España activó dos reformas que redefinen el acceso a capacidad en un contexto de alta penetración renovable, creciente electrificación industrial y saturación estructural en distintos nudos de la red eléctrica.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sometió a audiencia pública hasta el 20 de marzo de 2026 la resolución RDC/DE/003/25 que desarrolla los permisos de acceso flexibles para demanda .

En paralelo, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) impulsó el Proyecto de Real Decreto que actualiza los requisitos mínimos de diseño, equipamiento, funcionamiento y seguridad de las instalaciones conectadas a la red.

La señal es estructural: la capacidad deja de depender exclusivamente del refuerzo físico de infraestructuras y pasa a estar condicionada por la flexibilidad operativa y la robustez técnica del consumidor.

La CNMC define la capacidad de acceso flexible como aquella en la que no se garantiza el suministro todas las horas del año . En la práctica, implica que el consumidor acepta restricciones operativas a cambio de obtener potencia que, bajo criterios firmes tradicionales, resultaría inviable por congestión. Se abandona el paradigma de disponibilidad garantizada 8.760 horas y se introduce un esquema de suministro condicionado al comportamiento eléctrico.

Por lo que definió cuatro tipos de acceso flexible.

  • El tipo 0, el más inmediato de implementar, funciona mediante patrones horarios definidos por el gestor de red (desde las 0.00 horas hasta las 7:59 horas. Desde las 11:00 horas hasta las 17:59 horas). Estos deberán garantizar una expectativa mínima del 62,5% de horas anuales de consumo , y fuera de esos intervalos no podrá absorberse energía asociada a la capacidad flexible. Se exige control mediante autómatas programables o relés inteligentes, y la distribuidora podrá desconectar la instalación ante incumplimientos. Este esquema habilita potencia en nudos saturados sin necesidad de ampliaciones físicas, trasladando la gestión de congestión al perfil de consumo. 
  • El tipo 1 introduce un mecanismo vinculado a contingencias N-1, permitiendo operación normal pero con desconexión remota ante fallos de red. La tensión del punto de conexión es superior a 36 kV. En caso de desconexión, la reposición del suministro se realizará cuando se puedan garantizar los criterios de seguridad de la red.
  • El tipo 2  aplica a todas las instalaciones de demanda incluidas las de almacenamiento en modo demanda, conectadas directamente a la red de distribución. La potencia asociada a la capacidad de acceso flexible de la instalación es superior a 1 MW. Cada instalación con permiso de acceso flexible tipo 2 tendrá las capacidades técnicas para poder recibir instrucciones del GRD cuando éste detecte
    incumplimientos en los criterios de seguridad de la red y para poder ejecutar la reducción de potencia asociada a su permiso de acceso flexible.
  • El tipo 3 se dirige a consumidores conectados a la red de transporte, en el caso de instalaciones de demanda conectadas a infraestructuras de evacuación la gestión del permiso de acceso flexible se hará sobre la propia instalación de demanda, no en el punto
    frontera con la red de transporte.La capacidad de acceso flexible de la instalación es superior a 1 MW. Además, quedan excluidos suministros esenciales y demandas que no puedan permanecer más de 24 horas sin red . La flexibilidad deja de ser un atributo voluntario y pasa a ser la herramienta regulatoria para desbloquear capacidad.

Cabe señalar que la implementación de los permisos flexibles tendrá un calendario progresivo: los permisos tipo 0 podrán solicitarse dentro de los seis meses desde la entrada en vigor de la resolución; los tipo 2 estarán habilitados a partir del 1 de enero de 2028; y hasta el 1 de enero de 2029 los tipo 3 en transporte solo podrán solicitarse cuando exista una posición dedicada exclusiva del consumidor. Asimismo, antes de 2028 los gestores de la red de distribución deberán contar con las herramientas de análisis y operación necesarias para ejecutar desconexiones preventivas o correctivas y remitir instrucciones en tiempo real conforme al POD1, consolidando la operativa de la flexibilidad en red.

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En paralelo, el Proyecto de Real Decreto del MITECO redefine el marco técnico de conexión. Aplica a instalaciones de generación, demanda, almacenamiento y sistemas HVDC que no estuvieran conectados ni en servicio antes del 23 de febrero de 2026, así como a modificaciones sustanciales . El plazo para presentar alegaciones finaliza el 16 de marzo de 2026. Se trata de una actualización integral de los requisitos técnicos en un sistema que ya supera el 50% de generación renovable anual y se encamina a integrar volúmenes crecientes de almacenamiento y nueva demanda electrificada.

Uno de los ejes centrales es el establecimiento de un marco propio para el almacenamiento. El texto reconoce que estas instalaciones no fueron contempladas en la primera iteración de los códigos de red europeos y crea un anexo específico para módulos de almacenamiento . Se definen capacidades máximas de inyección e importación y umbrales de significatividad, consolidando reglas técnicas diferenciadas. El PNIEC prevé 22,5 GW de almacenamiento en operación en 2030 , volumen que exige criterios claros de integración y estabilidad. Además, las instalaciones con permisos ya otorgados podrán solicitar en siete meses una nueva evaluación para adaptarse a esquemas flexibles . El almacenamiento deja de ser una figura asimilada a generación y pasa a ocupar un rol estructural en la gestión de capacidad.

El Real Decreto también introduce requisitos reforzados de robustez técnica para la demanda . En determinadas zonas de la red, donde la capacidad está limitada por criterios dinámicos, el propio texto señala que no es posible habilitar nueva capacidad únicamente mediante refuerzos físicos, sino asegurando requisitos de comportamiento eléctrico adecuados .

Esto implica que nuevas industrias electrificadas y grandes consumidores, como proyectos de hidrógeno o centros de datos deberán garantizar estabilidad frente a huecos de tensión, cumplir requisitos estrictos de calidad de onda —armónicos, parpadeo (flicker) y desequilibrios de tensión— y evitar la introducción de oscilaciones adversas en el sistema. Asimismo, incorpora medidas derivadas del Real Decreto 997/2025, exigiendo estabilidad en la inyección de potencia, amortiguamiento de oscilaciones y respuesta adecuada frente a perturbaciones. La conexión deja de evaluarse solo por potencia instalada y pasa a medirse por desempeño eléctrico dinámico.

A su vez, la norma actualiza de forma integral los requisitos aplicables a los territorios no peninsulares, donde hasta ahora no se habían extendido plenamente las novedades de los códigos de red europeos. Con la creciente penetración de renovables y almacenamiento en sistemas insulares y aislados, se incorporan criterios de robustez y seguridad adaptados a su mayor sensibilidad operativa . Esto eleva el estándar técnico en islas y consolida la integración de almacenamiento y generación renovable bajo un marco regulatorio coherente y actualizado.

La norma incorpora obligaciones explícitas para evitar la introducción de oscilaciones adversas y reforzar la estabilidad del sistema . En un entorno dominado crecientemente por electrónica de potencia, la sensibilidad sistémica aumenta y el regulador eleva el estándar técnico de conexión. El consumidor pasa a formar parte activa del equilibrio eléctrico.

En materia de hibridación, el Real Decreto establece requisitos específicos para instalaciones que combinen generación y almacenamiento en un mismo punto de acceso . Se busca evitar interferencias en la respuesta del sistema ante perturbaciones y garantizar coordinación operativa. La hibridación deja de ser exclusivamente una herramienta de optimización comercial y pasa a estar sujeta a criterios técnicos estrictos.

La lectura conjunta de ambas reformas es contundente. España no solo busca integrar más renovables, sino optimizar el uso de la infraestructura existente mediante demanda activa y almacenamiento gestionable. La capacidad deja de ser un derecho automático asociado a la inversión y pasa a depender de flexibilidad certificada y robustez técnica demostrable. Para el sector energético, industrial y tecnológico, el mensaje es claro: el acceso a red entra en una nueva etapa donde el comportamiento eléctrico será tan determinante como la potencia instalada.

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La entrada España redefine las reglas de conexión eléctrica: punto por punto, qué cambia para el sector se publicó primero en Energía Estratégica.