En los últimos siete días, se han puesto en marcha dos importantes reformas normativas para consulta pública en España .
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), el regulador español de la energía y la competencia, está habilitando nuevos esquemas de acceso condicionado a la demanda, mientras que el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) está elevando los requisitos técnicos para la conexión a la red.
El impacto se extenderá a la industria, el almacenamiento de energía y las grandes cargas eléctricas .
España ha puesto en marcha dos reformas que redefinen el acceso a la capacidad en un contexto de alta penetración de energías renovables, acelerando la electrificación industrial y la congestión estructural en múltiples nodos de la red eléctrica.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia ha abierto consulta pública hasta el 20 de marzo de 2026 sobre la Resolución RDC/DE/003/25, que desarrolla permisos de acceso flexibles a la demanda.
Paralelamente, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha impulsado un Proyecto de Real Decreto que actualiza los requisitos mínimos de diseño, equipamiento, operación y seguridad para las instalaciones conectadas a la red.
La señal es estructural: la capacidad ya no dependerá exclusivamente del refuerzo de la infraestructura física, sino que estará condicionada por la flexibilidad operativa y la solidez técnica de los consumidores.
La CNMC define la capacidad de acceso flexible como aquella en la que el suministro no está garantizado durante todas las horas del año.
En la práctica, esto significa que el consumidor acepta restricciones operativas a cambio de obtener energía que, según los criterios tradicionales de las empresas, sería inviable debido a la congestión.
Se abandona el paradigma de disponibilidad garantizada durante 8.760 horas y se introduce un esquema de suministro condicionado al comportamiento eléctrico.
Para ello, se han definido cuatro tipos de acceso flexible.
- El tipo 0 , el más inmediato para implementar, funciona mediante patrones horarios definidos por el operador de red (de 00:00 a 07:59 y de 11:00 a 17:59).
Estas deben garantizar una expectativa mínima del 62,5% de las horas de consumo anual, y fuera de esos intervalos, no se podrá absorber ninguna energía asociada a la capacidad flexible.
Se requiere el control mediante controladores lógicos programables o relés inteligentes, y la empresa distribuidora puede desconectar la instalación en caso de incumplimiento.
Este sistema permite suministrar energía a los nodos congestionados sin necesidad de expansión física, transfiriendo la gestión de la congestión al perfil de consumo.
- El tipo 1 introduce un mecanismo vinculado a contingencias N-1, que permite el funcionamiento normal pero con desconexión remota en caso de fallos en la red.
La tensión de conexión supera los 36 kV.
En caso de desconexión, el suministro se restablecerá una vez que se puedan garantizar los criterios de seguridad de la red.
- El tipo 2 se aplica a todas las instalaciones bajo demanda, incluidos los sistemas de almacenamiento que operan en modo bajo demanda y que están conectados directamente a la red de distribución.
La potencia asociada a la capacidad de acceso flexible de la instalación supera 1 MW.
Cada instalación con un permiso de acceso flexible de tipo 2 debe tener la capacidad técnica para recibir instrucciones del Operador del Sistema de Distribución (DSO) cuando detecte el incumplimiento de los criterios de seguridad de la red, y para ejecutar la reducción de potencia asociada a su permiso de acceso flexible.
- El tipo 3 está dirigido a los consumidores conectados a la red de transmisión.
En el caso de instalaciones bajo demanda conectadas a infraestructuras de evacuación, la gestión del permiso de acceso flexible se realizará en la propia instalación bajo demanda, y no en el punto límite con la red de transmisión.
La capacidad de acceso flexible de la instalación supera 1 MW.
Se excluyen los suministros esenciales y las cargas que no pueden permanecer sin conexión a la red eléctrica durante más de 24 horas.
La flexibilidad deja de ser un atributo voluntario y se convierte en la herramienta regulatoria para liberar capacidad.
Cabe señalar que la implementación de los permisos flexibles seguirá un calendario progresivo: los permisos de tipo 0 podrán solicitarse dentro de los seis meses posteriores a la entrada en vigor de la resolución; los de tipo 2 estarán habilitados a partir del 1 de enero de 2028; y hasta el 1 de enero de 2029, los permisos de tipo 3 en transmisión solo podrán solicitarse cuando exista una posición exclusiva dedicada al consumidor.
Además, antes de 2028, los operadores de la red de distribución deben contar con las herramientas analíticas y operativas necesarias para ejecutar desconexiones preventivas o correctivas y emitir instrucciones en tiempo real de acuerdo con la Directiva POD1, consolidando las operaciones de flexibilidad dentro de la red.
Paralelamente, el proyecto de Real Decreto del MITECO redefine el marco de conexión técnica.
Se aplica a los sistemas de generación, demanda, almacenamiento y HVDC que no estaban conectados o en servicio antes del 23 de febrero de 2026, así como a las modificaciones sustanciales.
El plazo para presentar comentarios finaliza el 16 de marzo de 2026.
Esto constituye una actualización integral de los requisitos técnicos en un sistema que ya supera el 50 % de generación renovable anual y que se está preparando para integrar volúmenes crecientes de almacenamiento de energía y una demanda recientemente electrificada.
Uno de los pilares centrales es el establecimiento de un marco específico para el almacenamiento de energía.
El texto reconoce que estas instalaciones no estaban contempladas en la primera versión de los códigos de red europeos y crea un anexo específico para los módulos de almacenamiento.
Se definen las capacidades máximas de inyección e importación y los umbrales de importancia, consolidando así las normas técnicas diferenciadas.
El Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC) de España prevé 22,5 GW de capacidad de almacenamiento operativo para 2030, un volumen que requiere criterios claros de integración y estabilidad.
Además, las instalaciones que ya cuenten con permisos concedidos podrán solicitar, en un plazo de siete meses, una nueva evaluación para adaptarse a los planes flexibles.
El almacenamiento deja de ser tratado como generación por analogía y asume un papel estructural en la gestión de la capacidad.
El Real Decreto también introduce requisitos de solidez técnica reforzados para la demanda.
En ciertas zonas de la red donde la capacidad está limitada por criterios dinámicos, el propio texto indica que la nueva capacidad no puede habilitarse únicamente mediante el refuerzo físico, sino más bien garantizando unos requisitos de comportamiento eléctrico adecuados.
Esto significa que las industrias recientemente electrificadas y los grandes consumidores, como los proyectos de hidrógeno verde o los centros de datos, deben garantizar la capacidad de soportar caídas de tensión, cumplir con estrictos requisitos de calidad de la energía (armónicos, fluctuaciones y desequilibrio de tensión) y evitar introducir oscilaciones adversas en el sistema.
También incorpora medidas derivadas del Real Decreto 997/2025, que exigen una inyección de energía estable, amortiguación de oscilaciones y una respuesta adecuada ante perturbaciones.
La conexión a la red ya no se evaluará únicamente en función de la capacidad instalada, sino también en función del rendimiento eléctrico dinámico.
Al mismo tiempo, el reglamento actualiza exhaustivamente los requisitos aplicables a los territorios no peninsulares, donde aún no se habían extendido por completo los desarrollos de los códigos de red europeos.
Con la creciente penetración de las energías renovables y el almacenamiento en sistemas aislados e insulares, se incorporan criterios de robustez y seguridad adaptados a su mayor sensibilidad operativa.
Esto eleva el nivel técnico en los sistemas insulares y consolida la integración del almacenamiento y la generación de energía renovable bajo un marco regulatorio coherente y actualizado.
La normativa incorpora obligaciones explícitas para evitar la introducción de oscilaciones adversas y para reforzar la estabilidad del sistema.
En un entorno cada vez más dominado por la electrónica de potencia, aumenta la sensibilidad del sistema y el regulador eleva el estándar de conexión técnica.
El consumidor se convierte en parte activa del equilibrio eléctrico.
En lo que respecta a la hibridación, el Real Decreto establece requisitos específicos para las instalaciones que combinan generación y almacenamiento en un único punto de acceso.
El objetivo es evitar interferencias en la respuesta del sistema a las perturbaciones y garantizar la coordinación operativa.
La hibridación deja de ser exclusivamente una herramienta de optimización comercial y pasa a estar sujeta a estrictos criterios técnicos.
Una lectura conjunta de ambas reformas resulta concluyente.
España no solo busca integrar más energías renovables, sino también optimizar el uso de la infraestructura existente mediante la gestión activa de la demanda y el almacenamiento gestionable.
La capacidad deja de ser un derecho automático asociado a la inversión y pasa a depender de la flexibilidad certificada y de una solidez técnica demostrable.
Para los sectores energético, industrial y tecnológico, el mensaje es claro: el acceso a la red entra en una nueva etapa en la que el comportamiento eléctrico será tan decisivo como los megavatios instalados.