Mercado Eléctrico
Ciuden completa en Cubillos del Sil la instalación de un sistema pionero de baterías para almacenar energía renovable
La Fundación Ciudad de la Energía ha finalizado con éxito las pruebas de su nuevo sistema de almacenamiento energético, que se empleará para alimentar la producción de hidrógeno verde
La Fundación Ciudad de la Energía (Ciuden), dependiente del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, ha completado con éxito la instalación y las pruebas de funcionamiento de un sistema de almacenamiento energético basado en la tecnología de sodio-azufre (NaS) en el Centro de Desarrollo de Tecnologías de Cubillos del Sil.
Este sistema, capaz de operar a 305 grados centígrados, se ha sometido a un exhaustivo proceso de verificación que ha incluido pruebas en frío —para comprobar el funcionamiento de cada equipo de forma individual, como el calentamiento y control de temperatura— y pruebas en caliente, en las que se evaluó el rendimiento del sistema al completo. El equipo ofrece una potencia nominal máxima de 1.000 kW en carga y 750 kW en descarga, con una capacidad mínima de almacenamiento de 5.800 kWh, cumpliendo los requisitos operativos establecidos en la licitación.
La instalación fue adjudicada a la empresa española CYMI (Control y Montajes Industriales, del grupo COBRA IS) por un importe de 4,84 millones de euros. Las baterías han sido fabricadas por la compañía japonesa NGK, cuyo distribuidor en Europa es la alemana BASF.
El sistema se utilizará junto con otros equipos de almacenamiento para aprovechar la energía generada por una planta solar fotovoltaica de 2,1 MWp y alimentar dos electrolizadores —uno de membrana polimérica (PEM) y otro de alta temperatura con celda de óxidos sólidos (SOEC)— destinados a la producción de hidrógeno verde. La iniciativa permitirá evaluar el rendimiento y la eficiencia de la tecnología, optimizar la gestión energética, mejorar la seguridad de suministro y experimentar con distintos escenarios de uso.
Este proyecto forma parte de la estrategia de descarbonización industrial y cuenta con financiación del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia de la Unión Europea, a través de los fondos Next Generation EU.
Los clústeres regionales del sector energético emiten una declaración conjunta en apoyo al Real Decreto-ley 7/2025
Las asociaciones y clústeres regionales firmantes –de Castilla y León, Asturias, País Vasco, Comunidad Valenciana, Cataluña, Andalucía, Aragón, Extremadura, Navarra e Islas Baleares-, representantes de la cadena de valor del sector energético renovable en toda España, manifiestan su firme respaldo al Real Decreto-ley 7/2025, cuya convalidación será votada próximamente en el Congreso. Esta norma introduce medidas técnicas largamente reclamadas por el sector y representa un paso decisivo para reforzar el sistema eléctrico, avanzar en la transición energética y consolidar nuestra soberanía energética en un contexto internacional complejo.
El Real Decreto-ley introduce un conjunto de reformas estructurales y soluciones eminentemente técnicas, esenciales para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico y facilitar la integración de energías renovables. Entre otras medidas, permite que la tecnología renovable contribuya directamente al equilibrio de la red, agiliza la planificación de infraestructuras de la red de transporte, impulsa el desarrollo del almacenamiento para optimizar la gestión de la energía y acelera los procedimientos para la repotenciación de instalaciones existentes. Asimismo, actualiza el sistema de hitos, aportando una mayor seguridad jurídica y previsibilidad a los proyectos, y mejora las condiciones para el autoconsumo compartido, acercando los beneficios de la transición energética a ciudadanos y empresas.
La convalidación de este Real Decreto-ley es esencial para seguir avanzando hacia un sistema energético robusto y competitivo. Su rechazo supondría un freno a la inversión, la privación del acceso ciudadano a una energía asequible y limpia, un aumento de la vulnerabilidad frente a futuras crisis energéticas y geopolíticas, y una pérdida significativa de impulso en la transición energética.
Por todo ello, apelan a la responsabilidad institucional de los representantes públicos y solicitamos su apoyo a la convalidación del Real Decreto-ley 7/2025. Se trata de una norma técnica y estratégica, necesaria para consolidar el liderazgo industrial y tecnológico de nuestro país y garantizar un sistema energético económicamente eficiente y sostenible, en beneficio del conjunto de la sociedad española.
El sector fotovoltaico celebra la aprobación del Real decreto “anti apagón” al potenciar el almacenamiento y el autoconsumo
Tras la aprobación del RDL de actualización del sistema eléctrico, la Unión Española Fotovoltaica, que agrupa a la gran mayoría del sector fotovoltaico en España, ha valorado positivamente el texto, señalando que “va a dar una mayor estabilidad, robustez y flexibilidad al sistema eléctrico y permitirá que las energías renovables jueguen un papel importante en ello. Esto nos ofrecerá mayor seguridad de suministro eléctrico e independencia energética y nos hará avanzar en la lucha contra el cambio climático”, según ha comentado su director general, José Donoso. “Será fundamental para completar todo el marco regulatorio y adaptarlo al desarrollo actual de la energía fotovoltaica”, ha añadido.
Estas medidas, conjuntamente con la aprobación por parte de la CNMC de la actualización del PO 7.4, permitirán a la tecnología fotovoltaica contribuir a controlar la tensión de la red, una propuesta que se lleva solicitando desde hace tiempo por parte del sector.
Como el control de tensión tiene un fuerte componente geográfico, la fotovoltaica, como energía muy distribuida por el territorio; está particularmente bien adaptada para aportar este servicio a la red.
A través de la participación en el servicio de control de tensión, la fotovoltaica contribuirá además a reducir los costes de las restricciones técnicas.
En cuanto a las medidas en torno al almacenamiento de energía, UNEF considera que agiliza la tramitación administrativa y actualizan adecuadamente una regulación que no preveía inicialmente esta tecnología, dándole personalidad jurídica.
La nueva regulación desarrollará el desarrollo del almacenamiento “de forma rápida y racional, ya que facilita la hibridación de baterías con plantas ya existentes, permitiendo su desarrollo en el corto plazo contribuyendo a ser una pieza clave en la estabilidad del sistema”.
UNEF considera que la normativa aprobada permite una planificación de redes más dinámica que la anterior organización estática quinquenal, implementando medidas acordes con las circunstancias actuales.
Mejora condiciones para el autoconsumo, a través de la creación del gestor del autoconsumo colectivo y la ampliación del radio en el que se pueden compartir excedentes hasta 5 km.
El desarrollo de la figura del agregador, permitirá además a la demanda situarse en horas de generación solar fotovoltaica.
Destacan además que da importantes pasos hacia la electrificación, lo que va a permitir que la economía española aproveche esta oportunidad que la energía solar fotovoltaica proporciona a España. “Esta regulación nos va a ayudar a protegernos de la incertidumbre internacional en un contexto convulso, apuntalando la seguridad de suministro y la independencia energética de nuestro país, a la vez que damos un paso firme en descarbonización y la lucha contra la emergencia climática” ha concluido Donoso.
UNEF valora también positivamente la adecuación del sistema de hitos a la coyuntura actual, que contribuirá a una mayor seguridad y previsibilidad al sistema.
El nuevo RD “avanza en la construcción de un futuro sólido de crecimiento para nuestro país, nos acerca al cumplimiento del PNIEC y consolida las bases que nos permitirán aprovechar la oportunidad que para la economía española supone la energía fotovoltaica”, ha añadido.
Desde el sector hacen un llamamiento a todos los partidos políticos para que apoyen esta iniciativa en el trámite de convalidación, ya que implementa cambios normativos necesarios para el interés de nuestros ciudadanos y nuestra industria.
El Ministerio de Transición Ecológica concede 261 millones de euros en ayudas al programa H2 Valles en Castilla y León
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha publicado la resolución definitiva de la convocatoria de ayudas a la creación de grandes valles o clústeres de hidrógeno renovable, que puede consultarse aquí. Asigna un total de 1.223 millones de euros de fondos NextGenEU a siete proyectos ubicados en Aragón, Andalucía, Castilla y León, Cataluña y Galicia.
Según esta clasificación, los siete beneficiarios del programa H2 Valles plantean desarrollos con una potencia de electrólisis total de 2.292,8 MW para la producción de hidrógeno renovable en 12 instalaciones diferenciadas, ya que las bases de la convocatoria permiten más de un emplazamiento por clúster si la distancia entre ellos es menor de 100 km. Se espera que estos proyectos produzcan 269.142 toneladas de Hidrógeno renovable cada año, al tiempo que movilizan inversiones por valor de 5.821 millones.
Por comunidades autónomas, Aragón, con dos proyectos de valles –uno de ellos compartido con Cataluña– recibe el mayor importe de ayudas, 322 millones. Le siguen Andalucía (304 millones), Castilla y León (261 millones), Galicia (170 millones) y Cataluña (165 millones). Tres de los expedientes corresponden a ubicaciones en municipios de reto demográfico: Andorra (Teruel), Cubillos del Sil y La Robla, ambos en la provincia de León.
Dado que el presupuesto disponible inicialmente, 1.200 millones de fondos incluidos en la Adenda RePowerEU del PRTR, podía ampliarse hasta un 10% adicional para completar la ayuda del último expediente adjudicado, el monto final de las subvenciones ascendería a 1.223 millones.
Los siete proyectos de la propuesta de resolución provisional cuentan con una potencia de electrólisis para la producción de hidrógeno renovable que supera ampliamente el umbral mínimo de 100 MW fijado en las bases de la convocatoria. Todos ellos garantizan también los compromisos de compra requeridos de, al menos, el 60% de esa producción por parte de distintos consumidores (offtakers) industriales.
Los expedientes mejor valorados incorporan además instalaciones conectadas de generación renovable y acometen procesos adicionales de síntesis, almacenamiento y/o transporte de combustibles verdes derivados del hidrógeno renovable como el eSAF para aviación, el e-metanol o el amoniaco. En cuanto a la tecnología de electrólisis, los promotores de los proyectos seleccionados provisionalmente han optado por la alcalina de forma mayoritaria.
En la ponderación de méritos, además de la solidez técnica y la solvencia económica, se ha valorado criterios sociales y ambientales que van desde la creación de empleo, el desarrollo económico local, la reducción de emisiones, igualdad de género, así como la formación local, entre otros.
Los clústeres o valles de hidrógeno verde constituyen un elemento esencial al reunir en emplazamientos agrupados múltiples etapas de la cadena de valor del hidrógeno; desde la producción y el almacenamiento a la distribución y consumo. Se aprovechan así las economías de escala, posible diversidad de consumidores en una misma zona y el efecto multiplicador que ello pueda tener.
El impulso a la creación de clústeres de hidrógeno renovable, vinculados a la componente 31 del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR) y al mecanismo RePowerEU de la Comisión, está previsto en el PERTE ERHA y se considera determinante para alcanzar los objetivos señalados en la Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable (4 GW en 2030) y en la revisión del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que prevé 12 GW de capacidad de electrólisis para 2030.
La línea de incentivos a valles de H2 renovable viene precedida por el alto grado de interés y participación en las convocatorias previas de H2 Pioneros, H2 Cadena de Valor y tres Proyectos Importantes de Interés Común Europeo (IPCEI Hy2Tech, Hy2Use y Hy2Move). Fruto de estas iniciativas, más de un centenar de desarrollos están en marcha en toda la geografía española; tanto propuestas experimentales para generar conocimiento en torno al hidrógeno renovable, como aplicaciones en movilidad y transporte, o grandes electrolizadores para generación de este vector energético.
La Escuela de Minas de la Universidad de León acogerá el X Campus de la Energía de Red Eléctrica y el Eren
Se desarrollará del 30 de junio al 4 de julio y su programa abarca aspectos teóricos y prácticos, permitiendo a los participantes profundizar en temas como las fuentes de energías renovables y las redes eléctricas inteligentes
León se prepara para recibir el décimo Campus de la Energía Eléctrica, una iniciativa que busca fortalecer el conocimiento en el sector energético. Este evento se llevará a cabo en la Escuela de Minas de la Universidad de León, consolidando la alianza entre instituciones clave del ámbito energético y académico.
El lanzamiento de este campus representa un hito en la formación de profesionales especializados en energía eléctrica, ofreciendo una combinación de teoría y práctica que se adapta a las necesidades actuales del mercado. Con la participación de expertos del sector, se espera que los asistentes adquieran herramientas fundamentales para contribuir al desarrollo sostenible de la región.
Presentación del X Campus de Energía Eléctrica
Alfonso Arroyo González, director general de Energía y Minas y del ente regional de la Energía de Castilla y León (Eren), junto a Ramón Ángel Fernández Díaz, vicerrector de Infraestructuras, Sostenibilidad y Transformación Digital de la Universidad de León, dieron a conocer en la sede del Eren la puesta en marcha del Campus y explicaron que se trata del inicio de un nuevo ciclo formativo orientado al sector energético.
El consejero de Economía y Hacienda y Presidente del Consejo de Administración del Eren, Carlos Fernández Carriedo, firmó con Red Eléctrica este convenio de colaboración con el ente regional, para el desarrollo de actuaciones formativas y educativas el año pasado, habiéndose acordado su prórroga para el presente Campus. El lanzamiento contó con la presencia de autoridades y representantes de diversas entidades implicadas en la formación y el desarrollo energético de la región, subrayando la importancia de esta colaboración para impulsar iniciativas educativas de alto impacto.
Alcance y objetivos de la iniciativa educativa
El principal objetivo del X Campus de Energía Eléctrica es proporcionar una formación integral en el ámbito de la energía, enfocándose principalmente en la energía eléctrica. El programa abarca aspectos teóricos y prácticos, permitiendo a los participantes profundizar en temas como las fuentes de energías renovables y las redes eléctricas inteligentes.
Además, se pretende sensibilizar sobre la necesidad de un modelo energético sostenible que responda a las demandas actuales de la sociedad, asegurando una transición eficiente hacia sistemas energéticos más limpios y eficientes.
Inclusión y requisitos para los participantes
Esta edición del campus está dirigida a estudiantes y egresados de los últimos dos años de universidades como Burgos, León, Salamanca, Valladolid, entre otras, así como a alumnos de Ciclos Formativos de Grado Superior de Castilla y León. Por primera vez, se abrirán plazas para participantes de fuera de la comunidad, ampliando el alcance del programa.
Se han reservado un número limitado de plazas para estos nuevos participantes, garantizando la diversidad y la inclusión en la formación. Los interesados deben cumplir con los requisitos establecidos y proceder a la inscripción dentro del plazo establecido.
Estructura y contenido formativo
El X Campus de Energía Eléctrica se desarrollará durante cinco días, del 30 de junio al 4 de julio, en el Aula Magna de la Escuela Superior y Técnica de Ingenieros de Minas de la Universidad de León. El programa incluye un total de 40 horas teóricas distribuidas en cinco áreas temáticas principales.
Las temáticas abordan desde las infraestructuras eléctricas y la generación de energía hasta las variables socioeconómicas que impactan el sector. También se incluirán regulaciones normativas y tecnologías innovadoras, adaptándose a la evolución actual del mercado energético.
Red Eléctrica y la Junta de Castilla y León renuevan hasta 2029 su colaboración para prevenir y luchar contra los incendios forestales
La administración autonómica y la filial de Redeia renuevan por cuatro años el convenio vigente desde 2021 para mejorar de manera conjunta la prevención, la coordinación, la formación y la sensibilización ante el fuego
Red Eléctrica, la filial de Redeia responsable de la operación y el transporte del sistema eléctrico español, y la Consejería de Medio Ambiente Vivienda y Ordenación del Territorio de la Junta de Castilla y León, han renovado hasta 2029 su colaboración para prevenir y luchar contra los incendios forestales, una materia en la que trabajan de manera conjunta desde 2017.
Tras analizar el seguimiento del convenio actual, vigente desde 2021 y que expira este próximo mes de junio, las partes han consensuado extender cuatro años este acuerdo por el cual Red Eléctrica aportará 20.000 euros anuales a la Junta de Castilla y León para desarrollar diferentes actuaciones de prevención y extinción de incendios forestales; formación y sensibilización, así como iniciativas para la protección, y recuperación medioambiental de zonas forestales. Esta colaboración forma parte de la Estrategia de Impacto Integral de Redeia, que busca promover un impacto social y ambiental positivo en el territorio.
El convenio ha sido rubricado por el consejero de Medio Ambiente, Vivienda y Ordenación del Territorio, Juan Carlos Suarez-Quiñones Fernández, en representación de la Junta de Castilla y León. Por parte de Red Eléctrica han firmado el acuerdo la directora Corporativa de Relaciones Institucionales, Comunicación y Territorio de Redeia, Miryam Aguilar Muñoz, y el director general de Transporte de Red Eléctrica, Ángel Mahou Fernández.
Esta voluntad colaboradora renovada hoy incide en la necesidad de compartir información y recursos entre la Junta de Castilla y León y Red Eléctrica en pro de la eficiencia en la gestión de un ámbito tan importante para esta comunidad autónoma como la prevención de los incendios forestales.
De esta manera, se protocoliza el intercambio de información mutua y se sistematizan las actuaciones a desarrollar tanto preventivamente como en caso de que se produzca un fuego, para su extinción eficaz en condiciones de seguridad para las personas. El convenio contempla también la continuidad hasta 2029 de los programas de formación mencionados a cargo de Red Eléctrica dirigidos especialmente a agentes de Medio Ambiente y personal técnico del INFOCAL.
Igualmente, incluye el desarrollo de proyectos, trabajos o campañas de desarrollo e innovación y de difusión y sensibilización -dirigidas al púbico general o a determinados sectores- en la prevención y lucha contra los incendios forestales. Por ejemplo, en el marco del convenio actual se ha previsto en 2025 la organización de una jornada de transferencia de tecnología y su aplicación a los incendios forestales.
Colaboración previa
Este convenio se enmarca en el compromiso de Red Eléctrica y su matriz Redeia con la sostenibilidad para crear valor compartido con sus grupos de interés en el desarrollo responsable de sus actividades.
Durante estos ocho años de cooperación Red Eléctrica y la Junta de Castilla y León se han desarrollado conjuntamente iniciativas como la Formación y Sensibilización del Centro para la Defensa contra el Fuego (CDF) ubicado en León https://medioambiente.jcyl.es/web/es/medio-natural/centro-para-defensa-contra.html; actividades de concienciación ambiental e incendios forestales; diseño y elaboración de material didáctico para exposiciones temporales, así como dinamización de las actividades diseñadas para diferentes colectivos.
Entre las campañas realizadas destaca ‘Enchúfate a la prevención de incendios forestales’, que proporcionó material sobre el uso del fuego, y para las visitas de escolares de toda la comunidad autónoma. Además, en 2023 se puso en marcha ‘Después del incendio qué sucede’, que permite conocer las labores de restauración forestal mediante una exposición y actividades didácticas. Asimismo, se han diseñado e impreso materiales y recursos formativos para el personal del operativo INFOCAL y se han impartido formaciones específicas en prevención y extinción de incendios relacionados con las líneas de alta tensión a Agentes y Técnicos forestales.
Estabilidad de la red eléctrica: tensión y frecuencia
Texto:
Juan José García Pajuelo, Director Técnico de la Unidad de Energía, Arram Consultores
Pablo Jiménez Gutiérrez, Ingeniero Industrial, Arram Consultores
INTRODUCCIÓN
El pasado 28 de abril de 2025, un apagón eléctrico de gran alcance afectó repentinamente a la mayor parte de España y Portugal, provocando interrupciones en el suministro eléctrico que impactaron tanto a infraestructuras críticas como a servicios esenciales. Aunque la duración del corte fue breve en muchas zonas (de unos minutos a poco más de una hora), su magnitud y la sincronía entre ambos países generaron gran preocupación tanto en ámbitos institucionales como técnicos. Este incidente ha vuelto a poner sobre la mesa la vulnerabilidad de los sistemas eléctricos interconectados y la necesidad de revisar y reforzar los mecanismos de protección, respuesta y recuperación ante fallos en la red. Todo esto ocurre en un contexto de transición energética, digitalización e integración creciente de energías renovables, que supone nuevos desafíos para la estabilidad del sistema.
Eventos como el del 28 de abril son clave para el análisis técnico, la prevención de futuros incidentes y la mejora de la resiliencia de las infraestructuras eléctricas. A continuación, se examina con detalle lo sucedido y las implicaciones para el futuro del sistema eléctrico.
1.ANÁLISIS GENERAL DE LA GENERACIÓN Y DEMANDA
En el sistema eléctrico español, es fundamental que la generación y la demanda estén equilibradas en todo momento, ya que la electricidad no se puede almacenar fácilmente a gran escala. Red Eléctrica de España (REE) es responsable de coordinar esta tarea mediante predicciones precisas de la demanda, considerando el consumo histórico, la hora del día, la meteorología y eventos excepcionales.
Fuente: Red Eléctrica de España.
A partir de estas predicciones se diseña un plan de producción, conocido como despacho de generación, que determina qué tecnologías se utilizan para cubrir la demanda en cada momento. Las energías renovables como son la solar, eólica e hidráulica, tienen prioridad porque su coste de producción es bajo y no generan emisiones contaminantes. Sin embargo, su disponibilidad depende de factores externos, como el viento y el sol, lo que puede introducir variabilidad.
La energía nuclear ofrece una base constante y estable, mientras que los ciclos combinados de gas natural son tecnologías flexibles que pueden ajustarse a la variación de la demanda. Cuando la demanda real no coincide con la prevista, REE recurre a ajustes en tiempo real mediante centrales de respuesta rápida, como las hidráulicas o de gas, e interconexiones internacionales con Francia, Portugal o Marruecos.
El incremento de la generación renovable, aunque esencial para la sostenibilidad ambiental, plantea nuevos retos técnicos. La variabilidad del viento y del sol obliga a mejorar la capacidad de predicción, aumentar la flexibilidad del sistema e invertir en tecnologías de almacenamiento energético, como baterías o bombeo hidráulico reversible. Estas soluciones permiten almacenar la energía excedente y liberarla cuando es necesaria, contribuyendo a mantener la estabilidad del sistema.
Así, el sistema eléctrico español funciona como un engranaje dinámico y preciso, donde la sincronización entre generación y demanda es esencial para garantizar la continuidad del suministro y avanzar hacia un modelo energético más sostenible y resiliente.
2.LOS SUCESOS DEL 28 DE ABRIL: QUÉ OCURRIÓ
El 28 de abril de 2025 mostró un perfil eléctrico muy característico de un día primaveral en España, con cielos despejados y una fuerte presencia de energías renovables, especialmente la solar. La gráfica de generación y demanda de ese día muestra con claridad cómo se comporta el sistema eléctrico en un contexto de transición energética, en el que las fuentes limpias tienen un peso creciente pero aún requieren respaldo en determinadas franjas horarias. Sin embargo, este día se produjo un colapso casi instantáneo del sistema eléctrico, que sorprendió por su magnitud.
Fuente: App redOS (Red Eléctrica de España)
Llegados a este punto, cualquiera se haría la misma pregunta… ¿cómo es posible, que uno de los sistemas eléctricos más seguros del mundo pudiera caerse en cuestión de segundos?
Aunque los detonantes aún no se conocen con exactitud, los tres eventos clave que desencadenaron el apagón fueron los siguientes:
12:33 h: Se desconectaron casi simultáneamente tres puntos críticos de generación eléctrica en el suroeste de España, donde ya se habían detectado grandes fluctuaciones de tensión. En apenas 20 segundos, se perdieron más de 2,2 GW de potencia, lo que provocó una caída abrupta de la frecuencia en la red y un aumento de la tensión.
Desconexión internacional: Francia se aisló automáticamente del sistema eléctrico ibérico como medida de protección frente a la inestabilidad. Esta desconexión dejó a España y Portugal sin respaldo externo, agravando aún más la falta de equilibrio y aumentando la vulnerabilidad de la red.
Desconexión en cascada: La pérdida inicial de generación y la ausencia de apoyo externo provocaron una desconexión en cascada de otras plantas generadoras, incluyendo centrales síncronas que se apagaron automáticamente por seguridad. En solo cinco segundos, se perdieron 15 GW de generación, lo que equivalía al 60% de la demanda en ese momento.
El sistema eléctrico español operaba con baja inercia ese día, debido a la alta penetración de energías renovables y la menor presencia de generación síncrona (como la nuclear o el gas). Esta baja inercia redujo drásticamente la capacidad de la red para absorber perturbaciones y estabilizarse, facilitando así la propagación de las desconexiones en cascada.
3.RESPUESTA DE LAS PLANTAS FOTOVOLTAICAS (PFV)
Para aclarar si la generación renovable fue responsable directa del apagón, es esencial comprender cómo responden las plantas fotovoltaicas (PFV) ante perturbaciones como las de ese día. Aunque la alta presencia de renovables y la baja inercia contribuyeron a la inestabilidad general, las PFV no fueron la causa directa del colapso.
El origen real del apagón fueron las bruscas variaciones de tensión y frecuencia que afectaron a grandes nudos eléctricos en el sur de España, propagándose rápidamente al resto de la red ibérica. La desconexión automática de las plantas generadoras fue un mecanismo de seguridad diseñado para proteger sus equipos y evitar daños mayores en las instalaciones, que habrían supuesto pérdidas económicas millonarias y un impacto aún más severo en la economía nacional.
La ministra para la Transición Ecológica y Reto Demográfico, Sara Aagesen, confirmó que la energía solar fotovoltaica no fue la causante directa del apagón. Las PFV, como el resto de plantas generadoras, están reguladas por la Norma Técnica de Supervisión (NTS) y la Orden TED 749/2020.
Según estas normas, las plantas renovables pueden operar un máximo de 60 minutos cuando la tensión varía ±10%, con tiempos de respuesta muy rápidos (menores a dos segundos). Para la frecuencia, se permite operar hasta 30 minutos cuando varía ±5%.
Si se superan estos límites, la normativa permite a las plantas desconectarse automáticamente para proteger sus equipos, especialmente las instalaciones basadas en electrónica de potencia (como las PFV), que son muy sensibles a las variaciones de frecuencia y tensión.
Las simulaciones realizadas (ver ilustraciones) muestran cómo las PFV, gracias a los inversores grid following, tienen gran capacidad de respuesta y se adaptan casi de forma instantánea a cambios bruscos en tensión y frecuencia. No obstante, cuando las perturbaciones superan los márgenes de seguridad técnica establecidos por la normativa, las plantas están obligadas a desconectarse. Este comportamiento, aunque protege los equipos, contribuyó a la desconexión masiva que amplificó el apagón.
Fuente: Simulación mediante software Digsilent Power Factory.
Fuente: Simulación mediante software Digsilent Power Factory.
4.CONCLUSIONES
El apagón del 28 de abril puso en evidencia que la alta penetración de renovables y la baja inercia del sistema eléctrico español generan vulnerabilidades ante perturbaciones bruscas e inesperadas. Aunque las plantas fotovoltaicas no causaron directamente el apagón, su desconexión masiva amplificó los efectos y aceleró la caída generalizada del sistema.
Este evento resalta la necesidad urgente de seguir desarrollando e integrando tecnologías de almacenamiento energético, como baterías, bombeo hidráulico o hidrógeno verde, que complementen a las fuentes renovables y ofrezcan la estabilidad y flexibilidad necesarias para una red eléctrica cada vez más compleja y dinámica. Además, la generación síncrona, como la nuclear o las plantas de gas, seguirá siendo esencial para aportar la inercia requerida y mantener la seguridad del sistema. Tecnologías complementarias como los STATCOM también pueden ayudar a estabilizar la red y a mitigar estos riesgos.
En suma, aunque las energías renovables son la base de un sistema más limpio y eficiente, su integración debe realizarse junto a soluciones de almacenamiento y generación síncrona que garanticen la seguridad y fiabilidad del sistema eléctrico, asegurando así una transición energética justa, equilibrada y segura.
Cerca de 3 millones para las instalaciones de energía de la línea ferroviaria Medina del Campo-Salamanca-Fuentes de Oñoro
La entidad pública empresarial adscrita al Ministerio de Transportes y Movilidad Sostenible Adif destinará un total de 2.930.000 euros al mantenimiento de las instalaciones de energía de tracción de la línea Medina del Campo-Salamanca-Fuentes de Oñoro durante un periodo de 24 meses. El contrato adjudicado contempla el mantenimiento de la línea aérea de contacto, subestaciones eléctricas de tracción, centros de autotransformación e instalaciones de telemando de energía, así como calefactores de agujas y sistemas de protección de pasos a nivel y a distinto nivel.
De carácter preventivo y correctivo serán las tareas de mantenimiento del subsistema de energía, que están orientadas a garantizar la fiabilidad del servicio ferroviario, la seguridad de las circulaciones y el confort de los viajeros.
Subestaciones eléctricas y centros de autotransformación
Enmarcada en el Corredor Atlántico, la línea Medina del Campo-Salamanca-Fuentes de Oñoro cuenta con una longitud total de 202 km, 77 entre Medina y Salamanca y 125 entre Salamanca y Fuentes de Oñoro.
Está diseñada en vía única en ancho convencional, electrificada a 25 kV CA y permite una velocidad máxima de explotación de 200 km/h.
En la actualidad, la línea cuenta con electrificación en servicio en el tramo Medina-Salamanca, mientras que se encuentra en fase avanzada su instalación en el tramo Salamanca-Fuentes de Oñoro.
En su configuración final, la línea va a disponer de tres subestaciones eléctricas de tracción (Pitiegua, Barbadillo y Ciudad Rodrigo), tres centros de autotransformación intermedios (Medina del Campo, El Pedroso de la Armuña y Fuentes de Oñoro) y tres centros de autotransformación finales (Fresno el Viejo, Salamanca y Fuente de San Esteban).
El gran potencial hidroeléctrico de Castilla y León, clave para devolver la luz en las primeras horas tras el gran apagón
El apagón, inédito en su magnitud y duración, que se produjo a las 12.33 horas del pasado lunes 28 de abril en toda España y Portugal, deja muchas lecturas e interrogantes aún sobre la actividad y comportamiento del sistema eléctrico español. En apenas cinco segundos, el 60% de la energía que se estaba produciendo en el país, unos 15 Gigawatios, desapareció. De repente. Hay que tener que cuenta que una de las claves de cualquier sistema eléctrico es la adecuación entre la oferta y la demanda. Si no casan ambas siempre hay problemas.
Según asegura la propia Red Eléctrica de España (REE), que gestiona la red eléctrica nacional, “dado que la energía en forma de electricidad no puede almacenarse en grandes cantidades, para satisfacer todas las necesidades eléctricas es necesario producir la misma cantidad que se consume. Esto requiere un equilibrio constante entre la demanda y la generación o inyección de electricidad en cualquier momento del día. Para lograr este equilibrio, realizamos pronósticos de demanda de electricidad en diferentes períodos de tiempo para cada hora del día utilizando modelos predictivos estadísticos inteligentes que consideran múltiples variables, incluidos factores importantes como patrones de trabajo y condiciones climáticas»·. Con un 60% de la energía generada desaparecida en cinco segundos era imposible evitar el apagón. No había tiempo ni margen para enganchar al sistema a nuevas unidades productivas para reestablecer el equilibrio.
Los sistemas eléctricos nacionales de toda la Unión Europea funcionan con una misma frecuencia de 50 hercios (Hz). Para evitar problemas e incluso un colapso del mismo, ex imprescindible que exista un equilibrio dinámico entre generación y demanda. Que nadie se quede sin la electricidad que demanda pero que tampoco la oferta en un punto supere a la demanda real en ese momento. De ahí la complejidad de la gestión eléctrica y la importancia de “electricidades estables”.
Hidroeléctricas
En la vuelta a la normalidad del suministro, que a primeras horas de la madrugada del martes alcanzó ya al 90% del mercado eléctrico español, han desempeñado un papel esencial tanto las centrales hidroeléctricas como las plantas de ciclo combinado. Especialmente las centrales de bombeo, que son las más rápidas en generar energía por su alta capacidad de almacenamiento.
En Castilla y León, centrales hidroeléctricas como las de Villarino y Aldeadávila en la provincia de Salamanca han sido claves en el “rearme” en sus primeras horas del sistema eléctrico español tras el apagón del lunes 28 de abril. Durante el año 2024, Castilla y León fue la segunda productora española en energía de origen hidráulico solo por detrás de Galicia, alcanzando los 8.792 Gwh.
La energía hidráulica de Castilla y León se obtiene a partir de las corrientes de los ríos Alberche, Sil y Duero. En las cuencas de los ríos Duero y Ebro hay numerosas centrales hidroeléctricas, entre otras están las de Burguillo, Rioscuro, Las Ondinas, Cornatel, Bárcena, Aldeadávila I y II, Saucelle I y II, Castro I y II, Villalcampo I y II, Valparaíso y Ricobayo I y II.
A lo largo de la cuenca fluvial del Duero, con una superficie de más de 75.000 Km2, una serie de embalses situados en diferentes ríos forman todo el sistema de obtención de energía eléctrica. Los embalses más grandes son los de Ricobayo en el río Esla, con 1.143,3 Hm3 de capacidad y el de Almendra río Tormes, con 2.648 Hm3.
En los próximos años jugarán un papel esencial en la estabilidad del sistema eléctrico los proyectos de bombeo hidráulico reversible, como los de Torre del Bierzo en León o Velilla del Río Carrión en Palencia.
Problemas de interconexión
Uno de los más graves problemas a los que se enfrenta la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico español está en que las interconexiones con Francia y el resto de Europa están en la actualidad muy por debajo de lo recomendable. Incluso reconocido por la propia REE. “La Unión Europea aboga por el desarrollo de un mercado interior de la energía suficientemente interconectado para que la energía pueda circular libremente entre todos los Estados miembros en un sistema más robusto, eficiente y descarbonizado. En este sentido, el Consejo Europeo estableció como objetivo a los países miembros, alcanzar un nivel de interconexión de al menos el 10% en 2025 y del 15% en 2030, con el resto de la Unión Europea.
En la actualidad el sistema eléctrico español está conectado con los sistemas de Francia, Portugal, Andorra y Marruecos. Concretamente, nuestra interconexión con Francia es la puerta de conexión de la Península Ibérica con el resto de Europa. La capacidad de intercambio de esta interconexión ronda los 3 GW, lo que representa un bajo nivel de interconexión para la península. El nivel de interconexión internacional se calcula comparando la capacidad de intercambio con otros países con la capacidad de generación en nuestro sistema”. El ratio de interconexión actual del mercado español con los sistemas europeos a través de Francia es del 2%.
Centrales nucleares
El apagón ocurrido a las 12.33 del lunes 28 tuvo un efecto inmediato sobre la actividad de las centrales nucleares españolas, de las que solo tres reactores -entre ellos uno de Almaraz- se encontraban en ese momento en funcionamiento. El Consejo de Seguridad Nuclear informó a las 14,30 del mismo lunes que “los titulares de las centrales nucleares españolas han notificado al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) la declaración de situación de prealerta de emergencia –según sus Planes de Emergencia Interior (PEI)-, debido a la pérdida de suministro eléctrico exterior. Este suceso no ha tenido impacto en los trabajadores, el público o el medioambiente.
Ante esta situación imprevista (pérdida de suministro eléctrico exterior de todo el parque nuclear), los reactores de las centrales que estaban en funcionamiento (Almaraz II, Ascó I y II, Vandellós II) han parado automáticamente -de acuerdo a su diseño- y sus generadores diésel de salvaguardias han arrancado y mantienen las centrales en condición segura. Asimismo, los generadores diésel de las plantas de Almaraz I, Cofrentes y Trillo (en situación de parada previa a esta situación) han arrancado según diseño y se encuentran en situación segura·.
Ya a las 00,30 horas del martes 29 de abril, el Consejo de Seguridad Nuclear confirmaba que “el titular de la central nuclear Almaraz (Cáceres) ha notificado al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) el cese de la situación de prealerta de emergencia al haber recuperado de forma estable la alimentación eléctrica desde el exterior. La central Cofrentes (Valencia) también ha recuperado el suministro eléctrico exterior pero mantiene la situación de prealerta–según su Plan de Emergencia Interior (PEI)-. Por su parte, la planta nuclear Trillo (Guadalajara), parada por recarga de combustible y también en prealerta, continúa en situación segura, alimentada eléctricamente desde sus generadores diésel”.
Lectura obligada
Un muy interesante documento editado por la propia REE bajo el título de “Criterios de Ajuste y Coordinación de Protecciones en la red peninsular de Alta Tensión de Transporte y Distribución” se explican con gran detalle y análisis técnico cómo se garantiza el suministro eléctrico en el mercado español.
https://www.ree.es/sites/default/files/14_OPERACION/Documentos/protecciones-red-peninsular-2017.pdf
Plantas de almacenamiento stand-alone: un nuevo protagonista en la transición energética
Texto:
Ana Guijarro Durán
Ingeniera eléctrica de la Unidad de Energía de Arram Consultores, SL
El almacenamiento de energía se está consolidando como uno de los pilares para la evolución del sistema eléctrico. Hasta hace pocos años, su papel se limitaba casi exclusivamente a complementar instalaciones renovables, principalmente solares o eólicas. Sin embargo, la rápida evolución tecnológica, la reducción de costes y la necesidad creciente de gestionar la variabilidad de la generación han dado paso a una nueva tendencia: las plantas de almacenamiento stand-alone.
Este tipo de instalaciones, compuestas por sistemas de baterías conectados directamente a la red, sin depender de una planta de generación específica, están ganando terreno en los mercados eléctricos más dinámicos. Su objetivo ya no es solo “guardar” energía, sino aportar servicios concretos para mejorar la estabilidad, la eficiencia y la flexibilidad del sistema.
¿Qué es una planta de almacenamiento stand-alone?
Una planta de almacenamiento stand-alone es una infraestructura energética compuesta por baterías de gran capacidad, sistemas de conversión de energía (inversores), transformadores, protecciones eléctricas y una serie de sistemas auxiliares. A diferencia de los proyectos híbridos —donde el almacenamiento está asociado a una fuente renovable como el sol o el viento—, aquí las baterías operan de forma independiente y se conectan directamente al sistema eléctrico.
Estas instalaciones permiten ofrecer una gama diversa de servicios que hasta hace poco estaban reservados a las centrales convencionales. Entre los más relevantes destacan:
- Arbitraje energético: cargar las baterías cuando la electricidad es barata y descargarla cuando es cara.
- Regulación de frecuencia y tensión: para mantener la estabilidad del sistema en tiempo real.
- Control de rampas: suavizar subidas o bajadas bruscas de generación o consumo.
- Black start: capacidad para arrancar secciones del sistema eléctrico tras un apagón generalizado.
- Servicios auxiliares: apoyo al operador del sistema en la operación diaria de la red.
Este enfoque posiciona al almacenamiento como un activo de operación estratégica, con valor propio en el mercado, más allá de su función de respaldo.
Aspectos técnicos del diseño
Aunque el diseño puede variar según el entorno, la normativa o el modelo de negocio, la mayoría de las plantas comparten una arquitectura técnica similar. En el núcleo del sistema están las baterías de ion-litio, con preferencia por la química LFP (litio ferrofosfato) por su mayor estabilidad térmica, durabilidad y menor riesgo de incendio frente a otras opciones como NMC.
En términos de escala, los proyectos pequeños pueden comenzar en torno a los 10 MW / 20 MWh, mientras que las plantas de mayor tamaño superan los 100 MW y varias horas de capacidad de almacenamiento. El ratio energía/potencia (conocido como storage duration) se adapta según el uso previsto: una planta enfocada a regulación de frecuencia puede tener una duración de 1 hora, mientras que una orientada al arbitraje puede requerir 2 o incluso 4 horas de almacenamiento.
La infraestructura se completa con inversores bidireccionales (Power Conversion Systems, PCS), transformadores de media tensión, sistemas de protección y automatización, y plataformas SCADA que permiten supervisar y operar el sistema, así como interactuar con el operador de red.
Principales desafíos técnicos
Uno de los retos más importantes es la gestión térmica. Las baterías deben operar en un rango óptimo de temperatura, habitualmente entre 15 °C y 30 °C, lo que requiere sistemas HVAC bien dimensionados, sobre todo si las unidades están en contenedores cerrados o se ubican en zonas con climas extremos.
La seguridad frente a incendios es otro punto crítico. En este tipo de instalaciones se aplican medidas específicas como compartimentación, detección por sensores de gas o temperatura, y sistemas de extinción con aerosoles o gases inertes. Las normativas más reconocidas, como la NFPA 855 y la UL 9540A, marcan la pauta en muchos mercados.
Desde el punto de vista eléctrico, también hay exigencias relevantes: tiempos de respuesta muy rápidos (inferiores a un segundo en algunos servicios), cumplimiento de parámetros de calidad de potencia, y compatibilidad con los requerimientos del operador del sistema.
Impacto en el sistema eléctrico
El valor de estas plantas va más allá de su capacidad para almacenar energía. En un sistema con creciente participación de fuentes renovables, que son intermitentes por naturaleza, contar con almacenamiento independiente permite amortiguar variaciones, reducir la dependencia de centrales fósiles y evitar inversiones en refuerzo de red.
Además, su capacidad para participar en distintos mercados —energía, capacidad, servicios auxiliares— abre la puerta a modelos de negocio diversificados, donde el almacenamiento deja de ser un coste añadido y pasa a convertirse en una fuente de ingresos.
Conclusión
Las plantas de almacenamiento stand-alone representan una evolución lógica en el camino hacia un sistema eléctrico más limpio, resiliente y eficiente. Aunque su desarrollo implica superar retos técnicos y normativos, su potencial para aportar estabilidad, flexibilidad y valor económico es indiscutible. Con la madurez tecnológica alcanzada y un entorno regulatorio cada vez más receptivo, todo apunta a que este tipo de soluciones jugará un papel central en la transición energética de los próximos años.
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