Mercado Eléctrico
El RDL 7/2026 no solo acelera trámites, también empieza a poner condiciones a los grandes consumidores
Texto:
Ángel Carlos Bernáldez Rodríguez
Director de la Unidad de Energía / Arram Consultores SL
El sábado 21 de marzo de 2026 entró en vigor el Real Decreto-ley 7/2026, una reforma que cambia buena parte de las reglas del acceso a la red eléctrica en España. No se trata de un ajuste menor: afecta a permisos ya concedidos, introduce plazos y figuras administrativas nuevas, y aborda por primera vez de forma explícita el fenómeno de los centros de datos como grandes consumidores eléctricos. Para entender su alcance, hablamos con el Grupo de Trabajo interno que ARRAM ha constituido para analizar la norma y trasladar sus implicaciones a clientes y proyectos.
¿Por qué esta norma merece tanta atención?
Porque no es un simple ajuste técnico. El RDL 7/2026 toca aspectos que afectan a permisos ya concedidos, no solo a proyectos futuros. Introduce plazos de caducidad más exigentes, crea figuras administrativas nuevas —las Zonas de Aceleración Renovable, el Sello de Excelencia Territorial, los proyectos energéticos preferentes— y, por primera vez de forma explícita, aborda a los centros de datos como consumidores eléctricos de gran escala. Quien tenga un proyecto renovable en tramitación, un permiso de acceso solicitado, o gestione infraestructura intensiva en electricidad, tiene motivos para leerla con detalle, y cuanto antes mejor, porque algunos plazos ya están corriendo.
¿Cuál es el diagnóstico de fondo que hace la propia norma?
La exposición de motivos es bastante directa: España ha recibido un volumen de solicitudes de acceso —muy especialmente de centros de datos— que supera con creces las previsiones de despliegue del PNIEC. El problema es que, si ese consumo se materializa sin un desarrollo proporcional de nueva generación renovable, el resultado es previsible: más recurso al gas natural en un contexto de mercados ya tensionados, encarecimiento de la electricidad para el conjunto de los consumidores, y un freno a la electrificación que la propia norma dice querer impulsar. El propio texto legal menciona explícitamente el contexto del conflicto en Oriente Próximo y su impacto sobre los mercados energéticos como parte de la urgencia que justifica esta reforma.
¿Resuelve el RDL 7/2026 esa tensión entre acelerar y controlar?
En muchas ocasiones anteriores se ha intentado corregir el crecimiento desmesurado, especialmente en el ámbito de las instalaciones de generación. Se implementaron obligaciones de depositar garantías, que nunca llegaron a ser disuasorias al desarrollo; se ha bloqueado el acceso a red con concursos, cuyas bases generales no han llegado a publicarse salvo casos muy concretos…
Se aprecia que en el RDl hay dos lógicas que en ocasiones chocan entre sí: acelerar y ordenar. Acelera trámites, autorizaciones y repotenciación, reduciendo plazos y digitalizando procesos que antes eran puramente manuales. Pero al mismo tiempo ordena: introduce nuevos requisitos, pagos por capacidad, hitos de «prueba de vida» para los permisos —de forma que solo avancen los proyectos con voluntad real de ejecutarse—, y criterios de sostenibilidad para los grandes consumidores.
No es solo una norma de agilización administrativa, como podría parecer a primera vista leyendo el título.
Si tuviera que resumir la reforma en unos pocos bloques, ¿cómo lo haría?
Nosotros la leemos en cuatro grandes ejes, que iremos desarrollando en los próximos artículos de esta serie. El primero es procedimientos, plazos y autorizaciones: transparencia de capacidades de red, la prestación por reserva de capacidad de acceso, el contenido y caducidad de los permisos de demanda, y las Zonas de Aceleración Renovable como mecanismo para concentrar tramitación y mitigación ambiental en áreas ya identificadas. El segundo eje son las condiciones técnicas y de conexión: refuerzo de la participación pública en grandes instalaciones, el Estándar de Excelencia Social y Territorial, la tramitación preferente de proyectos energéticos, y la optimización de los procedimientos de repotenciación. El tercero, que probablemente es el que más titulares está generando, son los centros de datos y grandes consumidores. Y el cuarto son las medidas transversales: evacuación compartida, hitos de permisos ya otorgados, los nuevos Proyectos Estratégicos de Inversión, el Comité de Inversiones Estratégicas, y medidas de apoyo industrial y fiscal que acompañan toda la reforma eléctrica.
¿Qué papel juegan los centros de datos en todo esto?
Un papel central, la verdad. Los permisos de acceso ya concedidos a proyectos de centros de datos superan varias veces las estimaciones de despliegue previstas para los próximos años. Eso ha encendido una alarma: si esa demanda se conecta sin generación renovable equivalente, hay un doble perjuicio, según reconoce la propia norma —mayor consumo de gas natural y mayor coste eléctrico para todos—. Por eso la disposición adicional primera obliga, en esencia, a equilibrar los nuevos consumos de los CPD con generación renovable asociada, mediante un desarrollo reglamentario posterior que definirá criterios de adicionalidad, correlación horaria, eficiencia energética, uso del agua y contribución a la soberanía digital.
¿Qué pasa si un centro de datos no cumple esos requisitos, una vez se aprueben?
Ahí está la parte que más debería llamar la atención del sector: el incumplimiento no es una cuestión meramente formal. La norma habilita la pérdida de los permisos de acceso y conexión, además de posibles penalizaciones, en los términos que se determinen reglamentariamente. Y estos requisitos no se aplican solo a los proyectos nuevos: también resultan de aplicación a los centros de datos que se conecten con posterioridad a la entrada en vigor del real decreto de desarrollo que los concrete. Es una señal clara de que el acceso a la red ya no se va a conceder como hasta ahora para este tipo de infraestructuras.
¿Cuáles son los plazos que un promotor o consumidor debería tener ya marcados en el calendario?
Hay varios hitos relevantes en los primeros meses de vigencia de la norma. Durante los tres primeros meses, los titulares de permisos de acceso y conexión de demanda pueden renunciar a ellos sin ejecución de las garantías económicas depositadas, o reducir su capacidad solicitada en más de un 50% sin perder la antigüedad del permiso. A los cuatro meses, los gestores de red deben remitir a la Administración la relación de nudos y capacidades liberadas, que después se publican para abrir un nuevo periodo de solicitudes. Y en paralelo corren los plazos del desarrollo reglamentario de la disposición adicional primera, que es el que fijará en detalle los requisitos aplicables a los centros de datos.
¿Y qué viene ahora, en las próximas entregas de esta serie?
Vamos a entrar en el detalle de cada bloque. El siguiente artículo estará dedicado al desarrollo de renovables: Zonas de Aceleración Renovable, repotenciación y el Sello de Excelencia, y qué cambia concretamente para quien promueve proyectos de generación y almacenamiento. Después iremos con las solicitudes de acceso para demanda —los nuevos hitos, la prestación por reserva de capacidad y el acceso flexible—, seguido de un artículo específico sobre centros de datos, y cerraremos con otras materias de interés que también forman parte de la reforma, como los Proyectos Estratégicos de Inversión.
Para cerrar, ¿cuál sería el mensaje principal para quien esté leyendo esto por primera vez?
Que el RDL 7/2026 no se limita a acelerar trámites. Cambia los condicionantes de quien solicita acceso a la red, exige más compromiso en los proyectos, y empieza a poner condiciones reales a los grandes consumidores eléctricos. Entenderlo bien —y a tiempo— va a marcar la diferencia entre quienes se adapten con margen y quienes lo hagan sobre la marcha. Por eso hemos querido empezar esta serie con una visión de conjunto, antes de entrar en el detalle técnico de cada materia.
Una última cuestión: el RDL ya está en vigor, pero ¿está todo ya cerrado, o queda letra por escribir?
Queda bastante letra por escribir, y es importante tenerlo presente. El RDL 7/2026 es un real decreto-ley, con vigencia inmediata, pero remite a numerosos desarrollos reglamentarios posteriores —reales decretos, órdenes ministeriales, resoluciones y normas técnicas— que todavía deben aprobarse y que en muchos casos determinarán el detalle práctico de aplicación. Es una foto fija de la norma a día de hoy; conviene seguir de cerca cada uno de estos desarrollos, porque ahí es donde se concretará buena parte de lo que hoy queda en términos generales. Entre los más relevantes que hemos identificado:
- Requisitos de sostenibilidad para centros de datos (DA 1ª). El propio texto remite a un futuro real decreto del Consejo de Ministros para fijar los criterios de adicionalidad, correlación horaria, eficiencia energética, uso del agua y contribución a la soberanía digital exigibles a los CPD, así como el régimen de penalizaciones por incumplimiento. Sin este desarrollo, la disposición adicional primera define el «qué» pero todavía no el «cómo».
- Estándar de Excelencia Social y Territorial (art. 20 y DA 15ª). Su regulación definitiva corresponde a una orden ministerial del MITECO, que además podrá apoyarse en normas técnicas elaboradas por el organismo nacional de normalización y en mecanismos de acreditación por terceros. Lo mismo ocurre con el sello de excelencia social, territorial y ambiental vinculado al biometano (art. 26).
- Zonas de sensibilidad ambiental baja (art. 21.2.b). Su delimitación, necesaria para que un proyecto pueda acogerse a la tramitación preferente por esta vía, queda remitida a una orden del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico todavía pendiente de aprobación.
- Régimen de permisos para actuaciones urbanísticas (DT 2ª y art. 11.8). Hasta que se apruebe el desarrollo reglamentario específico, se aplica con carácter transitorio la caducidad a los cinco años prevista en la propia disposición; el marco definitivo, incluyendo posibles hitos de caducidad propios, se remite a un futuro real decreto del Consejo de Ministros.
- Comunidades de energías renovables y comunidades ciudadanas de energía (DF 17ª). El Gobierno tiene un plazo de tres meses desde la entrada en vigor del RDL 7/2026 para aprobar el real decreto que las desarrolle reglamentariamente, plazo que ya está corriendo.
- Acceso flexible a las redes de distribución (DT 6ª). Las modalidades concretas de este nuevo régimen de acceso corresponde establecerlas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, de cuya aprobación depende además el cómputo de los plazos de adaptación previstos para las instalaciones de almacenamiento.
Iremos siguiendo la publicación de cada uno de estos desarrollos a medida que avance esta serie, porque son, en la práctica, los que terminarán de definir el alcance real de la reforma para cada proyecto.
Castilla-La Mancha urge al Gobierno a invertir en la red y a poder usar su energía ante el riesgo de «estrangular» su economía
El Gobierno regional ha solicitado al Estado que aceleré la aprobación definitiva de la nueva Planificación Eléctrica, “ya que Castilla-La Mancha está viendo frenada, por falta de capacidad eléctrica, su desarrollo industrial y de vivienda, así como proyectos relacionados con un vector como el hidrógeno o la instalación de centros de datos, con lo que esto supone socioeconómicamente para la región”.
Así lo ha destacado la consejera de Desarrollo Sostenible, Mercedes Gómez, durante la rueda de prensa celebrada el pasado 14 de julio en la que ha dado cuenta de los “estrangulamientos” que han constatado los técnicos de la Consejería y que no solucionan el borrador de la Planificación Eléctrica 2025-2030 sobre el que trabaja el Ministerio de Transición Ecológica y Reto Demográfico y que, tal y como ha informado al Consejo de Gobierno, “no recoge las infraestructuras que demandamos para que fueran incluidas en la Planificación de la red eléctrica de transporte y distribución con el objetivo de garantizar las necesidades eléctricas de Castilla-La Mancha”.
En este punto, Gómez ha recordado que Castilla-La Mancha necesita que la planificación definitiva incluya los 6.000 megavatios que el Gobierno de Castilla-La Mancha ha identificado como necesarios para garantizar al menos 16 proyectos estratégicos que tenemos sobre la mesa, “más los que puedan llegar a futuro”.
Al respecto, ha recalcado que este borrador no refleja el esfuerzo que llevan a cabo como Gobierno en la apuesta por las energías renovables: “es un sin sentido, que, según datos de esta misma semana, volvamos a batir el récord de potencia instalada en la región, con 18.233 megavatios, de los cuales el 87% procede de fuentes renovables, muy por encima de la media nacional, y que esa energía que generamos no pueda ser utilizada para nuestros desarrollos por falta de infraestructuras”.
En este contexto ha vuelto a incidir en el mandato del presidente García-Page, “que tiene claro que el siguiente paso que debemos dar es que esa energía limpia, más económica y que nos ayuda a descarbonizar el sistema debe repercutir en lo local, es decir, en nuestros ciudadanos, empresas y administraciones, que deben tener acceso a la misma”.
Para ello, “necesitamos que cada administración ponga de su parte en las competencias que les corresponden. El Estado facilitando las infraestructuras y nosotros, desde la Comunidad Autónoma, impulsando a través de asesoramiento gratuito y diferentes ayudas económicas que esa socialización de la energía renovable que generamos sea efectiva”.
La mayor demanda eléctrica proviene del desarrollo industrial y de vivienda
Gómez, durante su intervención ante los medios ha informado que la mayor demanda de la energía eléctrica en la región proviene del desarrollo industrial y de vivienda, puesto que “tenemos un crecimiento sostenido en ambos casos que duplica el indicador nacional en el indicador residencial y que está muy por encima de la media en el caso del indicador industrial, un denominador común que comprobamos en el análisis pormenorizado en las cinco provincias”.
Además, ha señalado que en lo que se refiere a los indicadores nacionales del crecimiento coyuntural de mercados como el del hidrógeno y el de los centros de datos, “Castilla-La Mancha no ve reflejada la planificación en la afección que esperamos vayan a tener estos dos desarrollos en nuestra comunidad”.
Como ha detallado, las conexiones concedidas desde la Red de distribución de hidrógeno sólo tienen impacto en las provincias de Albacete y Toledo, “y necesitamos atender las solicitudes de todas las provincias”.
Sobre la recarga de vehículos eléctricos, también ha criticado que, de forma homogénea, en las cinco provincias, “consideramos que se está viendo frenada por la falta de potencia en las redes de distribución”, ha dicho.
La titular de Desarrollo Sostenible también ha puesto en valor que desde el Gobierno regional han creado un sistema “que mes a mes actualiza los datos de potencia disponible en las redes de transporte y distribución para que los departamentos de la Junta de Comunidades puedan valorar y asesorar sobre la viabilidad de los proyectos que se presenten, dando alternativas si es necesario”, pero la clave para su implantación y desarrollo “está en poder contar con la energía que necesiten y que generamos, por eso vuelvo a incidir en la necesidad de aprobar cuanto antes la Planificación Eléctrica y que esta incluya todas las infraestructuras que hemos demandado al Ministerio”.
Acuerdo Marco entre varias asociaciones sobre la implantación de permisos de acceso flexible a la red eléctrica
Varias asociaciones relevantes del ámbito eléctrico se han unido para firmar un Acuerdo Marco, con el que trasladar un posicionamiento común sobre la implantación de los permisos de acceso flexible de la demanda a las redes de distribución eléctrica, en el contexto de la propuesta de Resolución actualmente en tramitación por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
Aelec, Aseme, Cide, Aepibal, Asealen y Entra agrupan a empresas de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, además de a las empresas de almacenamiento de energía y también a la agregación y la flexibilidad. En ese posicionamiento común señalan que los accesos flexibles se presentan como una herramienta clave para facilitar nuevas conexiones a la red de distribución y valoran positivamente el avance regulatorio impulsado por la CNMC. Además, subrayan “la conveniencia de definir criterios homogéneos entre distribuidores” y ponen de relieve “la importancia de facilitar una evolución progresiva de los distintos tipos de permisos flexibles. También abogan por lo esencial de “acelerar el despliegue regulatorio y técnico de estas soluciones, reforzando la coordinación entre regulador, gestores de red y usuarios”.
El escenario actual
Las asociaciones firmantes reflejan en primer lugar un escenario de electrificación y nuevos proyectos industriales que están provocando un fuerte incremento de la demanda de acceso a la red, mientras que los mapas de capacidad muestran la elevada que ésta sufre. De ahí esa consideración de “herramienta clave” para los accesos flexibles. Hacen referencia a los tres tipos diferentes de permisos flexibles que se proponen como consecuencia del avance regulatorio impulsado por la CNMC y añaden que “no obstante, se considera necesario concretar principios comunes para cada uno de los tipos de permisos flexibles que garanticen que los mismos sean operativos para los distribuidores y atractivos y eficaces para integrar nueva demanda”.
El acuerdo también subraya “la conveniencia de definir criterios homogéneos entre distribuidores y pone de relieve la importancia de facilitar una evolución progresiva de los distintos tipos de permisos flexibles. Para ello, se considera esencial acelerar el despliegue regulatorio y técnico de estas soluciones, reforzando la coordinación entre regulador, gestores de red y usuarios”. Por último, añaden que estos permisos de acceso flexible “se consideran una pieza esencial para compatibilizar el crecimiento de la demanda eléctrica con la planificación de las redes, impulsando la competitividad industrial y la transición energética en su conjunto”.
El MITECO adjudica 928 MW de acceso a la red eléctrica a grandes proyectos industriales, 500 de ellos en Castilla-La Mancha
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha publicado en el BOE la resolución del primer concurso de acceso de demanda en determinados nudos de la red de transporte, que puede consultarse aquí. La resolución adjudica 928 MW de potencia en cinco nudos de la red, ligados a una inversión de 3.105 millones de euros, si bien la retirada de varios concursantes durante el proceso ha permitido que otros interesados reciban la potencia solicitada sin necesitar de concursar.
El proceso de transición ecológica está propiciando una fuerte atracción de proyectos que necesitan acceder a la red eléctrica para materializarse, desde nuevas industrias o transformación de las existentes, hasta centros de procesamiento de datos, pasando por desarrollos urbanísticos, crecimiento de la red ferroviaria o electrificación de puertos.
En determinados nudos de la red de transporte de electricidad, el volumen de solicitudes supera la capacidad de absorción de la red, lo que ha provocado que deban celebrarse concursos para asignar dicha capacidad a las mejores iniciativas. El MITECO lanzó el concurso en julio de 2025, que afectaba a ocho nudos de la red de transporte de seis comunidades autónomas.
Durante la tramitación del concurso se ha producido la retirada de varios de los concursantes, de modo que en tres de los nudos (Terrer, en Zaragoza, Arrigorriaga, en Vizcaya, y Mercedes Benz, en Vitoria) finalmente no se ha celebrado. En dos de ellos hay un concursante que obtiene la capacidad solicitada.
En Andalucía, en los nudos de Cristobal Colón y Palos (Huelva), que comparten capacidad y se sometieron a la vez a concurso, se adjudican 257,3 MW a Moeve, vinculados a un proyecto con una inversión de 703 millones, y otros 18,7 MW a Atlantic Cooper, que invertirá 415,5 millones.
En Castilla-La Mancha, un total de 500 MW del nudo de Brazatortas (Ciudad Real) permitirán la conexión de un proyecto de Hydnum Steel en el que se van a desembolsar 1.271 millones.
En Cataluña, en el nudo de Francolí (Tarragona), Messer Ibérica ha obtenido 52 MW para materializar una inversión de 8,6 millones.
Y en Galicia, Stellantis España obtiene 100 MW de capacidad en el nudo de Nuevo Vigo (Vigo), asociados a una inversión de 16,9 millones.
Las administraciones recortaron un 69% los permisos de construcción de renovables en 2025
Castilla-La Mancha encabezó la clasificación de potencia aprobada con 2.218,5 MW, casi todos de fotovoltaica
España frenó en 2025 la concesión de autorizaciones de construcción para proyectos de energías renovables. En concreto, las administraciones públicas autorizaron permisos para 482 proyectos, con un total de 8.194,4 MW, lo que supone un descenso del 69% en comparación con el año anterior.
Así lo refleja el informe trimestral del Observatorio de Energías Renovables, elaborado por Opina 360 con datos del Boletín Oficial del Estado y de los boletines de todas las comunidades autónomas.
La energía fotovoltaica mantuvo su liderazgo entre las tecnologías renovables. Se otorgaron permisos de construcción para 7.033,3 MW, lo que representa el 85,6% de la potencia total autorizada. A mucha distancia le siguieron la energía eólica, con 1.111,2 MW, y la biomasa, con 50 MW.
En cuanto al reparto competencial, los gobiernos regionales concedieron el 59,9% de la potencia autorizada (4.910,9 MW), mientras que el Ministerio para la Transición Ecológica otorgó permisos para los 3.283,6 MW restantes (40,1%).
Tres comunidades
Desde el punto de vista territorial, más de la mitad de la potencia aprobada (53,8%) se concentró en tres comunidades: Castilla-La Mancha encabezó la clasificación con 2.218,5 MW, casi todos de fotovoltaica; seguida de Andalucía, con 1.118,5 MW; y Aragón, con 1.069,6 MW. Cataluña destacó por ser la comunidad con mayor volumen permitido de eólica, y Castilla y León como la única que concedió permiso de construcción para biomasa. En el extremo opuesto, La Rioja quedó como la única región donde no se autorizó la construcción de ningún proyecto renovable.
«Esta caída en los permisos de construcción debe interpretarse con perspectiva. El año 2024 fue un ejercicio atípico y excepcional, marcado por la necesidad de cumplir con los hitos administrativos de caducidad de permisos, lo que provocó una aceleración masiva en las aprobaciones», explica Juan Francisco Caro, director de Opina 360.
«Lo que observamos en 2025 es, en gran medida, un retorno a la normalidad y una estabilización del mercado tras el esfuerzo administrativo del año anterior. No obstante, es vital mantener un flujo constante de tramitación para no comprometer los objetivos a medio plazo», añade Caro.
Extremadura
En una fase anterior de la tramitación, 164 proyectos obtuvieron en 2025 la autorización administrativa previa, sumando una potencia de generación de 3.689 MW. La fotovoltaica dominó este segmento con 3.269,5 MW en 154 instalaciones, frente a los 419,5 MW de 10 plantas eólicas. Geográficamente, Extremadura lideró la recepción de permisos iniciales con 729,4 MW fotovoltaicos, seguida de Andalucía (662,7 MW) y Castilla-La Mancha (560,5 MW).
Por lo que se refiere a los informes de impacto ambiental, a lo largo del año se publicaron 357 declaraciones favorables para un total de 8.101 MW. Nuevamente, la fotovoltaica fue protagonista con el 82,7% de la capacidad (6.702,9 MW), muy por delante de la eólica (1.262,3 MW). Aragón se situó a la cabeza en volumen con visto bueno ambiental (1.441 MW), seguida por Castilla-La Mancha (1.310,9 MW) y Andalucía (1.288,9 MW).
En fase inicial
Por la fase de información pública pasaron en 2025 un total de 791 proyectos de energías renovables, con una potencia de generación conjunta de 14.078,4 MW, un 37,2% menos que el año anterior. El reparto tecnológico fue más equilibrado en esta etapa: el 54,5% correspondió a fotovoltaica y el 44,7% a eólica.
Castilla y León cerró el año liderando la potencia en información pública con 2.593,8 MW, seguida por Andalucía (2.362,5 MW) y Aragón (2.249,5 MW). Estas tres regiones concentran más de la mitad de la potencia renovable en información pública. En todas las comunidades del país se registró al menos un proyecto en fase de información pública durante el año.
Almacenamiento
En el ámbito de los almacenamientos, a lo largo de 2025 se otorgaron autorizaciones de construcción para 53 proyectos, con una potencia instalada total de 815,3 MW, un 8,1% más de la aprobada el año anterior. De estos, 546 MW corresponden a 44 instalaciones de baterías, 146 MW a una central depuradora reversible de bombeo en Castilla y León, y 123,3 MW a 6 hibridaciones de baterías en nuevas plantas de generación fotovoltaica.
Castilla-La Mancha encabezó la clasificación con 241,3 MW, distribuidos entre parques de baterías e hibridaciones. Por detrás aparecen Castilla y León (147 MW), Asturias (135,9 MW) y Cataluña (122,2 MW). En el extremo opuesto, regiones como Madrid, Comunidad Valenciana y Murcia no otorgaron ninguna autorización de construcción para almacenamiento. Por otro lado, también se otorgó permiso previo a 15 instalaciones (299,3 MW), casi todas de baterías y tramitadas por el Ministerio.
Donde más se notó el impulso al almacenamiento fue en las fases iniciales. Los informes ambientales favorables se dispararon hasta los 3.061,8 MW (casi 2.000 MW más que en 2024). Cataluña lideró este apartado con 867,8 MW en baterías, seguida de la Comunidad Valenciana (485,4 MW) y Andalucía (471,9 MW), esta última impulsada por un proyecto de bombeo reversible en Granada de casi 357 MW.
Las perspectivas de futuro crecen con fuerza: en 2025 se presentaron a información pública 225 proyectos de almacenamiento por 6.553,8 MW, un 215% más que en 2024. El 59,6% fueron baterías y el 39,3% centrales de bombeo. Galicia se posicionó como líder indiscutible en esta fase futura gracias a dos grandes centrales de bombeo que suman 2.200 MW. A distancia se encuentran Extremadura (695 MW en baterías) y Cataluña (690,4 MW).
Las administraciones declararon la desestimación de 193 proyectos de renovables en 2025, con un volumen total de potencia de 7.576,4 MW, un 49,5% menos que el año anterior. La causa principal del rechazo fue la caducidad de los permisos (58,7%), seguida de las declaraciones ambientales desfavorables (27,7%). Las comunidades más afectadas fueron Castilla y León, con 1.773,9 MW denegados, en su gran mayoría de fotovoltaica, y Aragón, con 1.751,4 MW, mayoritariamente de tipo eólico.
En relación con el almacenamiento, únicamente 3 proyectos (44,8 MW) fueron desestimados a lo largo del año, la mayoría procedentes de hibridaciones en nuevas fotovoltaicas.
Red Eléctrica inicia las obras de la nueva subestación de La Sagra 400/220 kV, estratégica para el refuerzo del suministro en Castilla-La Mancha
Red Eléctrica ha iniciado las obras de la nueva subestación de La Sagra 400/220 en Numancia de la Sagra (Toledo). Con este hito, la compañía avanza en uno de los proyectos estratégicos de la planificación vigente, destinado a mejorar la seguridad y calidad del suministro con el refuerzo de la red de transporte. Asimismo, esta iniciativa impulsará la transición energética con una mayor integración de energías renovables gracias a la mejora en los flujos de energía.
El desarrollo de esta nueva subestación de La Sagra se considera estratégico ya que actuará como nodo esencial de la red de transporte, mallando los ejes de 400 kV Almaraz-Morata y de 220 kV Aceca-Añover y Pinto Ayuden-Los Pradillos, lo que permitirá que el sistema eléctrico nacional disponga de una mayor flexibilidad, resiliencia y adaptación a los desafíos de la transición ecológica.
Esta infraestructura conllevará una inversión aproximada de 30 millones de euros, y se prevé que los trabajos se alarguen alrededor de un año. La actuación está incluida en el listado de proyectos financiados por la Unión Europea – NextGenerationEU – Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia.
Además de la inversión económica, la compañía se compromete a ejecutar las obras de la red de transporte con el máximo respeto al entorno natural, asegurando una implantación responsable y alineada con los principios ambientales y sociales que guían su actividad. Del mismo modo, y en línea con la Estrategia de Impacto Integral de Redeia, la compañía ha alcanzado un acuerdo de colaboración con el Ayuntamiento de Numancia de la Sagra para desarrollra un proyecto estratégico para el municipio. En concreto, consistirá en la instalación de sistemas fotovoltaicos de autoconsumo en diversos edificios e infraestructuras públicas, entre ellos el Centro de Salud/Biblioteca, el Ayuntamiento, el CAI Garabatos, el Centro Joven y los grupos de bombeo municipales (Cañadillas, Pantoja y Las Mayores).
Naturgy incrementa en un 21,7% la energía recuperada en Castilla-La Mancha gracias a su plan contra el fraude eléctrico
UFD, la distribuidora de electricidad de grupo Naturgy, mantiene su ofensiva contra el fraude eléctrico en Castilla-La Mancha con el objetivo de prevenir el riesgo que implican las conexiones ilegales para la seguridad de las personas y, adicionalmente, reducir el coste que supone para el resto de consumidores en su factura eléctrica.
UFD ha cerrado 2025 con más de 14.000 actuaciones contra el fraude eléctrico en esta Comunidad, gracias a las cuales la compañía ha recuperado 46,2 GWh de energía consumida de forma fraudulenta, un 21,7% más que el año anterior y equivalente al consumo anual de 14.400 hogares, consolidando así su compromiso en la lucha contra las conexiones irregulares.
Las operaciones llevadas a cabo suponen cerca del 30% del total de las realizadas en el conjunto de sus áreas de distribución que, además de Castilla-La Mancha, son Galicia, Comunidad de Madrid y Castilla y León, donde se llevaron a cabo más de 46.800. De esta forma, la compañía logró recuperar más de 149 GWh de energía consumida de forma fraudulenta, una cantidad que equivale al consumo anual de 46.500 hogares.
Las actuaciones llevadas a cabo por UFD se saldaron con la apertura de cerca de 13.300 expedientes por fraude en el conjunto de las regiones en las que opera. Castilla-La Mancha registró 4.380 casos, mientras que Madrid registró el mayor número de casos, con un total de 5.136 expedientes, Galicia (3.532) y Castilla y León (247).
Estas actuaciones permitieron además interceptar y recuperar la electricidad consumida de forma fraudulenta por 144 dispositivos indoor, la gran mayoría vinculados con plantaciones de marihuana. Se trata de instalaciones que consumían de forma ilegal una cantidad anual de 4,4 GWh, equivalente a la demanda energética de cerca de 1.400 viviendas. El 58% de los dispositivos desmantelados estaban en Castilla-La Mancha.
El fraude eléctrico vinculado a plantaciones indoor de marihuana sigue siendo especialmente problemático en algunas comarcas de Castilla-La Mancha, como la zona de La Sagra, en Toledo, donde la manipulación de la red deteriora y provoca cortes en el suministro, afectando así a la calidad de vida de toda la ciudadanía.
Mónica Puente, directora de Redes Electricidad España de Naturgy, afirma que “el fraude eléctrico no solo supone un perjuicio económico para el conjunto del sistema, sino que también genera riesgos graves para la seguridad de las instalaciones y de quienes manipulan la red. Por ello, UFD mantiene una estrategia activa basada en tecnología avanzada, análisis de datos y colaboración con las autoridades, con el objetivo de garantizar un suministro seguro y justo para todos los clientes”.
El fraude eléctrico es una práctica ilícita que no solo compromete la seguridad del suministro, sino que también afecta a la sostenibilidad del sistema eléctrico y a la equidad entre usuarios. La manipulación irregular de las instalaciones eléctricas constituye un delito recogido en el artículo 255 del Código Penal. La legislación establece que las empresas distribuidoras tienen la función de detectar y poner en conocimiento de las autoridades y los clientes las situaciones de fraude en la red y en los equipos de medida, y las habilita a interrumpir el suministro cuando detecten situaciones anómalas.
Castilla-La Mancha ha pasado de un nivel de saturación de su red eléctrica del 85,3% al 93,4% en apenas dos meses
La red eléctrica española ha perdido 2,8 GW en dos meses y eleva su saturación al 85,7%
El sistema eléctrico ha perdido cerca de 2,8 gigavatios (GW) de capacidad disponible en apenas dos meses -entre octubre y noviembre de 2025-, dejando a gran parte del territorio nacional sin margen técnico para nuevos proyectos, según el análisis realizado por Foro Industria y Energía (FIE) y Opina 360 desde octubre del mapa de capacidad de acceso a las subestaciones eléctricas en España, que cifra el grado de saturación en el 85,7%.
En concreto, el estudio, referido a datos al pasado 1 de diciembre, ha ampliado su alcance hasta las 6.108 subestaciones pertenecientes a las 29 mayores distribuidoras del país y que agrupan el 97% de los puntos de suministro, y estima que el índice de saturación ha pasado del 82,4% a ese 85,7%, lo que supone que 5.235 subestaciones carecen ya de capacidad disponible.
En términos de potencia, la caída también es destacada, ya que se ha pasado de algo más de 10 GW disponibles en octubre a 7.363,2 MW, con esa pérdida de cerca de 2,8 GW de capacidad disponible en dos meses, constatando así que la demanda de electrificación y los nuevos proyectos industriales están consumiendo la red a una velocidad muy superior a la de su refuerzo.
Un posible colapso de la red eléctrica
De esta manera, Foro Industria y Energía y Opina 360 apuntan un escenario de «estrés» creciente en el acceso a la red, en el que el margen de maniobra se estrecha y la capacidad de conexión se convierte en un factor cada vez más determinante para la planificación industrial.
Por territorios, el mapa de capacidad por subestaciones confirma un patrón cada vez más marcado de saturación estructural en amplias zonas del país, especialmente en el norte y el centro peninsular.
Así, el País Vasco se mantiene como la comunidad autónoma con mayor nivel de saturación, alcanzando el 99,8%, seguido muy de cerca por Navarra y La Rioja, ambas con índices del 99,2%.
Por provincias, un total de ocho presentan ya una saturación del 100%, sin capacidad disponible en ninguna de sus subestaciones: Almería, Málaga, Zaragoza, Albacete, Guadalajara, Salamanca, Álava y Vizcaya.
Además, el contraste con las pocas áreas que aún conservan margen es notable, ya que, de las 50 provincias analizadas, solo seis mantienen más del 50% de sus subestaciones con capacidad disponible: Islas Baleares (50%), Orense (52,2%), Pontevedra (58,3%), Las Palmas (59,3%), Asturias (63,7%) y Lugo (78,9%).
A este reflejo, el estudio considera que este mapa territorial no solo refleja un problema de saturación, «sino un desplazamiento progresivo de la oportunidad industrial hacia enclaves muy concretos, donde todavía existe margen de demanda eléctrica».
Por otra parte, el estudio subraya que, aunque la mayor parte de España se enfrenta a una red eléctrica altamente saturada, algunas comunidades y provincias todavía conservan cierto margen para nuevos proyectos. No obstante, advierte de que la disponibilidad no siempre se traduce en capacidad efectiva para la industria.
En términos de megavatios disponibles, Galicia lidera el ranking autonómico con 1.720,8 MW, seguida de Cataluña (1.024 MW) y Andalucía (870,5 MW). A nivel provincial, destacan Lugo (1.273,4 MW), Barcelona (801,3 MW) y Asturias (698,2 MW).
La saturación
El estudio también señala como la saturación avanza a un ritmo superior al de cualquier reposición, incluso en regiones que hasta ahora funcionaban como válvulas de escape.
Así, regiones como Asturias (pasando del 26,1% al 36,3%), Baleares (del 38,6% al 50%), Canarias (del 32,6% al 60,9%) y Castilla-La Mancha (del 85,3% al 93,4%) han registrado subidas notables en su nivel de saturación en apenas dos meses.
Igualmente, todas las comunidades han perdido capacidad disponible, salvo Extremadura (+2,2 MW) y Galicia (+54,6 MW), ambos incrementos modestos frente a la caída general. Las mayores pérdidas absolutas se concentran en Andalucía (-680,9 MW), Madrid (-455,1 MW) y Comunidad Valenciana (-326,5 MW).
Entre las excepciones, Galicia mantiene el mayor margen absoluto con 1.720,8 MW, seguida de Cataluña (1.024 MW) y Andalucía (870,5 MW), aunque en estos casos la disponibilidad interna no es homogénea y su capacidad efectiva puede verse limitada por factores técnicos y de localización.
La pobreza energética ha aumentado en Castilla-La Mancha en la última década en un 37%
UGT ha denunciado que la pobreza energética ha aumentado un 37 por ciento en la última década en Castilla-La Mancha, según los datos de la Encuesta de Condiciones de Vida del Instituto Nacional de Estadística (INE).
El sindicato ha precisado este jueves en una nota de prensa que un 19,5 % de los hogares castellanomanchegos, es decir, 2 de cada 10, no pueden permitirse mantener la vivienda a una temperatura adecuada, lo que sitúa a esta región con uno de los peores indicadores del país, solo por detrás de Extremadura (21,7 %), Murcia (20,9 %) y Andalucía (20,1 %), y dos puntos por encima de la media nacional (17,4 %).
UGT Castilla-La Mancha ha señalado que, a pesar de las medidas que se vienen implementando en los últimos años para un suministro adecuado de energía en los hogares, «resulta preocupante la evolución de la cifra de hogares que sufren pobreza energética».
Y ha añadido que, en base a los datos analizados de la Encuesta de Condiciones de Vida del INE, en la última década los hogares con esta carencia han crecido un 37 % y se triplican si se toman como referencia los últimos 20 años.
La organización sindical ha destacado que el suministro de energía constituye «un bien básico e imprescindible» y que no disfrutarlo genera «muchas desigualdades» y ha considerado «fundamental» conseguir un nuevo modelo energético basado en la transición justa.
Asimismo, ha abogado por reformar el mercado de fijación del precio de la electricidad para alcanzar precios asequibles y competitivos, reforzar los derechos de los consumidores en los contratos de energía y proteger a los consumidores más vulnerables y con rentas más bajas.
A su juicio, «esta pobreza tiene mucho que ver con los bajos ingresos de las familias, con los altos precios energéticos y con viviendas que, en ocasiones, son muy ineficientes desde el punto de vista energético».
Ocho proyectos en Castilla-La Mancha dentro de las ayudas de 818 millones al almacenamiento energético
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha asignado 818,3 millones de euros del Fondo Europeo de Desarrollo Regional (Feder 2021-2027) a 126 proyectos –ocho de ellos en Castilla-La Mancha— que reforzarán el almacenamiento energético a gran escala en todo el país, según el resultado definitivo de la convocatoria de ayudas que lanzó para impulsar proyectos de esta tecnología.
Según informó en un comunicado el Ministerio, el éxito de la convocatoria, con 1.750 solicitudes recibidas, ha obligado a incrementar finalmente en casi un 17% la dotación de 700 millones prevista inicialmente.
Entre los beneficiarios destacan, sobre todo, los proyectos de almacenamiento hibridado, con 69 expedientes, seguidos por las baterías ‘standalone’ (39) y, en menor medida, el almacenamiento térmico (15) y los bombeos (3). En total, sumarán 2,2 gigavatios (GW) de potencia adicional y 9,4 gigavatios hora (GWh) de capacidad de almacenamiento.
Las tecnologías renovables que participan en los proyectos de almacenamiento hibridado son, predominantemente, la solar fotovoltaica (38) y eólica (18). Hay también nueve iniciativas con hibridación termoeléctrica y las cuatro restantes combinan el almacenamiento con generación fotovoltaica y eólica a la vez.
Una vez operativas, las nuevas instalaciones contribuirán a proporcionar mayor flexibilidad al sistema eléctrico y favorecerán la integración de las energías renovables, acelerando la descarbonización por la vía de asegurar el suministro de energía más barata y sin emisiones.
El plazo máximo para la ejecución de las actuaciones será de 36 meses desde la concesión definitiva de la ayuda, debiendo estar concluidos antes del 31 de diciembre de 2029. Esta línea de incentivos (Pinalm) se financia con fondos europeos del programa Feder 2021-2027 gestionados por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), organismo adscrito al Ministerio.
Por comunidades autónomas, Andalucía acogerá 31 proyectos, la Comunitat Valenciana 15 y Galicia 11, entre las más destacadas. Les siguen Castilla-León (10) y Cataluña y Canarias, ambas con nueve. Extremadura y Castilla-La Mancha desarrollarán ocho cada una, y siete para Aragón y Comunidad de Madrid, respectivamente. El resto se reparte entre Cantabria, Asturias, Murcia, País Vasco y Baleares.
Para facilitar la puesta en marcha de los proyectos los beneficiarios podrán solicitar al IDAE anticipos de hasta el 100% del importe de la ayuda concedida, de acuerdo con las condiciones reflejadas en las bases de la convocatoria.
El gabinete dirigido por Sara Aagesen destacó que este impulso al desarrollo del almacenamiento energético «contribuirá a asegurar la transformación del sistema energético para que sea más flexible, robusto y resiliente«.
Además, indicó que con el refuerzo de esta tecnología se logrará también «una mayor penetración de las fuentes de energías renovables en el sistema eléctrico español, ya que el almacenamiento actúa como un elemento habilitador y de gestión de las mismas».
Asimismo, el Ministerio subrayó que se espera que el incremento de este tipo de instalaciones y la mejora de la disponibilidad de las fuentes renovables redunden en menores costes de la energía.
«Las ayudas reducirán al mismo tiempo la dependencia de España de los combustibles fósiles, al incrementar la participación renovable en el mix eléctrico, haciendo frente a la crisis climática, en línea con lo establecido tanto por el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec) como por el Plan REPower EU», señaló.
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Energía de Castilla-La Mancha 