“Son tiempos preocupantes”, ha declarado el comisario de Energía, Dan Jørgensen, al inicio de la reunión de ministros europeos de Energía que ha tenido lugar este martes en Dublín. Con la llegada del otoño los precios de la energía se han vuelto a disparar en un mercado bamboleado por el cierre del estrecho de Ormuz y el conflicto de Oriente Medio, la guerra de Rusia contra Ucrania, el anuncio del presidente Donald Trump de prohibir las exportaciones de diésel desde Estados Unidos a Europa o un almacenamiento de gas menor de lo previsto en el continente europeo. La última conclusión de esta tormenta perfecta sobre los precios es la fuerte “dependencia energética” de la Unión Europea de los combustibles fósiles.

“Europa es una de las regiones más expuestas, si no la más expuesta, en lo que respecta al diésel. Actualmente, obtiene alrededor del 50% del diésel de Estados Unidos”, según ha explicado Fatih Birol, director ejecutivo de la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Un informe de Goldman Sachs revela que si se produjera el veto anunciado por Trump los precios del diésel se elevarían en Europa entre un 1,75%, si durase una semana, hasta un 20%, si la medida se alargase 90 días.

Aunque en los pasillos de las instituciones europeas no se cree que Trump cumpla con su amenaza, ya que perjudica a las grandes petroleras estadounidenses, el ministro irlandés de Clima, Energía y Medio Ambiente, Darragh O’Brien, advirtió que “hay que estar en guardia. No podemos confiarnos”. De hecho, las palabras de Trump bastaron para elevar aún más unos precios de los carburantes, que se dispararon en pleno verano y han continuado subiendo durante el mes de septiembre. Ya están en máximos de 2026 y acercándose a los niveles de 2023. 

“Tenemos que sustituir los combustibles fósiles”

“Esto demuestra hasta qué punto es perjudicial depender de otros, hasta qué punto es insostenible depender de fuentes de energía de otras partes del mundo. Tenemos que acabar con esa dependencia. Tenemos que sustituir los combustibles fósiles, esas moléculas importadas, contaminantes y caras, por energía producida en casa: electrones verdes”, comentó Jørgensen.

La amenaza del veto del diésel de Trump llegaba después de su petición al presidente de Ucrania, Volodímir Zelenski, de que dejara de atacar a las refinerías de petróleo rusas. La estrategia ucraniana de llevar la guerra al interior de Rusia con el objetivo de reducir la capacidad económica y militar rusa también tiene su impacto en la economía global. Un informe de la AIE señaló que Ucrania había realizado un ataque a una refinería de petróleo rusa cada tres días durante los ocho primeros meses de 2026, de manera que “la producción de gasolina cayó un 20% respecto a los niveles de 2025, mientras que la producción de diésel se redujo en un 30%”.

La preocupación económica de Trump no tuvo efecto sobre Zelenski, que ante las preguntas de los periodistas durante la cumbre de la ONU que tuvo lugar la semana pasada en Nueva York, respondió: “Las vidas de los ucranianos son más importantes que el precio de la energía”.

Entre otras cosas porque Trump tiene también mucho que ver con el incremento de los precios de los carburantes por la guerra que inició junto a Israel contra Irán. El presidente de Estados Unidos rechazó el pasado sábado un plan para reabrir el paso marítimo del estrecho de Ormuz, que le propuso el Gobierno de Irán. Trump aseguró que EEUU tiene el control del estrecho por el que fluyen por la vía “cantidades masivas de petróleo”. Sin embargo, con la apertura de los mercados el lunes, el barril de petróleo Brent superó los 108 dólares y este martes, al cierre de esta edición, se mantenía por encima de los 103 dólares por barril.

“100.000 millones de euros adicionales” desde la guerra de Irán

Jørgensen ha recordado que los países de la Unión Europea han gastado más de 100.000 millones de euros adicionales (113.500 millones de dólares) en importaciones de energía desde el estallido de la guerra con Irán.

El conflicto de Oriente Medio que inició Trump tiene también una clara repercusión en el mercado del gas para Europa. Antes de la guerra con Irán, el Gas Natural Licuado (GNL) procedente del golfo Pérsico representaba una quinta parte del suministro mundial.

El freno de las exportaciones de esa zona ha provocado que los precios se elevaran a su nivel más alto desde 2022. Según publica Bloomberg, las compras de la UE de GNL son un 4% inferiores a las de hace un año, pero han aumentado desde principios de agosto, cuando las importaciones se situaban un 30% por debajo de los niveles del año anterior.

El comisario europeo de Energía ha resaltado repetidamente que no existe riesgo inmediato de escasez de gas. Según datos del sector a fecha de 13 de septiembre, las instalaciones de almacenamiento de gas de la UE están ocupadas en un 70%, que algunos analistas apuntan que no son suficientes si el invierno es más duro de lo esperado. Ante la volatilidad del mercado, la Comisión Europea aprobó flexibilizar el objetivo hasta un 75%-80% de reservas de gas para evitar que los países miembros tengan que comprar gas a elevados precios.

Prórrogas de ayudas que no gustan al BCE ni a Bruselas

Aunque la receta está clara, “más energía limpia producida en casa, más eficiencia, más interconexiones y más electrificación”, como ha repetido el comisario europeo de Energía y Vivienda, no hay soluciones a corto plazo. Con la inflación disparada al 4,9% en septiembre en España, presionada al alza por el precio de los carburantes, el Gobierno aprobó este martes prorrogar las rebajas fiscales en la gasolina y el gasóleo hasta finales de diciembre mediante un recorte en el Impuesto Especial sobre Hidrocarburos, además de otras medidas que van desde la intervención del precio del gas al IVA de la luz. El ministro de Economía, Carlos Cuerpo, ha avisado que la prórroga por tercera vez de este decreto desde que empezó el conflicto de Irán ha supuesto un coste de “más de 12.000 millones” para las arcas públicas.

La Comisión Europea y el Banco Central Europeo no son partidarios de este tipo de ayudas porque, a su juicio, no terminan de arreglar el problema e incentivan al consumo de combustibles fósiles por la rebaja de precios. Sin embargo, hasta el momento, Bruselas se ha limitado a pedir a los países que estas medidas sean temporales ante la incapacidad de reducir a corto plazo su dependencia.

A lo que hay que añadir, que si la inflación sigue subiendo podría provocar una política monetaria más restrictiva por parte del Banco Central Europeo. Su presidenta, Christina Lagarde, explicó este lunes en el Parlamento europeo que el aumento de los rendimientos de los bonos frenará la expansión económica y limitará la traslación del encarecimiento de la energía a la inflación. “Aunque el crecimiento ha demostrado ser resiliente, desde nuestra última reunión los tipos de interés a largo plazo han aumentado notablemente, lo que ralentizará el crecimiento y reducirá la traslación en mayor medida de lo previsto en nuestro ejercicio de septiembre”.

Lagarde apuntó que el BCE mantendrá “una respuesta medida, según corresponda, para mantener la inflación bajo control”, aunque admitió que actualmente los tipos ejercen un efecto neutral sobre la economía, y subrayó que “los tipos de interés no se mueven al mismo ritmo que los precios de la energía”.

Con los precios de los combustibles por las nubes España, junto a Portugal y Luxemburgo, han mandado una carta a la Comisión Europea para que impulse verdaderamente a las energías renovables en la Unión Europea. “El objetivo de energías renovables de la UE para 2040 debería enviar una señal clara a los inversores y a los mercados. La integración del sistema debe centrarse en la flexibilidad, el almacenamiento, la modernización de la red, las interconexiones y la electrificación”, apuntan los tres países en su misiva.

La asociación de turismo rural El Hierro Rural ha puesto en marcha en Taibique, municipio de El Pinar, dos instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo sobre pérgolas que aportan energía limpia y además dan sombra a zonas comunes de casas rurales.

Entre enero y septiembre de este año, esas dos pérgolas solares han generado 25.635 kWh de energía limpia, lo que ha permitido ahorrar 1.847,79 euros en la factura de la luz: 628,41 euros por el autoconsumo en los contratos a los que están conectadas las instalaciones y 1.219,38 euros por la compensación de los 20.323 kWh de excedentes vertidos a la red eléctrica de la isla.

Los excedentes no se pierden, pues alimentan una batería virtual que la citada asociación patronal sin ánimo de lucro gestiona de forma comunitaria. Ello permite abaratar en torno al 80% las facturas de otros asociados.

Este proyecto energético herreño tiene además un fin demostrativo, sostiene la misma asociación. Esto es así porque facilita reunir datos reales de producción en El Pinar y analizar el comportamiento y la rentabilidad de las baterías, para que puedan servir de ejemplo al resto de alojamientos rurales del municipio.

Cada pérgola sostiene 18 paneles solares de 605 vatios, con una potencia pico de 10,89 kWp y conectados a un inversor de 10 kW. La instalación funciona en la modalidad de autoconsumo individual con compensación de excedentes. La inversión realizada ha sido de 15.648,75 euros. 

Hay que decir que el citado proyecto ha contado con el apoyo del Gobierno de Canarias a través de ayudas para el fomento de la generación fotovoltaica en espacios antropizados, dentro de la Estrategia de Energía Sostenible en las Islas Canarias y una medida a su vez financiada por la Unión Europea (UE) con fondos Next Generation del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia. La ayuda concedida ha sido de 12.006,24 euros.

De los 10.625 kWh generados, 822 kWh se consumieron en el momento, mientras que 9.793 kWh se vertieron a la red de la isla, donde abastecen a otros consumidores herreños. Solo ha hecho falta tomar de la red 1.071 kWh, sobre todo por la noche. Esta producción ha evitado la emisión de 8.500 kg de CO₂.

Los proyectos se dieron a conocer el pasado mes de julio, en pleno verano. Beltaine, la empresa de renovables del grupo Jealsa, dedicado a la conserva, está detrás de los planes para construir dos centrales hidráulicas de bombeo en la Serra da Groba –en concreto, en los municipios de Oia y O Rosal– con agua de mar, lo que implicará hacer dos captaciones en la costa, instalar dos plantas con turbinas, tuberías ladera arriba y dos grandes balsas, de unas 20 hectáreas cada una, en el monte, en un entorno natural de elevado valor, para almacenar agua salada. La idea ha puesto en contra a los dos ayuntamientos directamente afectados, gobernado uno por el PP y el otro por el BNG, asociaciones ecologistas y plataformas vecinales. Les preocupan sobre todo los impactos ambientales y los riesgos para los manantiales de agua de los que se abastecen quienes viven en la zona.

Las centrales hidroeléctricas de bombeo no son una novedad. Existen ya varias en España, alguna en Galicia, y continúan tramitándose proyectos. Lo que es más infrecuente es que utilicen agua del mar, que tiene que almacenarse en tierra, en un entorno en el que los recursos hídricos son de agua dulce. Este tipo de instalaciones se plantean como un recurso de almacenamiento. El funcionamiento consiste en conectar dos masas de agua –habitualmente son dos embalses– a diferente altura, de forma que se bombea desde la que está más abajo en momentos en los que se está produciendo mucha energía y la demanda no es alta. El agua se mantiene en la balsa superior y se libera para generar energía cuando crece la demanda.

Con los dos proyectos para A Groba sobre la mesa, tanto el Ayuntamiento de Oia –liderado por la alcaldesa Cristina Correa (PP)– como el de O Rosal –al frente del cual está Ánxela Rodríguez (BNG)–, organizaron reuniones con los vecinos para explicar en qué consisten y recoger las preocupaciones. Los dos equipos locales presentaron alegaciones. También lo hicieron asociaciones ecologistas como Adega y plataformas vecinales como el Instituto de Estudos Miñoranos y SOS Groba, hasta sumar 50.000, según sus cálculos.

La regidora de O Rosal cuenta que tuvieron que hacerlo a contrarreloj y en un momento complicado, al coincidir con las vacaciones de buena parte de los trabajadores municipales. Los acuerdos publicados en el Diario Oficial de Galicia (DOG) para someter a información pública los planes daban 20 días hábiles para reaccionar. El de Fonte das Mañas (Oia) se publicó el 6 de julio y el de Portocelo (O Rosal), el 8 de ese mismo mes. El trámite concreto para el que se abrió la consulta fue el de la solicitud de la empresa –en realidad dos, una constituida para cada una de las centrales– ante la Xunta para que se le otorgue concesión de ocupación de dominio público marítimo-terrestre.

Las dos alcaldesas aseguran que hay un fuerte rechazo social a los proyectos y que las corporaciones locales también se oponen frontalmente. Cristina Correa califica los planes de “despropósito”. “Es un proyecto muy agresivo y pone en peligro recursos básicos, como nuestros acuíferos”, recalca. Todas las fuentes consultadas para esta información citan que la empresa se remite a un único antecedente de planta de bombeo de agua de mar, construida en la isla japonesa de Okinawa, y trasladan la inquietud respecto a una tecnología que consideran poco testada. La empresa que está detrás de los planes en el sur de Pontevedra, Jealsa, no había respondido, en el momento de elaborar esta información, a las preguntas remitidas, pero los proyectos presentados defienden las ventajas de estas centrales: son una manera de almacenar energía, ayudan a mejorar la regulación del mercado y pueden aportar producción con rapidez cuando es necesaria.

Los proyectos básicos citan el ejemplo de Okinawa para asegurar que se demostró que el sistema de sellado de la balsa es “de una gran durabilidad de más de 40 años y funciona de forma fiable”, se logró que no se adhiriesen organismos marinos a las tuberías y los materiales usados mostraron alta resistencia a la corrosión. Esa planta está desmantelada en la actualidad. “El de Okinawa fue un proyecto experimental y dio muchos problemas, entre ellos filtraciones”, objeta la regidora de Oia.

Correa cita una larga lista de impactos preocupantes, a mayores de una posible llegada de agua salada a los acuíferos: el impacto ambiental de tener una masa salada en donde solo debería haberla dulce, posible afectación a una área de turberas, riesgos para valores patrimoniales y culturales -en la zona se celebra el curro da Valga-, ruidos tanto durante la obra como por la actividad de las turbinas, deterioro del paisaje y efectos económicos negativos porque por ahí pasa el Camino de Santiago desde Portugal por la costa, una ruta crecientemente popular. “No es seguro. Y lo presenta una empresa sin experiencia consolidada en este tipo de proyectos”, zanja. Ánxela Rodríguez, la regidora de O Rosal, añade otra crítica y es que se pongan recursos comunitarios “al servicio de una empresa privada”, especialmente en una zona tan sensible tanto desde el punto de vista medioambiental -toda la costa gallega es una zona de especial protección de las aves- como del abastecimiento de agua para los vecinos. “Aquí hubo mucha reacción”, subraya.

Dos proyectos, pero unidos

Los dos proyectos se han presentado a la tramitación separados, aunque la propia documentación señala que van a estar unidos. Este es otro de los puntos que recogen las alegaciones presentadas por SOS Groba a cada una de las propuestas para levantar una central. Piden que el expediente no se valore de forma aislada porque hay un “proyecto gemelo” tramitándose al mismo tiempo. Señalan también que los documentos calcan párrafos idénticos de otro presentado hace unos años para hacer una central reversible con bombeo de agua de mar en Punta Centinela, en Oia, en el límite con Baiona, que no llegó a prosperar. Bruno Centelles, de SOS Groba, también llama la atención sobre la potencia de las dos centrales propuestas: una es de 49,95 megavatios y la otra, de 49,77, justo por debajo de los 50 megavatios que harían que sea el Gobierno central y no la Xunta quien se tenga que encargar de la futura evaluación ambiental.

Centelles considera que no son necesarios más aprovechamientos hidroeléctricos en Galicia y encuadra estas dos centrales en un “megaproyecto industrial” que abarca los planes de instalar aerogeneradores en las aguas frente a la costa de las comarcas de O Val Miñor y O Baixo Miño. Dice desconocer dónde están esos parques eólicos ya existentes a los que les sobra de forma recurrente producción y de cuyos excedentes se aprovecharían las centrales de bombeo para llevar el agua del mar hasta las balsas en A Groba. “¿Hay eólicos a los que les sobra o vamos a hacer centrales de bombeo que justifiquen más eólicos?”, plantea. En la zona, vecinos y ecologistas llevan años movilizándose contra la instalación de aerogeneradores y varios proyectos ha sido frenados.

También Greenpeace ve con cautela la propuesta de centrales de bombeo utilizando agua de mar. Manoel Santos, portavoz de la asociación en Galicia, expone que no rechazan el recurso a estas instalaciones de almacenamiento porque permiten “aprovechar excedentes cuando no se usan”, pero recalca que es necesario revisar las condiciones de cada propuesta: “En Red Natura no se pueden aceptar”, dice y añade que tampoco ve aceptables los planes con agua salada por ser “una tecnología no madura”. Pide dar priorizar a infraestructuras ya existentes –por ejemplo, con embalses que ya están construidos– y evitar oligopolios entre las empresas que los controlan. “Renovables sí, pero con una buena planificación y atendiendo a la justicia social y ambiental”, resume.

Alegaciones contra otra propuesta en el río Sil

A principios de mes se registró otra solicitud para instalar una central de almacenamiento hidráulico, pero esta en los ríos Sil y Edrada, en Parada de Sil (Ourense). La propuesta parte de A Senra Infraestructuras, una empresa conjunta de Iberdrola y Naturgy que pidió a la Confederación Hidrográfica Miño-Sil una concesión para tomar hasta 75.000 litros por segundo del cauce fluvial. Con este trámite se abre un periodo de competencia de proyectos, al que se pueden presentar tanto estas empresas como otras.

La iniciativa ya ha recibido críticas y la Plataforma de Investigadores Ambientales ha presentado alegaciones. Avisan de que es necesario un informe previo de la Dirección Xeral de Patrimonio Cultural porque la zona está integrada en el bien de interés cultural del paisaje de la Ribeira Sacra. Además, consideran que un proyecto así es incompatible con la candidatura, por ahora rechazada, de la Ribeira Sacra a Patrimonio Mundial de la Unesco y que afectaría a terrenos con protección ambiental.

La Comunitat Valenciana pateix un greu embós administratiu en la tramitació d’expedients de projectes d’energies renovables. El president de l’Associació Valenciana d’Empreses del Sector de l’Energia (Avaesen), Pedro Fresco, denuncia la tardança de la Generalitat en la devolució dels avals econòmics presentats per les empreses per a projectes que finalment resulten inviables. Aquestes garanties, que ascendeixen a 40.000 euros per megawatt, romanen bloquejades durant anys en lloc de restituir-se en qüestió de setmanes o mesos, com marca la llei i assegura que passa en altres comunitats autònomes. Aquesta inacció afecta de manera crítica petites i mitjanes empreses, cooperatives i promotors locals, atrapats en un procés burocraticoadministratiu sense perspectiva d’una solució pròxima.

Aquestes garanties economicofinanceres pretenen evitar l’especulació amb els punts de connexió i frenar l’acaparament de la xarxa. No obstant això, la legislació estableix la devolució obligatòria dels fons quan un projecte decaiga per causes alienes al promotor, com una declaració d’impacte ambiental desfavorable, la denegació de llicències municipals o el fet de no disposar d’un punt de connexió, i fixa un termini de tres mesos. Així mateix, el retard burocràtic, que asseguren que és d’entre quatre i cinc anys per a autoritzar una instal·lació, provoca la pèrdua de les vies de finançament originals. Davant d’aquesta situació, Avaesen sol·licita la no execució de les fiances excepte en els casos d’acaparament intencionat.

Aquesta paràlisi castiga especialment el teixit de xicotes i mitjanes empreses del sector. Per a poder assumir les garanties financeres requerides per l’Administració, els petits promotors acudeixen a entitats de crèdit i caució que cobren comissions anuals elevades. Determinades societats han explicat a elDiario.es que han d’abonar primes anuals de fins a 70.000 euros per projectes sense viabilitat, amb desemborsaments acumulats que superen els 160.000 euros en expedients inactius. Aquests sobrecostos obliguen les empreses a retallar les seues plantilles —amb reduccions dràstiques de personal que en alguns casos arriben fins a un 70%— per a afrontar el pagament de comissions sobre iniciatives extingides.

Aquest embós en la tramitació, tal com expliquen des del sector algunes de les empreses afectades, no afecta únicament la Conselleria d’Indústria, Turisme, Innovació i Comerç. Així, assenyalen que, malgrat l’emissió de resolucions favorables a la devolució dels avals per part de la Direcció General d’Indústria, els expedients queden retinguts en la Intervenció de la Generalitat Valenciana, un departament que també es troba saturat i que, per tant, retarda l’ordre final de pagament. Encara que la conselleria defén en les reunions mantingudes amb el sector que ha reforçat el personal i ha desplegat ferramentes informàtiques per a accelerar la resolució dels expedients, la resposta resulta insuficient per als afectats. Així, els petits promotors denuncien que la Generalitat Valenciana manté retinguts els avals malgrat haver sol·licitat de manera justificada l’arxivament de les actuacions.

La desesperació entre els promotors locals provoca el rebuig a la tramitació de noves instal·lacions en territori valencià. Després de la pèrdua de la primera onada de projectes fotovoltaics, des del sector adverteixen del risc que corre la segona generació d’inversions centrada en l’emmagatzematge amb bateries. Si l’Administració no resol aquest bloqueig burocràtic estructural, els promotors alerten que traslladaran les seues inversions a altres comunitats autònomes, amb el consegüent perjudici per a la transició energètica i l’ocupació tècnica a la Comunitat Valenciana.

280 milions en avals no executats

El Govern valencià ha iniciat la tramitació per a renunciar al cobrament de 280 milions d’euros en concepte d’avals presentats per promotors fotovoltaics que van decidir desistir dels seus projectes, una decisió que beneficia societats que no van completar les fites administratives exigides pel Ministeri per a la Transició Ecològica, i els permet recuperar o evitar l’execució de les fiances de 40.000 euros per megawatt. Aquesta mesura contrasta amb les demandes del sector local, que critica la desigualtat de tracte entre els grans grups d’inversió i les petites i mitjanes empreses implantades en el territori.

La Comunitat Valenciana sufre un serio atasco administrativo en la tramitación de expedientes de proyectos de energías renovables. El presidente de la Asociación Valenciana de Empresas del Sector de la Energía (Avaesen), Pedro Fresco, denuncia la tardanza de la Generalitat en la devolución de los avales económicos presentados por las empresas para proyectos que finalmente resultan inviables. Estas garantías, que ascienden a 40.000 euros por megavatio, permanecen bloqueadas durante años en lugar de restituirse en cuestión de semanas o meses, como marca la ley y asegura que sucede en otras comunidades autónomas. Esta inacción afecta de forma crítica a pequeñas y medianas empresas, cooperativas y desarrolladores locales, atrapados en un proceso burocrático-administrativo sin perspectiva de una pronta solución.

Estas garantías económico-financieras pretenden evitar la especulación con los puntos de conexión y frenar el acaparamiento de la red. Sin embargo, la legislación establece la devolución obligatoria de los fondos cuando un proyecto decae por causas ajenas al promotor, como una declaración de impacto ambiental desfavorable, la denegación de licencias municipales o el no disponer de un punto de conexión, y marca un plazo de tres meses. Asimismo, el retraso burocrático, que aseguran es de entre cuatro y cinco años para autorizar una instalación, provoca la pérdida de las vías de financiación originales. Ante esta situación, Avaesen solicita la no ejecución de las fianzas salvo en los casos de acopio intencionado.

Esta parálisis castiga especialmente al tejido de pequeñas y medianas empresas del sector. Para poder asumir las garantías financieras requeridas por la administración, los pequeños desarrolladores acuden a entidades de crédito y caución que cobran comisiones anuales elevadas. Determinadas sociedades han explicado a elDiario.es que deben abonar primas anuales de hasta 70.000 euros por proyectos sin viabilidad, con desembolsos acumulados que superan los 160.000 euros en expedientes inactivos. Estos sobrecostes obligan a las empresas a recortar sus plantillas —con reducciones drásticas de personal que en algunos casos alcanzan hasta un 70 %— para afrontar el pago de comisiones sobre iniciativas extintas.

Este cuello de botella en la tramitación, tal y como explican desde el sector algunas de las empresas afectadas, no afecta únicamente a la Conselleria de Industria, Turismo, Innovación y Comercio. Así, reseñan que, a pesar de la emisión de resoluciones favorables a la devolución de los avales por parte de la Dirección General de Industria, los expedientes quedan retenidos en la Intervención de la Generalitat Valenciana, un departamento que también se encuentra saturado y que, por tanto, retrasa la orden final de pago. Aunque la conselleria defiende en las reuniones mantenidas con el sector que ha reforzado el personal y ha desplegado herramientas informáticas para acelerar la resolución de los expedientes, la respuesta resulta insuficiente para los afectados. Así, los pequeños promotores denuncian que la Generalitat Valenciana mantiene retenidos los avales a pesar de haber solicitado de forma justificada el archivo de las actuaciones.

La desesperación entre los desarrolladores locales provoca el rechazo a la tramitación de nuevas instalaciones en el territorio valenciano. Tras la pérdida de la primera ola de proyectos fotovoltaicos, desde el sector advierten del riesgo que corre la segunda generación de inversiones centrada en el almacenamiento con baterías. Si la administración no resuelve este bloqueo burocrático estructural, los promotores alertan que trasladarán sus inversiones a otras comunidades autónomas, con el consiguiente perjuicio para la transición energética y el empleo técnico en la Comunitat Valenciana.

280 millones en avales no ejecutados

El Gobierno valenciano ha iniciado la tramitación para renunciar al cobro de 280 millones de euros en concepto de avales presentados por promotores fotovoltaicos que decidieron desistir de sus proyectos, una decisión que beneficia a sociedades que no completaron los hitos administrativos exigidos por el Ministerio para la Transición Ecológica, permitiéndoles recuperar o evitar la ejecución de las fianzas de 40.000 euros por megavatio. Esta medida contrasta con las demandas del sector local, que critica la desigualdad de trato entre los grandes grupos de inversión y las pequeñas y medianas empresas implantadas en el territorio.

Les renovables són considerades energies netes, però els espais de decisió sobre els projectes, on es catalitzen interessos milionaris, són altament tòxics per a aquest Consell. Fins al punt de provocar conflictes d’interessos i destitucions en les àrees en les quals s’autoritzen declaracions ambientals, es valoren els expedients i s’atorguen les llicències. Fins a formar part del dossier intern del PP que qüestiona la candidatura de Juanfran Pérez Llorca a president de la Generalitat el 2027. Fonts de la direcció nacional d’Alberto Núñez Feijóo, a preguntes d’elDiario.es, neguen taxativament que aquest dossier elaborat a la Comunitat Valenciana haja arribat al carrer Génova.

L’últim a caure, el passat 3 de juliol, va ser el director general d’Energia i Mines, Manuel Argüelles, qui, oficialment, va cessar “a petició pròpia”. L’eixida d’Argüelles no és cap anècdota. Va ser crucial el seu paper en el Consell de Carlos Mazón, qui va apadrinar la seua arribada al càrrec, el 19 d’octubre de 2023, en una Conselleria d’Innovació, Indústria i Turisme, aleshores dirigida per Nuria Montes. Va ser elegit per Mazón per a ser una peça clau en la seua aposta per les renovables després que, segons l’excap del Consell, el Botànic havia propiciat “una paràlisi dels projectes per prejudicis ideològics”.

Abans d’entrar en política, era impulsor i promotor de fotovoltaica, com a empresari i enginyer. I mai va renunciar del tot als seus interessos en alguns projectes, com ell mateix va admetre. Aquest còctel de conflictes d’interessos i polsos polítics pel control de la clau de les autoritzacions de renovables explica les turbulències en les àrees del Consell competents en aquest assumpte. La Coordinadora Valenciana per la Ubicació Racional de les Energies Renovables (Ubiracional), que agrupa 77 col·lectius ecologistes i de defensa del territori, parla d’“estreta relació” entre càrrecs polítics situats en llocs sensibles per a autoritzar les instal·lacions amb empreses del sector i amb la patronal autonòmica Avaesen.

Va deixar els càrrecs però no les accions

El seu nomenament com a alt càrrec va obligar Argüelles a renunciar als seus llocs en els òrgans de govern d’una dotzena d’empreses, sota el paraigua de la matriu PV Ingen Solutions i en algunes de les quals era soci fundador. Entre elles, Pvingenergy Solar Beta, de la qual va ser administrador solidari des del 2 de juliol de 2021 fins al 28 de novembre de 2023, quan va renunciar a aquesta responsabilitat per a evitar incórrer en incompatibilitat amb el seu càrrec públic. Va deixar els seus llocs en les empreses, però no va liquidar les seues accions, com va contar en exclusiva elDiario.es.

El 29 de maig de 2024 la Generalitat va autoritzar la citada Pvingenergy Solar Beta a implantar en sòl no urbanitzable del municipi de Monforte del Cid, pròxim a la ciutat d’Alacant, una central fotovoltaica de 4.000 kW de potència. En tractar-se d’unes instal·lacions amb una potència inferior a 10 megawatts, la competència per a la resolució de l’expedient és dels serveis territorials, que depenen d’Argüelles. Qui en aquell moment era soci de l’adjudicatària.

La propietat de les accions d’aquesta concessionària era d’una segona firma anomenada PV Ingen Solutions, el soci fundador i exadministrador solidari de la qual és el mateix Argüelles. L’exdirector general era, a més, propietari únic de la consultora Efyah Solutions —segons la declaració de béns que va presentar quan el van nomenar—, copropietària de la referida PV Ingen Solutions.

La fotovoltaica va obtindre permís per a 4 megawatts al citat municipi del Vinalopó, una planta solar amb una superfície de 93.591 metres quadrats i amb una instal·lació de 7.290 panells fotovoltaics. L’enginyer responsable del projecte era Gonzalo Navarro, també soci d’Argüelles en PV Ingen Solutions, a través de la seua societat Inversiones Mendinavarro.

El de Monforte del Cid no era l’únic projecte de renovables en el qual té interessos Manuel Argüelles. L’exdirector general participava en una altra planta fotovoltaica a Picassent (l’Horta Sud), com a responsable de la redacció del projecte, de nou al costat del seu soci Gonzalo Navarro. En aquest cas, a través de l’enginyeria PV Ingenergy Solar Epsilon, també sota el paraigua de la matriu PV Ingen Solutions. La central solar de Picassent té 1,72 megawatts de potència i ocuparà 23.302 metres de parcel·la. Estava previst instal·lar 2.730 mòduls.

En la seua declaració d’interessos, Argüelles no va mencionar aquestes dues societats adjudicatàries, malgrat que ja s’estava tramitant la llicència de PV Ingenergy Solar Beta al municipi del Vinalopó i ja estava autoritzada la planta de Picassent. En la seua declaració de béns i activitats sí que va incloure la firma Efyah Solutions i la matriu del grup, PV Ingen Solutions.

La Llei 53/1984 d’Incompatibilitats del Personal al Servei de les Administracions Públiques, la norma estatal, estableix en l’article 11 que els càrrecs públics no podran exercir activitats privades “que es relacionen directament amb el departament, organisme o entitat on estiguera destinat”. Es refereix a exercir activitats en les empreses, no a ser accionista, encara que fonts jurídiques indiquen que l’esperit de la norma apunta clarament al conflicte que es genera quan tens interessos en el sector que gestiones com a càrrec públic.

Soci del president del “lobby” Avaesen

Manuel Argüelles va admetre ser soci, a través de la seua firma Efyah, de la planta l’autorització de la qual va ser concedida pel departament que ell dirigia. Va dir que participava en projectes “de poca grandària amb un 10% amb diferents inversors”. I va assegurar que en la “territorial d’Alacant [on van autoritzar el projecte] no sabien que jo era soci”. “Ningú sabia allí que jo hi participava”, va sentenciar.

Respecte al pla de Picassent, va adduir que l’enginyeria portava la firma de la seua empresa, però que no hi participava com a accionista. “No tenia els diners per a participar-hi”, va afegir. Va admetre que en aquest cas els funcionaris sí que sabien de la seua connexió amb el projecte. I afegia: “Els vaig dir que donaren el mateix tracte que a tot el món; ells tampoc volen tindre problemes”. De fet, va subratllar, l’expedient porta “dos anys bloquejat”, com tants altres.

La trajectòria empresarial d’Argüelles està lligada en part a Marcos Javier Lacruz, qui des de 2012 presideix Avaesen, la patronal de les renovables. Tots dos van posar en marxa l’empresa Silicon Valen, constituïda el 17 de maig de 2022. Argüelles es va mantindre en aquella aventura uns sis mesos. En aquell temps, van prometre que Silicon Valen fabricaria panells a València i reduiria la dependència de la Xina. El març de 2023, l’empresa va captar la seua primera subvenció, de 362.251 euros, de la Conselleria d’Economia, per a una inversió inicial que tenia previst arribar als 12 milions. Després van anunciar que pretenien captar 475 milions de capital per a tindre una capacitat de producció de 1.200 megawatts a l’any. Tot va quedar en no res.

Va sobreviure a Camps, Fabra i Puig, però no a Mazón

Poc després d’arribar a la Generalitat, Argüelles va xocar amb el número dos de la seua àrea, l’aleshores subdirector general d’Energia, José Miguel López Cortés. Portava en aquell lloc des de 2011. Es va mantindre amb governs de Francisco Camps, Alberto Fabra i, a partir de 2015, amb Ximo Puig. Però amb el nou director general, apadrinat per Mazón, no va durar ni quatre mesos. López Cortés va ser primer arraconat en les seues tasques de supervisió prèvia de les resolucions de l’àrea sobre projectes fotovoltaics i eòlics. Es va enfrontar al seu superior en negar-se a donar la seua firma per entendre que el projecte no complia la legislació territorial i ambiental, segons expliquen a aquest diari fonts coneixedores d’aquelles gestions. La tensa coexistència es va liquidar el febrer de 2024, quan Argüelles va prescindir de López Cortés. I en aquell lloc van col·locar, primer de manera provisional i amb caràcter definitiu des de desembre, José Vicente Sanchis Luis, qui, juntament amb Rosa María Savall, va encapçalar en el seu moment l’equip de Marsan Ingenieros que va treballar en el control de projectes, inspecció i legalització d’instal·lacions, elaboració del pla d’autoprotecció i obtenció de la llicència d’activitat de Terra Mítica.

Una destitució “arbitrària”, segons la jutgessa

En la Direcció General d’Urbanisme, Paisatge i Avaluació Ambiental, on es couen els informes d’avaluació ambiental en els projectes de renovables, els interessos també han mogut cadires. El maig de 2025, el director general, Miguel Ángel Ivorra Devesa, va apartar del seu lloc Rafael Soriano, cap de servei d’Avaluació Ambiental Estratègica, només cinc mesos després d’accedir a aquest càrrec de confiança. La defenestració li la va comunicar verbalment. El detonant de la decisió va ser la negativa del cap de servei a prorrogar la vigència de la memòria ambiental, ja caducada, del Pla General de la Vall d’Alba i d’altres instruments urbanístics, tal com s’exigia en la instrucció de 25 de febrer de 2025, dictada pel mateix Ivorra Devesa. “No havia acatat la instrucció i havia actuat deslleialment en les funcions del seu càrrec com a cap de servei”, va esgrimir el director general.

Soriano és tècnic de medi ambient i forma part del cos d’enginyers de camins, canals i ports. Va treballar en Avaluació Ambiental Estratègica des del febrer de 2014. I el gener de 2024 va ser proposat per l’aleshores cap de servei d’aquesta àrea per a substituir-lo una vegada es jubilara. D’aquesta manera, el 4 de gener de 2024, el funcionari Rafael Soriano va accedir a aquest càrrec en comissió de serveis. I el maig de 2025 va ser apartat per Ivorra, també regidor de la Nucia. Soriano va acudir als tribunals i el passat mes d’abril, el jutjat contenciós administratiu número 10 de València va anul·lar el cessament per considerar-lo “arbitrari”. La magistrada va entendre que la destitució “no responia a les raons reals” esgrimides.

Pérez Llorca va veure la llum

El 27 de novembre de 2025, Juanfran Pérez Llorca va ser elegit president de la Generalitat. Una de les seues primeres actuacions va consistir a reestructurar el Consell. La Direcció General d’Energia i Mines, àrea encarregada d’autoritzar les llicències de renovables, va deixar de dependre de la Conselleria d’Innovació, la titular de la qual és Marian Cano, i va ser adscrita a la Conselleria de Medi Ambient, Infraestructures i Territori, que dirigeix el vicepresident Martínez Mus. El canvi suposava concentrar en una mateixa conselleria totes les àrees competents per a gestionar els projectes fotovoltaics i els plans eòlics. Des de l’estudi i declaració d’impacte ambiental fins als tràmits tècnics. Perquè en el departament de Mus es troba la Direcció General d’Urbanisme, Paisatge i Avaluació Ambiental, al capdavant de la qual està Miguel Ángel Ivorra Devesa.

Concentrar totes les competències en renovables en una sola conselleria té una lectura en clau política. En cas de produir-se una discrepància de criteris amb informes contradictoris, la resolució la dirimeix el Consell si les àrees enfrontades pertanyen a conselleries diferents. Però si el conflicte sorgeix en una mateixa conselleria, correspon resoldre’l al titular del departament o al secretari autonòmic. És a dir, el xoc a propòsit d’autoritzacions, declaracions d’impacte ambiental o concessió de llicències no implica el Consell ni esquitxa el seu president, Juanfran Pérez Llorca.

De moment, aquesta polèmica continua generant indignació interna en el PP valencià. Tant perquè forme part del dossier intern elaborat per a descavalcar Pérez Llorca.

Las renovables están consideradas energías limpias, pero los espacios de decisión sobre los proyectos, donde se catalizan intereses millonarios, están siendo altamente tóxicos para este Consell. Hasta provocar conflictos de intereses y destituciones en las áreas en las que se autorizan declaraciones ambientales, se valoran los expedientes y se otorgan las licencias. Hasta formar parte del dosier interno del PP que cuestiona la candidatura de Juanfran Pérez Llorca a presidente de la Generalitat en 2027. Fuentes de la dirección nacional de Alberto Núñez Feijóo, a preguntas de elDiario.es, niegan tajantemente que ese dosier elaborado en la Comunitat Valenciana haya llegado a la calle Génova.

El último en caer, el pasado 3 de julio, fue el director general de Energía y Minas, Manuel Argüelles, quien, oficialmente, cesó “a petición propia”. La salida de Argüelles no es ninguna anécdota. Fue crucial su papel en el Consell de Carlos Mazón, quien apadrinó su llegada al cargo, el 19 de octubre de 2023, en una Conselleria de Innovación, Industria y Turismo, entonces dirigida por Nuria Montes. Fue elegido por Mazón para ser una pieza clave en su apuesta por las renovables después de que, según el ex jefe del Consell, el Botànic había propiciado “un parón de los proyectos por prejuicios ideológicos”.

Antes de entrar en política, era impulsor y promotor de fotovoltaica, como empresario e ingeniero. Y nunca renunció del todo a sus intereses en algunos proyectos, como él mismo admitió. Ese cóctel de conflictos de intereses y pulsos políticos por el control de la llave de las autorizaciones de renovables explica las turbulencias en las áreas del Consell competentes en este asunto. La Coordinadora Valenciana per la Ubicació Racional de les Energies Renovables (Ubiracional), que agrupa a 77 colectivos ecologistas y de defensa del territorio, habla de “estrecha relación” entre cargos políticos situados en puestos sensibles para autorizar las instalaciones con empresas del sector y con la patronal autonómica Avaesen.

Dejó los cargos pero no las acciones

Su nombramiento como alto cargo obligó a Argüelles a renunciar a sus puestos en los órganos de gobierno de una docena de empresas, bajo el paraguas de la matriz PV Ingen Solutions y en algunas de las cuales era socio fundador. Entre ellas, Pvingenergy Solar Beta, de la que fue administrador solidario desde el 2 de julio de 2021 al 28 de noviembre de 2023, cuando renunció a esa responsabilidad para evitar incurrir en incompatibilidad con su cargo público. Dejó sus puestos en las empresas, pero no liquidó sus acciones, como contó en exclusiva elDiario.es.

El 29 de mayo de 2024 la Generalitat autorizó a la citada Pvingenergy Solar Beta a implantar en suelo no urbanizable del municipio de Monforte del Cid, cercano a la ciudad de Alicante, una central fotovoltaica de 4.000 kw de potencia. Al tratarse de unas instalaciones con una potencia menor de 10 megawatios, la competencia de la resolución del expediente es de los servicios territoriales, que dependen de Argüelles. Quien en aquel momento era socio de la adjudicataria.

La propiedad de las acciones de esa concesionaria era de una segunda firma llamada PV Ingen Solutions, cuyo socio fundador y ex administrador solidario es el propio Argüelles. El ex director general era, además, propietario único de la consultora Efyah Solutions (según la declaración de bienes que presentó cuando le nombraron), copropietaria de la referida PV Ingen Solutions.

La fotovoltaica logró permiso para 4 megawatios en el citado municipio del Vinalopó, una planta solar con una superficie de 93.591 metros cuadrados y con una instalación de 7.290 paneles fotovoltaicos. El ingeniero responsable del proyecto era Gonzalo Navarro, socio también de Argüelles en PV Ingen Solutions, a través de su sociedad Inversiones Mendinavarro.

El de Monforte del Cid no era el único proyecto de renovables en el que tiene intereses Manuel Argüelles. El ex director general participaba en otra planta de fotovoltaica en Picassent (Horta Sud), como responsable de la redacción del proyecto, de nuevo junto a su socio Gonzalo Navarro. En este caso, a través de la ingeniería PV Ingenergy Solar Epsilon, también bajo el paraguas de la matriz PV Ingen Solutions. La central solar de Picassent tiene 1,72 megawatios de potencia y ocupará 23.302 metros de parcela. Estaba previsto instalar 2.730 módulos.

En su declaración de intereses, Argüelles no nombró esas dos sociedades adjudicatarias, pese a que ya se estaba tramitando la licencia de PV Ingenergy Solar Beta en el municipio del Vinalopó y ya estaba autorizada la planta de Picassent. En su declaración de bienes y actividades sí incluyó la firma Efyah Solutions y la matriz del grupo, PV Ingen Solutions.

La Ley 53/1984 de Incompatibilidades del Personal al Servicio de las Administraciones Públicas, la norma estatal, establece en su artículo 11 que los cargos públicos no podrán ejercer actividades privadas “que se relacionen directamente con el departamento, organismo o entidad donde estuviera destinado”. Se refiere a desempeñar actividades en las empresas, no a ser accionista, aunque fuentes jurídicas indican que el espíritu de la norma apunta claramente el conflicto que se genera cuando tienes intereses en el sector que gestionas como cargo público.

Socio del presidente del 'lobby' Avaesen

Manuel Argüelles admitió ser socio, a través de su firma Efyah, de la planta cuya autorización fue concedida por el departamento que él dirigía. Dijo que participaba en proyectos “de pequeño tamaño con un 10% con diferentes inversores”. Y aseguró que en la “territorial de Alicante [donde autorizaron el proyecto] no sabían que yo era socio”. “Nadie sabía allí que yo participaba”, sentenció.

Respecto al plan de Picassent, adujo que la ingeniería llevaba la firma de su empresa, pero que no participaba como accionista. “No tenía el dinero para participar”, apostilló. Admitió que en ese caso los funcionarios sí sabían de su conexión con el proyecto. Y añadía: “Les dije que dieran el mismo trato que a todo el mundo; ellos tampoco quieren tener problemas”. De hecho, subrayó, el expediente lleva “dos años bloqueado”, como tantos otros.

La trayectoria empresarial de Argüelles está ligada en parte a Marcos Javier Lacruz, quien desde 2012 preside Avaesen, la patronal de las renovables. Los dos pusieron en marcha la empresa Silicon Valen, constituida el 17 de mayo de 2022. Argüelles se mantuvo en esa aventura unos seis meses. En ese tiempo, prometieron que Silicon Valen fabricaría paneles en València y reduciría la dependencia de China. En marzo de 2023, la empresa captó su primera subvención, de 362.251 euros, de la Conselleria de Economía, para una inversió inicial que tenía previsto alcanzar los 12 millones. Luego anunciaron que pretendían captar 475 millones de capital para tener una capacidad de producción de 1.200 megawatios al año. Todo quedó en nada.

Sobrevivió a Camps, Fabra y Puig, pero no a Mazón

Al poco de llegar a la Generalitat, Argüelles chocó con el número dos de su área, el entonces subdirector general de Energía, José Miguel López Cortés. Llevaba en ese puesto desde 2011. Se mantuvo con gobiernos de Francisco Camps, Alberto Fabra y, a partir de 2015, con Ximo Puig. Pero con el nuevo director general, apadrinado por Mazón, no duró ni cuatro meses. López Cortés fue primero arrinconado en sus labores de supervisión previa de las resoluciones del área sobre proyectos fotovoltaicos y eólicos. Se enfrentó a su superior al negarse a dar su firma por entender que el proyecto no cumplía la legislación territorial y ambiental, según explican a este diario fuentes conocedoras de esas gestiones. La tensa coexistencia se liquidó en febrero de 2024, cuado Argüelles prescindió de López Cortés. Y en ese puesto colocaron, primero de forma provisional y con carácter definitivo desde diciembre, a José Vicente Sanchis Luis, quien, junto con Rosa María Savall, encabezó en su momento el equipo de Marsan Ingenieros que trabajó en el control de proyectos, inspección y legalización de instalaciones, elaboración del plan de autoprotección y obtención de la licencia de actividad de Terra Mítica.

Una destitución “arbitraria”, según la jueza

En la Dirección General de Urbanismo, Paisaje y Evaluación Ambiental, donde se cuecen los informes de evaluación ambiental en los proyectos de renovables, los intereses también han movido sillas. En mayo de 2025, el director general, Miguel Ángel Ivorra Devesa, apartó de su puesto a Rafael Soriano, jefe de servicio de Evaluación Ambiental Estratégica, apenas cinco meses después de acceder a este cargo de confianza. La defenestración se la comunicó verbalmente. El detonante de la decisión fue la negativa del jefe de servicio a prorrogar la vigencia de la memoria ambiental (ya caducada) del Plan General de la Vall d'Alba y de otros instrumentos urbanísticos, tal como se exigía en la instrucción de 25 de febrero de 2025, dictada por el propio Ivorra Devesa. “No había acatado la instrucción y había actuado deslealmente en las funciones de su cargo como jefe de servicio”, esgrimió el director general.

Soriano es técnico de medio ambiente y forma parte del cuerpo de ingenieros de caminos, canales y puertos. Trabajó en Evaluación Ambiental Estratégica desde febrero de 2014. Y en enero de 2024 fue propuesto por el entonces jefe de servicio de esa área para sustituirlo una vez se jubilara. De esta manera, el 4 de enero de 2024, el funcionario Rafael Soriano accedió ese cargo en comisión de servicios. Y en mayo de 2025 fue apartado por Ivorra, también concejal de la Nucia. Soriano acudió a los tribunales y el pasado mes de abril, el juzgado de lo contencioso-administrativo número 10 de València anuló el cese por considerarlo “arbitrario”. La magistrada entendió que la destitución “no respondía a las razones reales” esgrimidas.

Pérez Llorca vio la luz

El 27 de noviembre de 2025, Juanfran Pérez Llorca fue elegido presidente de la Generalitat. Una de sus primeras actuaciones consistió en reestructurar el Consell. La Dirección General de Energía y Minas, área encargada de autorizar las licencias de renovables, dejó de depender de la Conselleria de Innovación, cuya titular es Marian Cano, y fue adscrita a la Conselleria de Medioambiente, Infraestructuras y Territorio, que comanda el vicepresidente Martínez Mus. El cambio suponía concentrar en una misma conselleria todas las áreas competentes en gestionar los proyectos de fotovoltaicas y planes eólicos. Desde el estudio y declaración de impacto ambiental hasta los trámites técnicos. Porque en el departamento de Mus se halla la Dirección general de Urbanismo, Paisaje y Evaluación Ambiental, a cuyo frente está Miguel Ángel Ivorra Devesa.

Concentrar todas las competencias en renovables en una sola conselleria tiene una lectura en clave política. En el caso de producirse una discrepancia de criterios con informes contradictorios, la resolución la dirime el Consell si las áreas enfrentadas pertenecen a conselleries distintas. Pero si el conflicto surge en una misma conselleria, corresponde resolverlo al titular del departamento o al secretario autonómico. Esto es, el choque a propósito de autorizaciones, declaraciones de impacto ambiental o concesión de licencias no implica al Consell ni salpica a su presidente, Juanfran Pérez Llorca.

De momento, esta polémica sigue generando indignación interna en el PP valenciano. Tanto como para que forme parte del dosier interno elaborado para descabalgar a Pérez Llorca.

La consejera de Economía del Gobierno de Aragón, Eva Valle, ha vuelto a atacar al Ejecutivo de Pedro Sánchez a cuenta de su política energética, que pone en riesgo “importantes inversiones” autonómicas por el “cuello generado” debido a su mala “planificación”. Valle ha recordado que Aragón genera más de 22.00 gigavatios hora, lo que representa el 8,2% de la capacidad de generación eléctrica de España, muy por encima del peso en el PIB y la población, que está en el 3%.

La Comunidad “genera mucha más electricidad de la que consume, aproximadamente el doble”, con lo que es capaz de “vender” energía a otras comunidades o al sistema nacional en más de un 50%, y la gran mayoría, más de un 83%, procede de fuentes renovables. Por tanto, Aragón “no tiene un problema de energía”, sino de falta de acceso a la red, que ha achacado a “la falta de planificación, de ejecución y de gestión adecuada de la red de transporte por parte del Gobierno de España”.

Ello ha creado un problema “colosal” de acceso al sistema eléctrico para cualquier tipo de actividad industrial y económica, pero también para la vivienda, ha asegurado Eva Valle.

En palabras de la consejera, la planificación actualmente en vigor lleva un retraso “sin precedentes” en su ejecución: “Llevamos meses, por no decir más de un año, esperando que se publique la nueva planificación para el periodo 2026-2030”.

Valle ha hablado también de nudos de conexión, sobre lo que también llevan “años” esperando a que se resuelvan los concursos de acceso a la red solicitados por diferentes tipos de actividades económicas en la Comunidad.

“Esto obviamente afecta a las actividades que han solicitado esos accesos, pero con carácter general afecta a la inversión, a la creación de riqueza, de empleo y daña la imagen no solo de Aragón, sino también del conjunto del país”, ha alertado.

Ello hace que una de las principales ventajas competitivas que tiene Aragón, que es la capacidad de generación de energía, acabe convirtiéndose en un “cuello de botella” al no poder acceder a ella, lo que puede terminar “impidiendo la llegada de importantes inversiones”, grandes y pequeñas, y afectar a la capacidad de crecimiento y de generación de empleo, además de a la capacidad de posicionamiento frente a otros competidores.

Decreto de centros de datosEn relación con ell decreto que regula la implantación de los centros de datos, la consejera ha avanzado que la intención es presentar el documento de alegaciones el mismo jueves, último día del plazo.

El punto de partida de este documento comparte la necesidad de asegurar la sostenibilidad energética y medioambiental, así como de asegurar la protección adecuada de los datos con los que se trabaje en estas instalaciones, pero apostando por hacerlo “de manera equilibrada y proporcional”, de manera que sea compatible con el desarrollo de una infraestructura “estratégica para la economía del futuro” y para la capacidad de competir de la región y de las empresas aragonesas.

“Esto no es lo que hace el proyecto de Real Decreto que ha presentado el Gobierno, que de aprobarse como está constituye un verdadero riesgo para la implantación de centros de datos en todo el país, en particular en Aragón, que tiene un porcentaje más elevado de compromisos ya realizados y de tramitaciones ya en marcha de centros de datos”, ha recalcado.

Requisitos “casi imposibles”

Ha achacado este peligro a que el proyecto de real decreto incorpora unos requisitos que son “casi de imposible cumplimiento” tanto para los centros de datos en tramitación como para los nuevos proyectos, algo en lo que coinciden también en las asociaciones del sector, que hablan incluso de “la práctica imposibilidad de cumplir no sólo individualmente cada uno de los requisitos, sino también todos ellos en su conjunto”. Ello, ha reiterado, hace especial “daño” a Aragón, por el interés generado por el territorio para la instalación de estos centros.

A ello ha sumado que la propuesta del real decreto se ha hecho “sin ningún tipo de diálogo previo” ni con los centros de datos ni con las administraciones donde se prevén estas inversiones, y que “cambia radicalmente las reglas del juego”, lo que deja dos efectos inmediatos: “una enorme inseguridad jurídica” que puede afectar a los proyectos en tramitación y generar arbitrajes internacionales y hasta asunciones patrimoniales por parte del Estado, y también a la imagen y al deseo de los inversores de instalarse en Aragón; y coloca al país y a la Comunidad “en clara desventaja” con otros que tienen una regulaciones “mucho más acordes” con el desarrollo de esta actividad y que están “deseando que un competidor fuerte, como es Aragón y como es España, decida salirse del tablero de juego”.

En pleno mes de agosto, los planes de Iberdrola para ampliar la potencia energética de su emblemática central térmica de Aceca en la Sagra toledana han hecho aguas. El Ministerio para la Transición Ecológica (Miteco) ha tumbado su proyecto fotovoltaico denominado 'FV Aceca' en los términos municipales de Toledo, Almonacid de Toledo y Mocejón. Su objetivo era hibridar una nueva planta solar de unos 350 megavatios con la histórica central térmica existente a unos cinco kilómetros, en Villaseca de la Sagra.

El complejo de Aceca de esta compañía -que debe su nombre a un antiguo poblado- juega un papel crucial en el sistema eléctrico de España, actuando principalmente como un “pilar de seguridad, estabilidad y transición energética” para el país, según destaca la empresa.

Situado en el municipio toledano de Villaseca de la Sagra, junto al río Tajo, es una instalación energética propiedad de Iberdrola y Naturgy que ha evolucionado desde el fueloil (con el inicio de sus operaciones en 1969) hasta el gas natural, desde 2003.

Su importancia a escala nacional se sostiene en su cercanía a la Comunidad de Madrid, con una enorme demanda eléctrica, evitando las pérdidas de energía que ocurren cuando la electricidad se transporta desde regiones periféricas.

Además, a diferencia de las antiguas centrales de carbón o las nucleares, el ciclo combinado de Aceca puede arrancar, detenerse o regular su potencia de forma muy rápida. De hecho, Red Eléctrica de España (el operador del sistema nacional) la utiliza de forma estratégica para equilibrar la curva de consumo en tiempo real, garantizando que el país nunca sufra problemas de voltaje o apagones estructurales

La negativa del Miteco: argumentos

El proyecto de parque solar de Iberdrola Generación Térmica S.L. para hibridar esa central de Aceca, no obstante, ahora se ha visto truncado con la negativa del Miteco. Según la declaración de impacto ambiental (DIA) consultada por este periódico, la propuesta técnica para una nueva instalación fotovoltaica buscaba hibridar una nueva planta de más de 500 hectáreas distribuidas en tres sectores.

Pero tras un análisis exhaustivo, el Ministerio determina que el estudio de alternativas presentado por la empresa es “insuficiente” y “carece de rigor técnico”. Ha identificado “riesgos severos para la fauna protegida”, como el águila imperial ibérica y diversas aves esteparias, debido a la pérdida de hábitats de caza y nidificación.

Concretamente, sobre el águila imperial, especie en peligro de extinción, la DIA identifica la posible pérdida, fragmentación y alteración del hábitat de su alimentación y campeo. El proyecto se ubicaría sobre cultivos tradicionales de secano y pastizales que constituyen un hábitat propicio con alta densidad de presas, especialmente el conejo de monte.

Identifica hasta seis nidos con tres parejas de águilas que podrían verse alterados. Entre ellos, en la zona Aceca-Oeste, la planta fotovoltaica proyectada solaparía directamente con zonas de uso intensivo y frecuente de una pareja de águilas, afectando un hábitat de caza calificado como de “calidad óptima”.

En Aceca-Norte, otro recinto de 25 hectáreas podría invadir el área de exclusión de 2.500 metros de otro nido, lo que implicaría la “pérdida de un cazadero localizado para esta pareja y se considera un impacto severo”. Y en Aceca-Norte, se proyectaban instalaciones sobre 46 hectáreas dentro del buffer de 2.500 hectáreas de un tercer nido, “incumpliendo las directrices de conservación al no ubicarse en zonas de baja calidad de hábitat”.

De igual forma, el Miteco argumenta que la construcción de unos 14 kilómetros de líneas de evacuación aéreas a 220 kilovoltios representa la principal “amenaza de muerte por colisión” para el águila imperial y otras rapaces debido a la envergadura y tipo de vuelo de la especie.

El trazado aéreo de evacuación es considerado “manifiestamente incompatible” por discurrir a distancias peligrosas de nidos activos; y las líneas aéreas proyectadas generan un “efecto barrera acumulativo” al sumarse a otros tendidos ya existentes en la zona comprometiendo el libre desplazamiento de las parejas entre sus áreas de nidificación, campeo y el corredor ecológico del río Tajo.

Además, la resolución advierte sobre posibles alteraciones negativas en la hidrología y geomorfología del terreno por los movimientos de tierra proyectados. En consecuencia, la administración concluye que no se ha demostrado que la opción seleccionada sea la de menor repercusión ambiental.

¿Se han pronunciado los municipios afectados?

Se da la circunstancia de que en la fase de participación pública y consultas a las administraciones afectadas, se consultó formalmente al Ayuntamiento de Villaseca de la Sagra, donde se ubica la histórica central térmica de Aceca, pero este no remitió ninguna respuesta al expediente.

El término de Mocejón, el más cercano a la central de ciclo combinado, sí es objeto de menciones específicas debido a los riesgos e impactos detectados en el sector Aceca-Norte. La Dirección General de Medio Natural y Biodiversidad del Miteco determina que las parcelas de este sector debían descartarse por ser una zona crítica de invernada y alimentación para el sisón común, también especie en peligro de extinción.

Para evitar este impacto, el organismo recomendó explícitamente reubicar estas instalaciones hacia una zona más próxima al núcleo urbano de Mocejón, situada al suroeste de la poligonal proyectada.

Se da la circunstancia de que Iberdrola participa actualmente en el desarrollo y suministro de energía para centros de datos en España mediante grandes alianzas estratégicas e inversiones millonarias. Entre sus proyectos se encuentra el de la zona Madrid Sur, con una superficie de 160.000 metros cuadrados, colindantes con esa zona de la Sagra toledana.

Fuentes de Iberdrola precisan a este periódico de que ya informaron al conocerse la DIA de que el proyecto había obtenido una Declaración de Impacto Ambiental negativa por parte del Miteco. Indican que la planta fotovoltaica a trámite puede reubicarse en otros terrenos que no tengan “valores ambientales singulares”, para lo que ha encargado trabajos de inventariado en el entorno, vía una empresa independiente

Un dato curioso es que esta misma semana, Iberdrola ha hecho público un convenio de colaboración con el Gobierno de Castilla-La Mancha para reforzar su programa recuperación del cernícalo primilla que desarrolla en su planta fotovoltaica de Barcience, situada en el término municipal de Bargas (Toledo).

Gracias a este acuerdo, los nuevos ejemplares de cernícalo primilla criados en el Centro de Recuperación de Rapaces Ibéricas (CERI) de Sevilleja de la Jara (Toledo) serán liberados en el primillar construido por Iberdrola dentro del parque fotovoltaico, incrementándose además el número de aves previstas inicialmente.

La iniciativa forma parte del 'Programa Convive' de Iberdrola, una estrategia que integra medidas de protección de la flora y la fauna en el diseño, construcción y explotación de sus instalaciones renovables.

Además del proyecto para la recuperación del cernícalo primilla, la planta fotovoltaica incorpora actuaciones dirigidas a favorecer la biodiversidad del entorno, como la instalación de colmenas para la protección de insectos polinizadores, el mantenimiento de cubierta vegetal natural y diferentes medidas de integración paisajística y ambiental.

La Junta de Extremadura presentará alegaciones al borrador del Real Decreto de eficiencia energética para centros de datos, una regulación remitida este jueves a audiencia pública que, según el Ejecutivo autonómico, se ha elaborado “de espaldas” a las comunidades autónomas. La consejera de Industria, Energía, Ciencia y Territorio, Mercedes Morán, ha criticado duramente que el texto reserve al Gobierno central la potestad exclusiva de autorizar el suministro eléctrico a estas instalaciones bajo parámetros que no considera objetivos.

Morán ha advertido de que la norma estatal va “a contracorriente” del camino económico e industrial que demanda la sociedad y ha situado el núcleo del conflicto en la evaluación unilateral que asumirán los ministerios de Economía, Transformación Digital y Transición Ecológica. Para la consejera, dejar la asignación de capacidad energética en manos de estos tres departamentos abre la puerta a decisiones arbitrarias para beneficiar a unos territorios en detrimento de otros, impidiendo que la región retenga el valor añadido de la energía renovable que produce.

Aunque desde la consejería aclaran que no se oponen a fijar un marco regulatorio para el sector, sostienen que lo prioritario debe ser una planificación eléctrica adaptada a la realidad y negociada con las autonomías. La Junta considera vital batallar la propuesta estatal para evitar que se ponga en riesgo la viabilidad de iniciativas clave para el territorio, como el complejo de computación e inteligencia artificial Río Caya en Badajoz, al que consideran “absolutamente maduro” tras autorizarse su línea de 220 kV, o las dos instalaciones promovidas por Merlin Properties en Navalmoral de la Mata y Valdecaballeros, diseñadas con un potencial final de un gigavatio cada una.

A esta cartera de inversiones se suma el proyecto CC Green en Cáceres, planteado como el primer centro de datos libre de carbono de Europa, cuya tramitación avanzará con mayor rapidez tras desbloquearse la situación del polígono industrial de Las Capellanías. La consejera ha insistido en que Extremadura dispone de suelo, agua y generación limpia para liderar esta industria, pero ha lamentado que en las reuniones con el Ministerio y Red Eléctrica la percepción constante sea que los centros de datos no constituyen una prioridad estatal, a diferencia del peso estratégico que representan para el futuro regional.

Ya está redactado el borrador del anunciado decreto por el que se establecen las condiciones para la gestión de los residuos orgánicos mediante su transformación en biometano en Castilla-La Mancha. El texto responde a un mandato de las Cortes regionales que impulsó el Grupo Socialista como respuesta a la enorme proliferación de proyectos de plantas que trabajan con residuos agroganaderos para generar esta polémica renovable. Y es una consecuencia, asimismo, del gran rechazo social y vecinal que han provocado, al igual que sucedió con las macrogranjas.

El decreto todavía tiene que pasar por el Consejo de Gobierno para su aprobación definitiva, previsiblemente en el próximo curso político y antes de final de año. Además, va acompañado de una reciente reforma de la Ley de Evaluación Ambiental de la comunidad autónoma que otorga a los plenos municipales de los ayuntamientos el poder de vetar cualquier proyecto de este tipo, aunque sea en teoría porque el Ejecutivo regional se reserva para sí la potestad de poder declarar “prioritarios” los que considere oportunos.

La normativa busca equilibrar los objetivos de “neutralidad climática” y soberanía energética de la Unión Europea con “la protección del bienestar de la ciudadanía local”.

Algunas de estas restricciones ya estaban incorporadas en la resolución del Grupo Socialista que ha dado origen al borrador, que actualmente se encuentra en información pública para la presentación de alegaciones. El hecho de que ahora el Gobierno regional 'eche el freno' en esta cuestión contrasta con su decisión de declarar “prioritarios” algunos proyectos de biometano como la futura planta de Gálvez, o la que ya está en funcionamiento en Noez, ambos en la provincia de Toledo.

Pero el caso es que el decreto es bastante restrictivo: hay decenas de exigencias técnicas, entre ellas las referidas a las distancias entre estas plantas de biometano y los núcleos urbanos. Con carácter general, deben situarse a una distancia mínima de dos kilómetros desde el límite del suelo urbano, urbanizable o apto para urbanizar que sea de uso residencial.

Pero hay algunas variantes. Por ejemplo, en el caso de instalaciones que traten residuos de cadáveres de animales, la distancia mínima obligatoria aumenta a cuatro kilómetros respecto a los mismos límites de suelo urbano o urbanizable.

Por el contrario, en el caso de actividades de restauración y hoteleras ubicadas en el suelo rústico, la distancia se reduce: puede estar a tan solo 500 metros. Pero si estos establecimientos están integrados en suelos urbanos o urbanizables de uso residencial predominante, se benefician de la mencionada protección general: dos kilómetros como norma general y cuatro si se trata de residuos de cadáveres de animales.

Esto implica una doble protección: por un lado, se impide que una planta se instale cerca de un hotel existente, pero por otro, se restringe la apertura de nuevos hoteles o restaurantes en áreas que no cumplan estas distancias mínimas respecto a plantas ya autorizadas.

De hecho, el decreto exige que las instalaciones de biometano se adapten estéticamente al entorno y prohíbe su ubicación en zonas donde sean visibles desde miradores o puntos de atracción turística. Además, se debe evitar su implantación cerca de áreas de interés cultural o patrimonio natural.

Además, los hoteles y restaurantes también son identificados en la nueva norma como generadores de sustratos. La regulación busca así un equilibrio: por un lado, aleja físicamente la industria de los negocios turísticos para evitar olores y ruidos, y por otro, integra los residuos orgánicos que estos generan en el ciclo de la economía circular.

Pero, ¿cómo se miden las distancias mínimas? Se aplican tomando como referencia el vallado exterior de la propia instalación. En el caso específico de las distancias a explotaciones ganaderas, el decreto especifica que la medición debe realizarse sobre plano (distancia topográfica). Se toma como referencia el lugar donde se alojan los animales que esté más próximo a la instalación de biometano.

Lo más curioso es que estas mediciones tienen un carácter recíproco respecto a los “elementos sensibles del entorno”: la distancia se mide de forma topográfica desde el cierre perimetral de la planta hasta el punto más cercano del elemento protegido.

Digestato, malos olores y transporte

Una de las cuestiones más polémicas que ha generado la proliferación de estas instalaciones ha sido el tratamiento del digestato, el residuo resultante de la valorización de residuos agroganaderos, que suele comercializarse como fertilizante, y principal causante de malos olores. En este caso, el decreto exige a las empresas promotoras un estudio de dispersión de olores que garantice que no se supera el umbral de 1,5 unidades de olor por metro cúbico de aire (ouE/m³) en el límite del suelo urbano o urbanizable de uso residencial.

Además, para evitar molestias adicionales a la población, se prohíbe el paso de camiones con residuos por los núcleos urbanos de los municipios, salvo en los casos en que el residuo se haya generado dentro de ese mismo municipio.

Las empresas deben presentar un estudio de las rutas de transporte que identifique la ubicación de cada sustrato de entrada y el recorrido previsto. Estas rutas deben actualizarse si sufren modificaciones definitivas.

El transporte debe realizarse de forma apta según el tipo de residuo, asegurando siempre transportes cerrados para evitar la pérdida de materiales y la propagación de malos olores. También debe tener en cuenta su huella de carbono para cumplir con los porcentajes de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero exigidos por la normativa europea (entre un 65% y un 80% según el uso del biogás).

En cuanto a los olores, el borrador del decreto garantiza establece una combinación de modelización científica, límites técnicos estrictos y medidas de control operativo.

Así, obliga a todas las plantas a presentar un estudio de dispersión de olores que utilice el modelo del sistema avanzado de simulación de calidad del aire en estado no estacionario (CALPUFF). Las naves de pretratamiento y compostaje deben operar en presión negativa respecto al exterior para evitar fugas de aire contaminado. Además, será obligatorio conectar los sistemas de aspiración de aire a equipos de limpieza como lavadores de gases vía húmeda, filtros de carbón activo o biofiltros. Y tanto los sustratos de entrada como el digestato deben estar en tanques herméticos, naves o balsas cerradas.

Hay en el decreto otras regulaciones complementarias para evitar olores en el entorno. Por ejemplo, el transporte de sustratos debe realizarse obligatoriamente en vehículos cerrados y cuando el digerido se aplica como fertilizante, debe incorporarse al suelo mediante arado o equipos equivalentes en un plazo no superior a 24 horas para disminuir la emisión de malos olores.

Recursos hídricos y contaminación de acuíferos

Por otro lado, el borrador establece medidas para proteger los recursos hídricos y prevenir la contaminación de acuíferos y masas de agua superficiales, otra de las principales críticas de los grupos ecologistas, sociales y vecinales. Estas regulaciones abarcan desde la ubicación de las plantas hasta las condiciones técnicas de almacenamiento y la aplicación de los productos resultantes.

Tanto para la instalación de la planta de biometano como para la aplicación del digestato en el suelo, se exigen separaciones mínimas respecto a puntos críticos de agua: por ejemplo, 250 metros en el caso de captaciones de agua subterránea y de embalse destinadas al consumo de poblaciones

Asimismo, para evitar que filtraciones contaminantes alcancen el subsuelo y los acuíferos, las superficies de almacenamiento de las plantas de biometano deben estar impermeabilizadas mediante solera de hormigón y contar con sistemas de drenaje de lixiviados Para el control de fugas y monitoreo en acuíferos, el decreto establece la obligación de instalar, como mínimo, un piezómetro aguas arriba y dos piezómetros aguas abajo de la instalación para monitorear la calidad del agua.

Con carácter general, cada cinco años, un organismo acreditado debe revisar los sistemas de control de fugas y el estado de la estanqueidad; y también se exige un plan específico de monitoreo de aguas residuales y emisiones que debe estar a disposición de las autoridades.

En áreas declaradas vulnerables a la contaminación por nitratos, se debe cumplir estrictamente el programa de actuación vigente en Castilla-La Mancha. Esto quiere decir que no se permite la instalación en suelos “inundados o saturados”, ni durante periodos prolongados de lluvias, o si la pendiente del terreno genera riesgo de escorrentía directa hacia masas de agua, independientemente de la distancia.

El decreto prioriza que las fracciones acuosas resultantes de los procesos de tratamiento sean depuradas hasta conseguir un agua apta para vertido, reutilización industrial o riego autorizado.

Una moratoria de dos años

Finalmente, el borrador decreta que hasta el 21 de diciembre de 2029 las plantas de biometano que cuenten ya con autorización ambiental integrada deberán adaptar sus instalaciones a estas medidas.

Mientras, se suspenderá la tramitación de los procedimientos de autorización ambiental de proyectos de biometano, por un plazo máximo de 24 meses, hasta la presentación de la documentación necesaria adaptada a las condiciones establecidas en este decreto.

Transcurrido este plazo sin que se haya presentado la documentación se le tendrá por desistido y se archivarán las actuaciones.

Esta norma recuerda mucho a la moratoria, ya levantada, que el Gobierno de Emiliano García-Page impulsó para las macrogranjas, una de las fuentes para nutrir a las plantas de biometano. Como ocurre ahora, lo hizo a pocos meses de unas elecciones, allá por 2022.

El Cabildo de Lanzarote ha presentado una nueva propuesta para implantar renovables en la isla. Lo ha hecho tras la polémica que provocó su acuerdo con el Gobierno de Canarias sobre las Zonas de Aceleración de Renovables (ZAR), que contemplaba reservar 3.163 hectáreas de suelo virgen para construir grandes parques de energía eólica y solar sin contar ni con la población ni con los ayuntamientos. Ahora, la corporación ha remitido a los siete municipios un informe que propone priorizar el uso de las cubiertas y que reduce a 200 hectáreas (un 0,25% del territorio insular) el suelo a ocupar.

El documento propone una serie de localizaciones distribuidas por toda la isla que ahora tendrán que ser revalidadas por los gobiernos municipales. El Cabildo ha dado un plazo de tres semanas a los ayuntamientos para que presenten sus aportaciones y posibles propuestas antes de elevar el documento final al Consejo de la Reserva de la Biosfera y al Gobierno de Canarias.

El informe, al que ha tenido acceso Canarias Ahora, ha sido elaborado por los doctores arquitectos Vicente Mirallave Izquierdo y Flora Pescador Monagas, por encargo de la Reserva de la Biosfera del Cabildo de Lanzarote. El documento resalta el paisaje como ''uno de los máximos valores a preservar'' antes de implantar cualquier infraestructura: ''Cualquier actuación sobre estos paisajes ha de ser muy medida y controlada en su escala, dimensiones y calidad de la intervención''.

Según el informe, Lanzarote tiene capacidad para avanzar hacia un modelo energético más autosuficiente sin necesidad de comprometer sus valores ambientales y paisajísticos. El objetivo final es alcanzar la autosuficiencia en 2040. Para conseguirlo, los investigadores sugieren que la implantación de renovables debe concentrarse ''prioritariamente'' en espacios que ya estén transformados o alterados por actividades previas.

Su implementación, añaden, debe ser compatible con la calidad de vida de la población, preservar los usos tradicionales del suelo y ser compatible con las actividades económicas, residenciales, agrícolas y turísticas. Además, el estudio encargado por el Cabildo coincide con el que publicó en junio la la Fundación César Manrique en junio en la importancia de la participación y la aceptación social de la planificación energética. Por último, apuesta por un modelo de gestión pública y de autoconsumo colectivo para evitar la especulación y garantizar la soberanía energética insular.

Cubiertas y canteras

El desarrollo energético en Lanzarote, dice el estudio, debe evitar ''la dispersión indiscriminada de instalaciones sobre el territorio insular'' o la ocupación masiva del suelo rústico. Por el contrario, se debe priorizar la ocupación de áreas obsoletas, incompletas y otros espacios degradados, así como las cubiertas de los edificios públicos y privados. Para garantizar que cualquier proyecto se adapte a las condiciones del lugar, el informe plantea que estos deben contar con un Estudio de Integración Paisajística donde se justifique plenamente su idoneidad.

''El modelo más eficiente [...] no sería una expansión extensiva de grandes parques energéticos, sino una estrategia jerarquizada: primero cubiertas urbanas y superficies ya artificializadas; después espacios degradados o industriales; y solo de forma limitada, instalaciones de mayor escala integradas en el territorio'', apunta el texto. Además, concluye que Lanzarote debe apostar por un sistema híbrido integrado por la energía solar y la eólica, y no elegir solo una de ellas.

El informe contempla 70,94 hectáreas (ha) de espacios degradados o transformados. Todos ellos son canteras de extracción de áridos explotadas por empresas: cantera de Lanzagrava (16,85 ha), cantera de hermanos Tavío (8,81) y cantera de Horinsa (28,28).

Sobre el uso de cubiertas, el documento cita un estudio del Instituto Tecnológico de Canarias que estima que Lanzarote dispone aproximadamente de 910 hectáreas de cubiertas aptas para instalar energía fotovoltaica, lo que permitiría generar 906 megavatios. El sector residencial acapararía el 55% de la superficie de cubiertas, siendo el segundo sector de mayor importancia la hostelería, con el 15%.

''Una parte muy significativa de la transición energética podría producirse sin necesidad de consumir nuevo suelo, especialmente mediante la activación del sector residencial, [...] junto con el sector turístico y de servicios'', reza el documento.

La generación energética, añaden, deberá vincularse a los principales centros de consumo tales como núcleos urbanos, sistemas generales o grandes infraestructuras energéticas e hidráulicas existentes. Según ha informado el Cabildo, se contempla instalar un parque fotovoltaico en el entorno de la cárcel de Tahíche, cuya producción energética se destinaría prioritariamente al ciclo integral del agua con el objetivo de paliar el elevado consumo de energía asociado a la desalación, depuración y distribución de los recursos hídricos de la isla.

Este servicio consumió el 13,72% de la energía que se produjo en Lanzarote en 2024, por debajo del consumo de los hogares (28,59%) y de los servicios de aojamiento (27,98%). El principal problema pasa por las enormes pérdidas del agua que producen las desaladoras. Según los últimos datos publicados, más del 50% de este recurso se pierde antes de llegar a las casas por las deficiencias de la red.

Otra de las propuestas que hace el estudio es aprovechar que el sistema eléctrico de Lanzarote y Fuerteventura están conectados para hacer de las dos islas ''un único espacio de energías renovables compartidas'' para ahorrar esfuerzos y consumo de suelo.

El Departamento de Industria, Transición Energética y Sostenibilidad ha tumbado este viernes hasta 19 de los parques fotovoltaicos incluidos en el macroproyecto Zierbena Solar, con 29 patas, de la compañía Solaria a través de su filial Solaria Eguzki Sorkuntza. Se suman a los permisos ya denegados con anterioridad. El plan Zierbena Solar preveía una inversión superior a los 100 millones de euros, más de 300.000 placas en Álava con una ocupación de 2.000 hectáreas y una gran línea de alta tensión para evacuar a Bizkaia la energía producida, lo que ha motivado gran rechazo ecologista, social e incluso institucional.

Los proyectos que se han denegado, según recoge el Boletín Oficial del País Vasco (BOPV), son los denominados Zierbena Solar 1, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 17, 18, 21, 22, 23, 24, 25 y 29, al igual que “sus infraestructuras de evacuación, ubicadas en el territorio histórico de Álava, así como del proyecto de la infraestructura común de evacuación, en los territorios históricos de Álava y Bizkaia”. Resoluciones anteriores ya habían tumbado los proyectos 3 y 4. Los números 15, 16 y 19 deberían ser revisados por el Estado y los 26, 27 y 28 están en terrenos de Miranda de Ebro, en Burgos pero pegada a Álava. Nada se conoce del 2.

En realidad, la Administración afea a Solaria que no haya cumplido todos los trámites en lo tocante a aportar información. También que haya una “ausencia de acuerdo vinculante” con Bahía de Bizkaia Electricidad para las instalaciones de evacuación de Zierbena. Asimismo, se ha producido una “caducidad automática” de los permisos de “acceso y conexión” a Red Eléctrica Española, el “fundamento” principal para la denegación.

“Queda claro que la lucha tiene sus frutos”, se felicitaron desde colectivos contrarios a estos proyectos cuando se conocieron las primeras denegaciones. “El proyecto causaría un perjuicio muy grave sobre los proyectos ecológicos y un efecto negativo muy grave sobre el paisaje, los montes y especies en Álava”, añadió la propia Diputación alavesa. Las alegaciones se contaron por miles. Las instalaciones estaban planeadas en Vitoria, Arrazua-Ubarrundia, Valdegovía, Lantarón, Ribera Alta, Añana, Iruña de Oca, Ribera Baja, Armiñón, Zigoitia, Zambrana, Zuia o Berantevilla, pero afectaban también a Ayala, al norte de la provincia, y a localidades vizcaínas como Gordexola, Galdames o Abanto Zierbena.

Desde la mañana de este lunes, Gipuzkoa abrió la llave para que un gas renovable entre a unos pocos miles sus hogares merced a la gestión de sus residuos orgánicos. El Consorcio de Residuos de Gipuzkoa (GHK) ha puesto en marcha la planta de 'Upgrading' en el denominado Complejo Medioambiental de Gipuzkoa. La maquinaria, la segunda de su tipo en España, es considerada por el presidente de GHK y diputado foral, el socialista José Ignacio Asensio, como una “vanguardia de la innovación ambiental”, consolidando al territorio como referente en “economía circular y transición energética”.

El proceso comienza en cada hogar con la separación de residuos en el contenedor marrón. Tras ser recogidos, se procesan anualmente cerca de 55.000 toneladas de materia orgánica. De este total, 15.000 toneladas se transforman en compost para uso agrícola; las 40.000 restantes se someten a un proceso de “digestión anaeróbica” donde millones de microorganismos transforman la materia en biogás. Anteriormente, se destinaba únicamente a generar electricidad mediante motores de cogeneración.

Ahora, con la nueva instalación, el complejo guipuzcoano puede decidir el destino más eficiente del recurso según las necesidades del sistema. A través del 'Upgrading', el biogás se purifica gracias a su paso por membranas que separan el dióxido de carbono del biometano, un gas renovable y de calidad. Finalmente, este se inyecta directamente a la red, aportando el equivalente al consumo medio anual de 9.000 hogares.

Juan Villar, consejero delegado de Nortegás, ha destacado durante el acto que “la tecnología se compra” pero “el compromiso ciudadano no”, agradeciendo la implicación de la sociedad guipuzcoana. Por su parte, Asensio ha señalado que este compromiso ha logrado duplicar la recogida selectiva de materia orgánica en una década, pasando del 29% al 60%. En este sentido, ha subrayado cómo “un gesto tan cotidiano” como separar la basura se traduce en “energía limpia, empleo y riqueza para el territorio”.

Se ha publicitado que la nueva infraestructura sitúa a Gipuzkoa entre las regiones europeas más avanzadas en gestión de residuos, un tema que ha suscitado controversias en el territorio durante años. Javier Rivas, directivo de FCC Medio Ambiente, una de las adjudicatarias del Complejo, ha calificado de “honor” formar parte de este avance, realizado “medianamente en plazo” gracias a la colaboración entre entidades. Aunque en 2022 se instaló la primera planta de este tipo en Valdemingómez, en Madrid, los responsables destacan que el 'Upgrading' de Gipuzkoa incorpora mejoras tecnológicas más punteras.

En la presentación se ha insistido en que el proyecto se alinea con las estrategias de la Unión Europea y el Gobierno de España para disminuir el consumo de combustibles fósiles. Actualmente, el Ejecutivo trabaja en una regulación para establecer una cuota obligatoria de biometano en el sistema gasista del 6% para 2035. Para superar este reto, Villar ha estimado que Euskadi necesita entre 25 y 35 plantas similares. En Europa, cerca de 2.000 plantas de biometano ya están en funcionamiento, consolidando este gas renovable como una herramienta clave para la descarbonización.

L’Associació Valenciana d’Empreses del Sector de l’Energia (AVAESEN) adverteix que la falta d’ajudes per a l’impuls de les comunitats energètiques posa en risc més de deu milions d’euros d’inversió, després d’anys amb la Comunitat Valenciana al capdavant del sector.

Segons apunta la patronal energètica, els pressupostos de la Generalitat per al 2026, aprovats aquest dimecres a les Corts Valencianes, deixen sense dotació específica aquesta línia d’ajudes, fet que suposaria el segon exercici consecutiu sense finançament autonòmic per a aquestes iniciatives. Aquesta falta de continuïtat, afirma AVAESEN, “ja està provocant una aturada en el desenvolupament de nous projectes, que afecta tant iniciatives promogudes per ajuntaments com inversions empresarials que requereixen un marc estable per a tirar endavant”.

L’associació apunta que aquests anys sense inversió, que fins ara s’havia nodrit de fons europeus en el marc de les estratègies d’adaptació al canvi climàtic, “poden comprometre la supervivència d’un sector empresarial especialitzat que s’havia preparat per a respondre al creixement d’aquest nou model energètic”.

L’any 2020, fonamentalment a través d’ajudes europees, les energies renovables van rebre una injecció econòmica que va impulsar el seu creixement. El 2023, la Generalitat Valenciana havia invertit 37 milions d’euros en instal·lacions d’autoconsum, incloses les comunitats energètiques locals. L’Executiu, encara davall la direcció del PSPV, Compromís i Unides Podem-EUPV, va assumir l’objectiu europeu d’assolir el 2030 els 10.000 megawatts d’energies renovables, dels quals 4.000 corresponen a energia eòlica i 6.000, a energia solar fotovoltaica.

Segons informa la Conselleria d’Indústria, que dirigeix Marian Cano, l’Ivace, que gestiona els fons per al foment de les comunitats energètiques, ja ha complit la senda financera assignada pels fons europeus per a aquestes iniciatives. És a dir, ha esgotat el pressupost que se li havia assignat, per la qual cosa la Direcció General de Pressupostos no ha pogut destinar més recursos a aquesta finalitat.

AVAESEN sol·licita a la Generalitat Valenciana i als grups parlamentaris que incorporen una dotació pressupostària específica per a l’impuls de les comunitats energètiques, encara que la patronal va formular la petició en ple debat parlamentari.

Segons l’últim informe de l’Observatori Energia Comuna d’ECODES, 104 de les 837 comunitats energètiques existents a Espanya es troben en territori valencià. Per a AVAESEN, “aquesta posició és el resultat d’anys de col·laboració entre administracions, empreses i entitats locals, un avanç que ara podria revertir-se mentre altres comunitats autònomes mantenen els seus programes de suport”.

L’associació també recorda que les ajudes públiques continuen sent un element clau perquè aquests projectes puguen fer-se realitat. El mateix informe d’ECODES assenyala que el 59% de les comunitats energètiques han necessitat algun tipus de finançament o subvenció pública per al seu desenvolupament. “Les subvencions no substitueixen la inversió privada, però sí que redueixen el risc inicial i permeten que les comunitats energètiques siguen accessibles també per a les llars en situació de vulnerabilitat energètica”, subratllen des d’AVAESEN. En aquest sentit, l’associació recorda que l’actual context geopolític i la incertesa en els mercats energètics fan preveure un increment del cost de l’electricitat en els pròxims mesos, fet que reforça la necessitat d’accelerar el desplegament de models de generació renovable de proximitat.

La Asociación Valenciana de Empresas del Sector de la Energía (AVAESEN) avierte de que la falta de ayudas para el impulso de las comunidades energéticas pone en riesgo más de 10 millones de euros de inversión, tras años con la Comunitat Valenciana a la cabeza en el sector.

Según apunta la patronal energética, los presupuestos de la Generalitat para 2026, aprobados este miércoles en las Corts Valencianes, dejan sin dotación específica esta línea de ayudas, lo que supondría el segundo ejercicio consecutivo sin financiación autonómica para estas iniciativas. Esta falta de continuidad, afirma AVAESEN, “ya está provocando un parón en el desarrollo de nuevos proyectos, afectando tanto a iniciativas promovidas por ayuntamientos como a inversiones empresariales que requieren un marco estable para salir adelante”.

La asociación apunta que estos años sin inversión, que hasta la fecha se había nutrido de fondos europeos en el marco de las estrategias de adaptación al cambio climático, “pueden comprometer la supervivencia de un sector empresarial especializado que se había preparado para responder al crecimiento de este nuevo modelo energético”.

En el año 2020, a través fundamentalmente de ayudas europeas, las energías renovables disfrutaron una inyección económica que impulsó su crecimiento. En 2023, la Generalitat Valenciana había invertido 37 millones de euros en instalaciones de autoconsumo, incluidas las comunidades energéticas locales. El Ejecutivo, todavía bajo la dirección de PSPV, Compromís y Unides Podem-EUPV, asumió el objetivo europeo de alcanzar en 2030 los 10.000 megavatios de renovables, de los que 4.000 corresponden a energía eólica y 6.000 a solar fotovoltaica.

Según informa la Conselleria de Industria que dirige Marian Cano, el IVACE -que gestiona los fondos que para el fomento de las Comunidades Energéticas-, ya ha cumplido ya con la senda financiera asignada por los fondos europeos para los fondos destinados a las Comunidades energéticas. Es decir, que ha agotado el presupuesto que se le había asignado, por lo que la dirección general de Presupuestos no ha podido asignar más a este fin.

AVAESEN solicita a la Generalitat Valenciana y a los grupos parlamentarios que incorporen una dotación presupuestaria específica para el impulso de las comunidades energéticas, aunque la patronal hizo la petición en pleno debate parlamentario.

Según el último informe del Observatorio Energía Común de ECODES, 104 de las 837 comunidades energéticas existentes en España se encuentran en territorio valenciano. Para AVAESEN, “esta posición es el resultado de años de colaboración entre administraciones, empresas y entidades locales, un avance que ahora podría revertirse mientras otras comunidades autónomas mantienen sus programas de apoyo”.

La asociación recuerda además que las ayudas públicas continúan siendo un elemento clave para que estos proyectos puedan hacerse realidad. El mismo informe de ECODES señala que el 59 % de las comunidades energéticas han necesitado algún tipo de financiación o subvención pública para su desarrollo. “Las subvenciones no sustituyen la inversión privada, pero sí reducen el riesgo inicial y permiten que las comunidades energéticas sean accesibles también para hogares en situación de vulnerabilidad energética”, subrayan desde AVAESEN. En este sentido, la asociación recuerda que el actual contexto geopolítico y la incertidumbre en los mercados energéticos hacen prever un incremento del coste de la electricidad en los próximos meses, reforzando la necesidad de acelerar el despliegue de modelos de generación renovable de proximidad.

El Gobierno de Emiliano García-Page ha comenzado a allanar el camino para el futuro decreto que regulará las polémicas plantas de biometano y su “efecto llamada” para las macrogranjas, con una moratoria para los expedientes en curso. Uno de los objetivos principales de esa regulación es dar a los ayuntamientos el poder de decidir si quieren o no que estos proyectos se implanten su territorio.

Pero para ello, primero debe modificar la Ley de Evaluación Ambiental de la comunidad autónoma. Y ese es el paso que hoy ha dado a través de una proposición de ley presentada por el Grupo Parlamentario Socialista, mediante la que se modifica esa norma, cuya toma en consideración ha aprobado el pleno parlamentario con la mayoría absoluta socialista. Los grupos del PP y Vox han votado en contra.

Ha explicado los detalles el diputado socialista Francisco José Barato, quien desde el primer momento ha vinculado este cambio normativo con el futuro decreto que regulará las plantas de biometano.

Según ha subrayado, el principal cambio de la Ley regional de Evaluación Ambiental es otorgar “autonomía” a los ayuntamientos sobre los proyectos empresariales que quieran implantarse en sus municipios, tanto en aquellos en los que la Corporación local actúa como órgano sustantivo como en los que no.

Con ello, los ayuntamientos pasan de ejercer una “participación informativa” a adoptar una “participación efectiva” de decisión principal en los informes de impacto ambiental.

En total, la reforma incorpora ocho cambios sustanciales. En primer lugar, se mantiene el informe técnico municipal requerido a los ayuntamientos en los expedientes de evaluación, sobre compatibilidad urbanística y afección socioeconómica de los proyectos. Pero se añade que el pleno municipal “deberá conocer el proyecto y pronunciarse expresamente”, validando o no su conformidad con el proyecto. Si el plenario local no lo autoriza, el proyecto no continuará su tramitación.

“El Ayuntamiento ya no se limita a ser informado, fija una posición efectiva, que tendrá un carácter vinculante”, ha subrayado el parlamentario del PSOE. “En todos los escenarios, los ayuntamientos tendrán una intervención clara, formal y efectiva en los proyectos de evaluación ambiental. Decidirán sobre su continuación”.

En cuanto al proceso de información pública de los expedientes, se añade en la normativa de Evaluación Ambiental un “refuerzo” de la participación de la ciudadanía: la obligación de publicar este trámite en uno de los periódicos de mayor difusión de la localidad, advirtiendo del plazo de presentación de las alegaciones. El objetivo es dar más posibilidades a los vecinos y vecinas para pronunciarse al respecto.

En la Ley actual se prevé el desarrollo de medidas compensatorias para corregir los efectos ambientales de proyectos empresariales. Con esta modificación, se amplían las funciones de las entidades colaboradoras de la Administración autonómica en materia de seguimiento, vigilancia y control. Todo ello, “sin desplazar las competencias de vigilancia” de la inspección ambiental autonómica.

Finalmente, la reforma establece que esta potestad de los ayuntamientos podrá ejercerse sobre los expedientes en curso, en tramitación. Esos proyectos quedarán suspendidos desde el momento en que estos cambios se publiquen en el Diario Oficial de Castilla-La Mancha (DOCM) durante un plazo máximo de un año, en el que las corporaciones locales deben pronunciarse sobre ellos.

La excepción cuando el proyecto es “estratégico”

Pero existe una excepción en estos cambios. Aunque un ayuntamiento decida en su pleno municipal que no quiere que un proyecto empresarial se ubique en su municipio, el Gobierno castellanomanchego se reserva la opción de seguir adelante con el expediente si se considera “estratégico”.

Y precisamente, actualmente el Ejecutivo regional prepara un anteproyecto de Ley de Inversiones Empresariales Estratégicas, que complementa a la normativa regional de actuaciones “prioritarias”, y donde el biometano ocupa un lugar especial.

No cambiamos quién tiene la competencia para autorizar, pero sí reforzamos el poder de decisión de los ayuntamientos

“No cambiamos quién tiene la competencia para autorizar, pero sí reforzamos el poder de decisión de los ayuntamientos, haciendo compatible el desarrollo económico con la calidad de vida de nuestros pueblos”, ha concluido, no obstante, Francisco José Barato.

El rechazo de la oposición ha sido frontal. Desde Vox, el portavoz adjunto de su Grupo Parlamentario, Francisco José Cobo, ha acusado al PSOE de “poner en peligro la seguridad y el control del impacto ambiental”. Esta reforma, ha dicho, va “contra la naturaleza jurídica de prevenir, corregir y valorar los efectos ambientales”.

Ha arremetido así contra lo que considera “dar poder de veto a un órgano político” (en referencia a los ayuntamientos) frente a la Declaración de Impacto Ambiental (DIA). En su opinión, que un informe municipal sea vinculante “no tiene sentido”.

Además, el parlamentario del partido de ultraderecha ha afirmado que el régimen transitorio de un año es “un auténtico despropósito” y que esta reforma provocará “muchos litigios y conflictos en los tribunales por la nulidad de expedientes”, sobre todo en los proyectos considerados “prioritarios” o estratégicos“.

En la misma línea se ha pronunciado, el diputado del PP Santiago Lucas-Torres, quien se ha referido a esta forma como un “enorme ejercicio de contradicción política”. “La Junta se quiere quitar responsabilidades de encima, porque la evaluación ambiental es una competencia autonómica, no de los ayuntamientos”.

Trasladan esa responsabilidad a cada alcalde, a cada concejal, que no tienen recursos para realizar una evaluación en condiciones

“Con esto, trasladan esa responsabilidad a cada alcalde, a cada concejal, que no tienen recursos para realizar una evaluación en condiciones. Los alcaldes pasan a asumir el desgaste, la presión social. Con esto nos dicen que un proyecto no se desarrolle si no le gusta a quien esté gobernando. Es utilizar a alcaldes y concejales como escudo político”, ha argumentado.

Ha dejado claro que su partido está a favor de la participación de los ayuntamientos en los trámites de evaluación ambiental, pero no de que se “sustituya el criterio técnico” por una “decisión política”.

Además, considera que la mayor incoherencia es que si al Gobierno regional le parece “estratégico”, el proyecto salga delante de cualquier forma. “¿La voluntad municipal es sagrada o no, o solamente cuando coincide con los criterios de Page? Esto es una doble vara de medir tremendamente injusta”.

Santiago Lucas-Torres también se ha preguntado con qué recursos van a contar los ayuntamientos de pueblos muy pequeños para decidir sobre un proyecto, y también ha considerado que la reforma puede ser inconstitucional por “romper el equilibrio competencial, por sustituir informes técnicos por votaciones”.

La consejera de Desarrollo Sostenible, Mercedes Gómez, se ha mostrado “atónita” por el rechazo de la oposición. Ha afirmado que la reforma cumple con el principio de autonomía local que recoge la Constitución y también con la Ley de Bases del Régimen local.

Por ello, ha preguntado directamente a la bancada del PP si le van a decir a ayuntamientos como Campos del Paraíso, en Cuenca (donde gobierna este partido y donde se proyectan varias plantas de biometano en un término municipal muy pequeño), que “no van a poder decidir” sobre ello.

“No vamos a frenar el desarrollo. El periodo transitorio va a permitir que no se agoten los 12 meses. Porque nada más entrar en vigor esta reforma, un pleno municipal puede automáticamente validar un expediente y que este siga su curso”, ha remarcado la consejera.

Si un ayuntamiento tiene dudas, ahí estará la Junta para ayudarle

Además, ha defendido que la reforma también permite mayor transparencia, de manera que los promotores puedan informar a los ayuntamientos de que su proyecto “es el mejor del mundo mundial”. “Pero si un ayuntamiento tiene dudas, ahí estará la Junta para ayudarle, pero además hay un órgano técnico fundamental, que son las diputaciones provinciales. Los municipios no están abandonados”.

Mercedes Gómez ha concluido insistiendo que este es el primer paso para el futuro decreto de regulación de las plantas de biometano, cuyo borrador estará en exposición pública “próximamente”. Ha incidido en que los 919 ayuntamientos de la región están esperando “como agua de mayo” esta iniciativa y “van a tener siempre el asesoramiento del Gobierno de Castilla-La Mancha”.

El alcalde de Talavera de la Reina, José Julián Gregorio, ha asegurado que “no va a hacer de Talavera un vertedero”, en respuesta a las preguntas de los medios de comunicación sobre los proyectos de plantas de biometano que se dieron a conocer a finales del mes de junio.

Fue entonces cuando la Dirección General de Calidad Ambiental de Castilla-La Manca afirmó que es “viable desde el punto de vista ambiental” el proyecto para construir una planta de biometano y fertilizantes en esta ciudad, y que se estaba tramitando una autorización ambiental integrada para que pueda comenzar a funcionar.

De esta forma, Gregorio (PP), que gobierna el consistorio en coaliación con Vox, ha respondido al Partido Socialista, que previamente había hablado de “silencio atronador” por parte del alcalde y del portavoz de Vox, David Moreno, sobre este proyecto. “El silencio atronador es por parte de los socialistas”, ya que “todos los informes y expedientes positivos han venido por parte de la Junta de Comunidades, que está en manos del PSOE”, ha replicado Gregorio.

Además, ha avanzado que “más adelante hablaremos de cuándo se inicia este expediente porque alguno tendrá que esconder la cabeza cuando digamos en qué momento comienza este primer expediente”.

“Que todo se ajuste a la legalidad”

Con respecto a la situación de los proyectos de plantas de biometano, Gregorio ha explicado que “hay tres peticiones que todavía tienen que pasar por 200 informes”. En ese sentido, ha garantizado que “este alcalde sí que va a pedir todos los informes habidos y por haber para que ningún ciudadano de Talavera tenga la menor duda de que se ajustan a la legalidad”, tanto “medioambiental, social y económica”.

Asimismo, ha incidido en que “no les quepa ninguna duda de que yo voy a estar ahí, en esa lucha, y voy a estar el primero para que todo se ajuste a la legalidad”.

También ha advertido de que lo que no va a consentir es que se apruebe por parte de otra administración y le digan que él es el “culpable”.

El Consejo de Ministros ha encargado a Red Eléctrica de España (REE) el proyecto de la central hidroeléctrica de bombeo de Güímar, en Tenerife, que comenzará a operar “a mitad de la próxima década” y promoverá la descarbonización del eje energético que conforman esta isla y La Gomera.

En rueda de prensa, el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, ha subrayado que, con este acuerdo, el Gobierno de España dice “adelante con este proyecto”, que va a suponer una inversión de más de 1.000 millones de euros y generará unos retornos económicos importantes, ya que la futura central permitirá ahorrar del orden de 200 millones de euros al año en generación de electricidad.

“En poco más de cinco años se va a amortizar, se va a recuperar totalmente esa inversión y es una infraestructura que tiene una vida útil de décadas y de décadas”, ha aseverado.

Además de una inversión rentable para el sistema eléctrico, será positiva para los consumidores, porque permitirá incorporar más energías renovables y evitar depender de combustibles fósiles que “vuelven a estar carísimos a nivel internacional”, ha añadido.

Groizard ha dicho que un tercio de la demanda eléctrica de Tenerife podría quedar cubierta por este sistema de bombeo, que permitirá almacenar el excedente generado por los parques eólicos y solares en forma de agua embalsada en altura, que se transforma de nuevo energía cuando se precise dejándola caer hacia unas turbinas.

La futura central de Güímar tendría así un funcionamiento similar a la que ya está en construcción en Gran Canaria, el Salto de Chira.

“Hablamos de entre 200 y 220 megavatios de potencia pico y unas 16 horas de almacenamiento. Es decir, esa es una megabatería, es una gran pila al servicio del sistema que va a permitir dotar de seguridad de suministro y permitir una mayor integración de renovables para Tenerife y La Gomera”, ha referido.

El acuerdo adoptado este martes “activa el mandato que se da a Red Eléctrica de hacer el trabajo de ingeniería, presentarlo a la ventanilla de la comunidad autónoma de Canarias, que va a ser quien haga la evaluación ambiental y el trámite administrativo de este proyecto”.

En paralelo, el Gobierno a lo largo de este año va a definir “cómo y cuánto se paga”.

Esa inversión de 1.000 millones de euros hay que convertirla en unos parámetros técnicos, económicos, una regulación que va a explicar exactamente cómo se regula y eso estará a lo largo de este año, ha dicho.

En cualquier caso, ha aclarado que “hablamos de proyectos que entre su tramitación y su construcción” se prolongarán en torno a una década, pero “a mitad de la década que viene Tenerife contará ya con su bombeo reversible, al igual que lo va a hacer muy próximamente la isla de Gran Canaria”.

El Boletín Oficial de la Provincia ha publiado la cuarta convocatoria de ayudas de la Diputación Provincial para el fomento de comunidades energéticas locales participadas por municipios de la provincia de Cáceres y constituidas con el acompañamiento de la OTC Diputación de Cáceres. Esta línea de subvenciones aumenta su dotación hasta los 600.000 euros, 100.000 más que el año anterior, y están destinadas a proyectos promovidos en localidades de hasta 20.000 habitantes y por entidades locales menores.

En el marco de estas ayudas podrán financiarse proyectos de instalaciones solares fotovoltaicas para autoconsumo colectivo impulsados por comunidades energéticas ya constituidas o en proceso de creación por una cuantía máxima de 68.000 euros. Concretamente, serán subvencionables los gastos necesarios para ejecutar, legalizar y poner en marcha las instalaciones, así como la compra y montaje de equipos, materiales, sistemas de monitorización, cableado y estructuras. También podrán financiarse los trámites para la puesta en funcionamiento del autoconsumo colectivo, la adaptación de contratos eléctricos, la redacción de proyectos técnicos, la dirección de obra, las tasas administrativas y, cuando sea necesario, las actuaciones de refuerzo de la red eléctrica.

Quedan excluidos de estas ayudas los gastos ordinarios de consumo eléctrico, los impuestos recuperables, los proyectos que no cuenten con las autorizaciones o permisos exigidos y las instalaciones vinculadas a edificios que hayan recibido ayudas para autoconsumo en los cinco años anteriores.

Las solicitudes deberán presentarse de manera telemática a través de la sede electrónica de la Diputación de Cáceres en el plazo máximo de un mes, contado desde el día siguiente al de la publicación del extracto de la convocatoria en el BOP.