Mercado Eléctrico
Los ingenieros industriales denuncian “discriminación territorial” en el plan estatal de red eléctrica que frena inversiones en Castilla y León
El Colegio Oficial de Ingenieros Industriales de León ha advertido de que el actual planteamiento del Gobierno para la ampliación y refuerzo de la red de transporte eléctrico en España está generando una “grave discriminación territorial” que afecta de forma directa al desarrollo económico e industrial de Castilla y León.
Según el análisis técnico realizado por la entidad, la falta de capacidad de conexión eléctrica se ha convertido en el principal factor limitante para la implantación de nuevas inversiones empresariales, por encima incluso de la disponibilidad de suelo industrial o de la planificación urbanística. En este contexto, los ingenieros alertan de que la saturación del sistema eléctrico amenaza la viabilidad de numerosos proyectos estratégicos en la provincia de León y en el conjunto de la comunidad.
El informe subraya que la crisis energética actual “ya no es solo una cuestión de precios, sino de capacidad real de conexión”, y advierte de que el sistema de transporte eléctrico español presenta importantes tensiones estructurales. En concreto, señala que el 83,4% de los nudos de la red del país se encuentran saturados o próximos al límite de su capacidad técnica, lo que impide la incorporación de nuevos consumidores industriales en numerosas zonas.
“Sin potencia eléctrica no hay inversión ni empleo. Ningún empresario arriesga millones de euros en un proyecto si no tiene garantizado el suministro eléctrico. Es un servicio básico, igual que el agua o el alcantarillado”, señalan desde el Colegio de Ingenieros Industriales de León, que reclama una planificación más equilibrada de las infraestructuras energéticas.
El colectivo profesional critica la propuesta inicial del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) en el marco del desarrollo de la red de transporte eléctrico con horizonte 2030. A su juicio, el diseño de inversiones previsto “no responde a criterios de equidad territorial” y deja fuera a Castilla y León de los principales nodos de actuación prioritarios.
El plan estatal contempla una inversión global de unos 7.000 millones de euros destinada a reforzar la red y desbloquear nudos eléctricos estratégicos para la industria pesada. Sin embargo, según denuncian los ingenieros leoneses, la comunidad no figura entre los siete territorios seleccionados como prioritarios, lo que supone la exclusión de 34 proyectos industriales considerados estratégicos, con una inversión potencial asociada de 12.500 millones de euros.
“Se han asignado alrededor de 28 gigavatios de nuevas infraestructuras de transporte, pero no se garantiza la igualdad de acceso entre territorios. En nuestro caso, esto supone un freno directo a la reindustrialización de Castilla y León”, sostiene el informe.
El Colegio considera que esta situación es especialmente preocupante en un contexto en el que la transición energética y la electrificación de la economía deberían ir acompañadas de un refuerzo paralelo de las redes de distribución y transporte. A su juicio, la falta de inversión en determinadas áreas puede generar desequilibrios territoriales de largo plazo, consolidando diferencias entre comunidades autónomas.
El informe del Colegio de Ingenieros Industriales de León también pone el foco en una aparente paradoja energética. Castilla y León es actualmente la comunidad autónoma líder en producción de energía renovable en España, con un 92,8% de su generación eléctrica procedente de fuentes limpias como la eólica, la hidráulica y la fotovoltaica.
La comunidad aporta alrededor del 10,4% de toda la producción eléctrica nacional, lo que la convierte en un actor clave en el proceso de transición energética del país. Sin embargo, los ingenieros denuncian que esta posición de liderazgo no se traduce en una mayor capacidad de consumo o en un refuerzo proporcional de la red interna.
“Castilla y León produce energía limpia para el conjunto del país, pero no puede utilizar esa misma energía para impulsar su propio desarrollo industrial en igualdad de condiciones”, lamenta el informe.
Desde el Colegio se advierte de que esta situación genera un desequilibrio estructural entre la producción energética y la capacidad de aprovechamiento local, lo que limita el impacto positivo de las energías renovables en la economía regional.
El documento concluye que la falta de inversión en infraestructuras eléctricas adecuadas puede comprometer los objetivos de reindustrialización de Castilla y León en el medio y largo plazo. Según los ingenieros, la disponibilidad de conexión eléctrica se ha convertido en un factor determinante para la localización de nuevas industrias, especialmente en sectores intensivos en consumo energético.
En este sentido, alertan de que la exclusión de la comunidad de los principales nodos de actuación del plan estatal puede provocar un efecto de desplazamiento de inversiones hacia otras regiones con mayor capacidad de conexión, agravando las desigualdades territoriales existentes.
El Colegio de Ingenieros Industriales de León reclama por ello una revisión del planteamiento inicial del Ministerio y una planificación más equilibrada de la red de transporte eléctrico, que tenga en cuenta tanto la demanda actual como el potencial de crecimiento industrial de cada territorio.
Asimismo, insisten en la necesidad de reforzar el diálogo entre administraciones, operadores del sistema eléctrico y agentes económicos para garantizar una transición energética “justa, equilibrada y sin exclusiones territoriales”.
Mientras tanto, advierten de que la falta de respuesta a estos problemas podría consolidar un escenario en el que la disponibilidad de electricidad se convierta en un factor de desigualdad económica entre comunidades autónomas, con un impacto directo en el empleo y la inversión industrial.
El XI Campus de la Energía Eléctrica de Castilla y León analizará el sector, renovables y geoestrategia
El Ente Regional de la Energía (EREN) de Castilla y León ha presentado junto con la Universidad de León y Redeia la XI edición del Campus de la Energía Eléctrica. El XI Campus de la Energía Eléctrica de Castilla y León se celebrará en León del 29 de junio al 3 de julio, durante cinco días, con un total de 40 horas teóricas que se desarrollarán en el Aula Magna de la Escuela Superior y Técnica de Ingenieros de Minas de la Universidad de León. El campus analizará el sector, las renovables y la geoestrategia de la energía y, como novedad, este año se abre a estudiantes internacionales. La inscripción podrá realizarse desde el 6 de abril.
El EREN firmó en 2024 con Red Eléctrica este convenio de colaboración para el desarrollo de actuaciones formativas y educativas, habiéndose acordado su prórroga para el presente Campus.
Sector eléctrico, renovables y geoestrategia en el XI Campus de la Energía Eléctrica
Esta actividad educativa centrada en la energía, principalmente eléctrica, permite conocer diferentes cuestiones teóricas y prácticas relativas al sector energético, distintas fuentes de energías renovables y sus aplicaciones, y la necesidad de las redes eléctricas inteligentes para dar respuesta a las demandas de la sociedad, así como las claves de un modelo energético sostenible.
Tendrán particular importancia, en el contexto de la situación en Oriente Próximo, las ponencias sobre geoestrategia de la energía, dedicando también horas lectivas a las aplicaciones de la inteligencia artificial en el sector eléctrico, a los novedosos proyectos energéticos en la Comunidad Autónoma, y a las oportunidades laborales en el sector. Para complementar la parte de conferencias, se realizarán además visitas técnicas a instalaciones relacionadas con la energía dentro de Castilla y León.
La iniciativa está dirigida a estudiantes o egresados de los últimos dos años procedentes de las universidades de Burgos, León, Salamanca, Valladolid, Católica ‘Santa Teresa de Jesús’ de Ávila, Pontificia de Salamanca, IE de Segovia, Isabel I de Burgos y Europea ‘Miguel de Cervantes’ de Valladolid, así como a todos los alumnos de Ciclos Formativos de Grado Superior (FP) de Castilla y León. También podrán participar estudiantes o egresados de los últimos dos años procedentes de las universidades y centros de FP (grado superior) del resto de España y este año, como novedad, se abre a estudiantes internacionales, existiendo un cupo de plazas reservado a estos efectos.
Al igual que en ediciones anteriores, la formación estará impartida por una veintena de expertos, entre los que se encuentran profesionales de la Dirección General de Energía y Minas y del EREN, de Red Eléctrica, docentes de distintas universidades y del Instituto Español de Estudios Estratégicos, así como de empresas que están trabajando actualmente en el sector.
La inscripción podrá realizarse del 6 de abril al 19 de junio mediante un formulario disponible próximamente en este enlace. El aforo máximo será de 80 estudiantes, solo en modalidad presencial, con plazas de alojamiento para quienes no residen en León y manutención al mediodía para todos los asistentes.
Red Eléctrica finaliza la ampliación de la subestación Montearenas 400 kV en Castilla y León
Las nuevas posiciones son estratégicas para la integración de energía renovable, el almacenamiento, y el impulso de la actividad económica en la comunidad autónoma
Red Eléctrica ha finalizado y puesto en servicio la ampliación de la subestación Montearenas 400 kV, para avanzar en la transición energética en Castilla y León, al posibilitar la integración de energía renovable y el almacenamiento, imprescindible para dar mayor flexibilidad al sistema eléctrico.
La ampliación de la subestación, ubicada entre los municipios de Ponferrada y Congosto, en la provincia de León, ha consistido en la instalación de dos nuevas posiciones. Red Eléctrica ha invertido 2 millones de euros, en estos trabajaos que se han desarrollado en un plazo de 8 meses.
Está contemplada en la Planificación de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026 y contribuye a los objetivos de descarbonización del sistema eléctrico, así como a mejorar el suministro eléctrico necesario para el desarrollo de mayor actividad, impulsando la actividad económica, el desarrollo industrial, la creación de empleo y, por lo tanto, la fijación de población en Castilla y León.
Además, en el marco de su Estrategia de Impacto Integral, cuyo objetivo es promover un impacto positivo ambiental y social en los territorios donde desarrolla sus infraestructuras, Redeia ha impulsado convenios de colaboración con Congosto y Ponferrada por los que se aportan unos 56.000 euros a los proyectos de instalación de placas fotovoltaicas para bombeo de agua desde el embalse de Bárcenas y farolas solares en las vías públicas.
Solaria obtiene autorización ambiental para 1 GWh adicional de almacenamiento y roza los 3GWh aprobados en España
La autorización cubre 16 plantas en Castilla-La Mancha y Castilla y León
Solaria Energía y Medio Ambiente ha obtenido las Declaraciones de Impacto Ambiental (DIA) favorables para la instalación de aproximadamente 1 GWh de almacenamiento con baterías en 16 plantas fotovoltaicas ubicadas en Castilla-La Mancha y Castilla y León. Este nuevo hito regulatorio refuerza la estrategia de hibridación de activos renovables de la compañía y consolida su posicionamiento como uno de los principales operadores integrados de generación y almacenamiento en Europa.
Con esta nueva autorización, Solaria alcanza ya casi 3 GWh de capacidad de almacenamiento con aprobación ambiental en España, lo que supone un avance decisivo en su hoja de ruta para integrar flexibilidad a gran escala en su cartera de generación solar. Estas autorizaciones se suman a los 780 MWh en el complejo de Garoña (710 MW), y los 908 MWh de 11 plantas en Castilla la Mancha y Castilla y León previamente aprobados, fortaleciendo un modelo industrial basado en la combinación de generación renovable, almacenamiento y digitalización de activos.
El despliegue de estas baterías permitirá incrementar la gestionabilidad de las plantas solares, optimizar la curva de producción, reducir vertidos y participar activamente en los mercados de servicios de ajuste y flexibilidad, contribuyendo así a la estabilidad del sistema eléctrico. El almacenamiento constituye un elemento clave para maximizar la eficiencia operativa y diversificar fuentes de ingresos en un entorno energético cada vez más orientado a la penetración masiva de renovables.
Arturo Díaz-Tejeiro, CEO de la compañía, ha señalado: “La obtención de casi 3 GWh con autorización ambiental marca un punto de inflexión en nuestra estrategia de almacenamiento. Estamos construyendo una plataforma energética más flexible, resiliente y preparada para un sistema eléctrico cada vez más renovable”.
Las administraciones recortaron un 69% los permisos de construcción de renovables en 2025
Castilla y León fue la comunidad con más proyectos desestimados, con un total de 1.773,9 MW denegados, en su gran mayoría de fotovoltaica
España frenó en 2025 la concesión de autorizaciones de construcción para proyectos de energías renovables. En concreto, las administraciones públicas autorizaron permisos para 482 proyectos, con un total de 8.194,4 MW, lo que supone un descenso del 69% en comparación con el año anterior.
Así lo refleja el informe trimestral del Observatorio de Energías Renovables, elaborado por Opina 360 con datos del Boletín Oficial del Estado y de los boletines de todas las comunidades autónomas.
La energía fotovoltaica mantuvo su liderazgo entre las tecnologías renovables. Se otorgaron permisos de construcción para 7.033,3 MW, lo que representa el 85,6% de la potencia total autorizada. A mucha distancia le siguieron la energía eólica, con 1.111,2 MW, y la biomasa, con 50 MW.
En cuanto al reparto competencial, los gobiernos regionales concedieron el 59,9% de la potencia autorizada (4.910,9 MW), mientras que el Ministerio para la Transición Ecológica otorgó permisos para los 3.283,6 MW restantes (40,1%).
Tres comunidades
Desde el punto de vista territorial, más de la mitad de la potencia aprobada (53,8%) se concentró en tres comunidades: Castilla-La Mancha encabezó la clasificación con 2.218,5 MW, casi todos de fotovoltaica; seguida de Andalucía, con 1.118,5 MW; y Aragón, con 1.069,6 MW. Cataluña destacó por ser la comunidad con mayor volumen permitido de eólica, y Castilla y León como la única que concedió permiso de construcción para biomasa. En el extremo opuesto, La Rioja quedó como la única región donde no se autorizó la construcción de ningún proyecto renovable.
«Esta caída en los permisos de construcción debe interpretarse con perspectiva. El año 2024 fue un ejercicio atípico y excepcional, marcado por la necesidad de cumplir con los hitos administrativos de caducidad de permisos, lo que provocó una aceleración masiva en las aprobaciones», explica Juan Francisco Caro, director de Opina 360.
«Lo que observamos en 2025 es, en gran medida, un retorno a la normalidad y una estabilización del mercado tras el esfuerzo administrativo del año anterior. No obstante, es vital mantener un flujo constante de tramitación para no comprometer los objetivos a medio plazo», añade Caro.
Extremadura
En una fase anterior de la tramitación, 164 proyectos obtuvieron en 2025 la autorización administrativa previa, sumando una potencia de generación de 3.689 MW. La fotovoltaica dominó este segmento con 3.269,5 MW en 154 instalaciones, frente a los 419,5 MW de 10 plantas eólicas. Geográficamente, Extremadura lideró la recepción de permisos iniciales con 729,4 MW fotovoltaicos, seguida de Andalucía (662,7 MW) y Castilla-La Mancha (560,5 MW).
Por lo que se refiere a los informes de impacto ambiental, a lo largo del año se publicaron 357 declaraciones favorables para un total de 8.101 MW. Nuevamente, la fotovoltaica fue protagonista con el 82,7% de la capacidad (6.702,9 MW), muy por delante de la eólica (1.262,3 MW). Aragón se situó a la cabeza en volumen con visto bueno ambiental (1.441 MW), seguida por Castilla-La Mancha (1.310,9 MW) y Andalucía (1.288,9 MW).
En fase inicial
Por la fase de información pública pasaron en 2025 un total de 791 proyectos de energías renovables, con una potencia de generación conjunta de 14.078,4 MW, un 37,2% menos que el año anterior. El reparto tecnológico fue más equilibrado en esta etapa: el 54,5% correspondió a fotovoltaica y el 44,7% a eólica.
Castilla y León cerró el año liderando la potencia en información pública con 2.593,8 MW, seguida por Andalucía (2.362,5 MW) y Aragón (2.249,5 MW). Estas tres regiones concentran más de la mitad de la potencia renovable en información pública. En todas las comunidades del país se registró al menos un proyecto en fase de información pública durante el año.
Almacenamiento
En el ámbito de los almacenamientos, a lo largo de 2025 se otorgaron autorizaciones de construcción para 53 proyectos, con una potencia instalada total de 815,3 MW, un 8,1% más de la aprobada el año anterior. De estos, 546 MW corresponden a 44 instalaciones de baterías, 146 MW a una central depuradora reversible de bombeo en Castilla y León, y 123,3 MW a 6 hibridaciones de baterías en nuevas plantas de generación fotovoltaica.
Castilla-La Mancha encabezó la clasificación con 241,3 MW, distribuidos entre parques de baterías e hibridaciones. Por detrás aparecen Castilla y León (147 MW), Asturias (135,9 MW) y Cataluña (122,2 MW). En el extremo opuesto, regiones como Madrid, Comunidad Valenciana y Murcia no otorgaron ninguna autorización de construcción para almacenamiento. Por otro lado, también se otorgó permiso previo a 15 instalaciones (299,3 MW), casi todas de baterías y tramitadas por el Ministerio.
Donde más se notó el impulso al almacenamiento fue en las fases iniciales. Los informes ambientales favorables se dispararon hasta los 3.061,8 MW (casi 2.000 MW más que en 2024). Cataluña lideró este apartado con 867,8 MW en baterías, seguida de la Comunidad Valenciana (485,4 MW) y Andalucía (471,9 MW), esta última impulsada por un proyecto de bombeo reversible en Granada de casi 357 MW.
Las perspectivas de futuro crecen con fuerza: en 2025 se presentaron a información pública 225 proyectos de almacenamiento por 6.553,8 MW, un 215% más que en 2024. El 59,6% fueron baterías y el 39,3% centrales de bombeo. Galicia se posicionó como líder indiscutible en esta fase futura gracias a dos grandes centrales de bombeo que suman 2.200 MW. A distancia se encuentran Extremadura (695 MW en baterías) y Cataluña (690,4 MW).
Las administraciones declararon la desestimación de 193 proyectos de renovables en 2025, con un volumen total de potencia de 7.576,4 MW, un 49,5% menos que el año anterior. La causa principal del rechazo fue la caducidad de los permisos (58,7%), seguida de las declaraciones ambientales desfavorables (27,7%). Las comunidades más afectadas fueron Castilla y León, con 1.773,9 MW denegados, en su gran mayoría de fotovoltaica, y Aragón, con 1.751,4 MW, mayoritariamente de tipo eólico.
En relación con el almacenamiento, únicamente 3 proyectos (44,8 MW) fueron desestimados a lo largo del año, la mayoría procedentes de hibridaciones en nuevas fotovoltaicas.
HVR Energy y H2Duero impulsan la movilidad con hidrógeno renovable en España mediante un acuerdo estratégico
El acuerdo alinea producción, logística e infraestructura para acelerar la adopción del hidrógeno renovable en el transporte
HVR Energy y H2Duero, sociedad participada en un 80% por Redexis y en un 20% por SOMACYL, han formalizado hoy en Madrid un acuerdo estratégico que permitirá el inicio de la producción, compresión y carga de hidrógeno renovable en la planta ubicada en el Parque Empresarial del Medio Ambiente de Garray (Soria).
Este contrato marca el inicio de una colaboración pionera en España que permitirá garantizar el suministro de hidrógeno renovable y acelerar el despliegue de la red de hidrolineras de HVR en España.
Un modelo pionero adaptado a un mercado emergente
El acuerdo se articula sobre una lógica complementaria, en la que cada parte aporta sus capacidades clave:
- H2Duero liderará la producción y operación de la infraestructura, incluyendo un electrolizador PEM de 3 MW capaz de generar hasta 300 toneladas/año de hidrógeno renovable, así como las instalaciones necesarias para su compresión y carga.
- HVR Energy aportará su red de hidrolineras y su modelo logístico de almacenamiento a alta presión, optimizando costes de inversión y operación, y acelerando la llegada del hidrógeno a las estaciones de repostaje. Además, pone a disposición del proyecto la demanda prevista en su plan de despliegue de 75 hidrolineras en España.
Este enfoque permite a ambas compañías aportar sus activos, impulsando la demanda y favoreciendo la adopción del hidrógeno renovable en el sector de la movilidad.
Un proyecto que abre camino al hidrógeno renovable en España
El acuerdo supone un punto de inflexión para el desarrollo del hidrógeno en España, al establecer una colaboración estructurada entre productores y distribuidores que alinea de forma efectiva producción, logística e infraestructura con una demanda concreta y planificada.
El compromiso adquirido garantiza que una parte de la producción de H2Duero, tenga un destino que contribuya a acelerar la descarbonización del transporte, sentando las bases para la escalabilidad futura del hidrógeno renovable.
Declaraciones
Santiago Ramas, director general de HVR Energy, afirmó: “este acuerdo es un ejemplo claro y replicable de cómo debe desarrollarse el hidrógeno en España: colaboración, confianza, aportación de activos y visión compartida a largo plazo. Así se construye el sector.”
Por su parte, Miguel Mayrata, presidente de H2Duero, destacó: “este contrato materializa nuestra apuesta por los gases renovables y sienta las bases para descarbonizar la movilidad en España, poniendo en marcha infraestructura crítica para compresión y carga, y habilitando un suministro real para flotas y estaciones de servicio.”
Jose Manuel Jiménez, consejero delegado de SOMACYL, subrayó: “la apuesta de la Junta de Castilla y León por el desarrollo del hidrogeno verde y sus derivados en el PEMA en Soria, alcanza hoy un hito fundamental con este acuerdo, que contribuye sin duda al futuro del sector “.
Eliminado un nuevo punto negro de de mortalidad de aves rapaces en la provincia de Segovia
La rápida activación del protocolo de aviso y coordinación ha permitido eliminar un nuevo punto negro de mortalidad de aves rapaces en la provincia de Segovia, tras la electrocución de un Milano Real (Milvus milvus), especie catalogada “En Peligro de Extinción” en España. El caso se inició cuando un voluntario del Colectivo Azálvaro localizó al ejemplar electrocutado en un apoyo situado junto a la subestación eléctrica de Escalona del Prado, permaneciendo el ave sobre la cruceta del poste, lo que hacía imprescindible una intervención técnica especializada para su retirada.
Tras recibir el aviso, el Colectivo Azálvaro activó de inmediato el protocolo establecido, informando a los Agentes Medioambientales de la Junta de Castilla y León y notificando el incidente al titular de la línea eléctrica, el Grupo Naturgy UFD de operaciones en Segovia. A partir de dicha comunicación, el centro de operaciones movilizó a COMSA – empresa en trabajos en tensión, cuyo equipo procedió a retirar el ejemplar de manera segura. Durante la intervención se constató que el apoyo no contaba con ninguna medida de protección instalada, circunstancia que incrementaba significativamente el riesgo de electrocución para la avifauna.
Como consecuencia directa del caso, y gracias a la coordinación de todas las partes implicadas, Naturgy UFD ha instalado posteriormente las medidas de protección necesarias, adecuando el apoyo y eliminando su peligrosidad. La revisión complementaria de la línea permitió identificar otros postes próximos con diseños peligrosos para las aves, que también han sido corregidos en la misma actuación. Con ello, se ha eliminado de manera efectiva un punto negro de electrocución y se ha incrementado la seguridad de varios elementos de la red eléctrica en el entorno de Escalona del Prado.
La electrocución en tendidos eléctricos sigue siendo una de las principales causas de mortalidad no natural de rapaces en España. En el caso del Milano Real, catalogado en peligro de extinción, este tipo de incidentes supone una amenaza especialmente grave para la supervivencia de la especie. Por ello, la detección temprana por parte de la ciudadanía, la rápida activación de los protocolos y la corrección inmediata de los apoyos peligrosos constituyen herramientas esenciales para mitigar estos riesgos.
La reciente actuación en Escalona del Prado, que ha permitido eliminar un punto negro de electrocución tras la muerte de un milano real, se enmarca en un contexto de refuerzo de las políticas autonómicas de conservación de la biodiversidad. En este sentido, la Junta de Castilla y León ha autorizado recientemente la concesión directa de subvenciones por un importe superior a los 550.000 euros, destinadas a titulares de líneas eléctricas para la adaptación de tendidos y la protección de la avifauna.
Estas ayudas, financiadas a través del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), permitirán continuar la adecuación de infraestructuras eléctricas a la normativa vigente, con el objetivo de reducir la mortalidad de aves por electrocución y colisión y mejorar el estado de conservación de los ecosistemas.
Este tipo de medidas institucionales refuerzan actuaciones concretas como la desarrollada en la provincia de Segovia, donde la colaboración entre voluntariado, administración y empresas eléctricas se consolida como una herramienta eficaz para avanzar en la reducción de la mortalidad no natural de especies amenazadas.
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.
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”.
Castilla y León impulsa su Estrategia del Hidrógeno 2030 para liderar Europa en energía verde
El desarrollo de este documento, que constituye una hoja de ruta para impulsar el desarrollo del hidrogeno verde en la comunidad, se está llevando a cabo a través de la Fundación CARTIF y en el marco del proyecto europeo HYPERION
El objetivo de la Estrategia del hidrógeno en Castilla y León 2030 impulsada por las consejerías de Economía y Hacienda e Industria, Comercio y Empleo, es aprovechar el potencial del hidrógeno verde en Castilla y León, a través de la creación de conocimiento, el desarrollo de sus aplicaciones y la capacitación del capital humano, tratando de impulsar una economía del hidrógeno que permita desarrollar y potenciar el tejido industrial de la comunidad y consolidando a Castilla y León como referente europeo en producción, distribución, almacenamiento y consumo de hidrógeno verde.
Entre las cuestiones que debe abordar la estrategia cabe destacar el diagnóstico del contexto internacional, nacional y regional del hidrógeno renovable; la identificación de cadenas de valor emergentes, capacidades industriales, tecnológicas y logísticas de Castilla y León dentro del sector; el diseño de una hoja de ruta y gobernanza para la implementación de la estrategia; la definición de las líneas de actuación prioritarias, ejes estratégicos y medidas en las áreas de producción, infraestructuras, mercado, y normativa; el análisis de actores clave y ecosistema relacionado con el hidrógeno en la comunidad, las prioridades en materia de inversiones y sectores tractores, así como la integración de buenas prácticas europeas, especialmente las identificadas en el proyecto HYPERION.
La estrategia está en línea con la aprobación y publicación de los documentos “A Hydrogen Strategy for a Climate Neutral Europe” de la Unión Europea y la “Hoja de Ruta del Hidrógeno: una apuesta por el hidrógeno renovable” en el ámbito nacional, se busca el desarrollo de la industria y de la cadena de valor del hidrógeno.
Asímismo esta estrategia contemplará proyectos en marcha, como el «Valle del Hidrógeno de Castilla y León -CyLH2Valley-» presentado el pasado mes de marzo con una inversión prevista de hasta 380 millones de euros, con ayudas europeas incluidas, y un periodo de ejecución de 60 meses trata de convertir a Castilla y León en el principal ecosistema integrado de hidrógeno verde, y en motor de transformación energética e industrial.
La estrategia se financia a través del proyecto europeo HYPERION cofinanciado por el Programa Interreg EUROPE. Se trata de una iniciativa promovido desde Italia por la Agencia de Desarrollo Empolese Valdelsa, y tiene entre sus socios entidades del sector público y privado de varios países europeos como España (del que forma parte la Junta de Castilla y León como socio activo), Finlandia, Noruega, Dinamarca, Bélgica, Polonia y Rumania.
El proyecto HYPERION tiene como objetivo general apoyar a las regiones europeas en la construcción de ecosistemas regionales para una transición industrial sostenible basada en soluciones innovadoras de hidrógeno, en sinergia con estrategias de especialización Inteligente. Dando respuesta a los principales desafíos: identificar e implementar los medios más eficaces y eficientes para aumentar el enorme potencial del H2.
La Fundación CARTIF, encargada de la elaboración de la estrategia, tiene un amplio recorrido y reconocido prestigio en este ámbito, ha comenzado ya el desarrollo de los trabajos para la redacción del documento que estará concluido antes de que finalice el año. La elaboración de la estrategia se lleva, además, a cabo en coherencia con los objetivos del II Plan Director de Promoción Industrial 2021-2025, la Estrategia de Eficiencia Energética de Castilla y León 2030 y los compromisos de la Comunidad con la transición energética y la neutralidad climática de la Unión Europea.
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Energía de Castilla y León 