La sanidad pública de Castilla-La Mancha multiplica por 72 su producción fotovoltaica anual
La red sanitaria pública de Castilla-La Mancha ha multiplicado por más de 72 su producción de energía solar fotovoltaica, al pasar de cerca de 80.000 kilovatios hora en 2020 a 6 millones de kilovatios hora en 2025, con la incorporación progresiva de instalaciones destinadas al autoconsumo en hospitales, centros de salud, centros de especialidades y edificios administrativos.
Una evolución que se ha traducido en una reducción de emisiones asociadas a su funcionamiento, ya que durante el pasado ejercicio la producción fotovoltaica del Servicio de Salud de Castilla-La Mancha (Sescam) permitió evitar la emisión de 1.620 toneladas de CO₂, mientras que en el primer semestre de 2026 se han generado ya 3.223.235 kilovatios hora, con otras 912 toneladas de emisiones evitadas.
Así lo ha trasladado este sábado el consejero de Sanidad, Jesús Fernández Sanz, durante la presentación de la tercera fase del proyecto de instalación de energía fotovoltaica del Hospital General Universitario de Ciudad Real, según ha informado la Consejería en nota de prensa.
Fernández Sanz ha señalado que la mejora de la eficiencia energética forma parte de la modernización de las infraestructuras sanitarias públicas y ha subrayado la importancia de combinar la incorporación de energías renovables con la renovación de equipos, la optimización de instalaciones y una gestión más eficiente de los consumos.
El Sescam cuenta con una potencia instalada en instalaciones fotovoltaicas de aproximadamente 5,8 megavatios pico, y la planificación regional incluye nuevas actuaciones con una potencia conjunta prevista de aproximadamente 1,18 megavatios pico, cuya puesta en funcionamiento está prevista mayoritariamente para 2027.
Plataforma inteligente
A esto se suma una plataforma inteligente de monitorización centralizada, que permite supervisar la producción energética en tiempo real de 15 instalaciones, comparar rendimientos, detectar incidencias y optimizar las tareas de mantenimiento.
El Hospital General Universitario de Ciudad Real desarrolla desde finales de 2023 su proyecto de implantación progresiva de instalaciones solares fotovoltaicas destinadas al autoconsumo, aprovechando las cubiertas de diferentes edificios del complejo hospitalario.
La primera fase, incorporó 394 paneles solares, la segunda añadió 605 y la tercera fase, presentada ahora, contempla la instalación de otros 432 paneles solares.
En conjunto, las tres fases representan una inversión adjudicada de más de 680.000 euros y la instalación de 1.431 paneles solares.
EDP y Zelestra superan ya 1 GWh en proyectos híbridos de almacenamiento y energía solar
Las dos empresas refuerzan su alianza con dos nuevos PPAs que abarcan las plantas solares ya operativas de Pedroso (Sevilla) y Valkyria (Castilla-La Mancha)
Zelestra y EDP han firmado dos nuevos acuerdos de compra de energía (PPA) para hibridar plantas solares en funcionamiento en España mediante la incorporación de sistemas de almacenamiento en baterías. Con estos acuerdos, la colaboración entre ambas compañías alcanza ya cuatro proyectos híbridos y más de 1 GWh de capacidad de almacenamiento contratada en el país.
Los acuerdos a largo plazo abarcan las plantas solares ya operativas de Pedroso (Sevilla) y Valkyria (Castilla-La Mancha). En Pedroso, Zelestra desarrollará un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de 25 MW y aproximadamente 100 MWh de capacidad junto a la planta solar de 31 MWdc. En Valkyria, un BESS de 90,45 MW y aproximadamente 362 MWh de capacidad complementará los 150 MWdc de capacidad solar. Ambos sistemas de almacenamiento tendrán una autonomía de cuatro horas.
EDP, el actual cliente de ambas plantas solares, está consolidando una posición de liderazgo en la compra de activos de almacenamiento en baterías en el mercado español.
Los acuerdos elevan a cuatro los proyectos que forman parte de la colaboración entre ambas compañías para la hibridación de instalaciones en España. En 2025, EDP y Zelestra firmaron el primer PPA de España que combinaba energía solar y almacenamiento en baterías, que contemplaba 170 MWdc de capacidad solar y 400 MWh de almacenamiento en Trujillo, Extremadura. A principios de este año, ambas compañías firmaron también el primer PPA en España para hibridar una planta solar ya operativa, incorporando un sistema BESS de 160 MWh a la planta Pizarroso, de 50 MW, en Cáceres. En conjunto, los cuatro proyectos suman más de 1 GWh de capacidad de almacenamiento.
Jaime Burguete, CEO de Zelestra en España, ha afirmado: “Zelestra y EDP han creado juntas algo único en el mercado español: una alianza comercial que está habilitando una capacidad de almacenamiento a gran escala que beneficiará al sistema energético en su conjunto. Estos cuatro proyectos híbridos demuestran que el almacenamiento de energía es viable en España, y esperamos que este segmento del mercado sea la principal área de crecimiento en los próximos años”.
Audax pone en marcha su planta solar de El Rebollo en Guadalajara
La energética Audax ha anunciado la puesta en marcha de su planta fotovoltaica El Rebollo, situada en el municipio de Yunquera de Henares, en la provincia de Guadalajara. La instalación ocupa una superficie de 5,96 hectáreas y se encuentra actualmente en la fase final previa a su entrada en operación comercial, después de haber completado con éxito las pruebas de generación de energía.
Se trata de una infraestructura de tamaño medio dentro del catálogo de proyectos solares que la compañía viene desarrollando en España, y que refuerza su presencia en una de las regiones con mayor concentración de plantas fotovoltaicas del país.
Características técnicas de la instalación
La planta El Rebollo tiene una potencia total de 4,12 MWp y está equipada con 7.482 módulos solares dotados de seguidor a un eje, una tecnología que permite orientar los paneles a lo largo del día para maximizar la captación de radiación solar y, con ello, la producción eléctrica respecto a instalaciones con estructura fija.
La energía generada por la planta se evacúa a través de una línea eléctrica enterrada de 2,54 kilómetros de longitud, que conecta la instalación con un centro de transformación desde el que la electricidad se incorpora a la red. El soterramiento de esta línea reduce el impacto visual y ambiental del proyecto sobre el territorio circundante.
Audax refuerza su cartera fotovoltaica en España
Con la incorporación de El Rebollo, Audax eleva su potencia fotovoltaica total en España hasta los 172 MWp, repartidos en un total de 22 plantas solares operativas en distintos puntos del país. De estas, 19 se ubican en Castilla-La Mancha, lo que confirma a esta comunidad autónoma como el principal foco de desarrollo fotovoltaico de la compañía, gracias a sus condiciones de irradiación solar y a la disponibilidad de suelo apto para este tipo de proyectos.
El director general de generación de energía de Audax, Marc Farriol, ha destacado que el objetivo de la compañía es superar los 850 GWh de energía generada para 2030, una meta que se apoya en el desarrollo continuado de nuevas plantas solares como la de El Rebollo.
El papel de Castilla-La Mancha en el despliegue fotovoltaico nacional
La concentración de proyectos fotovoltaicos de Audax en Castilla-La Mancha es representativa de una tendencia más amplia en el sector solar español, donde esta comunidad autónoma se ha consolidado como una de las principales receptoras de inversión en generación fotovoltaica a gran escala, gracias a factores como la disponibilidad de terreno, la conexión a infraestructuras de evacuación eléctrica y unos niveles de irradiación favorables para maximizar el rendimiento de las instalaciones.
El avance de este tipo de plantas contribuye a los objetivos de descarbonización del mix eléctrico español y al cumplimiento de las metas de despliegue renovable marcadas por el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que prevé un fuerte incremento de la potencia fotovoltaica instalada en el conjunto del país durante esta década.
La energía dispara la inflación industrial en Castilla-La Mancha hasta el 12,7%
Los precios industriales en Castilla-La Mancha aceleraron su subida en agosto hasta el 12,7% interanual, tres décimas por encima de la media nacional del mes anterior, arrastrados por el encarecimiento de la energía, que se disparó un 36,8% en el último año en la región. Los datos los publicó este jueves el Instituto Nacional de Estadística (INE).
La tasa regional supera en 3,1 puntos a la registrada en julio y encadena seis meses consecutivos de ascensos, en un contexto marcado por las tensiones derivadas del conflicto bélico en Irán.
Los precios industriales de Castilla-La Mancha cerraron agosto con una subida interanual del 12,7%, según los datos publicados este jueves por el Instituto Nacional de Estadística (INE). El incremento, que sitúa a la región 3,1 puntos por encima de la tasa de julio, responde principalmente al encarecimiento de la energía, cuyo índice de precios creció un 36,8% en el último año y un 9,9% en términos mensuales, esto es, respecto a julio. En lo que va de año, la energía acumula una subida del 39,3% en la región.
El resto de componentes del índice también registraron subidas, aunque de intensidad muy inferior. Los bienes de equipo se encarecieron un 4,5% interanual y los bienes intermedios, un 8,1%. En el segmento de consumo, los bienes duraderos subieron un 5,3%, mientras que los no duraderos bajaron un 1,2%, siendo el único componente con tasa negativa.
La energía, motor de la escalada
El encarecimiento de la energía es la principal explicación de la aceleración de los precios industriales tanto en Castilla-La Mancha como en el conjunto del país. A escala nacional, la inflación industrial alcanzó en agosto el 13,2% interanual —3,8 puntos más que en julio y la tasa más elevada desde diciembre de 2022—, con los precios energéticos elevando su tasa anual 12,1 puntos, hasta el 33,3%.
El encarecimiento afectó especialmente a la producción, el transporte y la distribución de energía eléctrica, al refino de petróleo y, en menor medida, a la producción de gas. Los precios de las coquerías y el refino de petróleo se dispararon un 56,8% interanual en agosto, mientras que el suministro de energía eléctrica y gas subió un 27% en el mismo periodo.
Excluida la energía, la inflación industrial creció una décima en tasa interanual hasta el 3,5%, situándose 9,7 puntos por debajo del índice general, lo que evidencia el peso determinante del componente energético en la evolución del índice.
Irán y seis meses de subidas ininterrumpidas
Los datos del INE señalan que la inflación industrial encadena seis meses consecutivos de ascensos, y que en el comportamiento de agosto vuelven a notarse los efectos de la guerra en Irán. En los ocho primeros meses de 2026, la inflación industrial ha subido una media del 13,2% respecto al mismo periodo de 2025. Las coquerías y el refino de petróleo acumulan en ese periodo un alza del 63,2%, y el suministro de energía eléctrica y gas, del 27%.
En valores mensuales —agosto sobre julio—, la inflación industrial se disparó un 2,9% a escala nacional, impulsada por una subida del 7,4% en la producción y distribución de energía eléctrica, del 10% en el refino de petróleo y del 7% en la producción de gas. Actuaron como contrapeso las bajadas en la fabricación de productos químicos (-2%) y en la de aceites y grasas vegetales y animales (-1,7%). A su vez, los bienes de consumo no duradero recortaron tres décimas su tasa interanual hasta el 0,2%, moderados por el descenso en los precios de aceites y grasas vegetales y animales.
Todas las comunidades, en positivo
Todos los territorios registraron en agosto tasas anuales positivas en sus precios industriales. Las mayores subidas se concentraron en Asturias y Canarias (+27,3% en ambos casos), Baleares (+24,3%), Andalucía (+23,5%) y País Vasco (+17%). En el extremo opuesto, los menores incrementos correspondieron a Extremadura (+5%), Cantabria (+6%) y Navarra (+6,8%), situándose las tres por debajo del dato de Castilla-La Mancha. La región se mantiene así en una posición intermedia dentro del ranking autonómico, con una tasa que queda 0,5 puntos por debajo de la media nacional del 13,2%.
Una planta de procesado de pistachos de Las Mesas (Cuenca) funciona con energía íntegramente renovable
Se trata de una instalación fotovoltaica aislada con 78,56 kWp de potencia declarada y 108 kWh de almacenamiento
El proyecto, ejecutado por Anbelo Solar con los principales equipos FV a cargo de Suministros Orduña, vincula el aprovechamiento del recurso solar con una actividad agroindustrial que necesita electricidad para conservar la materia prima y transformarla en diferentes productos.
La primera fase entró en funcionamiento a finales de 2024 con una potencia nominal de 30 kW y una capacidad de acumulación de 61,6 kWh, mientras que la ampliación acometida en junio de 2026 elevó esas magnitudes hasta los 60 kW y los 108 kWh, respectivamente.
Según la información facilitada sobre el proyecto, la decisión de ampliar respondió tanto a la satisfacción del cliente con el funcionamiento de la instalación inicial como a la incorporación de nuevos procesados de pistacho, que incrementaron las necesidades energéticas de la fábrica.
El desafío consistía en abastecer de forma autónoma una actividad con consumos diversos, entre los que figuran cámaras frigoríficas, maquinaria para elaborar cremas de pistacho, una tostadora y sistemas de tratamiento de aguas mediante ósmosis.
La refrigeración ocupa un lugar relevante, porque la conservación del producto exige disponer de suministro más allá de la coincidencia entre las horas de trabajo de la planta y los momentos de generación fotovoltaica.
Para atender esas necesidades, la instalación combina módulos de Canadian Solar con cuatro inversores SMA Sunny Tripower de 15 kW, mientras que seis inversores Victron Quattro de 10.000 VA intervienen en la gestión del sistema aislado.
El almacenamiento se articula mediante siete baterías BYD Battery-Box Premium 15.4, que permiten reservar parte de la electricidad generada para su utilización posterior en los distintos procesos industriales y aportan flexibilidad al abastecimiento de la planta.
La solución utiliza una configuración denominada acoplamiento en corriente alterna, o AC coupling, que integra la producción fotovoltaica con las baterías y la gestión energética para adaptar el suministro a las demandas de los equipos.
La experiencia del cliente destaca el comportamiento de esta configuración ante cargas industriales diferentes, especialmente en los sistemas de frío, el tratamiento de aguas osmotizadas y el resto de la maquinaria empleada en el procesado del pistacho.
Según los responsables del proyecto, el resultado es una fábrica abastecida exclusivamente con energía renovable, aunque la información aportada no detalla la producción eléctrica anual, el consumo de la actividad ni las horas de autonomía disponibles.
La elección de Cuenca para este proyecto no es casual. Castilla-La Mancha concentra alrededor del 75% de la producción española de pistacho, y la región ha pasado de unas 4.000 hectáreas cultivadas en 2012 a cerca de 70.000 en la actualidad. España aspira a convertirse en el gran proveedor de pistacho de Europa, compitiendo con Irán y California. Y para eso, necesita infraestructura de procesado. Plantas como la de Las Mesas son las que permiten que el pistacho cultivado en la región se transforme aquí, en lugar de exportarse en bruto.
El pistacho es un cultivo que ha crecido de forma espectacular en los últimos años. Se le llama «el nuevo oro verde» porque es rentable, resistente a la sequía y se adapta bien a las condiciones de la meseta . Pero también requiere inversión: los árboles tardan años en dar fruto, y el procesado posterior es intensivo en energía. La refrigeración, el tostado y la elaboración de cremas son procesos que consumen mucha electricidad. En un entorno rural, donde la red eléctrica puede ser débil o cara de conectar, tener una instalación autónoma como esta es una ventaja competitiva real.
Avebiom impulsa una red europea para reforzar el papel de la bioenergía en la gestión forestal
Las comunidades españolas que forman parte de la Wood Energy Regions Network (WERN) desde su creación son Castilla-La Mancha y Castilla y León
La Asociación Española de la Biomasa (Avebiom), junto con la Asociación Austriaca de la Biomasa y la Asociación Alemana de Bioenergía, con el respaldo de Bioenergy Europe, han promovido la creación de la Wood Energy Regions Network (WERN), una red europea que aspira a situar la bioenergía forestal entre las herramientas que deben tener en cuenta las políticas europeas de energía, gestión forestal, prevención de incendios y desarrollo rural.
WERN nace para coordinar regiones con importantes recursos forestales, compartir experiencias y defender conjuntamente ante las instituciones europeas un marco que facilite el desarrollo de la bioenergía, con reglas de apoyo adecuadas y menos barreras administrativas. La red quiere reforzar así su papel en un suministro de energía renovable, seguro y de proximidad, y destacar su contribución a la gestión activa de los montes, su adaptación al cambio climático, la prevención de grandes incendios forestales y la generación de actividad económica en zonas afectadas por la despoblación.
Las comunidades españolas que forman parte de WERN desde su creación, son Castilla-La Mancha y Castilla y León, junto con Baviera y Estiria, creando una red de regiones para intercambiar experiencias sobre gestión forestal, prevención de incendios, suministro energético y desarrollo rural.
Castilla y León y Castilla-La Mancha cuentan, respectivamente, con 5,13 y 3,81 millones de hectáreas forestales. Las cortas de madera registradas en 2024 equivalen aproximadamente al 27 % y al 13 % del crecimiento anual del volumen maderable estimado, según los datos del Anuario de Estadística Forestal. Aún existe margen para ampliar los aprovechamientos conforme a una planificación forestal sostenible más activa y contribuir así a la prevención de grandes incendios.
Ambas comunidades disponen ya de una cadena de valor vinculada al aprovechamiento energético de la biomasa con capacidad para movilizar y dar salida a una parte de estos recursos. Castilla y León cuenta con 81 redes de calor con biomasa, que suman 190 MW y pueden consumir actualmente del orden de 75.000 toneladas de biocombustibles al año, fundamentalmente biomasa leñosa; Castilla-La Mancha dispone de 13 redes y 83 MW, con un consumo próximo a 53.000 toneladas anuales.
A ello se añade el parque de equipos térmicos individuales, estimado en cerca de 95.000 estufas y calderas en Castilla y León y más de 50.000 en Castilla-La Mancha, cuya demanda conjunta puede situarse en torno a 200.000 toneladas de biocombustibles al año. El mapa de productores de Avebiom de 2025 identifica, además, 13 centros de fabricación de pellet y 13 de producción de astilla en Castilla y León, y cinco de pellet y dos de astilla en Castilla-La Mancha.
«En el marco de WERN, las regiones y las asociaciones de bioenergía podemos trabajar juntas para que las políticas europeas tengan más en cuenta la contribución de la biomasa a la gestión forestal y la prevención de grandes incendios. Una demanda estable para redes de calor e industrias puede ayudar a sostener los trabajos en los montes y generar actividad económica en el medio rural», señala Javier Díaz, presidente de Avebiom.
Castilla-La Mancha destina 10,6 millones de euros a la instalación de renovables en comunidades energéticas y de propietarios
La consejera Portavoz, Esther Padilla, ha informado de la aprobación de 10,6 millones de euros para el aprovechamiento de energías renovables destinadas a comunidades energéticas y a comunidades de propietarios.
Como ha expresado Padilla, “este es un ejemplo de la puesta del Gobierno regional por seguir socializando la energía, un camino que iniciamos con el fuerte apoyo e impulso al autoconsumo y que ahora da el paso a hacerlo de forma colectiva”.
La finalidad de las ayudas, que podrán solicitar comunidades energéticas y comunidades de propietarios, es permitir la financiación de instalaciones de energía solar fotovoltaica y de sistemas de almacenamiento, “esto último, es una novedad no solo en Castilla-La Mancha, sino en el conjunto del país”.
Las cuantías que podrán recibir serán como máximo de 80.000 euros por proyecto y hasta 300.000 euros por comunidad energética, ya que una misma comunidad puede tener varias instalaciones. El plazo de presentación de solicitudes será de seis meses desde el día siguiente a la publicación de la convocatoria y solo se podrá hacer de forma telemática.
Con esta convocatoria de ayudas se persiguen, además, otras ventajas económicas como son la de apostar por el autoconsumo de forma colectiva a través de estas comunidades energéticas; incrementar la inversión en instalaciones de energía solar fotovoltaica; favorecer la actividad económica de empresas instaladoras, ingenierías, fabricantes y empresas auxiliares del sector energético; o reducir progresivamente los costes energéticos soportados por los beneficiarios. Todo ello redundará en una mejora de la competitividad del tejido económico regional y en una mayor independencia energética.
En cuanto a su impacto social, Padilla ha recordado que la convocatoria constituye una herramienta para favorecer y “democratizar la producción energética”, con nuevos modelos participativos de producción y consumo de energía, que implique a “más ciudadanos, más ayuntamientos y pequeñas empresas”, de manera que, por ejemplo, “un ayuntamiento, varias pequeñas empresas y vecinos de un municipio puedan constituirse en comunidad energética, instalar placas fotovoltaicas, almacenar la energía y compartirla entre sus miembros para reducir la factura”.
El proyecto «Hibridación Covatillas 3» contará con 43,9 MW de potencia y capacidad para almacenar energía durante seis horas
El Ministerio para la Transición Ecológica ha concedido la autorización administrativa previa y de construcción para «Hibridación Covatillas 3», una instalación de almacenamiento energético mediante baterías que se levantará en Castillejo de Iniesta.
El sistema dispondrá de 43,9 MW de potencia y 300 MWh de capacidad, equivalente a unas seis horas de almacenamiento, y estará asociado a la planta fotovoltaica Covatillas 3, de 48,118 MW. Las baterías podrán almacenar tanto la electricidad generada por la instalación solar como energía procedente de la propia red para devolverla posteriormente al sistema eléctrico.
La autorización supone un nuevo paso respecto a la tramitación iniciada meses atrás. El proyecto salió a información pública en marzo sin recibir alegaciones y este mes de agosto también ha avanzado la tramitación municipal de la calificación urbanística y de las correspondientes licencias de obras y actividad.
La documentación sometida a información pública contemplaba 60 contenedores de baterías de litio-ferrofosfato y una inversión presupuestada de 27,99 millones de euros. Para evacuar la electricidad se aprovecharán las infraestructuras ya existentes de El Monegrillo hasta la subestación de Minglanilla de 400 kV.
El módulo de almacenamiento ha quedado además exento de una nueva evaluación ambiental simplificada al acogerse al Real Decreto 997/2025, mientras que la planta fotovoltaica Covatillas 3 dispone de declaración de impacto ambiental desde 2022.
La revolución silenciosa de la demanda eléctrica
Meses después del RD-L 7/2026, la demanda comienza a transformar las reglas del sistema eléctrico
Texto:
Guadalupe Calama Toro
Ingeniera Industrial, Arram Consultores SL
Hasta hace apenas unos años, el gran reto regulatorio del sistema eléctrico español consistía en facilitar la integración de las energías renovables. El debate giraba en torno al acceso a red de parques fotovoltaicos, eólicos y últimamente de plantas híbridas a una red cada vez más saturada.
Hoy el escenario ha cambiado, la entrada en vigor del Real Decreto-ley 7/2026 ha comenzado a transformar la forma en que entendemos el acceso y conexión al sistema eléctrico.
La electrificación de la industria, el crecimiento de los centros de datos, la implantación masiva del autoconsumo, el despliegue del almacenamiento y la futura participación activa de los consumidores han convertido a la demanda eléctrica en un recurso estratégico que también necesita capacidad de acceso.
Es en este sentido donde el Real Decreto-ley 7/2026, de 20 de marzo, introduce uno de los cambios regulatorios más importantes de los últimos años.
Más que una reforma puntual, la norma supone un cambio de filosofía: la capacidad de acceso deja de entenderse como un derecho que se reserva indefinidamente y pasa a convertirse en un recurso limitado que debe gestionarse de forma eficiente.
Del acceso a la generación al acceso de la demanda
Durante años el regulador centró sus esfuerzos en ordenar los permisos de generación para evitar la especulación y liberar capacidad bloqueada por proyectos que nunca llegaban a construirse.
El RD-L 7/2026 traslada ahora esta misma filosofía a la demanda.
El crecimiento previsto del consumo eléctrico, impulsado por la electrificación de la industria, el vehículo eléctrico, las bombas de calor o los centros de datos, obliga a gestionar con mayor rigor una capacidad de acceso que comienza a ser escasa en numerosos nudos de la red.
El mensaje es claro: reservar capacidad sin desarrollar el proyecto deja de ser una opción.
Cinco cambios que redefinen las reglas del juego
La norma incorpora numerosas modificaciones, pero todas ellas responden a un objetivo: optimizar el uso de la capacidad disponible.
1. Más transparencia sobre la capacidad disponible
Los gestores de las redes, tanto de transporte como de distribución, deben publicar información periódica sobre la capacidad solicitada, otorgada, liberada o caducada.
Con esta medida se pretende que promotores, consumidores e inversores dispongan de una visión mucho más clara de la situación de cada nudo, facilitando la planificación de sus proyectos y reduciendo parte de la incertidumbre que actualmente existe.
Aunque aún queda muchos aspectos por concretar, como el formato, el detalle de los datos a incluir o la periodicidad, ya se están dando pasos como la publicación de los mapas de demanda en la CNMC, donde desde finales de mayo se muestra la capacidad de acceso de la demanda a la red de transporte diferenciando si se trata de una instalación de demanda o de almacenamiento, y bajo la consideración de si llevan o no interfaz de electrónica de potencia (CEP).
2. Reservar capacidad tendrá un coste económico
Uno de los cambios más impactantes ha sido la creación de la prestación por reserva de capacidad de acceso, ya en vigor desde finales de junio
Hasta ahora era posible mantener durante largos periodos permisos de acceso sin apenas coste económico.
Con el nuevo modelo, quien reserve capacidad deberá asumir un pago periódico hasta que se formalice el correspondiente contrato de acceso. De esta forma se pretende liberar capacidad ocupada por proyectos estancados y favorecer que los nudos disponibles sean utilizados por iniciativas realmente viables.
La capacidad deja así de ser un bien gratuito para convertirse en un recurso con valor económico.
3. Los permisos tendrán mayor control y nuevas causas de caducidad
La incorporación obligatoria del código CNAE a los permisos de acceso y conexión, incluidos los de demanda para almacenamiento, junto con la introducción de nuevos hitos administrativos, para mantener el permiso de acceso y conexión de demanda, pretende dotar al sistema de una mayor trazabilidad y evitar cambios sustanciales en los proyectos inicialmente autorizados.
Además, los titulares de permisos ya concedidos deberán adaptarlos dentro de los plazos establecidos, en concreto antes del 21 de septiembre de este año, ya que el incumplimiento puede suponer su caducidad.
Esta medida obligará a muchas empresas a revisar durante los próximos meses el estado de sus expedientes administrativos.
4. Prioridad para proyectos estratégicos
Otro de los cambios relevantes es la creación de procedimientos específicos para proyectos considerados de alta prioridad.
Determinadas actuaciones industriales, proyectos estratégicos o ampliaciones de consumo podrán acceder a procedimientos preferentes, incluso suspendiendo temporalmente la tramitación ordinaria en determinados nudos.
Esta medida pretende alinear la planificación eléctrica con la política industrial y favorecer aquellas inversiones consideradas estratégicas para el país.
Sin embargo, también plantea interrogantes sobre cómo se gestionará la competencia entre proyectos prioritarios y el resto de solicitudes.
5. El almacenamiento y la demanda flexible entran definitivamente en escena
Probablemente el aspecto con mayor recorrido de futuro sea el reconocimiento del almacenamiento como un elemento esencial para la operación del sistema.
Pero el verdadero cambio va más allá.
El Real Decreto-ley 7/2026 sienta las bases para la aparición de los permisos de demanda flexible, una nueva figura que permitirá adaptar el consumo a las necesidades de la red y aprovechar mejor la producción renovable, y los proyectos de almacenamiento serán los primeros en optar por este tipo de demanda.
El pasado 11 de agosto, se publicó en el BOE la Resolución de la CNMC por la que se establecen los permisos de acceso flexibles de la demanda de energía eléctrica a la red de transporte y a las redes de distribución (RDC/DE/003/25), lo que constituye el primer desarrollo reglamentario del nuevo modelo previsto.
Con esta modalidad de permisos, se abre la puerta a un sistema eléctrico mucho más dinámico, donde consumidores, baterías, autoconsumos, industrias y agregadores podrán participar activamente en la gestión del equilibrio entre oferta y demanda.
En otras palabras, el consumidor deja de ser un sujeto pasivo para convertirse en un recurso energético.
Meses después de su aprobación, aún queda mucho camino por recorrer
Aunque buena parte de la norma ya está en vigor, su aplicación práctica continúa condicionada por desarrollos reglamentarios imprescindibles.
Entre los desarrollos pendientes destacan la implantación efectiva del nuevo régimen de permisos flexibles aprobado por la CNMC, la regulación completa de la demanda flexible, el establecimiento del valor definitivo de la prestación por reserva de capacidad, la concreción de los formatos de publicación de capacidades y otros aspectos técnicos relacionados con el almacenamiento.
Mientras estas cuestiones permanezcan abiertas, empresas y promotores seguirán trabajando en un escenario de incertidumbre regulatoria.
Un calendario que el sector no puede perder de vista
Los próximos meses estarán marcados por varios hitos relevantes para el sector.
Tras el cierre de la ventana extraordinaria para la renuncia o adaptación de permisos, el siguiente gran hito será la actualización de los permisos de demanda con la incorporación del correspondiente código CNAE antes del 21 de septiembre. Por otra parte, el sector afronta ahora la aplicación práctica de las modalidades de permisos flexibles aprobadas por la CNMC y su integración en los procedimientos de acceso y conexión.
Cada uno de estos hitos condicionará la planificación de numerosos proyectos tanto industriales, como de almacenamiento y electrificación.
Más que una reforma normativa, un cambio de modelo
Quizá el mayor mérito del Real Decreto-ley 7/2026 no resida en ninguna de sus medidas individuales, sino en la nueva visión de conjunto que introduce.
Por primera vez, la regulación deja de centrarse exclusivamente en la generación renovable y comienza a considerar la demanda como un elemento activo del sistema eléctrico.
La capacidad de acceso de demanda pasa a gestionarse como un recurso estratégico, el almacenamiento deja de ser un complemento para convertirse en una infraestructura esencial, y la flexibilidad aparece como uno de los pilares sobre los que deberá construirse el sistema eléctrico de la próxima década.
Esta transformación necesita de completar cuanto antes el desarrollo reglamentario pendiente, definiendo reglas claras y ofreciendo seguridad jurídica y certidumbre para convertir esa hoja de ruta en las inversiones reales que espera el sector.
En Arram Consultores SL, seguimos de cerca esta evolución normativa para ayudar a nuestros clientes a convertir los cambios regulatorios en oportunidades.
Castilla-La Mancha es la tercera región española en potencia eólica con 4.928 MW repartidos entre 168 parques eólicos
Con 32.910 MW de potencia eólica instalada, España refuerza su posición como la primera tecnología del sistema eléctrico nacional, aportando el 24% de la potencia total del mix y cubriendo el 21,8% de la demanda eléctrica del país. El liderazgo territorial se concentra en cinco grandes comunidades autónomas. Castilla y León encabeza la capacidad instalada con 7.640 MW, seguida de Aragón (6.106 MW), Castilla-La Mancha (4.928 MW), Galicia (3.874 MW) y Andalucía (3.680 MW), configurando el núcleo principal del mapa eólico español.
Según los datos del nuevo Anuario Eólico 2026 de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), la expansión del sector entre 2025 y 2026 sumó 1.420,88 MW adicionales, con una fuerte concentración geográfica: Aragón y Castilla y León reunieron más del 82% de toda la nueva capacidad instalada, consolidándose como los grandes polos de crecimiento eólico del país.
En términos de producción, la energía eólica generó 59.378 GWh en 2025, situándose como uno de los pilares fundamentales de la generación renovable española. Castilla y León volvió a liderar la producción nacional, seguida por Aragón, Castilla-La Mancha, Galicia y Andalucía. INDUSTRIA España dispone de 22.433 aerogeneradores, distribuidos en 1.454 parques eólicos ubicados en 860 municipios, además de 274 centros de fabricación presentes en 16 de las 17 comunidades autónomas.
Con 32.910 MW instalados, la energía eólica representa el 24 % de la potencia total del sistema eléctrico peninsular, consolidándose como una de las tecnologías con mayor presencia en el mix de generación español.
La comunidad autónoma con mayor potencia instalada durante el año 2025 ha sido Aragón, con 611,4 MW, seguida por Castilla y León (566,38 MW) y Galicia (70,6 MW). Las comunidades autónomas con mayor potencia eólica instalada total son Castilla y León (7.640,48 MW), Aragón (6.105,72 MW) y Castilla La Mancha (4.928,34 MW).
En cuanto al ranking de generación eólica por provincias, Zaragoza se mantiene en 2025 en la primera posición con 4.738,44 MW. La implantación de la eólica alcanza ya a 45 provincias, con 20 de ellas superando 1 TWh anual de generación, y permite abastecer el consumo eléctrico de más de 17 millones de hogares, evidenciando su capilaridad territorial y relevancia estructural.
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