Naturgy suma siete nuevos proyectos de almacenamiento con baterías, uno de ellos en Castilla y León
Naturgy suma siete nuevos proyectos de almacenamiento con baterías a su cartera renovable y se consolida como grupo referente en el impulso en España de esta tecnología, clave para garantizar la estabilidad del suministro eléctrico y favorecer la transición energética. La suma de estos nuevos proyectos eleva la cartera de almacenamiento con baterías de Naturgy en España a un total de 16 instalaciones. Algunas de estas plantas se encuentran ya en fase de construcción y comenzarán a operar en los primeros meses de 2026.
Los siete nuevos proyectos de almacenamiento impulsados por Naturgy han obtenido una financiación de 39 millones de euros en la primera convocatoria de ayudas para proyectos innovadores de almacenamiento energético cofinanciada con fondos FEDER 21-27, según la propuesta de resolución definitiva publicada por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Estas instalaciones sumarán una potencia adicional de 100 MW y una capacidad de almacenamiento de 359 MWh.
Los nuevos proyectos se ubicarán en Canarias (Puerto del Rosario y Fuerteventura), Castilla y León (San Blas), Castilla-La Mancha (Los Pedreros), Galicia (Troncal y Monte Redondo) y Murcia (Jumilla). Se trata de seis proyectos de hibridación de plantas renovables de la compañía y una batería stand alone conectada directamente a la red y ubicada en Vigo.
Naturgy inició recientemente los trabajos de construcción de sus primeros proyectos de almacenamiento con baterías en España. Se trata de las baterías que hibridarán los parques fotovoltaicos de Tabernas I y II (Almería), Carpio del Tajo (Toledo), La Nava (Ciudad Real) y El Escobar y Piletas (Las Palmas). Su puesta en operación está prevista en 2026.
Sumando los siete nuevos proyectos adjudicados en la última subasta, Naturgy suma ya una cartera de 16 instalaciones de almacenamiento con ayudas entre desarrollo y construcción, con una potencia total de 260 MW y 689 MWh de capacidad de almacenamiento. La inversión total en estos proyectos será de 140 millones de euros.
El almacenamiento con baterías, clave para el sistema energético
Estos sistemas permiten almacenar energía renovable para suministrarla cuando sea necesario en momentos de escasa producción, flexibilizando la producción de energía renovable y garantizando su integración en el sistema. Según las proyecciones del PNIEC, en 2030 el mix energético estará compuesto en un 81% por energías renovables en la generación eléctrica, lo que plantea el reto de dotar al sistema de herramientas de flexibilidad para acompasar generación y consumo y dar capacidad firme al sistema.
En este escenario, el almacenamiento es clave en la seguridad y calidad del suministro, y por ello el PNIEC prevé la instalación de 22,5 GW de almacenamiento hasta el 2030. Además, en febrero de 2021 el Gobierno de España publicó su Estrategia de Almacenamiento Energético, donde las baterías estacionarias son una de las claves para la flexibilidad del sistema eléctrico.
Experiencia internacional en almacenamiento
Naturgy ya cuenta con experiencia en el desarrollo de almacenamiento con baterías a nivel internacional. A través de Global Power Generation (GPG), el grupo conectó en 2023 a la red de Australia su primera instalación de almacenamiento de baterías a nivel mundial, el proyecto ACT Battery. Este año, en Australia, ha puesto en operación Cunderdin, su primer gran proyecto híbrido de generación fotovoltaica y almacenamiento con baterías, con una capacidad solar de 128 MW y un sistema de almacenamiento de 55 MW/220 MWh.
El Salón del Gas Renovable anuncia su sexta edición: Valladolid volverá a acoger el mayor evento del sector en 2026
La Asociación Española de la Biomasa (AVEBIOM), anuncia que la sexta edición del Salón del Gas Renovable se celebrará los días 29 y 30 de septiembre de 2026 en la Feria de Valladolid, consolidando a la ciudad como el gran punto de encuentro para el sector del biogás, biometano y otros gases renovables en España, Portugal y América Latina.
El Salón volverá a reunir a todos los agentes que impulsan y trabajan por el desarrollo de los gases renovables: empresas, inversores, tecnólogos, operadores energéticos, gestores de residuos, industria agroalimentaria y administraciones públicas.
“El interés por el biogás y el biometano crece con fuerza en toda España. Se prevé que nuestro país será el principal destino de la inversión privada en nuevas plantas de biometano en Europa, y el Salón se ha consolidado como el espacio donde empresas e instituciones comparten soluciones reales para hacerlo posible”, destaca Javier Díaz, presidente de AVEBIOM.
En sus cinco ediciones anteriores, el Salón ha contado con la participación de algunas de las empresas más relevantes del sector, tanto nacionales como internacionales.
En su última convocatoria, más de 270 firmas y marcas presentaron sus soluciones tecnológicas, servicios y proyectos, y miles de profesionales acudieron a Valladolid para generar contactos, alianzas y acuerdos que ya se están traduciendo en nuevas plantas e inversiones reales.
Con estos resultados, el Salón del Gas Renovable se consolida como uno de los grandes foros de negocio del sur de Europa para el impulso de los gases renovables como pieza clave en la transición energética y la descarbonización de la economía.
Las empresas interesadas en exponer o patrocinar el evento pueden manifestar su interés desde hoy, cumplimentando un breve formulario disponible en la web oficial del Salón del Gas Renovable: SOLICITA INFORMACIÓN
Más información para exponer en el Salón del Gas Renovable 2026
www.salondelgasrenovable.com
info@salondelgasrenovable.com
+34 975 10 20 20
Eiffage Energía Sistemas ejecuta bajo modalidad EPC los proyectos fotovoltaicos Valle 3 y 4, que suman 330 MW en Castilla y León
Eiffage Energía Sistemas está desarrollando la ejecución integral de las plantas fotovoltaicas Valle 3 y Valle 4, ubicadas en Wamba (Valladolid). Cada una de las instalaciones alcanza una potencia de 165 MWp, situándose entre los proyectos solares de mayor capacidad actualmente en construcción en España.
El proyecto incluye de manera integral ingeniería y suministros, obra civil, montaje electromecánico y puesta en marcha, con las pruebas finales y pre-commissioning, garantizando la correcta integración de todos los sistemas.
Subestación elevadora 220 kV y evacuación de energía
El contrato incluye, además, la ejecución de una subestación elevadora convencional 220 kV, equipada con: dos posiciones de transformación 220/30 kV 120/145 MVA ONAN/ONAF y una posición de línea en 220 kV, necesaria para evacuar la energía generada por las plantas.
Esta infraestructura, que entrará en operación en 2027, se conectará a una línea de evacuación cuyo destino es la subestación GIS 220/400 kV Nueva Valladolid, propiedad de Red Eléctrica de España.
Se estima que la generación de energía renovable de estas plantas evitará la emisión de cerca de 124.000 toneladas de CO2 cada año, lo que equivale a retirar más de 116.000 automóviles de las carreteras.
Durante la ejecución del proyecto, Eiffage Energía Sistemas impulsa la contratación de subcontratas locales y la generación de empleo en las zonas aledañas, contribuyendo al desarrollo económico del entorno y fomentando la actividad de proveedores y negocios locales.
Además, Valle 3 y 4 buscará convertirse en un referente en sostenibilidad, innovación y desarrollo rural, demostrando que el futuro de la energía renovable pasa por sumar talento y crear valor para las comunidades. Así, el proyecto cuenta con el Sello de Excelencia en Sostenibilidad de UNEF y contempla la implementación de un proyecto piloto de agrivoltaica.
Con este proyecto, Eiffage Energía Sistemas refuerza su posicionamiento como referente en soluciones EPC para grandes plantas fotovoltaicas, combinando capacidad técnica, innovación y desarrollo sostenible.
Castilla y León, líder renovable pero con riesgo de perder energía por la falta de red
En 2024, Castilla y León produjo 27.080 GWh, de los que el 92,8% fueron de origen renovable, según datos de Red Eléctrica
Castilla y León es la comunidad que más electricidad renovable genera en España, pero su liderazgo convive con un problema que amenaza con crecer: la falta de capacidad en la red de transporte para evacuar toda la energía producida.
El informe europeo ‘The State of European Power Grids: A Meta‑Analysis’, elaborado por Aurora Energy Research con apoyo de Hitachi Energy, advierte que los cuellos de botella eléctricos podrían triplicar las pérdidas de renovables en España, pasando de 892 GWh en 2025 a 2.869 GWh en 2030 si no se acelera la inversión en infraestructuras.
En 2024, Castilla y León produjo 27.080 GWh, de los que el 92,8% fueron de origen renovable, según datos de Red Eléctrica (REE).
Sin embargo, esa potencia no siempre encuentra salida. El estudio sitúa a Soria entre las provincias españolas más afectadas por la congestión de red, con 54 GWh de energía desaprovechada el año pasado.
Aunque el resto de provincias de la comunidad no figura en los máximos nacionales, el riesgo es creciente: la generación se concentra en zonas interiores mientras la demanda se localiza en áreas urbanas y costeras, lo que obliga a frenar aerogeneradores y plantas solares cuando la red no puede absorber más electricidad.
La situación no es exclusiva de España. A escala europea, en 2024 se perdieron 72 TWh por medidas de gestión de congestión, el equivalente al consumo anual de Austria, y los costes asociados alcanzaron 8.900 millones de euros.
Aurora subraya que la transición energética exige triplicar la capacidad solar y eólica y aumentar un 71% la demanda eléctrica hasta 2050, pero la red no crece al mismo ritmo: más de 800 GW de proyectos renovables esperan conexión frente a los 339 GW instalados.
La red en Castilla y León y las renovables
En Castilla y León, la respuesta pasa por reforzar la red de transporte. REE incrementó su inversión en 2024 hasta 976 millones de euros, un 31% más, y desplegó 487 kilómetros adicionales de circuito y 197 posiciones de subestación.
En la comunidad, ya se han ejecutado ampliaciones en Ciudad Rodrigo (Salamanca), Grijota (Palencia), Tordesillas y Valladolid Nuevo, y se tramitan proyectos estratégicos como la entrada‑salida en La Mudarra (Valladolid) y el nuevo eje Zuzones (Burgos), que conectará con Almazán para aliviar restricciones en el corredor Burgos‑Soria.
La provincia de Valladolid, que concentra el 20,6% de la demanda autonómica, es clave en este plan. Sus refuerzos buscan garantizar el suministro y facilitar la integración de renovables procedentes de zonas limítrofes.
Burgos, con el 19,1% de la demanda, será el punto de anclaje del futuro nodo Zuzones, mientras León (16,6%) mantiene un peso hidráulico que reduce su exposición a vertidos, aunque también depende de la capacidad de transporte para nuevas instalaciones.
Palencia (8,5%) y Salamanca (11,2%) ya cuentan con ampliaciones en sus subestaciones principales, mientras Segovia (7,7%), Ávila (5,3%) y Zamora (5,7%) se beneficiarán del mallado regional previsto en la planificación 2025‑2030, actualmente en audiencia pública.
Soria, con el 5,3% de la demanda, es el epicentro del problema: sus parques eólicos y solares sufren paradas forzadas por falta de red, un escenario que podría agravarse si no se materializan los proyectos en curso.
El informe advierte que España corre el riesgo de perder parte de su ventaja competitiva en renovables si no acelera la inversión en redes, especialmente en territorios con alto potencial de generación como Castilla y León.
«El desajuste geográfico y las limitaciones de transmisión obligan a frenar la producción renovable que podría estar abasteciendo al sistema», señala Alfredo Parres, responsable de renovables en Hitachi Energy.
La planificación nacional fija como principios la maximización de la penetración renovable y la supresión de restricciones técnicas.
Pero los plazos son largos: una línea de 400 kV puede tardar entre cinco y trece años en completarse, frente a los dos o cuatro que necesita una planta solar.
Por eso, Aurora insiste en la necesidad de inversiones anticipadas y soluciones innovadoras, como tecnologías que optimicen la capacidad existente y sistemas de almacenamiento que actúen como activos de red.
Castilla y León afronta así un reto decisivo: mantener su liderazgo verde sin que la falta de infraestructura convierta en papel mojado la energía limpia que produce. Las cifras de Soria son una señal de alerta.
El futuro dependerá de que los proyectos en marcha —La Mudarra, Zuzones y las ampliaciones en subestaciones— lleguen a tiempo para que la comunidad siga siendo motor de la transición energética sin desperdiciar su potencial.
El MITECO asigna 43,9 millones de euros al proyecto “eM Numancia” en Garray (Soria) para la producción de hidrógeno renovable
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha asignado 126,4 millones de euros del mecanismo de subastas como servicio (AaaS) para financiar la producción de hidrógeno renovable a dos proyectos localizados en Castilla y León y la Comunidad Valenciana. Estas dos iniciativas suman una potencia de electrolisis de 160 MW y fueron preseleccionadas en la segunda subasta general del Banco Europeo del Hidrógeno.
Las resoluciones corresponden a la primera convocatoria nacional de AaaS, que abrió una vía para financiar con fondos nacionales proyectos preseleccionados por la Comisión Europea en el orden de puntuación fijado por la Agencia Ejecutiva Europea de Clima, Infraestructuras y Medio Ambiente (CINEA), pero que no habían obtenido fondos al haberse agotado el presupuesto. Las ayudas de esta primera convocatoria nacional de AaaS están gestionadas por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), adscrito al MITECO, y financiadas con fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resilencia (PRTR).
Los incentivos se estructuran como subvenciones al hidrógeno producido y certificado como cien por cien renovable –RFNBO, según la Directiva de Energía Renovable–, por un período máximo de 10 años desde el inicio de operación, en proyectos que respeten el principio de no ocasionar un daño significativo al medio ambiente en todas sus fases. Es la primera vez en España que las ayudas no se dan a la inversión en activos, sino a la producción del H2 renovable.
El proyecto ‘eM Numancia’, con una ayuda asignada de 43,9 millones, contempla la construcción de una planta de producción de hidrógeno renovable electrolítico en Garray (Soria) para la producción de metanol verde que se destinará a cinco industrias del sector químico, maderero, logístico y marítimo. Incluye un electrolizador alcalino de 60 MW alimentado por parques eólicos y fotovoltaicos, con una producción anual de hidrógeno estimada de 6.363 ton/año y 33.334 ton/año de metanol verde.
Esta subasta nacional forma parte de la apuesta del Gobierno por el hidrógeno renovable como factor clave para eliminar las emisiones de CO2 de la industria, el transporte pesado y otros sectores difíciles de descarbonizar, y en coherencia con el desarrollo del PERTE de Energías Renovables, Hidrógeno y Almacenamiento (ERHA).
A día de hoy, el IDAE ha concedido ayudas a proyectos de hidrógeno ‘verde’ por un importe total de 2.721 millones, con programas como H2 Pioneros, H2 Cadena de Valor, H2 Valles y varias oleadas de IPCEI (Proyecto Importante de Interés Común Europeo IPCEI) lanzadas por Bruselas. En suma, casi 3.000 millones de los fondos del PRTR y la Adenda destinados al capítulo del H2 verde, clave en el proceso de descarbonización y en la creación de un completo ecosistema tecnológico e industrial asociado, según lo previsto en la Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable y en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).
Reolum invertirá otros 700 millones en un tercer proyecto de e-metanol verde en Castilla y León
El proyecto se quiere construir en Monfarracinos en la provincia de Zamora
Reolum ha anunciado su tercer proyecto en Castilla y León -tras La Robla y Villadangos Green -, concretamente, en Monfarracinos (Zamora) durante un acto institucional que tuvo lugar el pasado día 5 de diciembre en la localidad y que contó con la presencia de Alfonso Fernández Mañueco, presidente de la Junta de Castilla y León.
La nueva planta, que supondrá una inversión de 700 millones de euros y tiene previsto el inicio de su construcción en 2027, contará con 26,8 hectáreas destinadas a la producción de e-metanol verde, un combustible sintético de origen renovable que será clave para la descarbonización del transporte pesado, especialmente el marítimo y el aéreo.
El proyecto consiste en el diseño, construcción y operación de una instalación integrada que consta de una unidad de biomasa, que requerirá de 120kt/anuales de suministro de biomasa herbácea no utilizable por los ganaderos y que equivale a 10M€/anuales; una unidad de captura de CO2 biogénico, que transformará un total de 200kt/año de CO2, junto a hidrógeno verde producido ad hoc, en 140.000 kt/año de e-metanol verde gracias a una planta de síntesis de este combustible de origen renovable.
La planta, que se ubicará en el Polígono Industrial “Zamora Norte” de Monfarracinos (Zamora) tiene previsto crear unos 1.500 puestos de empleo durante picos de la construcción y más de 200 directos durante la operación.
Para Yann Dumont, socio fundador y CEO de Reolum, “nuestra apuesta por la descarbonización y, concretamente, por Castilla y León sigue siendo firme, y desarrollar nuestro tercer proyecto en la Comunidad es una muestra de ello. Si tenemos en cuenta nuestras tres plantas en la región generaremos un total de 500 empleos fijos directos y 420kt/anuales de e-metanol verde; posicionando a Castilla y León como principal productor en España y Europa. Damos otro paso más en nuestra visión estratégica: la producción de e-metanol verde y, también, su logística y comercialización. Debemos recordar que se trata de la “gasolina del futuro” es decir, un producto industrial básico».
El MITECO destina más de 975 millones en ayudas a comarcas mineras desde 2019, concentradas en Castilla y León, Asturias y Aragón
Durante la Comisión de Minería de Seguimiento del Acuerdo Marco para una Transición Justa de la Minería del Carbón y el Desarrollo Sostenible de las Comarcas Mineras 2019-2027, el Instituto para la Transición Justa (ITJ), ha informado del grado de avance y cumplimiento de los compromisos financieros del Acuerdo: si se pactó movilizar 250 millones de euros para la dinamización del territorio, ya se han comprometido más de 692 millones para esas actuaciones concretas y un total de 975 millones como parte del Acuerdo Marco, ligados a una inversión total superior a los 2.100 millones.
El Acuerdo Marco, suscrito el 24 de octubre de 2018 entre el MITECO, las organizaciones sindicales y las asociaciones empresariales, marcó el inicio de una nueva etapa en la política de reactivación y apoyo a las zonas afectadas por el cierre de minas y centrales térmicas de carbón. Su objetivo es garantizar una transición justa para los trabajadores y los territorios, impulsando la diversificación económica, la restauración ambiental y el desarrollo sostenible.
El Acuerdo se estructura en ocho grandes bloques de actuación, que incluyen medidas sociales, apoyo a nuevas tecnologías, formación, restauración ambiental y líneas de ayudas para la reactivación económica dirigidas a empresas ubicadas en las cuentas mineras y ayuntamientos de la zona. La información detallada puede consultarse en el informe accesible aquí.
Los compromisos financieros del Acuerdo se enmarcan en el punto 6: “Líneas de ayudas para una Transición Justa de la minería del carbón y las comarcas mineras”, que contempla tanto ayudas para costes excepcionales como ayudas para el impulso económico y la reactivación de las comarcas mineras, y establecía un compromiso financiero de 250 millones hasta 2027, destinado a las líneas de ayudas para la transición justa y el impulso económico de las comarcas mineras.
Desde 2019 hasta septiembre de 2024, el MITECO ha movilizado a través del ITJ y del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía: 402,21 millones para proyectos de inversión municipal y restauraciones, y 290,38 en convocatorias directas a empresas y proyectos energéticos
Además de estas ayudas directas, el ITJ ha completado la tramitación de la mayoría de las ayudas a los trabajadores afectados por el cierre del sector, con 330 prejubilaciones y 36 bajas incentivadas, que suponen una inversión total de 175,5 millones.
Durante 2024 se desarrollaron 10 itinerarios formativos en municipios mineros, con 141 participantes y una alta tasa de recolocación, asimismo se abrió y promovió a la participación femenina en los territorios.
También se han movilizado 147,58 millones del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), como parte de los proyectos de inversión municipal, con ayudas en Asturias, Castilla y León, y Aragón, destinadas a restaurar más de 2.200 hectáreas, crear 300 empleos directos y mejorar ecosistemas y patrimonio natural.
Por otro lado, en materia de rehabilitación de espacios degradados, el ITJ ha convocado dos líneas de ayudas para costes excepcionales de cierre y restauración ambiental, con 21,9 millones concedidos a empresas como SAMCA, HBG y CGMT. Estas actuaciones abarcan más de 1.000 hectáreas de terrenos restaurados, generan 153 empleos directos y contemplan labores de modelado del terreno, revegetación y desmantelamiento de instalaciones mineras.
A estos recursos se suman fondos adicionales procedentes de los componentes 4 y 5 del PRTR, por valor de 20,18 millones, destinados a obras de restauración ambiental y fluvial en Asturias, León, Palencia y otras provincias, con varios proyectos ya finalizados y otros actualmente en ejecución. De este fondo de gestión autonómica al 95% lo ejecutan las CCAA de Asturias, Aragón y Castilla y León para las comarcas mineras de estas CCAA.
La nueva Asociación Agrovoltaica Española, con sede en Ávila, promoverá la colaboración entre empresas energéticas y el sector agroganadero
La Asociación Agrovoltaica Española (AAE) fue presentada de forma oficial el 12 de noviembre en el Foro de Agrovoltaica celebrado en el marco de EGEC (Energy Global Expo & Congress) en Feria Valencia. La AAE nace con el objetivo de promover la implantación de sistemas agrovoltaicos sostenibles en España favoreciendo la colaboración entre el sector agrícola, las empresas energéticas, la investigación y las administraciones públicas, y con la intención de impulsar un modelo de producción dual que contribuya tanto a la seguridad alimentaria como a la transición energética. En su constitución participan como impulsores y miembros fundadores organizaciones y clústeres representativos del sector: CEOE Ávila, Valfortec, CYLSOLAR, CECV, Huerto Tornasol, Enercoop, Inderen, ITG y La UNIÓ.
Durante la presentación, los representantes de la AAE expusieron la razón de ser de la asociación: defender marcos regulatorios que permitan el desarrollo de proyectos agrovoltaicos sin comprometer la actividad agraria, promover buenas prácticas agronómicas y medioambientales, facilitar la colaboración público‑privada y acelerar la investigación y la innovación aplicada. La AAE se propone además trabajar en la definición de estándares de calidad, en la generación de conocimiento práctico y en la difusión de experiencias que demuestren el valor compartido de los proyectos en el territorio.
El Foro puso sobre la mesa tanto el presente como el futuro de la agrovoltaica en España, con especial enfoque en su implicación social y medioambiental. Se presentaron y debatieron proyectos reales que ya están en desarrollo o en fase avanzada de implantación, entre los que se citaron Huerto Carrasco, Picassent Solar y Bormasolar, y se analizaron iniciativas de innovación como PV4PLANTS, pastoreo fotovoltaico, Go SolarWine y Ecoolop. Estas experiencias sirvieron para ilustrar soluciones técnicas y modelos de convivencia entre producción agrícola y generación eléctrica que buscan beneficios agronómicos, ambientales y socioeconómicos para las comunidades locales.
La puesta en marcha de la AAE llega en un momento en el que la agrovoltaica genera interés creciente por su potencial para diversificar las rentas agrícolas, reducir riesgos climáticos sobre cultivos mediante sombreados controlados, y simultanear funciones productivas en un mismo espacio. Los asistentes coincidieron en la necesidad de avanzar con proyectos piloto demostrativos, criterios claros de diseño y seguimiento, y mecanismos de participación que garanticen el protagonismo de los agricultores y las comunidades rurales en las decisiones.
La Asociación Agrovoltaica Española hace un llamamiento a productores, cooperativas, promotores, centros de I+D y administraciones para sumarse a la iniciativa como socios, con el fin de consolidar una red colaborativa que promueva proyectos validados técnica y socialmente, impulse la innovación y contribuya a construir un modelo rural más sostenible y resiliente.
Solaria obtiene autorizaciones ambientales para 908 MWh de baterías en Castilla y León y Castilla-La Mancha
Solaria Energía y Medio Ambiente ha obtenido las Declaraciones de Impacto Ambiental (DIA) favorables para la instalación de 908 megavatios hora (MWh) de baterías en 11 plantas fotovoltaicas ubicadas en Castilla-La Mancha y Castilla y León, según ha indicado en un comunicado.
Así, el grupo de renovables presidido por Enrique Díaz-Tejeiro ha destacado que esta nueva capacidad de almacenamiento «permitirá avanzar en la estrategia de hibridación de la compañía, integrando baterías en sus activos de generación para mejorar la flexibilidad del sistema eléctrico y optimizar la operación de sus plantas solares».
Este hito se suma a la reciente aprobación ambiental obtenida por Solaria para instalar 780 MWh de almacenamiento en su complejo fotovoltaico de Garoña (Castilla y León) de 710 megavatios (MW), uno de los mayores desarrollos solares de España.
Las baterías y los activos solares de Solaria
De este modo, con ambas autorizaciones, Solaria «consolida su posición como uno de los operadores líderes en almacenamiento renovable a gran escala». Durante 2025, la compañía ya ha cerrado la adquisición de 1.362 MWh de baterías, de los cuales un primer bloque de 116 MWh entrará en operación antes de fin de año y los 1.246 MWh restantes se conectarán de forma progresiva a lo largo de 2026.
El consejero delegado de la firma ha destacado que «la integración de almacenamiento en sus activos solares es clave para reforzar la estabilidad del sistema eléctrico europeo, reducir riesgos regulatorios y avanzar hacia un modelo energético más eficiente y digitalizado».
«Estos hitos confirman el liderazgo de Solaria en la hibridación fotovoltaica en España y consolidan nuestra hoja de ruta para los próximos años», ha añadido. Por otra parte, la firma ha señalado que su plan de hibridación y digitalización permitirá «no solo optimizar la producción renovable, sino también abrir nuevas oportunidades de ingresos a través de servicios auxiliares y arbitraje eléctrico, reforzando su papel en la transición energética europea».
Para terminar, la empresa ha subrayado que con dichas autorizaciones ambientales continúa avanzando en su «objetivo estratégico de construir la mayor plataforma híbrida de energía solar y almacenamiento de Europa».
Baterías de almacenamiento: claves para elegir la configuración adecuada según normativa y aplicación
Texto:
Maribel Cotolí Cáceres
Ingeniera Industrial de Arram Consultores SL
“El almacenamiento energético mediante baterías se ha consolidado como un componente clave en la transición energética y la gestión de redes eléctricas más flexibles. Sin embargo, no todas las soluciones de almacenamiento son iguales. A la hora de diseñar e implantar una instalación de baterías, existen múltiples factores técnicos y normativos que condicionan su rendimiento, viabilidad económica y prioridad de operación.
Una de las primeras decisiones clave es el tipo de contenedor que albergará las baterías y si éste incluye o no los inversores integrados. Los sistemas de almacenamiento modulares tipo contenedor con inversores integrados presentan la ventaja de ofrecer soluciones compactas, preinstaladas y listas para su conexión, lo que simplifica la logística, el montaje en campo y la integración en proyectos. Esta modalidad, cada vez más popular entre fabricantes líderes, reduce los riesgos técnicos asociados a la interoperabilidad y acorta los plazos de puesta en marcha. Se podría decir, incluso, que es la única opción a elegir en aquellos proyectos con problemas de espacio, sobre todo eligiendo al fabricante adecuado. Sin embargo, su principal inconveniente radica en la posible dependencia tecnológica del fabricante (vendor lock-in), que puede limitar futuras ampliaciones o adaptaciones.
Por el contrario, los sistemas en los que los inversores se ubican fuera del contenedor permiten una mayor versatilidad en el diseño del sistema y una adaptación más fácil a distintas topologías de red o estrategias de operación. Esta alternativa, más abierta, es ideal para proyectos que requieren un alto grado de personalización o para operadores que prefieren mantener el control sobre los distintos elementos del sistema. No obstante, requiere mayor complejidad en la ingeniería y más espacio físico, además de una planificación más cuidadosa para garantizar la compatibilidad entre los distintos equipos. Además, el hecho de que los inversores se sitúen fuera del contenedor de baterías implica que la instalación eléctrica entre ambos elementos debe realizarse en corriente continua (DC), lo que introduce consideraciones técnicas específicas. A diferencia de las conexiones en corriente alterna (AC), propia de plantas de almacenamiento con inversores integrados, las líneas de DC requieren un diseño cuidadoso en cuanto a distancias, secciones de cableado, protección contra sobretensiones y coordinación de equipos de desconexión. Aunque esta configuración ofrece mayor libertad para seleccionar y dimensionar el inversor de forma independiente, también supone una mayor complejidad en campo, tanto en la ingeniería como en la puesta en marcha. Además, la operación en DC entre contenedor e inversor implica una supervisión más estricta de la seguridad eléctrica, especialmente en lo relativo a las corrientes de fuga, el aislamiento y la detección de fallos a tierra.
Otro elemento decisivo es la capacidad temporal del sistema: es decir, cuántas horas puede operar la batería a su potencia nominal. En el contexto regulatorio actual, y bajo el marco del Real Decreto 1183/2020, las instalaciones con al menos 2 horas de almacenamiento comienzan a ser consideradas como gestionables, lo que les otorga ciertas ventajas operativas. Sin embargo, son los sistemas con una duración de 4 horas los que están llamados a tener un papel protagonista. La regulación actual y las futuras subastas contemplan dar prioridad de despacho a las instalaciones hibridadas con almacenamiento que puedan garantizar esta autonomía de 4 horas, consolidando así su atractivo para proyectos renovables con mayor penetración en el mercado.
El Real Decreto-ley 7/2025, aprobado por el Gobierno en junio, proponía medidas ambiciosas para reforzar esta visión, como la prioridad de despacho para sistemas híbridos, la exención de evaluación ambiental o la declaración de utilidad pública para instalaciones de almacenamiento. No obstante, dicho real decreto-ley no fue convalidado por el Congreso el 22 de julio de 2025, por lo que todas estas medidas han quedado sin efecto y no son actualmente aplicables. La normativa vigente sigue siendo, por tanto, la que se deriva del RD 1183/2020 y de la normativa comunitaria.
Esta capacidad de almacenamiento no solo es relevante desde el punto de vista normativo, sino también técnico y económico. Las baterías de 2 horas pueden ser suficientes para aplicaciones como la regulación de frecuencia o la estabilización de red, pero en escenarios de arbitraje energético, integración de renovables o gestión de picos de demanda, la opción de 4 horas ofrece un margen de operación mucho más amplio y rentable. A pesar de su mayor coste inicial, la tendencia del sector apunta claramente hacia este tipo de soluciones de mayor capacidad.
En relación con la integración del sistema en el entorno energético, existen dos grandes modelos de implantación: el almacenamiento hibridado con instalaciones de generación renovable y el almacenamiento stand-alone o conectado de forma independiente a la red. En el primer caso, el sistema de baterías comparte punto de conexión con una planta fotovoltaica o eólica, y puede alimentarse directamente de la energía generada. Esta configuración, amparada también por el RD 1183/2020, simplifica los trámites administrativos y permite aprovechar al máximo la energía excedentaria, contribuyendo a un mayor grado de autosuficiencia energética. Aunque el RDL 7/2025 iba a reforzar estas ventajas con nuevas medidas de tramitación preferente y simplificación ambiental, su rechazo en el Congreso ha dejado vigente el marco anterior.
Por otro lado, los sistemas stand-alone no dependen de ninguna fuente renovable propia y se conectan directamente a la red. Su principal ventaja es la libertad operativa: permiten cargar y descargar según las condiciones del mercado eléctrico, siendo muy útiles en esquemas de arbitraje, regulación de frecuencia o participación en mercados de capacidad. A pesar de esta flexibilidad, estos sistemas suelen tener menor prioridad de despacho y no cuentan con los beneficios regulatorios que sí se otorgan a las instalaciones híbridas.
En ambos casos, la evolución normativa tanto en España como en la Unión Europea avanza hacia una mayor integración del almacenamiento como actor esencial del sistema eléctrico. La nueva Directiva europea sobre baterías (UE 2023/1542), así como el Reglamento de emergencia sobre aceleración de renovables (UE 2022/2577), refuerzan el papel del almacenamiento como solución prioritaria, al tiempo que establecen requisitos más exigentes en materia de seguridad, trazabilidad, huella de carbono y reciclaje.
En definitiva, la elección entre uno u otro tipo de batería no puede hacerse de forma aislada. Factores como la integración del inversor, la duración del sistema, el tipo de operación (híbrida o independiente), así como el cumplimiento de la normativa vigente, deben formar parte de una estrategia técnica y económica bien alineada con los objetivos del proyecto. Contar con el asesoramiento adecuado y una visión clara del marco regulatorio permitirá a promotores y clientes invertir en soluciones robustas, rentables y preparadas para el futuro energético europeo, por ello, desde ARRAM estamos dispuestos a ayudarte, ya que si algo nos define que es la pasión por lo que hacemos”.
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