Mercado Eléctrico
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.
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.
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.
Castilla-La Mancha impulsa la descarbonización industrial con 200 millones en ayudas y apuesta por energías renovables
El Gobierno regional ha puesto en valor las diferentes actuaciones y ayudas “que está movilizando el Ejecutivo de García-Page para impulsar la descarbonización del tejido industrial de Castilla-La Mancha, un elemento esencial dentro de la transición energética que estamos llevando a cabo en nuestra Comunidad Autónoma”.
Así lo destacó la consejera de Desarrollo Sostenible, Mercedes Gómez, durante su participación el pasado 8 de mayo en la jornada ‘Descarbonización térmica de la Industria en Castilla-La Mancha’, en la que se ha presentado la ‘Alianza Q-Cero’, una red de más de 100 empresas y aliados estratégicos impulsada por Iberdrola, que tiene como objetivo acelerar la descarbonización del calor en la industria y los edificios.
En este contexto, Gómez ha recordado que en los últimos años han sido cerca de 200 millones de euros procedentes de los fondos MRR en ayudas los “que hemos puesto a disposición de empresas, particulares y administraciones para que instalen autoconsumo o adopten medidas de movilidad sostenible y eficiencia energética, entre otras”.
Como ha indicado, “todas estas ayudas tienen como objetivo no sólo el que puedan acelerar su descarbonización en base a la utilización de las energías renovables reduciendo sus emisiones, sino que también logren un importante ahorro económico haciendo más eficiente su consumo energético y contribuyendo así a aumentar su competitividad”.
Entre las ayudas, Mercedes Gómez ha destacado los casi 95 millones destinados a fomentar el autoconsumo o los más de 52 millones para facilitar la movilidad eléctrica, “sin olvidarnos del caso concreto de la descarbonización térmica, con los 14,3 millones de euros dedicados a la implantación de instalaciones de energías renovables térmicas, que nos ha permitido impulsar actuaciones de este tipo en 117 grandes proyectos de entidades y empresas, así como en el sector público”.
La consejera de Desarrollo Sostenible ha concluido este asunto recordando los 19,8 millones de euros destinados de manera complementaria a actuaciones de eficiencia energética en pymes y grandes empresas del sector industrial, “que nos han posibilitado conceder 140 ayudas para otros tantos proyectos”.
Importancia del hidrógeno o el biometano para la descarbonización térmica
La consejera también ha querido dejar constancia de la importancia que pueden adquirir los gases renovables para lograr la descarbonización térmica donde “la electricidad renovable que tanto producimos en Castilla-La Mancha no llega”.
Gómez ha recalcado que el “hidrógeno, como nuevo vector energético clave para la descarbonización a largo plazo, ya es una realidad en nuestra región”, invitando al tejido empresarial “a conocer y sumarse a la Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable de Castilla-La Mancha, que prevé atraer una inversión de 4.261 millones de euros en este tipo de proyectos y que se marca como objetivo que en 2050 las empresas logren ser Net Zero, consiguiendo emitir cero emisiones”.
Además, la consejera ha invitado a las empresas a sumarse y participar del Plan Regional de Biometanización de Castilla-La Mancha, “porque a través de un gas renovable como es el biometano, sustituto del gas natural, podemos contribuir a la descarbonización de las necesidades térmicas de la industria”.
Los Certificados de Ahorro Energético, emergentes en Castilla-La Mancha
Por último, la titular de Desarrollo Sostenible ha dado cuenta del notable crecimiento de los CAEs (Certificados de Ahorro Energético) en la región, “como una herramienta clave y efectiva para contribuir al ahorro energético y a la descarbonización del tejido industrial castellanomanchego”.
Los CAEs son documentos electrónicos que garantizan que tras llevar a cabo una actuación de eficiencia energética se ha conseguido un nuevo ahorro de energía, que se acumula, permitiendo monetizar estos ahorros para recuperar parte del coste de las inversiones en eficiencia energética.
Respecto a los mismos, “desde el Gobierno regional estamos contentos con su arranque, ya que se han tramitado hasta el día de hoy 121 actuaciones, de las cuales han sido reconocidas 116, lo cual nos posiciona como la sexta comunidad autónoma con mayor número de actuaciones tramitadas de esta nueva herramienta de ahorro energético”.
Mercedes Gómez ha terminado subrayando que, precisamente, “el sector que más proyectos y ahorro energético ha generado es el industrial, seguido por el sector del transporte, en sintonía con los datos nacionales, aunque hay que resaltar que casi el 25 por ciento de los CAEs emitidos son del sector residencial, lo cual indica que, aunque es un mercado incipiente, también le interesa a las familias castellanomanchegas”.
Castilla-La Mancha no tuvo protagonismo en el “rearme” del sistema eléctrico español tras el apagón al estar la Central de Trillo en su 37ª recarga programada
El apagón, inédito en su magnitud y duración, que se produjo a las 12,33 horas del pasado lunes 28 de abril en toda España y Portugal, deja muchas lecturas e interrogantes aún sobre la actividad y comportamiento del sistema eléctrico español. En apenas cinco segundos, el 60% de la energía que se estaba produciendo en el país, unos 15 Gigawatios, desapareció- De repente. Hay que tener que cuenta que una de las claves de cualquier sistema eléctrico es la adecuación entre la oferta y la demanda. Si no casan ambas, siempre hay problemas.
Según asegura la propia Red Eléctrica de España (REE), que gestiona la red eléctrica nacional, “dado que la energía en forma de electricidad no puede almacenarse en grandes cantidades, para satisfacer todas las necesidades eléctricas es necesario producir la misma cantidad que se consume. Esto requiere un equilibrio constante entre la demanda y la generación o inyección de electricidad en cualquier momento del día. Para lograr este equilibrio, realizamos pronósticos de demanda de electricidad en diferentes períodos de tiempo para cada hora del día utilizando modelos predictivos estadísticos inteligentes que consideran múltiples variables, incluidos factores importantes como patrones de trabajo y condiciones climáticas»·. Con un 60% de la energía generada desaparecida en cinco segundos era imposible evitar el apagón. No había tiempo ni margen para enganchar al sistema a nuevas unidades productivas para reestablecer el equilibrio.
Los sistemas eléctricos nacionales de toda la Unión Europea funcionan con una misma frecuencia de 50 hercios (Hz). Para evitar problemas e incluso un colapso del mismo, ex imprescindible que exista un equilibrio dinámico entre generación y demanda. Que nadie se quede sin la electricidad que demanda pero que tampoco la oferta en un punto supere a la demanda real en ese momento. De ahí la complejidad de la gestión eléctrica y la importancia de “electricidades estables”.
Hidroeléctricas
En la vuelta a la normalidad del suministro, que a primeras horas de la madrugada del martes alcanzó ya al 90% del mercado eléctrico español, han desempeñado un papel esencial tanto las centrales hidroeléctricas como las plantas de ciclo combinado. Castillla-La Mancha es la séptima comunidad en generación de energía de origen hidroeléctrico.
Centrales nucleares
El apagón ocurrido a las 12.33 del lunes 28 tuvo un efecto inmediato sobre la actividad de las centrales nucleares españolas, de las que solo tres reactores -entre ellos uno de Almaraz- se encontraban en ese momento en funcionamiento. El Consejo de Seguridad Nuclear informó a las 14,30 del mismo lunes que “los titulares de las centrales nucleares españolas han notificado al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) la declaración de situación de prealerta de emergencia –según sus Planes de Emergencia Interior (PEI)-, debido a la pérdida de suministro eléctrico exterior. Este suceso no ha tenido impacto en los trabajadores, el público o el medioambiente.
Ante esta situación imprevista (pérdida de suministro eléctrico exterior de todo el parque nuclear), los reactores de las centrales que estaban en funcionamiento (Almaraz II, Ascó I y II, Vandellós II) han parado automáticamente -de acuerdo a su diseño- y sus generadores diésel de salvaguardias han arrancado y mantienen las centrales en condición segura. En el caso de la central nuclear de Trillo, en parada de recarga programa, en todo momento se ha encontrado en situación segura, según ha comunidad el propio Consejo de Seguridad Nuclear.
Central de Trillo
Por su parte, la Central nuclear Trillo (Guadalajara), parada por recarga de combustible y también en prealerta, continúa en situación segura, alimentada eléctricamente desde sus generadores diésel”.
Según anunciaba Foro Nuclear, “tras su desconexión de la red eléctrica, el 24 de marzo ha comenzado la 37ª recarga de la central nuclear de Trillo (Guadalajara). En esta parada, explican desde la planta, se han incorporado más de 1.000 trabajadores adicionales a la plantilla habitual de unas 40 empresas colaboradoras especializadas.
Durante los 33 días que durará la recarga de la central nuclear de Trillo se realizarán, entre otras actividades, la renovación de los elementos combustibles, la ejecución de pruebas requeridas por las especificaciones de funcionamiento y la revisión o prueba de instalaciones, equipos y componentes necesarias para asegurar el correcto funcionamiento de la planta en el siguiente ciclo de operación.
El programa de la 37ª recarga, añaden desde la central, “contempla la ejecución de 14.500 órdenes de trabajo entre las que destacan los trabajos en las bombas de refrigeración del circuito primario, inspección de la vasija, prueba de presión del recinto de contención o revisión de la turbina de baja presión. Además, se implantarán 16 modificaciones de diseño destinadas a mejorar las instalaciones adaptándolas a los nuevos requisitos industriales, continuar con la actualización y renovación tecnológica de la instalación y a potenciar la fiabilidad y seguridad de la planta”.
Trillo suministra el 3% de la demanda eléctrica anual de toda España. Durante 2024, registró una producción de energía eléctrica bruta de 7.676 GWh, lo que ha evitado la emisión de más de 2,5 millones de toneladas de CO2 a la atmósfera
Problemas de interconexión
Uno de los más graves problemas a los que se enfrenta la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico español está en que las interconexiones con Francia y el resto de Europa están en la actualidad muy por debajo de lo recomendable. Incluso reconocido por la propia REE. “La Unión Europea aboga por el desarrollo de un mercado interior de la energía suficientemente interconectado para que la energía pueda circular libremente entre todos los Estados miembros en un sistema más robusto, eficiente y descarbonizado. En este sentido, el Consejo Europeo estableció como objetivo a los países miembros, alcanzar un nivel de interconexión de al menos el 10% en 2025 y del 15% en 2030, con el resto de la Unión Europea.
En la actualidad el sistema eléctrico español está conectado con los sistemas de Francia, Portugal, Andorra y Marruecos. Concretamente, nuestra interconexión con Francia es la puerta de conexión de la Península Ibérica con el resto de Europa. La capacidad de intercambio de esta interconexión ronda los 3 GW, lo que representa un bajo nivel de interconexión para la península. El nivel de interconexión internacional se calcula comparando la capacidad de intercambio con otros países con la capacidad de generación en nuestro sistema”. El ratio de interconexión actual del mercado español con los sistemas europeos a través de Francia es del 2%.
Lectura obligada
Un muy interesante documento editado por la propia REE bajo el título de “Criterios de Ajuste y Coordinación de Protecciones en la red peninsular de Alta Tensión de Transporte y Distribución” se explican con gran detalle y análisis técnico cómo se garantiza el suministro eléctrico en el mercado español.
https://www.ree.es/sites/default/files/14_OPERACION/Documentos/protecciones-red-peninsular-2017.pdf
Plantas de almacenamiento stand-alone: un nuevo protagonista en la transición energética
Texto:
Ana Guijarro Durán
Ingeniera eléctrica de la Unidad de Energía de Arram Consultores, SL
El almacenamiento de energía se está consolidando como uno de los pilares para la evolución del sistema eléctrico. Hasta hace pocos años, su papel se limitaba casi exclusivamente a complementar instalaciones renovables, principalmente solares o eólicas. Sin embargo, la rápida evolución tecnológica, la reducción de costes y la necesidad creciente de gestionar la variabilidad de la generación han dado paso a una nueva tendencia: las plantas de almacenamiento stand-alone.
Este tipo de instalaciones, compuestas por sistemas de baterías conectados directamente a la red, sin depender de una planta de generación específica, están ganando terreno en los mercados eléctricos más dinámicos. Su objetivo ya no es solo “guardar” energía, sino aportar servicios concretos para mejorar la estabilidad, la eficiencia y la flexibilidad del sistema.
¿Qué es una planta de almacenamiento stand-alone?
Una planta de almacenamiento stand-alone es una infraestructura energética compuesta por baterías de gran capacidad, sistemas de conversión de energía (inversores), transformadores, protecciones eléctricas y una serie de sistemas auxiliares. A diferencia de los proyectos híbridos —donde el almacenamiento está asociado a una fuente renovable como el sol o el viento—, aquí las baterías operan de forma independiente y se conectan directamente al sistema eléctrico.
Estas instalaciones permiten ofrecer una gama diversa de servicios que hasta hace poco estaban reservados a las centrales convencionales. Entre los más relevantes destacan:
- Arbitraje energético: cargar las baterías cuando la electricidad es barata y descargarla cuando es cara.
- Regulación de frecuencia y tensión: para mantener la estabilidad del sistema en tiempo real.
- Control de rampas: suavizar subidas o bajadas bruscas de generación o consumo.
- Black start: capacidad para arrancar secciones del sistema eléctrico tras un apagón generalizado.
- Servicios auxiliares: apoyo al operador del sistema en la operación diaria de la red.
Este enfoque posiciona al almacenamiento como un activo de operación estratégica, con valor propio en el mercado, más allá de su función de respaldo.
Aspectos técnicos del diseño
Aunque el diseño puede variar según el entorno, la normativa o el modelo de negocio, la mayoría de las plantas comparten una arquitectura técnica similar. En el núcleo del sistema están las baterías de ion-litio, con preferencia por la química LFP (litio ferrofosfato) por su mayor estabilidad térmica, durabilidad y menor riesgo de incendio frente a otras opciones como NMC.
En términos de escala, los proyectos pequeños pueden comenzar en torno a los 10 MW / 20 MWh, mientras que las plantas de mayor tamaño superan los 100 MW y varias horas de capacidad de almacenamiento. El ratio energía/potencia (conocido como storage duration) se adapta según el uso previsto: una planta enfocada a regulación de frecuencia puede tener una duración de 1 hora, mientras que una orientada al arbitraje puede requerir 2 o incluso 4 horas de almacenamiento.
La infraestructura se completa con inversores bidireccionales (Power Conversion Systems, PCS), transformadores de media tensión, sistemas de protección y automatización, y plataformas SCADA que permiten supervisar y operar el sistema, así como interactuar con el operador de red.
Principales desafíos técnicos
Uno de los retos más importantes es la gestión térmica. Las baterías deben operar en un rango óptimo de temperatura, habitualmente entre 15 °C y 30 °C, lo que requiere sistemas HVAC bien dimensionados, sobre todo si las unidades están en contenedores cerrados o se ubican en zonas con climas extremos.
La seguridad frente a incendios es otro punto crítico. En este tipo de instalaciones se aplican medidas específicas como compartimentación, detección por sensores de gas o temperatura, y sistemas de extinción con aerosoles o gases inertes. Las normativas más reconocidas, como la NFPA 855 y la UL 9540A, marcan la pauta en muchos mercados.
Desde el punto de vista eléctrico, también hay exigencias relevantes: tiempos de respuesta muy rápidos (inferiores a un segundo en algunos servicios), cumplimiento de parámetros de calidad de potencia, y compatibilidad con los requerimientos del operador del sistema.
Impacto en el sistema eléctrico
El valor de estas plantas va más allá de su capacidad para almacenar energía. En un sistema con creciente participación de fuentes renovables, que son intermitentes por naturaleza, contar con almacenamiento independiente permite amortiguar variaciones, reducir la dependencia de centrales fósiles y evitar inversiones en refuerzo de red.
Además, su capacidad para participar en distintos mercados —energía, capacidad, servicios auxiliares— abre la puerta a modelos de negocio diversificados, donde el almacenamiento deja de ser un coste añadido y pasa a convertirse en una fuente de ingresos.
Conclusión
Las plantas de almacenamiento stand-alone representan una evolución lógica en el camino hacia un sistema eléctrico más limpio, resiliente y eficiente. Aunque su desarrollo implica superar retos técnicos y normativos, su potencial para aportar estabilidad, flexibilidad y valor económico es indiscutible. Con la madurez tecnológica alcanzada y un entorno regulatorio cada vez más receptivo, todo apunta a que este tipo de soluciones jugará un papel central en la transición energética de los próximos años.
Castilla-La Mancha es «la mejor región» de Europa para energías renovables, según TechTour
Castilla-La Mancha es la mejor región en la Unión Europea para la producción de energías renovables, según la organización TechTour, mientras el Gobierno regional busca impulsar la producción de hidrógeno verde y de proyectos que lo aprovechen en el territorio.
Así se puso de relieve en la celebración el pasado 3 de abril en Toledo del foro ‘TechTour: Cumbre Europea de Inversión en Generación y Almacenamiento de Hidrógeno a Escala Giga 2025’, que reúne durante dos jornadas a empresas productoras, inversores y administraciones para abordar la situación de esta energía.
En declaraciones a los medios antes de la inauguración, el consejero delegado de TechTour, William Stevens, ha defendido que Castilla-La Mancha está en una situación «estratégica» dentro de Europa, y a día de hoy es «la mejor región en la Unión Europea para la producción de energías renovables».
Stevens ha añadido que el foro va a abordar aspectos como la reducción del coste en la producción de hidrógeno a «unos precios razonables» para poder impulsar la generación a escala industrial.
Para ello acuden a esta cita 40 empresas, entre las que se encuentran Repsol, Enagás o Moeve, así como inversores que van a abordar la producción y almacenamiento de hidrógeno a gran escala que permita «reducir la crisis energética».
Castilla-La Mancha, clave en la producción de hidrógeno
En declaraciones a los medios antes del acto, el vicepresidente primero del Gobierno de Castilla-La Mancha, José Luis Martínez Guijarro ha argumentado que el hidrógeno verde va a ser clave para la descarbonización, y Castilla-La Mancha quiere ser parte fundamental en la producción de esta energía.
Ha recordado que la región acoge el Centro Nacional del Hidrógeno, la atraviesan varios hidroductos, y se está impulsando la ubicación de empresas que fabrican componentes para la elaboración del hidrógeno, pero ha advertido de que no quiere ser sólo productor para el resto de la UE.
Por ello, ha remarcado que se van a «priorizar aquellos proyectos productores de energía que lleven aparejados proyectos industriales de aprovechamiento del hidrógeno» que se vaya a generar en Castilla-La Mancha.
Según Para Martínez Guijarro, es imprescindible en el momento actual avanzar hacia la soberanía energética de la Unión Europea.
Por su parte, la consejera de Desarrollo Sostenible ha esgrimido la producción de energía renovable de Castilla-La Mancha, que es a día de hoy la segunda comunidad autónoma con mayor producción de energía fotovoltaica en el país.
De los 15.740 megavatios de potencia instalada, según ha indicado Gómez, más de 7.000 son de fotovoltaica y 6.000 de eólica, y eso la convierte en un vector que puede atraer la producción de hidrógeno.
Gómez ha incidido en que ya hay proyectos como el de la primera acería verde de la Península Ibérica, que Hydnum Steel va a llevar a Puertollano (Ciudad Real), y en que es importante que las empresas utilicen el hidrógeno en su descarbonización.
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