22 oct 2026

Castilla y León quiere cobrar por el sol: un impuesto que penaliza la inversión y confunde fiscalidad con protección ambiental


El Gobierno de PP y Vox propone un nuevo gravamen sobre los grandes parques fotovoltaicos. Bajo el argumento de proteger el territorio, introduce una carga fiscal que puede perjudicar la competitividad energética, desincentivar inversiones y castigar incluso a quienes realizan mayores esfuerzos de integración ambiental.

Un impuesto difícil de justificar en plena transición energética

España tiene una de las mayores oportunidades energéticas de su historia: convertir sus abundantes recursos renovables en electricidad competitiva para familias, industrias y nuevas actividades económicas.

La energía solar está contribuyendo a reducir los precios del mercado mayorista durante las horas de mayor producción. Su expansión también está acelerando el desarrollo del almacenamiento energético, la electrificación industrial y nuevos modelos de gestión de la demanda.

Sin embargo, mientras España necesita atraer inversiones para consolidar esa ventaja competitiva, el Gobierno de PP y Vox en Castilla y León propone aumentar la presión fiscal sobre una de las tecnologías que la hacen posible.

La medida, incluida en el Proyecto de Ley de Medidas Tributarias, Financieras y Administrativas para 2027, amplía el Impuesto sobre la Afección Medioambiental a los parques fotovoltaicos destinados principalmente a vender electricidad a la red.

Las tarifas propuestas oscilan entre 600 y 2.000 euros anuales por hectárea, según la superficie ocupada.

La Junta presenta el gravamen como una herramienta de compensación ambiental basada en el principio de que quien contamina debe pagar.

El problema es que el impuesto no mide la contaminación, ni la pérdida de biodiversidad, ni el impacto ecológico efectivo. Grava fundamentalmente la superficie ocupada.

Y esa diferencia no es un detalle técnico. Es la principal debilidad de toda la propuesta.

Primera contradicción: se paga por ocupar suelo, aunque se proteja mejor

El nuevo negocio de las baterías: del arbitraje eléctrico a la flexibilidad financiable


El análisis de Deloitte y AleaSoft revela cómo los contratos de tolling y los PPA híbridos están transformando la financiación del almacenamiento energético. Pero detrás de esta evolución aparece una cuestión todavía más importante: ¿quién garantiza que la flexibilidad contratada estará realmente disponible?

Una batería puede cambiar la financiación de una planta solar

El pasado 15 de octubre de 2026, Deloitte y AleaSoft Energy Forecasting analizaron, durante el webinar número 70 de AleaSoft, la evolución de los contratos de almacenamiento energético y su impacto sobre la financiación de proyectos renovables.

Las conclusiones, recogidas posteriormente por El Periódico de la Energía, muestran hasta qué punto está cambiando el modelo de negocio de las baterías.

Uno de los ejemplos presentados resulta especialmente significativo.

Deloitte comparó diferentes estructuras comerciales para una instalación fotovoltaica de 140 MWp asociada a un sistema de almacenamiento de 100 MW y cuatro horas de duración.

En el escenario merchant, financiado íntegramente con capital propio, el proyecto necesitaba 142 millones de euros de equity y alcanzaba una rentabilidad del 10,2 %.

Al incorporar un contrato de tolling a diez años, las necesidades de equity descendían hasta 86 millones de euros, con una rentabilidad del 10,0 %.

Una reducción del 39,4 % en el capital propio necesario, manteniendo una rentabilidad prácticamente equivalente.

Conviene interpretar correctamente el resultado: no significa que el proyecto cueste un 39,4 % menos, ni que genere necesariamente más beneficios. Significa que la previsibilidad contractual de los ingresos permite estructurar su financiación de forma diferente y recurrir a deuda en condiciones que pueden resultar más favorables.

Este ejemplo ilustra una transformación fundamental.

Las baterías están dejando de valorarse únicamente por los ingresos que pueden generar en el mercado eléctrico para empezar a valorarse también por su capacidad de respaldar compromisos contractuales financiables.

Del arbitraje energético a los ingresos contratados

La energía solar ha ahorrado 17.000 millones a España. Ahora toca multiplicar su valor con almacenamiento.

El estudio de UNEF demuestra el impacto económico de la fotovoltaica sobre el precio mayorista de la electricidad. Pero también revela el siguiente gran desafío de la transición energética española: aprovechar la energía solar cuando más valor tiene para los consumidores y el sistema eléctrico.

17.021 millones de euros en apenas 18 meses

La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) acaba de publicar un estudio que debería ocupar un lugar central en el debate energético español.

Según sus estimaciones, entre enero de 2025 y junio de 2026, la generación fotovoltaica y el autoconsumo permitieron reducir en 17.021 millones de euros el coste de adquisición de electricidad en el mercado diario español.

El precio medio observado durante ese periodo fue de 60,2 €/MWh. Sin la aportación fotovoltaica, el modelo de UNEF estima que habría alcanzado los 112 €/MWh.

Es decir, un precio mayorista aproximadamente un 46 % inferior al escenario simulado sin energía solar.

De los 17.021 millones, UNEF asigna 14.230 millones a las plantas fotovoltaicas en suelo y 2.791 millones al autoconsumo, mediante un reparto proporcional a la energía producida.

Se trata de resultados obtenidos mediante una simulación que reproduce la casación de OMIE y considera la respuesta de las interconexiones, los ciclos combinados y la generación hidráulica.

Conviene precisar que hablamos de un ahorro estimado en el mercado diario, no de una reducción directamente equivalente en las facturas finales de los consumidores, que incorporan otros conceptos y mecanismos de contratación.

Pero incluso con esta cautela, la conclusión es relevante:

La energía solar no solo reduce emisiones y dependencia energética. También contribuye a proteger la competitividad de la economía española frente a la volatilidad de los combustibles fósiles.

21 oct 2026

España autoriza casi 1 GW de baterías mientras se frena el desarrollo renovable: el almacenamiento empieza a cambiar las reglas del mercado eléctrico


El futuro del sector eléctrico español ya no depende únicamente de instalar más capacidad renovable, sino de conseguir que la energía producida esté disponible cuando y donde realmente se necesita.

Los últimos datos de tramitación energética en España apuntan a un cambio significativo en las prioridades de inversión.

Según la información publicada por pv magazine el 20 de octubre de 2026, durante el tercer trimestre se sometieron a información pública 99 proyectos de almacenamiento, con una potencia conjunta de 1.925 MW.

Más relevante todavía: 996 MW de almacenamiento obtuvieron autorización administrativa de construcción, de los cuales 985 MW correspondieron a sistemas de baterías independientes (standalone BESS).

Al mismo tiempo, la tramitación de nueva generación renovable perdió impulso.

Las administraciones desestimaron proyectos renovables que sumaban 3.367 MW, mientras que únicamente 578 MW consiguieron autorización de construcción durante el trimestre.

No significa que España esté abandonando las renovables. Pero sí plantea una cuestión fundamental:

¿Estamos pasando de un mercado centrado en producir electricidad renovable a otro en el que la flexibilidad energética será igualmente determinante?

20 oct 2026

La electrificación se convierte en una cuestión de seguridad nacional: el almacenamiento energético, pieza clave de la autonomía europea


Europa busca reducir su dependencia de los combustibles fósiles importados. Los últimos análisis de la Agencia Internacional de la Energía y Strategic Perspectives apuntan hacia una misma dirección: acelerar la electrificación. Pero el verdadero desafío será garantizar que esa electricidad esté disponible cuando y donde se necesite.

De la transición energética a la seguridad geopolítica

Durante años, la electrificación se ha presentado principalmente como una herramienta para reducir las emisiones de CO₂. Sin embargo, los acontecimientos geopolíticos están cambiando profundamente esta perspectiva.

Las crisis energéticas, la volatilidad de los mercados internacionales y las interrupciones de las cadenas de suministro han demostrado que la dependencia de combustibles fósiles importados representa una vulnerabilidad estratégica para Europa.

El 20 de octubre de 2026, El Periódico de la Energía publicaba dos noticias que reflejan este cambio de paradigma.

La primera recoge las declaraciones de María Sicilia, directora de Sistemas y Mercados Eléctricos de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), que identifica la electrificación como una herramienta para conseguir una energía más segura, competitiva y sostenible.

La segunda presenta un estudio de Strategic Perspectives que concluye que acelerar la electrificación podría reducir aproximadamente dos tercios las importaciones europeas de petróleo y gas hacia 2040.

El mensaje es claro: la electrificación ya no responde exclusivamente a una estrategia climática. Se está convirtiendo en un instrumento de soberanía económica y seguridad energética.

Una oportunidad económica de dimensiones históricas

La nueva electrificación industrial: por qué la combinación de fotovoltaica, BESS y bombas de calor está transformando la competitividad de las fábricas


El caso de Stellantis Madrid anticipa un cambio profundo en la gestión energética industrial: ya no basta con producir electricidad renovable. Hay que almacenarla, gestionar la demanda y coordinar los consumos eléctricos y térmicos para convertir la energía en una ventaja competitiva.

1. Stellantis Madrid: mucho más que autoconsumo fotovoltaico

La transformación energética de la fábrica de Stellantis en Madrid, desarrollada junto a GreenYellow, constituye un ejemplo de cómo puede evolucionar la infraestructura energética industrial.

El proyecto combina tres tecnologías:

  • Generación fotovoltaica: aproximadamente 12,4 MWp según la información publicada el 20 de octubre de 2026.

  • Almacenamiento energético: un sistema BESS de 25 MWh.

  • Electrificación térmica: sustitución de calderas de gas por bombas de calor, con un ahorro energético comunicado de aproximadamente 2,9 GWh anuales.

La actuación térmica presenta un ahorro energético del 57 % según GreenYellow, que también comunica una reducción anual de 1.218 toneladas de CO₂.

Pero la importancia del proyecto va más allá de estas cifras.

Lo verdaderamente relevante es el planteamiento: la fábrica deja de tratar la generación, el almacenamiento y la demanda como elementos independientes para avanzar hacia una infraestructura energética integrada.

La energía deja de ser únicamente un coste operativo y comienza a convertirse en un recurso industrial gestionable.

España alcanza los 562.000 €/MW/año en el índice europeo BESS: ¿cuánto vale realmente la flexibilidad eléctrica?


El último Storage Index de Clean Horizon confirma que el almacenamiento energético está entrando en una nueva etapa. La oportunidad ya no consiste únicamente en comprar electricidad barata y venderla cara, sino en gestionar la flexibilidad de un sistema eléctrico cada vez más complejo.

20 de octubre de 2026 | Almacenamiento energético · Mercados eléctricos · SolaX Power

Europa comienza a poner precio a la flexibilidad

Durante años, el almacenamiento energético se ha presentado como el complemento indispensable de las energías renovables. Su función parecía sencilla: almacenar los excedentes solares o eólicos para utilizarlos cuando disminuye la generación.

Sin embargo, la evolución de los mercados eléctricos europeos está demostrando que el valor de una batería va mucho más allá de desplazar energía entre diferentes horas del día.

El último Storage Index publicado por Clean Horizon ofrece una perspectiva reveladora.

En septiembre de 2026, los ingresos brutos potenciales anualizados para un sistema BESS de dos horas alcanzaron:

  • Polonia: 730.000 €/MW/año.

  • Portugal: 722.000 €/MW/año.

  • España: 562.000 €/MW/año.

  • Calabria (Italia): 467.000 €/MW/año.

  • Rumanía: 306.000 €/MW/año.

Estos valores corresponden a simulaciones basadas en las condiciones de mercado de septiembre, anualizadas para facilitar comparaciones. No son ingresos efectivamente obtenidos durante un año ni rentabilidades garantizadas.

Aun con esta precaución, las diferencias entre mercados son extraordinarias.

¿Por qué un mismo sistema de almacenamiento puede presentar oportunidades económicas tan diferentes dependiendo del país o incluso de la región en la que se encuentre?

La respuesta está en la creciente importancia de la flexibilidad eléctrica.

España: un mercado que empieza a reconocer el valor del almacenamiento