Mercado Eléctrico
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.
Unos 380 millones y 60 meses para adaptar Castilla y León al hidrógeno verde
Esta iniciativa pretende cubrir toda la cadena de valor del hidrógeno verde, desde su producción hasta su compresión, distribución y almacenamiento
El proyecto «Valle del Hidrógeno de Castilla y León -CyLH2Valley-» tiene por delante la inversión de hasta 380 millones de euros, con ayudas europeas incluidas, y 60 meses para intentar convertir esta Comunidad en «el principal ecosistema integrado de hidrógeno verde».
Los detalles de este proyecto serán presentados el próximo lunes a través de un encuentro digital en el que participarán representantes de varias de las entidades involucradas en esta iniciativa, según ha explicado en un comunicado la entidad que le da nombre.
Esta iniciativa pretende cubrir toda la cadena de valor del hidrógeno verde, desde su producción hasta su compresión, distribución y almacenamiento, con el propósito de contribuir a una transición energética sostenible.
Para informar sobre las distintas fases del proyecto, el apoyo financiero de la Comisión Europea y la estimación de empleo que se generará durante su implementación y puesta en marcha concurrirán en un encuentro con los medios de comunicación previsto para el lunes el presidente de CyLH2Valley y director general de Fundación Caja de Burgos, Rafael Barbero; el vicepresidente de CyLH2Valley y CEO de Hiperbaric, Andrés Hernando; y el subdirector de CARTIF y director del departamento de Programas de I+D, Sergio Sanz.
InnovaFest hace balance de cinco innovadores proyectos del clúster de Castilla y León
Las propuestas abordan la revalorización de residuos, el análisis de macrodatos ambientales, la eficiencia energética, entre otros
El Clúster de Hábitat Eficiente de Castilla y León, AEICE, ha hecho balance de los cinco proyectos de innovación en los que participa —de los que lidera cuatro—, cuya inversión conjunta asciende a casi 400.000 euros, según se ha informado en la cuarta edición de InnovaFest, que se ha celebrado en la Agencia de Innovación y Desarrollo Económico del Ayuntamiento de Valladolid.
Estas iniciativas, en las que participan 19 entidades y empresas, abordan proyectos innovadores en el ámbito de la revalorización de residuos, el análisis inteligente de macrodatos ambientales, la construcción industrializada para mayores en zonas rurales, la eficiencia energética, la construcción de carreteras o las capacidades industriales en el sector del hidrógeno.
De la cifra total de inversión, los cinco proyectos han recibido una subvención de 273.000 euros (110.000 destinados íntegramente a pymes y micropymes socias de AEICE), lo que supone que el esfuerzo inversor de las entidades y empresas participantes es de casi 120.000 euros.
Impulsados para fortalecer las capacidades de investigación e innovación del tejido empresarial, con apuesta decidida por la sostenibilidad, la tecnología y el bienestar social, estos proyectos cuentan con el respaldo de la Consejería de Economía y Hacienda de la Junta de Castilla y León y la cofinanciación del Fondo Europeo de Desarrollo Regional, en línea con el objetivo de conseguir una Europa más competitiva e inteligente.
Revalorización de residuos
‘Revaloriza’, que cuenta con un presupuesto próximo a los 100.000 euros, se puso marcha en colaboración con los clústeres de la automoción y la industria alimentaria de Castilla y León, Facyl y Vitartis, respectivamente, para desarrollar una estrategia para el aprovechamiento de residuos en estos tres sectores estratégicos de la economía regional.
El proyecto se ha centrado en la recopilación de datos, estudio de propiedades y revalorización de residuos en los tres sectores para evaluar su potencial para fomentar la economía circular y la descarbonización.
En concreto, se ha desarrollado una guía metodológica para la identificación, clasificación y caracterización eficiente de residuos, así como estrategias de revalorización para facilitar la creación de nuevos productos y aplicaciones. Para ello, se han clasificado y segregado los residuos, se ha realizado un análisis experimental para conocer sus propiedades y se están seleccionando las mejores vías de revalorización.
Macrodatos ambientales
Por su parte, el proyecto COFRE arrancó con el objetivo de desarrollar un sistema avanzado de procesamiento de macrodatos ambientales en el sector hábitat de Castilla y León, facilitando la creación de estrategias sostenibles para las pymes y el cumplimiento de normativas europeas.
En el marco de este proyecto, que diseñará una herramienta digital automatizada y que cuenta con un presupuesto superior a los 63.000 euros, participan el Centro Tecnológico de Miranda de Ebro (CTME), Ecometro y SinCeO2.
Energía
El proyecto ‘Digiroad Green’, con un presupuesto de casi 70.000 euros, investiga la mejora de la eficiencia energética en la fabricación y extendido de aglomerado asfáltico mediante la sensorización de maquinaria, inclusión de materiales reciclados e interconexión con vehículos conectados para mayor seguridad vial.
Calidad de vida para los mayores
La iniciativa +HOGAR desarrolla un modelo de residencia asequible para personas mayores en zonas rurales, promoviendo su permanencia en el territorio, con calidad de vida, bienestar y dinamizando la economía local, con estándares de eficiencia energética y el valor añadido de la construcción industrializada.
Entre las acciones que contempla, cabe destacar la realización de un estudio de viabilidad técnico y económico, el diseño e implementación de un sistema modular industrializado y la creación de un modelo estandarizado y replicable.
Participan también TCU Arquitectos, JST Arquitectura, Zarzuela y ZG Services. Y cuenta con un presupuesto de casi 54.000 euros.
Capacidades industriales del hidrógeno
El proyecto ‘R3econversión’ ha abordado el desarrollo de capacidades industriales de Castilla y León en el sector del hidrógeno, con la participación de, además de AEICE, H2CYL (Asociación Castellano y Leonesa del Hidrógeno),que lidera el proyecto, CBECyL (Clúster de Bienes de Equipo de Castilla y León), Cylsolar (Clúster de Energías Renovables) y AEI Ciberseguridad y Tecnologías Avanzadas.
Con un presupuesto de 104.000 euros, su objetivo es impulsar la integración de empresas en la cadena de valor del hidrógeno, así como aprovechar capacidades en sectores estratégicos como la construcción, energías renovables y ciberseguridad.
Además, pretende identificar capacidades tecnológicas e industriales aplicables al sector del hidrógeno, desarrollar productos para la cadena de suministro, mitigar brechas y capacitar a empresas para diversificarse en el sector del hidrógeno y generar sinergias entre sectores estratégicos.
Ciuden pone en marcha el sistema de almacenamiento de energía en su planta de Cubillos del Sil
El sistema nBESS de Norvento Enerxía, que está compuesto por baterías de ion-litio, cuenta con una capacidad de 600 kVA y 1.330 kW/h
La Fundación Ciudad de la Energía, Ciuden, pone en marcha su sistema de almacenamiento de energía en sus instalaciones de desarrollo de Tecnologías en Cubillos del Sil gracias a la empresa gallega Norvento Enerxía, quien ha instalado su sistema para almacenar esa energía de forma electroquímica. Se trata de un sistema con una capacidad de 600 kilovoltiamperios, KVA, y 1.330 kilovatios hora, KWh, marcando un importante hito en el proyecto de almacenamiento energético y producción de hidrógeno verde de Ciuden, enmarcado en el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia y financiado con los fondos Next Generation de la Unión Europe.
El objetivo es convertirse en un referente en la investigación y validación de tecnologías relacionadas con la generación de hidrógeno verde y el almacenamiento energético. Este sistema permitirá desarrollar y probar soluciones innovadoras que contribuyan a la transición hacia un modelo energético más sostenible y eficiente. De esta forma está un paso más cerca de alcanzar la integración de todas las tecnologías que forman parte del proyecto de producción de hidrógeno verde y almacenamiento energético, que culmina a finales de año y la convierte en una plataforma para la demostración de las tecnologías de descarbonización para las empresas y para la sociedad.
El sistema cuenta con una gran flexibilidad operativa, convirtiéndolo en una herramienta esencial no solo para las pruebas y validaciones de proyectos de generación de hidrógeno verde, sino también para avanzar en la investigación de nuevas aplicaciones relacionadas con la transición energética.
«Desde Norvento creemos que, sin almacenamiento energético, la transición hacia un modelo más sostenible es inviable. Proyectos como el desarrollado con Ciuden son el ejemplo de cómo la innovación puede facilitar soluciones que nos acerquen hacia la meta de construir un planeta más eficiente y comprometido energéticamente», destaca Juan Morilla, director de operaciones de Norvento Enerxía.
“Ciuden tiene el reto de apoyar iniciativas en investigación, desarrollo e innovación relacionadas con la generación de energía renovable, almacenamiento y minimización de posibles efectos adversos al medio ambiente, actuando como impulsor del desarrollo de tecnologías de almacenamiento de energía e hidrógeno renovable. Este sistema de almacenamiento en baterías de ion-litio que acaba de ponerse en marcha nos permitirá realizar la integración en un sistema híbrido y validar su potencial tecnológico”, asegura Javier Quiñones, director ejecutivo de I+D+i de la Fundación Ciudad de la Energía.
Red Eléctrica refuerza la red de transporte de Castilla y León con la ampliación de cuatro subestaciones
Red Eléctrica, filial de Redeia responsable de la operación del sistema eléctrico y el desarrollo y mantenimiento de la red de transporte de energía eléctrica de España, ha finalizado en las últimas semanas las obras de ampliación de cuatro subestaciones eléctricas claves para el suministro eléctrico de la región y la integración de energías renovables.
En concreto, se han ampliado las subestaciones de 400 kV de Ciudad Rodrigo, Grijota y Tordesillas, y la subestación de 220 kV Valladolid Nuevo, con nuevas posiciones que dotan a estas infraestructuras de mayor capacidad para la integración de energías renovables.
Con estas actuaciones, Red Eléctrica contribuye a consolidar la región como una potencia renovable en nuestro país, líder nacional en potencia renovable instalada con más de un 96% de su parque de generación, y amplía su capacidad para integrar de manera eficiente el alto recurso renovable presente en el territorio. Estas actuaciones están incluidas en la Planificación Eléctrica 2021-2026, aprobada por acuerdo del Consejo de Ministros, que servirán para mejorar el suministro en el territorio, impulsar la economía y avanzar en el proceso de transición energética.
Los trabajos se han realizado con el menor impacto posible sobre el medio, teniendo en consideración el patrimonio natural y cultural existente e implementando las medidas preventivas necesarias para su correcta integración en el entorno.
La Junta de Castilla y León firma un acuerdo en Europa con Clean Hydrogen para impulsar el hidrógeno verde
El Ente Regional de la Energía de Castilla y León (EREN) ha firmado un memorando de colaboración con la Clean Hydrogen Joint Undertaking para apoyar los proyectos de innovación e investigación de hidrógeno renovable a través de la transferencia de conocimiento, el desarrollo de capacidades para la explotación de esta tecnología y la colaboración conjunta en programas de gestión y financiación de proyectos.
El acuerdo, firmado el pasado 21 de noviembre en Bruselas por el director de Energía y Minas, Alfonso Arroyo, es un paso importante para afianzar en Castilla y León el hidrógeno verde y crear un vector energético que contribuya a mantener y mejorar el actual estado de bienestar, ha informado la Junta de Castilla y León en nota de prensa.
La Clean Hydrogen JU es la única entidad público-privada de Europa que promociona y apoya los proyectos de innovación e investigación de hidrógeno renovable que se plantan en el continente, con el propósito de acelerarlos, desarrollarlos y mejorarlos.
Líder en generación renovable
La Junta ha recordado que Castilla y León es la Comunidad líder en generación de electricidad con fuentes renovables, con una generación de electricidad en 2023 mediante estas fuentes de 24.662 GWh, que supera con creces la demanda regional, 12.998 GWh, por lo que dispone de un recurso renovable excedentario que permite a España cumplir con sus compromisos globales en materia de energías renovables.
Durante los últimos años, han surgido en la Comunidad más de 50 iniciativas o proyectos que tratan de aprovechar gran parte de este potencial renovable mediante el desarrollo de proyectos de generación de hidrógeno verde o renovable, con el fin de utilizarlo como materia prima para el desarrollo de productos químicos, como el metanol o el amoníaco, muy demandados en el sector industrial; o bien como uso energético, como sustituto de los actuales combustibles fósiles.
Conviene recordar que se pondrá en marcha en las próximas semanas la primera planta de producción de hidrógeno verde, promovida por la Junta de Castilla y León a través de la Sociedad Pública de Infraestructuras y Medioambiente (Somacyl) para uso industrial en el Parque Empresarial del Medioambiente (PEMA) ubicado en Garray (Soria).
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