Análisis y valoración de las medidas de regulación energética del RDL 7/2026

DIEGO RODRÍGUEZ

Apuntes 2026/09

Abril de 2026

Diego Rodríguez (UCM y Fedea)

Como ocurrió de modo recurrente con la sucesión de Reales Decretos Ley tras el comienzo de la guerra en Ucrania, el recientemente convalidado 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 (RDL en adelante), va mucho más allá de un conjunto de medidas dirigidas a paliar los impactos del aumento del precio de la energía en las rentas de los consumidores. De hecho, las medidas aprobadas con ese objetivo son una parte pequeña de las 143 páginas del RDL y la mayor parte del articulado realiza una transformación importante de diversos aspectos de la regulación del sector energético, particularmente del eléctrico. El objetivo principal de este trabajo es analizar y valorar esos cambios.

La valoración general del RDL que se desprende de este análisis es positiva. Por un lado, recupera temporalmente algunas de las medidas de contención ya aplicadas durante la anterior crisis energética. Por otro, permite abordar un conjunto amplio de problemas vinculados a la situación actual del sector eléctrico. En particular, introduce modificaciones sustanciales en la regulación de los permisos de acceso y conexión a la red para instalaciones de consumo, así como diversas medidas orientadas a facilitar el despliegue de las renovables y del almacenamiento, y a impulsar la electrificación. No obstante, esta valoración favorable mantiene una reserva importante. El RDL articula un nuevo conjunto de instrumentos que condicionan o priorizan el acceso a la red sobre la base de criterios altamente subjetivos, con el consiguiente riesgo de derivar en un sistema de acceso discrecional. Si bien el RDL remite el desarrollo de varios de esos instrumentos a normas posteriores, lo que impide por ahora realizar un análisis exhaustivo de su alcance, el hecho de que no sean criterios o características a evaluar a los efectos de ordenar las distintas solicitudes en procedimientos de concurrencia competitiva, sugiere una voluntad de utilizar las restricciones de acceso y conexión a las redes como mecanismo de política industrial, favoreciendo determinados proyectos etiquetados como estratégicos o preferentes frente a otros.

Como era esperable, varias de las medidas contenidas en este nuevo RDL provienen del RDL 7/2025, que decayó al no ser convalidado en el Congreso de los Diputados. Aquel RDL fue analizado en un trabajo previo (Rodríguez, 2025a), con una valoración general positiva. En cualquier caso, como se señaló en los análisis de otros RDL que han afectado al sector energético en estos últimos años (véase también, por ejemplo, Rodríguez, 2022), se reitera que el uso de RDL imposibilita los procesos de audiencia pública previa y de informes, particularmente por parte de la CNMC, que siempre conducen a mejoras en la calidad normativa. De hecho, hay diversos asuntos en este nuevo RDL que hubiesen requerido una mayor reflexión para la valoración de sus efectos y, muy probablemente, una redacción más precisa para evitar dudas sobre cómo deben interpretarse algunas de las cuestiones recogidas en el articulado.

* Este trabajo forma parte de un proyecto que ha sido financiado en parte por la Fundación Ramón Areces.

El RDL establece un conjunto de medidas para tratar de suavizar el impacto de la fuerte subida de los precios de los hidrocarburos en el contexto del conflicto en Oriente Medio. Como es razonable, son estas las medidas más conocidas, si bien casi todas fueron ya utilizadas en la anterior crisis de precios. En el ámbito de la electricidad, las más relevantes para los hogares son, sin duda, dos. Por un lado, se aumentan nuevamente los descuentos del bono social eléctrico de los consumidores vulnerables1 y se aumenta la cuantía del bono térmico, con un mínimo de 50 euros por beneficiario, frente a los 40 euros vigentes desde 2022. Por otro lado, se vuelve a reducir (en suministros de hasta 10 kW de potencia, que son la inmensa mayoría de los hogares) el IVA del 21% al 10% hasta el 30 de junio de este año. Además, se vuelven a establecer garantías adicionales para evitar cortes del suministro eléctrico y de agua a consumidores vulnerables, en este caso aplicables a todo el año 2026. Con afección al conjunto de consumidores eléctricos, y también hasta final de junio, se minora al 100% el Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica (esto es, se deja sin efecto) y se reduce el Impuesto Especial sobre la Electricidad del 5,11269632% al 0,5%. Adicionalmente, se vuelven a reducir en un 80% los peajes a los consumidores electrointensivos durante todo el año 2026, que se compensan con transferencias del Tesoro al sistema de liquidaciones de costes regulados que gestiona la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). También se recuperan medidas de flexibilidad en la contratación de suministros de electricidad y gas para algunos colectivos.

La misma reducción del IVA y para el mismo periodo se aplica en el ámbito de los hidrocarburos, al tiempo que también se reducen diversos tipos impositivos del Impuesto sobre Hidrocarburos. Por ejemplo, en la gasolina de 95 octanos se reduce de 0,40069 €/litro a 0,30432 €/litro, y en diésel de 0,307 €/litro a 0,26731 €/litro. Las reducciones sitúan los tipos en los mínimos permitidos por la Directiva 2003/96/CE. Sin embargo, tanto esas reducciones del Impuesto sobre Hidrocarburos como la del Impuesto Especial sobre la Electricidad y del Impuesto sobre el Valor Añadido se subordinan a la evolución del índice de precios al consumo de los productos afectados. En concreto, si la variación interanual del índice de precios del producto afectado en el mes de abril es inferior al 15 por ciento, la reducción del tipo impositivo dejaría de aplicarse en el mes de junio. Es decir, en junio podría verse que el IVA se queda en el 10% para algunos productos energéticos y vuelve al nivel del 21% en otros. Este asunto, cuya redacción es imprecisa en el RDL, se analiza con más detalle en el Anexo de este trabajo.

1 Los descuentos del bono eléctrico en 2026 han sido objeto de idas y venidas casi continuas: inicialmente se redujeron al 35% (vulnerables) y 50% (vulnerables severos). Con el RDL 3/2026 se incrementaron al 42,5% y 57,5% (iguales a los de segundo semestre de 2025), pero ese RDL no fue convalidado y regresaron al nivel previo, volviendo a incrementarse con el presente RDL. Esto es, el consumo de los hogares vulnerables en los tres primeros meses de 2026 ha pasado por cuatro niveles de descuento.

Cuadro 1. Medidas fiscales y de protección a consumidores

Notas:

1. Las cuantías son las que figuran como créditos presupuestarios en el RDL.

2. Cálculo por la CNMC en diciembre de 2025 sobre el aumento del coste del coste social en 2026 al pasar de un descuento del 35% y 50% para consumidores vulnerables y vulnerables severos, respectivamente, al 42,5% y 57,5% en virtud del RDL 16/2025 (no convalidado). Véase CNMC (2025). No tiene impacto presupuestario porque se traslada a los consumidores eléctricos.

3. Contenido en el Análisis de impactos de la memoria del RDL enviada al Congreso de los Diputados, disponible en https://www.congreso.es/backoSice_doc/atp/odiapleno_textos/130.38_RDL7- 2026_con_correccion_error.pdf. Véase también la Nota de prensa del Ministerio de Hacienda, disponible en https://www.hacienda.gob.es/es-es/prensa/noticias/paginas/2026/20260320-np-respuesta-guerra-iran.aspx

4. Incluye el impacto en la menor recaudación por IVA.

Asimismo, se modifica al alza el precio máximo de los gases licuados del petróleo envasados (butano y propano) 2 . Como es habitual, se trasladaría a los consumidores en periodos posteriores las posibles diferencias entre el precio máximo establecido y el precio teórico que pudiese resultar de la aplicación de la metodología que se aplica habitualmente. En el caso del gasóleo, el RDL también establece una ayuda de 20 céntimos para profesionales del transporte.

Las medidas fiscales de reducciones temporales de tipos impositivos se acompañan de cuatro conjuntos de deducciones en el IRPF: por mejoras en la eficiencia energética de las viviendas, por la adquisición de vehículos electrificados, por la instalación de puntos de recarga y por instalación de autoconsumo. Las tres primeras ya existen, pero se modifican ligeramente y se amplían un año más. Además, en el ámbito del Impuesto de Sociedades, se introduce libertad de amortización para instalaciones de autoconsumo y uso térmico renovable, así como para vehículos electrificados y puntos de recarga3 . Por último, se introducen distintas modificaciones en tributos locales (IAE, IBI e ICIO) relacionadas con los cálculos de las cuotas a pagar o posibles bonificaciones en relación con la energía, y se modifica el ITP y AJD para declarar exentas las transmisiones de ahorros energéticos en el marco de los Certificados de Ahorro Energético.

El Cuadro 1 sintetiza los costes asociados a las distintas medidas incluidas en el RDL en el ámbito fiscal y del apoyo a consumidores. Se incluyen las estimaciones del coste de las medidas vinculadas a deducciones o bonificaciones en el IRPF o en el Impuesto de Sociedades, contenidas en la memoria económica del RDL enviada al Congreso, pero no se incluyen los créditos presupuestarios de otras medidas más “estructurales”, como las ayudas a empresas para la compensación de emisiones indirectas de CO2 (300 M€) o las ayudas a compras de vehículos electrificados con el nuevo Plan Auto+ (400 M€).

La valoración general de estas medidas es positiva, al ir dirigidas a reducir el impacto del encarecimiento de los precios de los hidrocarburos sobre las facturas de los consumidores, o compensarlo por otras vías (caso, por ejemplo, de la reducción de peajes para consumidores electrointensivos). Una parte sustancial de estas medidas ya se habían aplicado en la crisis de precios tras la invasión rusa de Ucrania. Con las reducciones fiscales no solo se busca aliviar la factura sino evitar aumentos del IPC y del gasto público asociado, como el de pensiones por su revalorización automática. Sin embargo, como ya pasó con las implementadas en 2022/2023, no discriminan en función de la capacidad de gasto de los consumidores y ocultan señales de precios que ayudarían a reducir el consumo y fomentar el uso de otras energías. En todo caso, se reitera (Rodríguez, 2025b) que debería eliminarse definitivamente el IVPEE y acometer una rebaja del IEE para no penalizar el consumo eléctrico cuando, al mismo tiempo, se habla constantemente de electrificación (en el mismo RDL se cita en 36 ocasiones).

2 La limitación al precio máximo que se establece en la DA 7ª establece como referencia el precio máximo de venta antes de impuestos establecido en una Resolución de 12 de mayo de 2022, en la que se fijaba ese máximo en 127,7838 c€/Kg. La reciente Resolución de 5 de marzo de 2026 había fijado ese precio máximo en 106,6362 cts.€/kg. El nuevo límite será operativo en la próxima revisión de precios máximos, que se hará en el mes de mayo ya que las revisiones son bimestrales (en meses impares).

3 Fuera ya del ámbito energético, también se recupera el régimen excepcional por pérdidas graves causadas por el covid-19.

El RDL introduce un amplio conjunto de medidas relativas a las condiciones de acceso y conexión de la demanda.

o Se establecen distintos requisitos relativos a la entrega de información por parte de los gestores de la red de transporte y distribución de energía eléctrica, con el fin de aumentar la transparencia.

Valoración positiva. Las condiciones de transparencia sobre los nudos de acceso y conexión han mejorado en estos dos últimos años a raíz de distintas regulaciones puestas en marcha por la CNMC, pero actualmente no se conoce información que ahora se solicita y que se publicará semestralmente de modo agregado por parte del Miteco. Entre otras cosas, esto incluye la información sobre los permisos de acceso y conexión caducados, la conversión de capacidad otorgada a la demanda en contratos efectivos de acceso a la red, o el tiempo promedio que media entre el momento en que se obtiene el acceso y el momento en que se contrata potencia de modo efectivo.

o Se introduce la “Prestación por reserva de capacidad de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica”. Se trata de una prestación que deben pagar todos los titulares de permisos de acceso y conexión, desde el momento de la obtención de ese permiso hasta el inicio de su actividad (esto es, la firma del contrato de acceso de terceros). Se calcula multiplicando el peaje del grupo tarifario correspondiente por un factor k que se publicará por Resolución pero que, de momento, se fija como una proporción creciente por nivel de tensión: desde k=0,4 en el nivel de tensión 6.1 TD hasta k=1,5 en el nivel de tensión 6.4 TD. Se pagará mensualmente al gestor de la red, pero son ingresos del sistema que funcionan como pagos a cuenta de peajes futuros. Es decir, las empresas minorarán en el futuro esos pagos en la prestación de los peajes que deban satisfacer, pero en proporción decreciente: 100% el del primer año y 80% en los años restantes. Por tanto, implícitamente hay un pago neto al sistema por la reserva por capacidad. Se ajusta también por la ratio entre la potencia contratada en el periodo horario P1 y la capacidad de acceso reflejada en el permiso de acceso4 . Caduca el permiso cuando hay un incumplimiento de pago de al menos el 10% de la prestación. No aplica nada de lo anterior cuando la infraestructura se cede al gestor de la red (por ejemplo, en planes urbanísticos). Esta nueva prestación por reserva de capacidad sustituye a las garantías que hasta ahora han tenido que depositar los demandantes de acceso (RD 1183/2020), que se devuelven.

4 Se pueden modificar por resolución “en función del grado de materialización de los proyectos solicitantes de los permisos de acceso y conexión”. Como se ve, se deja muy abierto.

Adicionalmente, es importante señalar que se abre la posibilidad de que un consumidor que dispone de contrato de acceso y conexión renuncie a su permiso en menos de 3 meses, sin perder por ello las garantías ya depositadas. En sentido similar, un consumidor podrá reducir la capacidad asignada en su permiso si esa reducción es de al menos el 50% de la capacidad ya concedida.

Valoración positiva porque actúa sobre un grave problema de acaparamiento de los permisos de acceso y conexión, que el sistema de garantías no ha podido atajar. Al ser un pago a cuenta por su utilización futura, se encarece el permiso que no se utiliza para acceder a la red. Con el ajuste por potencia contratada debería de moderarse la solicitud de potencias que luego no se contratan en su totalidad, esto es el sobredimensionamiento de las peticiones de acceso. Habrá que ver en qué medida se desestimula el acaparamiento futuro y, sobre todo, el ya existente. Una valoración adecuada de ese efecto será posible si se hace público de modo preciso cuántos MW de los ya otorgados en el momento de entrada en vigor del RDL renuncian a ese permiso y cuántos reducen la capacidad inicialmente asignada.

o Se establecen hitos para la caducidad de permisos de acceso de instalaciones de demanda. En concreto, con la modificación de apartado 8 del RD 1183/2010 el permiso caduca por la ya reseñada falta de pago de al menos el 10 % del valor de la inversión de las actuaciones en la red, pero también cuando no se firma en tres años el contrato de encargo de proyecto o si en cuatro años no se firma el contrato técnico de acceso. Todas estas son obligaciones ya existentes en la norma sectorial y lo que se hace es establecer límites temporales cuya superación conduce a la caducidad, Asimismo, caduca el permiso si la instalación no es la misma, lo que se produce cuando se reduce la capacidad de acceso en más de un 50% de la solicitada originalmente, cuando hay un cambio en la localización a una distancia superior a 10 kms de la ubicación original o cuando hay cambio de la CNAE del proyecto. Sobre este último aspecto, el RDL pasa a vincular el permiso de acceso y conexión con el código CNAE a 3 dígitos de la empresa solicitante y no puede haber cambios en el CNAE cuando se transmite el derecho. Es importante que esto aplica también a los permisos ya concedidos, que deben actualizarse con el código CNAE de la actividad prevista. Si no se actualiza en 6 meses caduca el derecho. Además, se dan 4 meses para renunciar sin ejecución de las garantías depositadas.

Valoración positiva. Se incorporan hitos como “pruebas de vida” de que el proyecto de instalación de demanda que dispone de un permiso de acceso está realmente progresando. La CNMC (2026) había solicitado la implementación de criterios de madurez de los proyectos en las solicitudes de acceso y conexión. La ventaja del procedimiento aprobado en el RDL es que afecta no solo a las solicitudes futuras, sino también a las ya otorgadas. En ese sentido, juegan un papel similar al de los hitos administrativos en el caso de las instalaciones de generación renovable, si bien en el caso de las instalaciones de demanda se trata de hitos vinculados al proceso de conexión a la red. Las medidas de caducidad automática son positivas porque actúan sobre un grave problema de especulación con los permisos de acceso. Existe un mercado informal de venta de permisos de acceso y conexión y la medida implementada trata de reducir el tamaño de ese mercado, sin prohibir que un proyecto concreto pueda transmitir ese permiso a otro proyecto “similar”, identificado esa similitud por el código CNAE. La reducción de tamaño, en cualquier caso, debe sopesarse con el hecho de que hay muchos miles de MW de permisos de acceso ya otorgados a centros de datos, baterías o electrolizadoras, por ejemplo, por lo que persisten posibilidades de especular con los permisos ya otorgados incluso dentro del sector de referencia (CNAE 631 en centros de datos, CNAE 201 en hidrógeno renovable y CNAE 351 en el caso de las baterías). Si hay menor posibilidad de “ofrecer” ese permiso a otro proyecto, combinado con la nueva prestación por reserva de capacidad de acceso y la apertura de la ventana de tres meses para renunciar al mismo sin ejecución de garantías que se refirió con anterioridad, cabe esperar que haya renuncias de permisos ya concedidos que con altísima seguridad no van a ser utilizados por el beneficiario inicial, evitando tener que esperar al término de la ventana temporal de cinco años para tratar de traspasar ese permiso, cuyo valor se ha degradado, o simplemente dejar que este caduque5 . Esa espera, recuérdese, actúa limitando el acceso de nuevos proyectos reales, que se encuentran con una red ya “saturada”, aunque esa saturación sea en una parte muy sustancial meramente contractual y no por un uso efectivo.

o Se define una categoría de proyectos “de alta prioridad”, que pasan a tener preferencia en las solicitudes de acceso y conexión. De hecho, un proyecto de este tipo que se admite a trámite suspende los trámites del resto de instalaciones en el mismo nudo (salvo que sean compatibles)6 . Son de alta prioridad los servicios esenciales o promociones inmobiliarias, los proyectos estratégicos (que se desarrollan en el mismo RDL) y los aumentos de consumos ya existentes (hasta 3 veces). Esta idea de “alta prioridad” se conecta, por lo tanto, de modo muy estrecho con los “proyectos estratégicos”, definidos (en el art. 29) como “iniciativas de naturaleza empresarial o de colaboración público-privada de proyectos de inversión o reinversión en España para la mejora de las capacidades tecnológicas, científicas o productivas y en las que concurran razones de interés público, social y/o económico para el conjunto del país”. Se establecen ventanas temporales para la ordenación de solicitudes con este asunto: cuatro meses en la red de transporte, pero para la red de distribución se deja a un Real Decreto posterior. Así, en los más de 80 nudos que hay actualmente en espera de concurso se podrá adjudicar directamente el permiso (sin concurso) si se considera como proyecto estratégico. Será el Comité de Inversiones Estratégicas, creado en el mismo RDL, el encargado de calificar a un proyecto como estratégico. Ese Comité ya se había creado por Orden Ministerial en noviembre de 2025, que se deroga.

5 En febrero de 2026 REE indicó que desde 2022 hay otorgados 11.800 MW de capacidad para nuevas demandas (sin incluir las de almacenamiento) solo en la red de transporte, sin que ningunos de esos MW haya entrado aún en servicio.

6 Además, en estos casos no se activan concursos de demanda. El RDL también establece algunas modificaciones en la regulación de esos concursos de demanda, además de aumentar el ámbito geográfico en los concursos de demanda en los nudos de transición justa de modo que a partir de ahora no solo se refieren a los nudos en los que evacúan las centrales que cierran sino también los situados en su proximidad.

Valoración negativa en lo relativo a proyectos estratégicos. Debe recordarse que hasta ahora existe un principio de prelación temporal en la asignación y, cuando se produce sobredemanda en un nudo (con unos criterios específicos para definir qué es sobredemanda), ese nudo se reserva para el desarrollo de un concurso entre los proyectos que han solicitado acceso al mismo. Como se ha señalado, ese mecanismo no es operativo si a ese nudo acude un proyecto de “alta prioridad”. Parece normal considerar que si se va a satisfacer el consumo de un servicio esencial (por ejemplo, un hospital) ese proyecto tenga prioridad. También, en una situación tan grave como la existente en España en relación con la falta de oferta de vivienda, parece justificada su aplicación al caso de promociones inmobiliarias.

Sin embargo, la clave es que también se introducen los proyectos estratégicos, cuya definición de momento es tan amplia que fácilmente puede someter el acceso a la red a una elevada discrecionalidad, al ser la Administración quién defina a un proyecto como estratégico. De hecho, la declaración de un proyecto estratégico de inversión se hará por resolución de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, a propuesta del Comité de Inversiones Estratégicas. Es difícil en el estado actual ser más precisos, porque el RDL deja la concreción (metodología) de cuáles deben ser las características de un proyecto estratégico para un desarrollo reglamentario posterior, de modo que de momento solo se conoce que en esos proyectos deben concurrir “razones de interés público, social y/o económico para el conjunto del país”. Este instrumento se justifica en que “La demora en la creación de dicha figura supondría la pérdida de oportunidades de inversión clave para España, la disminución de competitividad y un despliegue no ordenado de los proyectos de inversión”.

Debe señalarse que el art. 29 del RDL, por el que se definen los Proyectos Estratégicos de Inversión y se crea el Comité de Inversiones Estratégicas, se relaciona directamente con el art. 28 del Proyecto de Ley de Industria y Autonomía Estratégica, en periodo de enmiendas en el Congreso y que se analizó en Rodríguez (2025c). En ese art. 28 del Proyecto de Ley de Industria se definen los Proyectos

Estratégicos, mientras que el Comité se creaba mediante una disposición adicional. Sin embargo, en ese Proyecto no hay referencia, entre los distintos efectos derivados de la declaración de un Proyecto Industrial Estratégico, a un mecanismo de preferencia en el acceso y conexión a la red eléctrica. También en ese Proyecto se indica que la “ley tiene por objeto establecer las bases de ordenación del sector industrial y el marco de la política industrial”. Lo anterior conduce a pensar que hay un alto riesgo de utilizar el cuello de botella que supone el acceso a la red eléctrica como un instrumento de ordenación industrial. Dicho de un modo más gráfico, utilizar la planificación energética como instrumento de planificación industrial.

o Se modifica la Ley del Sector Eléctrico y otra normativa para indicar que los accesos del almacenamiento son accesos flexibles.

Valoración positiva. Esto se conecta directamente con la Circular 1/2024 de la CNMC, que introduce la distinción entre el acceso de demanda firme y el flexible, y con las Especificaciones de Detalle (ED) para la capacidad de acceso flexible que se encuentra, cuya consulta pública finalizó en el mes de marzo. En concreto, en esas ED se establece un tipo 0 de acceso flexible, dirigido al almacenamiento7 . Como otras medidas contenidas en el RDL, esto contribuye a un aprovechamiento más eficiente de la red disponible.

o Se establece un régimen específico para el acceso y conexión de los centros de datos. Las características de ese régimen, que afectará a todos los centros de datos que se conecten con posterioridad a la entrada en vigor del RDL, se detallarán en un posterior Real Decreto. Sin embargo, de momento se señala que podrán incluir requisitos de adicionalidad y correlación horaria en relación con el consumo de energía eléctrica procedente de fuentes de energía renovables, junto a otros de eficiencia energética, sostenibilidad en el uso del agua, beneficios económicos y sociales, así como aquellos que permitan demostrar su contribución a la resiliencia y soberanía digital de la economía española o europea.

Valoración negativa. Es evidente que se ha producido un acaparamiento de permisos de acceso y conexión por parte de promotores (reales o ficticios) de centros de datos, al igual que ha ocurrido en otros ámbitos como el almacenamiento con baterías o los electrolizadores para la generación de hidrógeno renovable, por ejemplo. Sin embargo, no se considera apropiado establecer regímenes de acceso específicos por tipos de consumidores eléctricos. El régimen que se propone introduciría los conceptos de adicionalidad y correlación horaria8 que ya se utilizan en el marco del hidrógeno verde por parte del Reglamento Delegado (UE) 2023/1184 de la Comisión, de 10 de febrero de 2023, que complementa la Directiva (UE) 2018/2001. Sin embargo, ese Reglamento Delegado no fija condiciones de acceso a la red sino que establece la metodología para determinar cuándo la electricidad usada para producir combustibles renovables líquidos y gaseosos de origen no biológico (RFNBO) puede considerarse plenamente renovable. La justificación en ese caso reside en que se desea establecer reglas comunes en la Unión Europea para definir los RFNBO, que son una vía para aumentar la cuota de energías renovables en sectores de difícil descarbonización, teniendo en cuenta que esos RFNBO compiten con otros productos completamente sustitutivos, como es el caso del hidrógeno gris. Dicho de un modo sencillo, el hidrógeno es renovable si la electricidad lo es, y de ahí la introducción de los criterios de adicionalidad y correlación temporal, dirigidos a “certificar” ese carácter renovable del input energético.

7 Se refiere al acceso del almacenamiento a la red de distribución. Para el acceso a la red de transporte aplica la Resolución de la CNMC de 1 de diciembre de 2025.

8 La adicionalidad exige que la electricidad renovable proceda de nueva capacidad renovable o de PPAs que cumplan ciertos requisitos. La correlación temporal permite que exige que la electricidad consumida en media horaria sea renovable (con unos umbrales), si bien hasta final de 2029 ese cómputo no se hace para cada hora sino en valor medio mensual, lo que es menos exigente. Hay

Un consumidor industrial puede también adquirir, si así lo desea, electricidad “certificada” como renovable. Por ejemplo, puede adquirir garantías de origen que certifican ese origen renovable, o puede firmar PPAs con nuevos generadores renovables. Pero de momento no tiene obligación de hacerlo y la firma de esos acuerdos o compras de garantías de origen responden a su estrategia de negocio. En el caso específico de los centros de datos, es conocido que es frecuente la firma de contratos de largo plazo con nuevos productores renovables para que estos les suministren parte de su energía. De hecho, el informe de la Comisión Europea (2025) sobre la sostenibilidad de los centros de datos en la UE indica que gran parte de la electricidad consumida por estos en la UE tiene la calificación de renovable. Lo que se establece en el RDL va a más allá y adelanta un régimen “sofisticado” de cumplimiento de obligaciones, que debería de algún modo poder certificarse con carácter previo a la conexión efectiva a la red. Eso se aplicaría a un centro de datos pero no, por ejemplo, a una acería o una fábrica de cemento.

Junto a esos criterios de adicionalidad y correlación temporal, el RDL adelanta que se podrán utilizar otros criterios de eficiencia energética, sostenibilidad en el uso del agua, beneficios económicos y sociales, así como aquellos que permitan demostrar su contribución a la resiliencia y soberanía digital de la economía española o europea. A este respecto deben tenerse en consideración dos asuntos de contexto. Por un lado, sobre la base del mandato de la Directiva (UE) 2023/1791 de Eficiencia Energética para impulsar un marco normativo que desarrolle actuaciones dirigidas a promover la eficiencia energética en los centros de datos, se desarrolló el Reglamento Delegado (UE) 2024/1364 de la Comisión. En ese Reglamento se fijó un régimen de evaluación común de la Unión para valorar la sostenibilidad de los centros de datos, de modo que estos están obligados a comunicar diversos indicadores sobre consumo energético, uso del agua y otros parámetros de sostenibilidad. Está también en desarrollo un paquete de eficiencia energética para centros de datos, que debería presentarse en el segundo trimestre de 2026. Por otro lado, tras su consulta pública, está pendiente de publicación el Real Decreto por el que se regula la eficiencia energética y la sostenibilidad para los centros de datos. En el proyecto de ese Real Decreto se establecieron obligaciones de reporte de información que no se encuentran en la norma europea, incluyendo el impacto socioeconómico de cada centro de datos, con el empleo generado o su contribución a la economía local y nacional. En ese proyecto ya se establece el cumplimiento de criterios de sostenibilidad (en un sentido muy amplio) como criterio “para poder acceder a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica.” El RDL eleva a rango de ley esa cuestión, si bien en su informe al proyecto de RD la CNMC fue clara al indicar que “desde un punto de vista normativo, el proyecto estaría introduciendo un nuevo motivo de denegación de los permisos de acceso y de conexión no contemplado en la LSE”9 . Se comparte plenamente el criterio señalado por la CNMC en ese informe, donde se indica que “el procedimiento de otorgamiento del acceso y conexión no debería ser el marco donde se integre la exigencia del cumplimiento de los requisitos previstos en la Directiva (UE) 2023/1791, si se pretende que la verificación del cumplimiento sea efectiva”.

también un criterio de correlación geográfica, pero que es sencillo de cumplir en el caso de España al haber una sola zona de oferta.

o El RDL recupera algunas de las ideas para flexibilizar la planificación de la red de transporte que ya estaban contenidas en el RDL 7/2025, no convalidado. En concreto, obliga a que en un plazo máximo de tres años desde la aprobación de la planificación vigente se inicie una nueva planificación eléctrica. Los planes de desarrollo de la red de transporte deben incorporar criterios y mecanismos de flexibilidad temporal para adaptarse a la evolución real de la demanda, para lo que se introduce la obligación de revisiones puntuales del plan al menos cada dos años. . También se establece que se podrá regular mediante Real Decreto, los criterios para establecer los usos a que estarán destinadas las posiciones de las subestaciones de transporte. En ese Real Decreto se podrá determinar que determinadas posiciones de transporte destinadas a la conexión de la red de distribución solo puedan emplearse temporalmente para la conexión de determinada demanda que se considere prioritaria.

9 A ello se une que, desde el punto de vista competencial, la CNMC argumenta que “si reglamentariamente se estableciera que el cumplimiento de determinados criterios de eficiencia energética ha de ser determinante tanto para solicitar como para conceder los permisos, estos criterios deberían ser establecidos por esta Comisión.”

Valoración positiva. La planificación sigue teniendo carácter sexenal, pero su revisión debe comenzar con mucha anticipación al termino del periodo vigente porque la experiencia demuestra que, en otro caso, resulta imposible que esté aprobada antes del comienzo del periodo de referencia. Por ejemplo, la planificación 2025-2030 no está aún aprobada y probablemente no lo esté hasta finales de 2026. En relación con las modificaciones puntuales al plan de desarrollo de la red de transporte que esté en vigor, la clave es que se elimina su carácter excepcional y, de hecho, se convierten en obligatorias, con una periodicidad de al menos cada dos años. También se amplían los supuestos que dan lugar a esas modificaciones. Como novedad del RDL, en relación con el RDL 7/2025, es que se incluye como causa de revisión de la planificación las actuaciones de transporte necesarias para atender necesidades prioritarias de la red de distribución. .

o El RDL modifica la planificación de las posiciones de demanda y, más concretamente, habilita un cambio más ágil de posiciones de generación a demanda en las subestaciones, para poder atender a instalaciones de consumo y cuando concurran ciertas circunstancias. Eso puede dar lugar a que ese nudo deje de estar reservado para concurso de demanda, utilizándose el procedimiento habitual de prelación temporal para la asignación. También podrían utilizarse temporalmente posiciones inicialmente planificadas para la conexión de distribución para la conexión de demanda que se considere prioritaria, para lo que se tendrá que desarrollar un Real Decreto. Una novedad importante es que el solicitante de una posición nueva o que solicita que se reasigne la finalidad de una existente, dentro del mecanismo extraordinario de planificación, deberá acreditar un pago previo del 75% del valor de la inversión de la posición, reembolsable en ciertos casos.

Valoración positiva. Como en otras cuestiones, esto ya se había incluido parcialmente en el RDL 7/2025 e incide directamente en priorizar la conexión de demanda a la red eléctrica, reduciendo algunos de los obstáculos que lo limitan, en concreto las dificultades para cambiar el uso de una posición que se había fijado en la planificación. Se considera adecuado el nuevo pago previo del 75% en el valor de la inversión necesaria para este mecanismo de cambio en la finalidad de las posiciones ya existentes o previstas, o para la introducción de posiciones en el plan de desarrollo de la red de transporte, porque permitirá filtrar a aquellas solicitudes de demanda recibidas que responden realmente a un proyecto real de aquellas que no lo tienen.

o Se crean las Zonas de aceleración renovable (ZAR), que son zonas especialmente adecuadas para el despliegue de instalaciones renovables y de almacenamiento hibridado con estas. Es una obligación impuesta por la Directiva (UE) 2023/2413, conocida habitualmente como RED III. Lo que hace el RDL es establecer el marco básico estatal y unos criterios mínimos, pero la designación concreta de las zonas corresponde a las CCAA. La clave es que los proyectos que se establecen en las ZAR no se someten, en principio, a evaluación de impacto ambiental ordinaria ni simplificada, siempre que apliquen las medidas preventivas y mitigadoras previstas y se cumplan ciertos criterios generales. Como en otros ámbitos, queda pendiente un desarrollo reglamentario posterior para definir, por ejemplo, un catálogo de medidas de mitigación.

Valoración positiva. Debería contribuir a un despliegue más ágil de las renovables y el almacenamiento hibridado. Esto es especialmente importante en el caso de la eólica y las baterías. Es significativo que algunas CCAA (Canarias, Baleares y Galicia) han definido ya ZAR sin ese marco que provee ahora el RDL.

o Se definen los “proyectos de excelencia social y territorial”. La obtención del reconocimiento de este estándar es voluntaria para los promotores. No obstante, podrá constituir, en los términos que se determinen, mérito acreditable en los procedimientos de concesión de acceso y conexión a la red, en los concursos de asignación de régimen económico regulado y a los efectos de ser declarados proyectos energéticos preferentes. A esos efectos, se crea la categoría de “proyectos energéticos preferentes” (art.21). Este es el paraguas que incluye a proyectos con el estándar de excelencia social y territorial en zonas de sensibilidad ambiental baja (a definir en Orden posterior), a los proyectos energéticos preferentes en la planificación, a los proyectos estratégicos, a las instalaciones energéticas estratégicas y a las repotenciaciones. Todos estos proyectos “tendrán una tramitación preferente frente al resto en los procedimientos antes señalados.” Además, pueden serlo proyectos “en los que la potencia instalada se encuentre más alejada de los objetivos establecidos en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima.” Las Administraciones Públicas tendrán que priorizar informes de instalaciones de proyectos preferentes

Valoración negativa. No se entiende a qué problema responde la obtención de un reconocimiento especial a determinados proyectos de generación renovable. Aunque sea un mecanismo voluntario para los promotores, el hecho de que ese reconocimiento les pueda dar acceso preferente a la red (en este caso, al menos, como mérito adicional en un procedimiento competitivo) vuelve a incidir en los problemas de subjetividad que están presentes en este tipo de reconocimientos.

o Extensión del quinto hito, relativo a la autorización administrativa de explotación definitiva en un plazo máximo de cinco años, para instalaciones con permiso de acceso y conexión posterior al 27/12/2023. Ahora tendrá que disponerse de esa autorización antes del 31/12/2030.

Valoración positiva. Es una nueva extensión del periodo de cinco años, que va a afectar a un buen número de proyectos que debían entrar en funcionamiento ya en verano de 2026 y 2027. Está sujeto a que la instalación tenga ya el permiso de construcción, de modo que consiste en diferir su construcción real y entrada en operación. En el RDL esa extensión se justifica por razones de tensionamiento en las cadenas de suministro. Efectivamente, ese puede ser un factor que esté incidiendo en la dificultad para que nuevas instalaciones entren en operación antes de que caduquen próximamente sus permisos de acceso y conexión. Sin embargo, la principal razón que está ya afectando a la entrada de nuevos proyectos fotovoltaicos es la caída del precio de mercado capturado, en un contexto donde continua sin haber entrada significativa de almacenamiento. En ese sentido, la extensión del periodo de entrada en funcionamiento permite que proyectos ya avanzados (pues tienen ya el permiso de construcción) eviten el problema de tener que empezar a operar en un contexto de márgenes muy reducidos y da cierto tiempo para que comience a entrar almacenamiento en el sistema que, desafortunadamente, de momento va a ser solo de baterías y no de nuevo bombeo.

o Se introducen dos medidas para el impulso del bombeo hidráulico. Por un lado, se fija en 12 años la caducidad de los permisos de acceso. Por otro lado, se declara su utilidad pública, si bien esta requerirá que el promotor haya alcanzado acuerdos de adquisición de al menos el 25% de la superficie afectada.

Valoración positiva. La extensión de la vigencia de los permisos desde 9 a 12 años resulta imprescindible dados los larguísimos plazos de ejecución de estos proyectos. La declaración de utilidad pública facilita los procesos de expropiación forzosa y de ejecución de servidumbres de paso. En ese sentido, el RDL también aclara que las infraestructuras de evacuación forman parte integrante de las instalaciones de almacenamiento. La actual Directiva de Renovables (RED III) introdujo el concepto de presunción de interés público superior, que afecta sobre todo al ámbito de la normativa medioambiental. Sería adecuado avanzar en esa línea si bien, en relación con el asunto de permisos, es positivo que se haya iniciado un proceso de consulta previa para la unificación de procedimientos entre la parte de energía (autorizaciones), de medioambiente (evaluación de impacto) y de concesión de aguas, así como de coordinación entre el otorgamiento de la concesión para el uso del agua y los permisos de acceso y conexión a la red.

o Simplificación en la tramitación de autorizaciones para la repotenciación de parques eólicos, en hibridaciones de producción y almacenamiento y en repotenciaciones de redes de transporte y distribución, siempre que el incremento de potencia no sea superior al 25%. También se introducen medidas para evitar alargamientos en los procesos de evaluación ambiental. Además, se suspende el cómputo de plazos para el cumplimiento de hitos cuando hay medidas cautelares administrativas o judiciales.

Valoración positiva de esas medidas. La medida de suspensión de plazos incide muy especialmente en los proyectos de parques eólicos, muy afectados por litigios locales.

o Remisión de acuerdos de infraestructuras de evacuación compartidas entre titulares de instalaciones de producción, almacenamiento e hibridaciones.

Valoración positiva. La CNMC señaló en su reciente Informe de recomendaciones y medidas propuestas a raíz del incidente eléctrico del 28 de abril de 2025 (CNMC, 2026b) que aunque la compartición de infraestructuras de evacuación entre diversos generadores es lo más eficiente (por ejemplo, medioambientalmente), añade dificultades de control y gestión.

o Impulso del biometano. Se da un mandato al Gobierno para introducir objetivos anuales de penetración del biometano en sectores distintos al transporte. También se adelanta que en estos proyectos podrá ser exigible un sello de excelencia social, territorial y ambiental.

Valoración positiva. El PNIEC argumenta sobre el papel del biometano, pero sin que hasta ahora exista indicación alguna de objetivos. Como referencia, el porcentaje de biometano en las redes de transporte y distribución de gas fue del 0,13% del total. En relación con el sello, el contexto en el que se sitúa el despliegue de instalaciones de biometano es el de una notable oposición social, por lo que cabe pensar que el sello trata de estimular mecanismos para moderar esa oposición.

o Se modifican las condiciones para definir a una instalación de autoconsumo como próxima, fijando una distancia máxima de 500 metros cuando la instalación de producción esté unida al consumidor a través de líneas directas con el consumidor o 5.000 metros en el caso de una generación eólica o fotovoltaica conectada a través de las líneas de transporte o distribución. En este último caso la distancia que figuraba hasta este momento en la norma era de 500 metros.

Valoración positiva.

Se crea el Fondo para el Impulso de la Descarbonización Industria (FIDI)l, mediante el que se amplía el objeto del actual Fondo Español de Reserva para Garantías de Entidades Electrointensivas. La novedad principal (sección B del nuevo fondo10) es que posibilita la formalización de contratos por diferencia de carbono a consumidores industriales intensivos en el uso de energía y con elevada dependencia de combustibles fósiles. Requiere desarrollo reglamentario posterior.

10 La Sección A se corresponde con el mecanismo, ya existente, de cobertura por cuenta del Estado de los riesgos derivados de contratos de suministro de energía eléctrica a largo plazo suscritos por consumidores electrointensivos, cuyo agente gestor es la Compañía Española de Seguros de Crédito a la Exportación (CESCE).

Valoración positiva. Otros países de nuestro entorno (por ejemplo, Alemania11, Países Bajos) están usando ya la figura de contratos por diferencia de carbono, que en España está aún por comenzar (se recoge un plan piloto en el PRTR). Serian contratos entre empresas industriales y el sector público, con recursos del FIDI procedentes de los Presupuestos Generales del Estado. Esos contratos cubren la brecha económica entre una tecnología limpia y la alternativa fósil cuando el precio actual del no es suficiente por sí solo para que la inversión sea rentable. Su funcionamiento básico consiste en comparar un precio de referencia del que haría viable la inversión en la nueva tecnología frente al precio actual del , de modo que la empresa recibe del Fondo la diferencia cuando el primero es mayor que el segundo y paga al Fondo cuando el precio de mercado del CO2 se sitúa por encima del precio de referencia. Su finalidad, por lo tanto, es desbloquear inversiones de elevado volumen en sectores difíciles de descarbonizar. Habitualmente son contratos por periodos largos de tiempo (diez años, por ejemplo) que se asignan mediante un procedimiento competitivo (véase Richstein y Neuhoq, 2022).

o Impulso de bombas de calor mediante Certificados de Ahorro Energético (CAES).

Valoración positiva, aunque todo está por concretar.

o Se crea el Programa Auto +, con 400 M€ para incentivar la adquisición de vehículos eléctricos y electrificados, mediante ayudas a empresas y a particulares.

Valoración positiva, aunque todo está por definir. Forma parte del anunciado Plan Auto 2030 para sustituir al MOVES III, ya finalizado. En este caso serán ayudas en el momento de la compra, gestionadas directamente por el Ministerio de Industria y Turismo. La descarbonización del transporte no avanza y es clave para el cumplimiento de objetivos.

o Por último, el RDL aprueba distintas medidas regulatorias que son recurrentes en la regulación energética, como el crédito por ayudas a la compensación de emisiones indirectas de CO2, con 300 M€ (en 2025 se asignaron 600 M€ en total) o la tasa de retribución financiera para el tercer periodo regulatorio 2026-2031 del régimen retributivo adicional en los sistemas eléctricos no peninsulares, con la misma tasa del 6,58% propuesta por la CNMC.

Valoración positiva.

11 Véase Blömer (2025) para un análisis de la experiencia alemana.

El RDL 7/2026 introduce modificaciones temporales en diversos impuestos con afección sobre los precios finales de la energía, similares a las que ya se implementaron en el contexto de la crisis de precios en 2022. Esas modificaciones son pertinentes como vía para moderar el impacto sobre las rentas de los consumidores y algunos grupos de profesionales especialmente afectados y, también, contribuyen a moderar el impacto inflacionario. Ello no obsta para volver a señalar que no discriminan en función de la capacidad de gasto de los consumidores y ocultan señales de precios que ayudarían a reducir el consumo energético. Asimismo, en este trabajo se vuelve a incidir sobre la necesidad de que algunas de las medidas impositivas dejen de estar planteadas como un mecanismo compensatorio de carácter temporal y se acometa una reforma que elimine el impuesto eléctrico (en el caso del IVPEE) o lo reduzca (en el caso del IEE). Seguir gravando el consumo eléctrico con tres impuestos en cascada resulta contradictorio cuando el mismo RDL habla de la urgencia de avanzar en la electrificación en casi cuarenta ocasiones.

Sin embargo, como se ha señalado con anterioridad, la mayor parte del texto del RDL 7/2026 se destina a introducir un amplio abanico de reformas regulatorias en el sector energético, particularmente en el ámbito eléctrico. En este trabajo se han analizado esas reformas, con una valoración general positiva ya que abordan muchos de los problemas actuales del sector eléctrico. En particular, se introducen diversos cambios normativos que facilitan el avance de la electrificación, el despliegue de las energías renovables y el almacenamiento, aunque el problema en este último caso sigue estando centrado en la enorme dificultad de desarrollo de los proyectos de bombeo hidráulico. A ese respecto, convendría avanzar un poco más en la transposición de la Directiva de Energías Renovables (RED III) reforzando la posición de los bombeos mediante la presunción de interés público superior.

El RDL introduce también distintas medidas de flexibilización en la planificación y mejoras en la regulación del acceso de instalaciones de demanda dirigidas a reducir el problema del acaparamiento. Estas medidas, en las que se incluye de modo destacado la nueva prestación por reserva de capacidad de acceso, se consideran especialmente necesarias y positivas para avanzar en una despliegue y uso más eficiente de las redes de transporte y distribución. Sin embargo, el RDL introduce también distintas medidas que abren un escenario de discrecionalidad en la concesión de permisos de acceso, en la medida en que la calificación de un proyecto como estratégico por parte del nuevo Comité de Inversiones Estratégicas le asigna a ese proyecto una posición de alta prioridad en el acceso a la red. En ese sentido, hay un riesgo evidente de utilizar el cuello de botella que supone el acceso a la red eléctrica como un instrumento de ordenación o planificación industrial. También se considera que no debe existir un régimen de acceso que establezca criterios diferenciados según la categoría del proyecto industrial o de servicios que se sitúe detrás, por lo que se ha valorado negativamente la posible inclusión de condiciones de satisfacción de criterios de eficiencia energética o del mix de generación consumida para la obtención de los permisos de acceso por parte de los centros de datos. Todo ello a expensas de la reglamentación posterior en la que se concretarán varias de estas cuestiones, que simplemente se esbozan en el RDL.

References

1. Blömer, R.A. (2025). Challenges in designing an industrial decarbonization support scheme: Insights from the German CCfD scheme. Papeles de Energía 29, p. 7-24. https://www.funcas.es/articulos/challenges-in-designing-an-industrial-decarbonizationsupport-scheme-insights-from-the-german-ccfd-scheme/
2. Comisión Europea (2025). Assessment of the energy performance and sustainability of data centres in EU. First technical report. https://data.europa.eu/doi/10.2833/3168794
3. CNMC (2025). Acuerdo por el que se remite a la Dirección General de Política Energética y Minas propuesta de actualización de valores unitarios para la financiación del bono social 2026 acorde al Real Decreto-Ley 16/2025 (INF/DE/321/25). https://www.cnmc.es/sites/default/files/6368469.pdf
4. CNMC (2026b). Informe de recomendaciones y medidas propuestas a raíz del incidente eléctrico del 28 de abril de 2025 (PRO/CNMC/001/26). https://www.cnmc.es/sites/default/files/6463458.pdf
5. CNMC (2026a). Informe sobre el Proyecto de Real Decreto por el que se regula la eficiencia energética y la sostenibilidad para los centros de datos (IPN/CNMC/043/25). https://www.cnmc.es/sites/default/files/6422385.pdf
6. Richstein, J.C. y Neuhoq, K. (2022). Carbon contracts-for-diqerence: How to de-risk innovative investments for a low-carbon industry?, iScience 25(8), 104700. https://doi.org/10.1016/j.isci.2022.104700
7. Rodríguez, D. (2022). La CNMC y la transmisión de bonificaciones y gravámenes a los consumidores, Apuntes Fedea 2022/32. https://documentos.fedea.net/pubs/ap/2022/ap2022-32.pdf
8. Rodríguez, D. (2025a). Por qué deberían aprobarse medidas urgentes para el refuerzo del sistema eléctrico, Apuntes Fedea 2025/27. https://documentos.fedea.net/pubs/ap/2025/ap2025-27.pdf
9. Rodríguez, D. (2025b). El equilibrio financiero del sector eléctrico y la desaparición del impuesto de generación, Apuntes Fedea 2025/04. https://documentos.fedea.net/pubs/ap/2025/ap2025-04.pdf
10. Rodríguez, D. (2025c). Comentarios al Proyecto de Ley de Industria y Autonomía Estratégica, Apuntes Fedea 2025/23. https://documentos.fedea.net/pubs/ap/2025/ap2025-23.pdf

El RDL establece que “Si en el mes de abril la variación del IPC de (producto energético) no supera en más de un 15 por ciento el IPC del mismo mes del año anterior, de acuerdo con la información que publique en mayo el Instituto Nacional de Estadística, la reducción del tipo regulada … (impuesto)…. dejará de aplicarse en el mes de junio”.

Los tipos se corresponden con las reducciones del IVA a determinadas entregas, importaciones y adquisiciones intracomunitarias de productos energéticos, del Impuesto Especial sobre la Electricidad y de los tipos impositivos del Impuesto sobre Hidrocarburo.

El RDL no lo detalla, pero cabe entender que en los casos de la electricidad y el gas las series temporales de referencia deberían ser, en términos de la clasificación ECOICOP (ver.2), las subclases 04.5.1.0 para la electricidad y 04.5.2.1 para el gas natural. En el caso de la reducción del IVA, esta no solo se aplica al gas natural sino también a briquetas y «pellets» procedentes de la biomasa y a la madera para leña, si bien el RDL utiliza como referencia en los tres casos el IPC del gas (gas, briquetas/pellets y madera para leña). Adicionalmente, si bien las reducciones del IVA y del impuesto sobre hidrocarburos afectan a una amplia variedad de hidrocarburos, la referencia en el RDL es al IPC “de carburantes” y en ese caso la serie más asimilable es la clase 07.2.2, de combustibles y lubricantes para vehículos personales. Por lo tanto, no se tomarían en consideración la evolución de las series de las subclases 04.5.2.2 correspondiente a hidrocarburos licuados, es decir, butano, propano, ni la de subclase 04.5.3.0, que se refiere a fuelóleos/gasóleos y otros aceites combustibles de uso doméstico para calefacción, iluminación o cocina. No debería utilizarse la serie temporal referida al grupo especial de combustibles y carburantes porque ese grupo integra el gas natural.

La redacción de este asunto en el RDL es mejorable, pero se entiende que simplemente se ha establecido un umbral del 15 por ciento en la variación interanual del índice de precios entre el mes de abril de 2026 y el mes de abril de 2025. De ese modo, para cada producto (electricidad/gas/carburantes), la reducción de tipos impositivos dejaría de ser efectiva en el mes de junio si no se superase ese umbral. Según el calendario de publicaciones del INE, la información para el mes de abril de 2026 se conocerá el 14 de mayo, por lo que en ese momento se podrá hacer el cálculo correspondiente. A efectos ilustrativos, el gráfico muestra el porcentaje de variación del índice de precios en el mes de abril de cada año con respecto al mismo mes del año previo, para el periodo comprendido entre 2021 y 2025 y para cada uno de los tres productos. Como puede observarse, en los últimos años solo se ha superado el umbral de una variación interanual (en el mes de abril) superior al 15% establecido en el RDL en los años 2021 y 2022.