Mes: junio 2025
Castilla-La Mancha impulsa la participación pública en su Plan Regional de Biometano 2024-2030
El Gobierno de Castilla-La Mancha, a través de la Consejería de Desarrollo Sostenible, ha puesto en marcha el proceso de Evaluación Ambiental Estratégica del Plan Regional de Biometano 2024-2030, abriéndolo a información pública durante un periodo de 45 días. Esta medida busca garantizar una participación amplia de entidades, agentes sociales y ciudadanía, tanto de dentro como de fuera de la región.
El objetivo es claro: asegurar que las decisiones relacionadas con la planificación energética, la ordenación territorial y la gestión ambiental estén respaldadas por el conocimiento colectivo y reflejen el interés general del territorio.
Compromiso con un modelo energético inclusivo y territorial
Durante la jornada técnica “Compromiso con el desarrollo rural de Castilla-La Mancha: mitos y realidades de la fertilización sostenible”, organizada por La Tribuna de Cuenca, el director general de Calidad Ambiental, Tomás Villarrubia, reafirmó que se trata de “un plan con el que reafirmamos el compromiso del Gobierno de Castilla-La Mancha con un modelo de desarrollo energético sostenible, inclusivo y vinculado al territorio”.
Villarrubia enfatizó que el Plan no se limita a ser una herramienta de planificación, sino que adquiere también la dimensión de instrumento de gestión ambiental y ordenación territorial, destacando que “la participación de todos los sectores implicados, desde ayuntamientos, entidades agrarias, organizaciones ecologistas, empresas del sector, asociaciones vecinales y ciudadanía resulta imprescindible para recoger las sensibilidades del territorio”.
Convocatoria abierta a la participación activa
La Consejería hace un llamamiento directo a todos los actores del territorio para que participen activamente en esta fase decisiva del proceso de evaluación.
De esta forma, la participación ciudadana no solo se contempla como un trámite legal, sino como un pilar estratégico del éxito del plan.
Nuevas instalaciones
Uno de los ejes centrales del Plan Regional de Biometano es ordenar la implantación de nuevas instalaciones, estableciendo criterios rigurosos para su ubicación y dimensión. El enfoque incluye:
-Control del origen y trazabilidad de los residuos
-Garantía de una gestión ambientalmente correcta
-Respeto por los valores paisajísticos, sociales y ecológicos del entorno
El documento promueve la valorización del residuo orgánico y subproductos agroalimentarios mediante digestión anaerobia, favoreciendo la generación de biocombustible renovable para el transporte y la industria.
Consulta abierta y documentación accesible
La documentación completa, tanto del estudio ambiental estratégico como del plan, está disponible para su consulta pública a través de:
-La web oficial de la Junta de Comunidades de Castilla-La Mancha
-Las sedes provinciales de la Consejería de Desarrollo Sostenible
El plazo para la presentación de alegaciones y sugerencias permanecerá abierto hasta el 18 de agosto, y estas podrán enviarse de forma telemática mediante el registro electrónico oficial.
Hacia un futuro más verde y cohesionado Esta convocatoria a la participación pública constituye un paso firme hacia la transición energética, alineada con los principios de proximidad, eficiencia y sostenibilidad. El Plan Regional de Biometano 2024-2030 aspira a convertirse en referente estatal por su enfoque inclusivo y territorialmente equilibrado, consolidando a Castilla-La Mancha como una región proactiva en la lucha contra el cambio climático.
La subestación colectora de La Solana tendrá una capacidad para evacuar 100 MWh de energía solar fotovoltaica
Omexom Spain, marca de VINCI Energies Spain especializada en soluciones integrales para la transición energética, avanza en su consolidación como referente del modelo EPC con la construcción de la subestación colectora La Solana 220 kV, una infraestructura clave dentro del ambicioso despliegue de energías renovables del nudo Brazatortas, ubicado en la Comunidad Autónoma de Castilla-La Mancha.
El proyecto adjudicado por La Solana Renovables permite a Omexom Spain desplegar todas sus capacidades como socio global en ingeniería, suministro y construcción, con la participación coordinada de sus unidades especializadas: Omexom INOVE, Omexom OC, Omexom LAT y Omexom infraestructuras.
La subestación, cuya entrada en operación al 100% está prevista para finales de 2025, contará con una capacidad de evacuación de 100 MWh, lo que equivale al suministro eléctrico de cerca de 2.000 viviendas. Al mismo tiempo, la inyección a la red de la energía solar fotovoltaica que se genere evitará la emisión de alrededor de 50.000 kilogramos de CO₂ al año.
En términos tecnológicos, La Solana incorporará el sistema SICOP (Sistema Integrado de Control y Protección), que permite operar la instalación de forma completamente remota, sin necesidad de personal in situ. Además, se integrarán protocolos de comunicación IEC 61850 a nivel de protección y control, y avanzadas medidas de ciberseguridad en las comunicaciones con los centros de control, un aspecto cada vez más crucial en la digitalización del sector energético.
Omexom Spain, además, está aplicando criterios de construcción sostenible, priorizando la reutilización de tierras, el uso de canteras cercanas y la minimización del uso de combustibles fósiles. Se han implementado, además, sistemas de contención para posibles vertidos del transformador, evitando así la contaminación del suelo o de cauces cercanos.
Coordinación logística y excelencia en seguridad
Uno de los hitos más críticos del proyecto será la energización parcial exigida por el cliente, que impone estrictas ventanas temporales. Para cumplir con este compromiso, el equipo de Omexom Spain ha diseñado una planificación detallada que abarca desde la entrada de los equipos principales hasta la coordinación con Red Eléctrica, todo ello, sin generar costes de suministro ni afectar a la comunidad local.
El proyecto también presenta desafíos singulares como la perforación dirigida bajo una vía ferroviaria para la conexión de una línea de alta tensión, que se ejecutará en horario nocturno y con estrictas medias de coordinación con organismos del entorno ferroviario.
En términos de prevención y seguridad, Omexom Spain ha puesto en marcha un enfoque integral: todos los trabajadores cuentan con formación específica, se realizan charlas de seguridad antes de cada tarea y se aplica el protocolo: “Stop Works”, que permite detener inmediatamente los trabajos ante cualquier situación de riesgo, reforzando, así, la cultura preventiva de la compañía.
La subestación colectora La Solana representa el cierre de una etapa estratégica para Omexom Spain en la Comunidad Autónoma de Castilla-La Mancha, donde en los últimos tres años ha liderado proyectos clave como la colectora Brazatortas 220 kV (190 MW) y la subestación Rocinante 220 kV (90 MW). La suma de estas infraestructuras convierte a Omexom Spain en uno de los principales impulsores del desarrollo y modernización eléctrica de la región.
Renfe asegura parte de su consumo eléctrico gracias a un PPA renovable con Sonnedix
La totalidad de la energía contemplada bajo este PPA procede de dos instalaciones fotovoltaicas de Sonnedix en Castilla-La Mancha
Sonnedix anunció el pasado 9 de junio la firma de un acuerdo de compraventa de energía eléctrica (PPA, por sus siglas en inglés) con Renfe, para la adquisición de 420 GWH al año de energía renovable destinada a alimentar parte del consumo eléctrico de tracción de los servicios comerciales del operador ferroviario.
La totalidad de la energía contemplada bajo este PPA procede de dos instalaciones fotovoltaicas de Sonnedix en Castilla-La Mancha:
-Portachuelo con una capacidad de 42 MW, se encuentra ubicada en la localidad de Carpio de Tajo, provincia de Toledo
-Covatillas 1, 5 y 6, con una capacidad de 150 MW, están ubicadas en Minglanilla, Graja de Iniesta y Puebla de Don Salvador, provincia de Cuenca, que se inauguraron el 4 de junio de 2025 con la presencia de los alcaldes locales, que realizaron el protocolario corte de cinta.
La producción anual de energía de las instalaciones solares con las que se ha realizado este PPA financiero equivalente al suministro de 112,000 hogares y evitarán la emisión de 155.000 toneladas de CO2 equivalentes a la atmósfera.
El nuevo PPA con Renfe proporcionará energía renovable para cubrir una parte sustancial de las necesidades energéticas de la compañía, y contribuirá al avance de sus objetivos de sostenibilidad medioambiental.
El acto de firma, que tuvo lugar el viernes 6 de junio en Madrid, contó con la presencia de representantes de los equipos directivos de Renfe y Sonnedix, entre ellos Gregorio Morales Schmid, director comercial de Sonnedix, y Marta Torralvo, directora general económico-financiera de Renfe.
El Instituto para la Transición Justa adjudica 25 millones a municipios en transición energética
Illana, en Guadalajara, ha resultado el único municipio beneficiario de Castilla-La Mancha, y recibiendo más de 750.000 euros, un 3% del total
El Instituto para la Transición Justa (ITJ) –organismo autónomo del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO)– ha publicado este martes una resolución definitiva, disponible aquí, por la que concede 25 millones de euros en ayudas a 19 proyectos municipales para la creación de infraestructuras sociales, ambientales y digitales en municipios en transición energética de seis comunidades autónomas: Andalucía, Aragón, Asturias, Galicia, Castilla-La Mancha y Castilla y León.
Reguladas por la Orden TED/1381/2023, de 21 de diciembre, estas ayudas, que pueden financiar hasta el 100% del coste de los proyectos, proceden de 12,8 millones del componente 10 del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR) y de otros 12,2 millones del presupuesto propio del ITJ.
El 51% de los fondos fomenta la rehabilitación de edificios para ofrecer espacios multiusos digitalizados que fomenten la actividad empresarial, el emprendimiento, el empleo y la conectividad universal; el 25% se destina a rehabilitar edificios para usos de carácter social, incluida viviendas de alquiler social; y el 24% restante a infraestructuras medioambientales conectadas con el turismo y con soluciones de movilidad sostenible.
Además, destaca el importante peso de los proyectos en municipios de reto demográfico: un 68% de las ayudas recalan en localidades de menos de 5.000 habitantes y un 16% a municipios de menos de 500.
Tras el gran interés suscitado por la primera convocatoria de infraestructuras municipales, que otorgó 91 millones a 107 proyectos, esta segunda proporcionaba una nueva oportunidad de apoyo financiero.
Como en la primera convocatoria, en esta ocasión el número de proyectos presentados también ha superado holgadamente el presupuesto disponible y todos los proyectos seleccionados tienen un nivel elevado de madurez y calidad.
Los que no han recibido apoyo podrán acceder a un asesoramiento que les permita conocer su encaje en otras líneas de ayuda de Transición Justa.
Como resultado del proceso de evaluación, en el que han participado las comunidades autónomas, la Federación Española de Municipios y Provincias (FEMP), el MITECO, las diputaciones provinciales y el propio ITJ, se adjudican las ayudas a 19 proyectos repartidos en 11 Convenios de Transición Justa de seis comunidades distintas.
El ITJ ha concedido 11,3 millones, un 45% del total, al desarrollo de siete proyectos en cinco municipios castellano leoneses. En conjunto, en ambas convocatorias se han concedido casi 42 millones al desarrollo de 37 proyectos.
En Asturias, se han concedido ayudas a cuatro municipios, por un importe total de casi 6 millones, un 24% del total. Esto se suma a los 17,16 millones concedidos en la primera convocatoria para la ejecución de 19 proyectos en municipios.
Dos municipios gallegos recibirán casi tres millones, un 12% del presupuesto total, que se suma a los 12,25 millones concedidos en la primera convocatoria para la ejecución de 16 proyectos.
Otros tres millones llegarán a a dos municipios de Córdoba, que se suman a los 15,81 millones concedidos en la primera para la ejecución de 14 proyectos.
Tres municipios aragoneses, todos ellos de Teruel, reciben también apoyo en esta convocatoria, por un importe superior al millón de euros –un 4% del total–, que se suma a los 9,15 millones concedidos en la primera convocatoria para 14 proyectos.
Illana, en Guadalajara, ha resultado el único municipio beneficiario de Castilla-La Mancha, y recibiendo más de 750.000 euros, un 3% del total. Esto se suma a los cuatro millones concedidos en la primera convocatoria para la ejecución de 10 proyectos.
Entre otros proyectos, en Bembibre (León) se subvenciona con más de 3,6 millones una planta de procesado, reciclaje y segunda vida de módulos fotovoltaicos; en Laviana (Asturias), un centro de emprendimiento agroalimentario en el antiguo edificio del Pozo Barredos recibe casi cuatro millones; y en As Pontes (A Coruña) la recuperación del patrimonio industrial y minero consigue 1,5 millones.
El sector del autoconsumo reclama medidas para alcanzar sus objetivos
Tras dos años consecutivos de reducción de la potencia anual, el ritmo instalador aleja al sector de sus metas. Los retrasos administrativos y burocráticos ralentizan una tecnología que sigue encontrando limitaciones en el acceso a la red.
Ante más de 400 profesionales del sector, el Secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, inauguró el pasado 3 de junio, junto a la Consejera de Desarrollo Sostenible de Castilla-La Mancha, Mercedes Gómez, y el Presidente de APPA Renovables, Santiago Gómez Ramos, el VI Congreso Nacional de Autoconsumo, que este año se celebró en la ciudad de Toledo.
Durante las primeras mesas del Congreso, el sector ha reclamado cambios normativos para eliminar las trabas que afectan a la tramitación de instalaciones y que siguen lastrando especialmente el desarrollo de autoconsumo compartido y comunidades energéticas.
El acceso a la red eléctrica se ha mostrado como otro de los principales retos para un sector que, sólo en 2024, desperdició cerca de 90 millones de euros en electricidad, el 19% de su producción, por las limitaciones a las compañías para verter su electricidad renovable a la red.
El VI Congreso Nacional de Autoconsumo reunió en Toledo a más de 300 profesionales de forma presencial y más de un centenar de asistentes online para demostrar la fortaleza de una forma de generación y consumo que supone importantes ahorros para ciudadanos y empresas. Tras dos años consecutivos de contracción de la potencia instalada anual, el sector confía en que 2025 será el año de la recuperación.
Según recoge el Informe Anual del Autoconsumo Fotovoltaico de APPA, en 2024 el sector instaló 1.431 MW de autoconsumo fotovoltaico en España, lo que supone un recorte de más de veinticinco puntos (-26,3%) con respecto a los 1.943 MW desplegados en 2023. Esta contracción de la potencia instalada fue menor en el sector industrial (-23,4%) que la registrada en el residencial (-34,3%). En total, España cuenta a día de hoy con 8.585 MW (6.304 industriales y 2.281 residenciales).
El acceso a la red eléctrica se ha mostrado como otro de los principales retos para un sector que, sólo en 2024, desperdició cerca de 90 millones de euros en electricidad, el 19% de su producción, por las limitaciones a las compañías para verter su electricidad renovable a la red.
Otro de los mensajes que se han podido escuchar es que tras episodios como el cero energético vivido en abril, el autoconsumo con baterías y en modo isla constituyen la única forma efectiva de conservar el suministro.
Además, los profesionales han reclamado una mayor labor formativa de las Administraciones para fomentar el autoconsumo por los ahorros que supone para ciudadanos y empresas.
Estabilidad de la red eléctrica: tensión y frecuencia
Texto:
Juan José García Pajuelo, Director Técnico de la Unidad de Energía, Arram Consultores
Pablo Jiménez Gutiérrez, Ingeniero Industrial, Arram Consultores
INTRODUCCIÓN
El pasado 28 de abril de 2025, un apagón eléctrico de gran alcance afectó repentinamente a la mayor parte de España y Portugal, provocando interrupciones en el suministro eléctrico que impactaron tanto a infraestructuras críticas como a servicios esenciales. Aunque la duración del corte fue breve en muchas zonas (de unos minutos a poco más de una hora), su magnitud y la sincronía entre ambos países generaron gran preocupación tanto en ámbitos institucionales como técnicos. Este incidente ha vuelto a poner sobre la mesa la vulnerabilidad de los sistemas eléctricos interconectados y la necesidad de revisar y reforzar los mecanismos de protección, respuesta y recuperación ante fallos en la red. Todo esto ocurre en un contexto de transición energética, digitalización e integración creciente de energías renovables, que supone nuevos desafíos para la estabilidad del sistema.
Eventos como el del 28 de abril son clave para el análisis técnico, la prevención de futuros incidentes y la mejora de la resiliencia de las infraestructuras eléctricas. A continuación, se examina con detalle lo sucedido y las implicaciones para el futuro del sistema eléctrico.
1.ANÁLISIS GENERAL DE LA GENERACIÓN Y DEMANDA
En el sistema eléctrico español, es fundamental que la generación y la demanda estén equilibradas en todo momento, ya que la electricidad no se puede almacenar fácilmente a gran escala. Red Eléctrica de España (REE) es responsable de coordinar esta tarea mediante predicciones precisas de la demanda, considerando el consumo histórico, la hora del día, la meteorología y eventos excepcionales.
Fuente: Red Eléctrica de España.
A partir de estas predicciones se diseña un plan de producción, conocido como despacho de generación, que determina qué tecnologías se utilizan para cubrir la demanda en cada momento. Las energías renovables como son la solar, eólica e hidráulica, tienen prioridad porque su coste de producción es bajo y no generan emisiones contaminantes. Sin embargo, su disponibilidad depende de factores externos, como el viento y el sol, lo que puede introducir variabilidad.
La energía nuclear ofrece una base constante y estable, mientras que los ciclos combinados de gas natural son tecnologías flexibles que pueden ajustarse a la variación de la demanda. Cuando la demanda real no coincide con la prevista, REE recurre a ajustes en tiempo real mediante centrales de respuesta rápida, como las hidráulicas o de gas, e interconexiones internacionales con Francia, Portugal o Marruecos.
El incremento de la generación renovable, aunque esencial para la sostenibilidad ambiental, plantea nuevos retos técnicos. La variabilidad del viento y del sol obliga a mejorar la capacidad de predicción, aumentar la flexibilidad del sistema e invertir en tecnologías de almacenamiento energético, como baterías o bombeo hidráulico reversible. Estas soluciones permiten almacenar la energía excedente y liberarla cuando es necesaria, contribuyendo a mantener la estabilidad del sistema.
Así, el sistema eléctrico español funciona como un engranaje dinámico y preciso, donde la sincronización entre generación y demanda es esencial para garantizar la continuidad del suministro y avanzar hacia un modelo energético más sostenible y resiliente.
2.LOS SUCESOS DEL 28 DE ABRIL: QUÉ OCURRIÓ
El 28 de abril de 2025 mostró un perfil eléctrico muy característico de un día primaveral en España, con cielos despejados y una fuerte presencia de energías renovables, especialmente la solar. La gráfica de generación y demanda de ese día muestra con claridad cómo se comporta el sistema eléctrico en un contexto de transición energética, en el que las fuentes limpias tienen un peso creciente pero aún requieren respaldo en determinadas franjas horarias. Sin embargo, este día se produjo un colapso casi instantáneo del sistema eléctrico, que sorprendió por su magnitud.
Fuente: App redOS (Red Eléctrica de España)
Llegados a este punto, cualquiera se haría la misma pregunta… ¿cómo es posible, que uno de los sistemas eléctricos más seguros del mundo pudiera caerse en cuestión de segundos?
Aunque los detonantes aún no se conocen con exactitud, los tres eventos clave que desencadenaron el apagón fueron los siguientes:
12:33 h: Se desconectaron casi simultáneamente tres puntos críticos de generación eléctrica en el suroeste de España, donde ya se habían detectado grandes fluctuaciones de tensión. En apenas 20 segundos, se perdieron más de 2,2 GW de potencia, lo que provocó una caída abrupta de la frecuencia en la red y un aumento de la tensión.
Desconexión internacional: Francia se aisló automáticamente del sistema eléctrico ibérico como medida de protección frente a la inestabilidad. Esta desconexión dejó a España y Portugal sin respaldo externo, agravando aún más la falta de equilibrio y aumentando la vulnerabilidad de la red.
Desconexión en cascada: La pérdida inicial de generación y la ausencia de apoyo externo provocaron una desconexión en cascada de otras plantas generadoras, incluyendo centrales síncronas que se apagaron automáticamente por seguridad. En solo cinco segundos, se perdieron 15 GW de generación, lo que equivalía al 60% de la demanda en ese momento.
El sistema eléctrico español operaba con baja inercia ese día, debido a la alta penetración de energías renovables y la menor presencia de generación síncrona (como la nuclear o el gas). Esta baja inercia redujo drásticamente la capacidad de la red para absorber perturbaciones y estabilizarse, facilitando así la propagación de las desconexiones en cascada.
3.RESPUESTA DE LAS PLANTAS FOTOVOLTAICAS (PFV)
Para aclarar si la generación renovable fue responsable directa del apagón, es esencial comprender cómo responden las plantas fotovoltaicas (PFV) ante perturbaciones como las de ese día. Aunque la alta presencia de renovables y la baja inercia contribuyeron a la inestabilidad general, las PFV no fueron la causa directa del colapso.
El origen real del apagón fueron las bruscas variaciones de tensión y frecuencia que afectaron a grandes nudos eléctricos en el sur de España, propagándose rápidamente al resto de la red ibérica. La desconexión automática de las plantas generadoras fue un mecanismo de seguridad diseñado para proteger sus equipos y evitar daños mayores en las instalaciones, que habrían supuesto pérdidas económicas millonarias y un impacto aún más severo en la economía nacional.
La ministra para la Transición Ecológica y Reto Demográfico, Sara Aagesen, confirmó que la energía solar fotovoltaica no fue la causante directa del apagón. Las PFV, como el resto de plantas generadoras, están reguladas por la Norma Técnica de Supervisión (NTS) y la Orden TED 749/2020.
Según estas normas, las plantas renovables pueden operar un máximo de 60 minutos cuando la tensión varía ±10%, con tiempos de respuesta muy rápidos (menores a dos segundos). Para la frecuencia, se permite operar hasta 30 minutos cuando varía ±5%.
Si se superan estos límites, la normativa permite a las plantas desconectarse automáticamente para proteger sus equipos, especialmente las instalaciones basadas en electrónica de potencia (como las PFV), que son muy sensibles a las variaciones de frecuencia y tensión.
Las simulaciones realizadas (ver ilustraciones) muestran cómo las PFV, gracias a los inversores grid following, tienen gran capacidad de respuesta y se adaptan casi de forma instantánea a cambios bruscos en tensión y frecuencia. No obstante, cuando las perturbaciones superan los márgenes de seguridad técnica establecidos por la normativa, las plantas están obligadas a desconectarse. Este comportamiento, aunque protege los equipos, contribuyó a la desconexión masiva que amplificó el apagón.
Fuente: Simulación mediante software Digsilent Power Factory.
Fuente: Simulación mediante software Digsilent Power Factory.
4.CONCLUSIONES
El apagón del 28 de abril puso en evidencia que la alta penetración de renovables y la baja inercia del sistema eléctrico español generan vulnerabilidades ante perturbaciones bruscas e inesperadas. Aunque las plantas fotovoltaicas no causaron directamente el apagón, su desconexión masiva amplificó los efectos y aceleró la caída generalizada del sistema.
Este evento resalta la necesidad urgente de seguir desarrollando e integrando tecnologías de almacenamiento energético, como baterías, bombeo hidráulico o hidrógeno verde, que complementen a las fuentes renovables y ofrezcan la estabilidad y flexibilidad necesarias para una red eléctrica cada vez más compleja y dinámica. Además, la generación síncrona, como la nuclear o las plantas de gas, seguirá siendo esencial para aportar la inercia requerida y mantener la seguridad del sistema. Tecnologías complementarias como los STATCOM también pueden ayudar a estabilizar la red y a mitigar estos riesgos.
En suma, aunque las energías renovables son la base de un sistema más limpio y eficiente, su integración debe realizarse junto a soluciones de almacenamiento y generación síncrona que garanticen la seguridad y fiabilidad del sistema eléctrico, asegurando así una transición energética justa, equilibrada y segura.
Eiffage Energía Sistemas participa en la interconexión de parques eólicos de Repsol en Aragón
Eiffage Energía Sistemas ha participado en la construcción de la obra civil y la infraestructura eléctrica de interconexión de varios parques eólicos promovidos por Repsol en las provincias de Zaragoza y Teruel, contribuyendo al desarrollo de infraestructuras clave para la transición energética.
Proyectos destacados
Entre las actuaciones más recientes, destaca el parque eólico STEV, con una potencia de 31 MW, ubicado en el término municipal de Zaragoza. El proyecto ha incluido la construcción de líneas subterráneas de media tensión (30 kV) para la interconexión de cinco aerogeneradores, así como la adaptación de la subestación existente “Se/Romerales I”.
También se han llevado a cabo los trabajos de interconexión de los parques eólicos Segura I y Segura II, situados en la provincia de Teruel. En este caso, se ha construido la subestación eléctrica “Segura” 220/30 kV, se ha ampliado una posición de transformador en la subestación “Monforte” y se ha desarrollado una línea aérea de evacuación de 4,7 km a 220 kV para volcar la energía generada a la red.
Alcance de los trabajos
Las actividades realizadas por Eiffage Energía Sistemas han abarcado desde el replanteo y levantamiento topográfico hasta la puesta en servicio de los circuitos de media tensión y la adaptación de las subestaciones.
Entre las actuaciones más relevantes se incluyen: construcción de viales de circulación y cimentaciones, interconexión eléctrica entre aerogeneradores, obra civil de la torre meteorológica, adaptación de subestaciones eléctricas.
Los trabajos han contado con la participación directa de 36 profesionales de Eiffage Energía Sistemas y la subcontratación de hasta 270 personas en los momentos de mayor actividad, generando un impulso positivo en la economía local.
Sonnedix inaugura su nuevo complejo fotovoltaico en Cuenca de 150 MW
Sonnedix Covatillas contará con 274.000 módulos bifaciales instalados y una producción media anual estimada de 298.500 MWh
Sonnedix inaugura su proyecto solar, Sonnedix Covatillas 1, 5 y 6, en los municipios de Minglanilla, Graja de Iniesta y Puebla del Salvador, en Cuenca. El complejo está compuesto por tres proyectos independientes con una potencia total de 150 MW, consolidando su fuerte presencia en Castilla-La Mancha.
Con más de 274.000 módulos bifaciales instalados y una producción media anual estimada de 298.500 MWh, el proyecto contribuye a consolidar a Castilla-La Mancha como la comunidad autónoma española que produce mayor energía fotovoltaica liderando la transición energética en el país como reflejan los últimos datos de REE que indican que Castilla-La Mancha ha sido la comunidad que más energía eléctrica ha producido en 2024 con 10.822 GWh, lo que significa el 24,3% de toda la energía solar fotovoltaica generada en España.
Además de su impacto medioambiental positivo, el proyecto supone una importante inyección económica ya que su construcción ha contado con la participación de más de 20 empresas locales dando empleo a más de 200 trabajadores.
Zelestra cierra una financiación de 146 millones para construir seis plantas fotovoltaicas en Castilla-La Mancha
Los proyectos, ubicados en Cuenca y Ciudad Real, suman 237 MW de potencia
Zelestra, hasta el pasado junio conocida como SolarPack, ha cerrado una financiación de 146,6 millones de euros para construir una cartera de 237 megavatios (MW) de energía fotovoltaica en España.
BNP Paribas y Rabobank han actuado bancos emisores y proveedores de cobertura (mandated lead arrangers). Del mismo modo, BNP Paribas también ha obrado como coordinador del préstamo verde y banco de cuenta para la transacción.
La operación cuenta además con el respaldo de 21 contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPAs).
La cartera está formada por seis proyectos solares en los dos clústeres manchegos de Belinchón, en Cuenca, y Brazatortas, en Ciudad Real. Por un lado, los proyectos Belinchón I, II y III tendrá una capacidad total de 162 MW y una producción anual estimada de 322 gigavatios hora (GWh). Por otro lado, Brazatortas I, II y IV sumarán una capacidad de más de 75 MW y producirán, según sus cálculos, 145 GWh al año. La construcción de los seis proyectos, cuya fecha de finalización se prevé para el segundo trimestre de 2026, creará más de 400 puestos de trabajo respectivamente, cifra la multinacional multienergética.
En total, las seis plantas podrían abastecer el equivalente al consumo doméstico de 150.000 hogares en España y evitar la emisión de 84.596 toneladas de dióxido de carbono (CO2).
Zelestra, respaldada por el fondo EQT —con más de 273.000 millones de euros en activos bajo gestión—, cuenta en España con una cartera de proyectos de más de 6 GW en España, en la que se incluyen más de 800 MW de proyectos contratados, en construcción u operativos. A nivel internacional, la compañía posee una cartera de 29 GW de proyectos libres de carbono en fase de operación, construcción o preconstrucción en 13 países.
Castilla-La Mancha exige reforzar las redes de distribución energética para retener los beneficios de su producción renovable
El Gobierno de Castilla-La Mancha exigió el pasado 23 de mayo a las administraciones estatales y europeas garantizar que la energía limpia producida en la región contribuya prioritariamente a su desarrollo socioeconómico. El vicepresidente segundo, José Manuel Caballero, subrayó durante una visita a la planta de ‘Exide Technologies’ en Manzanares (Ciudad Real) que la comunidad exporta actualmente el 78% de su producción renovable a otras zonas de España.
Posicionamiento estratégico en energía verde
Caballero ha recordado que Castilla-La Mancha ocupa el primer puesto nacional en generación de energía solar y ha destacado su papel como referente europeo en innovación sostenible. «Nuestra capacidad instalada supera en un 78% las necesidades internas, pero queremos que este excedente revierta en empleo, crecimiento industrial y bienestar ciudadano», ha declarado ante los medios.
Requisitos para la distribución energética
Se han establecido dos condiciones clave para las futuras inversiones:
-Refuerzo inmediato de las infraestructuras de transporte eléctrico para evitar repetir episodios como el apagón de abril de 2024
-Priorización regional en el uso de energía, garantizando primero el abastecimiento local y luego la exportación
Manzanares: epicentro de la transición energética
En la localidad ciudadrealeña, convertida en laboratorio de proyectos solares a gran escala, Caballero ha enfatizado: «La transición renovable no es futuro; la estamos ejecutando hoy mismo con plantas que abastecen a 2.3 millones de hogares». Los datos oficiales revelan que el 64% de la inversión industrial regional se concentra actualmente en tecnologías limpias.
Atracción de inversión industrial vinculada
El plan autonómico incluye facilitar la conexión a red de nuevas empresas que se instalen en la región, particularmente en los polígonos industriales de Albacete y Talavera de la Reina. Esta medida busca capitalizar el excedente energético para crear un hub tecnológico que genere 5,000 empleos directos antes de 2027.
Energía de Castilla-La Mancha 