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.
El MITECO destina 274 millones a cuatro nuevos proyectos para producir H2 renovable, dos de ellos en Villarrobledo y Puertollano
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha asignado 274,2 millones de euros del mecanismo de subastas como servicio (AaaS) para financiar la producción de hidrógeno renovable a cuatro proyectos ubicados en Castilla-La Mancha (2), Galicia y Aragón, que suman una potencia de electrolisis de 102,27 MW.
Gracias a estas iniciativas, las empresas beneficiarias sustituirán la energía fósil por hidrógeno generado a partir de electricidad renovable, eliminando las emisiones de CO2. Un nuevo paso hacia la descarbonización de la industria española que permitirá, asimismo, reforzar la autonomía energética del país y reducir el consumo.
Los proyectos habían sido seleccionados en la tercera subasta general del Banco Europeo del Hidrógeno (IF25), pero quedaron fuera de las ayudas de Bruselas al superar el presupuesto comunitario habilitado. Para rescatar estas actuaciones, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), entidad adscrita al MITECO, activó el pasado mes de mayo la segunda convocatoria nacional de subastas como servicio (AaaS), dotada con un presupuesto máximo de 440,5 millones de euros con fondos europeos NextGenEU del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR).
La selección de los proyectos se ha efectuado respetando el orden de puntuación fijado por la Agencia Ejecutiva Europea de Clima, Infraestructuras y Medio Ambiente (CINEA). Por provincias, las iniciativas se localizan en A Coruña, Albacete (Doña Urraca Energy en Villarobledo), Ciudad Real (Repsol Renewable en Puertollano) y Zaragoza:
En los cuatro casos, los proyectos cuentan ya con la correspondiente resolución definitiva del IDAE otorgando la ayuda.
Los incentivos de las subastas como servicio se estructuran como subvenciones al hidrógeno producido y certificado como cien por cien renovable –RFNBO, según la Directiva de Energía Renovable–, por un período máximo de 10 años desde el inicio de operación, en proyectos que respeten el principio de no ocasionar un daño significativo al medio ambiente (DNSH) en todas sus fases.
En la primera subasta como servicio española resultaron beneficiarios otros tres proyectos españoles transferidos del mecanismo general del Banco Europeo del Hidrógeno: ‘Orange-Bat’ de SmartEnergy, en Onda (Castellón); ‘ELYSENeM-Numancia’ en Garray (Soria) y ‘ACCIONA PLUG Valle H2V NAVARRA en la localidad navarra de Sangüesa, con un total de 220,02 millones de euros en incentivos.
Esta nueva convocatoria de ámbito nacional se enmarca en la estrategia del Gobierno para impulsar el hidrógeno renovable como una tecnología esencial para avanzar en la descarbonización de la industria, el transporte pesado y otros sectores con mayores dificultades para reducir sus emisiones. Asimismo, refuerza el despliegue del PERTE de Energías Renovables, Hidrógeno y Almacenamiento (ERHA).
Con estas ayudas, unidas a las de programas como H2 Pioneros, H2 Cadena de Valor, H2 Valles y varias oleadas de IPCEI (Proyecto Importante de Interés Común Europeo) son ya casi 3.000 millones los fondos del PRTR repartidos por IDAE al capítulo del H2 verde, clave en el proceso de descarbonización y en la creación de un completo ecosistema tecnológico e industrial asociado, según lo previsto en la Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable y en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).
Castilla-La Mancha logra subvenciones del MITECO para 4 proyectos de redes de calor y frío
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), a través del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), ha asignado 42,8 millones de euros provenientes de fondos NextGenEU del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR) a 36 proyectos enmarcados en la segunda convocatoria del Programa de Incentivos para Redes de Calor y Frío (RENORED 2), cuya resolución definitiva puede consultarse aquí, con el objetivo de reducir la dependencia de los combustibles fósiles y disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector residencial y de infraestructuras públicas.
Con esta nueva convocatoria de RENORED, se impulsarán 17 nuevas redes de calor y 19 ampliaciones de otras ya existentes de titularidad tanto pública como privada, que supondrán una inversión de 210 millones. En total, los proyectos suman 252,1 MW de potencia térmica y conseguirán un ahorro de 12.600 tCO2/año, contribuyendo a la descarbonización del país.
-Biomasa. La mayoría de los expedientes seleccionados optan por la biomasa como fuente de energía, con 24 proyectos, pero también hay redes alimentadas por geotermia (6), aerotermia (3), hidrotermia (2) o energía solar (1), cubriendo casi todas las fuentes de energía renovable.
Por regiones, Castilla y León, con gran tradición en este tipo de redes, es la que cuenta con mayor número de proyectos seleccionados (10). Le siguen Cataluña (8), Castilla-La Mancha y Galicia (4), Principado de Asturias (3), País Vasco y Navarra (2), y Andalucía, Aragón y Comunidad de Madrid (1).
En la selección de proyectos por concurrencia competitiva, se han primado las iniciativas impulsadas por pymes, ubicadas en zonas de reto demográfico y transición justa y las que incluyen suministro de calor a barrios vulnerables.
Las ayudas serán percibidas por los beneficiarios con carácter definitivo una vez se verifique la ejecución del proyecto y se certifique la inversión, si bien cabe la posibilidad de solicitar anticipos de hasta el 80% del total.
-Menor dependencia. La convocatoria, que forma parte de la componente 31, «Capítulo REPowerEU», del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), contribuirá a conseguir los objetivos de mejora de la eficiencia energética y la utilización de las energías renovables establecidos en el Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC). Su consecución requiere reducir paulatinamente la demanda energética de los edificios e infraestructuras públicas, reducir la dependencia de combustibles fósiles, introducir tecnologías de alta eficiencia energética, así como fomentar las energías de origen renovable y el autoconsumo.
Se trata de la segunda convocatoria de estas características, después de que se concedieran 34 millones para 20 proyectos en su primera edición.
El Gobierno de Castilla-La Mancha impulsa, junto a la UCLM, formación cualificada para crear y gestionar comunidades energéticas en la región
El Gobierno de Castilla-La Mancha ha puesto en valor el impulso que está dando a la formación específica y cualificada “destinada a formar especialistas en la creación y gestión de comunidades energéticas”. Así lo ha destacado la consejera de Desarrollo Sostenible, Mercedes Gómez, quién ha hecho un balance “muy positivo”, del primer curso de ‘Microcredencial en Gestión de Comunidades Energéticas’, que ha llevado a cabo el Ejecutivo autonómico de la mano de la Universidad de Castilla-La Mancha.
Como ha señalado, la formación impartida “ha abordado desde el marco jurídico y técnico, hasta los aspectos económicos, sociales y de gobernanza, todos ellos necesarios para la creación de una comunidad energética”.
Impartido por la profesora titulada en Economía Aplicada de la UCLM, María Jesús Ruiz, y subvencionado en un 70% por la Junta de Comunidades, el curso especializado ha contado con 23 matriculados, “con un perfil altamente cualificado”, ha señalado la consejera, quién ha valorado que la Universidad le haya trasladado el creciente de su alumnado para “adquirir competencias que les permita liderar proyectos de transición energética como son las comunidades energéticas”.
Dada la gran acogida y los notables resultados, la consejera ha anunciado que “el año que viene volveremos a repetir con esta iniciativa junto a la Universidad, ya que consideramos que tanto particulares, como asociaciones, comunidades de vecinos, o administraciones como puedan ser los ayuntamientos, van a necesitar de profesionales formados para asesórales en la creación de las comunidades energéticas”.
Gómez, que ha estado acompañada junto a la profesora del microcredencial, del director de Transición Energética, Alipio García, ha señalado que las actuaciones para impulsar estas nuevas fórmulas asociativas están alineadas con los compromisos que ha adquirido el presidente García-Page en el programa de Gobierno de la Comunidad Autónoma “para que la ciudadanía de la región pueda beneficiarse del liderazgo de Castilla-La Mancha en la implantación de las energías renovables, facilitándoles el acceso a una energía limpia con tarifas más asequibles, que permite ahorrar a la vez que contribuimos a la descarbonización del sistema”.
Y ha concluido recordando que Castilla-La Mancha, que cuenta ya con 56 comunidades energéticas en diferentes fases de desarrollo de las 837 que hay en el país, va a poner a disposición de los interesados a lo largo del mes de julio una línea de ayudas 10,6 millones de euros cofinanciada con fondos FEDER dirigida al fomento de la construcción de instalaciones de generación renovable para comunidades energéticas y comunidades de propietarios.
Un equipo de investigación de la UCLM transforma huesos de aceituna en catalizadores para producir metano a partir de CO₂
@Gabinete de Comunicación de UCLM
Un estudio liderado por la Universidad de Castilla-La Mancha (UCLM) evidencia que los huesos de aceituna pueden transformarse en catalizadores eficientes para convertir CO₂ en metano, un avance que abre nuevas vías para almacenar energía renovable y valorizar residuos agrícolas en un contexto de economía circular.
La Universidad de Castilla-La Mancha (UCLM) avanza en el desarrollo de tecnologías sostenibles para la transición energética mediante el uso de residuos agrícolas. El laboratorio de Catálisis y Materiales (grupo TEQUIMA), en el que se encuentra la investigadora predoctoral Alba Villardón Pérez, ha demostrado que los huesos de aceituna, abundantes en el ámbito mediterráneo, pueden convertirse en materiales avanzados capaces de transformar dióxido de carbono (CO₂) en gas natural sintético.
El estudio, publicado en la revista Energy Conversion and Management: X, explora la síntesis de hidrochar, un material sólido rico en carbono obtenido a través de la carbonización hidrotermal (HTC), es decir, el proceso termoquímico que imita la formación natural del carbón procesando biomasa húmeda. Este hidrochar, obtenido a partir de huesos de aceituna, se combina con activación química empleando cloruros de zinc y hierro, y su integración en sistemas catalíticos basados en níquel para la metanación de CO₂.
La investigación muestra que la combinación de níquel y hierro produce un efecto sinérgico clave. Los catalizadores híbridos alcanzan conversiones de CO₂ del 46 % y una selectividad hacia metano del 93 %, como consecuencia de una mayor reducibilidad, una mejor dispersión de las nanopartículas y propiedades estructurales optimizadas.
Desde el punto de vista energético, la metanación del CO₂ constituye una tecnología estratégica dentro del concepto Power to Gas, ya que permite almacenar energía renovable en forma de gas. Este metano sintético puede integrarse en la red de gas natural, almacenarse durante largos periodos y utilizarse cuando sea necesario, contribuyendo a estabilizar sistemas eléctricos dependientes de fuentes intermitentes como el sol y el viento.
El trabajo también destaca por su contribución a la economía circular. La reutilización de huesos de aceituna, un residuo generado en grandes cantidades por la industria oleícola, refuerza el valor añadido de esta tecnología, al tiempo que reduce emisiones y dependencia de materias primas críticas.
En un contexto de incertidumbre energética internacional, la investigación subraya el potencial de elementos abundantes y accesibles como el hierro y el zinc para el desarrollo de soluciones energéticas sostenibles. La utilización de estos metales frente a otros más escasos o costosos favorece la viabilidad futura de tecnologías basadas en la valorización del CO₂.
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