente de plantas híbridas a una red cada vez más saturada.
Hoy el escenario ha cambiado, la entrada en vigor del Real Decreto-ley 7/2026 ha comenzado a transformar la forma en que entendemos el acceso y conexión al sistema eléctrico.
La electrificación de la industria, el crecimiento de los centros de datos, la implantación masiva del autoconsumo, el despliegue del almacenamiento y la futura participación activa de los consumidores han convertido a la demanda eléctrica en un recurso estratégico que también necesita capacidad de acceso.
Es en este sentido donde el Real Decreto-ley 7/2026, de 20 de marzo, introduce uno de los cambios regulatorios más importantes de los últimos años.
Más que una reforma puntual, la norma supone un cambio de filosofía: la capacidad de acceso deja de entenderse como un derecho que se reserva indefinidamente y pasa a convertirse en un recurso limitado que debe gestionarse de forma eficiente.
Del acceso a la generación al acceso de la demanda
Durante años el regulador centró sus esfuerzos en ordenar los permisos de generación para evitar la especulación y liberar capacidad bloqueada por proyectos que nunca llegaban a construirse.
El RD-L 7/2026 traslada ahora esta misma filosofía a la demanda.
El crecimiento previsto del consumo eléctrico, impulsado por la electrificación de la industria, el vehículo eléctrico, las bombas de calor o los centros de datos, obliga a gestionar con mayor rigor una capacidad de acceso que comienza a ser escasa en numerosos nudos de la red.
El mensaje es claro: reservar capacidad sin desarrollar el proyecto deja de ser una opción.
Cinco cambios que redefinen las reglas del juego
La norma incorpora numerosas modificaciones, pero todas ellas responden a un objetivo: optimizar el uso de la capacidad disponible.
1. Más transparencia sobre la capacidad disponible
Los gestores de las redes, tanto de transporte como de distribución, deben publicar información periódica sobre la capacidad solicitada, otorgada, liberada o caducada.
Con esta medida se pretende que promotores, consumidores e inversores dispongan de una visión mucho más clara de la situación de cada nudo, facilitando la planificación de sus proyectos y reduciendo parte de la incertidumbre que actualmente existe.
Aunque aún queda muchos aspectos por concretar, como el formato, el detalle de los datos a incluir o la periodicidad, ya se están dando pasos como la publicación de los mapas de demanda en la CNMC, donde desde finales de mayo se muestra la capacidad de acceso de la demanda a la red de transporte diferenciando si se trata de una instalación de demanda o de almacenamiento, y bajo la consideración de si llevan o no interfaz de electrónica de potencia (CEP).
2. Reservar capacidad tendrá un coste económico
Uno de los cambios más impactantes ha sido la creación de la prestación por reserva de capacidad de acceso, ya en vigor desde finales de junio
Hasta ahora era posible mantener durante largos periodos permisos de acceso sin apenas coste económico.
Con el nuevo modelo, quien reserve capacidad deberá asumir un pago periódico hasta que se formalice el correspondiente contrato de acceso. De esta forma se pretende liberar capacidad ocupada por proyectos estancados y favorecer que los nudos disponibles sean utilizados por iniciativas realmente viables.
La capacidad deja así de ser un bien gratuito para convertirse en un recurso con valor económico.
3. Los permisos tendrán mayor control y nuevas causas de caducidad
La incorporación obligatoria del código CNAE a los permisos de acceso y conexión, incluidos los de demanda para almacenamiento, junto con la introducción de nuevos hitos administrativos, para mantener el permiso de acceso y conexión de demanda, pretende dotar al sistema de una mayor trazabilidad y evitar cambios sustanciales en los proyectos inicialmente autorizados.
Además, los titulares de permisos ya concedidos deberán adaptarlos dentro de los plazos establecidos, en concreto antes del 21 de septiembre de este año, ya que el incumplimiento puede suponer su caducidad.
Esta medida obligará a muchas empresas a revisar durante los próximos meses el estado de sus expedientes administrativos.
4. Prioridad para proyectos estratégicos
Otro de los cambios relevantes es la creación de procedimientos específicos para proyectos considerados de alta prioridad.
Determinadas actuaciones industriales, proyectos estratégicos o ampliaciones de consumo podrán acceder a procedimientos preferentes, incluso suspendiendo temporalmente la tramitación ordinaria en determinados nudos.
Esta medida pretende alinear la planificación eléctrica con la política industrial y favorecer aquellas inversiones consideradas estratégicas para el país.
Sin embargo, también plantea interrogantes sobre cómo se gestionará la competencia entre proyectos prioritarios y el resto de solicitudes.
5. El almacenamiento y la demanda flexible entran definitivamente en escena
Probablemente el aspecto con mayor recorrido de futuro sea el reconocimiento del almacenamiento como un elemento esencial para la operación del sistema.
Pero el verdadero cambio va más allá.
El Real Decreto-ley 7/2026 sienta las bases para la aparición de los permisos de demanda flexible, una nueva figura que permitirá adaptar el consumo a las necesidades de la red y aprovechar mejor la producción renovable, y los proyectos de almacenamiento serán los primeros en optar por este tipo de demanda.
El pasado 11 de agosto, se publicó en el BOE la Resolución de la CNMC por la que se establecen los permisos de acceso flexibles de la demanda de energía eléctrica a la red de transporte y a las redes de distribución (RDC/DE/003/25), lo que constituye el primer desarrollo reglamentario del nuevo modelo previsto.
Con esta modalidad de permisos, se abre la puerta a un sistema eléctrico mucho más dinámico, donde consumidores, baterías, autoconsumos, industrias y agregadores podrán participar activamente en la gestión del equilibrio entre oferta y demanda.
En otras palabras, el consumidor deja de ser un sujeto pasivo para convertirse en un recurso energético.
Meses después de su aprobación, aún queda mucho camino por recorrer
Aunque buena parte de la norma ya está en vigor, su aplicación práctica continúa condicionada por desarrollos reglamentarios imprescindibles.
Entre los desarrollos pendientes destacan la implantación efectiva del nuevo régimen de permisos flexibles aprobado por la CNMC, la regulación completa de la demanda flexible, el establecimiento del valor definitivo de la prestación por reserva de capacidad, la concreción de los formatos de publicación de capacidades y otros aspectos técnicos relacionados con el almacenamiento.
Mientras estas cuestiones permanezcan abiertas, empresas y promotores seguirán trabajando en un escenario de incertidumbre regulatoria.
Un calendario que el sector no puede perder de vista
Los próximos meses estarán marcados por varios hitos relevantes para el sector.
Tras el cierre de la ventana extraordinaria para la renuncia o adaptación de permisos, el siguiente gran hito será la actualización de los permisos de demanda con la incorporación del correspondiente código CNAE antes del 21 de septiembre. Por otra parte, el sector afronta ahora la aplicación práctica de las modalidades de permisos flexibles aprobadas por la CNMC y su integración en los procedimientos de acceso y conexión.
Cada uno de estos hitos condicionará la planificación de numerosos proyectos tanto industriales, como de almacenamiento y electrificación.
Más que una reforma normativa, un cambio de modelo
Quizá el mayor mérito del Real Decreto-ley 7/2026 no resida en ninguna de sus medidas individuales, sino en la nueva visión de conjunto que introduce.
Por primera vez, la regulación deja de centrarse exclusivamente en la generación renovable y comienza a considerar la demanda como un elemento activo del sistema eléctrico.
La capacidad de acceso de demanda pasa a gestionarse como un recurso estratégico, el almacenamiento deja de ser un complemento para convertirse en una infraestructura esencial, y la flexibilidad aparece como uno de los pilares sobre los que deberá construirse el sistema eléctrico de la próxima década.
Esta transformación necesita de completar cuanto antes el desarrollo reglamentario pendiente, definiendo reglas claras y ofreciendo seguridad jurídica y certidumbre para convertir esa hoja de ruta en las inversiones reales que espera el sector.
En Arram Consultores SL, seguimos de cerca esta evolución normativa para ayudar a nuestros clientes a convertir los cambios regulatorios en oportunidades.
El BOE publica la orden ministerial que amplía la autorización de explotación 31 y 19 meses más a las dos unidades de Almaraz
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), ha publicado hoy en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/864/2026, de 12 de agosto, por la que se concede la renovación de la autorización de explotación de la central nuclear Almaraz, unidades I y II, disponible aquí.
El Consejo de Seguridad Nuclear señala en su informe que ha realizado un seguimiento y supervisión continuos de la explotación de la mencionada central nuclear durante el periodo de vigencia de la autorización actual, así como del cumplimiento de las condiciones aplicables en materia de seguridad nuclear y protección radiológica y ha evaluado la documentación que determinó necesaria para esta renovación.
La extensión limitada se adopta ponderando la coyuntura energética marcada por la incertidumbre en los mercados energéticos internacionales que han provocado el conflicto bélico en Oriente Medio y la continuidad de la guerra en Ucrania.
Esta extensión limitada y coyuntural puede contribuir a moderar la exposición de los consumidores españoles a unos picos de precio no previstos anteriormente y derivados de la crisis, mientras se continúan desplegando las medidas ya en marcha de impulso de renovables y almacenamiento como soluciones estructurales a la exposición y vulnerabilidad que suponen la dependencia de combustibles fósiles importados.
De igual modo, esta extensión limitada de los dos grupos de la central, de 31 y 19 meses, no altera la fecha de cierre de todo el parque nuclear en el año 2035.
Asimismo, la Junta de Extremadura ha anunciado que el impuesto a la generación eléctrica que cobra actualmente a la Central Nuclear de Almaraz, conocida como ecotasa, será eliminada en su totalidad antes de acabar la actual legistatura. Era una de los puntos acordados en el plan de gobierno entre PP y Vox, aunque el Partido Popular no estuviera en principio de acuerdo en su completa eliminación.
La ecotasa se eliminará de forma gradual en un 30% anual. Durante el año 2025, la Consejería de Hacienda extremeña asegura que el importe recaudado fue de 82 de millones de euros. Para el 2026, la rebaja prevista estaría en el entorno de los 25 millones de euros. Otras comunidades autónomas como la Valenciana ya habían eliminado la ecotasa a la actividad de la Central Nuclear de Cofrentes.
La denominada ecotasa en Extremadura se implantó en el año 1997 a través de la Ley 7/1997, de 29 de mayo. Para para gravar la producción, almacenamiento y transporte de energía de grandes instalaciones energéticas.
REE sitúa la reducción máxima en la generación solar en 5 GW provocada por el eclipse del 12 de agosto
El eclipse solar del próximo 12 de agosto tuvo un impacto limitado y temporal sobre la generación solar, concretamente en la fotovoltaica. El fenómeno se produjo en una franja horaria en la que esta tecnología ya inicia de forma natural su descenso. En este contexto, el eclipse adelantó ligeramente esa reducción de generación. Además, no coincidiió con la punta de demanda habitual de los días de agosto, por lo que su efecto sobre el sistema eléctrico fue reducido.
Red Eléctrica ha analizado el posible efecto del eclipse mediante un modelo matemático propio, desarrollado para estudiar el impacto de este tipo de eventos astronómicos en el sistema eléctrico. Esta herramienta permite calcular las curvas de oscurecimiento por área geográfica y estimar su impacto sobre la generación eléctrica.
Según las previsiones actuales y con los mejores datos disponibles hasta el momento, Red Eléctrica sitúa la reducción de producción solar máxima en 5 GW aproximadamente, que equivale a alrededor del 13% de la demanda máxima para un miércoles típico de agosto. Como ocurre en cualquier previsión vinculada a la generación fotovoltaica, el impacto final podrá variar en función de las condiciones meteorológicas del día, especialmente de la nubosidad, que puede modular el efecto del eclipse. En los archipiélagos balear y canario, el fenómeno no tendrá un efecto relevante sobre la producción fotovoltaica.
Aunque este escenario no tuvo repercusión en la cobertura de la demanda, Red Eléctrica, como operador del sistema, puso en marcha diferentes medidas preventivas. Entre ellas figuran la estrecha coordinación con los organismos oficiales, con el resto de TSO europeos y con los centros de control de generación y distribución nacionales, así como el incremento de las reservas y márgenes de seguridad habituales y la constante monitorización y seguimiento del fenómeno.
- 1
- 2
- …
- 677
- Siguiente →
Energía de Extremadura 