Mes: septiembre 2026
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.
