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Ingenieros Industriales piden al Gobierno un calendario en el PNIEC que garantice la estabilidad de precios en el suministro eléctrico

Europa Press.- El Colegio Oficial de Ingenieros Industriales de Madrid (COIIM) pide al Gobierno que añada al borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) un calendario «planificado y consensuado con todos los sectores» que garantice la continuidad del suministro eléctrico y unos precios estables.

En este contexto, se ofrece al Ejecutivo para plantear alternativas que presenten mejores perspectivas de ser ejecutadas en los plazos previstos, iguales o mejores resultados en cuanto a costes y reducción de emisiones y menores riesgos de suministro. Para el colegio profesional los plazos del PNIEC son «muy ambiciosos» ya que el ritmo anual de implantación de generación eólica y solar que sería necesario «multiplica por cuatro» el del periodo de mayor crecimiento del sector.

El borrador del plan aprobado por el Gobierno el 22 de febrero y remitido a la Unión Europea contempla una «ambiciosa» transformación del sistema energético a través de la reducción de emisiones, la eficiencia energética y potenciar las energías renovables con una inversión de 236.000 millones de euros hasta 2030, lo que supone unos 23.600 millones de euros anuales, de los que el 80% será asumida por el sector privado.

El plan incluye también la disminución en un 25% de la cogeneración con gas natural, prevé el cierre de 9 centrales de carbón en 2020 y otras 5 antes de 2030 y el cierre de 4 centrales nucleares entre 2025 y 2030 y otras 3 entre 2030 y 2035. Otros aspectos del plan incluyen un importante cambio en la movilidad que plantea pasar de los 58.000 vehículos eléctricos actuales a los 5 millones en 2030.

Se necesitan renovables y almacenamiento

A este respecto, el COIIM pide este calendario “planificado y consensuado con todos los sectores» porque en función del ritmo real de cierre sería necesario sustituir entre 2020 y 2030 los 80.081 gigawatios hora al año, que dejarán de generar las centrales de carbón y las nucleares. Las nucleares proporcionan en torno al 21% de la electricidad sin emisiones de CO2. De este modo, advierten al Gobierno de que ese plan de cierre «solo sería viable» si se añaden 65.456 megawatios de generación eólica y solar, incluida la fotovoltaica y la termosolar hasta 2030 en los plazos previstos, «con suficiente capacidad» de sistemas de almacenamiento y respaldo, tanto de corta duración como de carácter estacional.

De acuerdo con los cálculos realizados por los ingenieros, el ritmo anual de instalación debería ser de 5.950 megawatios al año, lo que equivale a casi cuadriplicar la instalación en los años de mayor crecimiento (periodo entre 1998 y 2011), cuando el ritmo era de 1.600 MW/año. En cuanto a las cifras de inversión, el colegio profesional asegura que en la actualidad la inversión total al año del sector industrial en España es de 23.000 millones de euros, lo que supone el 1,9% del PIB. El nivel de inversión del sector de producción eléctrica representa el 0,3% del PIB, 3.630 millones de euros al año.

Sin embargo, la inversión anual total propuesta en el PNIEC es de 23.600 millones de euros, una cifra que en el plan para renovables, redes y electrificación es de 14.348 millones, lo que también multiplica por 4 la inversión anual del sector eléctrico. En este contexto, advierte de que el hecho de no abordar estas inversiones podría incrementar el riesgo de incumplimiento y multa por parte de la Unión Europea.

Por otro lado, además de las medidas indicadas, el Colegio ve «interesantes» otras acciones como actualizar tecnológicamente las plantas renovables existentes, aumentar las interconexiones con el resto de Europa y África, instalar nuevos bombeos en centrales hidroeléctricas existentes o repotenciarlas, aumentar la eficiencia energética de los procesos en la industria, transporte y edificación, con mejoras del aislamiento y los sistemas de climatización o la producción distribuida para favorecer la autogeneración.

El Hierro, la isla autosuficiente que genera beneficios económicos con su apuesta hidroeólica en Gorona del Viento

EFE.- En 4 años la pequeña isla canaria de El Hierro no solo ha logrado ser prácticamente autosuficiente en materia de energía y convertirse en referente en sostenibilidad, sino que su apuesta hidroeólica es rentable, en especial a partir del próximo 26 de junio, cuando el proyecto quede amortizado.

Lo explica con pasión la presidenta del Cabildo de El Hierro, Belén Allende, cuando recuerda que el proyecto, la central hidroeólica Gorona del Viento, se puso en funcionamiento «como una idea audaz» de forma experimental en junio de 2014. «Ahora resulta fácil», pero entonces parecía utópico embarcarnos en un proyecto de autoabastecimiento con elementos «que nos son propios, como la orografía y el potencial eólico«. «Tenemos una garantía de más de 300 días de viento al año» y grandes «oquedades naturales» que sirvieron, las de menor valor ambiental, para los grandes depósitos de agua para turbinar, pues era necesario incorporar los saltos de agua para los periodos de calma eólica.

Desde 2015 la central vende energía a la red «generando beneficios», explica Allende, recurriendo al «cuento de la abuelita» o, lo que es lo mismo, «todo lo que ganes no lo gastes, sino que debes de ahorrar», una filosofía que les ha permitido pagar la deuda en un tiempo récord. «Fue un compromiso muy ambicioso. Estamos hablando de que se invirtieron 82 millones de euros y nos va a permitir que el martes podamos contar que ya hemos pagado, que hemos amortizado el proyecto» y que este año «estamos repartiendo beneficios entre la ciudadanía», reivindica.

Aunque parezca fácil, ha llevado su tiempo, porque cuando surgió la idea hace 20 años, el que estuviera liderada por una institución pública «no estaba como muy bien visto«. «Las operadoras del sector pesaban mucho y romper esa barrera era armarte como un quijote contra los molinos», explica. Este año «repartimos dividendos y el próximo, dividendos multiplicados, porque no tendremos que hacer frente a ningún tipo de amortización». El Cabildo cuenta con el 66% del proyecto, un 11% el Gobierno de Canarias con su instituto tecnológico y el resto a Endesa «porque era una condición que se nos puso para la gestión de esa energía».

Entre los nuevos retos, la movilidad sostenible y reinvertir en la gente. Desde el Cabildo no se olvidan de la población más desfavorecida, «que lo paso muy mal con la crisis económica y la crisis sísmico volcánica» de 2012 a 2015, «que fue muy dolorosa». Pero el futuro y el presente se vislumbran eléctricos y, por ello, la transición hacia un modelo de «movilidad eco» destaca en sus planes, de tal forma que al ciudadano le sea «fácil adquirir un vehículo eléctrico en compra o renting» y renovar un parque móvil de unos 8.000 vehículos.

Allende desgrana también, con orgullo, las cifras ambientales: hemos evitado la emisión a la atmósfera de más de 18.000 toneladas de CO2 y dejado de quemar 6.000 toneladas de fuel «con un ahorro de más de 1,8 millones de euros que pagábamos en combustible«. Con este bagaje, desde la Agrupación Herreña Independiente, Allende está convencida de que el presente es sostenible y por ahí deben venir los futuros ingresos, avanzando en cuestiones como el ciclo del agua o los residuos.

El Cabildo de Gran Canaria asegura que el bombeo de Chira-Soria no se retrasará y las obras empezarán en 2019

EFE.- El presidente del Cabildo de Gran Canaria, Antonio Morales, ha calificado al gas ciudad como una «barbaridad», porque costaría de 3.000 a 5.000 euros «readaptar un hogar al aire propanado», y también ha garantizado que no hay retrasos en el proyecto de la central hidroeléctrica de bombeo de Chira-Soria porque «ya se están haciendo los estudios geotécnicos y Red Eléctrica ha previsto en sus presupuestos una partida importante para realizarlos».

En su opinión, de alguna manera esto «significa que el proceso y las obras han empezado», pero, de forma física, los trabajos «comenzarán con la planta desaladora a principios del 2019». Morales ha insistido en que, junto con Red Eléctrica, el Cabildo está intentando que las obras de la desaladora que apoya el proceso de llenado de ambas presas pueda iniciarse en los primeros meses del 2019. El presidente insular ha asegurado que desconoce si el Gobierno se está planteando retrasar el proyecto a 2020 “porque a nosotros nos apuntan que se siguen los plazos».

Morales insistió en que continúa el proceso de construir una central hidroeólica y que “hubo que cambiar todo el proyecto». Asimismo recordó que «primero la concesión estaba hecha para Endesa», que luego «se cambiaron las normas» y que, finalmente, «Red Eléctrica recibe la propuesta de realización y administración» de esta central. Desde ese momento, añadió Morales, «se transformó el proyecto para que la desaladora sea la auténtica pila de almacenamiento de las renovables y permita una penetración de un 70% de renovables en Gran Canaria».

Estas modificaciones «ya están hechas y se está ahora en el proceso de aprobación de los estudios de impacto medioambiental», ha explicado. En sentido estricto, ha recalcado el dirigente de Nueva Canarias, «ya se están empezando las obras, ya que se están haciendo los estudios geotécnicos y no se hacen estos estudios para una obra que no se esté realizando».

El gas ciudad: «una barbaridad»

Por otro lado, Morales ha celebrado el rechazo al gas ciudad del Comité Regional del PSOE canario y ha recalcado que ha escuchado en la sede del Parlamento a un experto decir lo que desde el Cabildo “llevamos diciendo mucho tiempo» y también otras organizaciones «como la federación empresarial canaria, que ha mostrado su rechazo» a la implantación del gas. «Los tribunales lo han suspendido y espero que también lo haga la ciudadanía», ha añadido el dirigente de Nueva Canarias

Entre los argumentos que sostiene Antonio Morales, ha recalcado que «en Adeje, que tiene todas las canalizaciones, no hay no un solo cliente, nadie ha pedido engancharse a esta red», ya que «supone un coste de entre 3.000 y 5.000 euros para readaptar un hogar al aire propanado». «Es una barbaridad volver al siglo pasado, el futuro son las renovables, no volver atrás a un sistema caduco, abrir todas las aceras, edificios y casas para obligarnos a volver a las cocinas de gas», ha apostillado.

Las obras de la central hidroeléctrica de bombeo Chira-Soria podrían comenzar en 2018 en Gran Canaria

EFE.- Las obras de la central hidroeléctrica Chira-Soria, que proyecta la empresa Red Eléctrica de España en el sur de Gran Canaria, podrían comenzar en 2018, según adelantó el presidente del Cabildo de Gran Canaria, Antonio Morales. La central hidroeléctrica reversible Chira-Soria tendrá una potencia instalada de 200 megavatios, requerirá una inversión de 320 millones de euros y creará 500 puestos de trabajo directos durante la obra y otros 1.500 indirectos, según indicó Red Eléctrica.

Concebida como un almacén de energía, Chira-Soria tiene dos embalses a cotas diferentes, para que en las horas de menor consumo eléctrico se aproveche la energía eólica para bombear el agua del embalse inferior al superior, donde queda almacenada hasta que se deja caer hacia las turbinas cuando la demanda de energía es mayor. Morales ha recordado que el proyecto con el que se encontró el actual gobierno del Cabildo «perseguía solo la eficiencia de la gestión y la optimización de la empresa que había sido adjudicataria», inicialmente Endesa, y ha agregado que luego se produjo un cambio en la normativa que obligó a que fuese Red Eléctrica de España la que asumiera su realización,

«El nuevo adjudicatario nos planteó mejoras con las que coincidimos, porque la intención no puede ser otra que la central sirva como una gran pila para el almacenamiento de la energía, y eso obligaba a la modificación de las turbinas para permitir la penetración de un 70% de las energías renovables», ha apuntado Morales, que explicó que ya se han hecho «las modificaciones necesarias. En este sentido, indicó que “hay propuestas que afectaban al territorio», y ha agregado que se han encauzado y solventado «de forma adecuada para que fueran compatibles con las normativas medioambientales».

Canarias quiere impulsar las renovables mediante el almacenamiento energético con nuevas instalaciones hidroeléctricas de bombeo en Tenerife y La Palma

EFE.- La Consejería de Economía del Gobierno de Canarias pretende desarrollar instalaciones hidráulicas de bombeo que almacenen energía eléctrica para, así, potenciar las energías renovables con más seguridad, según indicó el Ejecutivo autonómico. De esta manera, el Ejecutivo canario impulsará la creación de nuevas estaciones de hidrobombeo que se sumarán a las que están recogidas en el Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2015-2020 del Estado, como Chira-Soria (Gran Canaria) o Gorona del Viento (El Hierro).

Con esta iniciativa, incluida en la Estratégica Energética de Canarias 2015-2025 (EECan25), la Consejería desea que haya suficiente suministro eléctrico en las islas como para integrar la energía renovable no gestionable. En la EECan25 se plantea la instalación, a partir de 2020, de dos centrales hidroeléctricas de bombeo, una en Tenerife, con una potencia de 90 MW, y otra en La Palma, con una potencia de 30 MW. Ello con el objetivo de «incrementar al 45% la participación de las energías renovables para la generación eléctrica, frente al 8% registrado en 2015 y reducir en un 21% las toneladas de CO2 equivalente respecto a 2014″.

El consejero de Economía de Canarias, Pedro Ortega, afirma que el almacenamiento energético «no solo aumentaría la seguridad del suministro eléctrico, sino que también ayudaría a gestionar las energías renovables de carácter intermitente, como la solar, la eólica y la fotovoltaica«. Esto, ha dicho, «a su vez provocaría un menor impacto ambiental y una reducción de costes en los sistemas eléctricos», lo cual es una meta del EECan25, en la que se recoge la «implantación del gas natural» o la «renovación del parque de generación eléctrica convencional«, entre otras medidas.

Problemas con las plataformas petrolíferas

Por su parte, el alcalde de Santa Cruz de Tenerife, José Manuel Bermúdez, pedirá a la Autoridad Portuaria de la provincia que estudie la posibilidad de que las plataformas petrolíferas fondeen en un sitio más lejano para evitar molestias a los vecinos de la costa. Bermúdez precisó que las plataformas están en un área de fondeo autorizada por la Autoridad Portuaria y el Ayuntamiento no tiene posibilidades legales «en la mano» para obligar a que estas instalaciones se trasladen. En todo caso el Ayuntamiento puede hacer «sugerencias» al organismo portuario para que valore si pueden fondear en sitios más lejanos.

Protermosolar reclama que se valore a las tecnologías con almacenamiento como un criterio para la subasta renovable

EFE / Europa Press.- La patronal de la industria solar termoeléctrica, Protermosolar, reclama al Gobierno que la próxima subasta de capacidad renovable incluso con la posición de neutralidad tecnológica, tenga dos áreas diferenciadas, para tecnologías con almacenamiento y tecnologías sin almacenamiento, “para poder competir en igualdad de condiciones”. El Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital prevé realizar en el primer trimestre del año la subasta de nueva capacidad renovable por 3.000 megavatios (MW).

Protermosolar ha reclamado que el precio del kilovatio hora (KWh) no sea el único criterio en la planificación de la nueva capacidad renovable a instalar en España ya que entiende que la energía termosolar aporta ventajas, como su gestionabilidad, que no se reflejan en el precio. La patronal termoeléctrica considera insuficiente que la subasta prevista de capacidad renovable sea tecnológicamente neutral para poder competir en «igualdad de condiciones» con otras tecnologías renovables con sistemas de almacenamiento como «la energía eólica con bombeo o las centrales fotovoltaicas con almacenamiento en baterías».

Para Protermosolar, el escenario energético previsible en España apunta a que toda la nueva generación que se instale hasta 2030 será renovable, con un eventual contexto sin consenso político para alargar la vida de las centrales nucleares y con fecha de caducidad para la generación con carbón, por lo que subraya que las centrales termosolares constituyen «una pieza indispensable del mix de generación del país».

Protermosolar subraya que espera que las decisiones que se adopten para cumplir los objetivos renovables en el horizonte de 2020 «no estén basadas únicamente en el criterio del mínimo coste sino en optimizar el valor de la nueva potencia para el sistema eléctrico en su conjunto y para el relanzamiento industrial del país«. Las 50 centrales termosolares instaladas en España generaron 5,1 teravatios hora (TWh) en 2016, lo que representa el 2,1% de la producción nacional total. Durante los meses de verano de 2016, la producción mensual se situó por encima del 4% y, en muchos momentos, representó más del 8% de la demanda instantánea.

Un estudio cuestiona que El Hierro cubra toda su demanda con renovables y sitúa su cuota máxima en el 46%

EFE.- La central hidroeólica de El Hierro está lejos de convertir a la isla en 100% renovable: de hecho “sólo tiene capacidad para cubrir el 46% y a un alto coste, incluso descontando su beneficio ambiental”. Esa es la tesis que defiende un informe crítico con el diseño y la gestión de la central de Gorona del Viento publicado en Francia, precisamente el país que le otorgó el premio a las Energías Renovables, entregado en 2015 por la ministra Ségolene Royal.

El experto Hubert Flocard, exdirector del Instituto de Física Nuclear del Centro Nacional de Investigaciones Científicas de Francia (CNRS), publica en la revista digital de la asociación Sauvons le climat («Salvemos el clima»), un análisis sobre los 6 primeros meses de operación de Gorona del Viento. El estudio, redifundido por la web de la Agencia Internacional de la Energía Atómica (IAEA), se pregunta si El Hierro puede abastecerse de electricidad al 100% con renovables gracias a esta central, como en ocasiones se ha indicado. Y su respuesta es rotunda: «No».

Gorona del Viento es una central de bombeo que almacena en forma de agua embalsada el exceso de energía producida, bombeando agua a una presa superior aprovechando la energía excedente generada de noche por los 4 aerogeneradores con los que cuenta El Hierro, para poder convertirla de nuevo en electricidad cuando se necesite girando unas turbinas hidroeléctrica. Este investigador francés subraya que existe un elemento en el diseño de Gorona que limita de inicio su capacidad, incluso en condiciones óptimas de rendimiento: la cabida de la presa inferior, donde se pueden almacenar 150.000 metros cúbicos de agua susceptibles de ser bombeadas para la presa superior.

Flocard sostiene que ese volumen de agua puede transformarse en Gorona del Viento en una potencia eléctrica de 230 megavatios hora (Mwh), aproximadamente lo que El Hierro consume en dos días (120 Mwh por jornada). Sin embargo, subraya, “en la isla herreña son habituales los episodios de más de 2 días sin viento”, con lo que, incluso funcionando al 100%, Gorona del Viento solo podría abastecer a los herreños sin ayuda de la central de combustible diesel durante 2 días si falta el recurso eólico.

Este investigador retirado del CNRS mantiene que Gorona del Viento no solo pierde el 29% de la energía que recibe (producir un 1 Mwh de electricidad con agua en sus turbinas requiere gastar antes un total de 1,4 Mwh de electricidad eólica), sino que sus costes de generación son muy altos: Sus cálculos los sitúan en 600 euros/Mwh, el triple que generar la electricidad del El Hierro solo con diesel.

A su juicio, el contrato que Gorona del Viento tiene con el Estado no retribuye tanto la energía que genera, como el hecho de que actúe como una «garantía» que da estabilidad a la red de la isla si se necesita. Pero, desde su punto de vista, esa seguridad ya la ofrecía la central de Endesa de Llanos Blancos. Flocard admite que ha habido episodios en los que la central ha cubierto el 100% de las necesidades de la electricidad de El Hierro, pero remarca que duraron «horas» y que considera que se trataron de pruebas «planeadas» y «muy publicitadas».

Red Eléctrica defiende el servicio de interrumpibilidad aunque no se utilice y plantea nuevos bombeos en Canarias

Redacción / Agencias.- El consejero delegado de Red Eléctrica de España (REE), Juan Lasala, reconoció que se estudia la posibilidad de poner en marcha más proyectos de centrales hidroeléctricas de bombeo en Tenerife y La Palma mientras se sigue trabajando para empezar las obras de la de Chira-Soria en Gran Canaria. Asimismo la compañía defiende la importancia del servicio de interrumpibilidad, mecanismo que concede una bonificación a los grandes consumidores de electricidad a cambio de poder cortarles la electricidad en caso de necesidad.

«Efectivamente, es un mecanismo importante, muy importante en casos de situaciones críticas. Es el último cartucho que se tiene», señaló el director de Operación de REE, Miguel Duvison, a pesar de que no se utilizó en más de 10 años. De hecho, Duvison defendió que aunque no se haya necesitado «no significa que sea prescindible». «Es como el seguro de incendios, no lo quitas porque no haya un incendio», añadió.

Por otra parte, el directivo del operador también valoró la importancia de la nueva interconexión con Francia, que ha permitido duplicar el nivel de interconexión eléctrica entre ambos países hasta los 8.000 megavatios (MW), y estimó que permite un ahorro de unos 100 millones de euros anuales. Respecto al informe preliminar de Bruselas sobre la investigación sectorial acerca de posibles ayudas públicas (los llamados pagos por capacidad) que conceden 11 países comunitarios a las compañías eléctricas para garantizar la seguridad de suministro, REE defendió los existentes en España. Además, el presidente de la compañía, José Folgado, negó que se solicitara la opinión de REE para la elaboración del informe y pidió avanzar en las interconexiones.

Por otra parte, el consejero delegado de REE, Juan Lasala, señaló que la compañía estudia la puesta en marcha de otros proyectos, además del de Chira-Soria, en Canarias, concretamente en Tenerife y La Palma. Lasala ha apuntado que lo «más real» es que se puedan empezar las obras del proyecto de Chira-Soria en 2017 y destacó la buena sintonía con las autoridades locales. Asimismo, consideró «fundamental» que «no se pongan retrasos» en lo que está ya en proceso. Folgado insistió en la importancia de contar con proyectos de bombeo para que Canarias pueda avanzar en un modelo energético nuevo con creciente peso de las renovables.

Lasala es ya primer ejecutivo

A nivel interno, Lasala ha pasado a ser el primer ejecutivo de Red Eléctrica de España mientras que Folgado, que acaba de cumplir 72 años y preside la empresa desde 2012, se queda como consejero externo y presidente no ejecutivo, culminando el proceso iniciado en julio del año pasado por la empresa. No hay ningún tipo de prejubilación. Yo no me aferro a ningún cargo ni busco nada material», explicó Folgado, que ha ocupado diversos cargos públicos en épocas de gobiernos del PP. Sobre la situación política actual, Folgado apuntó que «no critica siglas», sino propuestas programáticas que «inhiben la inversión privada» y que se apartan del, a su juicio, necesario modelo de colaboración publica-privada.

Folgado recordó que los estatutos de Red Eléctrica establecen la obligación de poner a disposición del consejo el cargo de presidente al cumplir los 70 años pero no que se deba abandonar el puesto. A este respecto, recordó que el consejo de administración tiene la potestad de despedir al presidente si lo considera adecuado. En cuanto a su retribución, explicó que la pérdida de funciones ejecutivas supone que deja de recibir retribución variable y pasa a recibir una remuneración fija como el resto de consejeros no ejecutivos. De hecho, señaló que dicha retribución variable se ha reducido ya de forma importante desde que empezó a compaginar esas funciones con Lasala.

En cuanto a la junta de accionistas, aprobólas reelecciones de Fernando Fernández como consejero dominical representante de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI)y de Carmen Gómez de Barreda como independiente, así como la ratificación de los nombramientos de José Ángel Partearroyo como dominical también en representación de la SEPI, y del político del PP, Agustín Conde, como independiente. También se aprobó el dividendo de 3,21 euros, un 7% más que en 2015, y el desdoblamiento del número de acciones mediante la reducción del valor nominal de 2 a 0,5 euros a razón de cuatro nuevas por cada antigua.

Por otro lado, se dio el visto bueno a las cuentas de 2015, año en que logró unos beneficios después de impuestos de 606 millones de euros, un 15,6% menos que en 2014 aunque con un incremento en términos homogéneos del 8,3%. Red Eléctrica invirtió el pasado año en la red de transporte 410,7 millones de euros, lo que ha supuesto la puesta en servicio de 414 kilómetros de circuitos de nuevas líneas eléctricas y 136 nuevas posiciones de subestación.

Canarias avala el proyecto de Red Eléctrica para Chira-Soria, central hidroeléctrica de bombeo que podría operar en 2022

EFE.- El Gobierno canario avala los cambios que Red Eléctrica de España (REE) introdujo al proyecto de la central hidroeléctrica de bombeo Chira-Soria (Gran Canaria) para que, a partir de 2022, cuando podría comenzar a operar, garantice el suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables. Así lo indicó el consejero canario de Economía, Industria, Comercio y Conocimiento, Pedro Ortega, tras reunirse con el consejero delegado de REE, Juan Lasala.

En este sentido, Lasala indicó que las obras de Chira-Soria podrían comenzar a principios de 2017 y el plazo de ejecución es de 5 años. En la reunión abordaron las mejoras sociales y ambientales que se introdujeron al proyecto, inicialmente previsto exclusivamente para la generación eléctrica. Ortega explicó que las modificaciones introducidas son consecuencia de su adaptación a la ley 17/2013, por lo que tiene que cumplir tres premisas: la garantía de suministro, la seguridad del sistema y la integración de las energías renovables no gestionables. Además del «apoyo» del Gobierno autonómico a este proyecto, Ortega resaltó las mejoras sociales que incorpora y que beneficiarán al entorno donde se construirá.

Entre esas mejoras, Lasala aludió a la decisión de soterrar algunas estructuras inicialmente previstas en superficie y a la construcción de un carril bici en el entorno. El consejero delegado de REE recordó que este proyecto supondrá una inversión cercana a los 300 millones de euros, si bien destacó que su incremento respecto a la prevista en el elaborado por Endesa con distinto fin «va a costarle menos al sistema y a los ciudadanos». «La rentabilidad que REE está exigiendo al proyecto es menor que la que se le exigía anteriormente«, afirmó Lasala, quien ha añadido que esto se traducirá en ahorros para el ciudadano.

Sobre las modificaciones técnicas que se introdujeron en este proyecto, Lasala explicó que el planteamiento inicial «no era excesivamente modular, ya que, por ejemplo, tenía 3 turbinas que se han incrementado a 6 porque es mucho más fácil integrar energías renovables poco a poco». «Si tengo una necesidad de integrar 25 megavatios renovables y tengo que arrancar de golpe una bomba de 60, necesito otra generación para que la bomba funcione. Si tengo turbinas más pequeñas puedo adaptar la renovable de una manera más sencilla y evitar costes de otro tipo de generación», explicó Lasala.

Red Eléctrica plantea mejoras ambientales y sociales para la central de bombeo Chira-Soria en Gran Canaria

Redacción / Agencias.- Red Eléctrica de España (REE), a la que el Ministerio de Industria encargó el proyecto adjudicado inicialmente a Endesa de la central hidráulica de bombeo Chira-Soria, en Gran Canaria, ha identificado aspectos que pueden ser mejorados para minimizar el impacto ambiental sobre el territorio y otras acciones que incrementarán su valor social. Así se lo transmitió el presidente de REE, José Folgado, al ministro en funciones, José Manuel Soria, con quien analizó un proyecto que supondrá una inversión de unos 300 millones de euros.

El Ministerio de Industria considera que la nueva central «es una herramienta del operador del sistema para la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables». El proyecto, gestado cuando Soria presidió el Cabildo de Gran Canarias (2003-2007), según recuerda el Ministerio, se encuentra en fase de tramitación y prevé la construcción de una central hidráulica de bombeo de 200 MW, así como su conexión con la subestación de Santa Águeda mediante una línea eléctrica de 220 kV. Se trata de una pieza clave en la implantación en los próximos años del nuevo modelo energético en las islas Canarias, basado en las energías renovables y las interconexiones entre islas, añadieron.

La transmisión a Red Eléctrica del proyecto, según lo establecido en la Ley 17/2013 y la Orden Ministerial IET/728/2014, supone la necesidad de adaptar el proyecto de una central inicialmente diseñada para generación a su nueva función de herramienta del operador del sistema para la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables. Esto implica revisar la solución técnica de una forma que, además, sea coherente con el proyecto que había elaborado Endesa.

Red Eléctrica indicó al ministro Soria que busca las soluciones técnicas y constructivas más innovadoras para maximizar la eficiencia del sistema eléctrico, lo que permitirá que este complejo proyecto se convierta en un referente tecnológico en materia de almacenamiento. En el estudio realizado, la compañía identificó numerosos aspectos que pueden ser mejorados para minimizar el impacto ambiental sobre el territorio. En fechas próximas los responsables de Red Eléctrica se reunirá con las autoridades autonómicas, insulares y locales para explicarles las modificaciones y mejoras que se plantean, con el objetivo de recabar las autorizaciones correspondientes, además de solicitar la declaración de interés estratégico de la instalación.