La apuesta por redes de calor se redobla con su implantación en León, Villablino y Bembibre, mientras se amplía en Ponferrada
La Junta prevé 12 nuevos proyectos de redes de calor los próximos años con inversiones por 174 millones
La Sociedad Pública de Infraestructuras y Medio Ambiente (Somacyl) tiene previsto llevar a cabo en los próximos años, 12 nuevos proyectos de redes de calor con biomasa, que se encuentran en distintas fases de desarrollo y que supondrán una inversión adicional de 174 millones de euros.
La ejecución de estos proyectos generará alrededor de 500 puestos de trabajo durante las obras de construcción; y una vez concluidos se necesitarán 60 empleados dedicados al mantenimiento y cien más en tareas de obtención y logística de la biomasa, informaron los colegios de ingenieros industriales de Valladolid y León en un comunicado, que apostaron por impulsar nuevas redes de calor que contribuyan a conseguir el objetivo de descarbonización fijado por la UE.
León como apuesta
Entre los nuevos proyectos se encuentran la red de calor de León (55,7 millones de euros), la de Salamanca (35), Valladolid Oeste (35) y Segovia (22,5). Además, está prevista la construcción de la red de Villablino (León), Bembibre (León), Aguilar de Campoo (Palencia) y Ciudad Rodrigo (Salamanca), la modernización de la central de la red de calor de Cuéllar (Segovia) y la de Las Navas del Marqués (Ávila), así como las ampliaciones de Ponferrada y Huerta del Rey (Valladolid).
Estas actuaciones están cofinanciadas con fondos europeos Feder 21-27 y Fondo de Transición Justa.
Entre las redes actuales y las nuevas, el objetivo es alcanzar en 2030 una potencia renovable instalada de 239.000 kW, una longitud de tuberías de transporte de energía térmica de 180 kilómetros y un suministro anual de energía de 495.000.000 kWh para 350 edificios públicos, 32.000 viviendas y nueve industrias.
17 redes actuales
Somacyl tiene actualmente en funcionamiento 17 redes de calor con biomasa (astilla forestal) en Castilla y León, que han supuesto una inversión de 47 millones de euros. En conjunto cuentan con 45 kilómetros de tuberías de transporte de energía térmica y ofrecen 69.000 kW de potencia renovable instalada.
Estas redes suministran anualmente 144.000.000 kWh a los edificios conectados: 118 edificios públicos, 3.000 viviendas y nueve industrias. Entre los proyectos que están en funcionamiento en estos momentos cabe destacar la red de calor Universidad de Valladolid, la del Polígono Villalonquéjar de Burgos, Huerta del Rey de Valladolid y la de Ponferrada.
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.
Æver lanza un nuevo programa para solucionar los retos energéticos de las empresas de Castilla y León
La Aceleradora Vertical de Energías Verdes Æver, promovida por la Fundación Caja de Burgos y el Instituto para la Competitividad Empresarial de Castilla y León (ICECYL), ha lanzado una nueva convocatoria de su programa de innovación abierta, destinado a solucionar los retos energéticos y medioambientales de cualquier empresa con presencia en Castilla y León.
Con esta iniciativa, la entidad refuerza su compromiso de promover un ecosistema regional que permita desarrollar proyectos relacionados con la producción renovable y sostenible de energía.
El reto pide a las empresas regionales que identifiquen una necesidad sin resolver en el área de sostenibilidad para ser más eficientes en la generación, el almacenamiento, el transporte y el consumo de energía, cuya solución, una vez validada, pueda llegar a mercado.
Para ello realizan dos sencillas preguntas: ¿Qué estás dispuesto a aportar para ayudar a desarrollar esta solución?; y ¿qué te gustaría recibir a cambio?
Financiación para el proyecto ganador
Æver apoyará con recursos propios el desarrollo de la solución ganadora, asignando financiación, cobertura y difusión al mismo. Así, inyectará un mínimo de 4.500 euros al ganador del reto para apoyar el desarrollo de la solución propuesta y su puesta en marcha. Dicha cantidad podría incrementarse hasta un máximo de 9.000 euros en función del número de retos identificados, lanzados y resueltos satisfactoriamente.
Por su parte, las empresas colaboradoras cuyos retos sean resueltos podrán cofinanciar los desarrollos de las soluciones ganadoras en el importe que se determine y que será identificado en la convocatoria específica de cada reto, en caso de que así lo consideren. Las compañías participantes pueden presentar hasta un máximo de 4 retos en la presente convocatoria.
Retos para la sostenibilidad
Como recogen las bases y la convocatoria del programa, ya publicadas en la página web de Æver, el reto está pensado para empresas interesadas en promover la sostenibilidad en sus tres vertientes –ambiental, social y económica– apoyando el crecimiento de proyectos empresariales relacionados con la producción renovable y sostenible de energía.
“El programa es una ocasión excelente para que empresas pequeñas, medianas y grandes encuentren una startup que dé respuesta a algún reto enfocado por ejemplo a reducir la huella de CO2 o los costes energéticos de las compañías”, señala Francisco Javier Cuasante, director de Æver.
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.
El biorrefino reclama más protagonismo en la transición energética con el aprovechamiento de subproductos agrícolas
Representantes del sector del biorrefino y los biocombustibles coincidieron en Expobiomasa 2025 en la necesidad de establecer un marco regulatorio y fiscal más favorable para impulsar su aportación a la descarbonización del transporte y la soberanía energética europea.
Durante las entrevistas realizadas en el evento, portavoces de VERTEX Bioenergía, BIO-E, ePURE y CEEES destacaron el papel estratégico de los biocombustibles renovables como el bioetanol y el biometano, y reclamaron un mayor reconocimiento institucional para acelerar su despliegue en España.
Antonio Rodríguez Mendiola, director comercial y de desarrollo de negocio de VERTEX Bioenergía, recordó que su empresa opera cuatro biorrefinerías en el sur de Europa con una producción anual de 800 millones de litros de bioetanol. VERTEX ya está impulsando tres nuevas plantas de biometano en España para valorizar residuos agrícolas y ganaderos, con una producción estimada de 200 GWh al año.-
José Ramón Freire, director general de BIO-E, abogó por una “verdadera estrategia fiscal” que incentive la incorporación de biocombustibles sostenibles al transporte, y alertó del retroceso en la cuota real de renovables en este sector. “La electrificación por sí sola no basta. Necesitamos un mix tecnológico y apostar por soluciones disponibles hoy, como el bioetanol y el HVO”, afirmó.
David Carpintero, secretario general de ePURE, recordó que las 50 biorrefinerías europeas asociadas a la entidad producen no solo etanol, sino también alimentos ricos en proteína y CO₂ biogénico, aportando valor añadido y resiliencia al sistema agroalimentario europeo. Según Carpintero, la producción de bioetanol en la UE ya logra un ahorro medio del 80% en emisiones frente a los combustibles fósiles.
Por su parte, Nacho Rabadán, director general de la Confederación Española de Empresarios de Estaciones de Servicio (CEEES), reclamó avanzar hacia la introducción del E10 y el E85, como ya han hecho 19 países europeos. “Con un simple cambio fiscal, podríamos reducir emisiones tanto como si retiráramos medio millón de coches de nuestras carreteras”, aseguró.
Los representantes coincidieron en señalar que el biorrefino no solo permite reducir emisiones, sino que también fortalece la economía rural, genera empleo industrial y mejora la seguridad energética mediante el aprovechamiento de materias primas locales y subproductos agrícolas.
Su participación en Expobiomasa pone de relieve el potencial de los biocombustibles para acelerar la transición energética en el transporte, siempre que cuenten con un entorno normativo y financiero acorde a su impacto ambiental y eco.
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.
Los parques eólicos existentes en España cubren el 23% de la demanda nacional de energía
La Comunidad Autónoma con mayor potencia instalada durante el año 2024 ha sido Castilla y León, con 550,1 MW
La potencia eólica instalada en 2024 ha sido de 1.186 MW, cifra que se resume en 37 parques eólicos nuevos y 240 aerogeneradores, según datos recabados por la Asociación Empresarial Eólica (AEE). Por lo tanto, la eólica superó el año pasado la marca de 31 GW de potencia instalada en España, un hito significativo para el sector energético y que refleja el compromiso del país con la transición hacia fuentes más limpias y sostenibles.
Representación en Europa y el mundo
La potencia eólica instalada en España supone el 3% del total en el mundo. España se sitúa como sexto país en el ranking de países con mayor potencia eólica instalada en el mundo, por detrás de China, EEUU, Alemania, India y Brasil. En Europa, España representa el 11% del porcentaje total, y es el segundo país europeo con más potencia eólica instalada por detrás de Alemania. El tercero es Reino Unido, seguido de Francia, Suecia y Turquía. Actualmente, la energía eólica en la UE representa 248 GW de potencia onshore + 37 GW de potencia offshore. Un total de 285 GW con casi 13 GW de nueva potencia instalada en 2024. La eólica generó el 19% de la electricidad consumida en la UE. El objetivo es alcanzar el 34% en 2030 y más del 50% en 2050.
Ranking de las CCAA por presencia de la eólica
La energía eólica tiene presencia en prácticamente todas las comunidades autónomas de España, exceptuando Madrid, Ceuta y Melilla. 47 provincias cuentan con generación eólica y 20 ya generan más de 1TWh de electricidad (cubre el consumo de 285.000 hogares en España). La Comunidad Autónoma con mayor potencia instalada durante el año 2024 ha sido Castilla y León, con 550,1 MW, seguida por Aragón (246,4 MW) y Navarra (195,8 MW). Las comunidades autónomas con mayor potencia eólica instalada total son Castilla y León (7.126.90 MW), Aragón (5.480,01 MW) y Castilla La Mancha (4.928,34 MW.
Ranking de fabricantes y promotores eólicos en España
España cuenta con 276 centros de fabricación presentes en dieciséis de las diecisiete comunidades autónomas. En España tenemos el 100% de la cadena completa de suministro, somos líderes en la fabricación de aerogeneradores y destacamos como uno de los países con mayor exportación de máquinas. El sector ha alcanzado más de 35.000 empleos que se podrían duplicar para 2030 si se alcanza un mayor volumen de nuevas instalaciones anuales. Los fabricantes de aerogeneradores que lideran el ranking por potencia eólica total instalada en España son Siemens Gamesa, General Electric, Vestas, Nordex- Acciona Wind Power y Enercon.
Gracias a la eólica, el precio de la electricidad se redujo un 24%
La generación eólica contribuye significativamente a reducir el precio del mercado diario de la electricidad, esto supone gran beneficio a los consumidores españoles, y una gran ventaja competitiva frente a los países de nuestro entorno. En 2024 el Efecto Reductor de la eólica fue de 19,86 €/MWh, lo que ha supuesto un ahorro bruto acumulado conseguido por la eólica de 5.047 M€ a los consumidores (más de 18.600 M€ desde 2022). Es decir, gracias a la eólica, el precio de la electricidad se redujo un 24%.
10 líneas estratégicas prioritarias del sector eólico español
En 2024 la eólica no ha crecido al ritmo necesario para cumplir con los objetivos del PNIEC. Según los cálculos de AEE, se han otorgado 24,6 GW de Declaraciones de Impacto ambiental (DIAs) eólicas positivas y 14,7 GW de DIAs negativas desde 2018. En 2024, se ha instalado algo más de 1 GW eólico cuando se deberían instalar más de 5 GW al año para cumplir con los objetivos establecidos en el PNIEC; es decir, llegar a 59 GW terrestres y 3 GW marinos. El ritmo de avance real del PNIEC y el escenario a corto-medio plazo no hacen viable pensar en su cumplimiento como un objetivo realista. El mensaje clave no es cumplirlo a toda costa, sino cumplirlo de forma sostenible y con equilibrio de todos los vectores involucrados: generación, demanda y gestionabilidad. El mix energético que establece el PNIEC es objetivo de nuestro país. Se necesita más eólica y es necesario acelerar su despliegue. Hay franjas horarias del día (nocturnas e invernales) que claramente tienen todavía un importante potencial de descarbonización y la eólica es la tecnología necesaria para ello.
Estas son las 10 líneas estratégicas prioritarias del sector eólico español en 2025:
1. Acelerar la electrificación de la demanda y avanzar en un mix de generación de forma equilibrada en condiciones financieras y técnicas sostenibles.
2. Integración Segura de las EERR en el Sistema. Activación, actualización y/o desarrollo de la normativa técnica necesaria (Servicio de control de tensión, “Grid forming” y amortiguamiento de oscilaciones) y lograr una planificación más ágil y adaptable de las infraestructuras.
3. Aumento del ritmo de incorporación eólica al mix mediante el cumplimiento de los plazos establecidos en la Directiva de Renovables y necesaria trasposición del concepto de Interés Público Superior.
4. Solucionar la judicialización de la eólica en el territorio y garantizar seguridad jurídica para los inversores.
5. Modificación regulatoria para evitar la pérdida de proyectos en avanzado estado de tramitación/construcción – RDL 23/20. Suspensión temporal del cumplimiento del hito final para proyectos afectados por procedimientos judiciales y/o recursos administrativos, y mayor flexibilidad para la puesta en marcha de proyectos en avanzado estado de construcción, etc.
6. Velar por la cadena de valor industrial eólica en España con un concepto “made in and by Europe”. Implementar NZIA y CRMA, y modificar CBAM. Garantizar un terreno de juego equilibrado con actores extracomunitarios.
7. Gestión de la contestación social a los proyectos eólicos en los territorios. Trabajo anticipatorio con todos los actores buscando iniciativas win-win a la vez que se profundiza en una mayor y mejor pedagogía sobre los beneficios que la eólica proporciona al mundo rural y sus ecosistemas.
8. Aprobación de la Orden Ministerial de bases de la primera subasta de eólica marina en España en 2025 para su realización en el primer semestre de 2026, como proyecto de tracción industrial de país y desarrollo socioeconómico de las comunidades locales costeras.
9. Incentivar la repotenciación de parques eólicos para la toma de decisión anticipada por parte de los propietarios, e implementar el enfoque del Impacto Ambiental Diferencial de forma homogénea en las diferentes Administraciones Públicas.
10. Trabajar en la coexistencia entre la eólica y la avifauna. Garantizar enfoques regulatorios no retroactivos, moderados en los posicionamientos, proporcionados en las medidas y sanciones, no basados en estimaciones sino en hechos contrastables, realistas en las exigencias tecnológicas, y respetuosos con el marco jurídico ya existente.
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.
Una red de biomasa en Salamanca transformará 8.900 hogares y 75 edificios
La inversión asciende a 35 millones de euros y abastecerá a 8.900 hogares y 75 edificios terciarios, con un recorrido de 50 kilómetros
La Junta de Castilla y León y el Ayuntamiento de Salamanca impulsan un gran proyecto energético que suministrará calefacción y agua caliente a más de 8.900 viviendas y 75 edificios del sector terciario a través de una red alimentada con biomasa.
La Consejería de Medio Ambiente, Vivienda y Ordenación del territorio, a través de la Sociedad Pública de Infraestructuras y Medio Ambiente (SOMACYL), ha puesto en marcha un proyecto de transformación energética en la ciudad. La futura Red de Calor de Salamanca abastecerá de energía térmica a la zona oeste de la capital, con una inversión total de 35 millones de euros, cofinanciada con fondos FEDER 2021-2027.
La central de generación de energía térmica de 48 MW de potencia se ubicará en la Avenida Mariano Rodríguez Sánchez y contará con calderas de biomasa con tecnología de parrilla móvil y control continuo de la combustión, complementadas con avanzados sistemas de filtrado de emisiones: un multiciclón en la primera etapa y electrofiltros en la segunda.
El sistema de distribución se desplegará mediante una red urbana de 50 kilómetros de canalizaciones, subdividida en tres sectores. Esta infraestructura permitirá llevar la energía térmica a viviendas y edificios del sector terciario, ofreciendo una alternativa sostenible y eficiente a los sistemas tradicionales.
Todos los usuarios de la red conseguirán ahorros en su factura energética y evitarán la inversión en equipos propios, así como una estabilidad de precios a medio y largo plazo. Además, el proyecto logrará una reducción de emisión de gases de efecto invernadero de 39.000 toneladas CO2/año, incrementará la independencia energética de la Comunidad y creará 70 puestos de trabajo en su fase de construcción, 20 para su operación y mantenimiento, y 120 en el mundo rural para la obtención y logística de la biomasa forestal.
Redes de calor en Castilla y León
La Junta de Castilla y León, a través de su sociedad pública Somacyl, ha ejecutado y puesto en servicio 17 redes de calor con una inversión de 43,2 millones de euros, con más de 45 kilómetros de redes instalados, 101 usuarios terciarios y 1.075 viviendas conectadas.
Actualmente se encuentran en diferentes estados de desarrollo 10 nuevos proyectos de redes de calor, entre los que destacan: Valladolid Oeste, León, Salamanca, Segovia, Aguilar de Campoo, Villablino o Ciudad Rodrigo.
Con estas nuevas redes, el objetivo para 2030 es alcanzar los 236 km de redes con una inversión total de 229 millones de euros, que beneficiarán a 522 edificios terciarios y más de 59.000 viviendas, suponiendo evitar la emisión de 39.000 toneladas de CO2 al año.
Objetivos y ventajas de las redes de calor
Las redes de calor tienen como objetivo prestar un servicio urbano de suministro centralizado de energía térmica para edificios públicos y privados, sustituyendo el uso de energías fósiles por energía renovable, sostenible y autóctona que contribuye a generar empleo en entornos rurales, disminuye la dependencia energética de la Comunidad y contribuye a la prevención de incendios forestales. Además, contribuyen a los objetivos de descarbonización europeos con una reducción de las emisiones de CO2 y, por tanto, de la huella de carbono de la ciudad, en este caso de Salamanca. Conllevan, asimismo, la digitalización y telegestión de la demanda de energía térmica de los edificios que se conecten.
Las ventajas para los usuarios son diversas y notables: ausencia de equipos propios de producción de calor; estabilidad en la factura de la energía con ahorros incluidos en los costes de mantenimiento y renovación de calderas; mejora de la calificación energética de los edificios y, por tanto, revalorización de los mismos; mayor disponibilidad de espacio útil en el edificio; flexibilidad y adaptabilidad para disponer de mayor potencia; actualización tecnológica permanente, y garantía y seguridad en el suministro.
Para la ciudad de Salamanca supone la desaparición de cientos de chimeneas, mejorando la calidad del aire y fomentando el carácter sostenible.
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