Real Decreto 997/2025: As novas regras de rede da Espanha explicadas

Seis meses después del apagón que dejó a oscuras la península ibérica, España ha reescrito el reglamento de su sistema eléctrico. Si gestiona, desarrolla u opera activos renovables en España, la letra pequeña ahora importa más que los titulares.

El apagón del 28 de abril de 2025, que afectó a España y Portugal, fue descrito por el propio Gobierno como un evento extraordinario y sin precedentes, que puso de manifiesto hasta qué punto la salud, el transporte, la seguridad y la vida económica de un país dependen de la estabilidad de la red. La respuesta de Madrid, el Real Decreto 997/2025, fue aprobado el 4 de noviembre de 2025, fechado el 5 de noviembre, publicado el 6 de noviembre y entró en vigor el 7 de noviembre de 2025: un paquete de medidas urgentes para hacer que el sistema eléctrico español sea más resiliente, robusto y estable.

El decreto reforma tres aspectos que afectan directamente a los gestores de activos, promotores y equipos de O&M: cómo se calcula la capacidad instalada, la rapidez con la que los proyectos de almacenamiento y repotenciación obtienen los permisos y cuánto tiempo puede permanecer una conexión a la red sin utilizar antes de ser revocada.

Esto es lo que ha cambiado realmente.

Los tres ejes de la reforma

El Real Decreto 997/2025 se asienta sobre tres pilares. El primero es una supervisión más estricta, con nuevos mandatos para la CNMC, el regulador nacional, y para Red Eléctrica de España (REE) como operador del sistema. El segundo es un impulso estratégico al almacenamiento y la repotenciación, las dos palancas por las que apuesta España para consolidar un mix de generación con gran peso de las renovables. El tercero es la simplificación administrativa, dirigida a los retrasos en la tramitación que han frenado durante mucho tiempo la cartera de proyectos.

Bajo el primer pilar, la CNMC debe publicar un informe sobre el cumplimiento de las obligaciones de control de tensión en un plazo de tres meses, actualizado trimestralmente, y completar una inspección extraordinaria de las capacidades de restauración del servicio en un plazo de nueve meses. REE, por su parte, debe analizar las configuraciones PSS/POD, la respuesta a las variaciones de tensión y los requisitos de inyección de potencia activa en un plazo máximo de tres meses, y revisar los servicios de ajuste, la coordinación transporte-distribución y el seguimiento de incidencias en un plazo de seis meses. En términos sencillos, los operadores que tuvieron dificultades para mantener la red en abril trabajan ahora con plazos fijos.

Una nueva definición de "capacidad instalada"

Este es el cambio de mayor alcance. El decreto redefine la potencia instalada utilizada para la autorización administrativa como la potencia activa máxima que puede entregar un módulo de generación, limitada por su elemento de serie más restrictivo, ya sea turbina, inversor o transformador, sumando los elementos en paralelo. Los detalles tienen un peso financiero real:

• Los paneles solares bifaciales se contabilizan a 1,15 veces su potencia por la cara frontal a efectos del cálculo de la potencia instalada, sin que ello suponga un cambio en la potencia nominal física del panel.
• En el caso de las baterías, se toma el menor de tres valores: la suma de la potencia máxima a nivel de celda, la potencia máxima del inversor o la potencia máxima del transformador con factor de potencia unitario, sumando los inversores y transformadores en paralelo antes de aplicar el límite correspondiente.
• Una planta completa está limitada por normas que también tienen en cuenta los inversores comunes y las configuraciones en las que varios módulos comparten un inversor o transformador, además del menor valor entre el total de los módulos o la potencia máxima del transformador común.

La nueva fórmula se aplica a los proyectos que han comenzado pero aún no han obtenido la autorización de explotación definitiva. Existe un margen transitorio, pero está condicionado: los expedientes que quedarían por debajo del umbral de 50 MW con el nuevo cálculo mantienen su autoridad competente original solo si no hay cambios en la capacidad instalada según el cálculo anterior y la administración no es notificada de la retirada en un plazo de tres meses desde la entrada en vigor. Para cualquiera que esté en mitad de la tramitación, la conclusión práctica es volver a comprobar las cifras antes de que lo haga otro.

Almacenamiento e hibridación en vía rápida

España quiere baterías instaladas, y el decreto elimina las trabas para conseguirlo. Añadir un módulo de almacenamiento electroquímico híbrido dentro de una zona ya evaluada ambientalmente para el proyecto original, cuando dicho proyecto cuenta con la decisión ambiental favorable pertinente, le exime de una nueva evaluación de impacto ambiental simplificada. Esto no es una exención general para todas las baterías o proyectos de almacenamiento. Además, los proyectos de almacenamiento electroquímico híbrido bajo la competencia de la Administración General del Estado que no requieran EIA obtienen una declaración de urgencia, lo que reduce a la mitad los plazos especificados de autorización, información pública y consulta o remisión. Esto no reduce a la mitad todas las etapas de la tramitación, conexión a la red o construcción de un proyecto.

Para un mercado con una cartera de proyectos de almacenamiento en tramitación que se mide en gigavatios, reducir esos plazos a la mitad no es un ajuste. Es un pistoletazo de salida.

La repotenciación obtiene una hoja de ruta nacional

O Artigo 7 define formalmente o repowering para instalações de produção e armazenamento como a substituição, modificação ou melhoria da eficiência de um local de alto recurso existente para aumentar a produção ou a potência instalada, sujeito à AIA aplicável. O decreto exige que o governo elabore um Roteiro Nacional para a Promoção do Repowering no prazo máximo de nove meses após a entrada em vigor, alinhado com a Diretiva da UE 2023/2413. Esse prazo de nove meses expirou em 7 de agosto de 2026; os operadores devem confirmar o status atual do roteiro em vez de tratá-lo como uma obrigação puramente futura.

Para os proprietários de parques eólicos e solares antigos, a mensagem é direta: os ativos mais antigos do portfólio acabaram de se tornar estratégicos novamente.

Use sua conexão à rede ou perca-a

O decreto também aperta o cerco contra o acúmulo de capacidade. As licenças de acesso à demanda acima de 1 kV agora expiram se o titular não assinar um contrato de acesso para pelo menos 50% da capacidade concedida no prazo de cinco anos. Para licenças existentes qualificadas entre 1 e 36 kV, essa contagem regressiva de cinco anos começou em 7 de novembro de 2025. Para fins de preservação desses direitos de acesso à demanda, uma instalação não é mais tratada como "o mesmo" projeto se seu centro geométrico mudar mais de 10 km ou se sua capacidade de acesso à demanda cair mais da metade da concessão original. As garantias financeiras devem agora conter o nome e a localização do consumo, a capacidade solicitada e o código CNAE ou, para armazenamento, a identificação como armazenamento; as garantias existentes tiveram seis meses para serem substituídas ou atualizadas.

Licenças faseadas e um período de transição

O decreto também esclarece as fases de testes provisórios e autorização final para projetos de geração e armazenamento de competência estadual: uma autorização de teste provisória, emitida no prazo de um mês após o certificado de conclusão das obras e verificações técnicas, e uma autorização de operação final, emitida no prazo de um mês após os testes, juntamente com regras sobre infraestrutura de evacuação compartilhada e registro provisório ou definitivo. Até 7 de novembro de 2028, regras transitórias permitem que projetos qualificados obtenham a autorização final usando uma Notificação Provisória (ION) mais o registro RAIPEE em vez da FON, e projetos próximos ao prazo podem contar com testes provisórios, uma Notificação Operacional de Energização (EON) e uma declaração responsável de não exportar até que toda a documentação seja entregue.

O que isso significa para o desempenho dos ativos

Regulamentações como esta recompensam os operadores que conseguem agir rápido e comprovar desempenho. Um valor de capacidade instalada redefinido altera a disponibilidade reportada e os cálculos de PPA. Um conjunto reduzido pela metade de janelas de autorização e consulta encurta o caminho da decisão à energização, pressionando o comissionamento, a integração de dados e o monitoramento de desempenho desde o primeiro dia. E um roteiro de repowering só compensa se você puder identificar, ativo por ativo, quais turbinas e inversores estão realmente com desempenho abaixo do esperado e valem a pena ser substituídos.

É precisamente aí que uma plataforma de gestão de desempenho de ativos (APM) se torna indispensável.

A Delfos Energy oferece aos operadores de energia renovável na Espanha uma visão única e em tempo real de ativos eólicos, solares, híbridos e de BESS, com análises preditivas projetadas para sinalizar subdesempenho e os dados granulares necessários para orientar onde investir o capital de repowering e sustentar os números de capacidade sob as novas regras.

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Fontes

• Osborne Clarke, "Medidas urgentes para reforçar o sistema elétrico"
• BOE-A-2025-22434, Real Decreto 997/2025, de 5 de novembro (texto consolidado oficial)

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