2021 junio — Industria al día

Energía eléctrica: hacen falta más luces

21/06/2021 at 09:21

Estos últimos días, una vez más, han sido noticiosos los precios de la energía eléctrica, coincidiendo además con la modificación de la estructura de la factura para los consumidores domésticos, basada en el establecimiento de tramos horarios de diferente precio. Todos hemos conocido los chistes visuales, algunos desternillantes, que se han hecho al respecto de las horas en las que sería más conveniente poner en marcha uno u otro electrodoméstico y también todos somos conscientes de que tal desplazamiento de consumos no es demasiado factible, por muy buena voluntad que le pongamos a contribuir a los grandes objetivos climáticos. La explicación que ha dado el gobierno a tal cambio en la factura queda muy bonita para la galería: animar o estimular una mayor eficiencia en el uso de la energía eléctrica, pero no es consuelo para los consumidores. Los grandes objetivos mundiales están muy bien, todos los asumimos siempre que no afecten a nuestro bolsillo. Es decir, bienvenidos sean siempre que no tengamos que soportar el coste de alcanzarlos, o siempre que no percibamos ese coste.

Tenemos un problema muy serio con el coste de la energía eléctrica, que se está situando entre los más elevados de Europa y que, como casi siempre, estamos abordando con improvisaciones. Menos mal, vaya por delante, que la izquierda está gobernando la nación, sino a sus dirigentes les habría bastado con culpar a los beneficios de las grandes eléctricas, a las puertas giratorias, o a cualquier otra causa que rehúya la realidad. Esta realidad, ésta no es otra que el camino emprendido hacia una modificación muy profunda de nuestra generación eléctrica, un camino muy costoso por las inversiones que es necesario realizar y a las que, dadas las condiciones habitualmente establecidas, se les exige una amortización financiera en un período bastante más corto que el de su vida útil. Afortunadamente, los actuales mecanismos de subasta están introduciendo competencia en precios entre proyectos y la progresiva extensión de acuerdos directos entre generadores y grandes consumidores están permitiendo una extensión de la generación renovable sin necesidad del perverso mecanismo de primas a la generación, que la alentó desde 1998 hasta hace pocos años. Pero las primas concedidas en el pasado, aún con modificaciones que fueron muy criticadas porque el gobierno era de derechas, siguen teniendo un peso muy importante en los costes del sistema. Tan importante como para que el director de responsabilidad social de una gran eléctrica haya manifestado, hace algunos días, que no era conveniente reflejar en la factura las inversiones en renovables porque no sería entendido o aceptado por el público. No le falta razón, y su afirmación no es criticable sino un ejercicio de sinceridad y un fiel reflejo del despotismo ilustrado que está rigiendo la transición energética.PUBLICIDAD

Tal parece que algunos gobiernos, el nuestro entre ellos, consideran que los ciudadanos somos incapaces de entender la racionalidad que está detrás de esta transición y que, en consecuencia, no aceptaríamos los costes que conlleva. Si, además, momentos anteriores de subida de los precios de la electricidad, han sido justificados de manera poco menos que pueril –el oligopolio eléctrico, etc.- en lugar de con explicaciones sensatas, se comprenden las dificultades que afronta el gobierno actual, al que no le queda más remedio que aludir a los precios del gas natural o a los precios de los derechos de emisión de CO2. El mercado europeo de estos derechos se ha salido de madre y la tonelada de dióxido de carbono se cotiza muy por encima de los precios que se consideraban un objetivo a alcanzar hace pocos años. Los precios promedio en lo que va de mes son 51,71 euros por tonelada y el que se consideraba bueno –el que conducía a los objetivos pretendidos- era del orden de 20 euros. En este precio se encontraba el promedio anual en 2008, pero descendió, comprensiblemente, a poco más de 13 euros en 2009 y fue inferior a 10 desde 2012 a 2017, bajando incluso a sólo 4,45 en 2013. ¿Qué solución se le dio? Pues simplificando, la de reducir las asignaciones gratuitas a los sectores regulados con el fin de elevar la demanda. Unido a ello, hay una especulación en este mercado que es fácilmente explicable: el comprador tiene la seguridad de que los derechos que ha adquirido van a ser necesarios y que los podrá vender con beneficio. Se ha alejado de su finalidad original, que era la de servir a una limitación global de emisiones y facilitar las transacciones entre quienes no utilizan la totalidad de sus derechos y quienes los necesitan. Probablemente, además, los precios actuales están señalando que no todavía no hay soluciones técnicas factibles o razonables para reducir las emisiones en los sectores objeto de regulación al ritmo que han establecido los objetivos públicos.

Otra explicación para los actuales precios de la electricidad viene dada por el precio del gas natural, el combustible de los ciclos combinados, que suele moverse con el precio del petróleo. Pero no puede ser una sorpresa para nadie que ese precio esté ascendiendo tras los habidos en el año de la pandemia. Ese precio no está reflejando una escasez del recurso, sino limitaciones de oferta ya que, visto el panorama de los hidrocarburos, no es muy probable que los operadores de estas fuentes de energía se animen a hacer nuevas inversiones.

Y en este momento, y durante bastante tiempo, los precios del gas natural van a determinar los precios de la energía en nuestro mercado eléctrico en determinadas horas del día, en las que no se puede atender la totalidad de la demanda con nuclear, hidroeléctrica y renovables. Tardará tiempo hasta que esto sea posible; entre otras razones porque no hay todavía una solución eficaz para el almacenamiento de energía, ni aunque todas las termosolares gestionables se orienten hacia la generación nocturna.

Ante este panorama se han propuesto algunas soluciones, pintorescas en algún caso, abusivas en otro y algunas muy razonables. Entre estas últimas, la reducción del IVA de la electricidad –habrá que compensarlo con la subida del impuesto a algunos productos o actividades- o la suspensión del impuesto a la generación de electricidad, lo que ya se ha hecho alguna vez. Entre las abusivas, no hay más remedio que mencionar la penalización a la generación no emisora de dióxido de carbono –nuclear e hidroeléctrica- porque no tienen que comprar derechos de emisión y perciben beneficios “caídos del cielo” y no merecidos. ¿Pero no se pretendía reducir las emisiones? y la generación renovable, que tampoco compra derechos de emisión ¿se ve exonerada porque sí? Quizá fuese más sensato analizar y corregir las deficiencias y efectos no deseados del mercado europeo de derechos de emisión.

Entre las soluciones pintorescas, baste mencionar la sugerencia de reducción de beneficios de las grandes eléctricas, propuesta hace unos días por una conocida asociación de defensa del consumidor o la idea de crear una empresa eléctrica pública, con el fin, según dicen, de introducir verdadera competencia en el mercado y reducir los precios. Esto, sencillamente, no tiene ningún sentido por el elevado porcentaje que en la factura suponen los peajes, establecidos por la CNMC, y los cargos, establecidos por el ministerio del ramo. Tal empresa pública no construiría sus propias redes, como es lógico, con lo cual el menor precio para el público vendría de un menor margen en la comercialización –que no es muy elevado-, si fuese compradora de electricidad, o de una oferta más barata en el mercado mayorista, si fuese generadora. Pero ¿qué tecnología emplearía? Cabe dos alternativas: comprar potencia instalada de generación convencional o invertir en generación renovable. Si fuese lo primero, habría una cola de ofertantes; si fuese lo segundo, ¿para qué hacer algo que el mercado ya está haciendo por sí mismo? ¿Aceptaría la empresa pública vender a unos precios inferiores a los del mercado? ¿Pondría en riesgo los beneficios que son necesarios para amortizar sus inversiones? ¿Construiría sus plantas con cargo al presupuesto o acudiendo al mercado financiero?

Esto no es una solución justificable, en modo alguno. La función de lo público es una regulación inteligente y absolutamente independiente de unos u otros intereses, e incluso independiente de ideología si fuese posible. Es también función de lo público llevar al presupuesto y no a la factura los costes de las decisiones políticas. También lo es reducir los costes y tiempos de tramitación de nuevos proyectos de generación renovable. Es también una obligación no crear espejismos de abaratamiento gracias al nuevo modelo de generación, porque que tardarán tiempo en hacerse realidad de manera generalizada. Y, sobre todo, es necesario explicar la realidad; hacer ver al ciudadano los costes y dificultades técnicas que conlleva la transición energética, y hacerle comprender que el gobierno no puede improvisar remedios cada vez que sube el precio de la electricidad. Pero para esto hay que abandonar la demagogia y la propaganda, que siempre se vuelven en contra, y tener algo más de luces. No es fácil, no, por lo que estamos viendo.

El ‘boom’ del autoconsumo eléctrico

19/06/2021 at 09:24

El autoconsumo eléctrico en Andalucía bate récords. Desde 2019, año en el que el Gobierno impulsó una normativa que facilitaba su expansión, las instalaciones se han multiplicado exponencialmente. Según los datos de la Agencia Andaluza de la Energía, a 31 de diciembre de 2020 había 10.900 instalaciones en Andalucía, lo que supone multiplicar por 24 la cifra que había justo dos años antes. A finales de 2018 Andalucía era una liliputiense en este sector, con solo 450 instalaciones. En términos de potencia, a cierre del año pasado había 126,5 megavatios (MW) de autoconsumo, el 22% del total nacional y 3,5 veces más que en 2018.

El acelerón es aún mayor en 2021. Acorde con los datos de la Dirección General de Energía de la Junta de Andalucía, se han registrado hasta mayo 5.605 instalaciones de menos de 100 kilovatios, lo que significa que el total a día de hoy ya supera los 16.500. Si en España se espera llegar a uno o 1,2 gigas este año, lo normal es que Andalucía esté entre 220 y 250 MW a final de año.

Autoconsumo eléctrico en Andalucía. Fuente: Dirección general de Energía de la Junta y Agencia Andaluza de la Energía.
Autoconsumo eléctrico en Andalucía. Fuente: Dirección general de Energía de la Junta y Agencia Andaluza de la Energía. / DPTO. DE INFOGRAFÍA

Los datos son buenos y la curva de ascenso se empina, pero aún queda mucho trecho por recorrer. «Con países como Alemania no nos podemos comparar porque vamos a salir mal parados -afirma José Vicente Espino, delegado en Andalucía de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) y fundador de la empresa Enerdos-; con menos horas de sol multiplican por tres lo que aquí tenemos, no solo porque no hay restricciones sino por conciencia medioambiental; hace 15 años aquí parecía posible reciclar y ahora se mira mal al que no lo hace. Pasará lo mismo con el autoconsumo. Con ocho millones de habitantes, las instalaciones son aún pocas pero vamos en la buena dirección»

LA INVERSIÓN PARA UNA VIVIENDA PUEDE OSCILAR ENTRE 5.400 Y 8.000 EUROS, CON UNA AMORTIZACIÓN DE ENTRE SEIS Y DIEZ AÑOS

Esa «buena dirección» se inició el 5 de abril de 2019 con el decreto de autoconsumo, que eliminaba el impuesto al sol (que solo se aplicaba para instalaciones de más de 10 kilovatios), suprimía peajes y trabas como el límite de potencia contratada e introducía nuevas figuras como el autoconsumo compartido (aún en estado incipientes, aunque ya hay dos instalaciones de este tipo en Sevilla capital) y la compensación de excedentes. Esto último significa que se permite al propietario de una instalación de autoconsumo vender la energía sobrante que genera previo acuerdo con la comercializadora. «No es la panacea. En muchos casos compramos a 13 y vendemos a cinco. Pero es un primer paso para no desaprovechar la energía que se está produciendo», afirma José Vicente Espino.

El abaratamiento de los precios respecto a unos años atrás también ha favorecido el autoconsumo. Una instalación fotovoltaica, la más habitual, de tres kilovatios (que puede corresponder a una familia normal) cuesta hoy unos 5.400 euros y una de cinco unos 8.000. Hace diez años el precio de esta última podía oscilar entre 30 y 36.000. La amortización de la inversión va de los seis a los diez años y el rendimiento de las placas al 100% puede llegar a 25 años. La vida se alarga más allá, aunque ya no al máximo nivel.

Otra razón de peso es el ahorro y más ahora con la factura de la luz disparada. «Puede ser de entre un 30 y 50% del recibo, y será más o menos dependiendo de lo bien que se adapte la instalación a tu consumo. En el momento en que más produce mi instalación más tengo que consumir. Y eso, en el caso de la energía solar, es en las horas pico de la nueva tarifa. Ahí es cuando hay que consumir, porque es donde más ahorras», afirma Lucía Dolera, directora de Proyectos de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA). Recordemos que la mayoría de los emplazamientos de autoconsumo están conectados a la red, que surte de energía al hogar o empresa cuando -en el caso de la fotovoltaica, la energía más común- no hay sol. Si se pretende autoconsumo total, hace falta invertir en una batería de almacenamiento, lo que eleva el coste de construcción entre un 30% y un 40%.

El ‘boom’ de la demanda en comparación con lo que había antes ha cambiado radicalmente el mercado. «En autoconsumo doméstico están apareciendo todos los actores del mundo, desde grandes de la distribución hasta las propias energéticas; en 37 años que llevo en el sector no he visto esto en mi vida«, señala José Carlos García Caballero, CEO de Solar del Valle, empresa con sede en Córdoba y que opera en toda Andalucía, aunque sobre todo en el sector industrial.

García Caballero advierte de que esta situación está generando problemas, porque, por un lado, «no hay suficientes profesionales» para sustentar tanta empresa; y, por otro, la competencia hace que muchas opten por comprar materiales de menor calidad, procedentes de China. «Esto no es como comprar una lavadora. Es un producto ad hoc (adaptado a cada cliente), y debe haber buenos profesionales y productos certificados. Este caso lo barato es doblemente caro», añade Lucía Dolera.

EL ORIGEN DEL CRECIMIENTO ESTÁ EN LA NUEVA NORMATIVA DE ABRIL DE 2019 QUE FAVORECIÓ EL AUTOCONSUMO

A esta situación se le añade otra más coyuntural: los precios de las materias primas (cobre, paneles, estructuras metálicas) están disparados en el mercado internacional. «En cinco meses, se han elevado de forma escandalosa, hasta un 15%. Ahora estamos haciendo ofertas de venta de instalaciones con validez de siete días porque sabemos que en ese tiempo van a volver a subir», afirma García Caballero, quien precisa que este problema afecta sobre todo al sector industrial, ya que en el mercado doméstico es más fácil almacenar los paneles y así sortear subidas de costes coyunturales. Además, la fuerte competencia actual en este segmento contribuye a que los precios de cara al cliente final terminen siendo más ajustados pese al alza de la materia prima.

Más allá de precios, el autoconsumo, técnicamente, irá a mejor. Espino habla de que la potencia pasará de 280 vatios por panel a 600, que el silicio se irá sustituyendo por un mineral más efectivo, la perovskita y que se desarrollarán paneles bifaciales, a través de los cuales los rayos de sol rebotarán en el suelo y el reflejo producirá energía. «Pero, al final, todo pasa por el almacenamiento, que será más grande, más potente y más barato y se redirigirá a través del hidrógeno». Está por ver si llegará de verdad el big bang del autoconsumo y se expandirá como hicieron hace un par de décadas los móviles. El camino acaba de empezar.

El precio de la luz marca su nivel diario más alto desde la tormenta Filomena

15/06/2021 at 09:15

El precio medio de la luz en el mercado mayorista alcanzará este martes su nivel más alto en lo que va de junio, mes en el que también ha entrado en vigor la nueva estructura de tramos horarios. Superará la cota de los 90 euros por megavatio hora (MWh).

En concreto, el ‘pool’ eléctrico registrará para mañana un precio medio de 90,95 euros por MWh, un nivel tan solo superado en lo que va de año por los casi 95 euros por MWh que tocó el pasado 8 de enero, en medio de la tormenta Filomena, según datos del Operador del Mercado Ibérico de la Electricidad (OMIE).

Este dato pulveriza así el que era hasta ahora el segundo precio diario más caro registrado en este 2021, los 88,95 euros por MWh del pasado 28 de mayo.

El precio de la energía tiene un peso cercano en la factura a entorno al 24%, mientras que alrededor del 50-55% corresponde a los peajes -el  asociado al fomento de las renovables, a las extrapeninsulacoste de las redes de transporte y distribución- y cargos -los costes y las anualidades del déficit de tarifa- y algo más del 21% a los impuestos.

Mientras, están exentos de las oscilaciones en el precio diario los consumidores que están en el mercado libre, ya que cuentan con un precio pactado con su compañía.

El alto precio de la electricidad en lo que va de junio se produce en un mes en el que ha tenido lugar también la entrada en vigor del nuevo esquema por periodos horarios. Así, los precios de los peajes y cargos son diferentes entre los periodos horarios, tanto de potencia como de energía.

En el caso de la potencia de lunes a viernes en los días laborables la ‘valle’ irá de las 00.00 a las 07.00, mientras que la ‘punta’ será de 08.00 a las 24.00 horas. En el caso de los fines de semana y festivos, el término potencia será ‘valle’ todo el día.

En lo que se refiere al consumo, se fijan tres tramos horarios: ‘punta’, ‘llano’ y ‘valle’. El periodo ‘punta’, en el que el coste de los peajes y los cargos será más alto, estará comprendido entre las 10.00 y las 14.00 y las 18.00 y 22.00; el tramo ‘llano’, con un coste intermedio, se situará entre las 08.00 y las 10.00, las 14.00 y las 18.00 y entre las 22.00 y 00.00; y la tarifa ‘valle’, la más barata de las tres, se ubicará entre medianoche y las ocho de la mañana y se aplicará durante todas las horas de los fines de semana y festivos.

Este lunes, el momento más costoso del día para los consumidores acogidos al PVPC será desde las 20.00 hasta las 21.00, con un precio de 0,25383 euros por kWh. El precio medio del día será de 0,16 euros por kWh y el más barato ha sido en ‘valle’ de 0,112 euros por kWh, de las 02.00 a las 03.00 horas. 

El pasado mes de mayo, el recibo medio de electricidad repuntó un 0,8% con respecto a abril y se disparó un 43,8% frente al mismo mes del año pasado, manteniendo así su tendencia alcista de los últimos meses.

La pasada semana, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico solicitó a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que analice «cualquier posible comportamiento irregular o mala práctica de mercado por parte de los operadores» del mercado.

El incremento en el precio de la electricidad en lo que va de mes se basa principalmente en el aumento en los precios del gas y de los derechos de CO2, que en lo que va de junio superan los 51 euros por toneladas, duplicando su valor de hace un año.

Capital Energy ubicará su segundo parque eólico andaluz en Jerez

11/06/2021 at 09:00

Capital Energy sigue apostando por Andalucía en su estrategia de convertirse en el primer operador 100% renovable verticalmente integrado de la península ibérica.

Según confirmó la compañía a este diario, fundada en 2002, tiene muy avanzado el que será su segundo parque eólico en la comunidad autónoma, que estará ubicado en Jerez de la Frontera, que se denominará El Barroso.

Este parque eólico dispondrá de una potencia inicial de 22,5 megavatios (MW) y su construcción arrancará el próximo mes de julio y está previsto que tenga una duración aproximada de un año.

Capital Energy invertirá en construir El Barroso más de 30 millones de euros. Está previsto que durante ese proceso se generen alrededor de 150 empleos directos. En la fase de operación y mantenimiento está previsto que dé empleo permanente a cinco profesionales de la zona.

La planta también tendrá un impacto económico anual en las arcas locales (IBI e IAE, principalmente), así como a través de los contratos de arrendamiento, de aproximadamente 150.000 euros, según las estimaciones de la empresa.

Tan avanzado está este segundo parque eólico andaluz que Capital Energy acaba de cerrar con General Electric (GE) el contrato de compraventa de las cinco máquinas que equiparán esta instalación de energías renovables. En concreto se trata de aerogeneradores del modelo Cypress, de 158 metros de diámetro de rotor y una altura de buje de 121 metros. Se trata de una “tecnología jamás instalada hasta la fecha en España”, destacó la compañía de energías limpias.

Los aerogeneradores van a ser construidos en diversas fábricas con las que trabaja este proveedor en España: las palas, que serán realizadas en Castellón por parte de la empresa LM Wind Power, como las torres y otros componentes eléctricos y mecánicos.

Además del contrato de adquisición, Capital Energy y GE han firmado un acuerdo de servicio postventa completo para la monitorización y el mantenimiento preventivo y correctivo de dichas máquinas por un periodo de 20 años.

La previsión es que los aerogeneradores de este segundo parque de Capital Energy en Andalucía lleguen a Jerez a lo largo del próximo mes de diciembre. Una vez instalados serán capaces de suministrar cerca de 65.000 megavatios hora (MWh) anuales de energía limpia, equivalentes al consumo de unos 27.000 hogares andaluces al mismo tiempo que evite la emisión a la atmósfera de más de 25.000 toneladas de CO2 al año.

Capital Energy considera a Andalucía una región clave para el desarrollo de su proyecto de energías limpia. Los números lo acreditan: la compañía desarrolla más de 1.610 megavatios (MW), tanto eólicos (842 MW) como solares (771 MW), en la comunidad autónoma, una de cuyas principales fortalezas es la calidad de su recurso renovable.

Actualmente, Capital Energy está impulsando la construcción de 26 proyectos renovables, entre eólicos (17) y fotovoltaicos (9), en seis provincias andaluzas: las que más megavatios e instalaciones tienen son Granada (con seis proyectos y 726 MW de potencia) y Almería (ocho con 460 MW). Les siguen Málaga (tres con 155 MW); Sevilla (cinco con 157 MW); Cádiz (dos con 79 MW) y Huelva (uno de 26 MW).

La empresa está ya construyendo su primer parque eólico andaluz,  denominado Loma de los Pinos y ubicado en la localidad sevillana de Lebrija y que, con una capacidad instalada de 39 MW, también equipará turbinas de General Electric y será capaz de suministrar energía limpia a 40.000 hogares de la región.

En total, en su estrategia de ser un operador destacado en la transición energética ecológica y justa, Capital Energy cuenta en la actualidad en la península ibérica con una cartera de proyectos eólicos y solares que ronda los 38 gigavatios (GW) de potencia, de los que más de 8,5 GW ya disponen de los permisos de acceso a la red concedidos.

Gracias al lanzamiento de su comercializadora, en el último trimestre de 2020, Capital Energy ha culminado su objetivo estratégico de estar presente a lo largo de toda la cadena de valor de la generación renovable: desde la promoción, donde la compañía tiene una posición consolidada dada su trayectoria de casi 20 años, hasta la construcción, producción, almacenamiento, operación y el suministro.

En los últimos tres años Capital energy ha multiplicado por doce el empleo que genera, ya que ha pasado de 30 personas a más de 370, distribuidas en 14 oficinas en España y Portugal.

La Junta autoriza la nueva mina subterránea y planta polimetalúrgica de Cobre Las Cruces

08/06/2021 at 09:00

La Consejería de Transformación Económica, Industria, Conocimiento y Universidades anunció este lunes que ha concedido la autorización minera para desarrollar el nuevo proyecto de explotación subterránea y planta polimetalúrgica de Cobre Las Cruces destinados a la producción de cobre, zinc, plomo y plata. Así lo explicó el consejero Rogelio Velasco durante su visita a las instalaciones mineras de la compañía, donde ha destacado que “se trata de una iniciativa estratégica de gran calado para el desarrollo de la industria andaluza, la innovación, la generación de empleo y la dinamización de los municipios donde se inserta”.

Este proyecto minero y metalúrgico, denominado PMR (Polymetallurgical Refinery), tendrá un periodo de actividad de al menos 14 años, supondrá una inversión directa superior a los 500 millones y otra adicional de 177 millones para la construcción de instalaciones de energías renovables dirigidas al autoconsumo, ya que alimentarán de energía limpia esta nueva línea industrial. Además, el desarrollo previsto a lo largo de la vida del proyecto se estima que generará unos 450 millones en ingresos públicos.

El empleo previsto para desarrollar el proyecto alcanzará los 1.200 puestos de trabajo durante la construcción y que se reducirán en la fase de producción a unos 900 empleos directos (480 propios de la empresa y 420 de contratas). Eso sí, habrá que sumar otros 1.500 empleos indirectos e inducidos.

Junto a la autorización concedida por Transformación Económica, que también incluye el visto bueno al plan de restauración ambiental asociado a la futura actividad, Cobre Las Cruces también ha obtenido los correspondientes permisos ambientales de la Junta (Autorización Ambiental Unificada y Autorización Ambiental Integrada). Para culminar todo el procedimiento administrativo, la compañía está pendiente de los trámites de la Confederación Hidrográfica del Guadalquivir y de las correspondientes licencias municipales.

Velasco subrayó que “Cobre Las Cruces es una empresa de referencia en Andalucía y su iniciativa, de gran calado por la inversión y la creación de empleo que conlleva, contribuirá a fortalecer el sector de la minería metálica, en el que la región es una potencia en el ámbito nacional”. Con “este refrendo por parte de la Administración autonómica”, aclaró el consejero se “garantiza que la futura actividad que se desarrolle será altamente sostenible y siguiendo todos los estrictos parámetros de seguridad”.

La Junta valora “el elevado aprovechamiento sostenible de los recursos que contempla, así como la aplicación de innovadoras tecnologías que entroncan con la economía circular y con los ejes prioritarios que sustentan la política de la Junta en materia de minería”. “Utilizará una tecnología muy avanzada referente a nivel internacional, que ejemplifica cómo se explota en una mina del siglo XXI”, dijo Velasco.

La nueva mina será subterránea y contará con una nueva plata polimetalúrgica para la producción de los cuatro metales. Todo ese proceso se realizará con una tecnología que representa una innovación única en la minería mundial al completar el proceso de la mina al metal, es decir, desde la extracción del mineral hasta su transformación en metal, listo para su comercialización.

  Este sistema, con el que Cobre Las Cruces ha estado hasta ahora produciendo el cobre más puro del mundo (99,999%), se ha perfeccionado y ampliado para procesar también el mineral polimetálico. Se trata de un material muy abundante en la Faja Pirítica andaluza, pero hasta ahora era muy complejo de procesar por la dificultad de separar sus componentes.

Mientras se avanza en la puesta en marcha del nuevo proyecto minero, la compañía continúa con el aprovechamiento de mineral ya extraído hasta ahora.

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