Tejas fotovoltaicas para el casco antiguo de Toledo
El ISFOC está estudiando alternativas como una «teja árabe» que incorpora una placa solar, lo que permite el autoconsumo, aunque está en fase «de investigación»
Ante la imposibilidad de instalar módulos fotovoltaicos en el casco histórico de Toledo por la afección visual, el Instituto de Sistemas Fotovoltaicos de Concentración (ISFOC) está estudiando alternativas como una «teja árabe» que incorpora tecnología fotovoltaica para permitir el autoconsumo.
Junto con Centro Tecnológico de la Arcilla de Toledo está analizando diferentes posibles proyectos de integración de la energía solar fotovoltaica en la fabricación de elementos constructivos así como para el desarrollo de diferentes materiales cerámicos con capacidad de generación de energía fotovoltaica.
Este acuerdo incluiría edificios como el Palacio de Fuensalida, la Cámara de Cuentas, así como el Instituto de la Mujer o la Oficina de Turismo de la Gran Vía de Madrid.
El Acuerdo Marco para los años 2025 y 2026 ha sido adjudicado a TotalEnergies por un importe cercano a los 24 millones de euros para todos los edificios propiedad de la Junta de Comunidades, con la excepción del Sescam, que por su tipología particular dispone otro modelo de contratación, sigan recibiendo suministro eléctrico procedente de fuentes de origen renovable.
Malta Inc presenta en Puertollano su planta piloto de almacenamiento energético
Malta Inc, la empresa que proyecta en Puertollano (Ciudad Real) una planta de almacenamiento de energía de larga duración para plantas solares fotovoltaicas y eólicas con la financiación mayoritaria del fondo Breakthrough Energy fundado por Bill Gates, presentó el pasado 23 de abril su proyecto ante una veintena de empresas internacionales, socios, administraciones públicas y asociaciones representativas del sector de las renovables.
Durante el acto, la compañía avanzó que las obras de construcción de su planta piloto, situada en una parcela del polígono La Nava Puertollano, podrían dar comienzo a finales de 2025 con el fin de desarrollar esta tecnología en un periodo promedio de entre cinco y siete años.
La construcción, que se prolongará durante unos 20 meses, cuenta con una inversión estimada en 60 millones de euros y se prevé que emplee a un centenar de personas al año en la construcción y genere una decena de empleos en la fase operativa.
En declaraciones a los periodistas en un receso del acto de presentación, realizado en el Instituto de Sistema Fotovoltaico y de Concentración de Puertollano (Isfoc), el CEO de Malta INC, Phil Delleville, ha explicado que el proyecto cuenta con un acuerdo de entendimiento con BBVA para desarrollar un instrumento financiero de compraventa de energía que atraiga la financiación.
Esta colaboración se ha originado en el Marco del ‘Energy Resilience Leadership Group’ que se ha propuesto acelerar la independencia energética en Europa, liderado por el fondo fundado por Bill Gates, Breakthrough Energy, y Siemens Energy. De hecho, la financiación del proyecto se está negociando actualmente con Breakthrough Energy en el marco de su organización europea.
La idea es desarrollar esta tecnología con el fin de que los clientes potenciales puedan utilizarla para la construcción de plantas más grandes en España, aunque no se descarta que su ubicación definitiva pudiera estar en Castilla-La Mancha o incluso en el municipio de Puertollano. Según el CEO de Malta Inc, este proyecto se está desarrollando además con socios tecnológicos como Alfa Laval, de Suecia, y Cox Energy, de España.
La planta se presenta como una innovadora solución de almacenamiento térmico de generación y bomba de calor basada en ciclo de vapor que se integra fácilmente con los ciclos de plantas térmicas existentes, y desplegable como solución de hibridación para plantas solares, fotovoltaicas y eólicas. De esta manera se podrá almacenar energía solar variable, libre de CO2, y convertirla diariamente en electricidad síncrona gestionable. La planta piloto dispondrá de una capacidad de potencia de 9 megavatios.
La duración del proyecto piloto desde el inicio de arrendamiento en la fase de desarrollo hasta su desmantelamiento será de entre cinco y siete años. Se espera que la finalización de las obras se produzca en julio de 2027. Durante la fase de desarrollo, diseño, fabricación, montaje y construcción, desde 2025 hasta la puesta en marcha, se estima que el proyecto generará unos 200 puestos de trabajo directos y 100 indirectos. Durante la fase de operación la planta necesitará unos cinco puestos de trabajo durante cinco años para ingenieros, técnicos y operarios cualificados del sector.
Cada proyecto comercial de planta definitiva podría contar con 100 megavatios de potencia y 10 horas de almacenamiento síncrono de larga duración. La construcción de cada una de estas plantas podría generar unos 800 puestos de trabajo directos y otros 800 indirectos, con la previsión de que durante su vida comercial, estimada en unos 25 años, ofrezca una veintena de puestos de trabajo directos de alta cualificación.
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
Eiffage Energía Sistemas construye para Everwood Capital dos plantas solares fotovoltaicas de 300 MWp en Córdoba
Eiffage Energía Sistemas acaba de comenzar la construcción de dos plantas solares fotovoltaicas para Everwood Capital en el municipio cordobés de Montemayor: Cabra, con una potencia de 250 MWp; y Olivar, de 50 MWp. Con una inversión que supera los 134 millones de euros, se trata de uno de los proyectos fotovoltaicos más relevantes de la provincia.
El proyecto llave en mano (EPC) incluye el suministro de los equipos principales, las infraestructuras de evacuación en alta tensión y la prestación del servicio de operación y mantenimiento. La puesta en marcha está prevista a partir de junio de 2027.
Con una producción estimada superior a 600.000 MWh anuales, las plantas Cabra y Olivar generarán energía limpia suficiente para abastecer a más de 172.000 hogares, evitando la emisión de más de 430.000 toneladas de CO₂ a la atmósfera cada año.
Además del impacto medioambiental positivo, el proyecto contribuirá de forma directa a dinamizar la economía local, generando empleo para empresas y profesionales del entorno.
Entre las medidas ambientales previstas, destaca la creación de una pantalla vegetal perimetral, diseñada para reducir el impacto visual del complejo y favorecer la biodiversidad del entorno natural.
Eiffage Energía Sistemas, filial del Grupo Eiffage, se ha consolidado como uno de los líderes en la transición energética, con una sólida experiencia en la construcción de instalaciones eólicas y solares, tanto en España como a nivel internacional.
La compañía suma ya más de 130 plantas solares construidas que superan los 7,7 GW de capacidad instalada, y ha ejecutado 102 parques eólicos en países como España, Portugal, Francia, Bélgica, Reino Unido, Italia, Irlanda, Polonia, Senegal, Chile, Colombia o México, con una potencia total de 4 GW.
Los edificios de la Junta de Comunidades de Castilla-La Mancha tendrán electricidad renovable
Con un importe cercano a los 24 millones de euros, el Gobierno de Castilla-La Mancha ha adjudicado el contrato del nuevo acuerdo marco para los años 2025-2026 con el fin de garantizar que todos los edificios propiedad de la Junta de Comunidades de las cinco provincias de la región, con la excepción del Sescam que por su tipología particular lleva otro tipo de contratación, sigan recibiendo suministro eléctrico de fuentes de origen 100% renovable. Más edificios con suministro renovable y la gestión del autoconsumo son las principales novedades del acuerdo marco.
El nuevo acuerdo marco se ha adjudicado a la empresa TotalEnergies. Se trata de una medida contemplada en el programa de fomento de las energías renovables del Plan Estratégico para el Desarrollo Energético de Castilla-La Mancha, Horizonte 2030.
Más edificios con suministro renovable y autoconsumo
Las principales novedades que se recogen en el nuevo acuerdo marco para suministrar energía eléctrica renovable incluyen más edificios, muchos de ellos emblemáticos, que amplían el catálogo de infraestructuras administrativas que consumen energía 100% limpia, como por ejemplo, Las Cortes de Castilla-La Mancha y el Palacio de Fuensalida, sede del Gobierno; la Cámara de Cuentas; el Instituto de la Mujer; o la Oficina de Turismo de Castilla-La Mancha.
Además, se incluye que la empresa adjudicataria también debe asumir la conexión de las instalaciones de autoconsumo que la Junta de Castilla-La Mancha está desplegando en sus edificios, tanto en modalidad de suministro con autoconsumo sin excedentes, como en la modalidad de suministro con autoconsumo con excedente acogida a compensación.
Instalaciones de autoconsumo en Castilla-La Mancha
Castilla-La Mancha ha destinado, a través del programa Techos Solares, 3 millones de euros para la instalación de 3,6 MW de autoconsumo en 75 edificios, con los consiguientes ahorros en la factura y los beneficios medioambientales.
En la actualidad, Castilla-La Mancha cuenta con más de 45.200 instalaciones con una potencia total de autoconsumo de 815 MW. En 2024 han crecido un 30% en este apartado, con 10.254 nuevas instalaciones y 189 MW más. Durante este mes de abril, se han superado por primera vez los 16.000 MW gracias a la pujanza de la fotovoltaica en un mix energético regional donde el 86,1% pertenecen ya a tecnologías renovables.
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.
Alterna Energía construye dos plantas fotovoltaicas en Castilla-La Mancha que generarán más de 8 GWh anuales
Alterna Energía, empresa especializada en el desarrollo de soluciones integrales de instalaciones fotovoltaicas, ha llevado a cabo para el Grupo Ingenostrum la instalación de dos plantas fotovoltaicas: Polacra Solar 2 y Polacra Solar 4.
Ubicadas en Castilla-La Mancha, concretamente en Manzanares y Santa Cruz de Mudela, las plantas representan un paso significativo hacia la sostenibilidad.
Polcra Solar 2 cuenta con una potencia pico de 1.303,82 kWdc y una capacidad de generación de aproximadamente 2,55 GWh/año, permitiendo un ahorro de 1.100 toneladas de CO2 al año, equivalente al consumo energético de más de 500 hogares.
Por otro lado, Polcra Solar 4, con una potencia de 3.347,12 kWdc y estructura fija, tiene una producción estimada de 5,5 GWh/año, lo que se traduce en una reducción de 2.400 toneladas de CO2 al año, equivalente al consumo de aproximadamente 1.100 viviendas.
Ambas instalaciones inyectan la energía generada directamente en la red de distribución contribuyendo al suministro de energía limpia y sostenible para Castilla-La Mancha.
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.
Cinco hubs de innovación en Castilla-La Mancha desarrollarán soluciones tecnológicas
Los nuevos hubs de innovación se ubican en Tarazona de la Mancha (Albacete), Alcolea de Calatrava (Ciudad Real), Iniesta (Cuenca), Humanes (Guadalajara) y Escalona (Toledo)
Dentro del proyecto FiveCLM, el Gobierno de Castilla-La Mancha ha puesto en marcha cinco hubs de innovación en municipios de menos de 5.000 habitantes de las cinco provincias para que las personas emprendedoras del sector digital puedan desarrollar soluciones tecnológicas para hacer frente a los desafíos marcados y adaptarlas a las necesidades del mercado.
FiveCLM es un programa interregional de aceleración de ecosistemas de emprendimiento e innovación basados en gemelos digitales, liderado por Castilla-La Mancha junto a La Rioja, Navarra, Galicia y Extremadura.
El proyecto en Castilla-La Mancha se ha adjudicado a Esri y BTO Digital, y está cofinanciado por la administración regional y fondos europeos Next Generation en el marco del programa de redes territoriales de especialización tecnológica Retech, previsto en el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia.
Contribuirá a cumplir algunos de los objetivos de la estrategia digital del Ejecutivo de Castilla-La Mancha, como favorecer el desarrollo económico a través de la colaboración público-privada, el desarrollo tecnológico de la región y la capacidad innovadora del tejido empresarial del territorio para hacerlo más competitivo.
Combatir el reto demográfico y potenciar las empresas y tecnologías
Los hubs de innovación de Castilla-La Mancha se ubican en Tarazona de la Mancha (Albacete), Alcolea de Calatrava (Ciudad Real), Iniesta (Cuenca), Humanes (Guadalajara) y Escalona (Toledo). El calendario de actividades presenciales programadas a partir de este mes de marzo abordará la smart city, la movilidad urbana, el bienestar social, las start-ups y la energía fotovoltaica.
Uno de los objetivos principales de FiveCLM es hacer frente al reto demográfico. Por esta razón, los centros de innovación se localizan en municipios pequeños: el de Humanes estará especializado en smart cities e industria, el de Escalona en movilidad y turismo, el de Tarazona de la Mancha en el sector agroalimentario, el de Alcolea de Calatrava en salud y el de Iniesta en sostenibilidad y energías verdes.
Otro propósito es potenciar el tejido empresarial regional. Cada hub se dotará de una infraestructura diseñada para crear un entorno propicio para la innovación, colaboración y transferencia de conocimiento entre start-ups y otros sectores del ecosistema digital. En este sentido, ya se han seleccionado 50 empresas para que desarrollen sus productos y servicios.
El tercer objetivo es promover el uso de tecnologías vanguardistas, como el gemelo digital. A través de inteligencia artificial, se replicará virtualmente el territorio de Castilla-La Mancha para que las empresas puedan simular, probar y optimizar sus prototipos y productos antes de lanzarlos al mercado. El Gobierno autonómico ha apostado por esta tecnología y ya tiene en funcionamiento varios gemelos digitales en materias como vivienda, turismo o industria.
Daimiel pone en marcha la electrolinera de carga ultrarrápida más potente de toda Castilla-La Mancha
La nueva infraestructura, ubicada en plena A-43, se convierte en un nodo esencial en una de las principales rutas de largo recorrido del país, permitiendo mejorar la conectividad entre Madrid, Andalucía, Levante y Extremadura
Daimiel cuenta desde este miércoles con la electrolinera de carga ultrarrápida más potente de toda Castilla-La Mancha, una infraestructura que refuerza la apuesta de la región por la movilidad eléctrica y la transición energética.
Esta estación, de la empresa Zunder, ofrece 20 puntos de carga ultrarrápida y cuenta con sistemas avanzados de energía renovable, como cuatro estructuras fotovoltaicas y dos sistemas de baterías para almacenar energía, lo que la convierte en un referente no solo en la región, sino a nivel nacional.
La puesta en marcha de esta electrolinera se enmarca en los esfuerzos del Gobierno regional para acelerar la descarbonización y avanzar hacia un modelo energético más limpio y eficiente.
El vicepresidente segundo de la Junta ha detallado que “52,1 millones de euros han sido para la movilidad eléctrica del programa Moves III con fondos MRR, del que ya hemos gestionado 7.600 solicitudes en toda la región por valor de 42 millones de euros para facilitar la renovación de la flota a particulares y empresas, y la instalación de infraestructuras de recarga eléctrica como las que estamos viendo hoy”.
Ha especificado que en la provincia de Ciudad Real se han concedido 931 ayudas por valor de cuatro millones de euros para la compra de vehículos eléctricos y 301 ayudas por valor de 3,8 millones de euros para la instalación de puntos de recarga.
Máximos históricos en renovables
Por otro lado, la consejera de Desarrollo Sostenible ha informado que según el balance que ha dado a conocer Red Eléctrica del año 2024, los datos de generación e instalación de energías renovables en Castilla-La Mancha son “espectaculares”.
Así ha valorado que, si España en 2024 ha batido todos los récords de renovables con la mayor producción y cuota de su historia, “Castilla-La Mancha ha hecho lo propio, batiendo nuestros máximos históricos al incrementar respecto a 2023 la producción renovable un 12,6%, 2,3 puntos más que lo que han aumentado las renovables en el conjunto del país”.
En 2024, según ha señalado Gómez, el 69,9% de la generación de electricidad en la región tuvo su origen en fuentes renovables, 13 puntos por encima de la media nacional. Y respecto a potencia instalada, “de nuestro mix total de 15.710 megavatios, el 86,1% pertenecen ya a tecnologías renovables, 20 puntos por encima de la media nacional”.
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