La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) de España ha aprobado formalmente las Especificaciones de Detalle (EEDD), un nuevo conjunto de criterios técnicos y metodológicos que determinarán la capacidad de acceso a la red para la demanda de electricidad conectada a la red nacional de transmisión.
La medida, enmarcada en el artículo 18 y el anexo III de la Circular 1/2024, se aplica tanto a las nuevas solicitudes de acceso a la red como a las solicitudes de modificación de los permisos existentes.
Estas normas tienen implicaciones significativas para el almacenamiento de energía en el lado de la demanda, abarcando tanto los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) independientes como las unidades hibridadas con activos de generación.
La normativa define explícitamente los tipos de capacidad de acceso que se pueden conceder: firme, flexible o de autoconsumo vinculada a la generación in situ.
"La capacidad de acceso resultante de la aplicación de estas especificaciones será una capacidad firme para los consumidores", explica la resolución.
Asimismo, aclara que se dispondrá de capacidad de acceso flexible para las instalaciones de almacenamiento, un ajuste destinado a reflejar los cambios en los patrones de consumo y el creciente papel de los usuarios activos en el sistema eléctrico.
Un hito importante en el marco del nuevo régimen será la primera publicación de mapas de capacidad y acceso a la demanda por parte del operador del sistema nacional de transmisión, Red Eléctrica de España (REE), el 2 de febrero de 2026 , cumpliendo así los requisitos establecidos en la tercera cláusula de la resolución.
A partir de esa fecha, las evaluaciones de acceso a la red se realizarán utilizando una metodología que integra consideraciones nodales, zonales y sobre el comportamiento del sistema, tanto estático como dinámico.
El sector de las energías renovables lleva tiempo reclamando una planificación más integrada entre las redes de transmisión y distribución de España para anticiparse al crecimiento real de la demanda y evitar la congestión.
Los agentes del sector también han advertido que los ciclos de planificación quinquenales excluyen los proyectos industriales urgentes y que el despliegue de redes y sistemas de almacenamiento ya está por detrás de las necesidades territoriales.
El alcance de la EEDD es amplio.
Se aplica tanto a los consumidores conectados directamente a la red de transmisión como a la demanda conectada a través de redes de distribución que requieren un "informe de aceptabilidad" debido a su influencia en el sistema de transmisión.
Los operadores de la red eléctrica, los propietarios de las redes de distribución y los consumidores que se acogen a regímenes de autoconsumo también están incluidos en el nuevo marco.
Desde un punto de vista técnico, el reglamento establece tres criterios de evaluación principales:
Resistencia a cortocircuitos ( índice de cortocircuito ponderado , WSCR),
Comportamiento estático y
Comportamiento dinámico ,
Cada una aplicable dependiendo del tipo y la configuración de la instalación.
Cabe destacar que las instalaciones de consumo de interfaz de electrónica de potencia (CEP) se enfrentarán a limitaciones de cortocircuito debido a su impacto en la estabilidad del sistema.
La reforma también introduce el concepto de Zonas de Influencia Común , que se utilizarán para asignar capacidad compartida en los casos en que varias instalaciones afecten significativamente al mismo nodo de la red.
Estas zonas se determinan mediante herramientas como matrices de sensibilidad del flujo de potencia y modelos estadísticos aplicados al escenario de planificación de referencia.
Los puntos de conexión ya no dependerán únicamente de la preferencia del solicitante.
De conformidad con el Procedimiento Operativo 13.1, REE conservará la autoridad para designar tanto la subestación como la ubicación exacta de la conexión, garantizando así la viabilidad técnica y minimizando los costos de todo el sistema.
Una de las obligaciones clave es la publicación mensual de información actualizada sobre la capacidad de acceso disponible en los nodos de transmisión, dentro de los primeros cinco días de cada mes.
Estas publicaciones deben incluir valores de referencia en los puntos de límite entre la transmisión y la distribución, y cumplir con los criterios de presentación de informes previamente comunicados a la CNMC.
El documento también establece medidas transitorias y cronogramas detallados.
En un plazo de dos meses, REE deberá convocar un grupo de trabajo con proveedores de tecnología para evaluar la posible integración regulatoria de las tecnologías de formación de redes (GFM) aplicadas a los sistemas de Máquinas de Potencia Electrónica (MPE) y CEP.
En un plazo de seis meses, será necesaria una propuesta conjunta con los operadores del sistema de distribución para mejorar el intercambio de información sobre los permisos concedidos, información crucial para la coordinación de nodos con influencia mutua.
Otro requisito estipula que, antes del 15 de noviembre de cada año , REE debe presentar un informe a la CNMC justificando el uso del percentil 98 (en lugar del 95) para los cálculos de capacidad de acceso con criterios estáticos para instalaciones de almacenamiento, con la posibilidad de modificación a partir de 2027.
La resolución entrará en vigor al día siguiente de su publicación en el Boletín Oficial del Estado (BOE) de España, con excepciones específicas como el apartado 4.3 del Anexo 1, que solo se aplicará una vez que se publiquen los mapas de capacidad de octubre de 2026.
Hasta entonces, se seguirán utilizando los escenarios de estudio actuales.
El documento ya ha sido remitido al Ministerio de Transición Ecológica y Reto Demográfico (MITECO), a REE y a las empresas distribuidoras para su implementación formal.
Con esta medida regulatoria, la CNMC cierra un proceso iniciado en 2024, que incluyó grupos de trabajo y consultas con el sector eléctrico español.
Se espera que el primer mapa de capacidad, previsto para febrero de 2026, marque un punto de inflexión en el acceso de la demanda a la red de transmisión y podría tener un impacto directo en las decisiones de inversión en proyectos de almacenamiento, autoconsumo e infraestructura industrial.