Permisos flexibles de demanda: ¿qué suponen para tus proyectos?
Desde el 1 de septiembre de 2026 hay una alternativa a la denegación cuando la red no tiene capacidad: el permiso de acceso flexible. Desmontamos la resolución de la CNMC, sus cuatro tipos de permiso y cómo cambian la valoración de los proyectos de almacenamiento.
Los permisos flexibles de demanda son una realidad desde el 1 de septiembre. Pero sigue siendo un reto evaluar sus implicaciones.
Si, durante los últimos 12-24 meses has intentado originar un proyecto de almacenamiento, conectar una caldera eléctrica industrial, o desarrollar un centro de datos, la limitación con la que más probablemente te has topado es la red:
"No hay capacidad disponible".
Y es que los primeros mapas de capacidad de demanda situaron en un 83,4 % los nudos de distribución (>1 kV) sin capacidad disponible, y Red Eléctrica solo encontró margen para nueva demanda en el 25 % de los nudos de transporte.
El 1 de septiembre de 2026, sin embargo, se crea una alternativa a la denegación: el permiso de acceso flexible, regulado por la Resolución de la CNMC de 31 de julio de 2026 (BOE-A-2026-17571).
Conectarse, sí. Pero sin garantía de suministro en todas las horas del año.
La resolución convierte la flexibilidad en una condición de acceso a la red. Para el almacenamiento, además, en una obligación con plazo.
El diseño técnico es escalonado y detallado, pero el reparto de riesgos es asimétrico: el titular acepta restricciones sin preaviso en algunos tipos, sin indemnización, sin descuento en peajes y sin senda definida hacia la firmeza, mientras las reglas que permitirían acotar ese riesgo siguen en elaboración.
Hasta que lleguen esas reglas, la recomendación es no asumir y modelizar: el patrón de la zona, los elementos identificados en la propuesta previa, el tipo elegido y la configuración del activo cambian la valoración de los activos.
Este artículo desmonta la norma pieza a pieza: de dónde viene, cómo funciona cada tipo de permiso, qué exige al titular, cómo afecta a baterías, híbridos y consumidores industriales, y qué preguntas siguen sin respuesta.
El punto de partida y la necesidad
Desde que los gestores de red publican con mayor transparencia las capacidades de acceso para la demanda, quedó en evidencia un problema urgente: la mayoría de los nudos aparecían como congestionados, lo que impide originar nuevos proyectos y frena la entrada de nueva industria y almacenamiento.
Por otro lado, los datos (todavía poco transparentes) de la utilización real de la red reflejaban que, en realidad, la red de distribución se utilizaba muy por debajo de su capacidad nominal.
Por otro lado, los catalizadores que forzaron a que se buscaran soluciones con rapidez a este problema fueron principalmente dos:
- La voluntad de electrificar y reindustrializar la economía, ante una situación de precios de la energía eléctrica más competitivos que en otras zonas de la Unión Europea y que hacen atractivas las inversiones productivas.
- La necesidad de incorporar tecnologías de almacenamiento (baterías, bombeo, almacenamiento térmico, e hidrógeno), una pieza clave para poder aumentar la capacidad de gestión del sistema y contribuir así a la integración de un porcentaje aún mayor de energías renovables.
Vamos a discutir este contexto y necesidad en algo más de detalle.
¿Por qué, en realidad, sobra capacidad de red casi todo el año?
Un permiso firme exige que la red cumpla los criterios de seguridad tanto con todos sus elementos disponibles como ante la indisponibilidad de uno de ellos (N-1). Dimensionar la red para ese “peor caso posible” deja capacidad ociosa la mayor parte de las horas.
Por poner un ejemplo concreto y fácil de entender:
Imagina un consumidor doméstico que tiene un contrato con tarifa 2.0 TD y una potencia pico de 7 kW está “reservando” una capacidad de la red de distribución de 7 kW. Esto significa que la red le permite durante todo el año, y en cualquier momento (e incluso si falla un transformador cercano) consumir hasta 7 kW.
Todo ello con garantía de suministro. Porque la red no sabe, ni debe saber, en qué momento ese consumidor puede querer ducharse con agua caliente, cargar el vehículo eléctrico, y poner un pastel en el horno de forma simultánea.
Sin embargo, la realidad es que ese consumidor, como todos los demás, no llega a consumir o exceder esos 7 kW de potencia pico contratada prácticamente nunca. Y su consumo medio se sitúa más bien entorno a los 1-2 kW.
Saturación física y saturación administrativa
No todas las limitaciones son técnicas. Tras publicar sus listados de capacidad de demanda, Redeia defendió que la red de transporte no puede considerarse colapsada, ya que hay capacidad otorgada para un número muy relevante de consumidores. De hecho, solo la demanda pendiente de conexión en transporte podría suponer un 25 % de incremento sobre la demanda eléctrica actual del país.
La saturación de las redes es, por tanto, la suma de los limitantes técnicos así como del problema de acaparamiento de permisos, sobre el cual ha hablado abiertamente Redeia y el Ministerio.
Por eso, el RDL 7/2026 introdujo hitos intermedios para los permisos de demanda que aún no hayan formalizado contrato de acceso, y que esperan puedan forzar a los “especuladores” que acaparan los derechos de acceso sin un proyecto real a desistir de sus permisos: pago del 10 % de la posición de red a los 12 meses, encargo de proyecto a los 3 años y contrato técnico de acceso a los 4 años. También introdujo una prestación por reserva de capacidad para la demanda conectada a 1 kV o más.
El acceso flexible es la tercera palanca: no libera permisos ociosos, pero aprovecha mejor la red que ya existe.
El marco normativo y su cronología
Los permisos flexibles tienen su raíz en la Directiva (EU) 2019/944 sobre normas comunes de los mercados eléctricos europeos. En concreto, en el art. 6a, que obliga a ofrecer conexiones flexibles en zonas congestionadas, y que se introdujo con la Directiva RED III (Directiva (UE) 2024/1711, de reforma del diseño del mercado eléctrico).
La competencia en el marco regulatorio español viene del artículo 33.11 de la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico, que encarga a la CNMC aprobar por circular la metodología y condiciones de acceso y conexión.
La pieza clave es la Circular 1/2024, de 27 de septiembre (BOE de 11 de octubre de 2024), sobre acceso y conexión de instalaciones de demanda. Tres de sus artículos sostienen todo lo que viene después:
- Artículo 3: define la capacidad de acceso flexible.
- Artículo 6.1.a: es el precepto al que remite la resolución para limitar la capacidad flexible de los consumidores a nudos sin capacidad firme.
- Artículo 18 y disposición adicional cuarta: la CNMC concreta las tipologías mediante especificaciones de detalle, y los gestores de distribución debían proponer un procedimiento de operación de distribución para gestionar congestiones.
Sobre ese esqueleto se apoyan dos especificaciones previas: la Resolución de 8 de junio de 2025 (capacidad firme de demanda en distribución, BOE de 18 de junio) y la Resolución de 1 de diciembre de 2025 (capacidad de demanda en transporte, BOE de 10 de diciembre), que ya regula como flexible el acceso del almacenamiento a la red de transporte.
La resolución de julio de 2026 (expediente RDC/DE/003/25) completa el puzle para la capacidad flexible.
¿Cómo funciona el acceso flexible?
Antes de entrar en cada tipo, las reglas comunes que fija el resuelve primero de la resolución:
- Subsidiario para consumidores. Solo se concede capacidad flexible a un consumidor cuando no existe capacidad firme en el nudo. No es una alternativa barata que se elige a la carta.
- Natural para el almacenamiento. En aplicación del RDL 7/2026, las solicitudes de demanda del almacenamiento se analizan como flexibles.
- Matices para el almacenamiento detrás del contador y para los consumos auxiliares. Un consumidor puede tener baterías en su red interior sin perder su condición de consumidor. Y las instalaciones de producción y almacenamiento pueden pedir un permiso firme para sus servicios auxiliares (artículo 5.3 del Real Decreto 88/2026).
- Exclusiones. No pueden pedir acceso flexible los proyectos colectivos urbanísticos e industriales obligados a respetar grados de electrificación, los suministros esenciales del artículo 52 de la Ley del Sector Eléctrico ni las instalaciones obligadas a disponer de suministro complementario de seguridad.
- El solicitante elige; el gestor puede contraproponer. La solicitud indica tipo y, en el tipo 0, patrón (los modelos de solicitud deben incluir un campo específico). El gestor puede proponer motivadamente otro tipo o patrón si lo considera mejor solución técnica.
- Cambios de tipo tras la adjudicación. El titular puede pedir modificar tipo o patrón, pero respetando el orden de prelación del resto de solicitudes y tras un análisis del gestor.
- Sin indemnizaciones ante cortes o limitaciones. En todos los tipos, las limitaciones y desconexiones no computan como interrupción a efectos de calidad de servicio ni generan derecho a compensación.
- Revocación. El incumplimiento de las condiciones puede llevar a revocar el permiso (artículo 8.2 de la Circular 1/2024), en los términos que fije una resolución posterior sobre incumplimientos.
- Sin vía de firme a flexible. La memoria de la CNMC precisa que los solicitantes serán quienes necesiten un suministro nuevo o ampliar uno existente, y que no se contempla convertir un permiso firme en flexible. Ceder capacidad firme para aliviar un nudo se remite a los futuros mercados locales de flexibilidad.
¿Qué tipo de permisos de demanda pueden convivir en un mismo punto de conexión?
Los 4 tipos de permisos flexibles
En esta sección, presuponemos que todo lector ya sabe qué características tiene cada tipo de permiso flexible, y solamente proporcionaremos una descripción muy breve, tras la cual trataremos de incidir en las particularidades o características más interesantes de cada tipología de permiso.
Tipo 0: limitaciones por patrón horario
Las particularidades más relevantes de los permisos Tipo 0 son:
- Solo limita la carga desde la red; la descarga queda libre. El patrón provisional (0.1) permite cargar de 00:00 a 07:59 y de 11:00 a 17:59.
- Es la única vía hoy disponible para baterías por debajo de 30 kV.
- El control local de las baterías debe estar preparado para seguir instrucciones como las del tipo 2.
Quedan pendientes:
- Los patrones definitivos (propuesta de las distribuidoras esperada antes de diciembre de 2026, sin plazo definido para su aprobación).
- Tampoco está claro cómo se certificará el SIGPF entre marzo de 2027 y la llegada del marco técnico de ENAC, prevista para septiembre de 2027.
Tipo 1: desconexión remota ante indisponibilidad
Las condiciones más relevantes de los permisos Tipo 1 son:
- Exige posición dedicada en subestación, que puede compartirse si todos los titulares aceptan por escrito los efectos de la desconexión.
- La desconexión es total: en un híbrido corta también la descarga y la evacuación de la planta. La reconexión requiere autorización del centro de control.
- No exige SIGPF, pero sí el dispositivo de desconexión remota que defina el distribuidor y telemetría en tiempo real.
Quedan pendientes:
- Definir quién asume el coste de la posición dedicada.
- Resolver el choque con el permiso firme para auxiliares, ya que el tipo 1 no puede convivir con ningún permiso firme en el mismo punto.
Tipo 2: limitación dinámica por instrucciones
- Es el más flexible para operar en mercados: el titular puede reprogramar dentro del límite que le comuniquen.
- Si no cumple una instrucción, se desconecta primero la carga flexible y, si persiste, toda la instalación.
- En híbridos, las instrucciones pueden recibirse en el punto de conexión de la instalación hibridada.
Pendientes:
- La fecha de activación de cada distribuidora y la nota técnica (septiembre de 2027).
- Además, una batería de media tensión podría perder la ventana prioritaria de conversión si el umbral todavía no ha bajado de 30 kV cuando esa ventana se abra.
Tipo 3: reducción automática en transporte
- REE reduce primero a la generación, en orden inverso de prioridad de despacho, y después a la demanda tipo 3, con turno rotatorio.
- La energía no consumida se liquida al precio marginal del diario. Quien incumpla más del 2 % del tiempo en un año móvil puede ser dado de baja definitiva.
- Hasta 2029 solo se admite en posición dedicada de consumidor.
Quedan pendientes los requisitos de reactiva que debe proponer REE.
El POD1 y la fontanería operativa
La resolución de la CNMC aprobó el primer Procedimiento de Operación de Distribución (POD1), el manual que permite a las distribuidoras operar flexibilidad en tiempo real. Es la pieza menos vistosa, pero sin ella las instrucciones de los tipos 1 y 2 no tendrían base operativa.
Este POD sienta las bases para la observabilidad y la gestionabilidad de los activos flexibles por parte de los gestores de redes de distribución.
- Señales en tiempo real. Potencia activa y reactiva, tensión, estado del interruptor del punto frontera y estado del interruptor de la carga flexible, enviadas a una plataforma única de los distribuidores a través del centro de control de generación y demanda.
- Prelaciones en caso de actuación. El distribuidor actúa primero sobre su propia red. Después puede pedir restricciones técnicas al programa de generación y actuar sobre las instalaciones flexibles según su permiso.
- Protocolo de operación. Obligatorio antes del contrato técnico de acceso. Incluye límites de explotación y maniobra, régimen normal y de emergencia, actuación por incumplimiento de criterios, reposición y requisitos de medida y recepción de instrucciones.
- Trazabilidad. Cada instrucción, desconexión y reconexión queda registrada de forma íntegra y auditable (fecha, hora, duración, instalaciones afectadas y causa), a disposición del titular y de la CNMC. En un futuro, esperamos que dichas instrucciones puedan pasar también a dominio público, aunque sea de forma anonimizada, como los datos de restricciones técnicas.
- Integración en mercado. Los titulares pueden participar en los mercados del operador del sistema informando de su tipo de permiso y, en tipo 0, del patrón. Las órdenes se comunican a la instalación, a su representante y a REE. Si el titular no puede corregir su programa a tiempo, REE lo anula y lo valora al marginal del diario.
Valoración e impacto en los proyectos
¿Qué deben hacer los promotores de proyectos de almacenamiento?
El RDL 7/2026 modificó la Ley del Sector Eléctrico para que los permisos de acceso y conexión del almacenamiento tengan la consideración de flexibles desde la perspectiva de la demanda, y su disposición transitoria sexta obliga a adaptar los permisos ya concedidos. La resolución concreta cómo, en su resuelve quinto.
Proyectos en distribución, no operativos a 1 de septiembre 2026:
- Desde que se activen los tipos 0 y 1 (1 de marzo de 2027), disponen de 3 meses para pedir la conversión de su permiso de demanda a tipo 0 o tipo 1, con prioridad de tramitación frente a las nuevas solicitudes.
- Si no se adaptan, pierden las excepciones del artículo 1.3.b del RD 148/2021 (cargos) y de los artículos 2.2.c y 2.2.d de la Circular 3/2020 (peajes), y pasan a pagar la prestación por reserva de capacidad del artículo 11 del RDL 7/2026.
- Cuando el distribuidor active el tipo 2, tienen otros 3 meses, también con prioridad, para pasar de tipo 0 o 1 a tipo 2.
Proyectos en distribución, ya en operación
- Se consideran flexibles salvo manifestación expresa en contra del titular, y operan en las mismas condiciones que hasta ahora mientras no se implementen efectivamente los permisos flexibles.
- Si cumplen los requisitos del tipo 2, tienen 3 meses desde su activación para pedir la conversión, con prioridad.
- Si no se adaptan, pierden las mismas excepciones de peajes y cargos.
Condiciones comunes de los proyectos con permisos de acceso y conexión ya concedidos
La actualización exige un estudio de capacidad y acreditar los requisitos técnicos, de seguridad y de control, y se tramita como modificación del permiso, no como solicitud nueva. A estas baterías no se les aplican los límites de 300 MW, 20 % y 3 instalaciones de los tipos 1 y 2.
Proyectos en transporte
Todos los permisos de almacenamiento en transporte se consideran flexibles sin reconversión, y los que ya operaban no ven modificadas sus condiciones por esta resolución.
¿Cómo impactan los permisos flexibles a los proyectos?
Impacto económico
Hay un factor común y fácil de entender para cualquier tipo de permiso flexibles: el paso de permisos firmes a flexibles implica una reducción de los ingresos merchant.
La pregunta es: ¿Cuánto afecta a cada proyecto?
Y tienen difícil respuesta, ya que:
- Depende de la zona y del nodo de conexión: las limitaciones de los permisos de Tipos 1, 2, y 3 son limitaciones motivadas por factores localizados de estrés de las redes. Además, esta información será, de momento, privada. Solamente los promotores y los gestores de red tendrán acceso a esta información, por lo que es muy difícil prever si es más o menos probable que te limiten el consumo en un nodo que en otro. La analogía sería el curtailment técnico (RT1, RT5), si bien aquí la información es mucho más opaca.
- El efecto en ingresos o aumento de costes operativos depende de cada instalación. Una limitación de consumo no tiene el mismo efecto en ingresos/costes para una instalación industrial que para un almacenamiento por baterías, ni tampoco tiene el mismo efecto en una batería de 2h que en una de 4h.
- Aunque no se abra ningún mercado nuevo, las limitaciones de consumo que los gestores de red puedan aplicar en momentos de tensión podrían tener efectos, aún desconocidos, en los mercados intradiarios y de servicios de ajuste.
Ejemplo de un perfil Tipo 2 con indisponibilidades o limitaciones para 10% de las horas equivalentes. Perfil generado para simulaciones en nuestra plataforma SaaS One Hub Analytics para un nodo concreto de la red de distribución.
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Conclusiones y temas pendientes
¿Qué resuelven los permisos flexibles y qué no resuelven?
✓ Lo que resuelven:
- Una vía de acceso donde no la había: en un nudo sin capacidad firme, la alternativa ya no es solo la denegación o esperar a un refuerzo.
- Primer paso hacia la observabilidad: el escalado del tipo 0 (control local) al tipo 2 (instrucciones D-1 y en tiempo real) reconoce que las distribuidoras aún no tienen herramientas de gestión en tiempo real.
- Convivencia entre firme y flexible (tipos 0, 2 y 3): el consumo base puede ser firme y la ampliación modulable, flexible.
- Integración en el mercado: si una reducción impide corregir el programa, se anula al marginal del diario. No se cobra la energía no consumida, pero es un ajuste de liquidación, no una compensación.
- Seguridad procedimental: la contrapropuesta del gestor no hace perder la prelación, y el contenido mínimo de los documentos está tasado.
- Trazabilidad: registro auditable de cada actuación, informe anual a la CNMC y certificación independiente de los sistemas de control.
✕ Lo que no resuelven:
- Señal económica: no hay metodología de peajes y cargos para la capacidad flexible. En Países Bajos, el descuento tarifario llega al 65 %.
- Senda hacia la firmeza: no se regula la conversión de flexible a firme, que sí prevé la normativa europea. Tampoco cabe convertir de firme a flexible.
- Compensación: las limitaciones no dan derecho a indemnización ni computan en calidad de suministro.
- Caída de la telemedida: cuenta como incumplimiento; la futura resolución fijará umbrales, tolerancias y un régimen escalonado.
- Híbridos: en el tipo 1, todos los titulares de la infraestructura compartida deben aceptar que una desconexión les impida vender o comprar energía. El tipo 3 no se aplica en posiciones de generación hasta 2029.
- Media tensión: los tipos 1 y 2 se limitan a 30 kV o más hasta que se adapte el POD1 y pasen 12 meses (prorrogables 6).
- Flexibilidad como servicio: vender flexibilidad al distribuidor queda para los futuros mercados locales.
- Detalles pendientes: patrones definitivos del tipo 0, reparto de reducciones, penalizaciones por incumplimiento y publicación de la capacidad flexible. Llegarán por resoluciones posteriores; mientras tanto, persiste inseguridad jurídica.
La CNMC señala además normas fuera de su competencia que habrá que modificar (RD 1048/2013, RD 1183/2020, régimen de contratación y RD 1110/2007), y sugiere una norma integral sobre almacenamiento.
Algunas preguntas abiertas sobre permisos flexibles
Sobre prelación y permisos existentes:
- ¿Cómo encajarán esas conversiones prioritarias en las colas que cada gestor tenga abiertas a 1 de marzo de 2027?
- ¿Cómo se gestionará la prelación de los permisos ya concedidos si uno de los promotores tramita el cambio en marzo 2027 y otro promotor lo solicita, aún en plazo, 2 meses más tarde?
- ¿Qué pasa si las baterías ya concedidas en un nudo superan los criterios de concentración? ¿Computará la capacidad de baterías con permisos previos que se adapten a tipo 1 o 2 para nuevos solicitantes del mismo nudo, bajo los criterios de los límites de concentración?.
- Solicitudes en tramitación y pendientes a fecha 1 de marzo de 2027 (solicitadas, no concedidas): sin regla específica.
Sobre capacidad, mapas y concursos:
- Información pública: se publicarán mapas de capacidad flexible con una metodología pendiente, y habrá un informe anual a la CNMC. Sin respuesta: ¿Serán públicos los permisos concedidos por nudo y tipo, el informe anual y/o los datos de limitaciones por nodo?
- Listados de capacidad: las baterías computan según su tipología y los permisos flexibles según sus condiciones de funcionamiento. Sin respuesta: cuánta capacidad firme aflorará y cuándo.
- Nudos de concurso: la resolución no los menciona; es una zona gris.
Sobre transparencia y señales:
- Visibilidad de cortes: habrá registro auditable para el titular y la CNMC. Sin respuesta: si habrá información pública para terceros.
- Reparto de reducciones: sin regla hasta que las distribuidoras la propongan (en 6 meses). En el tipo 3, se aplica el P.O. 3.11.
Sobre operación y mercados:
- Caída de la telemedida: cuenta como incumplimiento; la futura resolución fijará umbrales, tolerancias y un régimen escalonado.
- ¿Qué pasa si la distribuidora incumple con el plazo de tener disponibles los permisos Tipo 2 antes del 1 de enero de 2028?
Sobre criterios económicos:
- Peajes de la capacidad flexible: quedan pendientes de regular.
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