Fotovoltaica
Recurrent Energy pone en operación comercial una planta fotovoltaica de 200 MWp en Castilla y León
Recurrent Energy, filial de Canadian Solar, ha puesto en operación comercial su planta fotovoltaica ‘Villameca’, uno de los mayores proyectos solares de Castilla y León, ubicado en Benavides de Orbigo (León) y con una capacidad de 200 megavatios (MWp), informó la compañía.
En concreto, se prevé que el proyecto genere aproximadamente 359.172 megavatios hora (MWh) de electricidad limpia al año, suficiente para abastecer a más de 100.000 hogares y evitar la emisión de aproximadamente 57.000 toneladas de CO2 cada año, lo que equivale a retirar de la circulación más de 12.000 vehículos, estimó el desarrollador de renovables.
El proyecto se suma al recientemente inaugurado proyecto ‘Rey Solar’, de 426 MWp, en Carmona (Sevilla), y al proyecto ‘Tordesillas’, de 315 MWp, ubicado entre San Román de Hornija y Pedrosa de Rey (Valladolid), cuya conexión está prevista para finales de este año.
Con estos tres proyectos, se espera que la capacidad solar total en operación de Recurrent Energy en España alcance aproximadamente un gigavatio (GW) a cierre de año.
El consejero delegado de Recurrent Energy, Dylan Marx, destacó que la entrada en operación comercial de ‘Villameca’ supone «un hito importante» para la compañía y «refuerza su posición en Europa».
«A medida que seguimos ampliando nuestra cartera de proyectos de energía renovable, mantenemos nuestro compromiso de generar valor duradero en las comunidades en las que operamos. Estamos especialmente orgullosos del impacto de este proyecto y del alto nivel de compromisos sociales y de biodiversidad alcanzados a lo largo de su desarrollo», dijo.
Además, está previsto que el proyecto ‘Villameca’ se hibride con sistemas de almacenamiento energético en baterías, lo que contribuirá aún más a los esfuerzos de descarbonización y a mejorar la estabilidad de la red.
La energía agrovoltaica abre nuevas oportunidades para el campo abulense
Producir energía solar y mantener al mismo tiempo la actividad agrícola o ganadera sobre el terreno. Esa es la posibilidad que el proyecto europeo PV4Plants quiere explorar en Ávila después de probar diferentes soluciones en España, Turquía y Dinamarca, desde placas adaptadas al cultivo de tomates hasta sistemas relacionados con el tratamiento de residuos ganaderos.
El Oso ha acogido un encuentro para presentar esas experiencias y conocer las necesidades e inquietudes que suscita la posible implantación de esta tecnología en la provincia.
Los ensayos forman parte del proyecto europeo PV4Plants, en el que participan 15 entidades de siete países y que dispone de cinco millones de euros de financiación europea a través de Horizon, según los datos facilitados durante el encuentro.
La tecnología agrovoltaica busca precisamente hacer compatible la generación de electricidad mediante paneles solares con la actividad del sector primario. En este caso, el proyecto no se ha limitado a ensayar un único modelo, sino que ha desarrollado soluciones distintas en función de las características de cada explotación.
De tomates a residuos ganaderos
En Turquía, las pruebas se han realizado en plantaciones de tomate. Para ello se han desarrollado paneles específicos, con modificaciones tanto en sus cristales como en sus características de fabricación para adaptarlos a las necesidades de ese cultivo.
El ensayo de Dinamarca se ha orientado a los invernaderos utilizados para buena parte de su producción agrícola. España, por su parte, ha probado una aplicación diferente relacionada con el tratamiento de residuos ganaderos mediante placas fotovoltaicas diseñadas específicamente para este uso.
«Son los proyectos que hoy vamos a poner sobre la mesa, son sobre los que ya tenemos algunos resultados», ha explicado la directora de la Agencia Provincial de la Energía (APEA), Luisa Martín.
Esos primeros resultados servirán ahora para estudiar qué aplicaciones pueden tener sentido en Ávila. Martín ha señalado que se pretende trasladar al sector «las oportunidades que la tecnología agrovoltaica ofrece» y analizar cómo hacer compatible la producción energética con «los usos tradicionales del suelo agrícola».
La cuestión que se abre ahora es determinar qué soluciones pueden adaptarse a las características del sector primario provincial. El diputado provincial de Asuntos Europeos, Energía y Turismo, Armando García Cuenca, ha explicado que el objetivo es «plantear estas nuevas tecnologías para poderlas aplicar a nuestro campo abulense».
PV4Plants lleva un año y medio en marcha. En el proyecto participan la Diputación de Ávila y CEOE Ávila junto a otras 13 entidades de Turquía, Dinamarca, Países Bajos, Reino Unido, Italia, Grecia y España.
El 66% de los municipios españoles bonifican el autoconsumo con deducciones en el IBI
El 66% de los municipios españoles cuenta con ordenanzas fiscales que bonifican el autoconsumo mediante reducciones en la cuota del Impuesto sobre Bienes Inmuebles (IBI). Así lo refleja el informe Incentivos fiscales al autoconsumo, publicado este lunes por la Fundación Renovables con el apoyo de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF).
Pese a ello, no todos los municipios establecen los mismos requisitos para acceder a las bonificaciones del IBI por la instalación de cubiertas fotovoltaicas. El 67% de los ayuntamientos que aplican esta bonificación imponen condiciones asumibles, mientras que el 29% exige requisitos más restrictivos, como limitar el beneficio exclusivamente al sector residencial. Por otro lado, el 4% de las ayudas se otorgan bajo condiciones muy restrictivas, lo que dificulta el acceso a las ventajas fiscales.
El documento -que se acompaña de una herramienta web para facilitar localizar estas bonificaciones al autoconsumo- analiza, por séptimo año consecutivo, cómo los municipios de más de 10.000 habitantes fomentan el desarrollo del autoconsumo mediante rebajas fiscales. En estas localidades reside el 80% de la población española y se concentra el 97% de las empresas del país, por lo que representan, de forma bastante precisa, la fiscalidad vigente respecto al autoconsumo.
En total, hay 32.190.370 ciudadanos -el 81% de quienes habitan estos municipios- que pueden solicitar esta bonificación. Además del IBI, la publicación analiza el Impuesto sobre Construcciones, Instalaciones y Obras (ICIO) y el Impuesto sobre Actividades Económicas (IAE), dos tributos de competencia municipal con un gran potencial para incentivar la instalación de placas solares.
Los resultados revelan que el 76% de los ayuntamientos bonifican el ICIO si se realizan instalaciones de autoconsumo. En este caso, los requisitos son generalmente laxos, ya que el 93% de las ordenanzas que contemplan rebajas fiscales presentan condiciones asumibles, frente al 5% que establece condiciones restrictivas y un 2% requisitos muy restrictivos.
En cuanto al IAE, el 71% de los municipios ofrece bonificaciones si hay autoconsumo fotovoltaico. De estas ayudas, el 70% contempla condiciones asumibles, mientras que el 30% impone requisitos restrictivos.
Los datos de este año son bastantes similares a los de 2025 (67%). En comparación con las primeras planillas hay una clara y marcada tendencia al alza de estos incentivos. En 2021, cuando la Fundación Renovables publicó la primera edición de este informe, el 48% de los municipios bonificaban el IBI para instalaciones de autoconsumo. Desde entonces, se ha producido un incremento de 18 puntos porcentuales en apenas siete años.
Raquel Paule, directora general de Fundación Renovables: «Después de años analizando las bonificaciones que ayudan a reducir la barrera que supone la inversión inicial, nos hemos encontrado con una reforma crucial que supone un salto de escala en el apoyo al autoconsumo: la nueva deducción del IRPF. Por primera vez, el beneficio fiscal deja de depender de la existencia de bonificaciones locales y pasa a tener un alcance nacional, permitiendo que todo el conjunto de la ciudadanía pueda acceder a un incentivo económico para instalar autoconsumo fotovoltaico»
José Donoso, director general de UNEF: “El autoconsumo no es solo una forma de luchar contra el cambio climático, es un motor de crecimiento y desarrollo económico. Cuando un hogar o empresa genera su propia energía, reduce su factura, contribuye a la independencia energética de todo el país y da flexibilidad al sistema, reduciendo la necesidad de nuevas inversiones. Por ello, la política energética de los próximos años debe apostar por extender los beneficios de la energía solar a todos, nunca por ponerle puertas”.
Estudios hidrológicos en plantas fotovoltaicas
Texto:
Alberto Cotrina
Ingeniero industrial ARRAM Consultores
El crecimiento acelerado de la energía solar fotovoltaica ha convertido a esta tecnología en uno de los pilares de la transición energética mundial. Sin embargo, el éxito de una planta fotovoltaica no depende únicamente de la calidad del recurso solar, los equipos o del diseño eléctrico de la instalación. La correcta evaluación de las condiciones hidrológicas del emplazamiento constituye un factor determinante para garantizar la seguridad, la viabilidad técnica, la rentabilidad económica y la sostenibilidad ambiental del proyecto.
Realizar un buen estudio hidrológico, especifico, detallado y de calidad, representa una herramienta indispensable durante la fase de diseño de una planta fotovoltaica, ya que, dependiendo de éste, se realizarán, a posteriori, los movimientos de tierra, diseño de drenajes y distribución del campo fotovoltaico.
¿Qué es un estudio hidrológico?
Un estudio hidrológico es un análisis técnico que evalúa el comportamiento del agua sobre un terreno y dentro de una cuenca hidrográfica. Su objetivo es determinar cómo las precipitaciones y las inundaciones provenientes de la hidrografía generan escorrentías superficiales, identificar zonas susceptibles de inundación, estimar caudales de diseño y definir las medidas necesarias para controlar y gestionar adecuadamente el drenaje.
Este tipo de estudio integra información topográfica, geológica, climática e hidrológica mediante modelos matemáticos y herramientas SIG (Sistemas de Información Geográfica), permitiendo simular diferentes escenarios asociados a eventos de lluvia de distintas intensidades, periodos de retorno y crecidas de los distintos arroyos.
La hidrología como elemento clave en el diseño de una planta fotovoltaica
Las plantas fotovoltaicas ocupan extensas superficies de terreno. La instalación de miles de módulos solares, caminos internos, zanjas para cableado, plataformas, instalación de quipos con sus correspondientes cimentaciones y edificios auxiliares modifica el comportamiento natural del drenaje superficial.
Si estos cambios no son evaluados adecuadamente, pueden aparecer problemas como:
- Inundaciones en zonas de la planta que pueden provocar daños en la propia instalación.
- Erosión del terreno y pérdida de estabilidad de las estructuras, con lo que conlleva una pérdida notable de equipos y consecuentemente, un impacto económico importante para el promotor de la instalación.
- Daños en caminos de acceso. Esto puede provocar una inaccesibilidad total a la instalación.
- Exposición de canalizaciones eléctricas, dañando la infraestructura y provocando pérdidas de energía y cortocircuitos.
- Afección de infraestructuras cercanas, como pueden ser otras instalaciones colindantes, explotaciones agrícolas o incluso urbanizaciones.
Un buen estudio hidrológico permite anticipar estos riesgos antes del inicio de las obras, reduciendo significativamente la probabilidad de incidencias durante toda la vida útil del proyecto.
Uno de los principales objetivos del estudio hidrológico es identificar áreas con potencial de inundación.
Para ello se analizan:
- Las cuencas vertientes.
- Los cauces naturales.
- Las líneas preferentes de escorrentía.
- Las precipitaciones extremas.
- Los periodos de retorno establecidos por la normativa.
Como hemos mencionado anteriormente, con esta información es posible determinar la cota segura de implantación de los equipos eléctricos, centros de transformación, inversores y subestaciones, evitando daños provocados por eventos hidrometeorológicos extremos.
En un contexto de cambio climático, donde los episodios de lluvia intensa son cada vez más frecuentes, este análisis adquiere una importancia creciente, por no decir indispensable.
Diseño eficiente del sistema de drenaje
La gestión adecuada del agua superficial constituye otro de los beneficios fundamentales del estudio hidrológico.
A partir de los caudales calculados se diseñan elementos como:
- Cunetas.
- Canales de drenaje.
- Alcantarillas.
- Badenes.
- Balsas de laminación.
- Obras de paso.
Estas infraestructuras permiten evacuar el agua de forma controlada, evitando concentraciones de flujo que puedan provocar erosión o afectar la estabilidad de las instalaciones.
El diseño de un sistema de drenaje para una planta fotovoltaica va mucho más allá de construir cunetas o instalar alcantarillas. Se trata de un proceso de ingeniería que integra estudios hidrológicos, análisis hidráulicos y criterios ambientales para gestionar el agua de forma segura y sostenible.
Un sistema correctamente diseñado protege las estructuras, minimiza la erosión, reduce los costes de mantenimiento y mejora la resiliencia de la instalación frente a eventos meteorológicos extremos. En consecuencia, el drenaje debe considerarse un elemento estratégico dentro del diseño civil de cualquier planta fotovoltaica de gran escala, ya que contribuye directamente a la seguridad, la eficiencia operativa y la vida útil del proyecto.
Impacto económico en el proyecto
Aunque el estudio hidrológico supone una inversión durante la fase inicial del proyecto, su impacto económico resulta claramente positivo.
Detectar de forma temprana problemas relacionados con el sistema de drenaje evita modificaciones de obra, reparaciones costosas, retrasos en la construcción y posibles reclamaciones derivadas de afecciones a terceros.
Además, un diseño hidráulico optimizado permite reducir el sobredimensionamiento innecesario de las obras de drenaje, logrando un equilibrio entre seguridad y eficiencia económica.
Pero el impacto económico más reseñable que afecta a las plantas fotovoltaicas, y el más catastrófico, es aquel que se produce cuando la planta está en funcionamiento y no se han tenido las medidas necesarias en cuestión de hidrología.
El estudio hidrológico en la ingeniería de detalle de plantas fotovoltaicas
La ingeniería de detalle constituye la fase final del proyecto (justo antes de la construcción, o durante ésta) en la que se definen todas las soluciones constructivas necesarias para ejecutar una planta fotovoltaica de forma segura, eficiente y conforme a la normativa aplicable. En esta etapa, el estudio hidrológico adquiere un papel esencial, ya que proporciona toda la información necesaria para diseñar las infraestructuras de drenaje, proteger la instalación frente a eventos hidrológicos extremos y garantizar la estabilidad de la obra durante toda su vida útil.
Los cálculos permiten obtener los hidrogramas y los caudales máximos correspondientes a distintos periodos de retorno, que servirán como base para el diseño hidráulico.
Como conclusión, la realización de un estudio hidrológico constituye una fase esencial en el desarrollo de una planta fotovoltaica de gran escala. Más allá del cumplimiento de los requisitos normativos, este análisis permite comprender el comportamiento del agua en el emplazamiento, prevenir riesgos de inundación y erosión, optimizar el diseño del drenaje y proteger tanto la infraestructura como el entorno.
Invertir en una evaluación hidrológica rigurosa desde las primeras etapas del proyecto hasta la ingeniería de detalle, se traduce en instalaciones más seguras, sostenibles y rentables, capaces de operar de forma eficiente durante toda su vida útil, que habitualmente supera los 25-30 años. En un sector donde la fiabilidad y la resiliencia son factores estratégicos, la hidrología se consolida como una disciplina imprescindible para garantizar el éxito de los proyectos de energía solar fotovoltaica.
El MITECO destina 168 millones a climatizar y mejorar la eficiencia energética en hospitales y centros de salud que serán gestionados por las CCAA
El Consejo de Ministros, a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), ha acordado destinar 168 millones de euros del Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE) a actuaciones de climatización y rehabilitación y ahorro energético en edificios e instalaciones de uso principal sanitario de hospitales, centros de salud, consultorios locales y otros inmuebles de la red pública. La dotación de este programa de ayudas, denominado PREE Sanitario, se transferirá a las comunidades y ciudades autónomas para su gestión, una vez aprobados los criterios de reparto en la Conferencia Sectorial de Energía.
Esta línea de ayudas podrá financiar obras para adecuar la envolvente térmica de los edificios, mejoras de la eficiencia energética y uso de renovables en sistemas de climatización y agua caliente sanitaria, en iluminación, en instalaciones específicas de usos sanitario, así como la incorporación de sistemas de automatización y control, entre otras actuaciones. Podrán beneficiarse del PREE Sanitario centros hospitalarios, centros de salud y consultorios locales, de titularidad pública. Este programa complementa el programa PREE terciario, aprobado en conferencia sectorial el pasado diciembre.
El MITECO, tal y como anunció la semana pasada la vicepresidenta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, ya trabaja en otra línea de ayudas con cargo al FNEE –el PREE Educativo– para climatizar y mejorar la eficiencia energética de los colegios y de otros centros educativos públicos. Tendrá una dotación económica de 200 millones.
Las actuaciones objeto de estas ayudas deberán acreditar una reducción del consumo de energía final mínimo de un 15% del edificio en cuestión, o de las instalaciones específicas de uso sanitario objeto de la intervención.
El Programa de ayudas finalizará el 31 de diciembre de 2030 y el MITECO llevará a la próxima Conferencia Sectorial de Energía una propuesta de reparto de los fondos basada en la estadística más reciente del “Informe Anual del Sistema Nacional de Salud del año 2024” realizado por el Ministerio de Sanidad y publicado el 4 de diciembre de 2025, sobre tres indicadores principales del mismo, con datos de 2023: camas hospitalarias instaladas en el Sistema Nacional de Salud, número de centros de salud y consultorios locales.
El PREE Sanitario tendrá, por lo tanto, una gestión territorializada, de modo que los criterios, alcance, intensidad y requisitos específicos para acceder a las ayudas los fijarán las comunidades y ciudades autónomas en sus respectivas convocatorias. Los gobiernos regionales también podrán determinar el régimen de aplicación, bien por concesión directa o por concurrencia competitiva. El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), adscrito al MITECO, actuará como coordinador del PREE Sanitario y transferirá los fondos a cada territorio.
Estas ayudas tienen como finalidad contribuir al cumplimiento del objetivo nacional de reducción del consumo final de energía para el periodo 2021-2030, que fija el artículo 8 de la Directiva (UE) 2023/1791, de 13 de septiembre. Para alcanzar estos objetivos, se constituyó el FNEE, cuya gestión recae en el IDAE. El programa de ayudas acordado se enmarca en el Plan de Actuación para 2026 de este Fondo. Asimismo, el programa contribuirá a alcanzar los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030.
Según destaca el acuerdo adoptado por el Consejo de Ministros, el parque de edificaciones del sector sanitario repartido por toda España consume en torno al 1% de la energía final.
Red Eléctrica amplía la información del sistema eléctrico con datos de hibridación que suman 1,66 GW de potencia
Red Eléctrica, empresa de Redeia encargada del transporte y operación del sistema eléctrico en España, continúa incorporando nuevos datos a sus plataformas de información, acompañando así el avance de la transición ecológica en nuestro país. Desde hoy, el TSO publica registros sobre qué potencia instalada se conforma de manera híbrida y su previsión es completarlo en los próximos meses con información de la energía producida por este tipo de instalaciones. La potencia instalada nacional híbrida alcanza ya un valor de más de 1,6 GW, de los cuales casi el 86% corresponde a hibridación de varias tecnologías renovables.
Los usuarios pueden consultar esta información en plataformas web como la sección de Datos de la web de Red Eléctrica, la web pública de e-sios y en la app para dispositivos móviles redOS. La publicación de estos nuevos indicadores refleja el compromiso de Red Eléctrica con la mejora continua de la información que ofrece sobre el sistema eléctrico español: así lo hizo en 2025 con la incorporación de información sobre almacenamiento y autoconsumo.
Tipologías de hibridación
Una instalación híbrida es aquella instalación de producción de electricidad que combina diversas tecnologías, siempre que, al menos, una de ellas utilice una fuente de energía primaria renovable o incorpore almacenamiento.
Para realizar esta labor de publicación, Red Eléctrica ha incluido en el procedimiento de Operación 3.1 una clasificación de los cinco tipos posibles de combinaciones de instalaciones híbridas: 1) enteramente renovable; 2) renovable con térmica no renovable; 3) renovable con almacenamiento; 4) térmica no renovable con almacenamiento; 5) renovable con térmica no renovable y con almacenamiento.
De estos cinco tipos, el TSO integra ahora series de datos de potencia de los 3 tipos en servicio en este momento en el sistema eléctrico español: enteramente renovable; renovable con almacenamiento; y la combinación de renovable con térmica no renovable. Los datos disponibles se presentan por dichos tipos y también por tecnología primaria, permitiendo además filtrarlos por sistemas eléctricos y comunidades autónomas. Las series se inician en junio de 2024.
La hibridación es uno de los vectores contemplados en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) como una herramienta que proporciona mayor flexibilidad y eficiencia al sistema eléctrico en su conjunto ya que permite aprovechar el potencial renovable de nuestro país y maximizar el uso de la red existente.
La producción de electricidad en Castilla y León se dispara un 13% y el 94% ya proviene de energía limpia
Castilla y León generó en 2025 un total de 28,4 millones de megavatios hora de energía renovable, un 13,1% más que el año anterior. El dato es contundente: el 94% de toda la electricidad producida ya es limpia, muy por encima del 55% de la media nacional.
Este salto confirma que la Comunidad se ha convertido en uno de los territorios más avanzados en transición ecológica de toda España.
La eólica sigue siendo el gran protagonista, con 13,2 millones de MWh y casi la mitad de toda la generación renovable. La hidráulica, favorecida por un buen año de lluvias, también crece hasta los 9,8 millones.
Pero la gran sorpresa vuelve a ser la energía solar: la fotovoltaica se dispara un 41% en solo un año, alcanzando los 4,8 millones de MWh. En apenas seis años, su producción se ha multiplicado por cinco.
Frente al auge de las renovables, la generación con energías no renovables se desploma hasta los 1,8 millones de MWh, muy lejos de los casi 16 millones que se registraban en 2011.
El sistema energético ha dado un giro completo, pasando de depender de fuentes convencionales a basarse casi por completo en energías limpias.
El avance no está exento de debate. En un contexto marcado por el recuerdo del apagón eléctrico peninsular, algunos expertos han señalado riesgos asociados a la alta penetración de renovables en el sistema.
La estabilidad de la red y el equilibrio energético se convierten ahora en el gran desafío, en una Comunidad donde el peso de las renovables no deja de crecer.
El cambio también llega a los hogares y empresas. El autoconsumo alcanzó el millón de MWh en 2025, con la solar liderando claramente esta tendencia. Castilla y León no solo produce energía limpia: también empieza a consumirla de forma directa, consolidando un nuevo modelo energético más descentralizado.
Axpo inaugura su complejo solar “Vilecha” en la provincia de León
Las cuatro plantas solares producen anualmente más de 377 GWh de energía limpia
Axpo ha inaugurado hoy su complejo solar “Vilecha”, ubicado en los términos municipales de Villadangos del Páramo y Cimanes de Tejar, en la provincia de León. Tras su finalización a finales de 2025, las cuatro plantas quedaron conectadas a la red nacional a principios de febrero de 2026, comenzando así la producción de energía renovable a gran escala.
El acto de inauguración ha contado con la presencia de Andy Heiz, director general adjunto de Axpo; Antoine Millioud, director de la división solar de Axpo; Lukas Dauwalder, consejero de Asuntos Científicos y Culturales de la Embajada de Suiza para España y Andorra; así como representantes institucionales, autoridades locales, empresas colaboradoras y los equipos de la división solar que han hecho posible el desarrollo del proyecto.
Compuesto por cuatro plantas fotovoltaicas de 50 MWp cada una, el complejo suma una potencia total de 200 MWp y representa un hito estratégico en el desarrollo de energías renovables en España.
Entre otros clientes, McDonald’s España recibirá 83 GWh de electricidad anual procedente del complejo «Vilecha» a través de un contrato de compraventa de energía (PPA) de diez años de duración, asegurando el suministro de energía fotovoltaica a los restaurantes McDonald’s adheridos al acuerdo. Asimismo, la empresa ROCKWOOL -líder mundial en aislamiento de lana de roca- ha firmado otro PPA que entrará en vigor a principios de 2027. A lo largo de los 10 años de duración del contrato, la empresa comprará más de 450 GWh de energía.
Según palabras de Andy Heiz, director general adjunto de Axpo, «Con una capacidad de 200 MWp, el complejo Vilecha se convierte en la instalación más grande en la cartera de Axpo y refleja nuestra ambición por expandir las energías renovables en Europa, reforzando nuestra capacidad para proporcionar soluciones energéticas en diversos mercados europeos. Las energías renovables a gran escala suponen una importante contribución al objetivo de conseguir un suministro de energía seguro y bajo en emisiones».
Por su parte, Antoine Millioud, director de la división solar de Axpo, añadió: «Las cuatro plantas que forman el complejo de Vilecha son una muestra tangible de nuestro compromiso con el desarrollo de la energía solar y con la transición energética. Este proyecto evidencia que es posible combinar altos estándares técnicos y medioambientales con un impacto positivo en el territorio. En España y en el resto de Europa, seguimos trabajando para ofrecer soluciones energéticas sostenibles, y queremos reconocer especialmente el esfuerzo de todos los equipos y socios que han contribuido a hacer realidad este proyecto.»
Un modelo de energía limpia, sostenible y con impacto local
Con una extensión de 310 hectáreas, el complejo “Vilecha” integra más de 365.000 paneles solares instalados sobre seguidores solares que maximizan la captación de radiación a lo largo del día. Las cuatro plantas producirán anualmente más de 377 GWh de energía limpia, suficiente para abastecer a cerca de 100.000 personas, evitando al mismo tiempo la emisión de unas 75.000 toneladas de CO₂ al año.
Invierten 15,7 millones en un módulo de almacenamiento de energía por baterías en Villamejil (León)
Este almacén contará con una capacidad de 40 MW, y su infraestructura de evacuación, para su hibridación, alcanzará los 93,8 MW
La instalación fotovoltaica Aquarii Solar invertirá 15,7 millones en un módulo de almacenamiento de energía por baterías, de 39,997 megavatios, en Villamejil, así como su infraestructura de evacuación, para su hibridación con la instalación fotovoltaica Aquarii Solar, de 93,80 megavatios, según el anuncio del Área de Industria y Energía de la Subdelegación del Gobierno en León, por el que se somete a información pública la solicitud de autorización administrativa previa y autorización administrativa, y que se publica hoy en el Boletín Oficial del Estado (BOE).
El objetivo es la hibridación de la planta fotovoltaica ya existente mediante sistemas de baterías para almacenamiento de energía eléctrica.
Características de esta construcción
Las características técnicas de esta construcción están basadas en un sistema de baterías Ion-Litio y dimensionado para garantizar la potencia en el punto de conexión durante un periodo de cuatro horas. La energía de almacenamiento es de 160 MWh, mediante la instalación de 40 contenedores BESS, así como sus respectivos convertidores y estaciones de transformación, incluidos dos transformadores de servicios auxiliares.
La infraestructura de evacuación estará compuesta por líneas eléctricas subterráneas de media tensión a 30 kilovatios (kV), con origen en el módulo de almacenamiento de energía por baterías ‘Aquarii’, y final en la subestación eléctrica Sardonal 30/132 kV de la instalación solar fotovoltaica.
Conllevará la modificación de la subestación eléctrica Sardonal 30/132 kV de la instalación solar fotovoltaica Aquarii Solar y se realizarán las modificaciones según proyecto en las celdas de 30 kV para la correcta conexión de los circuitos provenientes del sistema de almacenamiento en baterías, equipándolas con los elementos de maniobra, medida y protección necesarios para su operación segura.
El resto de la infraestructura de evacuación desde la subestación eléctrica Sardonal hasta su conexión a la red de transporte, en la subestación SE Villameca 400 kV, propiedad de Red Eléctrica de España, S.A.U., ya autorizada, no forma parte de este expediente.
Castilla y León lidera los proyectos fotovoltaicos en información pública a finales del 2025 con 458,4 MW
Durante el cuarto trimestre de 2025 han estado en fase de información pública 157 proyectos de energías renovables en toda España con una potencia de generación total de 2-148 MW, lo que representa un descenso del 48% en relación al trimestre anterior. Según los datos del Observatorio de Energías Renovables OPINA360, el 56% de esta potencia era de instalaciones fotovoltaicas (1.202 MW) mientras el 44% correspondía a proyectos eólicos (946,1 MW). De este total, en Extremadura había en el último trimestre del 2025 un total de 119,8 MW en fase de información pública, todos ellos de proyectos fotovoltaicos. Estas cifras sitúan a la región en el puesto 8 del ránking nacional renovable por potencia en periodo de información pública, lo que atestigua la desaceleración en el número de instalaciones de tamaño medio y grande en la región.
Entre los proyectos presentados a nivel nacional, un total de 50 que suman 790 MW se encontraba a finales del 2025 en fase inicial de solicitud de autorización mientras que otros 1017 ya habían solicitado la autorización de construcción, de utilidad pública o de la declaración de impacto ambiental.
En cuanto a la administración responsable de la declaración, en 143 de los proyectos la tramitación compete a las comunidades autónomas, aunque sólo representan el 61% del total de generación (1.322,7 MW), al tratarse de proyectos con una potencia inferior a los 50 MW. Mientras que por su parte, el Ministerio de Transición Ecológica (MITECO) era el responsable de 14 grandes proyectos que sumaban el 38,4% del total de capacidad de generación con 825,5 MW.
Desde el punto de vista territorial Castilla y León, Andalucía, Galicia, Castilla-La Mancha y Cataluña lideraba a finales de año la petición de proyectos renovables en fase de información pública. Junto a Cantabria, con las únicas cinco regiones que han tenido algún proyecto que debía ser tramitado por el Ministerio para la Transición Ecológica.
En el caso de Castilla y León, la región es la líder en proyectos renovables en fase de información pública a finales del 2025 con un total de 476,4 MW, de los que 458,4 MW era de plantas fotovoltaicas y el resto de eólicos. Del total de proyectos en la región, 274,7 MW tenían que realizar su tramitación a través del Ministerio, por su mayor tamaño.
En el último trimestre del 2025 había en España un total de 108 proyectos de almacenamiento en tramitación de información pública que sumaban 2.212,6 MW. De ese total, un 80,3% correspondían a instalaciones con baterías y el 18,1% a una planta hidroeléctrica de bombeo, mientras que el restante era de instalaciones fotovoltaicas híbridas. Extremadura, Galicia y Cataluña lideran los proyectos de almacenamiento actualmente.
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