Mercado Eléctrico
Castilla-La Mancha reclama en Europa que la energía limpia deje beneficios directos en el territorio que la produce
El Gobierno de Castilla-La Mancha ha pedido a las instituciones europeas que se garantice una energía asequible, estable, limpia y que contribuya al desarrollo del territorio que la genera. Así lo ha remarcado el vicepresidente segundo del Gobierno autonómico, José Manuel Caballero, tras participar con el presidente Emiliano García-Page en la 169º sesión plenaria del Comité Europeo de las Regiones que se desarrolló en Bruselas.
“La posición de Europa en materia de energía y, de manera particular del Comité Europeo de las Regiones, encaja muy bien con lo que estamos haciendo y con lo que estamos defendiendo en Castilla-La Mancha”, ha señalado. Desde Bruselas, Caballero ha recordado que en Castilla-La Mancha “generamos energía renovable, producida por fuentes naturales, por tanto, limpia” pero ha incidido en que esta debe ser estable.
“Para eso necesitamos que haya un compromiso del Gobierno de España y también de las empresas energéticas para garantizar el suministro y para garantizar las inversiones”. Por eso, ha instado al compromiso en torno a esta materia en la que “estamos siendo muy claros en Castilla-La Mancha”. Ha recordado que “somos una región líder en producción de energía renovable y estamos pidiendo a las compañías distribuidoras que inviertan más en aquellas regiones que más energía aportan al resto de España”.
Para lograr este objetivo, Caballero ha incidido en que es fundamental que se asuma la necesidad de garantizar en primer lugar el suministro. Además, ha señalado que se debe incentivar que la ciudadanía de estos territorios pueda acceder a la energía a un precio asequible y, sobre todo, que se puedan desarrollar industrias intensivas en el consumo de energía. Tal y como ha reivindicado, “esto debe beneficiar a los ciudadanos como consumidores de energía asequible, es decir, a un precio razonable; pero también en el impulso a industrias generadoras de bienestar y desarrollo”.
“En estos momentos en los que se está debatiendo la planificación energética en España y en los que se está discutiendo sobre las redes de distribución, lo que estamos diciendo es que en Castilla-La Mancha queremos generar energía limpia, incluso más de la que consumimos, y no tenemos ningún problema en exportar energía al resto de España”, ha explicado. “Solo queremos también que, al mismo tiempo que generamos energía limpia en Castilla-La Mancha, se instalen aquí las empresas que utilicen esa energía”, ha concretado.
José Manuel Caballero se ha referido a la posición que marcó el presidente García-Page en el Comité Europeo de las Regiones de rechazo a los recortes del nuevo marco financiero plurianual que ha diseñado la Comisión Europea. “A mí me alegra que el presidente Emiliano García Page esté liderando esta posición española, compartiéndolo con otros presidentes como el de Andalucía o el de Galicia, liderando esta posición para defender los intereses económicos de Castilla-La Mancha y de nuestro país con el Gobierno de España”, ha señalado.
En este sentido, ha asegurado que “creemos que es un buen principio que los gobiernos de todas las comunidades autónomas de España, liderados por PSOE o PP, estemos de acuerdo en que el marco financiero plurianual, es decir, los presupuestos de la Unión Europea tienen que contemplar la realidad de nuestro país y, sobre todo, las necesidades de nuestras regiones”, ha valorado. “Si al mismo tiempo además nos acompaña, como es lo que parece en este momento, el Gobierno de España, creo que podemos conseguir que la Unión Europea plantee un presupuesto que sea realista”, ha explicado.
Ha remarcado el vicepresidente segundo que la Unión Europea no debe abandonar “el principio de cohesión, el de buscar los equilibrios, el de buscar la igualdad entre los territorios, pero sobre todo entre las personas; el de garantizar el desarrollo de todas las comunidades autónomas y especialmente de aquellas que necesitan de más impulso y de más apoyo económico”. Por tanto, ha instado, finalmente, a trabajar juntos porque “tenemos que lograr un presupuesto que tenga en cuenta la realidad y las necesidades de Europa en estos momentos, que sin duda tienen que ver con la defensa; pero también con la agricultura, con las infraestructuras, con el desarrollo regional y, en definitiva, con el bienestar de los ciudadanos”.
Baterías de almacenamiento: claves para elegir la configuración adecuada según normativa y aplicación
Texto:
Maribel Cotolí Cáceres
Ingeniera Industrial de Arram Consultores SL
“El almacenamiento energético mediante baterías se ha consolidado como un componente clave en la transición energética y la gestión de redes eléctricas más flexibles. Sin embargo, no todas las soluciones de almacenamiento son iguales. A la hora de diseñar e implantar una instalación de baterías, existen múltiples factores técnicos y normativos que condicionan su rendimiento, viabilidad económica y prioridad de operación.
Una de las primeras decisiones clave es el tipo de contenedor que albergará las baterías y si éste incluye o no los inversores integrados. Los sistemas de almacenamiento modulares tipo contenedor con inversores integrados presentan la ventaja de ofrecer soluciones compactas, preinstaladas y listas para su conexión, lo que simplifica la logística, el montaje en campo y la integración en proyectos. Esta modalidad, cada vez más popular entre fabricantes líderes, reduce los riesgos técnicos asociados a la interoperabilidad y acorta los plazos de puesta en marcha. Se podría decir, incluso, que es la única opción a elegir en aquellos proyectos con problemas de espacio, sobre todo eligiendo al fabricante adecuado. Sin embargo, su principal inconveniente radica en la posible dependencia tecnológica del fabricante (vendor lock-in), que puede limitar futuras ampliaciones o adaptaciones.
Por el contrario, los sistemas en los que los inversores se ubican fuera del contenedor permiten una mayor versatilidad en el diseño del sistema y una adaptación más fácil a distintas topologías de red o estrategias de operación. Esta alternativa, más abierta, es ideal para proyectos que requieren un alto grado de personalización o para operadores que prefieren mantener el control sobre los distintos elementos del sistema. No obstante, requiere mayor complejidad en la ingeniería y más espacio físico, además de una planificación más cuidadosa para garantizar la compatibilidad entre los distintos equipos. Además, el hecho de que los inversores se sitúen fuera del contenedor de baterías implica que la instalación eléctrica entre ambos elementos debe realizarse en corriente continua (DC), lo que introduce consideraciones técnicas específicas. A diferencia de las conexiones en corriente alterna (AC), propia de plantas de almacenamiento con inversores integrados, las líneas de DC requieren un diseño cuidadoso en cuanto a distancias, secciones de cableado, protección contra sobretensiones y coordinación de equipos de desconexión. Aunque esta configuración ofrece mayor libertad para seleccionar y dimensionar el inversor de forma independiente, también supone una mayor complejidad en campo, tanto en la ingeniería como en la puesta en marcha. Además, la operación en DC entre contenedor e inversor implica una supervisión más estricta de la seguridad eléctrica, especialmente en lo relativo a las corrientes de fuga, el aislamiento y la detección de fallos a tierra.
Otro elemento decisivo es la capacidad temporal del sistema: es decir, cuántas horas puede operar la batería a su potencia nominal. En el contexto regulatorio actual, y bajo el marco del Real Decreto 1183/2020, las instalaciones con al menos 2 horas de almacenamiento comienzan a ser consideradas como gestionables, lo que les otorga ciertas ventajas operativas. Sin embargo, son los sistemas con una duración de 4 horas los que están llamados a tener un papel protagonista. La regulación actual y las futuras subastas contemplan dar prioridad de despacho a las instalaciones hibridadas con almacenamiento que puedan garantizar esta autonomía de 4 horas, consolidando así su atractivo para proyectos renovables con mayor penetración en el mercado.
El Real Decreto-ley 7/2025, aprobado por el Gobierno en junio, proponía medidas ambiciosas para reforzar esta visión, como la prioridad de despacho para sistemas híbridos, la exención de evaluación ambiental o la declaración de utilidad pública para instalaciones de almacenamiento. No obstante, dicho real decreto-ley no fue convalidado por el Congreso el 22 de julio de 2025, por lo que todas estas medidas han quedado sin efecto y no son actualmente aplicables. La normativa vigente sigue siendo, por tanto, la que se deriva del RD 1183/2020 y de la normativa comunitaria.
Esta capacidad de almacenamiento no solo es relevante desde el punto de vista normativo, sino también técnico y económico. Las baterías de 2 horas pueden ser suficientes para aplicaciones como la regulación de frecuencia o la estabilización de red, pero en escenarios de arbitraje energético, integración de renovables o gestión de picos de demanda, la opción de 4 horas ofrece un margen de operación mucho más amplio y rentable. A pesar de su mayor coste inicial, la tendencia del sector apunta claramente hacia este tipo de soluciones de mayor capacidad.
En relación con la integración del sistema en el entorno energético, existen dos grandes modelos de implantación: el almacenamiento hibridado con instalaciones de generación renovable y el almacenamiento stand-alone o conectado de forma independiente a la red. En el primer caso, el sistema de baterías comparte punto de conexión con una planta fotovoltaica o eólica, y puede alimentarse directamente de la energía generada. Esta configuración, amparada también por el RD 1183/2020, simplifica los trámites administrativos y permite aprovechar al máximo la energía excedentaria, contribuyendo a un mayor grado de autosuficiencia energética. Aunque el RDL 7/2025 iba a reforzar estas ventajas con nuevas medidas de tramitación preferente y simplificación ambiental, su rechazo en el Congreso ha dejado vigente el marco anterior.
Por otro lado, los sistemas stand-alone no dependen de ninguna fuente renovable propia y se conectan directamente a la red. Su principal ventaja es la libertad operativa: permiten cargar y descargar según las condiciones del mercado eléctrico, siendo muy útiles en esquemas de arbitraje, regulación de frecuencia o participación en mercados de capacidad. A pesar de esta flexibilidad, estos sistemas suelen tener menor prioridad de despacho y no cuentan con los beneficios regulatorios que sí se otorgan a las instalaciones híbridas.
En ambos casos, la evolución normativa tanto en España como en la Unión Europea avanza hacia una mayor integración del almacenamiento como actor esencial del sistema eléctrico. La nueva Directiva europea sobre baterías (UE 2023/1542), así como el Reglamento de emergencia sobre aceleración de renovables (UE 2022/2577), refuerzan el papel del almacenamiento como solución prioritaria, al tiempo que establecen requisitos más exigentes en materia de seguridad, trazabilidad, huella de carbono y reciclaje.
En definitiva, la elección entre uno u otro tipo de batería no puede hacerse de forma aislada. Factores como la integración del inversor, la duración del sistema, el tipo de operación (híbrida o independiente), así como el cumplimiento de la normativa vigente, deben formar parte de una estrategia técnica y económica bien alineada con los objetivos del proyecto. Contar con el asesoramiento adecuado y una visión clara del marco regulatorio permitirá a promotores y clientes invertir en soluciones robustas, rentables y preparadas para el futuro energético europeo, por ello, desde ARRAM estamos dispuestos a ayudarte, ya que si algo nos define que es la pasión por lo que hacemos”.
CLM alegará la planificación eléctrica del Ministerio
El Gobierno regional ha anunciado que va a presentar alegaciones a la propuesta inicial de la Planificación Eléctrica a 2030 que ha hecho pública el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico para que se incluyan «todas las demandas de Castilla-La Mancha y que se incorporen las redes de distribución y transporte que les hemos solicitado con el objetivo de garantizar nuestros desarrollos industriales y poder seguir avanzando en la autonomía energética de la región».
Así lo afirmó el pasado 15 de octubre la consejera de Desarrollo Sostenible, Mercedes Gómez, en el XII Foro Solar de la UNEF (Unión Española Fotovoltaica), donde participó en la mesa ‘¿Cómo concretamos la oportunidad que la energía fotovoltaica supone para el desarrollo industrial español?’. En ella, Gómez desveló que la Consejería ya trabaja en las alegaciones que van a hacer llegar al Ministerio en el período de información pública que se abrió este pasado viernes.
Como destacó Gómez, el objetivo es que la planificación definitiva e inversión de las infraestructuras eléctricas 2025-2030 «incorpore todas las redes de distribución y transporte que les hemos solicitado para garantizar nuestros desarrollos industriales y poder seguir avanzando en la autonomía energética de la región, una demanda que este primer borrador recoge parcialmente, por lo que consideramos que no es suficiente», señaló.
En paralelo, y pese a esta aspiración, la consejera quiso agradecer al Estado que la propuesta inicial ya incluya «proyectos de infraestructuras que pueden llegar a multiplicar por tres las inversiones en Castilla-La Mancha con la construcción de 15 nuevas subestaciones, además de destoparse los límites que estaban establecidos para las inversiones en que las empresas puedan llevar a cabo estas nuevas redes eléctricas que van a permitir reforzar y crear nuevas las líneas eléctricas en nuestra comunidad».
Miteco lanza una planificación eléctrica que garantiza el suministro de importantes proyectos en Castilla-La Mancha
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) ha iniciado la fase de audiencia pública de la Propuesta inicial de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica con horizonte 2030 que garantiza el suministro de importantes proyectos desarrollados en Castilla-La Mancha, como Hydnum Steel en Puertollano y ErasmoPower2X en Saceruela.
La propuesta, que prevé una inversión de unos 13.600 millones de euros hasta el final de la década, incluye importantes actuaciones de conexión a la red de transporte y apoyo a la red de distribución en Castilla-La Mancha que atienden a la necesidades de proyectos empresariales vinculados a la integración de la energía fotovoltaica y el hidrógeno, como la acería verde de Hydnum Steel en Puertollano o el proyecto ErasmoPower2X en Saceruela.
Esta propuesta inicial del Ministerio se orienta a cubrir las necesidades del país y a cumplir los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030 (Pniec), otorgando prioridad a los proyectos industriales. Según ha informado el Miteco en una nota, «si las planificaciones anteriores se orientaban a incorporar más energía renovable en el sistema eléctrico, ahora se prioriza atender las necesidades de los proyectos que quieren materializarse para consumir la energía limpia y competitiva del país, y aprovechar las oportunidades industriales, laborales, económicas y sociales de la transición energética».
En el caso de Castilla-La Mancha incluye la ampliación para demanda singular en las subestaciones de Brazatortas 400 kV, Puertollano 220 kV y Aceca 220 kV; y las nuevas subestaciones Ojailén 400 kV como E/S en Manzanares-Brazatortas 400 kV y Saceruela 400 kV como E/S en Brazatortas -Valdecaballeros 400 kV para consumos directamente conectados a la red de transporte.
También se contempla la ampliación de subestaciones de 400 kV para apoyo a distribución en las subestaciones de Manchega, Minglanilla, Fuentes de la Alcarria, Marchamalo y Mesa de Ocaña; y la ampliación de subestaciones de 220 kV para apoyo a distribución en las subestaciones de Huelves, Calera y Chozas, Ébora, Aceca, Torrijos y Carroyuelas.
La propuesta del Ministerio para la mejora de estas redes se ha diseñado sobre las aportaciones de los distintos agentes y de las comunidades autónomas, para elaborar un escenario de incorporación de nuevas demandas de generación y consumo, identificando zonas de especial interés y aplicando el principio rector de considerar los proyectos firmes y maduros en el horizonte temporal abarcado, según informa el MITECO.
Con relación a las peticiones de acceso para demanda, se prevé un consumo de 375 TWh para el final de la década, con una punta de 61,4 GW, un 60% superior a la punta de 2024. Con relación al nuevo parque generador, se estima la integración de 159 GW de renovables, así como disponer de más de 22 GW de almacenamiento, considerando las ubicaciones más beneficiosas para el conjunto del sistema y la disponibilidad de recursos.
Así, sobre una inversión prevista de 13.600 millones, un 65% se plantea para tres partidas principales: reforzar las redes para absorber nuevos flujos derivados de la mayor electrificación y la integración de renovables, aumentar la cohesión territorial con nuevos enlaces entre sistemas, y actuaciones para dar apoyo a la red de distribución y conectar nuevos consumos en la red de transporte.
Las zonas rurales generan el 84% de la energía renovable en España
El 84 % de la generación renovable en España se produce en zonas rurales, que concentran buena parte del potencial de desarrollo energético del país. Esta es una de las principales conclusiones de la jornada “Entorno rural: Transición energética y vertebración económica”, celebrada en Toledo y organizada por aelēc, Asociación de Empresas de Energía Eléctrica, en colaboración con la Confederación Regional de Empresarios de Castilla-La Mancha. Durante la misma se presentó el informe “La transición energética en el entorno rural español, elaborado por Monitor Deloitte.
Comunidades como Castilla-La Mancha, Castilla y León o Aragón concentran buena parte del potencial de desarrollo energético del país. En concreto, Castilla-La Mancha genera más del 25 % de toda su electricidad a partir de solar fotovoltaica y es una de las comunidades con mayor margen para crecer en biomasa y almacenamiento energético.
El encuentro, que reunió a representantes del sector energético, empresarial e institucional, con la participación de la propia presidenta de aelēc, Marina Serrano, o del director general de Transición Energética de la Junta de Castilla-La Mancha, Alipio García Rodríguez, sirvió para analizar las oportunidades estratégicas que ofrece la transición energética para el desarrollo del entorno rural, la creación de empleo en el territorio y la fijación de población.
En este sentido, durante la sesión se concluyó que “desarrollar cadenas de valor locales en torno a las renovables, fomentar la participación de las comunidades rurales en los proyectos u optimizar el uso del suelo con modelos multifuncionales, son algunas de las prioridades para maximizar el impacto de esta transformación en los territorios”.
Las provincias casi despobladas, en mejores condiciones para el despliegue renovable
El estudio presentado subraya que el reto de la despoblación y la transición energética están estrechamente ligados, porque un total de 15 provincias españolas tienen una densidad inferior a 30 habitantes por kilómetro cuadrado, frente a la media nacional de 96, sin embargo, son estas mismas provincias casi despobladas las que presentan mejores condiciones para el despliegue renovable. Alipio García Rodríguez destacó que “el Gobierno de Castilla-La Mancha ha posicionado a la región como la segunda comunidad autonómica con mayor desarrollo renovable del país”, y añadió que “continuaremos apostando por este modelo, haciendo la industria más competitiva y fortaleciendo el desarrollo socio económico, sin olvidar la necesidad de conjugar el diálogo con la ciudadanía para mejorar la aceptación social en los territorios”.
En una mesa de debate sobre las oportunidades de la transición energética y digital para las zonas rurales se identificaron cinco prioridades como palancas necesarias para maximizar el impacto de esta transformación en los territorios: desarrollar cadenas de valor locales en torno a las renovables; fomentar la participación activa de las comunidades rurales en los proyectos; optimizar el uso del suelo con modelos multifuncionales; modernizar las infraestructuras eléctricas y digitales para mejorar la competitividad; y articular una visión territorial coordinada y ambiciosa vinculada al desarrollo rural.
Castilla-La Mancha reclama a Europa asegurar la inversión para redes de distribución y desarrollo energético
El Gobierno de Castilla-La Mancha ha defendido en la comisión ENVE del Comité Europeo de las Regiones asegurar inversión para la puesta en marcha de redes de distribución de energía. Así lo ha explicado el vicepresidente segundo, José Manuel Caballero, tras la participación del presidente, Emiliano García-Page, en este foro de trabajo de las regiones europeas.
«La petición que hemos realizado en el Comité de las Regiones es que en la nueva planificación presupuestaria se puedan utilizar fondos de la Unión Europea para el desarrollo de redes eléctricas de distribución de la energía que permitan que, además de generar energía limpia, como en el caso de Castilla-La Mancha, podamos utilizar una parte de esa energía para que se asienten empresas y para que se desarrollen proyectos», ha explicado.
En este sentido, Caballero ha asegurado que «tenemos la demanda de más de 30 proyectos en cartera en las cinco provincias que están pendientes de la ampliación de redes distribución de la energía para que puedan desarrollarse».
El desarrollo de estos proyectos, tal y como ha expuesto el vicepresidente segundo, supondría un salto cualitativo desde la perspectiva de la generación de más energía limpia incluso para producir otras energías, como es el caso de generar energía eléctrica procedente del sol y, al mismo tiempo, sistemas de almacenamiento utilizando los bombeos. «Estamos hablando de miles de empleos que en estos momentos en Castilla-La Mancha están pendientes de que podamos disponer de las redes de distribución y necesitamos, por lo tanto, los recursos que deben contemplarse en el nuevo presupuesto de la Unión Europea».
José Manuel Caballero ha recordado que «en Castilla-La Mancha somos una potencia energética porque somos la segunda Comunidad Autónoma de España en cuanto a potencia instalada en su conjunto y somos, además, una de las principales generadoras de energía renovable, de energía limpia». Por este motivo, ha confirmado que «la petición que hemos trasladado al Comité Europeo de las Regiones es que es imprescindible que haya recursos económicos para un despliegue de la red para los planes de inversión de distribución eléctrica para que la energía que producimos en Castilla-La Mancha pueda servir al desarrollo de Castilla-La Mancha».
Caballero ha incidido en que «no solo producimos energía limpia para nuestras necesidades de consumo, sino incluso que somos excedentarios y producimos energía para las necesidades del resto de España y del resto de territorios». Este es el motivo por el que, tal y como ha remarcado Caballero, el Gobierno del presidente García-Page trabaja para una parte de esta energía de la que hoy la región es excedentaria se utilice para el desarrollo y el progreso económico de Castilla-La Mancha.
Por su parte, el consejero de Fomento, Nacho Hernando, ha vuelto a reclamar la «continuidad a toda una serie de ayudas que a través de los fondos MRR europeos hemos obtenido y gestionado a través de la alianza público-privada de manera ejemplar en el conjunto de la región». En este sentido, ha asegurado que «hay que dar continuidad a esos fondos a través de unas figuras como puede ser el pacto Social por el Clima para el período 2026/2032, para tener más fondos para rehabilitar viviendas de los vecinos y vecinas de Castilla-La Mancha, no solamente en las grandes ciudades, sino también en nuestros entornos rurales».
La inversión eléctrica en Castilla-La Mancha crecerá hasta cerca del triple en cinco años
El plan prevé triplicar la inversión en la región hasta 2030, con 14 nuevas subestaciones y proyectos clave que consolidarán a la Comunidad como polo industrial y referente nacional en energías renovables
La planificación eléctrica con horizonte 2030 supondrá un impulso histórico para Castilla-La Mancha. El Gobierno regional ha confirmado que la inversión prevista en infraestructuras eléctricas podría multiplicarse por tres en la Comunidad Autónoma en el marco del nuevo plan estatal, que contempla la construcción de 14 nuevas subestaciones y actuaciones en cerca de 40 instalaciones de la red. La consejera de Desarrollo Sostenible, Mercedes Gómez, celebró que buena parte de las demandas planteadas por el Ejecutivo de Emiliano García-Page hayan sido recogidas en el documento inicial, que será sometido a información pública el próximo mes.
El anuncio se produjo tras la reunión mantenida en Madrid entre Mercedes Gómez, el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, y representantes de Red Eléctrica. En el encuentro se compartieron las líneas estratégicas de la nueva Planificación de la Red de Transporte 2025-2030, que refuerza tanto el despliegue industrial como la integración de las energías renovables en la región.
Según detalló Gómez, el documento recoge buena parte de las peticiones trasladadas en los últimos meses, con el objetivo de seguir avanzando en la autonomía energética, garantizar los desarrollos industriales y facilitar que la energía renovable generada en Castilla-La Mancha pueda aprovecharse en lo local.
El plan prevé triplicar la inversión actual en infraestructuras eléctricas de Castilla-La Mancha y contempla un aumento general del volumen de recursos a nivel nacional en torno al 62% respecto a los límites previos. Esta ampliación permitirá tanto reforzar líneas existentes como crear otras nuevas.
En concreto, el texto recoge la construcción de 14 nuevas subestaciones eléctricas, que se unirán al refuerzo de polos estratégicos como Puertollano, Romica en Albacete, el Corredor del Henares, Noblejas, la Mesa de Ocaña, Manzanares, Picón y Talavera de la Reina. Estas actuaciones darán cobertura al crecimiento de los grandes proyectos industriales y a la implantación de nuevas inversiones.
La consejera recordó que la región necesita que la planificación definitiva incluya al menos 6.000 megavatios adicionales, cifra que el Gobierno regional ha identificado como necesaria para garantizar la ejecución de quince proyectos estratégicos ya definidos, además de los que se prevé recibir en los próximos años.
Apuesta por la industria y el hidrógeno verde
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) subrayó que la práctica totalidad del incremento de capacidad de acceso a la red se destinará a grandes proyectos industriales, a la descarbonización de sectores como la industria cementera, al impulso del hidrógeno verde y al refuerzo de las infraestructuras de distribución.
Según explicó el secretario de Estado de Energía, esta orientación busca aprovechar la alta penetración de renovables, que ha situado los precios de la electricidad en niveles competitivos y ha convertido a Castilla-La Mancha en un destino atractivo para la inversión industrial.
La propuesta contempla además un aumento de instalaciones de energía limpia y almacenamiento, claves para ampliar las oportunidades socioeconómicas ligadas a la transición energética y para combatir la despoblación mediante un desarrollo territorial equilibrado.
El pasado 12 de septiembre, la vicepresidenta del Gobierno y ministra Sara Aagesen presentó los ejes de la propuesta inicial, que prevé una inversión superior a los 13.500 millones de euros a nivel estatal. Desde 2020, se han otorgado derechos de acceso a la red para proyectos que suman más de 43 gigavatios, superando la demanda máxima del país en 2024 (38,2 GW). La propuesta plantea atender demandas por 27,7 GW con conexión a la red de transporte y habilitar 5,3 GW adicionales para distribución.
Red Eléctrica pone en servicio la nueva subestación de Calera y Chozas de 220 Kv
Red Eléctrica, empresa de Redeia encargada del transporte y la operación del sistema eléctrico español, ha culminado la nueva subestación de Calera y Chozas 220 kV que pondrá en servicio a partir de mañana y que será esencial para posibilitar el desarrollo de importantes proyectos empresariales de alto componente tecnológico que reforzarán el tejido productivo de la región. También será motor de cohesión territorial ya que ofrecerá suministro eléctrico al eje ferroviario que conectará la comunidad con Extremadura.
Son beneficios que han destacado durante la inauguración de la infraestructura tanto la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, como el presidente de la Junta de Comunidades de Castilla-La Mancha, Emiliano García-Page. El acto también ha contado con la presencia del alcalde de Calera y Chozas, Gabriel López-Colina, y el alcalde de Talavera de la Reina, José Julián Gregorio, entre otras autoridades e invitados.
Red Eléctrica ha invertido 10,8 millones de euros en este proyecto que consta de una nueva subestación de 220 kV con nueve posiciones. También, incluye una línea aérea que la conecta con la red de transporte a través del eje eléctrico Almaraz-Talavera 220 kV. Estos nuevos desarrollos están incluidos en la Planificación eléctrica vigente y son fundamentales para atender las necesidades de Castilla-La Mancha en diferentes ámbitos. Por un lado, posibilitan el desarrollo de importantes proyectos promoviendo el crecimiento económico, ya que cuatro de las nueve posiciones incluidas están destinadas a atender demandas de grandes consumos empresariales ligados a las nuevas tecnologías. Por otro, impulsan la consolidación de Castilla-La Mancha como eje logístico fundamental en nuestro país, a través de la electrificación de la futura línea ferroviaria Toledo-Navalmoral-Cáceres-Badajoz.
El proyecto de Calera y Chozas 220 kV se enmarca en los múltiples desarrollos que Red Eléctrica está ejecutando para dotar a Castilla-La Mancha de las infraestructuras de una red de transporte de electricidad más robusta, mallada y sostenible. En este sentido, la Planificación incluye importantes actuaciones de mallado de la red de transporte para vertebrar el territorio e impulsar su desarrollo social y económico, permitiendo también la integración de nueva generación renovable y la alimentación de las nuevas líneas de alta velocidad a su paso por la región: Madrid – Badajoz y Puertollano – Mérida.
Castilla-La Mancha es la segunda región en cuota de generación renovable con un 84,9 % del mix, según datos del último año. En este camino, la comunidad autónoma sigue progresando con el apoyo de Red Eléctrica que, en colaboración con las administraciones públicas competentes y los agentes implicados, avanza en la ejecución de las infraestructuras planificadas.
Además de la puesta en marcha de nuevas infraestructuras esenciales, Red Eléctrica también busca generar un impacto positivo en el territorio. En los últimos años se han desarrollado iniciativas, principalmente de eficiencia energética, en 44 municipios castellanomanchegos por un importe superior a 2,7 millones de euros. En el caso concreto de Calera y Chozas, se está colaborando con el ayuntamiento para instalar paneles solares para el autoconsumo de una potabilizadora, clave para reducir el gasto de las arcas municipales. Del mismo modo, Red Eléctrica, junto con la Junta, ha llevado a cabo la digitalización del inventario del patrimonio cultural de Castilla-La Mancha.
Descenso del 29% en la autorización de energías renovables en España durante el segundo trimestre
Castilla-La Mancha fue la región con mayor cantidad de MW autorizados para construcción, con 559,7 MW
En el segundo trimestre de 2025, la aprobación de proyectos de energías renovables en España alcanzó los 2.349,9 megavatios (MW) distribuidos en 137 proyectos, marcando un descenso cercano al 29% en comparación con los 3.291 MW autorizados en los primeros tres meses del año, de acuerdo con un análisis realizado por el Observatorio de Energías Renovables de Opina 360, que utilizó datos del Boletín Oficial del Estado (BOE) y los boletines de las comunidades autónomas.
«No solo se ha reducido en 941 MW el volumen de potencia autorizada para construir con respecto al trimestre anterior, sino que no se ha llegado ni a la mitad de lo permitido hace un año, cuando se rozaron los 4.900 MW», explicó Juan Francisco Caro, director de Opina 360. Adicionalmente, Caro comentó que «si el ritmo no cambia en el segundo semestre, 2025 acabará con un importante frenazo en el desarrollo de las renovables en España, a pesar de que todavía queda mucho para alcanzar los objetivos de 2030».
La mayoría de la capacidad aprobada, un 84,9%, correspondió a la energía fotovoltaica, sumando 1.995 MW, seguida por la energía eólica con 354,8 MW (15,1%). En esta ocasión, las comunidades autónomas gestionaron la mayor parte del volumen, con 1.578,2 MW, mientras que el Gobierno central autorizó 771,6 MW.
Castilla-La Mancha fue la región con mayor cantidad de MW autorizados para construcción, con 559,7 MW, seguida por Andalucía con 434,1 MW y Aragón con 364,5 MW. En contraste, Canarias, País Vasco y La Rioja no concedieron autorizaciones de construcción en este trimestre. Además, durante este periodo se emitieron 75 declaraciones de impacto ambiental positivas, totalizando 1.904,6 MW, siendo Andalucía la comunidad con el mayor volumen autorizado tras evaluaciones ambientales, con 456,7 MW.
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.
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