La resolución definitiva del programa RENOINN 2, gestionado por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), permitirá incorporar 1.225,66 MW de generación instalada, en su mayoría fotovoltaica, y 2.320,72 MWh de capacidad de almacenamiento. La línea de autoconsumo colectivo podrá beneficiar, según las memorias de los proyectos seleccionados, a más de 9.000 consumidores vulnerables.

Los expedientes han sido elegidos en concurrencia competitiva entre las propuestas mejor valoradas. La distribución territorial sitúa el mayor número de proyectos subvencionados en Cataluña, con 189; Comunitat Valenciana, con 69; y Extremadura y Andalucía, con 48 cada una.

RENOINN 2: solicitudes, presupuesto y alcance

La segunda convocatoria de RENOINN recibió 882 solicitudes, frente a las 308 registradas en la primera edición. La demanda llevó a ampliar el presupuesto inicial en un 110% para atender un mayor número de peticiones.

En comparación con RENOINN 1, que resolvió ayudas por 148,45 millones de euros para 199 proyectos, casi 300 MW de generación y 351,56 MWh de almacenamiento, la nueva convocatoria triplica el número de expedientes beneficiarios y el importe asignado. En almacenamiento, la capacidad concedida se multiplica por ocho respecto a la primera edición.

El programa se articula en cinco líneas de incentivos. Su rasgo diferencial, según el planteamiento de la convocatoria, es la integración de energías renovables con almacenamiento en el territorio y en distintos sectores productivos, junto al impulso del autoconsumo colectivo y de la bomba de calor como vía para electrificar procesos térmicos.

Agrivoltaica con almacenamiento

La línea con mayor dotación es la de agrivoltaica con almacenamiento, que recibe 234 millones de euros para 118 proyectos. Por territorios, destacan Cataluña, con 30 iniciativas; Comunitat Valenciana, con 24; y Castilla y León, con 16.

Más de la mitad de las ayudas de esta línea se dirigen a explotaciones agrarias de cereales y cultivos arbóreos, como olivar y frutales, en las que los paneles fotovoltaicos se instalan sobre estructuras situadas a más de 4 metros de altura. El resto corresponde a los subprogramas de fotovoltaica con cultivo intercalado y de fotovoltaica sobre estructuras de entre 2 y 4 metros.

Los cultivos contemplados incluyen cereal, olivo, vid, cítricos y frutales, aromáticas, forrajeros, hortícolas, leguminosas, setas de cardo, trufa y herbáceos, entre otros. En todos los casos, el uso del suelo debe ser compatible con la actividad agraria principal y, cuando el promotor no sea el agricultor, las bases exigen un acuerdo firmado entre ambas partes.

La mayoría de las iniciativas de agrivoltaica seleccionadas incorporarán sensores para medir variables meteorológicas y de cultivo. También deberán disponer de una parcela testigo y presentar durante cinco años una memoria anual sobre el rendimiento de las instalaciones fotovoltaicas y su impacto en la explotación agrícola.

Fotovoltaica flotante e integración en infraestructuras

La resolución incluye 29 proyectos de fotovoltaica flotante con almacenamiento, con ayudas por 37,1 millones de euros. La mayor parte se orienta al autoconsumo y predominan las instalaciones en balsas de riego de uso agropecuario.

El subprograma dedicado a la integración de renovables en infraestructuras y espacios antropizados selecciona 47 propuestas innovadoras, todas ellas con almacenamiento. Estas actuaciones reciben 65,4 millones de euros en subvenciones y movilizarán una inversión total de 210,75 millones.

Dentro de esta línea, 42 proyectos son de tecnología fotovoltaica, cuatro de hidroeléctrica y uno de eólica. Entre los emplazamientos figuran estaciones de depuración y tratamiento de aguas, vertederos y espacios de rehabilitación minera. La potencia conjunta asciende a 165,69 MW y el almacenamiento asociado a 385,48 MWh.

Autoconsumo colectivo y bomba de calor renovable

La línea de autoconsumo colectivo con almacenamiento asigna 45,7 millones de euros a los 274 expedientes mejor valorados. Un alto porcentaje de estas iniciativas con componente social está promovido por entidades públicas, como ayuntamientos y diputaciones; al menos una decena corresponde a comunidades energéticas y entidades asociativas similares, y también figuran siete comunidades de propietarios.

La última línea de RENOINN 2 destina más de 51 millones de euros a 56 proyectos innovadores de bomba de calor renovable para avanzar en la electrificación de procesos térmicos. De las instalaciones seleccionadas, 29 son de geotermia y 27 de energía ambiente, mediante aerotermia o hidrotermia.

Entre los beneficiarios de esta línea hay 26 comunidades de propietarios. Galicia concentra el mayor número de expedientes de bomba de calor renovable, con 18 proyectos.

Todas las actuaciones subvencionadas deberán respetar el principio de no causar un daño significativo al medioambiente, requisito asociado a los fondos NextGenEU canalizados a través del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia.

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La estructura, desarrollada por la startup española BlueNewables con el apoyo de Naturgy, ha sido construida en el astillero San Enrique de Vigo y ha recibido el nombre de Paiporta, en homenaje al municipio valenciano afectado de forma especial por la DANA de 2024.

La iniciativa contempla dos unidades de 500 kW cada una. La primera ya se encuentra en el recinto portuario valenciano y la segunda está prevista para finales de verano, con el objetivo de completar la instalación y alcanzar la potencia total proyectada.

Ensayos de fotovoltaica flotante en mar abierto

El proyecto cuenta con una subvención del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) dentro del programa RENMARINAS VALENCIAPORT, coordinado por la Autoridad Portuaria de València (APV) y financiado por la Unión Europea-NextGeneration EU. Su finalidad es avanzar en el análisis y desarrollo de soluciones renovables vinculadas a la transición energética.

La puesta en marcha de esta plataforma se integra en la estrategia de Valenciaport para evolucionar hacia un modelo portuario más sostenible, innovador y eficiente. El ‘Plan Estratégico Valenciaport 2035’ incluye la descarbonización, la transición energética y la resiliencia climática entre sus ejes principales, con actuaciones orientadas a incorporar renovables y reducir de forma progresiva la huella ambiental de la actividad portuaria.

La APV también prevé crear una plataforma de ensayos para la conexión, prueba y vertido a la red eléctrica del Puerto de Valencia y Sagunto de demostradores tecnológicos de generación renovable marina. Esta infraestructura quedará disponible para futuros desarrollos. En este ámbito participa asimismo EnerMarPort, que instalará energía undimotriz en el puerto de Sagunto, para la que la APV habilitará la conexión y el vertido a red.

Tecnología catamarán y paneles bifaciales

La tecnología diseñada por BlueNewables incorpora una configuración tipo catamarán orientada a operar en entornos oceánicos. Este enfoque permite utilizar flotadores más eficientes y elevar los paneles solares respecto al nivel del mar, lo que mejora las condiciones de rendimiento y mantenimiento de la instalación.

La plataforma incorpora paneles solares bifaciales, capaces de producir electricidad tanto con la radiación solar directa como con la luz reflejada en la superficie marina. Según el planteamiento técnico del proyecto, esta característica permite incrementar la eficiencia del sistema. La instalación constituye la primera solución de energía solar flotante en el mar a escala precomercial en España.

Naturgy y BlueNewables colaborarán durante dos años en el intercambio de información técnica, operativa, estratégica y económica generada durante la fase de pruebas y en la monitorización posterior. El trabajo conjunto incluirá el análisis de rendimiento, incidencias técnicas, costes, funcionamiento y lecciones aprendidas para valorar el potencial de esta tecnología.

La fotovoltaica flotante en mar abierto se plantea como una línea de conocimiento por sus posibilidades de hibridación con otras tecnologías marinas, en particular la eólica offshore, así como por su aplicación en la descarbonización de puertos y en proyectos stand-alone en islas. Naturgy canaliza esta actividad de innovación a través de Innovahub, con proyectos vinculados al biometano, el hidrógeno verde, la digitalización, la inteligencia artificial, las redes inteligentes y la ciberseguridad.

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Con los datos disponibles a 3 de septiembre de 2026, la generación de las instalaciones de autoconsumo se estima en torno a 1.600 GWh durante el mes. En el acumulado de los ocho primeros meses del año, la demanda eléctrica nacional llegó a 175.858 GWh, lo que supone un avance del 2,8% respecto al mismo periodo del ejercicio anterior.

Si se ajusta la evolución acumulada por laboralidad y temperaturas, el crecimiento de la demanda entre enero y agosto se sitúa en el 1,7%.

Renovables y mix de generación eléctrica

Las tecnologías renovables incrementaron en agosto su producción un 11% frente al mismo mes de 2025 y alcanzaron 13.640 GWh. Con ese volumen, representaron el 53,6% de la estructura de generación eléctrica en España.

La solar fotovoltaica fue la primera tecnología del mix por quinto mes consecutivo, con una cuota del 29,2%. Su producción aumentó un 27,5%, hasta 7.445 GWh, y el 5 de agosto de 2026 superó su máximo diario de generación al alcanzar 281,2 GWh.

El ciclo combinado ocupó la segunda posición en la estructura de generación de agosto, con el 20,7% del total. A continuación se situaron la nuclear, con el 18,6%; la eólica, con el 13,3%; y la hidráulica, con el 6,9%.

Durante el mes, el 72,2% de la electricidad generada fue libre de CO2 equivalente. Esta producción sin emisiones aumentó un 8,2% en términos de GWh respecto al periodo comparable.

Al incorporar las estimaciones de producción procedente de instalaciones de autoconsumo, la participación de las renovables en el mix español de agosto se eleva al 55,1%. Además, para facilitar un mayor aprovechamiento de la generación renovable, se integraron en la red 954 GWh mediante almacenamiento en baterías y bombeo hidráulico.

Demanda y generación en Baleares

En las Islas Baleares, la demanda eléctrica de agosto aumentó un 15,4% tras considerar los efectos de laboralidad y temperaturas. En términos brutos, la demanda mensual se estimó en 850.670 MWh, un 16,4% más que en agosto de 2025.

Entre enero y agosto de 2026, la demanda de electricidad en Baleares se situó en 4.609.048 MWh, con un incremento del 6,4% respecto al mismo periodo del año anterior.

En generación, el ciclo combinado fue la principal fuente del archipiélago balear en agosto, con el 63% de la energía producida. Le siguieron los motores diésel, con el 11,3%, y la solar fotovoltaica, con el 10,6%, tras elevar su producción mensual un 18%.

Las energías renovables crecieron en Baleares un 20,6% frente al mismo mes del año pasado y alcanzaron una cuota del 13% sobre el total generado. El enlace submarino entre la Península y Mallorca cubrió el 23,5% de la demanda eléctrica balear durante agosto.

Evolución del sistema eléctrico en Canarias

En Canarias, la demanda de energía eléctrica aumentó en agosto un 1,9% interanual una vez ajustados los efectos de laboralidad y temperaturas. En términos brutos, el consumo fue de 843.145 MWh, un 3,1% más que en agosto de 2025.

En el acumulado de 2026, el archipiélago canario registró una demanda de 5.988.031 MWh, lo que representa un aumento del 1,6% respecto al mismo periodo del ejercicio anterior.

El ciclo combinado fue también la primera fuente de generación en Canarias durante agosto, con el 35,9% del total. La eólica se situó a continuación, con una cuota del 22,9% tras producir 192,8 GWh, un 29% más que en agosto de 2025.

La producción renovable en Canarias creció un 21,6% durante el mes y su participación alcanzó el 28,7% del total de la energía generada en el archipiélago.

Red Eléctrica ofrece más información estadística en su portal de datos del sistema eléctrico.

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* July 28, 2026
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* [Vance Peterson](https://blog.se.com/author/vance-peterson/)
AI is changing how data centers are planned, focusing more on where compute can realistically be deployed than on how much can be added. As data center power density grows, cooling, electrical infrastructure, and utility access have become one interconnected constraint. Higher-density AI racks demand a coordinated strategy, balancing available grid power, facility design, deployment timelines, and long-term operational efficiency.
For data center architects, facilities leaders, and AI infrastructure teams, the planning question is “How do we maximize AI capacity within the power we can actually obtain?”
[Liquid cooling](https://www.se.com/us/en/work/solutions/data-centers-and-networks/liquid-cooling/#Learn) is increasingly the answer because it helps operators extract more compute from limited electrical capacity.
## **Data center power density is outpacing facility design**
Hyperscale data centers, colocation providers, and neoclouds are moving well beyond the rack densities traditional facilities were designed to support. [Average rack density increased](https://afcom.com/news/720658/The-Data-Center-Density-Dilemma.htm) from approximately 16 kW in 2025 to 27 kW in 2026, while only one in five operators report being prepared to support the 50–70 kW racks now common in AI deployments. Forecasts put average densities near 40 kW within a few years, and the newest AI systems can reach up to 246 kW per rack.
GPU-based AI systems drive this shift directly. NVIDIA’s Vera Rubin platform can push rack power requirements up to 246 kW. Rather than spreading workloads across hundreds of lower-density servers, cloud and AI infrastructure concentrates power into fewer racks, creating thermal and electrical demands that conventional facilities were not built to handle.
Higher power density means significantly more power must be delivered (and removed as heat) from a much smaller footprint.
## **Why data center power density is now a grid problem**
In practice, data center power and rack density is an infrastructure planning challenge. Global [data center electricity demand](https://www.gartner.com/en/newsroom/press-releases/2026-06-10-gartner-says-data-center-electricity-demand-to-grow-26-percent-in-2026) is projected to reach approximately 132 GW in 2026, climbing toward 290 GW by 2030, driven largely by AI-optimized servers. At the same time, utility interconnection queues have become one of the largest obstacles to new AI deployments. In some major U.S. markets, securing new power capacity can take three to four years, longer than constructing the facility itself.
Time to power is becoming as critical as time to deployment. Organizations increasingly face a familiar bottleneck: utility power can’t be delivered fast enough. Instead of designing around unlimited future power, operators need to maximize the compute they can deploy within existing electrical allocations.
## **Liquid cooling improves more than thermal performance**
Direct-to-chip liquid cooling addresses power constraints in two ways. First, it supports rack densities [air cooling can’t reach](https://download.se.com/files?p_enDocType=Brochure&p_File_Name=Liquid+Cooling+for+Data+Centers+final.pdf&p_Doc_Ref=Liquid-cooling-vs-air-cooling). Schneider Electric’s end-to-end liquid cooling portfolio is built for the high-density requirements of cloud data centers, colocation providers, and neoclouds.
Second, it reduces facility overhead. Legacy air-cooled facilities commonly [operate at PUE values between 1.55 and 1.67](https://mgrid.org/2026/02/13/data-center-pue-plateau-liquid-cooling-19-percent-adoption/), meaning roughly a third of incoming electricity supports infrastructure rather than IT equipment. Direct-to-chip liquid cooling commonly achieves PUE values around 1.10–1.20, freeing electrical capacity for compute instead of cooling. Schneider Electric’s direct-to-chip architectures deliver 30–60% cooling energy reductions in appropriate applications.
For operators constrained by fixed utility allocations, every megawatt no longer required for cooling can support additional AI workloads without waiting years for new grid capacity.
## **Design around the entire power path**
Successful AI infrastructure planning depends on coordinating utility availability, electrical distribution, UPS infrastructure, rack power architecture, cooling distribution, and monitoring and operational visibility together.
Schneider Electric positions liquid cooling within a broader grid-to-chip and chip-to-chiller approach that treats electrical and thermal systems as [one system, not two](https://blog.se.com/datacenter/2026/04/09/building-ai-factories-why-integrated-power-and-liquid-cooling-systems-are-critical-for-high-density-ai-data-centers/). As buyers increasingly evaluate AI infrastructure as an interconnected whole rather than standalone technologies, conversations have shifted from liquid cooling alone toward broader AI infrastructure planning: power architecture, deployment speed, modular infrastructure, and operational readiness.
## **Proof point: Planning around existing grid access**
[TeraWulf’s Lake Mariner campus](https://www.datacenterknowledge.com/ai-data-centers/how-a-coal-plant-in-buffalo-became-terawulf-s-500-mw-ai-campus) in Buffalo, New York illustrates this approach at scale. Rather than developing a new greenfield site, the project repurposes a legacy industrial location with existing grid interconnection capacity. Schneider Electric, together with Motivair by Schneider Electric, is delivering integrated power and liquid cooling infrastructure supporting a phased campus expected to reach up to 750 MW. The deployment integrates [Galaxy™ VX UPS](https://www.se.com/us/en/work/products/product-launch/galaxy-vx-ups/) systems, [lithium-ion battery](https://www.se.com/in/en/product-range/66102-galaxy-lithiumion-battery-systems/) infrastructure, [Motivair CDUs](https://youtu.be/nDti33ICAXg), [in-rack manifolds](https://www.motivaircorp.com/products/in-rack-manifold/), [ChilledDoor® rear-door heat exchangers](https://youtu.be/9Fnz1uR1iUo), and [EcoStruxure™ IT monitoring software](https://www.se.com/us/en/work/software/data-center-infrastructure-management-dcim/?gclsrc=aw.ds&&msclkid=2c4b685af2a51ba98702023a47424feb&utm_source=bing&utm_medium=cpc&utm_campaign=2026_may_us_sp_dcai_bing_consideration_sem_local_brand&utm_term=ecostruxure%20it&utm_content=ecostruxure%20it-dcim_brand), proving that power and cooling engineered together shorten deployment timelines while maximizing available electrical capacity. Time to power remains one of the defining constraints on AI infrastructure growth today.
## **Existing facilities have viable retrofit options**
Not every cloud or colocation provider is building a new hyperscale AI campus. Many need to introduce higher-density AI workloads into existing facilities designed for conventional compute, and that doesn’t require a full rebuild.
Retrofit pathways capable of supporting higher-density AI environments include direct-to-chip cooling loops, [rear-door heat exchangers (RDHx)](https://www.motivaircorp.com/products/chilleddoor/), [Coolant Distribution Units (CDUs)](https://www.motivaircorp.com/products/CDU/), and [Heat Dissipation Units (HDUs)](https://www.motivaircorp.com/products/HDU/). These approaches let existing facilities accommodate higher rack densities while using much of their existing infrastructure. HDUs can also reject heat to air where chilled water infrastructure is unavailable, adding flexibility for brownfield deployments.
Retrofits still require meaningful capital and operational planning. Whether retrofitting or building new capacity delivers better long-term value depends on available power, facility condition, deployment timelines, and business priorities.
## **Plan AI infrastructure around power, not just cooling**
As data center power density climbs, successful infrastructure planning depends on understanding how power availability, cooling strategy, and deployment timelines influence one another. Cloud data centers, colocation providers, and neoclouds that evaluate these decisions together are better positioned to scale AI efficiently, whether expanding existing facilities or developing new campuses. Explore Schneider Electric’s[](https://www.se.com/us/en/work/solutions/data-centers-and-networks/liquid-cooling/%23Learn)[Liquid Cooling Hub](https://www.se.com/ww/en/work/solutions/data-centers-and-networks/liquid-cooling/) for direct-to-chip cooling, retrofit strategies, and integrated AI-ready cooling architectures.
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Cuba usará paneles solares donados por China en telefonía y Nauta Hogar, mientras la población sufre apagones de hasta 20 horas.

Los equipos forman parte de un lote de 5.000 sistemas fotovoltaicos entregados por China a Cuba en noviembre de 2025. Según el texto original, la donación fue concebida inicialmente para electrificar viviendas rurales aisladas y áreas del oriente del país afectadas por el huracán Melissa.

Paneles solares chinos para ETECSA en Matanzas

Del total recibido, 2.671 sistemas fueron reasignados a centros vitales en 168 municipios. Dentro de esa redistribución se incluyeron 240 unidades para ETECSA, en el marco de una donación valorada en más de 114 millones de dólares.

En Matanzas, los 18 sistemas se colocarán en pequeños gabinetes tecnológicos ubicados en los municipios de Cárdenas, Jovellanos, Matanzas, Jagüey Grande, Colón y Pedro Betancourt. La medida alcanzará aproximadamente al 12% de los clientes de telefonía fija y Nauta Hogar en esas zonas.

De acuerdo con los datos disponibles, el respaldo energético beneficiará a unos 10.248 abonados de telefonía fija y a 2.540 usuarios de Nauta Hogar. Al cierre de esta semana, 16 de los 18 sistemas ya se encontraban en fase de prueba.

Apagones y dependencia eléctrica de los servicios de telecomunicaciones

La decisión se produce mientras Cuba acumula 7.373 apagones reportados en todo el país hasta el 24 de abril de 2026. Los déficits de generación superan los 1.700 megavatios diarios, según las cifras incluidas en el texto original.

Nauta Hogar es un servicio residencial de internet de pago, mientras que la telefonía fija constituye otra vía de ingresos para ETECSA. La empresa estatal registró pérdidas de cientos de millones de dólares en 2024.

La vulnerabilidad de las telecomunicaciones ante la crisis energética quedó reflejada el 16 de marzo, cuando una desconexión total del Sistema Electroenergético Nacional provocó una caída del 65% en el tráfico de internet en la isla, de acuerdo con datos de Cloudflare.

El director de la División Territorial de ETECSA en Matanzas, Gustavo Montesinos Reyes, admitió que la falta constante de energía eléctrica afecta a alrededor del 70% de los clientes. La solución anunciada se concentra, sin embargo, en respaldar infraestructura tecnológica de la empresa.

Nuevos programas solares para radiobases y cabeceras municipales

ETECSA mantiene además otros dos programas vinculados al suministro fotovoltaico. Uno de ellos, financiado con presupuesto propio, prevé instalar kits de entre cinco y siete kilovatios en 29 radiobases de telefonía móvil, con equipos que están siendo trasladados desde el Mariel.

El tercer programa contempla kits de entre 16 y 24 kilovatios contratados a formas de gestión no estatal. Estos sistemas se destinarán a cabeceras municipales y a zonas de alta densidad poblacional en la provincia de Matanzas.

La instalación de paneles solares para infraestructura de telecomunicaciones avanza en paralelo a una crisis eléctrica sostenida. En febrero, la demanda del país alcanzó los 3.100 megavatios, frente a una disponibilidad de solo 1.361 megavatios.

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Las instalaciones autorizadas son FRV Guijo Solar III, FRV Guijo Solar IV, FRV Guijo Solar V y FRV Guijo Solar VI. Cada planta tendrá una potencia individual de 45,9 MW y, en conjunto, incorporarán 297.192 módulos fotovoltaicos, con 74.298 paneles en cada una.

Detalle de las plantas fotovoltaicas en Cáceres

Dos de los proyectos, FRV Guijo Solar III y FRV Guijo Solar IV, se desarrollarán en Guijo de Coria. Ambas instalaciones concentrarán una inversión cercana a 40,24 millones de euros, según la información recogida en el DOE.

FRV Guijo Solar V se ubicará en el término municipal de Calzadilla y contará con un presupuesto de 18,05 millones de euros. Por su parte, FRV Guijo Solar VI se levantará entre Calzadilla y Casas de Don Gómez y será la planta con mayor dotación económica de las cuatro, con una inversión próxima a 24 millones de euros.

Almacenamiento energético y proyecto Lusitanus en Extremadura

Las nuevas plantas solares podrían integrarse en la cartera de almacenamiento energético que FRV prevé desplegar en España durante los próximos años. La compañía trabaja con un plan de más de 1.200 MW en sistemas de baterías, tanto mediante hibridación con instalaciones fotovoltaicas como a través de desarrollos independientes o stand-alone.

Dentro de esa planificación, Extremadura concentra una parte destacada del despliegue previsto. FRV contempla instalar en las provincias de Cáceres y Badajoz más de la mitad de esa capacidad de baterías, con un total de 625 MW repartidos entre ambos territorios.

Además, la empresa prevé desarrollar en la comunidad autónoma el proyecto Lusitanus, un centro de datos orientado a Inteligencia Artificial. Según las estimaciones comunicadas por la energética y anunciadas por la Junta de Extremadura, la primera fase del proyecto requerirá una inversión de 2.100 millones de euros, a la que se añadirán otros 700 millones destinados a la infraestructura energética asociada.

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El objetivo de esta iniciativa es acelerar la incorporación de tecnologías limpias, la descarbonización de procesos industriales intensivos en energía y la mejora de la competitividad industrial en el marco de transición ecológica europea. Entre los destinatarios se incluyen tanto sociedades mercantiles privadas como estatales, agrupaciones industriales y empresas de servicios energéticos, siempre que acrediten al menos tres años de experiencia en el sector.

Ayudas y requisitos para descarbonización industrial

Las ayudas de la Línea 4 del PERTE de Descarbonización Industrial están dirigidas a financiar nuevas plantas totalmente descarbonizadas y líneas de producción completas que eliminen el uso de combustibles fósiles. También se pueden presentar inversiones vinculadas a tecnologías innovadoras, eficiencia energética o energías renovables para autoconsumo.

Cada solicitud debe incluir al menos un proyecto primario centrado en inversiones para la descarbonización industrial, lo que constituye un requisito imprescindible. Los proyectos deberán demostrar una reducción mínima de 5.000 toneladas de CO₂ equivalente al año, conforme a los criterios de la Orden de Bases.

Dotación económica, condiciones y acceso a la ayuda

Los 100 millones de euros de la convocatoria provienen del Mecanismo de Recuperación y Resiliencia NextGenerationEU y se otorgan exclusivamente como subvenciones. Los gastos subvencionables abarcan personal investigador y técnico, equipos de producción, inversiones en eficiencia energética y autoconsumo, además de estudios ambientales o auditorías energéticas. Todos los proyectos deben adaptarse a los límites y porcentajes recogidos en el Reglamento General de Exención por Categorías (RGEC).

Las solicitudes pueden presentarse a través de la sede electrónica de SEPIDES entre el 1 y el 18 de diciembre de 2025, siendo el procedimiento de concesión por concurrencia competitiva. Los criterios de evaluación incluyen aspectos técnicos, medioambientales y de elegibilidad, detallados en las bases reguladoras.

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Los beneficios de la agrovoltaica, energía renovable que permite el uso simultáneo del terreno para cultivos y generación eléctrica, se hacen evidentes para agricultores y ganaderos. Los paneles solares situados sobre campos de cultivo les posibilitan continuar su trabajo habitual, mientras se obtiene electricidad eficiente y económica. A su vez, los productores de energía logran generar electricidad sin alterar el entorno en la zona inferior de sus plantas, optimizando así el uso del espacio.

Agrovoltaica, energía solar fotovoltaica y sostenibilidad en España

Uno de los aportes clave para el sector agrícola es la protección frente a los riesgos meteorológicos. La sombra que proporcionan los paneles solares ayuda a proteger los cultivos y a reducir su exposición a condiciones adversas. En este sentido, diversos proyectos agrovoltaicos ya están en marcha en diferentes provincias, especialmente en la Comunitat Valenciana, donde se están desarrollando nuevas instalaciones a corto plazo.

La apuesta por la agrovoltaica como solución de energías renovables ha abierto nuevas oportunidades de colaboración entre productores de energía y asociaciones del ámbito agrícola y ganadero. Un ejemplo destacado es la Asociación Agrovoltaica Española (AAE), que surgió con el objetivo de liderar un modelo de uso del suelo más eficiente y sostenible. Entre sus miembros figuran entidades agrarias de relevancia como La Unió Llauradora i Ramadera.

Proyectos y asociaciones agrovoltaicas en la Comunitat Valenciana

Durante la feria Energy Global Expo & Congress, uno de los encuentros de referencia en Valencia, la agrovoltaica fue protagonista en un foro temático centrado en la integración de almacenamiento, hibridación tecnológica y gestión territorial. En este espacio, representantes de asociaciones y empresas activas en el sector de la energía solar fotovoltaica compartieron experiencias sobre la transición energética y la descarbonización. La presentación oficial de la AAE en dicho congreso refuerza la relevancia de esta tecnología y su integración en la estrategia nacional de sostenibilidad.

Con nuevas plantas en funcionamiento y más proyectos planificados, la agrovoltaica reafirma su posición como una renovable vinculada al desarrollo rural y a la eficiencia energética, especialmente en la Comunitat Valenciana. Su crecimiento evidencia la importancia de seguir impulsando modelos sostenibles que favorezcan a los agricultores y ganaderos, así como al conjunto del sector energético.

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El Vicepresidente del Grupo S&D, Yannis Maniatis, abrió la cita subrayando la urgencia de actuar a nivel comunitario y reafirmó el compromiso parlamentario con el desarrollo de tecnologías limpias como el calor solar. De acuerdo con Maniatis, es fundamental visibilizar y reforzar las tecnologías solares térmicas para alcanzar los ambiciosos objetivos energéticos de la Unión Europea.

Solar térmica y descarbonización: claves en el Parlamento Europeo

Stella Kaltsouni, en representación del gabinete de la Comisión, insistió en que acelerar el uso de fuentes renovables propias, como la solar térmica, representa la mejor oportunidad para conseguir la independencia energética, estabilizar los precios para los consumidores y robustecer el mercado europeo ante posibles crisis. Considera que esta tecnología no solo tiene ventajas económicas, sino también estratégicas.

Durante el evento, Valérie Séjourné expuso cómo funcionan los sistemas solares térmicos y sus beneficios en la transición hacia fuentes de calor limpias. Presentó un folleto elaborado en conjunto por dos organizaciones que analiza el impacto positivo del calor solar en edificios, su operación libre de emisiones y su compatibilidad con otras soluciones de calefacción, destacando el papel de la energía solar en la descarbonización del sector.

Experiencias y cifras sobre el avance de la energía solar térmica

Christos Travasaros compartió el ejemplo de Grecia, país en el que más de un tercio de los hogares cuenta actualmente con sistemas solares térmicos. Según su análisis, esta experiencia demuestra que decarbonizar los edificios europeos es factible y económicamente viable.

Martin Mense aportó datos sobre cómo la combinación de la energía solar térmica y las bombas de calor permite aumentar el ahorro energético y prolongar la vida útil de los equipos, lo que permite un mayor acceso a opciones asequibles para los consumidores.

Impacto en la economía y estrategia para el futuro energético

Federica Sabbati señaló el potencial de la tecnología solar térmica y del sector del calor limpio en Europa para generar empleos y fortalecer la producción en el continente, un tema corroborado por el caso griego. Por su parte, Guglielmo Cioni resaltó la capacidad del calor solar para reemplazar los combustibles fósiles, sin los efectos negativos derivados de las emisiones ni de la dependencia externa, y subrayó la necesidad de una inversión inicial para asegurar una transición energética inclusiva y segura en el futuro europeo.

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Dentro del marco de esta colaboración, Solar Earth se integra al ecosistema de alianzas de TECNALIA, fortaleciendo su papel en la innovación aplicada al mercado y ampliando las oportunidades para impulsar la circularidad energética en infraestructuras industriales y urbanas.

Desarrollo de tecnología avanzada e hidrógeno verde

El acuerdo contempla la creación de una plataforma que une capacidades científicas y tecnológicas para el desarrollo, validación y escalado de soluciones disruptivas. Entre los objetivos marcados destacan el despliegue y certificación de tecnologías energéticas avanzadas, así como el impulso de modelos energéticos apoyados en el hidrógeno verde, el autoconsumo inteligente y sistemas de generación distribuida y almacenamiento energético.

Además, la colaboración pretende facilitar la transferencia tecnológica a sectores productivos y sociales, fomentando la integración de herramientas de gestión inteligente y promoción de proyectos emblemáticos tanto en edificación como en industria y movilidad sostenible a nivel nacional e internacional.

Innovación aplicada y circularidad energética

Según declaraciones del CEO de Solar Earth, la alianza supone un avance estratégico para transformar el conocimiento científico y tecnológico en soluciones concretas y escalables que contribuyen a infraestructuras energéticas más competitivas y descarbonizadas. Solar Earth refuerza su compromiso junto a TECNALIA en el desarrollo de modelos aplicados al beneficio de las ciudades, la industria y la sociedad.

Tanto TECNALIA como Solar Earth apuestan a fortalecer la innovación tecnológica como palanca para acelerar la transición energética hacia sistemas más sostenibles, eficientes y resilientes. Las soluciones avanzadas, la eficiencia energética, el hidrógeno verde y el apoyo a proyectos estratégicos forman el núcleo de esta cooperación.

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