El adelanto electoral congela la agenda energética: planificación de redes, mercado de capacidad y calendario nuclear, pendientes del 29-N
La convocatoria anticipada de elecciones generales para el 29 de noviembre, formalizada por el Real Decreto 806/2026, de 5 de octubre, abre un paréntesis político que afecta directamente a un sector energético cuyas inversiones se mueven en horizontes de 20, 30 o 40 años. El análisis de AleaSoft Energy Forecasting, publicado por El Periódico de la Energía, subraya que la próxima legislatura será decisiva para ejecutar herramientas clave del plan energético: la nueva planificación de redes de transporte, cuyo presupuesto supera los 17.000 millones de euros; el mercado de capacidad para potencia firme, creado hace menos de un mes, y la definición del calendario de cierre nuclear.
Tiempos políticos de cuatro años frente a inversiones a décadas
El análisis de AleaSoft, difundido por El Periódico de la Energía, plantea que la disolución de las Cortes, activada por el Real Decreto 806/2026, introduce un nuevo período de debate sobre prioridades económicas y energéticas. Sin embargo, recuerda que una planta fotovoltaica, una batería, una infraestructura de red o una instalación industrial se proyectan y financian con un ciclo de recuperación de varias décadas, lo que hace que la estabilidad y la previsibilidad regulatoria sean un factor crítico para la inversión.
El texto sostiene que la regulación debe poder adaptarse a las circunstancias económicas, tecnológicas y geopolíticas, pero advierte de que cuanto mayor es el volumen de inversión y más largos los períodos de retorno, más importante resulta disponer de reglas claras y anticipar la dirección de los cambios. Lo que está en juego en la próxima legislatura, según la fuente, es la ejecución del PNIEC 2023-2030, que fija para 2030 un 81% de generación eléctrica renovable, 22,5 GW de almacenamiento, 19 GW de autoconsumo y un aumento del 34% de la demanda eléctrica respecto a 2019.
La prórroga de Almaraz y el vertido récord de renovables, en el centro del debate nuclear
Uno de los focos de la próxima legislatura será el futuro de la energía nuclear. La fuente recuerda que, en agosto de 2026, la Orden TED/864/2026 renovó la autorización de explotación de los dos grupos de la central de Almaraz hasta el 8 de junio de 2030, modificando las fechas previstas. Esta decisión se enmarca en una planificación que aún contempla una reducción progresiva de la potencia nuclear, y sus efectos se proyectan sobre el mix de generación, la potencia firme disponible, las emisiones, los flujos de importación y exportación y, en determinadas circunstancias, los precios mayoristas.
El análisis relaciona esta cuestión con la integración renovable. Según los datos citados por AleaSoft, el curtailment técnico —la electricidad renovable que no puede integrarse en el sistema y no es remunerada— alcanza ya los 4,5 TWh en lo que va de 2026, frente a los 3,6 TWh de todo 2025. La decisión sobre el calendario nuclear deberá ponderarse, según la fuente, junto a la seguridad de suministro, los costes del sistema, la evolución de la demanda y el ritmo de incorporación de renovables, almacenamiento y otras fuentes de flexibilidad.
Mercado de capacidad y redes: herramientas aprobadas pendientes de desarrollo
La Orden TED/966/2026, publicada en el BOE el 17 de septiembre y en vigor un día después, creó formalmente el mercado de capacidad para el sistema peninsular, diseñado para asegurar potencia firme mediante procedimientos competitivos en los que podrán participar generación, almacenamiento y demanda. La fuente advierte de que su aprobación es solo el punto de partida: quedan por desarrollar las subastas, definir las necesidades de potencia firme y concretar su funcionamiento, una implementación que recaerá sobre la próxima legislatura. Para la generación gestionable y el almacenamiento, este mecanismo puede añadir una vía de ingresos complementaria a la del mercado mayorista y los servicios de ajuste.
En redes, la última propuesta de planificación con horizonte 2030 eleva la inversión por encima de los 17.000 millones de euros, un 30% más que la versión sometida a audiencia, tras analizar más de 2.500 alegaciones. El 41% de las solicitudes recibidas correspondió a nueva demanda, frente al 40% de generación y el 19% de almacenamiento. A esto se suma la resolución de la CNMC de julio de 2026 que establece permisos de acceso flexibles para la demanda, una fórmula para facilitar conexiones cuando no es posible conceder acceso firme inicial. La fuente concluye que la planificación y regulación de las redes será determinante para que los proyectos anunciados —desde centros de datos hasta hidrógeno— se materialicen.
El crecimiento de la demanda, la otra pata de la integración renovable
El análisis de AleaSoft destaca que la demanda eléctrica ha vuelto a crecer con claridad en 2026. En los nueve primeros meses del año, el consumo aumentó un 3,2% en términos brutos respecto al mismo período de 2025, según datos de Red Eléctrica citados por la fuente; corregido por temperatura y laboralidad, el crecimiento fue del 1,8%. Este repunte es relevante para integrar la nueva generación renovable y limitar los episodios de precios bajos o negativos y la canibalización de los ingresos de las instalaciones.
La electrificación industrial, el vehículo eléctrico, las bombas de calor, la producción de hidrógeno y los centros de datos pueden modificar tanto el nivel como el perfil de la demanda, pero la fuente matiza que convertir las solicitudes de conexión en consumo real dependerá de la disponibilidad de redes, los plazos administrativos y la competitividad del suministro. En este marco, la política energética de la próxima legislatura estará vinculada a la competitividad industrial: la transformación del potencial renovable en ventaja competitiva requiere que la energía llegue a los consumidores en condiciones competitivas y con previsibilidad, a través de PPA, autoconsumo, almacenamiento y flexibilidad, según concluye el análisis.
Sigue leyendo
- electricidadTrump anuncia un acuerdo con Putin para enviar 3 millones de toneladas de diésel ruso a EEUU y al mercado global
- electricidadLos hogares de EE UU pagan 173 dólares/MWh por electricidad frente a los 435 de Alemania, según BloombergNEF
- electricidadGoogle firma el mayor PPA de Finlandia con la nuclear de Loviisa: 507 MW durante 22 años
- electricidadEl precio de la luz marca un pico de 342,5 €/MWh a las 20:00 y cae a cero en plena hora solar este 8 de octubre
