SOLICITUD DE INFORME DE LA SEE. PLANIFICACIÓN DE LA RED DE TRANSPORTE

INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-

INFORME SOBRE LA PROPUESTA INICIAL DE DESARROLLO DE LA RED DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA EL PERIODO 2025-2030 Y SOBRE LA MODIFICACIÓN DE ASPECTOS PUNTUALES DE LA PLANIFICACIÓN 2021-2026 INF/DE/273/25 INF/DE/116/26 CONSEJO. PLENO Presidenta Dª. Cani Fernández Vicién Vicepresidente D. Ángel García Castillejo Consejeros D. Carlos Aguilar Paredes D. Josep María Salas Prat Dª. María Jesús Martín Martínez D. Rafael Iturriaga Nieva D. Pere Soler Campins D. Enrique Monasterio Beñaran Dª María Vidales Picazo Secretario D. Miguel Bordiu García-Ovies En Madrid, a 9 de junio de 2026 Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 1 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
CONTENIDO
ANTECEDENTES ........................................................................................ 4
CONTENIDO DE LA PROPUESTA INICIAL ............................................... 6
CONSIDERACIONES GENERALES........................................................... 8 3.1 El proceso de planificación y desglose de la información aportada ..................................................................................................................... 8 3.2 Sostenibilidad económica de la propuesta inicial ................................ 11 3.2.1 Estimación económica de la retribución asociada a la propuesta inicial ........................................................................................... 11 3.2.2 Impacto en peajes ............................................................................... 20 3.2.3 Análisis y resultado del análisis coste-beneficio (CBA) .................. 22 3.2.3.1 Sobre los beneficios para la sociedad ........................................................ 22 3.2.3.2 Sobre la falta de CBA en algunos proyectos .............................................. 23 3.2.3.3 Sobre la metodología del CBA.................................................................... 25 3.2.4 Sobre el impacto en la sostenibilidad económica de las actuaciones singulares ................................................................................ 28 3.3 Implementación de las interconexiones con Francia ........................... 30 3.3.1 Interconexión España – Francia Golfo de Vizcaya........................... 30 3.3.2 Interconexiones transpirenaicas (Navarra-Landes y AragónPirineos Atlánticos) con horizonte superior a 2030 .................................. 31 3.4 Análisis de otras alternativas al desarrollo de la red............................ 33 3.5 Valores de referencia de capacidad en los puntos frontera Transporte-Distribución .......................................................................... 35 3.6 Priorización de las inversiones .............................................................. 36
CONSIDERACIONES PARTICULARES ................................................... 43 4.
Escenarios de estudio .................................................................................. 43 4.1.
Escenario de demanda ............................................................................... 43 4.1.
Escenario de generación ............................................................................ 46 4.
Análisis de información sobre las interconexiones internacionales y coherencia con la planificación europea ................................................... 48 4.2.
Interconexión España – Portugal: ............................................................... 48 Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 2 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
4.2.
Interconexión España – Francia Golfo de Vizcaya: .................................... 50 4.2.
Interconexiones transpirenaicas (Navarra-Landes y Aragón-Pirineos Atlánticos) con horizonte superior a 2030: ............................................................. 52 4.2.
Interconexión España- Marruecos .............................................................. 53 4.2.
Interconexión España – Andorra ................................................................ 55 4.
Análisis de enlaces entre las islas o península-isla .................................. 56 4.3.
Refuerzo interconexión Península-Baleares (H2030_ENL PEN-BAL): ...... 56 4.3.
ME): Refuerzo de la interconexión Mallorca-Menorca (H2030_ENL MA57 4.3.
Enlace “Lanzarote-La Graciosa”, dentro de la actuación de “Renovación de la red de transporte existente” (H2030_RENOVE): ..................... 58 4.
Control de tensión y oscilaciones en la red ............................................... 58 4.
Identificación de las inversiones para la reconstrucción de las redes eléctricas de transporte en los municipios afectados por la DANA ........ 60 4.
Actualización de las inversiones anuales en el periodo ........................... 60 4.
Inclusión de inversiones para atender consumos portuarios en la propuesta inicial ........................................................................................... 63 4.
Maximización del uso de la red ................................................................... 64
TERCERA PROPUESTA DE MODIFICACIÓN DE ASPECTOS PUNTUALES DE LA PLANIFICACIÓN 2021-2026 (MAP 2026) .............. 65 5.
Descripción de la Propuesta del Operador del Sistema sometida a trámite de audiencia ..................................................................................... 65 5.
Consideraciones generales sobre la MAP 26 ............................................ 68 5.
Consideraciones particulares sobre la MAP 2026 ..................................... 69 5.3.
Análisis de la problemática asociada a la asimetría geográfica de la fotovoltaica instalada .............................................................................................. 69 5.3.
Necesidades adicionales de elementos para incrementar el control de tensión dinámico y estático..................................................................................... 69 5.3.
Actuaciones encaminadas a viabilizar y actualizar el valor de inversión de los compensadores síncronos y otros elementos de control de la MAP 2025 73
CONCLUSIONES ...................................................................................... 73 ANEXO – IMPACTO DE LA PROPUESTA INICIAL EN PEAJES .................. 79 Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 3 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
Vista la solicitud de informe formulada por la Secretaría de Estado de Energía sobre la ‘Propuesta Inicial de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica para el periodo 2025-2030.’ (en adelante la Propuesta inicial) y sobre la tercera propuesta de modificación de aspectos puntuales del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026 (en adelante MAP 2026), el Pleno, en el ejercicio de las competencias que le atribuyen los artículos 5.2 y 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, acuerda emitir el siguiente informe:
ANTECEDENTES El artículo 7.7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, establece que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia remitirá un informe a la propuesta del gestor de la red de transporte en el inicio de la planificación que refleje las recomendaciones sobre las implicaciones económicas de las inversiones planeadas y su impacto en la sostenibilidad económico-financiera del sistema eléctrico. De igual modo, en el trámite de audiencia a la propuesta de planificación, la CNMC informará al Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico sobre la planificación y el control de las inversiones, y señalará aquellos aspectos no considerados en su informe inicial, pudiendo convocarse la Comisión de Cooperación para obtener un mejor entendimiento de la postura de la CNMC al respecto. El 23 de diciembre de 2023 se publicó en el BOE la Orden TEC/1375/2023, por la que se inicia el procedimiento para efectuar propuestas de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica con horizonte 2030, estableciendo los principios que debe regir la elaboración de la planificación de la red de transporte de electricidad en el horizonte 2025-
El 31 de octubre de 2025 tuvo entrada en el registro de la CNMC el oficio de la Secretaría de Estado de Energía (SEE) por el que se remite la propuesta inicial del operador del sistema y gestor de la red de transporte para el desarrollo la red de transporte de energía eléctrica para el periodo 2025-2030, solicitando emisión de informe, en base al citado artículo 7 de la Ley 3/
Anexo al oficio, se remite la citada propuesta inicial de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica para el periodo 2025-
En la documentación aportada por el operador del sistema se hace una descripción de las fases del proceso de planificación, los escenarios de estudio, el proceso de identificación de necesidades, la metodología de análisis coste-beneficio empleada, así como Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 4 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
los resultados obtenidos para las actuaciones incluidas en dicha propuesta de planificación. El 14 de noviembre de 2025, la CNMC envió al Consejo Consultivo de Electricidad la propuesta de planificación de la red de transporte de energía eléctrica para el horizonte 2030, al objeto de que hicieran llegar las observaciones que estimasen oportunas en el plazo de 20 días. Por último, el 6 de febrero de 2026, el Pleno de la CNMC acordó emitir el Informe sobre el Proyecto de Real Decreto por el que se regulan los planes de inversión de las redes de transporte y distribución de energía eléctrica solicitado por la Secretaría de Estado de Energía.1 Con posterioridad a la formulación de la propuesta inicial de planificación, se ha aprobado el Real Decreto-ley 7/2026, de 20 de marzo, por el que se aprueba el Plan Integral de Respuesta a la Crisis en Oriente Medio, que introduce modificaciones relevantes en el marco regulatorio del sector eléctrico. Estas modificaciones inciden de forma particular en el régimen de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución, con especial afectación a la demanda. Entre otras medidas, la norma establece un nuevo régimen económico vinculado a la reserva de capacidad de acceso, refuerza las causas de caducidad de los permisos y amplía las obligaciones de transparencia e información a cargo de los gestores de red. En particular, la disposición final octava del citado real decreto-ley supone una transformación sustantiva del proceso de planificación de la red de transporte, al introducir una aceleración y flexibilización significativas que reducen su carácter estático. Se establece la obligación de iniciar un nuevo proceso de planificación cada tres años y de aprobar modificaciones puntuales con una periodicidad al menos bienal, ampliándose además los supuestos que habilitan ajustes fuera de los ciclos ordinarios. Entre estos se incluyen la atención a proyectos estratégicos de inversión, las actuaciones vinculadas a la transición energética y la electrificación de la industria, así como las necesidades prioritarias de la red de distribución. Asimismo, se incorpora un mecanismo de actualización técnica cuatrimestral, basado en la habilitación de posiciones existentes o nuevas, condicionado a la existencia de demanda real, la viabilidad técnica y la ausencia de costes adicionales para el sistema, junto con un compromiso financiero significativo por parte de los solicitantes del pago de las posiciones. 1 IPN/CNMC/030/25 Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 5 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
El 18 de marzo de 2026, el Pleno del Consejo de la CNMC aprobó el “Informe de recomendaciones y propuestas sobre el incidente del 28 de abril de 2025” 2, que recoge un conjunto de actuaciones orientadas a reforzar la eficiencia y la resiliencia del sistema eléctrico español a partir de las conclusiones de la investigación realizada. El análisis pone de manifiesto la necesidad de continuar adaptando los marcos técnicos, operativos y normativos a un sistema eléctrico en profunda transformación, caracterizado por una elevada penetración de generación renovable, una mayor complejidad operativa y una creciente volatilidad de las tensiones. Con fecha 21 de mayo de 2026 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado el «Anuncio de la Dirección General de Política Energética y Minas por el que se somete a trámite de audiencia la tercera propuesta de modificación de aspectos puntuales del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026». En dicho anuncio se señala que la propuesta se enmarca en lo dispuesto en el artículo 4.5 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, y responde, fundamentalmente, a la necesidad de atender nuevas circunstancias con impacto en la seguridad y la garantía de suministro del sistema eléctrico. Con fecha 21 de mayo de 2026 tuvo entrada en el registro de la CNMC el oficio de la Secretaría de Estado de Energía (SEE) por el que se remite la tercera propuesta de modificación de aspectos puntuales del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026 solicitando emisión de informe en el plazo de quince días conforme a lo establecido en el artículo 4.
de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre (MAP 2026).
CONTENIDO DE LA PROPUESTA INICIAL La propuesta inicial de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica para el periodo 2025-2030 incluye una planificación vinculante y una planificación indicativa. La planificación indicativa queda recogida en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), cuya versión más actualizada se aprobó el 24 de septiembre de
En dicho plan se fija el escenario objetivo en cuanto a generación y demanda de electricidad a nivel nacional en cumplimiento de los compromisos internacionales y del marco legislativo europeo. Por su parte, la planificación vinculante se refiere al desarrollo de la red 2 PRO/CNMC/001/26 Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 6 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
de transporte atendiendo a los principios rectores establecidos en la Orden TEC/1375/2023 de 21 de diciembre. Según se indica en la propuesta inicial, ha sido necesario definir la red de transporte a utilizar como base o red de partida sobre la que desarrollar las nuevas características de generación y demanda previstas hasta
De esta forma, se define la red de partida como la red actualmente en servicio más el conjunto de elementos de la red de transporte de la planificación 2021-2026 vigente que se puede asumir en servicio con muy alta probabilidad en el horizonte 2025-2030, tal y como se detalla en el apartado 3.7 del presente informe. El volumen de inversión estimado de la propuesta inicial de desarrollo de la red de transporte 2025-2030 es de 13.122 M€, de los cuales 1.973 M€ se corresponden con actuaciones para reforzar las interconexiones internacionales con Francia, Portugal, Andorra y Marruecos, y 11.143 M€ a actuaciones de refuerzo de las redes de transporte que componen el sistema eléctrico nacional, tanto de la red de partida como nuevas instalaciones. En la propuesta inicial se indica que el reparto de la inversión para actuaciones de refuerzo de las redes de transporte es el siguiente: - Refuerzos para electrificación e integración de renovables (3.289 M€). - Enlaces entre sistemas (3.019 M€). - Apoyo a la red de distribución (1.113 M€). - Conexión a la red de transporte de nuevos consumos (1.030 M€). - Adecuación de la red de transporte (1.659 M€). - Necesidades de operación (892 M€). - Generación: (147 M€). Adicionalmente, en términos de unidades, la propuesta incluye actuaciones de mejora en 9.500 km de líneas, gracias a la repotenciación de cerca de 6.000 km de circuitos, a la incorporación de sistemas de monitorización de la capacidad (DLRs) en 336 km de línea, al cambio de conductor en 1.470 km y a actuaciones de renovación en cerca de 1.800 km de líneas, muchas de ellas acompañadas también de aumentos de capacidad. Adicionalmente a las infraestructuras planificadas para el periodo 2025-2030, se han identificado las siguientes actuaciones como necesarias tras el horizonte 2030: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 7 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
- Dos nuevas interconexiones con Francia por la zona central de los Pirineos en línea con lo reflejado en el PNIEC - Una nueva conexión submarina entre las islas de Gran Canaria y Fuerteventura, que integre el sistema eléctrico de LanzaroteFuerteventura con el sistema eléctrico de Gran Canaria. - Nuevos apoyos a la red de distribución asociados al desarrollo de vivienda en las zonas sudeste, sudoeste y este de Madrid. - Mallado entre Badajoz y Córdoba para el refuerzo del suministro de los Valles de los Pedroches y Guadiato. - Refuerzo de la zona de Olván para conexión de potenciales nuevos consumos, almacenamiento y resolución de restricciones de evacuación en el Pirineo. - Refuerzos en la zona media de Navarra, para dar apoyo a la conexión de potenciales nuevas demandas. - Refuerzos necesarios para la alimentación eléctrica de infraestructuras estratégicas de la futura red de hidrógeno. La planificación incorpora como inversiones con un horizonte superior a 2030 las interconexiones transpirenaicas. No obstante, en la propuesta inicial se indica que se analizará la potencial inclusión más allá de dicho año, así como otras infraestructuras que puedan surgir a la vista de la evolución de las necesidades y como resultado del proceso de audiencia e información pública.
CONSIDERACIONES GENERALES 3.1 El proceso de planificación y desglose de la información aportada La propuesta inicial se orienta a cubrir las necesidades del país y a cumplir los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030 (PNIEC), otorgando prioridad a los proyectos industriales. Se ha sometido a trámite de audiencia y, de acuerdo con la propuesta, se ha diseñado sobre las aportaciones de los distintos agentes y de las Comunidades Autónomas. Como punto de partida conviene recordar las competencias de la CNMC en materia de planificación. A nivel nacional, de acuerdo con el artículo 7.7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, la CNMC interviene a través de informes con recomendaciones en dos momentos clave del proceso, intercalados entre las fases de estudio: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 8 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
- Al inicio de la planificación, la CNMC emite un informe con recomendaciones sobre las implicaciones económicas de las inversiones planeadas y su impacto en la sostenibilidad económico-financiera del sistema eléctrico. - La CNMC emite un segundo informe sobre la planificación y el control de las inversiones, y señalará aquellos aspectos no considerados en su informe inicial Asimismo, la CNMC puede solicitar que se celebre la comisión de cooperación con el MITERD para obtener un mejor entendimiento de la postura de la CNMC al respecto. Tomando lo anterior en consideración, cabe señalar en primer lugar la conveniencia de reforzar la participación de la CNMC en fases tempranas del proceso de elaboración de la propuesta inicial del operador del sistema, mediante mecanismos de interacción estructurados y continuos. Este enfoque resulta coherente con la orientación del reciente European Grids Package de la Comisión Europea, que promueve una mayor coordinación en la planificación de redes, un refuerzo del papel de las autoridades regulatorias y la incorporación temprana de los agentes institucionales en la definición de escenarios, necesidades de red y criterios de priorización de inversiones. En particular, el marco europeo apunta hacia modelos de planificación más integrados, basados en escenarios robustos y en una evaluación reforzada por parte de las autoridades regulatorias nacionales, a las que se atribuyen funciones activas en la validación de los planes de desarrollo, en la supervisión de inversiones anticipatorias y la coherencia entre planificación, incentivos económicos y objetivos de política energética. Una implicación temprana y estructurada de la CNMC permitiría, en línea con las mejores prácticas europeas, validar de forma preliminar los escenarios de demanda y generación, evaluar la consistencia de las hipótesis económicas y regulatorias, establecer criterios homogéneos de priorización y madurez de proyectos, y asegurar la adecuada integración de instrumentos como las inversiones anticipatorias, la gestión de la capacidad o los mecanismos de conexión. Todo ello contribuiría a reforzar la robustez técnica del ejercicio de planificación, mejorar su trazabilidad y transparencia, y garantizar su compatibilidad con los principios de sostenibilidad económica y eficiencia regulatoria del sistema eléctrico. Asimismo, a la vista de las alegaciones de las comunidades autónomas, se requiere una mayor participación por su parte y una mayor transparencia de la propuesta inicial. En concreto, se considera conveniente que la planificación 2025-2030 incorpore un desglose explícito de las inversiones por comunidades Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 9 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
autónomas, diferenciando de forma clara aquellas actuaciones que forman parte de la red de partida de aquellas que constituyen nuevas actuaciones propuestas para el horizonte de planificación. Este nivel de desagregación resulta especialmente relevante para reforzar la transparencia del proceso, facilitar la adecuada participación de las comunidades autónomas y permitir una evaluación más precisa de la coherencia entre las necesidades territoriales identificadas y las inversiones finalmente planificadas. Dada la complejidad técnica y económica de las actuaciones, resulta imprescindible disponer de un desglose detallado, homogéneo y completo de la información asociada a cada proyecto que permita evaluar adecuadamente su justificación, alcance y coherencia. En este sentido, se solicita la remisión, para cada actuación, de la identificación de la red en la que es considerada (Red de Partida (RdP) o nuevas actuaciones), su motivación, así como los trabajos específicos asociados y la fecha prevista de puesta en servicio. Asimismo, deberá detallarse la comunidad autónoma dónde se localiza, las subestaciones implicadas (origen, destino y, en su caso, entrada/salida), los niveles de tensión, los circuitos y elementos de conexión asociados. Igualmente, se requiere especificar la tipología de la actuación y del dispositivo (incluyendo subtipo conforme a la clasificación según las tipologías establecidas en el Anexo II de la Circular 7/2025, de 22 de diciembre de la CNMC), sus características técnicas y unidades relevantes (km, MVAr, número de posiciones, etc.), la utilidad y motivación-uso de las posiciones previstas, así como su código único de activo regulado (CUAR) conforme a la Circular 1/2015, de 22 julio. Deberá incluirse también el régimen de financiación, la sujeción o no a límites de inversión, el desglose completo de costes de inversión y de los costes de operación y mantenimiento y, finalmente, la trazabilidad de cada actuación respecto a la planificación de origen. Este nivel de detalle resulta necesario para permitir un análisis técnico-económico riguroso de las actuaciones propuestas. Con respecto a la motivación, deberían evitarse identificaciones genéricas del estilo, “Refuerzos para electrificación de la red e integración de renovables” o “maximización de red” o “adecuación a POs”, aportando un mayor desglose, para facilitar la trazabilidad y utilidad de cada una de las actuaciones. En relación con las interconexiones y enlaces entre sistemas, se requiere una justificación técnica detallada de los proyectos, incluyendo su capacidad de intercambio, así como su impacto en la reducción de vertidos de renovables y en la sustitución de generación intensiva en carbono. Se solicita también un mayor nivel de detalle sobre el estado del sistema en los tres últimos años, incluyendo la identificación de nudos críticos, la evolución de la potencia de cortocircuito y el análisis de restricciones técnicas, especificando Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 10 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
los nudos afectados, los elementos limitantes y las medidas adoptadas para su mitigación. Asimismo, es necesario disponer de información detallada sobre la capacidad de los nudos considerada en la planificación, especialmente para aquellas actuaciones no derivadas de planificaciones anteriores. En particular, deberán incluirse las previsiones de capacidad de generación, demanda y almacenamiento, los criterios técnicos limitantes, su coordinación con la red de distribución (Valores de Referencia) y la identificación de nudos susceptibles de concursos de capacidad atendiendo a las previsiones de los escenarios de demanda y generación. Igualmente, se requiere la previsión de cierre de instalaciones de generación y grandes consumos conectados a la red de transporte, indicando potencia, ubicación y calendario considerado en los análisis de seguridad de suministro. Por último, deberán identificarse aquellos nudos con posibles incumplimientos de los procedimientos de operación, los cuales han motivado las renovaciones de activos. En relación con la MAP 2026, se solicita información adicional sobre el comportamiento del sistema en escenarios críticos, incluyendo sobrecargas en contingencia, márgenes de estabilidad de tensión antes y después de las actuaciones, y el nivel de inercia equivalente del sistema. 3.2 Sostenibilidad económica de la propuesta inicial 3.2.1 Estimación económica de la retribución asociada a la propuesta inicial Del volumen total de inversión estimado en la propuesta inicial (13.122 M€), un 43% se corresponde con inversiones en la red de partida (5.410 M€). Dentro de dicha red de partida, se encuentran también todas las inversiones referentes a las interconexiones internacionales, ascendiendo a 1.511 M€ las interconexiones con estados miembros de la Unión Europea. El artículo 11.1 del Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre, establece que el volumen anual de inversión de la red de transporte puesto en servicio el año n, no podrá superar el 0,065% del PIB de España previsto para ese año, constituyendo dicho límite el valor máximo del volumen anual de inversión y que en dicho volumen anual de inversión sujeto a limitación no se computará el volumen de inversión motivado por interconexiones internacionales con países del mercado interior. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 11 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
Por lo tanto, el volumen de inversión de la propuesta inicial 2025-2030 sujeto a limitación es de 11.611 M€, que excluye las interconexiones internacionales con países del mercado interior (interconexión de España con Portugal y la interconexión con Francia por el Golfo de Vizcaya). No obstante, dicho volumen de inversión ha sido calculado en la propuesta inicial a partir de los costes unitarios de inversión establecidos en la Orden IET2659/2015, de 11 de diciembre, aplicando además un factor de retardo retributivo con una tasa retributiva de 5,58%, correspondiente al periodo regulatorio 2020-
Si se aplican los nuevos valores unitarios de referencia de inversión para el periodo 2026-2031, establecidos en la Circular 7/2025, de 16 de diciembre, así como la nueva tasa retributiva de 6,58% aplicable a dicho periodo, el volumen de inversión total de la propuesta inicial ascendería a 13.860 M€, estando sujeto a limitación un valor de 12.323 M€. Por su parte, el artículo 13 del citado Real Decreto, establece que el valor del volumen de inversión previsto en la planificación sujeto a limitación de cantidad podrá alcanzar para algunos años hasta 1,2 veces el límite máximo anual establecido en párrafos anteriores, siempre que para el conjunto total de años que abarque la planificación, el volumen total de inversión sujeto a limitación no supere la suma de las limitaciones de cada uno de los años para los que se aprueba dicha planificación. No obstante, se indica que el valor del volumen de inversión anual sujeto a limitación de cantidad con derecho a retribución a cargo del sistema incluido en el plan de inversiones no podrá superar los límites anuales previstos en el artículo 11.1, sin perjuicio de las excepciones previstas en el citado artículo. El valor del PIB a precios corrientes para el año 2025, publicado el 26 de marzo de 2026, se situó en 1.687.152 millones de euros
La evolución del PIB para los años 2026 a 2030 se ha estimado tomando dicho valor y evolucionándolo a partir de las previsiones incluidas en el informe de progreso anual 2025, relativo al Plan Fiscal y Estructural de medio plazo (2025-2028)
Por otro lado, el Proyecto de Real Decreto por el que se regulan los planes de inversión de las redes de transporte y distribución de energía eléctrica establece en su Disposición adicional tercera un incremento del límite máximo de inversión en la red de transporte que podrá ser retribuido con cargo al sistema de 720 M€ en cada uno de los años del periodo 2026-2030, adicionales a los previstos actualmente en el Real Decreto 1047/
No obstante, se señala que dicho 3 INE. Contabilidad Nacional Trimestral de España. Resultados anuales. Año 2025 4 Plan fiscal y estructural de medio plazo (2025-2028). Informe de progreso anual 2025 (Cuadro
Evolución macroeconómica) Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 12 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
real decreto se encuentra todavía en tramitación a la fecha de elaboración de este informe. Teniendo en cuenta los anteriores datos, se obtiene la siguiente senda de límite para la actividad de transporte de energía eléctrica: Tabla 1: Senda de límite del volumen máximo de inversión de la red de transporte (M€) 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Total PIB (M€) 1.687.152 Evolución del PIB (%) 4,6% 4,6% 4,1% 4,1%5 4,1% Evolución del PIB (M€) 1.764.761 1.845.940 1.921.624 2.000.410 2.082.427 0,065% PIB (M€) 1.097 1.147 1.200 1.249 1.300 1.354 7.347 Incremento Proyecto 720 720 720 720 720 3.600 Real Decreto (M€) Senda permitida 0,065% PIB + Incremento 1.097 1.867 1.920 1.969 2.020 2.074 10.947 Proyecto RD (M€) Para obtener el volumen de inversión previsto de la propuesta inicial 2025-2030, se ha considerado lo siguiente: - Para el año 2025 se considera como mejor estimación el valor de inversión previsto en los planes de inversión 2025-2027 presentados por REE en abril de 2024, y que fue confirmado en los planes de inversión 2026-2028, presentados en abril de
- Para el resto de los años, se ha considerado un reparto lineal del volumen de inversión sujeto a limitación de la red de transporte, una vez descontado el valor de inversión previsto para
De acuerdo con el artículo 11 del Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre, la valoración del volumen de inversión sujeto a limitación deberá descontar también las ayudas públicas percibidas por la empresa. A este respecto, el Real Decreto 534/2025, de 24 de junio, que regula la concesión directa de subvenciones con cargo a los fondos PRTR para la realización de inversiones en la red de transporte de energía eléctrica destinadas a proyectos estratégicos de descarbonización, establece una cuantía máxima de subvención de 931 M€, con una intensidad de financiación por aplicación de dichos fondos igual al 50% del volumen de inversión real auditado de las 5 Se prorroga el incremento de 2028 a los años 2029 y 2030 Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 13 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
actuaciones elegibles. Dichas actuaciones elegibles han de estar incluidas en la planificación vigente 2021-2026, aprobada el 22 de marzo de 2022, o en el documento de Modificación de Aspectos Puntuales de la Planificación Energética 2021-2026, aprobado el 16 de abril de 2024, y han de cumplir, entre otros requisitos, que su fecha de puesta en servicio tenga lugar entre el 1 de enero de 2024 y el 31 de agosto de
La Secretaría de Estado de Energía aprobó mediante Resolución de 13 de octubre de 2025 el listado de proyectos de instalaciones de la red de transporte de energía eléctrica cuya inversión podrá ser financiada con cargo a los fondos del PRTR, de acuerdo con lo previsto en el citado Real Decreto. Dicha Resolución incluye un total de 245 proyectos con un importe total de valor auditado financiable de 1.862 M€, que optarían a la cuantía máxima de financiación con fondos PRTR de 931 M€, aplicando la intensidad de financiación del 50%. Tabla 2: Volumen de inversión previsto financiable y cuantía máxima de subvención (50%) por años, de acuerdo con la Resolución de 13 de octubre de 2025 de la SEE (M€) Código Instalación Volumen de inversión previsto financiable Cuantía máxima de subvención (50%) – Fondos PRTR (sin FRRI) 2024 2025 2026 Total 356 1.025 481 1.862 178 512 241 931 No obstante, de acuerdo a la Disposición adicional primera de dicho real decreto, de conformidad con lo previsto en el artículo 21 del Real Decreto-ley 20/2022, de 27 de diciembre, la parte del volumen de inversión que no sea financiada mediante los fondos tampoco computará a efectos de los límites de inversión a los que se hace referencia en el Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre. Asimismo, se indica que dicho incremento del volumen de inversión con cargo al sistema se aplicará en el año de puesta en servicio del proyecto financiado. Lo anterior implica que los proyectos incluidos en el listado de la Resolución de la SEE del 13 de octubre de 2025 no computan en su totalidad en el límite de inversión en el año de su puesta en servicio (ni la parte subvencionada ni la parte no subvencionada), lo que supone un total de 1.025 M€ en el año 2025 y un total de 481 M€ en el año 2026 fuera del límite de inversión. Teniendo en cuenta lo anterior, a continuación, se muestra el volumen de inversión sujeto a límite de la propuesta inicial 2025-2030: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 14 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
Tabla 3: Volumen de inversión sujeto a límite propuesta inicial 2025-2030 (M€) Propuesta inversión 20252030 (no incluye interconexiones mercado interior) (M€) Minoración de la inversión asociada a los proyectos del Listado Resolución SEE del 13 octubre fondos PRTR (M€) con FRRI Volumen inversión sujeto a límite (M€) 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Total 1.492 2.024 2.024 2.024 2.024 2.024 11.611 1.112 5226 380 1.501 2.024 2.024 2.024 2.024 9.977 No obstante, la valoración de la tabla 3 se ha realizado con los valores incluidos en la propuesta inicial 2025-2030, que no incluyen ni la actualización de los valores unitarios de inversión establecidos en la Circular 7/2025, de 16 de diciembre, ni la nueva tasa retributiva aplicable al periodo 2026-2031 para el cálculo del factor de retardo retributivo. Si se actualizan los valores incluidos en la propuesta inicial con los nuevos valores unitarios y la nueva tasa retributiva, se obtiene el siguiente volumen de inversión sujeto a límite: Tabla 4: Volumen de inversión sujeto a límite propuesta inicial 2025-2030 (M€) actualizado con los valores unitarios inversión Circular 7/2025 y FRRI con TRF 6,58% a partir de 2026 Propuesta inversión 20252030 (no incluye interconexiones mercado interior) (M€) Minoración de la inversión asociada a los proyectos del Listado Resolución SEE del 13 octubre fondos PRTR (M€) con FRRI Volumen inversión sujeto a límite (M€) 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Total 1.570 2.151 2.151 2.151 2.151 2.151 12.323 1.112 530 458 1.621 2.151 2.151 2.151 2.151 10.683 6 Calculado con una tasa de referencia de 5,58% para ser coherente con la propuesta de planificación cuyo volumen de inversión retribuible lleva aplicada dicha tasa. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 15 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
A continuación, se muestra la comparativa del volumen de inversión sujeto a límite de la propuesta inicial 2025-2030 respecto a la senda máxima permitida de inversión (0,065% PIB + Incremento Proyecto RD): Tabla 5: Comparativa del volumen de inversión sujeto a límite de la propuesta inicial 2025-2030 respecto a la senda permitida máxima de inversión (M€) 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Total Senda permitida 0,065% PIB + Incremento Proyecto RD 1.097 1.867 1.920 1.969 2.020 2.074 10.947 (M€) Diferencia respecto a senda (M€) Volumen inversión sujeto a límite (M€) propuesta (descontadas las ayudas) 380 1.501 2.024 2.024 2.024 2.024 9.977 -970 Volumen inversión sujeto a límite (M€) propuesta (descontadas las ayudas) con nuevos unitarios y FRRI (tasa 6,58%) 458 1.621 2.151 2.151 2.151 2.151 10.683 -264 Como se puede ver en la anterior tabla, en el caso de considerar los valores incluidos dentro de la propuesta inicial, el volumen de inversión estaría por debajo del límite permitido en el conjunto de inversiones de 2025 a 2030 (-970 M€). Sin embargo, si se consideran los nuevos valores unitarios de inversión de la Circular 7/2025, de 16 de diciembre, la propuesta inicial 2025-2030 se aproximaría en mayor medida al límite máximo de inversión permitido para el conjunto de inversiones de 2025 a 2030 (-264 M€). Adicionalmente, se debe tener en cuenta que en el límite máximo permitido se ha considerado el incremento incluido en el Proyecto de Real Decreto por el que se regulan los planes de inversión de las redes de transporte y distribución de energía eléctrica (720 M€ en cada uno de los años del periodo 2026-2030). Dicho Proyecto aún no está aprobado, por lo que, de no materializarse dicho incremento, la propuesta inicial 2025-2030 excedería de forma significativa el límite máximo permitido de inversión (+3.336 M€). A continuación, se muestra la senda de retribución desde el año 2026, considerando todas las inversiones incluidas en la propuesta inicial 2025-2030 (sujetas y no sujetas a límite) actualizadas con los nuevos valores unitarios de la Circular 7/2025 y con un factor de retardo retributivo calculado con una tasa retributiva financiera de 6,58% a partir del año 2026: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 16 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
Tabla 6: Senda de retribución considerando todas las inversiones de la propuesta inicial 2025-2030 (Miles €) aplicando nuevos unitarios Circular 7/2025 y FRRI con tasa retributiva 6,58% a partir 2026 RI (miles €) ROM (miles €) Incentivos+REVU+ Ajustes (miles €) Total (miles €) 2024 (R2026) 904.282 358.269 2025 2026 2027 2028 2029 2030 (R2027) (R2028) (R2029) (R2030) (R2031) (R2032) 1.019.349 1.177.156 1.342.446 1.655.969 1.820.074 1.960.860 372.062 395.306 432.782 469.453 502.589 539.465 47.728 51.153 54.389 58.135 62.644 66.638 70.862 1.310.279 1.442.564 1.626.850 1.833.363 2.188.066 2.389.300 2.571.187 Se estima, por tanto, que las actuaciones incluidas en la propuesta inicial 20252030 implicarán alcanzar una retribución de 2.571,2 M€ en la retribución del año 20327, lo que supondrá un incremento en la retribución del 96% (+1.260,9 M€) respecto a la retribución del año 2026 (inversiones realizadas hasta el año 2024). Para el cálculo de dicha senda retributiva se han tenido en cuenta los siguientes aspectos: - Los nuevos valores unitarios de la Circular 7/2025, de 16 de diciembre, así como la tasa retributiva de 6,58% aplicable en el nuevo periodo regulatorio 2026-
- Como ya se ha indicado en párrafos anteriores, para el año 2025 se ha considerado como mejor estimación el valor de inversión previsto para ese año en los planes de inversión presentados para el trienio 2025-2027, valor que fue confirmado en los planes de inversión 2026-2028, haciendo para el resto de los años un reparto lineal del volumen de inversión sujeto a limitación de la red de transporte, una vez descontado el valor de inversión previsto para
No obstante, para establecer el cálculo de la retribución a la inversión se ha realizado para cada año un reparto estimado de la inversión entre las tipologías que tienen vidas útiles diferentes, así como entre las tipologías que disponen de valor unitario de referencia y las que no lo tienen, con el fin de realizar una estimación de dicha retribución lo más aproximada posible. 7 En el caso de que en el año 2032 se mantenga la metodología retribución de la Circular 7/2025, de 16 de diciembre, prevista para el periodo 2026-2031 y la tasa de retribución financiera del 6,58%. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 17 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
- La incorporación de la interconexión con Portugal en 2025 y la interconexión del Golfo de Vizcaya en 20288, ya que, aunque son actuaciones que no están sujetas a límite forman parte de la senda retributiva. - La retribución de la obra en curso9 para las instalaciones singulares previstas, excepto para los despachos de maniobra, conforme al artículo 9 de la Circular 7/2025, de 16 de diciembre. Dicha retribución se ha estimado considerando el importe total de la inversión de las instalaciones singulares. No obstante, dicha retribución será calculada en su correspondiente resolución, descontando del importe invertido cada año los importes financiados y cedidos por terceros, así como el valor de las ayudas públicas percibidas por cada instalación singular en el año de la inversión. - El ajuste máximo que se permite en cada semiperiodo de la comparación de los valores auditados respecto a los nuevos valores unitarios de inversión de referencia. Dicho ajuste máximo está limitado a un 10% sobre los nuevos valores unitarios de inversión, tal y como se indica en el artículo 7.bis de la Circular 7/2025, de 16 de diciembre. Dicho ajuste solo se ha aplicado sobre las actuaciones de inversión que disponen de valor unitario de referencia. - Se ha considerado que el tiempo de interrupción medio y la disponibilidad se han situado en la banda neutra durante todo el periodo de la propuesta inicial de planificación, por lo que el valor del incentivo de calidad sería nulo. - El ajuste por el empleo de la fibra óptica en la realización de actividades distintas que se ha utilizado para todo el periodo de la propuesta inicial de planificación es el correspondiente a la Resolución de 29 de enero de 8 La inversión considerada para la interconexión del Golfo de Vizcaya es el valor máximo de inversión con derecho a retribución a cargo de peajes que se incluye en la Resolución de 20 de abril de 2023, de la CNMC de modificación de los parámetros de la resolución por la que se otorga el carácter singular de la interconexión eléctrica entre España y Francia por el Golfo de Vizcaya. 9 La retribución de la obra en curso en el año n se percibe para cada instalación singular puesta en servicio en el año n-2 por la capitalización del coste financiero de los importes invertidos durante cinco años de su periodo de construcción al coste de la deuda. Dicha retribución se ha calculado para las siguientes instalaciones singulares: enlace Península-Ceuta (puesta en servicio en 2025), enlace Tenerife-Gomera (puesta en servicio en 2025), baterías enlace Península-Baleares (puesta en servicio en 2026) e interconexión con Francia por el Golfo de Vizcaya (puesta en servicio en 2028). La interconexión con Portugal no tiene Resolución de singularidad y se valora a costes unitarios, por lo tanto, no recibe retribución por obra en curso. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 18 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
2025, de la CNMC, por la que se establece el ajuste para el ejercicio
A continuación, con el fin de estimar el impacto de la propuesta inicial, se muestra la senda de retribución en el caso de que no se realizase ninguna inversión adicional a partir de 2024: Tabla 7: Senda de retribución si no se realizasen más inversiones a partir de 2024 (Miles €) 2024 (R2026) 904.282 358.269 2025 (R2027) 874.500 367.415 2026 (R2028) 841.022 367.415 2027 (R2029) 813.445 367.415 2028 (R2030) 786.930 367.415 2029 (R2031) 762.437 367.415 2030 (R2032) 737.103 367.415 Incetivos+REVU+ Ajustes (miles €) 47.728 51.153 54.389 58.135 62.644 66.638 70.862 Total (miles €) 1.310.279 1.293.067 1.262.825 1.238.994 1.216.989 1.196.489 1.175.380 RI (miles €) ROM (miles €) Como se puede ver, la retribución en el año 2032 descendería un 10% (-134,9 M€) respecto a la retribución en el año 2026 por la amortización anual de todas las inversiones realizadas hasta el año
Considerando la diferencia entre las retribuciones de ambas tablas, a continuación, se muestra el incremento de retribución acumulada en las retribuciones de 2027 a 2032 por las inversiones de la propuesta inicial 2025 a 2030 es el siguiente: Tabla 8: Impacto retributivo de las inversiones de la propuesta inicial 2025-2030 (Miles €) 2030 (R2032) Total R2027R2032 Impacto retributivo 149.497 364.026 594.369 971.077 1.192.812 1.395.807 Inversiones 20252030 (Miles €) 4.667.587 2025 2026 2027 2028 (R2027) (R2028) (R2029) (R2030) 2029 (R2031) 10 Resolución de 29 de enero de 2025, de la CNMC, por la que se establece el ajuste a realizar en la retribución de las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica del ejercicio 2025 por el empleo de la fibra óptica en la realización de actividades distintas. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 19 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
Por lo tanto, se estima que el conjunto de las actuaciones de la propuesta inicial 2025-2030 implicará un impacto acumulado en la retribución desde el año 2027 (inversiones puestas en servicio hasta el ejercicio 2025) hasta el año 2032 (inversiones puestas en servicio hasta el ejercicio 2030) de 4.667,6 M€. 3.2.2 Impacto en peajes Teniendo en cuenta la retribución correspondiente a las inversiones previstas en la propuesta inicial, de acuerdo con la estimación indicada en el apartado anterior, el impacto en peajes por la actividad del transporte se resume en la Ilustración 1, cuyo detalle queda incluido en el Anexo I. En dicha ilustración, se observa que en el escenario más desfavorable (Escenario de demanda continuista), las tasas de variación de la facturación media de los peajes de transporte alcanzarían el 18,5% en 2030, seis puntos porcentuales superior a la resultante para el escenario con demanda alta y once puntos porcentuales superior a la del escenario de demanda PNIEC. En la estimación del impacto en los peajes de transporte se han considerado los escenarios de demanda ya incluidos en las memorias que acompañan a la Circular 7/2025, de 16 de diciembre. A este respecto, cabe indicar que la demanda de los escenarios continuista y alto representan en 2030 el 72% y el 85%, respectivamente, de la considerada en la planificación. Adicionalmente, se ha considerado un escenario de demanda adicional (denominado escenario PNIEC) bajo la hipótesis de que se cumplen los objetivos del PNIEC, para el que resulta una demanda de los consumidores similar a la considerada en la propuesta de planificación. Ilustración 1: Tasa de variación de la facturación media de los peajes de transporte sobre el ejercicio anterior, y tasa media anual, en función del escenario de demanda considerado. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 20 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
En este contexto, el despliegue íntegro de inversiones previstas en la propuesta inicial, en caso de que no se cumpla la senda de demanda prevista, podría dar lugar a la consiguiente infrautilización de activos, el sobredimensionamiento de las infraestructuras de transporte, con el consecuente impacto en los peajes de los consumidores. Por ello, este potencial desajuste debería ser abordado explícitamente en el proceso de planificación, incorporando escenarios de demanda inferior o con retrasos respecto a las previsiones, y ajustando en consecuencia el calendario y alcance de despliegue de nueva capacidad de generación
A este respecto, debe tenerse en cuenta que el nuevo régimen introducido por el Real Decreto-ley 7/2026, de 20 de marzo, orientado a desincentivar la reserva especulativa de capacidad de acceso y conexión y a reforzar la vinculación entre los permisos concedidos y la viabilidad efectiva de los proyectos, previsiblemente dará lugar a una “revisión progresiva de la demanda considerada en los escenarios de planificación”. En particular, es razonable anticipar que parte de las solicitudes de acceso actualmente concedidas no lleguen a materializarse, lo que deberá ser tenido en cuenta al interpretar las necesidades de desarrollo de la red identificadas en la propuesta inicial, reforzando la necesidad de una aproximación prudente y flexible en la planificación, coherente con la evolución real de la demanda y con el marco regulatorio vigente. En este sentido, las modificaciones introducidas en la reducción temporal en la periodicidad de las planificaciones y de las MAPs, conforme el marco regulatorio derivado del Real Decreto-ley 7/2026, de 20 de marzo, permiten dotar al proceso de una mayor capacidad de adaptación a la evolución real de la demanda y de la generación, y del desarrollo efectivo de los proyectos. Este enfoque resulta especialmente relevante en un contexto de elevada incertidumbre, permitiendo ajustar de forma más flexible las necesidades de red del Sistema y favoreciendo una alineación más eficiente entre la planificación, la utilización efectiva de las infraestructuras y la sostenibilidad económica del sistema eléctrico. 11 Tal como se indicó en la Memoria de la Circular por la que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica, de diciembre de 2025, “en un escenario de inversión alta —correspondiente al límite superior contemplado en la Propuesta de Real Decreto—, si no viniera con un desarrollo acompasado de la demanda, implicaría un incremento significativo en los peajes de transporte para los consumidores incorporen mecanismos y cautelas que aseguren un desarrollo acompasado entre las infraestructuras y la evolución de la demanda, tal que asegure un impacto contenido en los peajes de transporte”. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 21 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
3.2.3 Análisis y resultado del análisis coste-beneficio (CBA) 3.2.3.1 Sobre los beneficios para la sociedad En la propuesta inicial se expone que la valoración de las actuaciones se ha abordado con la combinación de un análisis coste-beneficio monetizado y una evaluación multicriterio que incorpora el grado de cumplimiento de los principios rectores que deben regir la elaboración de la propuesta inicial. Los indicadores están inspirados, en general, en la metodología CBA 4.0 de ENTSO-E, aprobada por la Comisión Europea en abril de
Dicho análisis coste-beneficio se ha llevado a cabo sobre actuaciones o agrupaciones de varias instalaciones que aportan de forma agregada una funcionalidad al sistema y no sobre instalaciones individuales, en coherencia con la metodología CBA 4.0 de ENTSO-E. De acuerdo con la propuesta inicial, este CBA se realiza con un enfoque desde la perspectiva del consumidor eléctrico: en concreto se indica que “se evalúan los beneficios y costes para la sociedad, entendiendo ésta como el conjunto de usuarios del sistema eléctrico”. Sin embargo, la propuesta inicial se ha diseñado según se indica, siguiendo nuevos principios rectores cuyos beneficios recaen sobre el conjunto de la sociedad. Cabe citar como ejemplo, el desarrollo de la red de transporte para dar respuesta a las demandas asociadas a la descarbonización de actividades industriales y al desarrollo de la cadena de valor industrial vinculada a la transición energética o para fomentar la cohesión territorial, el reto demográfico y la transición justa. Asimismo, como en ejercicios anteriores, la propuesta persigue permitir la integración masiva de nueva generación renovable, al ritmo necesario para alcanzar los Objetivos del PNIEC en el medio y largo plazo, con el correspondiente impacto en reducción de emisiones y beneficio social correspondiente. Un ejemplo de actuación que pudiera tener unos beneficios sociales que no solo recaen en el consumidor eléctrico, es la interconexión con Marruecos. Esta interconexión se justifica en la propuesta inicial únicamente atendiendo al cumplimiento del acuerdo con el Reino de Marruecos para el Desarrollo de una tercera interconexión eléctrica en el ámbito de la estrategia de colaboración en el ámbito de la energía antes de 2030, establecido en febrero de
Sin embargo, se debería ofrecer una evaluación precisa de los beneficios para los consumidores en España, tal y como se indica en el apartado 4.2.4, y contemplar la posibilidad de recurrir a financiación externa al sector eléctrico para este tipo de interconexión. Esto resulta especialmente relevante dado que el coste de inversión se ha incrementado significativamente, la infraestructura aún está en fase de análisis y, debido a la complejidad técnica asociada, es probable que los costes finales sean superiores. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 22 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
Por todo ello, si bien excede el ámbito de la planificación, se considera que parte de los proyectos planificados, deberían ser financiados parcialmente con fondos procedentes de partidas ajenas al sector eléctrico, al igual que se ha hecho con los proyectos previstos dentro del Plan PRTR hasta el año 202612, dado que los beneficios recaen en la sociedad en su conjunto y no solo en el consumidor eléctrico. 3.2.3.2 Sobre la falta de CBA en algunos proyectos En segundo lugar, en este marco metodológico, resulta necesario señalar que las actuaciones incluidas en la planificación de la red de transporte deberían, con carácter general, acreditar un resultado positivo del análisis coste-beneficio (CBA), en la medida en que dicho requisito constituye un elemento clave para garantizar la eficiencia económica y el beneficio agregado para el sistema eléctrico en su conjunto. Este enfoque se encuentra, además, plenamente alineado con el marco normativo y técnico de aplicación a escala europea. En particular, el Reglamento (UE) 2022/869 (Reglamento TEN-E) establece la necesidad de someter los proyectos de interés común y de interés mutuo a una metodología armonizada de análisis coste-beneficio, con el fin de asegurar que los beneficios asociados superan los costes de construcción y operación. De igual modo, el Reglamento (UE) 2019/943, relativo al mercado interior de la electricidad, refuerza la obligación de que la planificación de la red se base en análisis rigurosos que garanticen una evolución eficiente, competitiva y sostenible del sistema eléctrico. En el Anexo I de la propuesta inicial se especifica que dicho análisis CBA no se ha realizado para las actuaciones incluidas en la Red de partida, debido al elevado avance de la tramitación o a encontrarse ya en construcción. Sin embargo, algunas de dichas actuaciones tienen prevista su entrada en servicio en los últimos años del periodo de planificación y, aun así, no se ha incluido esta valoración. La ausencia de este análisis limita la capacidad de evaluar su contribución efectiva al sistema eléctrico en el contexto actual y futuro, así como de verificar su coherencia con los principios de eficiencia económica y priorización que deben presidir el conjunto de la planificación. 12 Resolución del 13 de octubre de 2025 de la Secretaría de Estado de Energía por la que se aprueba el listado de instalaciones de la red de transporte de energía eléctrica cuya inversión podrá ser financiada con cargo a los fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia de acuerdo con lo previsto en el Real Decreto 534/2024, de 24 de junio. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 23 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
Asimismo, conviene tener en cuenta que las directrices de política energética y los principios rectores que motivaron el lanzamiento de la presente planificación, mediante la Orden TED/1375/2023, de 21 de diciembre, difieren de los que pudieron concurrir en el momento en que estas infraestructuras fueron inicialmente incorporadas a la Planificación 2021-
Esta divergencia refuerza la conveniencia de disponer de un análisis coste-beneficio actualizado que permita contrastar la adecuación de dichas actuaciones al nuevo marco de objetivos, prioridades y condiciones del sistema eléctrico. En este contexto, conviene señalar que la ausencia de un análisis coste-beneficio para el conjunto de las actuaciones incluidas en la Red de partida no ha sido aplicada de manera homogénea. En particular, se ha constatado que, aun formando parte de dicha Red de partida, determinadas infraestructuras sí han sido objeto de un análisis específico, atendiendo a su naturaleza estratégica y a su relevancia para el funcionamiento del sistema eléctrico y del mercado interior. Según se ha podido comprobar dicho análisis sí se ha realizado para las interconexiones internacionales que se han incluido en dicha Red de Partida: - Interconexión España-Francia Golfo de Vizcaya - Interconexión España-Marruecos - Interconexión España-Portugal En este caso, en la propuesta inicial no se ha realizado análisis coste beneficio para las instalaciones que forman parte de la red de partida, con excepción de las anteriormente señaladas, en tanto que los costes y beneficios previstos en los CBA de los proyectos en la planificación anterior pudieran haber quedado obsoletos. En relación con las nuevas actuaciones incluidas en la propuesta inicial 20252030, se observa que no se ha realizado un análisis CBA para los siguientes apartados incluidos en el Anexo I de la propuesta inicial: - Actuaciones necesarias para la conexión de sujetos: Todas las actuaciones incluidas en este punto han sido excluidas del análisis CBA. - Necesidades de operación: Dentro de este apartado, se excluyen del análisis CBA las actuaciones referidas al Plan de reposición del servicio y necesidades de despachos. - Maximización y adecuación del uso de la red de transporte: Dentro de este apartado, se excluyen del análisis CBA las actuaciones referidas a la Adecuación de la red de transporte existente, a la Renovación de la red de transporte existente, y a los Cambios titularidad. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 24 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
- Refuerzos para atender la electrificación y la integración de renovables: Dentro de este apartado, se excluyen del análisis CBA las actuaciones referidas a Integración de nuevos consumos en zona de Cádiz y Refuerzo de interconexión centro con Portugal. A este respecto, en el apartado 3.4 Análisis coste-beneficio de la propuesta inicial se debería incluir un subapartado indicando las actuaciones que no han sido objeto de análisis CBA y los criterios considerados para no realizar dicho análisis. En particular, no se entiende por qué no se realiza el análisis CBA en los casos de renovación de la red de transporte existente o los cambios de titularidad. Por otro lado, dentro del apartado Refuerzos para atender a la electrificación y a la integración de renovables, llama la atención que no se ha realizado análisis de rentabilidad para el conjunto de instalaciones que conforman la actuación Integración de nuevos consumos en zona de Cádiz, mientras que dicho análisis sí se ha realizado para las instalaciones que conforman actuaciones similares a la anterior como son Integración de nuevos consumos – Anillo de Asturias e Integración de nuevos consumos en zona de Huelva. Asimismo, no se ha realizado análisis CBA para el conjunto de instalaciones que conforman el refuerzo interconexión centro con Portugal, pero sí para otras nueve actuaciones de refuerzo de la red de transporte incluidas dentro de este mismo apartado. Dicha circunstancia debería explicarse también en el apartado 3.4 de análisis coste-beneficio de la propuesta inicial. 3.2.3.3 Sobre la metodología del CBA La evaluación se basa en una metodología PINT (Put IN one at the Time) comúnmente utilizada en ENTSO-E en la que se evalúa la aportación de cada actuación comparando los principales indicadores de beneficio en dos escenarios, uno de referencia en el que se modela la red de referencia (en este caso, la red de partida) y otro en el que, sobre dicha red, se añade la actuación que se está evaluando. No obstante, también se indica que, en algún caso particular, cuando la actuación puede evaluarse por fases o está condicionada con otras actuaciones se ha optado por una metodología PINT secuencial, donde se evalúan los beneficios de cada fase de una actuación respecto a una red de referencia en la que, además de la red de partida, se considera la puesta en servicio previa de las actuaciones interrelacionadas. De acuerdo con las fichas incluidas en el Anexo I de la propuesta inicial, la metodología PINT secuencial parece haber sido empleada solo para la evaluación de la rentabilidad correspondiente a la interconexión de EspañaMarruecos. Dado que dicha metodología parece no haberse aplicado de manera Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 25 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
extensiva al resto de actuaciones de la propuesta que tienen CBA, se considera oportuno que en el apartado 3.4 Análisis coste-beneficio de la propuesta inicial se especifique con claridad qué actuaciones han sido objeto de esta metodología de PINT secuencial. Por otro lado, en la ficha correspondiente a la interconexión de España-Marruecos se aporta poco detalle sobre el cálculo coste-beneficio realizado, sólo se indica que los beneficios se han evaluado una vez que están en servicio el resto de las actuaciones planificadas en la red peninsular. Se considera, por tanto, que se debería aportar información más detallada en relación con la elección de la metodología PINT secuencial para dicha interconexión y sobre cuáles son las actuaciones planificadas en la red peninsular que se han tomado como red de referencia para el análisis. En relación con la valoración de los indicadores, en el apartado 3.4 Análisis coste-beneficio de la propuesta inicial se indica que en la monetización del beneficio socioeconómico se incluye la monetización de la variación de costes variables de generación, de integración de renovables, de pérdidas del sistema y de reducción de emisiones de CO2, sin que sea posible desagregar el efecto monetizado individual de cada uno de ellos. No obstante, para obtener el coste variable de generación solo se indica que se incluyen costes medios históricos de combustible, emisiones de CO2, de arranque y de operación y mantenimiento, pero no se indican las hipótesis que se han utilizado para la obtención de dicho coste. En la planificación 2021-2026 se indicaba el detalle con las hipótesis utilizadas para obtener los costes variables de generación. Por tanto, dicha información debería ser también aportada en la planificación 2025-
Adicionalmente, es importante señalar que en la metodología CBA 4.0 de ENTSO el indicador de beneficio socioeconómico incluye tanto la monetización del indicador de reducción de emisiones de CO2 y la monetización del indicador de integración de energías renovables, pero también es posible obtener el valor monetizado de dichos indicadores de forma individual. En relación con el indicador de seguridad de suministro, en la propuesta inicial se indica que dicho indicador evalúa y cuantifica la aportación de una actuación para garantizar el suministro en el periodo de análisis, bien por reducción de la energía no suministrada o por la reducción de la generación necesaria. Sin embargo, la propuesta indica que no se ha contemplado la monetización de la reducción de energía no suministrada sin que se aporte ninguna justificación. Asimismo, tampoco se ha realizado la monetización por reducción de generación necesaria en ninguno de los enlaces en los que se ha realizado el análisis CBA (enlace Península-Baleares y enlace Mallorca-Menorca). Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 26 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
A este respecto es importante señalar que la metodología CBA 4.0 de ENTSO permite monetizar tanto el indicador de pérdidas en la red como el indicador de seguridad de suministro de forma individual, por lo que se debería señalar en la propuesta inicial la razón por la que se no ha considerado la monetización individual de dichos indicadores. Por lo tanto, en el caso de que no se pueda obtener la monetización individual de los indicadores del mismo modo en el que se realiza en la metodología CBA 4.0, debería indicarse en el apartado 3.4 de la propuesta inicial las razones por las que no se realizado la monetización siguiendo esta metodología europea. Asimismo, en dicho apartado, se indica que, en el caso de los sistemas no peninsulares, la incorporación de nuevas actuaciones de red, especialmente enlaces entre sistemas o islas, permite disminuir la potencia instalada de generación que se requiere para garantizar el suministro en condiciones de seguridad. Para dichos casos, la evaluación de la seguridad de suministro se complementa con el indicador de Reducción de generación necesaria. Sin embargo, en el Anexo I de la propuesta inicial no se aprecia que dicho indicador haya sido calculado para ninguna de las actuaciones. Por otro lado, en la partida de Refuerzos para atender a la electrificación y a la integración de renovables de la Red planificada, hay actuaciones para las que se especifica un valor actual neto (VAN) con un valor de “> 5.000 M€”. Dichas actuaciones son las referidas a la Integración de nuevos consumos – Anillo de Asturias, Integración de renovables en Galicia, Integración de renovables-Nuevo eje Sur-Levante, Integración de renovables en Gran Canaria, Refuerzo de la red de transporte – Anillo de Zaragoza e Integración de renovables – Refuerzo conexión Andalucía – Castilla La Mancha. En el apartado 3.4 Análisis costebeneficio de la propuesta inicial se debe detallar cómo se llega a esta cuantificación del valor actual neto tan elevada y no acotada para dichas actuaciones. La aparición de valores de VAN tan elevados pone de relieve la necesidad de extremar las exigencias de rigor, transparencia y trazabilidad del análisis coste-beneficio que sustenta la propuesta inicial, especialmente cuando se trata de actuaciones con elevado impacto económico y sistémico. En este contexto, debe subrayarse que todas las inversiones de gran envergadura, y en particular las relativas a enlaces entre sistemas e interconexiones eléctricas, deben ir necesariamente acompañadas de un análisis coste-beneficio completo, individualizado y explícito. La magnitud del esfuerzo inversor asociado a este tipo de actuaciones, su impacto estructural sobre el funcionamiento del sistema eléctrico y su incidencia directa en la retribución con cargo al sistema hacen imprescindible que su inclusión en la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 27 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
planificación se sustente en una evaluación rigurosa y plenamente trazable de los costes y beneficios que generan. La ausencia, insuficiencia o escaso detalle del análisis CBA en este tipo de inversiones limita de forma significativa la capacidad de valorar su eficiencia económica real, su adecuada priorización frente a alternativas posibles y la proporcionalidad de la inversión propuesta inicial en relación con los beneficios esperados, circunstancia que resulta especialmente relevante cuando se presentan VAN de gran magnitud. En consecuencia, la CNMC considera que la disponibilidad de un análisis coste-beneficio robusto constituye una condición necesaria e imprescindible para la adecuada valoración y contraste de este tipo de actuaciones en el proceso de planificación. Por todo lo indicado en los apartados anteriores, se hace necesario disponer de más información en detalle tanto en el apartado 3.4 Análisis coste-beneficio de la propuesta inicial como en cada una de las fichas de actuaciones incluidas en el Anexo I en relación con: - Detalle del cálculo CBA en la interconexión España-Marruecos utilizando metodología PINT secuencial. - Listado de actuaciones para las que no se ha realizado análisis CBA y justificación de las razones por las que no se ha considerado necesario realizar el cálculo. - Justificación y aclaración de los resultados de valor actual neto (VAN) “>5.000 M€” en algunas actuaciones, sin especificar valor concreto. - Indicadores para los que no se ha obtenido la monetización individual de los mismos de acuerdo con la metodología CBA 4.0 de ENTSO, justificación y análisis de las diferencias en el cálculo con respecto a dicha metodología europea. 3.2.4 Sobre el impacto en la sostenibilidad económica de las actuaciones singulares Del volumen de inversión estimado de la propuesta inicial de la planificación que asciende a 13.122 M€, un 70% se corresponde con inversiones valoradas al coste unitario vigente en el momento de elaboración de la propuesta y un 30% se corresponde con inversiones para las que no se dispone de valor unitario, bien por ser instalaciones singulares o bien por ser nuevas tipologías de instalación para las que no se dispone de valor unitario, y por tanto, de acuerdo a la Circular 5/2019, de 5 de diciembre, se valoran a coste real auditado. Dentro de las inversiones que se valoran a coste auditado se encuentran las siguientes instalaciones: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 28 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
- Adecuaciones a procedimientos de operación - Equipos de autonomía 24h - Repotenciaciones con cambios de conductor - Baterías - Compensadores síncronos - DLRs - FACTs - STATCOMs - Renovaciones parciales de líneas y posiciones - Instalaciones singulares (Despachos, enlaces, cable submarino Marruecos, interconexión con Francia por el Golfo de Vizcaya) A diferencia de lo que ocurre con el resto de las instalaciones para los que la mencionada circular ya contempla mecanismos de contraste con los costes unitarios para fijar su retribución, las inversiones singulares obtienen una retribución que está basada en el presupuesto previsto del proyecto y en los costes finalmente incurridos. Esto puede suponer que finalmente la instalación pueda obtener un reconocimiento de inversión significativamente superior a la prevista en el documento de planificación, con el correspondiente impacto en la sostenibilidad económica del ejercicio si los volúmenes son relevantes. En este sentido, cabe citar la Resolución de 20 de abril de 2023 de la CNMC de modificación de los parámetros de la resolución por la que se otorga el carácter singular de la interconexión eléctrica entre España y Francia por el Golfo de Vizcaya. Dicha nueva Resolución puso de manifiesto la existencia de variaciones muy relevantes en los costes previstos tanto de inversión como de operación, motivadas por la complejidad técnica asociada a su trazado submarino y por la evolución de los costes de mercado, lo que obligó a revisar los parámetros retributivos inicialmente considerados. Con el fin de asegurar la sostenibilidad económica y financiera de la planificación, en ese caso, fue necesario articular que parte de la financiación del proyecto fuera con cargo a las rentas de congestión del sistema eléctrico, medida posible solo para los proyectos relativos a las interconexiones. Por ello, en los casos de incrementos relevantes de coste de inversiones singulares, debería articularse mecanismos de financiación complementarios que permitieran compensar esos incrementos con el fin de garantizar su viabilidad sin trasladarlos íntegramente al consumidor eléctrico. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 29 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
3.3 Implementación de las interconexiones con Francia Las interconexiones internacionales constituyen un elemento esencial del sistema eléctrico, en la medida en que contribuyen a la integración del mercado interior de la energía, a la seguridad de suministro y a la optimización del uso de los recursos de generación a nivel europeo. En este contexto, la propuesta inicial de planificación 2025-2030 incorpora diversas actuaciones de interconexión que, en términos generales, se alinean con los objetivos establecidos en el marco comunitario. 3.3.1 Interconexión España – Francia Golfo de Vizcaya La infraestructura, prevista para el año 2028, será la primera interconexión submarina entre España y Francia y aumentará la capacidad de intercambio de la península ibérica desde 2.800 MW (ratio interconexión del 2%) hasta 5.000 MW (ratio de interconexión del 3,4%), incrementando la seguridad, estabilidad y calidad del suministro eléctrico entre los dos países y con el resto de Europa. Dicho proyecto, fue designado el 14 de octubre de 2013, por la Comisión y el Parlamento Europeo como Proyecto de Interés Común (PCI) y, desde entonces, ha seguido formando parte de las sucesivas listas de Proyectos de Interés Común que se han ido adoptando cada dos años, la última aprobada con fecha de 28 de noviembre de
Asimismo, dicha interconexión forma parte de la planificación europea “Ten Year Network Development Plan 2024 – TYNDP2024” y se ha incluido también en el Reglamento Delegado (UE) de la Comisión Europea publicado el 1 de diciembre de 2025, en relación con la segunda lista de proyectos PCI bajo el Reglamento (UE) 2022/869, de 30 de mayo de
La puesta en servicio de esta interconexión es un gran logro que permitirá avanzar en el cumplimiento de los objetivos de interconexión y de integración de la península ibérica en el mercado interior de la energía. No obstante, la consulta pública del 18 de septiembre de 2025 llevada a cabo por el regulador francés (CRE) sobre el plan decenal de desarrollo de la red de transporte francesa de electricidad con horizonte 2025-2040 presentado por RTE13, ha puesto de manifiesto dificultades que afectarán a la capacidad de intercambio efectiva que se podrá alcanzar tras dicha puesta en servicio. [INICIO CONFIDENCIAL] [FIN CONFIDENCIAL] 13 https://www.rte-france.com/en/data-publications/strategic-plans/ten-year-network-development-plan Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 30 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
3.3.2 Interconexiones transpirenaicas (Navarra-Landes y Aragón-Pirineos Atlánticos) con horizonte superior a 2030 En la propuesta inicial se indica que, en línea con la acción de anticipación del Plan de Acción de la UE14 para las Redes, se han identificado dos proyectos de interconexión que se consideran necesarios más allá del horizonte
Al estar prevista su puesta en servicio más allá de 2030, su inclusión en la planificación 2025-2030 no tiene carácter vinculante, pero es muy relevante de cara a permitir el inicio de los trámites administrativos de ambos proyectos definidos como Corredores Prioritarios por la Comisión Europea, tal y como se explica más adelante. No obstante, es muy importante señalar que la necesidad de estos dos proyectos, consistentes en dos nuevas interconexiones soterradas en corriente continua de 2.000 MW entre Francia y España a través de los Pirineos, lleva siendo ampliamente reconocida desde hace más de una década. Esto es, dichas interconexiones fueron planteadas en la “Declaración de Madrid” de 4 de marzo de 2015, con el objetivo de incrementar la capacidad de intercambio entre España y Francia hasta los 8.000 MW. En relación con los planes nacionales de desarrollo, dichos proyectos han estado incluidos en las diferentes planificaciones desde el plan de desarrollo 2015202015, de octubre de
Asimismo, ambos proyectos fueron designados el 18 de noviembre de 2015, por la Comisión y el Parlamento Europeo como Proyectos de Interés Común (PIC)16 y, desde entonces, han seguido formando parte de las sucesivas listas de Proyectos de Interés Común que se han ido adoptando cada dos años, la última aprobada con fecha de 28 de noviembre de
Asimismo, dichas interconexiones forman parte de la última planificación decenal europea 14 https://eur-lex.europa.eu/legal-content/ES/TXT/PDF/?uri=CELEX:52023DC0757 15 https://www.miteco.gob.es/es/energia/estrategia-normativa/planificacion/planificacion-electricidadgas/desarrollo2015-2020.html 16 Reglamento Delegado (UE) nº2016/89 de la Comisión, de 18 de noviembre de 2015, por el que se modifica el Reglamento (UE) nº 347/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo, relativo a las orientaciones sobre las infraestructuras energéticas transeuropeas, en cuanto a la lista de la Unión de proyectos de interés común. En dicho Reglamento se incluyen por primera vez ambos proyectos conjuntamente: “Proyecto 2.
Aumento de la capacidad entre España y Francia (proyecto genérico). Reglamento Delegado (UE) nº 2018/540 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se modifica el Reglamento (UE) nº 347/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo, relativo a las orientaciones sobre las infraestructuras energéticas transeuropeas, en cuanto a la lista de la Unión de proyectos de interés común. En dicho Reglamento se incluyen por primera vez ambos proyectos diferenciados: “Proyecto 2.27.1 Interconexión entre Aragón (ES) y Pirineos Atlánticos (FR) y Proyecto 2.27.2 Interconexión entre Navarra (ES) y Landes (FR)”. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 31 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
(TYNDP2024) y están además incluidas en el Reglamento Delegado (UE) de la Comisión Europea publicado el 1 de diciembre de 2025, sobre la segunda lista de proyectos PCI bajo el Reglamento (UE) 2022/869, de 30 de mayo de
Cabe destacar también que, como ya se ha indicado en el caso de la interconexión del Golfo de Vizcaya, la península ibérica está muy alejada de cumplir con el objetivo del 15% ratio de interconexión eléctrica de la UE17 para 2030, situándose actualmente en un 2% para la península ibérica y en un 5% para el sistema peninsular, por lo que la necesidad del refuerzo de las interconexiones internacionales con Francia se consolida como un punto esencial para impulsar la integración en el mercado interior de la energía y alcanzar los objetivos de integración de renovables y de descarbonización en la UE. No obstante, dichas interconexiones eléctricas, desde su primer planteamiento en 2015, se llevan enfrentando a una serie de dificultades que están impidiendo que progresen adecuadamente en su avance. Según la mencionada consulta pública de la CRE sobre el plan decenal de desarrollo de la red de transporte francesa de electricidad, las dificultades más recientes identificadas para los avances de dichas interconexiones son las relativas a la falta de refuerzos previos en la red francesa que estarían recogidos en la planificación francesa en dos fases, la primera para 2035 (antes de la puesta en servicio de la primera interconexión transpirenaica) y para 2040 (antes de la puesta en servicio de la segunda transpirenaica). [INICIO CONFIDENCIAL] [FIN CONFIDENCIAL] En ese sentido, se considera que es crítico que se siga fomentando el apoyo y la colaboración activa de todos los agentes implicados en el desarrollo de dichas interconexiones, en tanto que se trata de infraestructuras de carácter estratégico para la integración del sistema eléctrico, el funcionamiento eficiente del mercado interior de la electricidad y el cumplimiento de los objetivos de interconexión establecidos a nivel europeo. El mantenimiento de este esfuerzo colaborativo resulta esencial para garantizar que los estudios y trabajos sigan avanzando y 17 El Consejo Europeo de marzo de 2002 estableció el objetivo de alcanzar en 2020 un 10% de ratio de interconexión eléctrica. Asimismo, en octubre de 2014, el Consejo Europeo aprobó un Marco de actuación de la UE en materia de energía y clima hasta 2030, donde se estableció al menos un ratio de interconexión del 15% para 2030, que ha quedado fijado en el Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de diciembre de 2018, sobre la gobernanza de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 32 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
se pueda así cumplir con las fechas previstas de puesta en servicio incluidas en la planificación decenal europea (TYNDP2024) para ambas interconexiones. 3.4 Análisis de otras alternativas al desarrollo de la red La propuesta inicial señala que, una vez identificadas las necesidades de refuerzo de la red de transporte, se procede evaluar alternativas de actuación mediante una metodología basada en los principios rectores de la planificación. En particular, la selección de soluciones prioriza (i) las opciones de menor impacto ambiental, en coherencia con la compatibilización del desarrollo de la red con las restricciones medioambientales; (ii) las alternativas de menor coste, conforme a los principios de eficiencia y sostenibilidad económico-financiera del sistema; y (iii) aquellas que maximicen el aprovechamiento de la red existente, recurriendo preferentemente a renovación, ampliaciones de capacidad, nuevas tecnologías y reutilización de infraestructuras. En este marco, indica la propuesta inicial, partiendo del análisis de las necesidades de desarrollo de la red del escenario de estudio y tras evaluar los indicadores de la evaluación costebeneficio para las distintas alternativas de solución, se ha elaborado esta propuesta inicial con el conjunto de actuaciones que permiten equilibrar la consecución de los objetivos energéticos, seguridad suministro, sostenibilidad medioambiental y eficiencia económica. Esta metodología sería coherente con lo previsto en la Directiva (UE) 2019/944, que contempla en su artículo 51 que la elaboración del plan de desarrollo de la red de transporte contemplará los recursos disponibles como alternativa a la expansión de la red. En este sentido, sería conveniente que se aportara información de las alternativas valoradas para las actuaciones que se han incluido en la planificación. Cabe citar como ejemplo, que el Consejo de Ministros aprobó el 8 de julio de 2025 un listado de actuaciones específicas para el control de la tensión, la estabilidad ante oscilaciones y el refuerzo de la resiliencia del sistema eléctrica, que se incorporaron en la vigente Planificación 2021-
Entre las principales inversiones previstas está la instalación de compensadores síncronos y reactancias. En concreto, la modificación de aspectos puntuales de 8 de julio de 2025 incluye un total de 11 compensadores síncronos con una inversión total cercana a los 627 M€, y un total de 16 reactancias con una inversión total alrededor de 30 M€. Todas estas instalaciones han quedado incorporadas en la red de partida de la propuesta inicial 2025-2030, sin que se haya realizado un análisis coste-beneficio de dichas instalaciones en ningún documento de planificación, ni en la modificación de aspectos puntuales de 8 de julio de 2025 ni para su inclusión en la propuesta inicial. Tampoco se ha incluido ninguna valoración de las alternativas disponibles. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 33 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
A este respecto, cabe indicar que se deberían haber valorado también otras alternativas a la instalación de nuevos compensadores síncronos. Por ejemplo, algunos agentes del sector han manifestado la conveniencia de evaluar la posibilidad de aprovechar los generadores síncronos de las centrales de carbón ya desmanteladas, como compensadores síncronos
Asimismo, debería analizarse como alternativa a las distintas actuaciones relativas al control de tensión incluidas en la propuesta inicial, la posibilidad de que el mismo servicio pueda ser proporcionado por instalaciones de generación, siempre que se pueda garantizar que se trata de una solución de menos coste. A este respecto, es preciso señalar que la tercera propuesta de modificación de aspectos puntuales del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026 sí incluye una serie de nuevos equipos necesarios para el control de tensiones tanto dinámicas como estáticas, con el correspondiente análisis beneficio. En concreto, en el ámbito de la estabilidad oscilatoria, dicha propuesta indica que la ausencia de estos equipos obligaría a mantener acoplados grupos de ciclo combinado para aportar amortiguamiento, con un sobrecoste estimado de entre 70 y 200 millones de euros anuales, frente a un coste anual de en torno a 31 millones de euros asociados a los e-STATCOM propuestos durante los 25 años de su vida útil. En relación con el control de tensión dinámico, la instalación de nuevas reactancias en serie de núcleo controlado magnéticamente permitiría reducir significativamente el recurso a generación térmica para este fin, con ahorros potenciales adicionales de hasta 150-160 millones de euros anuales en escenarios de costes elevados de restricciones técnicas. Por su parte, las nuevas reactancias destinadas al control de tensión estático presentan un coste unitario muy inferior al del mecanismo alternativo —el acoplamiento de generación convencional—, con un coste medio estimado de 0,72 €/MVArh frente a aproximadamente 190-200 €/MVArh del uso de restricciones técnicas. Según la propuesta, se espera que estas reactancias disminuyan en al menos un 15% el coste de restricciones técnicas por control de tensión estático, que ascendió en 2025 a 672 M€. Como se puede ver en el párrafo anterior, esta tercera propuesta expone de manera justificada la eficiencia de las inversiones propuestas, sin perjuicio de que podría completarse teniendo en cuenta el coste de proporcionar el mismo 18 Apartado 4.
del “Informe sobre el proyecto de Real Decreto por el que se regulan los planes de inversión de las redes de transporte y distribución de energía eléctrica”, aprobado por el Pleno de la CNMC en su sesión del 6 de febrero de
(IPN/CNMC/030/25) Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 34 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
servicio con instalaciones renovables y no solo con ciclos combinados
Un análisis similar debería incorporarse en la planificación que finalmente se apruebe para el conjunto de actuaciones y en particular para las destacadas dentro de este apartado. Finalmente, la propuesta inicial debería incorporar las justificaciones necesarias que aseguren que la red de transporte desempeñe su función como infraestructura habilitadora, asegurando capacidad en determinados nodos estratégicos, para que el suministro efectivo a los consumos se articule, siempre que las condiciones técnicas lo permitan, a través de la red de distribución. Por tanto, cualquier inversión destinada a atender nuevos suministros en la red de transporte deberá abordarse únicamente después de que se haya justificado debidamente en la planificación que dichos suministros no pueden ser atendidos desde la red de distribución. Un ejemplo de esta situación se analiza en el apartado 4.7 de este informe. 3.5 Valores de referencia de capacidad en los puntos frontera Transporte-Distribución Las especificaciones de detalle para la capacidad de acceso de la demanda en transporte20 introducen el concepto de valor de referencia en los puntos frontera Transporte-Distribución, entendido como el máximo valor de potencia que el gestor de la red de distribución puede consumir en un determinado nudo. Este parámetro es clave para garantizar que la concesión de nuevos accesos en las redes de transporte y distribución sea coherente con la capacidad real del sistema y no comprometa la seguridad del suministro. Sin embargo, la no existencia de una definición previa armonizada ha dificultado el establecimiento de valores consensuados entre el operador del sistema y los gestores de la red de distribución en un número significativo de nudos. Esta situación hace necesario identificar y articular soluciones para aquellos nudos en los que se haya podido asignar una capacidad superior a la 19 Se encuentra actualmente en tramitación la modificación del PO7.4 cuyo objetivo principal es incentivar la participación de las instalaciones renovables en la modalidad dinámica de prestación del servicio. https://www.cnmc.es/consultas-publicas/energia/propuesta-modificacionprodecimientos-pos07-4-y-pos14-4 20 En la Resolución de 1 de diciembre de 2025, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las especificaciones de detalle para la determinación de la capacidad de acceso de la demanda a las redes de transporte de electricidad Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 35 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
efectivamente disponible o en los que uno de los gestores de red haya podido hacer uso de una capacidad en principio reservada para el otro. A este respecto cabe destacar que, en el marco del análisis de la información relativa a los valores de referencia de las fronteras transporte distribución de capacidad que está llevando a cabo la CNMC, la valoración preliminar de la información remitida por los gestores de redes ha puesto de manifiesto que, en un número significativo de casos, los valores de referencia propuestos en esos nudos resultan inferiores al máximo consumo histórico de los últimos cinco años. Esta circunstancia resulta relevante desde la perspectiva de la seguridad de suministro y debería ser tenida en especial consideración dentro de la propuesta de planificación 2025-
Asimismo, se han identificado circunstancias de insuficiencia de capacidad zonal o inviabilidades manifiestas para poder atender las solicitudes y demandas ya firmes. Tomando en consideración todo lo expuesto, se considera necesario que la propuesta inicial de planificación incorpore los valores de referencia en los puntos frontera transporte-distribución, y en los casos en los que estos valores estén bloqueados por la falta de acuerdo derivada de una doble asignación por ambos gestores de red, establezca los refuerzos necesarios para que, de forma homogénea en cada sistema eléctrico, se solventen las situaciones de sobreasignación de capacidad detectadas y se garantice la seguridad de suministro en ambas redes. 3.6 Priorización de las inversiones Como se ha expuesto en el apartado 3.2 del presente informe, la valoración de la propuesta inicial en términos económicos se concreta de la siguiente manera21: 21 Los valores recogidos en la Tabla 9 se corresponden con inversión prevista incluyendo Factor de Retardo Retributivo (FRRI) así como con la revisión de los Costes Unitarios definidos en el artículo 7 y los Anexos de la Circular 5/2019, de 5 de diciembre de la CNMC en la redacción dada por la revisión metodológica de la Circular 7/2025 de 16 de diciembre de la CNMC). Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 36 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
Tabla 9: Inversión prevista por la Propuesta inicial de Planificación 2025-2030 Año Previsto Entrada en Servicio22 23 RdP (€) Red AI24 (€) Total (€) AII25 (€) 202426 193.738.711 20.929.438 214.668.149 2025 1.601.031.154 408.429.013 2.009.460.166 2026 927.626.742 659.295.487 1.586.922.229 2027 336.552.040 742.062.528 1.078.614.568 2028 2.225.183.599 853.087.973 3.078.271.572 2029 43.312.496 1.970.735.174 2.014.047.671 2030 532.055.620 3.345.526.158 3.877.581.778 5.859.500.393 27 8.000.065.771 28 >2030 Total (€) 13.859.566.134 5.166.996.535 5.166.996.535 5.166.996.535 19.026.562.669 Como se ha indicado anteriormente, en la propuesta inicial se define la red de partida (RdP) como el conjunto de elementos de la red de transporte que se considera que, con muy alta probabilidad, estarán en servicio en el horizonte 2025-
Por lo tanto, según la propuesta inicial, además de las instalaciones de la red de transporte en servicio, la red de partida incluye las actuaciones de 22 Las fechas de entrada en servicio son aproximadas teniendo en consideración la información disponible en la CNMC remitida por el OS. 23 Red de Partida (RdP) con valores unitarios y tasa de retribución financiera actualizada. 24 Anexo I de planificación: Nuevas instalaciones adicionales a la RdP dentro del horizonte 2025-
Junto con la red de partida constituye la planificación vinculante de instalaciones con valores unitarios y tasa de retribución financiera actualizada 25 Anexo II de planificación: Nuevas instalaciones adicionales fuera del horizonte de planificación, entrada en servicio más allá de 2030 con valores unitarios y tasa de retribución financiera actualizada. 26 Por coherencia con la propuesta inicial se mantienen dentro del análisis las inversiones cuya entrada en servicio estaba prevista para el ejercicio 2024, aunque es previsible que se correspondan con actuaciones que ya están puestas en servicio quedando fuera del horizonte de planificación. 27 La previsión de inversión contenida en la propuesta inicial de Planificación para la Red de partida es de 5.410 M€. Confirme a lo expuesto en el apartado 3, dicha estimación está elaborada sin considerar la actualización de los costes unitarios derivada de la Circular 7/2025, de 16 de diciembre, de la CNMC, ni la tasa de retribución financiera aplicable al periodo 2026-2031 establecida en la Circular 9/2025, de 22 de diciembre, de la CNMC. 28 La previsión de inversión contenida en la propuesta inicial de Planificación para las Nuevas Inversiones adicionales a la Red de partida necesarias es de 7.712 M€. Conforme a lo expuesto en el apartado 3.2.1, dicha estimación está elaborada sin considerar la actualización de los costes unitarios derivada de la Circular 7/2025, de 16 de diciembre, de la CNMC, ni la tasa de retribución financiera aplicable al periodo 2026-2031 establecida en la Circular 9/2025, de 22 de diciembre, de la CNMC. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 37 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
la planificación 2021-2026 vigente que cumplen los siguientes criterios a 30 de junio de 2024:  Actuaciones en servicio.  Actuaciones con construcción iniciada.  Actuaciones con puesta en servicio (PES) prevista por el transportista anterior al inicio del periodo de planificación en estudio (PES en 2024).  Actuaciones que disponen de Declaración de Impacto Ambiental (DIA).  Actuaciones que no requieren de DIA y cuya fecha de puesta en servicio prevista es inferior o igual a
 Subestaciones o ampliaciones de subestación incluidas en la planificación 2021-2026 para accesos a red con permisos concedidos y aquellas actuaciones de la planificación vigente que garantizan la conectividad de dichos permisos.  Actuaciones de interconexión entre los sistemas de estados no miembros de la Unión Europea derivadas de acuerdos internacionales y en línea con el horizonte de planificación.  Actuaciones incluidas en la Planificación 2021-2026 en las Modificaciones de Aspectos Puntuales (MAPs) aprobadas en abril de 2024 y julio de 2025, así como aquellas actuaciones de la planificación vigente que garantizan la conectividad de dichas actuaciones. Dicha red de partida constituye el escenario de estudio de la planificación sobre la que se plasman las hipótesis de generación y demanda y se definen las nuevas actuaciones de desarrollo. Conforme a las actuaciones incluidas en el apartado 2.2 del Anexo I Actuaciones de la red de partida, y la referencia actualizada de las inversiones expuesta en la tabla 9, el coste de inversión total de la red de partida asciende a 5.859,50 M€. No obstante, si bien la propuesta inicial señala una alta probabilidad de la RdP, considerando la información disponible de la Circular 1/2015, de 22 de julio (SICORE), se ha podido comprobar que esta presenta, con carácter general, un bajo grado de ejecución de la inversión, no superando en su conjunto el 33% sobre el total de inversión presupuestado. Asimismo, partiendo de la información para el seguimiento de las actuaciones planificadas, se considera necesario señalar los retrasos ya registrados en las actuaciones incluidas tanto en la propuesta de partida como en la planificada. En concreto, la tabla siguiente muestra los retrasos de las actuaciones incluidas de la propuesta inicial atendiendo a la primera vez que fueron incluidas dentro de Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 38 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
alguno de los documentos de planificación desde el año 2015 y sus modificaciones. La tabla presenta, en formato matricial, la distribución temporal de las inversiones previstas en la red de transporte dentro de la propuestas inicial de planificación, organizada en dos dimensiones principales: por un lado, el año previsto de entrada en servicio (columnas, desde 2024 a 203029) y hasta más allá de 203030 (fuera del horizonte planificación) y, por otro, el origen de cada actuación (filas), es decir, el instrumento de planificación en el que fue inicialmente incorporada (planificación 2015-2020, modificaciones de 2018, adaptaciones técnicas, planificación 2021-2026, modificaciones recientes y la propuesta inicial 2025-2030). Cada celda de la tabla, mediante un gradiente de color, representa la inversión respecto de la RdP o de las nuevas inversiones, donde los más claros indican un volumen de inversión reducido y los tonos oscuros reflejan los mayores volúmenes de inversión; las celdas en blanco representan ausencia de inversión prevista. Además, la tabla se estructura en bloques diferenciados, distinguiendo entre red de partida (RdP) y actuaciones adicionales, que a su vez se separan entre aquellas previstas dentro del horizonte de planificación y las situadas más allá de
Finalmente, se incluyen columnas de peso relativo (%) y una fila de totales agregados, que permiten cuantificar la importancia de cada grupo de actuaciones en el conjunto de la planificación. 29 Periodo que se define como horizonte de planificación, excepto el año
Atendiendo a lo establecido por el artículo 4.
de la LSE este horizonte define la planificación vinculante en características técnicas. 30 Fuera del horizonte de planificación. Conforme al artículo 4.8 de la LSE, dentro de la Planificación se permite la inclusión, con carácter no vinculante, de instalaciones previstas con posterioridad al horizonte de planificación, exclusivamente a efectos de iniciar su tramitación administrativa, quedando dicha tramitación sujeta a posible suspensión hasta su incorporación a la planificación vinculante y siendo el anexo modificable conforme a los procedimientos establecidos. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 39 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
Tabla 10: Análisis retraso de las actuaciones previstas incluidas en la propuesta inicial de planificación. Año previsto Entrada en Servicio RdP.- Red de Partida Propuesta 2025-2030 Planificación 2015-2020 Modificaciones Aspectos Puntuales 2018 Real Decreto-ley 15/2018 Adaptaciones de Carácter Técnico 2019 Adaptaciones de Carácter Técnico 2021 Planificación 2021-2026 Modificaciones Aspectos Puntuales 2024 Modificaciones Aspectos Puntuales 2025 Planificación 2025-2030 AI. Actuaciones adicionales. Dentro Horizonte Planificación Propuesta 2025-2030 Planificación 2015-2020 Modificaciones Aspectos Puntuales 2018 RDL 15/2018 Adaptaciones de Carácter Técnico 2019 Adaptaciones de Carácter Técnico 2021 Planificación 2021-2026 Modificaciones Aspectos Puntuales 2024 Planificación 2025-2030 Inversión NDP 25-30 dentro de Hzte 2030 215 2.009 1.587 1.079 3.078 2.014 3.878 Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es >2030 2030 2029 2028 2027 2026 2025 2024 Red considerada Total general 5.859 M€ 38,86% 6,30% 0,43% 0,36% 2,06% 28,01% 11,99% 11,89% 0,10% 8.000 M€ 30,26% 0,32% 0,01% 0,14% 1,12% 19,97% 2,10% 46,07% 13.860 M€ 40 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
Año previsto Entrada en Servicio >2030 2030 2029 2028 2027 2026 2025 AII. Actuaciones adicionales. Fuera Horizonte Planificación Planificación 2015-2020 Planificación 2025-2030 Inversión NDP 25-30 fuera Hzte 2030 2024 Red considerada Total general 5.167 5.167 M€ 5.167 99,95% 0,05% 5.167 Fuente: Datos de seguimiento de Planificación CNMC El análisis anterior muestra que una parte relevante de las actuaciones incluidas no responde a nuevas necesidades del sistema, sino a la continuidad o reprogramación de proyectos ya previstos en ciclos anteriores y no ejecutados. En particular, existe un volumen de inversión significativo de actuaciones procedentes de las planificaciones 2015-2020 (39%de la RdP y 30,2% de la red planificada) y 2021-2026 (28% de la RdP y 20% de la red planificada), lo que evidencia una persistencia de proyectos que se desplazan entre horizontes sin materializarse. Asimismo, dentro de las actuaciones correspondientes a esas planificaciones anteriores, se aprecia que un volumen significativo de inversiones tiene prevista su fecha de puesta en marcha a finales del alcance de la nueva planificación, mostrando retrasos frente a la fecha inicialmente prevista. Esta circunstancia pone de manifiesto que el volumen de inversiones está condicionado parcialmente parte por la inercia de ejercicios anteriores, generando un conjunto de proyectos con niveles heterogéneos de madurez y sin una diferenciación clara en su priorización. Además, se observa un desplazamiento sistemático de inversiones en actuaciones hacia los últimos años del horizonte, lo que reflejaría ciertas limitaciones en la capacidad de ejecución e introduciría incertidumbre sobre el cumplimiento de los plazos previstos, reduciendo la eficacia de la planificación como instrumento de ordenación de la red y señal a los agentes. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 41 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
Desde la perspectiva operativa, esta situación es relevante porque la red planificada sirve de base para calcular la capacidad de acceso y conexión. Incluir infraestructuras con baja probabilidad de ejecución puede provocar sobreasignación de capacidad y retrasos en la conexión efectiva de proyectos. En este contexto, la CNMC, entendiendo la dificultad de abordar muchos de los proyectos planteados en la propuesta inicial por sus largos periodos de ejecución y la incertidumbre en los plazos, considera necesario revisar los criterios de selección y priorización de actuaciones, incorporando el grado de madurez técnica, administrativa y económica como elemento clave y asegurando la coherencia entre el volumen de inversiones y la capacidad de ejecución real. Asimismo, propone evitar mantener proyectos ya planificados anteriormente con retrasos recurrentes o baja viabilidad. En concreto, la CNMC considera que se deberían priorizar las inversiones atendiendo a los siguientes criterios: - Garantizar la seguridad de suministro del sistema eléctrico español, en cumplimiento de lo establecido en la legislación de aplicación e impulsar medidas orientadas a la mejora de la operación del sistema. - Dar respuesta a las demandas asociadas al proceso de descarbonización de actividades industriales, así como al desarrollo de la cadena de valor industrial vinculada a la transición energética. - Atender las necesidades asociadas a las interconexiones internacionales y a sus refuerzos, así como su coordinación con los países colindantes para asegurar su máxima utilización (ver apartado 3.3). Asimismo, debería reevaluarse o al menos justificarse la necesidad de incorporar nuevas inversiones que según la propuesta inicial se contemplan para facilitar la conexión del almacenamiento energético en consonancia con los objetivos de incremento de potencia establecido en el PNIEC. A este respecto es importante señalar que los permisos ya concedidos superan ampliamente dichos objetivos (a fecha de la elaboración de este informe, habría 19 GW con permisos concedidos en la red de transporte y 8 GW con aceptabilidad para conexión a las redes de distribución31 y el PNIEC contempla la incorporación de 12 GW adicionales a la situación actual en
31 Generación pendiente de puesta en servicio que cuenta con permisos de acceso y conexión a la red de transporte o aceptabilidad para conexión a la red de distribución. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 42 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
Por otro lado, el nuevo marco regulatorio dado por el Real Decreto 997/2025 y el Real Decreto-ley 7/2026 pone el foco sobre la disponibilidad de capacidad real en la red existente o planificada, endureciendo las caducidades y exigiendo un uso efectivo de la capacidad, tanto para generación y almacenamiento como para demanda. En particular, se refuerzan los hitos y obligaciones asociados a los permisos y se introducen mecanismos para evitar la reserva especulativa de capacidad. Por ello, resulta necesario revisar el estado inicial de la red y actualizar las previsiones realizadas una vez se hayan hecho efectivas las caducidades en los próximos meses. Todo ello con el fin de evitar planificar infraestructuras innecesarias adicionales en nudos que presenten capacidad reservada para consumidores cuyos permisos han caducado. Finalmente, en lo relativo a los retrasos en la ejecución de las instalaciones, el operador del sistema debería fomentar la posibilidad de que sean los propios sujetos los que adelanten las inversiones previstas en la planificación de acuerdo con lo previsto en el artículo 20 de la Circular 5/2019 y en el artículo 18.2 del Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre
Cabe destacar que desde 2020, no se ha hecho uso de esta posibilidad.
CONSIDERACIONES PARTICULARES 4.
Escenarios de estudio 4.1.
Escenario de demanda El escenario de demanda utilizado para la propuesta inicial 2025-2030 parte del Escenario Objetivo 2030 del PNIEC (demanda eléctrica en barras de central de 344 TWh en el sistema peninsular), que prevé un incremento muy significativo de la demanda eléctrica respecto a la situación actual (demanda eléctrica peninsular en barras de central de 240 TWh sin considerar autoconsumo y 253 TWh con autoconsumo33). 32 El artículo 20 de la Circular 5/2019 y el artículo 18.2 del Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre, contemplan que si, por motivos sobrevenidos deseasen una fecha de puesta en servicio más temprana que la señalada en el instrumento de planificación o en su caso en el plan de inversiones aprobado por la Dirección General de Política Energética y Minas, y soliciten el adelanto de la construcción de dicha instalación, de acuerdo con lo establecido en el mencionado artículo, deberán hacerse cargo de la retribución de la instalación que le correspondería al transportista durante el periodo correspondiente derivado de la anticipación de la puesta en servicio. Esta retribución en ningún caso será superior a la que corresponda por aplicación de los valores unitarios vigentes a esta instalación. 33 Informe del sistema eléctrico 2025 (REE). Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 43 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
Las previsiones del PNIEC no resultan suficientemente detalladas para estudios de red, por lo que el Operador del Sistema (OS) ha elaborado una previsión de demanda desagregada por nudos y con perfil horario, necesaria para analizar flujos y dimensionar refuerzos de la red de transporte. La previsión de demanda se ha elaborado a partir del crecimiento vegetativo, estimado mediante un modelo econométrico regional coherente con el PNIEC, y de su posterior desagregación a nivel nodal y horario a partir de datos históricos de consumo y de la información proporcionada por los distribuidores. A dicho crecimiento se han añadido nuevos consumos asociados a la electrificación y descarbonización de procesos industriales, la producción de hidrógeno renovable, la electrificación del transporte y el desarrollo de centros de procesamiento de datos vinculados a la digitalización y la inteligencia artificial
Dado que el volumen de solicitudes de acceso recibidas supera ampliamente las previsiones del PNIEC, el Operador del Sistema ha aplicado criterios de priorización basados en el grado de madurez y firmeza de los proyectos, la disponibilidad de los permisos correspondientes, la existencia de apoyo público y la coherencia con las estrategias y planes nacionales y europeos, aplicándose criterios homogéneos con independencia de que las solicitudes correspondan a la red de transporte o de distribución
De acuerdo con la propuesta inicial, se han elaborado dos posibles evoluciones de la demanda. Por una parte, la recogida en el PNIEC y, por otra, la adaptación de estas demandas del PNIEC al escenario de estudio del proceso de planificación que incorpora una holgura teniendo en cuenta las incertidumbres en la localización de nuevas demandas, con objeto de preparar la red para atender adecuadamente las alternativas de evolución del consumo probables dentro del horizonte de estudio: Escenario PNIEC 2030:  Demanda bruta anual en el sistema peninsular: 344 TWh  Demanda punta: 53,8 GW Escenario de estudio de planificación 2030: 34 Para ello, se parte de las previsiones de los planes gubernamentales incluidos en el PNIEC y en la Estrategia de Inteligencia Artificial 2024 aprobada por el Consejo de Ministros el 15 de mayo de 2024 (para estimar la incorporación de nuevos CPDs) 35 Se han priorizado proyectos industriales existentes, la alimentación a futuros corredores ferroviarios, la electrificación de los puertos marítimos (en cumplimiento de los mínimos de suministro eléctrico de la Regulación Europea), nuevos consumos asociados a electrolizadores para la producción de hidrógeno verde que son proyectos de interés común (PCI) o que cuenta con algún apoyo público (PERTE, Banco Europeo del Hidrógeno, etc.) y CPDs con mayor respaldo institucional. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 44 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
  Demanda bruta anual en el sistema peninsular: 375,2 TWh Demanda punta: 61,4 GW Según se indica en la propuesta inicial, la demanda considerada en estos estudios es demanda bruta, es decir, la demanda total del conjunto de consumidores sin descontar la producción de autoconsumo ni la producción de energía renovable asociada a la producción de hidrógeno verde. A este respecto cabe señalar que la demanda peninsular en 2030 del escenario de estudio supone un incremento acumulado de un 48% con respecto a la demanda de 2025 (253 TWh demanda bruta), lo que representaría, un 8,2% de incremento anual desde 2026 a
Este porcentaje es muy superior al registrado en el último año (2,9% en 2025). Por otro lado, se observa que el incremento de demanda considerado en el escenario de planificación incorpora de forma agregada una serie de consumos emergentes (electrolizadores, centros de procesamiento de datos, electrificación del transporte, puertos, autoconsumo, entre otros) cuyas características técnicas difieren significativamente de las de la demanda tradicional, tanto en términos de localización, como de intensidad de uso de la red y relación entre potencia y energía demandada. Sin embargo, la propuesta inicial no explicita el desglose de la demanda por tipo de consumo ni por nivel de tensión (transporte o distribución) ni por sistemas (peninsular y territorios no peninsulares). Tampoco recoge de manera explícita las hipótesis de evolución de cada uno de estos tipos de consumos. A este respecto, se considera necesario que la planificación definitiva se actualice teniendo en cuenta los últimos datos disponibles de demanda, e incorpore un desglose de la demanda según tipología de consumo, que permita analizar la adecuación del escenario tanto desde el punto de vista de la planificación de infraestructuras como de la sostenibilidad financiera del sistema eléctrico, en línea con los análisis que se realizan por parte de la CNMC en sus previsiones de demanda
Asimismo, y teniendo en cuenta el elevado escenario de estudio de la demanda contemplado en la propuesta inicial, se considera necesario que la planificación que finalmente se apruebe, incorpore un análisis de sensibilidad sobre la 36 Así, en la Memoria justificativa de la Resolución de la CNMC por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad para el año 2026 se recogen las hipótesis consideradas a la hora de confeccionar las previsiones: en particular, sobre el crecimiento vegetativo, medidas de eficiencia energética, electrificación de los usos industriales, penetración del autoconsumo, penetración de los puntos de recarga de vehículos eléctricos, grado de electrificación de los puertos, penetración de la producción de hidrógeno e implantación de centros de proceso de datos. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Alcalá, 47 – 28014 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es 45 de 82 INF/DE/273/25 Informe sobre la Propuesta Inicial de Desarrollo Red Transporte 2025-
evolución de la demanda. Dicho análisis debería incluir escenarios de materialización parcial de los consumos previstos y explicar de forma transparente las hipótesis utilizadas en la cuantificación de los consumos emergentes, en particular los asociados a electrolizadores, centros de procesamiento de datos y otros usos intensivos de electricidad. En este sentido se recuerda que el artículo 4.3.a) de la Ley 24/2013, establece que en el documento de planificación se incluirá “[…] Con carácter indicativo, varios escenarios sobre la evolución futura de la demanda eléctrica incluyendo un análisis de sensibilidad en relación con la posible evolución de la demanda ante cambios en los principales parámetros y variables que la determinan y un análisis de los criterios que conducen a la selección de un escenario como el más probable […]”. 4.1.
Escenario de generación En relación con el escenario de generación, la propuesta inicial toma como referencia el Escenario Objetivo 2030 del PNIEC para el sistema nacional (214,3 GW). Dicho escenario recoge el volumen de generación y almacenamiento previsto en el año 2030 por tipo de tecnología de forma agregada a nivel nacional, por lo que para la elaboración del escenar

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Explicación por IA a partir del texto oficial de la ley. Orientativa, no sustituye asesoramiento legal.

SOLICITUD DE INFORME DE LA SEE. PLANIFICACIÓN DE LA RED DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA EL HORIZONTE 2030