redes eléctricas
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.
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.
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 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
El Gobierno regional solicita al Gobierno central las redes de distribución y transporte necesarias para poder seguir avanzando en su autonomía energética
El Gobierno de Castilla-La Mancha ha reiterado su petición al Gobierno central para que el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico “pongan a disposición de Castilla-La Mancha las redes de transporte y distribución necesarias para poder seguir avanzando en nuestra autonomía energética”.
Así lo señaló Mercedes Gómez durante su visita a las instalaciones de la central nuclear de Trillo donde ha conocido en boca de sus responsables el funcionamiento de la instalación, que según el Protocolo de cese ordenado de explotación de las centrales nucleares firmado en marzo de 2019 entre ENRESA y sus propietarios, incluido en el sétimo Plan General de Residuos Radiactivos, y en consonancia con el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) continuará operando hasta 2035.
Ha sido en este contexto donde la consejera ha recordado que “necesitamos que las próximas modificaciones de la Planificación Eléctrica del MITERD tengan en cuenta las demandas de la región porque es la única manera de garantizar el abastecimiento eléctrico renovable de Castilla-La Mancha y de los diferentes desarrollos industriales que apuestan por instalarse en nuestra comunidad, algo que, a día de hoy, no sucede”.
La consejera de Desarrollo Sostenible ha dejado constancia del contrasentido de liderar la apuesta renovable y la descarbonización del modelo energético en España y ver obstaculizados los desarrollos al no tener las infraestructuras necesarias que los garanticen; “la nueva planificación debe garantizar las demanda que hemos identificado para el desarrollo de los proyectos estratégicos que contempla nuestra comunidad y que tenemos calculados en 6.000 megavatios”, ha subrayado.
Respecto al cese de la actividad de la central nuclear de Trillo ha recalcado que “la transición energética de Castilla-La Mancha pasa por seguir apostando por el desarrollo de las energías renovables en la Comunidad, pero mientras no consigamos tener a nuestro alcance el 100 por cien de esa energía a través de las redes de transporte y distribución para lograr la autonomía anteriormente citada, el funcionamiento de la central de Trillo es importante porque genera 1.000 megavatios de energía que a día de hoy nos son necesarios y de los que no podemos prescindir”.
La central nuclear de Trillo suministra el 3 por ciento de la demanda eléctrica anual de toda España, siendo la energía nuclear la tecnología que produce más de un 20 por ciento de la electricidad nacional.
Ha finalizado la consejera recordando, que tal y como indicó el presidente García-Page este pasado lunes, se va a instar, a través de las Cortes de Castilla-La Mancha, al Gobierno central para que, aunque sea de manera temporal, habilite los cambios normativos y recursos presupuestarios excepcionales, a modo de un plan de electrificación, “para que de forma inmediata se pueda atender las necesidades de suministro eléctrico que necesitan los proyectos empresariales con la energía eléctrica renovable que estamos generando”.
La UCLM coordina la primera red doctoral europea dedicada a la optimización de redes de distribución eléctrica
La Universidad de Castilla-La Mancha (UCLM) coordinará la primera red doctoral europea dedicada a la optimización de redes de distribución eléctrica, mercados de electricidad, comunicaciones y sistemas de control
La Escuela Técnica Superior de Ingeniería Industrial del Campus de Ciudad Real ha acogido la reunión de lanzamiento y presentación del proyecto FITNESS, una red doctoral europea coordinada por la Universidad de Castilla-La Mancha (UCLM) y financiada dentro de las acciones Marie Sklodowska Curie de la Comisión Europea 2023. Se trata de una red doctoral pionera en el ámbito de los sistemas eléctricos de distribución activos. Además, se da la circunstancia de que es también el primer programa colaborativo Marie Curie que coordina la Universidad regional.
La Universidad de Castilla-La Mancha (UCLM) coordinará la primera red doctoral europea dedicada a la optimización de redes de distribución eléctrica, mercados de electricidad, comunicaciones y sistemas de control. Se trata del proyecto FITNESS, concedido en el marco de las acciones Marie Sklodowska Curie de la Comisión Europea 2023, dentro del programa Horizonte Europa, del que es investigador principal el profesor de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería Industrial en el Campus de Ciudad Real Javier Contreras Sanz y que esta mañana ha echado a andar con la presentación y la reunión de lanzamiento celebrada en el citado centro académico.
Las ayudas Marie Curie ‘Doctoral Networks’ tienen como objetivo implementar programas de doctorado mediante la colaboración de organizaciones de diferentes sectores para formar doctorandos altamente cualificados, estimular su creatividad, mejorar sus capacidades de innovación y potenciar su empleabilidad a largo plazo.
Con una financiación de 2,64 millones de euros, de los que 755 913,60 euros serán gestionados por la Universidad de Castilla-La Mancha, el proyecto FITNESS desarrollará nuevas metodologías para los servicios de redes de distribución activa en la era de las redes inteligentes e implicará a un total de siete investigadores de la Universidad regional. De esta red forman parte cuatro beneficiarios: la propia institución castellanomanchega, AALTO, UNICA y MIN; además de seis socios asociados: ICL, GCU, DTU, Siemens–Energy, R2M y Phase to Phase.
La red europea FITNESS tendrá una duración de cuatro años, hasta septiembre de 2028, y en este tiempo permitirá formar a un total de 13 doctorandos para la transición hacia sistemas de distribución sostenibles, fomentando la colaboración entre las instituciones formadoras y la industria en Europa y difundiendo los resultados globalmente.
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