El MITECO asigna 43,9 millones de euros al proyecto “eM Numancia” en Garray (Soria) para la producción de hidrógeno renovable
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha asignado 126,4 millones de euros del mecanismo de subastas como servicio (AaaS) para financiar la producción de hidrógeno renovable a dos proyectos localizados en Castilla y León y la Comunidad Valenciana. Estas dos iniciativas suman una potencia de electrolisis de 160 MW y fueron preseleccionadas en la segunda subasta general del Banco Europeo del Hidrógeno.
Las resoluciones corresponden a la primera convocatoria nacional de AaaS, que abrió una vía para financiar con fondos nacionales proyectos preseleccionados por la Comisión Europea en el orden de puntuación fijado por la Agencia Ejecutiva Europea de Clima, Infraestructuras y Medio Ambiente (CINEA), pero que no habían obtenido fondos al haberse agotado el presupuesto. Las ayudas de esta primera convocatoria nacional de AaaS están gestionadas por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), adscrito al MITECO, y financiadas con fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resilencia (PRTR).
Los incentivos se estructuran como subvenciones al hidrógeno producido y certificado como cien por cien renovable –RFNBO, según la Directiva de Energía Renovable–, por un período máximo de 10 años desde el inicio de operación, en proyectos que respeten el principio de no ocasionar un daño significativo al medio ambiente en todas sus fases. Es la primera vez en España que las ayudas no se dan a la inversión en activos, sino a la producción del H2 renovable.
El proyecto ‘eM Numancia’, con una ayuda asignada de 43,9 millones, contempla la construcción de una planta de producción de hidrógeno renovable electrolítico en Garray (Soria) para la producción de metanol verde que se destinará a cinco industrias del sector químico, maderero, logístico y marítimo. Incluye un electrolizador alcalino de 60 MW alimentado por parques eólicos y fotovoltaicos, con una producción anual de hidrógeno estimada de 6.363 ton/año y 33.334 ton/año de metanol verde.
Esta subasta nacional forma parte de la apuesta del Gobierno por el hidrógeno renovable como factor clave para eliminar las emisiones de CO2 de la industria, el transporte pesado y otros sectores difíciles de descarbonizar, y en coherencia con el desarrollo del PERTE de Energías Renovables, Hidrógeno y Almacenamiento (ERHA).
A día de hoy, el IDAE ha concedido ayudas a proyectos de hidrógeno ‘verde’ por un importe total de 2.721 millones, con programas como H2 Pioneros, H2 Cadena de Valor, H2 Valles y varias oleadas de IPCEI (Proyecto Importante de Interés Común Europeo IPCEI) lanzadas por Bruselas. En suma, casi 3.000 millones de los fondos del PRTR y la Adenda destinados al capítulo del H2 verde, clave en el proceso de descarbonización y en la creación de un completo ecosistema tecnológico e industrial asociado, según lo previsto en la Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable y en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).
Reolum invertirá otros 700 millones en un tercer proyecto de e-metanol verde en Castilla y León
El proyecto se quiere construir en Monfarracinos en la provincia de Zamora
Reolum ha anunciado su tercer proyecto en Castilla y León -tras La Robla y Villadangos Green -, concretamente, en Monfarracinos (Zamora) durante un acto institucional que tuvo lugar el pasado día 5 de diciembre en la localidad y que contó con la presencia de Alfonso Fernández Mañueco, presidente de la Junta de Castilla y León.
La nueva planta, que supondrá una inversión de 700 millones de euros y tiene previsto el inicio de su construcción en 2027, contará con 26,8 hectáreas destinadas a la producción de e-metanol verde, un combustible sintético de origen renovable que será clave para la descarbonización del transporte pesado, especialmente el marítimo y el aéreo.
El proyecto consiste en el diseño, construcción y operación de una instalación integrada que consta de una unidad de biomasa, que requerirá de 120kt/anuales de suministro de biomasa herbácea no utilizable por los ganaderos y que equivale a 10M€/anuales; una unidad de captura de CO2 biogénico, que transformará un total de 200kt/año de CO2, junto a hidrógeno verde producido ad hoc, en 140.000 kt/año de e-metanol verde gracias a una planta de síntesis de este combustible de origen renovable.
La planta, que se ubicará en el Polígono Industrial “Zamora Norte” de Monfarracinos (Zamora) tiene previsto crear unos 1.500 puestos de empleo durante picos de la construcción y más de 200 directos durante la operación.
Para Yann Dumont, socio fundador y CEO de Reolum, “nuestra apuesta por la descarbonización y, concretamente, por Castilla y León sigue siendo firme, y desarrollar nuestro tercer proyecto en la Comunidad es una muestra de ello. Si tenemos en cuenta nuestras tres plantas en la región generaremos un total de 500 empleos fijos directos y 420kt/anuales de e-metanol verde; posicionando a Castilla y León como principal productor en España y Europa. Damos otro paso más en nuestra visión estratégica: la producción de e-metanol verde y, también, su logística y comercialización. Debemos recordar que se trata de la “gasolina del futuro” es decir, un producto industrial básico».
El MITECO destina más de 975 millones en ayudas a comarcas mineras desde 2019, concentradas en Castilla y León, Asturias y Aragón
Durante la Comisión de Minería de Seguimiento del Acuerdo Marco para una Transición Justa de la Minería del Carbón y el Desarrollo Sostenible de las Comarcas Mineras 2019-2027, el Instituto para la Transición Justa (ITJ), ha informado del grado de avance y cumplimiento de los compromisos financieros del Acuerdo: si se pactó movilizar 250 millones de euros para la dinamización del territorio, ya se han comprometido más de 692 millones para esas actuaciones concretas y un total de 975 millones como parte del Acuerdo Marco, ligados a una inversión total superior a los 2.100 millones.
El Acuerdo Marco, suscrito el 24 de octubre de 2018 entre el MITECO, las organizaciones sindicales y las asociaciones empresariales, marcó el inicio de una nueva etapa en la política de reactivación y apoyo a las zonas afectadas por el cierre de minas y centrales térmicas de carbón. Su objetivo es garantizar una transición justa para los trabajadores y los territorios, impulsando la diversificación económica, la restauración ambiental y el desarrollo sostenible.
El Acuerdo se estructura en ocho grandes bloques de actuación, que incluyen medidas sociales, apoyo a nuevas tecnologías, formación, restauración ambiental y líneas de ayudas para la reactivación económica dirigidas a empresas ubicadas en las cuentas mineras y ayuntamientos de la zona. La información detallada puede consultarse en el informe accesible aquí.
Los compromisos financieros del Acuerdo se enmarcan en el punto 6: “Líneas de ayudas para una Transición Justa de la minería del carbón y las comarcas mineras”, que contempla tanto ayudas para costes excepcionales como ayudas para el impulso económico y la reactivación de las comarcas mineras, y establecía un compromiso financiero de 250 millones hasta 2027, destinado a las líneas de ayudas para la transición justa y el impulso económico de las comarcas mineras.
Desde 2019 hasta septiembre de 2024, el MITECO ha movilizado a través del ITJ y del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía: 402,21 millones para proyectos de inversión municipal y restauraciones, y 290,38 en convocatorias directas a empresas y proyectos energéticos
Además de estas ayudas directas, el ITJ ha completado la tramitación de la mayoría de las ayudas a los trabajadores afectados por el cierre del sector, con 330 prejubilaciones y 36 bajas incentivadas, que suponen una inversión total de 175,5 millones.
Durante 2024 se desarrollaron 10 itinerarios formativos en municipios mineros, con 141 participantes y una alta tasa de recolocación, asimismo se abrió y promovió a la participación femenina en los territorios.
También se han movilizado 147,58 millones del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), como parte de los proyectos de inversión municipal, con ayudas en Asturias, Castilla y León, y Aragón, destinadas a restaurar más de 2.200 hectáreas, crear 300 empleos directos y mejorar ecosistemas y patrimonio natural.
Por otro lado, en materia de rehabilitación de espacios degradados, el ITJ ha convocado dos líneas de ayudas para costes excepcionales de cierre y restauración ambiental, con 21,9 millones concedidos a empresas como SAMCA, HBG y CGMT. Estas actuaciones abarcan más de 1.000 hectáreas de terrenos restaurados, generan 153 empleos directos y contemplan labores de modelado del terreno, revegetación y desmantelamiento de instalaciones mineras.
A estos recursos se suman fondos adicionales procedentes de los componentes 4 y 5 del PRTR, por valor de 20,18 millones, destinados a obras de restauración ambiental y fluvial en Asturias, León, Palencia y otras provincias, con varios proyectos ya finalizados y otros actualmente en ejecución. De este fondo de gestión autonómica al 95% lo ejecutan las CCAA de Asturias, Aragón y Castilla y León para las comarcas mineras de estas CCAA.
La nueva Asociación Agrovoltaica Española, con sede en Ávila, promoverá la colaboración entre empresas energéticas y el sector agroganadero
La Asociación Agrovoltaica Española (AAE) fue presentada de forma oficial el 12 de noviembre en el Foro de Agrovoltaica celebrado en el marco de EGEC (Energy Global Expo & Congress) en Feria Valencia. La AAE nace con el objetivo de promover la implantación de sistemas agrovoltaicos sostenibles en España favoreciendo la colaboración entre el sector agrícola, las empresas energéticas, la investigación y las administraciones públicas, y con la intención de impulsar un modelo de producción dual que contribuya tanto a la seguridad alimentaria como a la transición energética. En su constitución participan como impulsores y miembros fundadores organizaciones y clústeres representativos del sector: CEOE Ávila, Valfortec, CYLSOLAR, CECV, Huerto Tornasol, Enercoop, Inderen, ITG y La UNIÓ.
Durante la presentación, los representantes de la AAE expusieron la razón de ser de la asociación: defender marcos regulatorios que permitan el desarrollo de proyectos agrovoltaicos sin comprometer la actividad agraria, promover buenas prácticas agronómicas y medioambientales, facilitar la colaboración público‑privada y acelerar la investigación y la innovación aplicada. La AAE se propone además trabajar en la definición de estándares de calidad, en la generación de conocimiento práctico y en la difusión de experiencias que demuestren el valor compartido de los proyectos en el territorio.
El Foro puso sobre la mesa tanto el presente como el futuro de la agrovoltaica en España, con especial enfoque en su implicación social y medioambiental. Se presentaron y debatieron proyectos reales que ya están en desarrollo o en fase avanzada de implantación, entre los que se citaron Huerto Carrasco, Picassent Solar y Bormasolar, y se analizaron iniciativas de innovación como PV4PLANTS, pastoreo fotovoltaico, Go SolarWine y Ecoolop. Estas experiencias sirvieron para ilustrar soluciones técnicas y modelos de convivencia entre producción agrícola y generación eléctrica que buscan beneficios agronómicos, ambientales y socioeconómicos para las comunidades locales.
La puesta en marcha de la AAE llega en un momento en el que la agrovoltaica genera interés creciente por su potencial para diversificar las rentas agrícolas, reducir riesgos climáticos sobre cultivos mediante sombreados controlados, y simultanear funciones productivas en un mismo espacio. Los asistentes coincidieron en la necesidad de avanzar con proyectos piloto demostrativos, criterios claros de diseño y seguimiento, y mecanismos de participación que garanticen el protagonismo de los agricultores y las comunidades rurales en las decisiones.
La Asociación Agrovoltaica Española hace un llamamiento a productores, cooperativas, promotores, centros de I+D y administraciones para sumarse a la iniciativa como socios, con el fin de consolidar una red colaborativa que promueva proyectos validados técnica y socialmente, impulse la innovación y contribuya a construir un modelo rural más sostenible y resiliente.
Solaria obtiene autorizaciones ambientales para 908 MWh de baterías en Castilla y León y Castilla-La Mancha
Solaria Energía y Medio Ambiente ha obtenido las Declaraciones de Impacto Ambiental (DIA) favorables para la instalación de 908 megavatios hora (MWh) de baterías en 11 plantas fotovoltaicas ubicadas en Castilla-La Mancha y Castilla y León, según ha indicado en un comunicado.
Así, el grupo de renovables presidido por Enrique Díaz-Tejeiro ha destacado que esta nueva capacidad de almacenamiento «permitirá avanzar en la estrategia de hibridación de la compañía, integrando baterías en sus activos de generación para mejorar la flexibilidad del sistema eléctrico y optimizar la operación de sus plantas solares».
Este hito se suma a la reciente aprobación ambiental obtenida por Solaria para instalar 780 MWh de almacenamiento en su complejo fotovoltaico de Garoña (Castilla y León) de 710 megavatios (MW), uno de los mayores desarrollos solares de España.
Las baterías y los activos solares de Solaria
De este modo, con ambas autorizaciones, Solaria «consolida su posición como uno de los operadores líderes en almacenamiento renovable a gran escala». Durante 2025, la compañía ya ha cerrado la adquisición de 1.362 MWh de baterías, de los cuales un primer bloque de 116 MWh entrará en operación antes de fin de año y los 1.246 MWh restantes se conectarán de forma progresiva a lo largo de 2026.
El consejero delegado de la firma ha destacado que «la integración de almacenamiento en sus activos solares es clave para reforzar la estabilidad del sistema eléctrico europeo, reducir riesgos regulatorios y avanzar hacia un modelo energético más eficiente y digitalizado».
«Estos hitos confirman el liderazgo de Solaria en la hibridación fotovoltaica en España y consolidan nuestra hoja de ruta para los próximos años», ha añadido. Por otra parte, la firma ha señalado que su plan de hibridación y digitalización permitirá «no solo optimizar la producción renovable, sino también abrir nuevas oportunidades de ingresos a través de servicios auxiliares y arbitraje eléctrico, reforzando su papel en la transición energética europea».
Para terminar, la empresa ha subrayado que con dichas autorizaciones ambientales continúa avanzando en su «objetivo estratégico de construir la mayor plataforma híbrida de energía solar y almacenamiento de Europa».
Baterías de almacenamiento: claves para elegir la configuración adecuada según normativa y aplicación
Texto:
Maribel Cotolí Cáceres
Ingeniera Industrial de Arram Consultores SL
“El almacenamiento energético mediante baterías se ha consolidado como un componente clave en la transición energética y la gestión de redes eléctricas más flexibles. Sin embargo, no todas las soluciones de almacenamiento son iguales. A la hora de diseñar e implantar una instalación de baterías, existen múltiples factores técnicos y normativos que condicionan su rendimiento, viabilidad económica y prioridad de operación.
Una de las primeras decisiones clave es el tipo de contenedor que albergará las baterías y si éste incluye o no los inversores integrados. Los sistemas de almacenamiento modulares tipo contenedor con inversores integrados presentan la ventaja de ofrecer soluciones compactas, preinstaladas y listas para su conexión, lo que simplifica la logística, el montaje en campo y la integración en proyectos. Esta modalidad, cada vez más popular entre fabricantes líderes, reduce los riesgos técnicos asociados a la interoperabilidad y acorta los plazos de puesta en marcha. Se podría decir, incluso, que es la única opción a elegir en aquellos proyectos con problemas de espacio, sobre todo eligiendo al fabricante adecuado. Sin embargo, su principal inconveniente radica en la posible dependencia tecnológica del fabricante (vendor lock-in), que puede limitar futuras ampliaciones o adaptaciones.
Por el contrario, los sistemas en los que los inversores se ubican fuera del contenedor permiten una mayor versatilidad en el diseño del sistema y una adaptación más fácil a distintas topologías de red o estrategias de operación. Esta alternativa, más abierta, es ideal para proyectos que requieren un alto grado de personalización o para operadores que prefieren mantener el control sobre los distintos elementos del sistema. No obstante, requiere mayor complejidad en la ingeniería y más espacio físico, además de una planificación más cuidadosa para garantizar la compatibilidad entre los distintos equipos. Además, el hecho de que los inversores se sitúen fuera del contenedor de baterías implica que la instalación eléctrica entre ambos elementos debe realizarse en corriente continua (DC), lo que introduce consideraciones técnicas específicas. A diferencia de las conexiones en corriente alterna (AC), propia de plantas de almacenamiento con inversores integrados, las líneas de DC requieren un diseño cuidadoso en cuanto a distancias, secciones de cableado, protección contra sobretensiones y coordinación de equipos de desconexión. Aunque esta configuración ofrece mayor libertad para seleccionar y dimensionar el inversor de forma independiente, también supone una mayor complejidad en campo, tanto en la ingeniería como en la puesta en marcha. Además, la operación en DC entre contenedor e inversor implica una supervisión más estricta de la seguridad eléctrica, especialmente en lo relativo a las corrientes de fuga, el aislamiento y la detección de fallos a tierra.
Otro elemento decisivo es la capacidad temporal del sistema: es decir, cuántas horas puede operar la batería a su potencia nominal. En el contexto regulatorio actual, y bajo el marco del Real Decreto 1183/2020, las instalaciones con al menos 2 horas de almacenamiento comienzan a ser consideradas como gestionables, lo que les otorga ciertas ventajas operativas. Sin embargo, son los sistemas con una duración de 4 horas los que están llamados a tener un papel protagonista. La regulación actual y las futuras subastas contemplan dar prioridad de despacho a las instalaciones hibridadas con almacenamiento que puedan garantizar esta autonomía de 4 horas, consolidando así su atractivo para proyectos renovables con mayor penetración en el mercado.
El Real Decreto-ley 7/2025, aprobado por el Gobierno en junio, proponía medidas ambiciosas para reforzar esta visión, como la prioridad de despacho para sistemas híbridos, la exención de evaluación ambiental o la declaración de utilidad pública para instalaciones de almacenamiento. No obstante, dicho real decreto-ley no fue convalidado por el Congreso el 22 de julio de 2025, por lo que todas estas medidas han quedado sin efecto y no son actualmente aplicables. La normativa vigente sigue siendo, por tanto, la que se deriva del RD 1183/2020 y de la normativa comunitaria.
Esta capacidad de almacenamiento no solo es relevante desde el punto de vista normativo, sino también técnico y económico. Las baterías de 2 horas pueden ser suficientes para aplicaciones como la regulación de frecuencia o la estabilización de red, pero en escenarios de arbitraje energético, integración de renovables o gestión de picos de demanda, la opción de 4 horas ofrece un margen de operación mucho más amplio y rentable. A pesar de su mayor coste inicial, la tendencia del sector apunta claramente hacia este tipo de soluciones de mayor capacidad.
En relación con la integración del sistema en el entorno energético, existen dos grandes modelos de implantación: el almacenamiento hibridado con instalaciones de generación renovable y el almacenamiento stand-alone o conectado de forma independiente a la red. En el primer caso, el sistema de baterías comparte punto de conexión con una planta fotovoltaica o eólica, y puede alimentarse directamente de la energía generada. Esta configuración, amparada también por el RD 1183/2020, simplifica los trámites administrativos y permite aprovechar al máximo la energía excedentaria, contribuyendo a un mayor grado de autosuficiencia energética. Aunque el RDL 7/2025 iba a reforzar estas ventajas con nuevas medidas de tramitación preferente y simplificación ambiental, su rechazo en el Congreso ha dejado vigente el marco anterior.
Por otro lado, los sistemas stand-alone no dependen de ninguna fuente renovable propia y se conectan directamente a la red. Su principal ventaja es la libertad operativa: permiten cargar y descargar según las condiciones del mercado eléctrico, siendo muy útiles en esquemas de arbitraje, regulación de frecuencia o participación en mercados de capacidad. A pesar de esta flexibilidad, estos sistemas suelen tener menor prioridad de despacho y no cuentan con los beneficios regulatorios que sí se otorgan a las instalaciones híbridas.
En ambos casos, la evolución normativa tanto en España como en la Unión Europea avanza hacia una mayor integración del almacenamiento como actor esencial del sistema eléctrico. La nueva Directiva europea sobre baterías (UE 2023/1542), así como el Reglamento de emergencia sobre aceleración de renovables (UE 2022/2577), refuerzan el papel del almacenamiento como solución prioritaria, al tiempo que establecen requisitos más exigentes en materia de seguridad, trazabilidad, huella de carbono y reciclaje.
En definitiva, la elección entre uno u otro tipo de batería no puede hacerse de forma aislada. Factores como la integración del inversor, la duración del sistema, el tipo de operación (híbrida o independiente), así como el cumplimiento de la normativa vigente, deben formar parte de una estrategia técnica y económica bien alineada con los objetivos del proyecto. Contar con el asesoramiento adecuado y una visión clara del marco regulatorio permitirá a promotores y clientes invertir en soluciones robustas, rentables y preparadas para el futuro energético europeo, por ello, desde ARRAM estamos dispuestos a ayudarte, ya que si algo nos define que es la pasión por lo que hacemos”.
Castilla y León refuerza su apuesta por la biomasa con la modernización de la central térmica de Cuéllar
La actuación, cofinanciada con fondos FEDER, incluye nuevas calderas de biomasa, mejoras de eficiencia y autoconsumo fotovoltaico, con finalización prevista en febrero de 2026
El consejero de Medio Ambiente, Vivienda y Ordenación del Territorio, Juan Carlos Suárez-Quiñones, visitó el pasado día 12 de noviembre las obras de modernización de la central de generación de energía térmica con biomasa de la red de calor de Cuéllar (Segovia), acompañado por el alcalde del municipio, Carlos Fraile, y la delegada territorial de la Junta en Segovia, Raquel Alonso.
Esta actuación se enmarca en la estrategia de la Junta de Castilla y León para impulsar infraestructuras energéticas basadas en energías renovables y biomasa forestal, con el objetivo de promover la sostenibilidad, el ahorro económico, la reducción de emisiones contaminantes y la limpieza de los montes.
Modernización de la central de biomasa
Las obras de modernización contemplan la instalación de dos nuevas calderas de biomasa de 2 y 3 MW de potencia térmica, la implantación de filtros de mangas y multiciclones para la depuración de humos, la sustitución de equipos de bombeo por otros más eficientes, así como la renovación de las instalaciones eléctricas y de protección contra incendios. Además, se ampliará el edificio de la central para albergar los nuevos equipos y se construirá una zona de oficinas y control. La nueva planta incorporará también placas fotovoltaicas para el autoconsumo eléctrico sostenible de la instalación.
El biocombustible utilizado será astilla forestal procedente de trabajos silvícolas en los montes de Castilla y León, con un consumo anual estimado de 2.500 toneladas, lo que supondrá una reducción de emisiones de 1.850 toneladas de CO₂ al año frente a los combustibles fósiles.
La inversión total asciende a 2.568.349 euros, cofinanciada con fondos europeos FEDER 2021-2027. Las obras se encuentran muy avanzadas y está previsto que finalicen en febrero de 2026.
La primera red de calor con biomasa en España
La instalación de calefacción centralizada con biomasa forestal de Cuéllar fue la primera red de calor con biomasa construida en España, puesta en funcionamiento en febrero de 1999.
Actualmente, la red atiende la demanda térmica de cinco instalaciones municipales (pabellón polideportivo, frontón cubierto, centro cultural, piscina climatizada y colegio público Santa Clara), seis comunidades de propietarios que suman 228 viviendas y 24 viviendas unifamiliares.
En 2013, el Ayuntamiento de Cuéllar firmó un convenio con la Sociedad Pública de Infraestructuras y Medio Ambiente de Castilla y León (SOMACYL) para implantar mejoras energéticas y gestionar la operación del sistema. Con el fin de renovar completamente la central tras haber alcanzado su vida útil, ambas entidades han suscrito un nuevo convenio que incluye la operación y mantenimiento de la red durante los próximos 15 años.
Expansión de las redes de calor con biomasa en Castilla y León
Desde hace más de una década, la Junta, a través de SOMACYL, ha desarrollado redes de calor con biomasa en diferentes puntos de la Comunidad, con una inversión global de 77 millones de euros. Estas instalaciones proporcionan suministro térmico a 150 edificios públicos y 2.900 viviendas, alcanzando una potencia total cercana a los 100 MW y más de 70 kilómetros de canalizaciones.
SOMACYL prevé invertir 140 millones de euros adicionales en los próximos años para seguir ampliando la red de calor con biomasa en ciudades como Salamanca, Segovia y León, con el objetivo de alcanzar en 2030 los 230 MW de potencia renovable instalada y 180 kilómetros de distribución de agua caliente.
La nueva subestación eléctrica Herrera de Valdecañas apuesta por la innovación con mayor seguridad, mejor suministro y menor impacto visual
i-DE, la dtribuidora de Iberdrola en España, ha concluido el proyecto de compactación de la subestación transformadora de reparto Herrera de Valdecañas, que se encuentra en la provincia palentina y que contribuye a mantener los niveles de calidad de suministro de cerca de 3.200 clientes del municipio que da nombre a la instalación, así como de localidades aledañas como Astudillo, Cordovilla la Real, Hornillos de Cerrato, Palenzuela, Quintana del Puente, Tabanera de Cerrato, Torquemada, Valbuena de Pisuerga, Valdecañas de Cerrato, Valdeolmillos, Villahan, Villalaco y Villamediana, muchos de estos clientes del sector primario, especialmente explotaciones agrícolas y ganaderas.
Esta actuación, que se ha desarrollado en los últimos doce meses y ha supuesto una inversión de 2,25 millones de euros, ha contado con un importante componente regional, la empresa salmantina Surya y las delegaciones vallisoletanas de Ormazabal y Ferrovial Energía han participado en esta actuación, contribuyendo a la dinamización de la economía y el empleo en la Comunidad de Castilla y León.
La compañía ha ejecutado la compactación del sistema de 45 kilovoltios (kV) -alta tensión- y del de 13 kV -media tensión- que se ubican ahora en el interior de edificios prefabricados y las salidas de las líneas de alta y media tensión se han soterrado, reduciendo el impacto visual. Asimismo, se ha sustituido el transformador de potencia.
Además, la compañía distribuidora del grupo Iberdrola reduce las labores de mantenimiento y, gracias al nuevo sistema de protecciones y control integrado, conseguirá una mayor fiabilidad de la instalación, respondiendo a criterios avanzados de calidad y respeto medioambiental. Todos estos trabajos que se han realizado mejoran la seguridad del personal de operación y mantenimiento y aumentan la calidad de servicio.
Hay que destacar que el proyecto se ha ejecutado sin afectar al suministro eléctrico habitual de los clientes mientras se trabajaba en dicha infraestructura eléctrica.
En Castilla y León, i-DE gestiona más de 50.000 km de líneas eléctricas, cuenta con 15.697 centros de transformación en servicio y 246 subestaciones.
En los últimos años, la compañía ha acometido un ambicioso plan de digitalización de sus redes eléctricas, donde ha convertido sus más de 1,5 millones de contadores en la región y la infraestructura que los soporta, en inteligentes, incorporando capacidades de telegestión, supervisión y automatización. La digitalización de la red de distribución eléctrica va a permitir más información para implantar medidas adicionales de eficiencia y sostenibilidad energética, de forma comprometida con una acción climática ambiciosa y urgente.
León impulsa la sostenibilidad municipal con la instalación de sistemas de almacenamiento energético Kstar
El Ayuntamiento instala nueve unidades de gran capacidad en colaboración con Norsol Energía Solar y Amara NZero para optimizar el consumo de edificios públicos
El Ayuntamiento de León ha dado un paso adelante en su estrategia de eficiencia energética y sostenibilidad con la instalación de nueve sistemas de almacenamiento energético de gran capacidad, suministrados por Kstar en colaboración con Norsol Energía Solar y Amara NZero.
Cada instalación está compuesta por un armario de baterías de 197 kWh (modelo BC197DE) y dos inversores híbridos de 50 kW (modelo KAC50DP), configurando un sistema robusto, escalable y altamente eficiente. Estas actuaciones forman parte de un proyecto más amplio que busca extender la instalación de equipos de almacenamiento distribuidos por diferentes puntos de la ciudad, con el fin de optimizar el consumo energético en edificios públicos y avanzar hacia un modelo urbano más sostenible.
La iniciativa se basa en la serie BluePulse KAC50DP-BC197DE de Kstar, una solución “todo en uno” que integra inversor y almacenamiento en un solo equipo compacto. Este diseño reduce el espacio necesario, simplifica la instalación y el mantenimiento, e incorpora avanzadas medidas de seguridad eléctrica y térmica. Además, su arquitectura modular permite adaptar la capacidad del sistema a distintas necesidades energéticas.
Desde Kstar destacan que “este proyecto demuestra cómo la tecnología de almacenamiento puede integrarse de forma efectiva en la gestión energética municipal”, subrayando la importancia de la colaboración técnica y logística con empresas como Norsol y Amara NZero, que han garantizado una ejecución segura y un soporte integral durante todo el proceso.
Con este proyecto, León se une al grupo de ciudades españolas que apuestan por la transición energética, demostrando cómo el almacenamiento energético se consolida como una herramienta clave para mejorar la eficiencia, la resiliencia y la sostenibilidad de las infraestructuras públicas.
El MITECO concede ayudas de 10,7 millones de euros a 106 nuevas comunidades energéticas, 12 de ellas en Castilla y León
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha aprobado la adjudicación de 10,7 millones de euros más en ayudas a iniciativas pioneras para la creación de 106 nuevas comunidades energéticas en toda España. Se trata de fondos europeos NextGenEU enmarcados en el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia
La resolución de la quinta convocatoria del programa CE Implementa, disponible aquí, se suma a otras convocatorias resueltas con anterioridad y eleva a 251 los proyectos en marcha beneficiados hasta ahora. Se han adjudicado más de 124 millones de esta línea de ayudas, que busca impulsar la participación de los consumidores en el sistema energético para democratizarlo, asentar el despliegue renovable en el territorio y contribuir a los objetivos de descarbonización. CE Implementa forma parte del paquete de ayudas a las comunidades energéticas, que incluye también el programa sinérgico de Oficinas de Transformación Comunitaria (CE Oficinas), que ha propiciado la creación de 74 de estas entidades orientadoras.
Gestionada por el Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), la quinta convocatoria ha estado especialmente dirigida a proyectos de pequeño tamaño, no pudiendo superar su inversión el millón de euros. El principal objetivo ha sido fomentar la participación en el sector energético de actores que no toman parte en el mismo tradicionalmente, permitiéndose que cada comunidad energética pudiera impulsar varias propuestas. De este modo, las ayudas permitirán desarrollar 371 iniciativas piloto distintas; más de tres por proyecto.
La mayor parte de esas iniciativas (279) incorpora la instalación de energías renovables eléctricas, en todos los casos con tecnología solar fotovoltaica y almacenamiento. También hay propuestas de fomento de la movilidad sostenible (44) y proyectos para mejorar la gestión de la demanda (38) y para la instalación de energías renovables térmicas (10), como la aerotermia y la biomasa.
Los proyectos beneficiarios implican la instalación de nueva potencia de generación renovable: 20.822 kW de energía eléctrica de origen fotovoltaico y 1.216 kW de térmica. También sumarán 18.272 kWh de almacenamiento y 62 nuevos puntos de recarga de vehículos eléctricos en 35 ubicaciones distintas, así como cuatro sistemas de préstamos de bicicletas eléctricas y cinco de adquisición de vehículos eléctricos.
El plazo para la realización de las inversiones subvencionables y ejecución de las actuaciones objeto de las ayudas será de 14 meses a partir de la fecha de notificación de la resolución favorable de concesión de la subvención.
En la resolución de esta convocatoria sobresale Cataluña, con 42 proyectos seleccionados y el 31,55% de las ayudas asignadas (3,39 millones). Andalucía (16), Castilla y León (12) y Aragón (9) también han tenido un importante de propuestas admitidas. El resto de proyectos se llevarán a cabo en Castilla-La Mancha (6), la Comunidad Valenciana (6), la Comunidad de Madrid (4), País Vasco (3), Galicia, Extremadura y Murcia, con dos cada una, y Navarra y Asturias, ambas con una iniciativa.
Se da la circunstancia de que todos los beneficiarios son cooperativas y asociaciones, por lo que no hay proyectos impulsados por sociedades anónimas o limitadas. En total suman 18.674 beneficiarios adscritos a las entidades que recibirán las ayudas.
De las 106 comunidades energéticas subvencionadas, 55 operarán en municipios de Reto Demográfico, lo que refleja el interés que esta fórmula participativa de generación y consumo renovable suscita en el conjunto del territorio.
Las comunidades energéticas permiten que los ciudadanos produzcan, consuman, almacenen, compartan y vendan energía renovable colectivamente. Su finalidad principal es proporcionar beneficios ambientales, económicos y sociales a sus miembros y al entorno en el que desarrolla su actividad, más que una rentabilidad financiera.
En cuanto a su constitución, pueden ser agrupaciones o cooperativas existentes que entran en el ámbito energético, o nuevas creadas para ese fin. También proyectos colectivos, desde agrupaciones ciudadanas que promueven un pequeño parque solar o eólico a las afueras de un municipio a otros más integrales que combinen distintas tecnologías.
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