Riesgo Regulatorio: las cinco decisiones energéticas en el aire por el 29N

La planificación de la red de transporte de energía eléctrica con horizonte 2030 no se está tramitando como una ley en sentido estricto en el Congreso o el Senado. Es una planificación administrativa del Gobierno, cuya aprobación corresponde al Consejo de Ministros conforme al artículo 4 de la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico, y que se apoya en fases de consulta y audiencia pública, informes técnicos y control parlamentario, pero no en un procedimiento legislativo ordinario con proyecto o proposición de ley.

¿Qué iniciativas parlamentarias vinculadas constan?

En las Cortes Generales no aparece un proyecto o proposición de ley específico que sea “Planificación de la red de transporte eléctrica Horizonte 2030”. Lo que sí consta es:

• Una iniciativa en el Senado (expediente (15)810/000422, Legislatura XV), que es una certificación del acuerdo del Pleno del Ayuntamiento de Tomelloso sobre la modificación de aspectos puntuales del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte 2021‑2026. Su tramitación concluyó el 2 de febrero de 2024, sin votaciones de fondo sobre el contenido técnico del plan, y está ya cerrada.
• Diversas iniciativas de control y debate político (preguntas, comparecencias, mociones) en las que grupos como PNV, PP o partidos territoriales discuten sobre la planificación 2021‑2026 y sobre la propuesta a 2030, pero sin que eso se traduzca en una iniciativa legislativa autónoma sobre la planificación.

Es decir, desde el punto de vista estrictamente procedimental, no hay una “ley de planificación 2030” en tramitación parlamentaria; lo que hay es control político sobre un expediente administrativo cuya aprobación final es competencia del Gobierno.

Situación del expediente de planificación 2030 en la fase administrativa

En la esfera del Ejecutivo, sí aparece claramente identificado el expediente de la “propuesta de planificación de la red de transporte de energía eléctrica para el horizonte 2030”:

• El Ministerio para la Transición Ecológica abrió un trámite de audiencia, consulta e información pública sobre esa propuesta y su estudio ambiental estratégico, con participación de Administraciones y personas interesadas, entre el 10 de octubre de 2025 y el 16 de diciembre de 2025. La información está disponible en la web del MITECO (detalle de la audiencia pública).
• La nota de prensa “El MITECO lanza la Propuesta de planificación eléctrica con horizonte 2030 a pública audiencia” describe cómo se somete a audiencia pública una propuesta inicial de desarrollo de la red de transporte con horizonte 2030, con una inversión estimada de unos 13.600 millones de euros y fuerte foco en demanda industrial y almacenamiento (nota del MITECO).
• Notas anteriores, como “Sara Aagesen anuncia las líneas generales de la Propuesta de planificación eléctrica 2030”, en septiembre de 2025, explican el marco de la propuesta y la vinculan a un proyecto de real decreto sobre planes de inversión de redes, pero siguen situando el núcleo de la planificación en el ámbito administrativo del Gobierno y del operador del sistema (nota de Moncloa).

Según esta documentación, a fecha de las últimas referencias disponibles, el expediente de planificación 2030 se encuentra en una fase avanzada de elaboración administrativa y evaluación ambiental, pero no consta todavía como aprobado definitivamente.

Papel del Parlamento en esta planificación

La Ley 24/2013 prevé que la planificación de la red de transporte tenga un componente de consulta parlamentaria, pero mantiene la aprobación formal en manos del Consejo de Ministros. Eso se traduce en que:

• El Congreso y el Senado pueden debatir la planificación en comisiones y sesiones de control, y emitir opiniones políticas.
• La planificación vigente (2021‑2026) fue “sometida” al Congreso antes de su aprobación gubernamental, pero no tramitada como ley. Con horizonte 2030, la información disponible apunta al mismo patrón: debates y preguntas, pero sin expediente legislativo propio.

Conclusión sobre la “tramitación parlamentaria”

Con la información disponible, la situación puede resumirse así:

• No existe un proyecto ni una proposición de ley de “planificación de la red de transporte eléctrica horizonte 2030” en tramitación en Congreso o Senado; lo que hay son iniciativas de control y pronunciamientos políticos sobre el contenido de la planificación.
• El expediente de planificación 2030 está en fase administrativa avanzada: propuesta inicial elaborada, sometida a audiencia pública y a evaluación ambiental estratégica, pendiente de cerrar alegaciones y de recabar los informes técnicos y de la CNMC necesarios antes de la aprobación por el Consejo de Ministros.
• Por tanto, si se pregunta estrictamente por la “tramitación parlamentaria”, hoy sólo puede hablarse de control y debate político, no de una tramitación legislativa con toma en consideración, ponencia, dictamen y votaciones sobre un texto de ley específico.

En el nuevo mercado de capacidad español, la Secretaría de Estado de Energía (SEE), integrada en el MITECO, es el órgano político y administrativo clave: diseña el marco regulatorio junto al Ministerio, activa formalmente las subastas mediante resolución publicada en el BOE y dirige su desarrollo, mientras que Red Eléctrica (operador del sistema) gestiona técnicamente las subastas y la CNMC ejerce la supervisión regulatoria y de mercado.

1. Diseño normativo del mecanismo de capacidad

El mercado de capacidad se articula mediante una orden ministerial del MITECO, sometida a consulta y audiencia pública (proyecto de orden de 18/12/2024 y orden definitiva anunciada en septiembre de 2026). En esta fase, la SEE ejerce, de facto, las siguientes funciones:

• Impulso y coordinación del texto de la orden que crea el mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular, encajándolo en la normativa europea (Reglamento (UE) 2019/943 y control de ayudas de Estado) y en el Plan de Implementación remitido a la Comisión Europea.
• Definición de la arquitectura del mecanismo: quién puede participar (generación, almacenamiento, demanda y agregadores), tipología de productos (potencia firme), horizonte temporal de los contratos y estructura de retribución (subastas pay-as-bid, €/MW/año).
• Determinación del reparto de roles institucionales, fijando en la orden qué corresponde hacer a la propia SEE, al operador del sistema (REE) y a la CNMC (supervisión y control del servicio de capacidad).
• Establecimiento del marco financiero del mecanismo (quién paga, cómo se repercute vía peajes o cargos y en qué franjas horarias se concentra el coste).

2. Planificación y parametrización de las subastas

Sobre la base de la orden ministerial y de los análisis de cobertura que realiza REE, la SEE tiene competencias en la planificación de las subastas que materializan el mercado de capacidad:

• Determinar el tipo de subastas que se celebran (principal a medio y largo plazo, de ajuste anual y transitoria) y su horizonte de prestación del servicio.
• Fijar, a propuesta del operador del sistema, el volumen de capacidad firme a subastar en función de las necesidades de seguridad de suministro detectadas a cinco años vista.
• Establecer los parámetros generales de las convocatorias: requisitos ambientales (por ejemplo, límites de emisiones de CO₂), exigencias de firmeza y flexibilidad, duración máxima de los contratos, criterios de elegibilidad de nuevas inversiones, etc.

3. Convocatoria formal de las subastas

La orden prevé que las subastas se activen mediante resolución de la persona titular de la Secretaría de Estado de Energía, publicada en el BOE. Esa resolución de convocatoria concreta:

• El producto de capacidad que se subasta (tipo de subasta, periodo de prestación, potencia objetivo).
• El calendario detallado (plazos de presentación de ofertas, celebración de la subasta, entrada en vigor de las obligaciones de capacidad).
• Los requisitos de participación y la documentación técnica y económica que deben aportar los agentes.
• El régimen de garantías y, en su caso, precios de reserva o límites para ofertas temerarias.

Este esquema es coherente con otras competencias de la SEE ya vigentes en materias afines, como la convocatoria de concursos de capacidad de acceso de demanda en la red de transporte al amparo del Real Decreto 1183/2020 y del Real Decreto-ley 8/2023, donde la Secretaría de Estado convoca y fija las bases del procedimiento mediante resolución.

4. Relación con el operador del sistema y la CNMC

En la operativa del mercado de capacidad la SEE no gestiona directamente la subasta: esa es función de REE, como operador del sistema. Sin embargo, la Secretaría de Estado:

• Solicita y utiliza los análisis técnicos de REE para decidir volúmenes y diseño de subastas.
• Aprueba o impulsa la aprobación de procedimientos de operación específicos del servicio de capacidad mediante resoluciones de la propia SEE, que desarrollan la orden ministerial.
• Se coordina con la CNMC, que conserva sus funciones de regulación, supervisión del mercado y aprobación de metodologías sobre mercados mayoristas y servicios de ajuste. La documentación consultada no atribuye a la SEE una capacidad de dirección jerárquica sobre la CNMC, sino un marco de coordinación.

5. Resultados de las subastas y supervisión del mecanismo

La documentación oficial disponible subraya con claridad que:

• REE gestiona las subastas y la contratación del servicio de capacidad.
• REE y la CNMC verifican e inspeccionan la correcta prestación del servicio de capacidad.

En cuanto a la aprobación de resultados, los textos consultados confirman que la SEE convoca las subastas y define sus bases, pero no describen de forma expresa una competencia diferenciada de “aprobación” de los resultados más allá de la publicación oficial de los adjudicatarios cuando así lo establezca cada orden o resolución.

Finalmente, como órgano político responsable de la política energética, la SEE ejerce una función de seguimiento y revisión del mecanismo de capacidad: puede proponer modificaciones de la orden y de los parámetros de subasta, y participa en la interlocución con la Comisión Europea sobre la evaluación del mecanismo y su compatibilidad con las reglas de ayudas de Estado.

En la normativa estatal vigente, los requisitos para que una instalación pueda participar en subastas relacionadas con capacidad de generación y con cogeneración/renovables se articulan en torno a dos grandes bloques: el régimen económico de energías renovables (REER) y el marco retributivo de renovables, cogeneración y residuos. Aunque los detalles concretos se fijan en cada convocatoria, existe un conjunto relativamente estable de exigencias jurídicas mínimas.

1. Marco general de subastas renovables con retribución específica

El eje de las subastas renovables actuales es el Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica, y su desarrollo mediante la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, que regula el primer mecanismo de subasta y un calendario indicativo 2020‑2025.

Con carácter general, para participar en estas subastas las instalaciones (o sus promotores) deben cumplir requisitos del siguiente tipo:

• Ser instalación de generación renovable (o híbrida con almacenamiento) incluida en la categoría b) del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, sobre producción a partir de renovables, cogeneración y residuos.
• Situación administrativa mínima: la Orden TED/1161/2020 y las resoluciones de convocatoria exigen acreditar un cierto grado de madurez del proyecto, típicamente:
  • Disponer de acusede recepción o concesión de permisos de acceso y conexión a las redes, de acuerdo con la Circular 1/2021 de la CNMC sobre acceso y conexión.
  • Contar, en los plazos que fije la convocatoria, con autorización administrativa de construcción o equivalente.
  • Cumplir los hitos de ejecución señalados (identificación definitiva de la instalación, puesta en servicio antes de la fecha límite, etc.).
• Inscripción en el registro específico del REER:
  • Primero en estado de preasignación, vinculada al resultado de la subasta.
  • Posteriormente en estado de explotación, una vez acreditado el cumplimiento de los requisitos técnicos y administrativos y la puesta en servicio.
• Garantías económicas: el marco fija garantías vinculadas tanto a la participación en la subasta como a la inscripción en el registro:
  • Garantía previa a la subasta (por ejemplo, cuantías por kW de potencia ofertada), que se configura como requisito imprescindible de participación.
  • Garantía asociada a la inscripción en preasignación y a la transición a explotación, destinada a asegurar la ejecución real del proyecto y el cumplimiento de la energía mínima de subasta.
• Límites de concentración: se establece un volumen máximo adjudicable a una misma empresa o grupo empresarial sobre cada producto subastado, para garantizar concurrencia y evitar una excesiva concentración de resultados.
• Requisitos técnicos y de mercado:
  • Posibilidad real de vender la energía en el mercado (mercado diario/intradiario y, en su caso, servicios de ajuste), conforme a las reglas de mercado (por ejemplo, las aprobadas por la CNMC mediante resoluciones de 2021, 2023 y 2024).
  • Cumplimiento de las normas de operación del sistema y de medida, control y comunicaciones exigidas por el operador del sistema y por la regulación sectorial.

2. Cogeneración, renovables y residuos: marco retributivo y subastas/convocatorias

Las instalaciones de cogeneración y residuos se rigen, con carácter general, por el Real Decreto 413/2014 y por las órdenes ministeriales que actualizan parámetros retributivos de instalaciones tipo, como la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, y sus sucesivas actualizaciones (Órdenes TED/995/2022, TED/1232/2022, TED/1295/2022, TED/741/2023, TED/53/2026, entre otras).

En el caso de subastas o programas competitivos dirigidos específicamente a cogeneración o sustitución de combustibles fósiles por renovables (por ejemplo, en el marco del Plan de Recuperación, como la Orden TED/641/2023 para proyectos de electricidad y calor renovables), los requisitos habituales de las instalaciones incluyen:

• Encaje en una instalación tipo o en las categorías tecnológicas definidas en la norma (biomasa, biogás, cogeneración de alta eficiencia, residuos, etc.).
• Criterios energéticos y de eficiencia:
  • Acreditar rendimientos energéticos mínimos y, en cogeneración, los parámetros para considerarla alta eficiencia según la normativa europea y nacional.
  • En algunos programas, demostrar la sustitución efectiva de producción basada en combustibles fósiles por energía renovable.
• Situación administrativa comparable a la descrita para las renovables eléctricas: permisos de acceso y conexión, autorizaciones administrativas, cumplimiento de hitos temporales y capacidad para obtener la inscripción en los registros de régimen retributivo que procedan.
• Compatibilidad con ayudas de Estado: las bases reguladoras suelen recordar la obligación de respetar el marco europeo de ayudas (guías de ayudas de energía y clima, Reglamento (UE) 2019/943, Directiva (UE) 2018/2001, etc.), lo que se traduce en:
  • Procedimientos abiertos, transparentes, competitivos y no discriminatorios.
  • Limitación de la intensidad de ayuda y exposición de la instalación al mercado (obligación de participar en el mercado mayorista).

3. Requisitos horizontales comunes

Además de los requisitos específicos de cada subasta, cualquier instalación que pretenda concurrir debe atender a una serie de exigencias legales transversales:

• Cumplimiento de la normativa ambiental: evaluación de impacto ambiental cuando proceda, autorizaciones ambientales integradas o sectoriales, y, para determinadas tecnologías, respeto a los criterios de sostenibilidad y reducción de emisiones (por ejemplo, Real Decreto 376/2022 sobre biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa).
• Cumplimiento de la normativa de mercado eléctrico: inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción, contratación de representante, adecuación a los códigos de red y a la normativa de la CNMC sobre mercado mayorista y operación del sistema.
• Solvencia económica y técnica, habitualmente acreditada mediante la aportación de garantías, la experiencia previa o la capacidad técnica del promotor, en los términos establecidos en cada orden de bases o resolución de convocatoria.

En resumen, para participar hoy en subastas de capacidad renovable o de cogeneración/renovables/residuos, la instalación debe estar jurídicamente encuadrada en las categorías elegibles, contar con una tramitación administrativa avanzada (permisos de red, autorizaciones, registro), cumplir con los requisitos técnicos de conexión y operación, aportar las garantías económicas exigidas y respetar tanto la normativa ambiental como el marco europeo de ayudas de Estado y de mercado eléctrico.