La CNMC ha dado luz verde a una regulación que permitirá a consumidores industriales y de almacenamiento conectarse a la red eléctrica aunque no haya capacidad firme disponible, a cambio de aceptar desconexiones o reducciones de demanda en momentos puntuales. La medida, que entra en vigor el próximo 1 de septiembre, busca desatascar miles de proyectos renovables e industriales que llevaban meses bloqueados en nudos saturados sin necesidad de construir nuevas líneas.

Cuatro modalidades de acceso flexible

La resolución desarrolla la Circular 1/2024 y define un abanico de permisos que permiten al gestor de red modular el consumo de los nuevos conectados. El tipo 0, para redes de distribución, se vincula a patrones horarios predefinidos. El tipo 1 autoriza la conexión normal, pero incluye la desconexión remota si la seguridad del sistema está en juego. El tipo 2, a partir de 1 MW, habilita recortes programados o en tiempo real. El tipo 3 aplica a grandes consumidores en la red de transporte, con obligación de reducir carga cuando lo indique el operador.

Esta arquitectura no es teórica. Exige un refuerzo de la observabilidad y el control de las instalaciones. El Procedimiento de Operación de Distribución (POD1), aprobado en paralelo, fija el envío de medidas en tiempo real, los protocolos de coordinación entre distribuidores y el operador del sistema y la firma de contratos específicos. La CNMC obligará además a publicar mapas de capacidad de acceso flexible disponible y a remitir informes anuales de utilización.

El almacenamiento entra por la puerta flexible

Un punto clave es el tratamiento de las baterías y las centrales de bombeo. Sus solicitudes se analizarán como acceso flexible desde el primer minuto, tal y como preveía el Real Decreto-ley 7/2026. La razón es técnica: un almacenamiento puede comportarse como demanda en valle y como generación en punta, así que su conexión flexible permite al sistema ajustar flujos y, según la CNMC, liberar capacidad de red para que otros proyectos puedan enchufarse. La resolución incluye un régimen transitorio para adaptar los permisos de almacenamiento ya concedidos, con una implantación progresiva que evite vacíos jurídicos.

La flexibilidad de la demanda se convierte en una llave reglada para abrir la red en los puntos más congestionados sin esperar a costosas ampliaciones.

Más capacidad sin cambiar un solo cable

El núcleo de la medida es puro ingenio regulatorio. En lugar de esperar a que Red Eléctrica y las distribuidoras completen las inversiones en nuevas infraestructuras —que pueden demorarse entre tres y cinco años—, se aprovecha la capacidad ociosa que el sistema ya tiene durante la mayor parte del día. Un consumidor industrial que acepte parar su horno eléctrico durante las dos horas de punta vespertina puede obtener permiso de conexión inmediatamente, sin que la red tenga que ser reforzada. El coste de oportunidad para ese consumidor es real, pero también lo es la ventaja de acelerar su proyecto y obtener un punto de suministro.

El esquema recuerda a las prácticas de firm access y non-firm access que ya funcionan en Australia y en algunos estados de Estados Unidos. Sin embargo, la propuesta española introduce un catálogo de cuatro niveles que modula la severidad de las restricciones y las obligaciones de control, lo que la hace especialmente granular. La CNMC ha diseñado una escalera de compromisos que permite al solicitante elegir el escalón que mejor se adapta a su modelo de negocio.

El impacto más inmediato se sentirá en las zonas donde la capacidad firme ya está agotada —como el eje del Ebro, el sur de Extremadura o determinados nudos de la Comunidad Valenciana— y donde decenas de proyectos de electrolizadores, centros de datos y plantas de biogás llevan meses en lista de espera. Según datos del sector, la nueva modalidad podría desbloquear alrededor de 2.000 MW de demanda industrial en los próximos dos años, una cifra equivalente a la potencia de dos centrales nucleares modernas.

La energía más barata llega por otro flanco. Cuando el sistema puede absorber más generación renovable porque hay más demanda flexible dispuesta a consumir en horas de alta producción eólica o solar, se reducen los vertidos y los precios cero. En términos prácticos, una fábrica que carga sus baterías entre las doce y las cuatro de la tarde paga un precio medio significativamente inferior al que abonaría durante el resto del día. Esa diferencia se traslada a los costes de producción y, con el tiempo, al precio final de los bienes.

El regulador afina la herramienta

La aprobación no es un cheque en blanco. La CNMC va a monitorizar estrechamente la implantación y ha establecido obligaciones de información anual para los gestores de red. Además, los mapas de capacidad flexible serán públicos, lo que introduce un elemento de transparencia muy útil para inversores y promotores. Cabe preguntarse si los operadores de red adoptarán una actitud conservadora al principio, limitando los permisos flexibles por miedo a incumplir los estándares de seguridad. La experiencia en otros países indica que los primeros meses son de tanteo, pero una vez que se calibran los protocolos de desconexión remota, el sistema gana fluidez.

La medida encaja con la estrategia europea de electrificación inteligente. En un escenario donde el consumo eléctrico va a crecer un 35% en la UE de aquí a 2030, según la Agencia Internacional de la Energía, exprimir la capacidad existente se vuelve tan urgente como ampliar las líneas. España parte con una ventaja: dispone de una generación renovable barata y abundante, pero ha tropezado una y otra vez con los cuellos de botella de la red. Esta regulación puede ser la pieza que faltaba para alinear la oferta y la demanda en los nudos críticos.

Mi impresión es que la aprobación es un paso sensato y largo tiempo esperado. No sustituye a las inversiones en infraestructura, pero las complementa al proporcionar una válvula de escape inmediata. Los proyectos que estaban a punto de cancelarse por la negativa de acceso firme tienen ahora una segunda oportunidad. Eso sí, el éxito dependerá de la agilidad con la que se tramiten los permisos y de que las condiciones de desconexión no resulten tan restrictivas que ahuyenten a los inversores. El 1 de septiembre arranca un experimento regulatorio que, si funciona, podría cambiar la manera en que enchufamos la economía a la red.

Red Eléctrica se embolsa 615 millones de euros para su red eléctrica antiapagones. El Ministerio para la Transición Ecológica aprueba la inversión en pleno agosto, ignorando las críticas de la CNMC y del sector renovable.

La decisión, que firma la Dirección General de Política Energética, responde a la solicitud que el operador del sistema trasladó en mayo de 2025, apenas un mes después del mayor apagón de la España peninsular en dos décadas. Aquel 28 de abril, un exceso de inyección fotovoltaica en las comunidades de Extremadura, Andalucía y Castilla-La Mancha colapsó los sistemas de control de tensión y dejó sin luz a varios millones de usuarios durante horas.

El expediente oficial detalla el desglose de los 615 millones: 366 millones para cuatro e-STATCOM —compensadores estáticos síncronos de última generación—, 143 millones para ocho reactancias de núcleo controlado magnéticamente (MCSR) y la segunda entrada/salida de Ciudad Rodrigo, 75 millones para un lote de 20 reactancias de entre 100 y 150 MVAr, 10 millones para renovar las reactancias más críticas y otros 13 millones para actuaciones de adecuación de las modificaciones de aspectos puntuales (MAP) de la planificación vigente. La inversión se añade a los casi 800 millones ya comprometidos para ocho compensadores síncronos, lo que eleva el montante total destinado a estabilizar la red de transporte a casi 1.500 millones de euros.

El trámite ha sido exprés. La audiencia pública se abrió y cerró este verano sin que el Ministerio aceptara ninguna de las alegaciones presentadas. El regulador y las principales patronales del sector renovable y del almacenamiento han visto cómo sus argumentos quedaban fuera de la resolución final.

“Sería conveniente que el operador del sistema proporcionara un análisis más completo de la situación, incluyendo previsiones zonales de las problemáticas detectadas y previstas de tensión, los recursos disponibles y planificados en cada caso y en qué medida y cuándo vendrán a resolver esas situaciones”, reza literalmente el informe de la CNMC emitido en junio. El supervisor añade que estas inversiones, de no ejecutarse en el marco temporal del plan 2021-2026, podrían trasladarse a la planificación 2025-2030, pero advierte de que al adelantarlas se supera la senda máxima de gasto permitida en 343 millones de euros.

Tanto la CNMC como las principales asociaciones del sector se ha pronunciado en contra de la medida. El regulador, además, reprocha al MITECO que no haya comparado el coste de estos dispositivos con el que supondría contratar el servicio a generadores renovables o baterías. Esa comparativa, que REE ni siquiera ha presentado, es el núcleo de la polémica.

La decisión del MITECO premia un modelo de red centralizado, donde el operador suma activos regulados a su balance sin permitir que otras tecnologías compitan en igualdad de condiciones.

Renovables y baterías denuncian un monopolio de facto en los servicios de ajuste

Las asociaciones UNEF (fotovoltaica), AEE (eólica) y Aepibal (almacenamiento) consideran que el operador del sistema ha ignorado deliberadamente la capacidad de sus tecnologías para contribuir al control dinámico de la tensión. “No se ha dado la oportunidad a que otras plantas de renovables y de almacenamiento pudiesen optar a dar, por un mejor precio, el mismo servicio”, señalan en sus escritos, a los que ha tenido acceso El Periódico de la Energía.

Las centrales de bombeo, por ejemplo, pueden absorber o verter potencia reactiva de manera casi instantánea, sin necesidad de instalar nuevos equipos. Las baterías de ion-litio conectadas a la red de transporte ofrecen tiempos de respuesta inferiores a 200 milisegundos, muy por debajo de los requisitos del operador. Ambas tecnologías llevan años reclamando un marco regulatorio que les permita participar en los mercados de servicios de ajuste, pero la presente decisión las deja, una vez más, fuera del reparto.

Aelec, que agrupa a las grandes eléctricas, también se opuso. Su crítica se centra en que no se ha justificado técnicamente por qué los e-STATCOM y las reactancias de núcleo controlado son superiores a las soluciones que ya ofrecen centrales hidroeléctricas o incluso parques eólicos con electrónica de potencia avanzada. La única alternativa que evalúa el análisis económico del operador es la de mantener acoplados grupos de ciclo combinado, una opción deliberadamente cara que justifica la nueva inversión.

El coste anual de los e-STATCOM se estima en 31 millones de euros durante sus 25 años de vida útil, frente a un sobrecoste de entre 70 y 200 millones anuales si se recurriera al ciclo combinado. En el caso de las reactancias de control de tensión estático, se espera un ahorro en restricciones técnicas de al menos un 15%, lo que reduciría los 672 millones de euros que costaron esas restricciones en 2025. Sin embargo, ningún documento recoge cuánto habría costado contratar esos mismos servicios a renovables o baterías.

El coste de oportunidad para el consumidor y el futuro de la planificación

La factura eléctrica será, como siempre, el amortiguador final. Las inversiones en la red de transporte se recuperan a través de los peajes que pagan todos los consumidores, independientemente de quién las haya provocado. Si los 615 millones —y los 1.500 millones totales— son realmente la opción más barata para el sistema, el consumidor saldría beneficiado a largo plazo; pero si hubieran bastado contratos de capacidad con renovables y baterías por la mitad de ese importe, el sobrecoste recaerá íntegramente en el recibo.

El precedente regulatorio es preocupante para la competencia. Cada vez que un problema de estabilidad de red se resuelva mediante la planificación centralizada del transportista, se desincentivará la inversión privada en almacenamiento y en renovables con servicios de red. El resultado será un sistema dual: unas renovables que generan energía barata pero no firme, y un operador que acumula activos regulados para compensar sus carencias. Los consumidores pagarán por ambos lados.

La CNMC ha sido clara: la planificación 2025-2030 deberá absorber estas inversiones y, probablemente, superará los límites de gasto, lo que obligará a revisar al alza la retribución de la red. El MITECO, por su parte, ha ampliado ya el techo de inversión, abriendo la puerta a una espiral de gasto en infraestructura cuya necesidad real está bajo sospecha.

Mientras tanto, la pregunta que queda sin respuesta es si habría sido más barato para el consumidor dejar que las renovables y las baterías compitieran. Nadie lo ha evaluado. El Ministerio ha preferido la vía segura del operador del sistema, quizá porque el recuerdo del apagón de 2025 aún pesa. Pero, al hacerlo, ha enterrado la posibilidad de un mercado más eficiente.

Acciona Energía construirá dos nuevos proyectos de almacenamiento en baterías en las provincias de Cuenca y Palencia, sumando una potencia conjunta de 33 MW, y dará el salto al negocio de los centros de datos con un proyecto solar en Segovia en colaboración con Ignis.

La energética, a través de su división de renovables, confirma así un doble movimiento estratégico: por un lado refuerza su capacidad de almacenamiento para maximizar la integración de sus propias plantas eólicas y fotovoltaicas; por otro, entra en un mercado de infraestructura digital donde la demanda de electricidad renovable 24/7 es el principal activo.

Dos baterías de 33 MW para maximizar la generación renovable en Cuenca y Palencia

El primer sistema BESS, de 20 MW de potencia y dos horas de capacidad, se instalará junto a la planta fotovoltaica Bolarque (50 MWp) en el término municipal de Villalba del Rey, Cuenca. El segundo, de 13 MW, se construirá junto al parque eólico El Cuadrón (22 MW) en los municipios palentinos de Hornillos de Cerrato y Torquemada.

Ambos proyectos entrarán en operación a finales de 2027. Su misión no es solo almacenar electricidad para vender en las horas de mayor precio —el clásico arbitraje horario—, sino también estabilizar la curva de generación de las plantas renovables asociadas, evitando vertidos por congestión de red y mejorando la rentabilidad de los activos existentes. Las baterías permitirán a Acciona capturar el valor de los excedentes solares y eólicos que, de otro modo, se perderían.

El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) fija un objetivo de 22 GW de almacenamiento para 2030. A día de hoy, la capacidad instalada en España apenas supera los 3 GW, según estimaciones del sector, lo que deja un enorme hueco por llenar y explica la aceleración de proyectos como los de Acciona.

El almacenamiento ya no es una opción: es la pieza que falta para que las renovables dejen de depender del sol y el viento. Los 33 MW de Acciona son un ensayo de lo que viene.

El centro de datos de Segovia: una joint venture con Ignis que combina solar y almacenamiento

En paralelo, Acciona ha adquirido el 50% de Ignis Data Epta, sociedad creada en 2024 por Ignis P2X, la plataforma de centros de datos respaldada por el fondo de capital riesgo KKR. Ignis conserva la otra mitad y ambas desarrollarán un centro de datos en la provincia de Segovia, un enclave que gana atractivo por su disponibilidad de suelo y conexión a la red de transporte eléctrica.

El complejo incluirá una la planta fotovoltaica adyacente destinada a cubrir el consumo eléctrico del centro de datos con energía renovable. Los permisos de acceso y conexión fueron tramitados previamente por dos filiales de Ignis, lo que agiliza el cronograma. El modelo de negocio de Ignis —y ahora de la joint venture— se basa en la combinación de acceso a la red, generación renovable dedicada, almacenamiento en baterías, contratos PPA a largo plazo y gestión energética continua 24/7.

Ignis cuenta con un modelo probado en otros países: además de desarrollar la infraestructura eléctrica, gestiona el suministro 24/7 mediante contratos PPA y activos de almacenamiento propios. La participación de KKR aporta músculo financiero y énfasis en la rentabilidad. Para el centro de Segovia, aún no se ha revelado la capacidad final de computación, pero fuentes del sector apuntan a un proyecto de escala media, con una demanda eléctrica de varias decenas de megavatios que justifican la inversión en la planta solar asociada.

España se ha convertido en uno de los mercados más atractivos para centros de datos en Europa, gracias a su elevada penetración de renovables y a la saturación de los nodos tradicionales como Fráncfort, Londres o París. Comunidades como Aragón, Castilla-La Mancha y ahora Segovia compiten por atraer inversiones que combinen energía limpia y conectividad. El Gobierno, a través de la nueva Ley de Centros de Datos, pretende agilizar los trámites, aunque organizaciones ecologistas alertan del impacto sobre el territorio y los recursos hídricos.

Para Acciona, la entrada en el proyecto de Segovia supone el pistoletazo de salida de un plan de expansión en centros de datos con el que aspira a alcanzar 2 GW de capacidad. La compañía ha identificado en el crecimiento de la inteligencia artificial y el cloud computing una oportunidad para diversificar sus ingresos y, al mismo tiempo, colocar la electricidad generada por sus parques renovables en un cliente de alto consumo dispuesto a firmar contratos de suministro a largo plazo.

Almacenamiento y centros de datos: la nueva apuesta de Acciona para diversificar su negocio energético

Los movimientos de Acciona reflejan una tendencia que está reconfigurando el mapa energético español. Los centros de datos demandan una potencia continua y estable, y la solución más competitiva pasa por combinar renovables con almacenamiento. La ubicación en Segovia, lejos de los grandes nodos de Madrid pero bien conectada eléctricamente, sugiere que la joint venture con Ignis apuesta por un cliente que valora el origen renovable de la energía más que la latencia de red.

No obstante, el desarrollo de centros de datos no está exento de riesgos. La obtención de permisos, la competencia por el suelo industrial y la presión social sobre el consumo de agua y territorio son barreras que ya han frenado proyectos en otras comunidades. Además, el modelo de negocio depende de la firma de PPAs con grandes tecnológicas, un mercado que, aunque en crecimiento, no es ilimitado.

Desde el punto de vista del almacenamiento, las baterías de Cuenca y Palencia son pasos modestos pero estratégicos. Con la saturación de la red en horas solares, el almacenamiento detrás del contador de la propia planta renovable se perfila como una de las soluciones más rentables. Si Acciona consigue replicar este esquema en otros emplazamientos, podría construir una cartera de recursos de flexibilidad que le dé ventaja en las futuras subastas de capacidad que el Gobierno tiene previsto lanzar.

La combinación de baterías y centros de datos permite además ofrecer servicios de flexibilidad a Red Eléctrica, un mercado que se espera crezca con la mayor penetración de renovables. La operación también pone de manifiesto la competencia entre las grandes energéticas por el pastel de los centros de datos. Iberdrola y Endesa han anunciado alianzas similares, lo que evidencia que el sector ve en la demanda digital una nueva fuente de demanda eléctrica de alto valor. Para Acciona, que no tiene la escala de sus rivales en redes de distribución, el éxito pasará por la ejecución impecable de estos primeros proyectos.

En definitiva, los anuncios de hoy no son solo dos baterías y un centro de datos. Son la confirmación de que el almacenamiento y la digitalización de la demanda se han convertido en los dos pilares del nuevo plan de crecimiento de Acciona Energía. El mercado y los analistas estarán atentos a los plazos de construcción y a la firma de los primeros contratos de suministro del centro de datos de Segovia, previstos para antes de finales de 2027.