La vuelta de septiembre encuentra al sector de la movilidad eléctrica con varios deberes regulatorios ya encaminados durante el verano, pero con una discusión todavía más profunda empezando a tomar forma: qué ocurre cuando los proyectos que quieren electrificarse crecen más rápido que la capacidad disponible en determinados puntos de la red.
En pocas semanas, España ha movido piezas relevantes. La CNMC aprobó el nuevo esquema de acceso flexible para la demanda, el Gobierno abrió más margen para las inversiones en redes y también avanzaron medidas destinadas a simplificar trámites administrativos. Para los CPO, esto llega después de años en los que la disponibilidad de potencia, las autorizaciones y la energización de estaciones se convirtieron en algunos de los mayores condicionantes del despliegue.
Además, el mercado cerró el primer trimestre de 2026 con 55.077 puntos de recarga públicos operativos y otros 17.073 instalados pero fuera de servicio, según ANFAC, mientras los proyectos de alta potencia multiplican sus necesidades de conexión y los futuros hubs para camiones llevan la conversación directamente al terreno de los megavatios.
Pero la vuelta del verano abre otra pregunta: ¿qué pasa cuando ese hub no está solo?
“Desde que se establece la liberalización, tanto la ley en España como la Comisión Europea aplicaban el criterio de prioridad temporal: el primero que llega, el primero que tiene el acceso. Esto se ha roto”, señala Marina Serrano, presidenta de la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (AELEC), durante el mano a mano con Mobility Portal y Energía Estratégica.
En un mismo territorio pueden coincidir un hub ultrarrápido, una industria, un centro logístico o un data center, todos compitiendo por capacidad. Ahora empieza a pesar también la madurez, el carácter estratégico o el impacto económico de cada proyecto, mientras Europa avanza hacia modelos menos ligados al orden de llegada.
“Se empieza a distinguir entre la industria establecida, los servicios esenciales, como pueden ser hospitales, policía o servicios públicos, y lo que se llaman proyectos estratégicos”, explica Serrano.
Para la recarga, el debate coincide con el salto hacia hubs de varios megavatios y el despliegue de alta potencia que exige AFIR sobre la red TEN-T, especialmente para transporte pesado.
La presión aumenta porque estos proyectos comparten capacidad con grandes consumidores como los centros de datos, cuyas solicitudes pueden alcanzar decenas o cientos de megavatios. La cuestión pasa entonces por diferenciar iniciativas maduras de aquellas que reservan capacidad sin materializarse.
Para los CPO, esto puede traducirse en bloqueos incluso con suelo, inversión y permisos avanzados.
“Introducir este elemento que permita priorizar y atender a los proyectos no solamente por ser el primero que llega, y evitar el acaparamiento, es positivo. Es algo en lo que se podría avanzar también en relación con los puntos de recarga”, sostiene la presidenta de la asociación.
El verano movió fichas, pero septiembre tendrá que demostrar si llegan a la red
En agosto, la CNMC aprobó el nuevo marco de acceso flexible para la demanda, que entra en vigor el 1 de septiembre de 2026 y contempla cuatro modalidades. Entre ellas, el tipo 2 permite a grandes instalaciones conectadas a distribución con más de 1 MW modulable combinar capacidad firme y flexible, gestionada mediante software, almacenamiento o reducción temporal de carga.
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Para los hubs, esto modifica el diseño del proyecto: ya no importa solo cuántos megavatios garantiza la red, sino qué parte del consumo puede adaptarse. El esquema abre espacio para BESS detrás del contador y sistemas avanzados de gestión, aunque no elimina la necesidad de reforzar infraestructura.
“Es un elemento importante, va a dar mucho juego, pero debe completarse con las inversiones”, advierte Serrano.
Ese fue otro de los movimientos del verano. El Gobierno amplió el límite de inversión en redes, una medida reclamada por las distribuidoras para adaptar sus planes al PNIEC y a la nueva demanda. El cambio permitirá revisar programas ya presentados para 2027 y anticipar compras, contratación y obras.
A la vez, España intenta reducir otro cuello de botella: los permisos. La guía práctica para municipios recordó que los ayuntamientos no pueden exigir licencia previa cuando corresponde declaración responsable. También cuantificó las demoras: entre 24 y 36 meses en media tensión y entre 18 y 24 meses en baja.
A la vez, España intenta reducir otro cuello de botella: los permisos. La guía práctica para municipios recordó que los ayuntamientos no pueden exigir licencia previa cuando corresponde declaración responsable. También cuantificó las demoras: entre 24 y 36 meses en media tensión y entre 18 y 24 meses en baja.
Pero AELEC considera que la simplificación no puede quedarse en los ayuntamientos. La asociación participa en el grupo de trabajo sobre infraestructura de recarga y, justo antes del verano, presentó nuevas propuestas centradas en el permitting y la energización.
Entre sus prioridades aparece agilizar la parte de la instalación eléctrica que depende de la distribuidora, especialmente cuando el cargador ya está desplegado pero todavía no puede entrar en servicio.
“No tiene sentido que existan puntos de recarga ya instalados y que permanezcan sin energizar o que la energización tarde demasiado tiempo”, sostiene Serrano.
De cara a los próximos meses, AELEC también reclama mayor homogeneidad en los procedimientos entre administraciones.
“Fundamentalmente, hay que trabajar en la tramitación de la parte eléctrica de la instalación y en la coordinación con los ayuntamientos y las comunidades autónomas, porque no existe una aplicación homogénea en todo el territorio”, señala la presidenta de la asociación.
Para los CPO, la planificación de un hub suma así variables que antes pesaban menos: madurez, carácter estratégico, nivel de tensión, acceso firme o flexible, almacenamiento y competencia con otros grandes consumidores.
La disputa por las mejores ubicaciones se mezcla ahora con otra igual de decisiva: la de los megavatios.