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Cerro Dominador, empresa chilena de propiedad de fondos de inversión administrados por EIG Global Energy Partners (“EIG”), ha anunciado la firma del acuerdo de financiación para su planta termosolar ubicada en el desierto de Atacama, en Chile. Este hito permitirá a la compañía finalizar la construcción del primer proyecto combinado de energía termosolar y fotovoltaica en Latinoamérica, con un total de 210 MW de capacidad instalada.

La planta suministrará energía limpia y fiable al sistema nacional interconectado de Chile, vendiendo la mayor parte de su producción bajo contratos de compraventa de energía a 15 años adjudicados a fines de 2014. La financiación, que asciende a 758 M$, ha sido suscrita por un grupo de instituciones financieras internacionales con la contribución de bancos locales. Entre las entidades financieras involucradas se encuentran: Natixis, Deutsche Bank, Société Générale, ABN AMRO, Santander, Commerzbank y BTG Pactual, así como otros inversores institucionales en un tramo paralelo a la financiación bancaria. Se espera que otros participantes se unan al grupo bancario en las próximas semanas.

El proyecto Cerro Dominador está ubicado en María Elena, en las cercanías de Calama, en la Región de Antofagasta, zona con uno de los mayores niveles de radiación solar del mundo. La nueva planta producirá energía limpia, reemplazando unas emisiones esperadas de 640.000 t/año de CO2, alcanzando como un proyecto integrado un total de 870.000 t/año de reducción de CO2. Asimismo, la nueva etapa de construcción significará una importante contribución en términos de empleo para la región, generando un máximo de 1.000 puestos de trabajo en los próximos dos años.

Panorámica del campo solar de 330 ha. de la planta fotovoltaica, 2015
Panorámica del campo solar de 330 ha. de la planta fotovoltaica, 2015

La compañía ha sido asesorada durante todo el proceso de financiación por Milbank, Tweed, Hadley y McCloy (asesor legal internacional), Morales y Besa (asesor legal local) y Astris Finance (asesor financiero). La finalización de la construcción de la planta será llevada a cabo por un consorcio formado por empresas líderes mundiales en tecnología solar.

Cerro Dominador se enmarca dentro de la Agenda Energética de Chile, que ha buscado diversificar la matriz del país mediante el aumento en uso de energía renovable. EIG asumió el control y la supervisión de la gestión del proyecto solar a finales de 2016. La primera parte del proyecto solar, con 62 MW de energía fotovoltaica comenzó en octubre de 2017, alcanzando los 100 MW completos en febrero de 2018.

Tras la cooperación anunciada el año pasado con Tigo, GoodWe lanza la serie de inversores de desconexión rápida DNS y SDT con funcionalidades MLPE, una solución simplificada para la optimización del rendimiento energético a nivel de módulo, que se adapta perfectamente para diseños de sistemas complejos y con sombreados parciales. utilizando optimizadores en módulos sombreados se recupera en promedio un36% de la energía perdida debido a desajustes.

Ofreciendo desde el cumplimiento del código de desconexión hasta el diagnóstico a nivel de módulo y la máxima captación de energía, la plataforma Tigo TS4 funciona sin problemas con los inversores Goodwe DNS y SDT. En comparación con otros sistemas de optimización tradicionales en el mercado, que requieren MLPE en cada módulo, incluso cuando no es necesario, GoodWe ofrece una solución muy eficiente con menos componentes auxiliares, que reduce el coste total del sistema y es más fácil de instalar.

La plataforma TS4 utiliza dos componentes clave que son compatibles con cualquier módulo fotovoltaico: una base que está integrada en el módulo y cinco cubiertas independientes separables que albergan distintos niveles de funcionalidades MLPE. Los clientes pueden mezclar y combinar cubiertas TS4 de acuerdo con su presupuesto ideal y los requisitos del sistema. La plataforma TS4 ofrece la opción de desplegar de forma selectiva la funcionalidad exacta necesaria para maximizar el rendimiento del sistema, al tiempo que garantiza el menor coste con el mayor rendimiento de la inversión. El proceso de readaptación puede completarse rápidamente solo con las cubiertas de las cajas de conexiones solares intercambiables, sin necesidad de tornillos, lo que permite una actualización sencilla o un reemplazo rápido en caso de daños. Además, gracias a la integración del registrador de datos Cloud Connect Advanced (CCA) de Tigo, los usuarios pueden reducir los costes de hardware evitando la necesidad de comprar un registrador de datos adicional. Usar menos componentes reduce los posibles puntos de fallo y riesgo, y simplifica el servicio cuando es necesario.

Los inversores inteligentes de la serie GoodWe DNS y SDT pueden ofrecer una solución rentable y fiable, que se adapta perfectamente a los módulos inteligentes. Esto permite al usuario final aprovechar más datos del sistema para obtener información valiosa sobre el análisis en tiempo real en las plataformas de monitorización de Tigo y GoodWe y también permite un registro de datos rentable para recopilar información operativa de los inversores y de cada módulo inteligente.

Con el lanzamiento de estos inversores inteligentes, los integradores pueden beneficiarse de un tiempo de instalación, riesgo de operación y, en última instancia, de un coste, reducidos“, declara Huang Min, CEO de GoodWe. “Las series GoodWe DNS y SDT con funcionalidades MLPE ofrecen a los clientes una solución flexible, que permite una mayor producción de energía y utilizar tejados, a la vez que proporciona un mayor retorno de la inversión“.

 

La multinacional española Nclave ha iniciado el suministro de seguidores solares monofila SP160 en un parque solar fotovoltaico de 70 Mwp de potencia en México. El objetivo es realizar la conexión a la red durante el mes de septiembre.

Con este nuevo proyecto Nclave consolida su presencia en el país que se perfila como uno de los diez primeros productores de energía solar en el mundo en los próximos años.

Nclave que cuenta con más de 12 años de trayectoria, 2,5 GW instalados y oficinas y centros de producción en todo el mundo, es una compañía líder en el desarrollo, diseño, fabricación, instalación y mantenimiento de estructuras y seguidores solares fotovoltaicos,  incluyendo el diseño y ejecución de cualquier solución de cimentación. Nclave ofrece soluciones con los menores costes de instalación por un lado, y, durante la vida útil del proyecto, de operación y mantenimiento.

Desde la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), se valora positivamente el contenido del informe presentado ayer por la Comisión de Expertos al Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital (MINETAD), porque en el documento se reconoce, por una parte, el papel central de la fotovoltaica en la transición energética y, por otra, que es una tecnología competitiva que, gracias al esfuerzo realizado por el sector en los últimos años, ya no necesita primas ni subvenciones.

“La previsión de un aumento considerable de la potencia fotovoltaica instalada en 2030, que se multiplicaría por diez con respecto a los niveles actuales, supone una oportunidad clave para permitir que los ciudadanos tengan acceso a una energía más barata y para alcanzar un modelo de desarrollo más estable, en contraste con la dinámica de acelerón-frenazoacelerón que ha caracterizado los últimos años”, ha afirmado José Donoso, Director General de UNEF. Además, este planteamiento permitiría consolidar las inversiones en I+D y multiplicar los empleos generados para un sector que actualmente cuenta con 11.000 trabajadores en España.

En coherencia con estos objetivos marcados en la hoja de ruta para la próxima década, sería necesario eliminar tanto los obstáculos al crecimiento del autoconsumo – especialmente los de tipo administrativo y económico -, como las barreras al desarrollo de las grandes plantas, como son, entre otras, la actualización de la regulación de las condiciones de acceso y conexión a la red y la agilización de la planificación de las redes, tanto de Red Eléctrica de España, como de las compañías distribuidoras.

En segundo lugar, sería necesario reformar el sistema de definición de los precios del mercado eléctrico, para que dé una señal de precio adecuada para atraer las inversiones dentro de un marco competitivo caracterizado por una alta penetración de energías renovables.

Asimismo, el escenario base señalado en el documento supondría una tasa a del 29,7% de renovables en el consumo final bruto de energía de España a 2030, cuando debería haber llegado al 35%, en línea con lo que se defiende desde el Parlamento Europeo.

Por último, desde UNEF se prevé que la entrada del almacenamiento energético en combinación con la tecnología fotovoltaica será más rápida de lo planteado en el documento, ya que se trata de algo necesario a la hora de garantizar una alta penetración de las renovables.

El carbón y el gas enfrentan una amenaza creciente a su posición en el mix de generación de electricidad mundial, como resultado de las espectaculares reducciones de costes no solo de las tecnologías eólica y solar, sino también de las baterías, según un estudio de Bloomberg New Energy Finance (BNEF) El estudio de los costes comparativos en todo el mundo muestra una mejora del 18% en la competitividad de las energías eólica terrestre y solar en el último año, y nuevos roles de rápida evolución para las baterías

El último informe de BNEF sobre los costes nivelados de la electricidad, o LCOE por sus siglas en ingles, para todas las tecnologías líderes, encuentra que la energía procedente de combustibles fósiles enfrenta un desafío sin precedentes en los tres roles que desempeña en el mix energético: el suministro de generación a granel, el suministro de generación despachable y la provisión de flexibilidad.

En la generación a granel, la amenaza proviene de las energías eólica y solar fotovoltaica, que han reducido aún más sus LCOEs en el último año, gracias a la caída de los costes de capital, la mejora de la eficiencia y la expansión de subastas competitivas por todo el mundo.

En lo que respecto a la potencia despachable, la capacidad de responder a las solicitudes de la red para aumentar o reducir la generación de electricidad a cualquier hora del día, el desafío para el nuevo carbón y el gas proviene del acoplamiento de almacenamiento en baterías con energía eólica y solar, permitiendo a estas dos fuentes variables suavizar la producción, y si es necesario, cambiar el horario de suministro.

En lo que se refiere a la flexibilidad, la capacidad de encenderse y apagarse en respuesta a cortes de electricidad de la red y excedentes durante períodos de horas, las baterías autónomas son cada vez más rentables y están empezando a competir en precio con centrales de gas de ciclo abierto, y con otras opciones como la hidroeléctrica de bombeo.

BNEF ha analizado detenidamente el impacto de la disminución del 79% observada en los costes de las batería de iones de litio desde 2010 sobre la economía de esta tecnología de almacenamiento en diferentes partes del sistema eléctrico. Las conclusiones son escalofriantes para el sector de los combustibles fósiles.

Algunas centrales eléctricas de carbón y de gas existentes, con costes de capital mínimos, continuarán desempeñando un papel durante muchos años, cumpliendo la doble tarea de generación a granel y de balanceo, a medida que aumenta la penetración eólica y solar. Pero el argumento económico para construir nueva potencia de carbón y gas se está desmoronando, ya que las baterías comienzan a interferir en los ingresos por flexibilidad y por recorte de picos de que disfrutan las centrales de combustibles fósiles.

BNEF calcula los LCOEs para cada tecnología, teniendo en cuenta todo, desde los costes de los equipos, la construcción y la financiación hasta los gastos de operación y mantenimiento y el promedio de horas de funcionamiento; descubriendo que en la primera mitad de 2018, el LCOE global de referencia para la energía eólica terrestre es de 55 $/MWh, un 18% menos que en los primeros seis meses del año pasado, mientras que el equivalente de la energía solar fotovoltaica sin sistemas de seguimiento es de  70 $/MWh. también un 18% inferior. En el mismo período, el LCOE de la eólica marina es de 118 $/MWh, un 5% menos.

El análisis de BNEF mostró LCOEs especialmente bajos para la energía eólica terrestre en India, Brasil, Suecia y Australia, y para la energía fotovoltaica en Chile, India, Australia y Jordania.

Tomando India como ejemplo, BNEF ahora muestra un LCOE de referencia para la energía eólica terrestre de solo 39 $/MWh, un 46% menos que hace un año, y para la energía solar fotovoltaica de 41 $/MWh, un 45% inferior. En comparación, el carbón llega a 68 $/MWh, y las centrales de gas natural de ciclo combinado a 93 $/MWh. En India, los sistemas eólica+baterías y solar+baterías tienen amplios rangos de costes, de  34-208 por $/MWh y 47-308 por $/MWh respectivamente, dependiendo de las características del proyecto, pero el centro de esos rangos está cayendo rápidamente.

Las subastas competitivas para nueva capacidad renovable han obligado a los promotores, proveedores de equipos y financieros a reducir todos los diferentes costes que supone establecer proyectos eólicos y solares. Gracias a esto y a una tecnología progresivamente más eficiente, estamos viendo precios mínimos récord para las energías eólica y solar, y luego esos registros se rompen una y otra vez de manera regular.

BNEF ha estado analizando los valores del LCOE de las diferentes tecnologías desde 2009, en base a su base de datos de financiación de proyectos y el trabajo de sus equipos de analistas sobre la dinámica de costes en diferentes sectores. En ese período de nueve años, el LCOE de referencia mundial para la energía solar fotovoltaica sin seguimiento se ha derrumbado un 77%, y el de la eólica terrestre un 38%.

Los LCOE para las fuentes más antiguas y establecidas, como el carbón, el gas, la energía nuclear y las grandes hidroeléctricas, solo han visto reducciones muy modestas en el mejor de los casos, en ese espacio de tiempo, y en algunos países, en realidad han aumentado. El índice de precios de las baterías de iones de litio de BNEF muestra una caída desde 1.000 $/kWh en 2010 a 209 $/kWh en 2017.

En los próximos dos años, hasta 2020, en el sector fotovoltaico español se prevé un rápido crecimiento de las inversiones, que alcanzarán entre los 4.000 y 5.000 millones de euros, según los datos presentados hoy por José Donoso, Director General de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) durante su comparecencia ante la Comisión de Energía, Turismo y Agenda Digital del Senado enfocada a explicar los retos presentes y futuros de la industria fotovoltaica.

Donoso ha destacado que, a partir de 2020, el escenario más probable es que las inversiones en el sector en nuestro país se establezcan en un nivel de entre 1.000 y 2.000 millones de euros anuales, lo que pone de manifiesto la capacidad de la tecnología fotovoltaica de crear oportunidades de negocio, además de dar respuesta al desafío del cambio climático. Además, a nivel internacional, el desarrollo de la fotovoltaica supone la definición de un mercado en constante crecimiento con un valor estimado de 100.000 millones de euros anuales, que puede alcanzar los 400.000 millones de euros anuales en 2030. Para consolidar esta tendencia positiva, es imprescindible que los países y las empresas sigan invirtiendo en I+D.

Actualmente el sector fotovoltaico está viviendo una fase de reactivación en nuestro país, buscando vías de desarrollo alternativas a la subasta, como son ir directamente a mercado o los contratos bilaterales de compra-venta de energía, conocidos como PPAs. Esta etapa positiva se ha concretado en la tramitación de numerosos proyectos fotovoltaicos en diferentes Comunidades Autónomas, entre las cuales destacan Extremadura, Castilla-La Mancha, Andalucía, Aragón, Murcia y Castilla y León, que suman un total de 24 GW.

Las principales barreras que dificultan un desarrollo del sector en España son la inseguridad jurídica institucionalizada, con la amenaza del recorte a la rentabilidad razonable de los proyectos de renovables, la actualización de la regulación de las condiciones de acceso y conexión a la red, los retrasos en los pagos de las liquidaciones definitivas para los proyectos fotovoltaicos en territorios no peninsulares y la agilización de la planificación de las redes, tanto de Red Eléctrica de España, como de las compañías distribuidoras.

Finalmente, en lo referente al autoconsumo, Donoso ha recordado que las principales barreras son de tipo administrativo, debido a la compleja tramitación, y económico, con el peaje de respaldo – el llamado “impuesto al sol” pero, a pesar de estos obstáculos, ha destacado el esperanzador resultado del año 2017 con cerca de 130 MW realizados.

Enel, a través de su filial peruana de energías renovables Enel Green Power Perú (EGPP), ha comenzado las operaciones en la planta solar fotovoltaica Rubi de 180 MWdc, que es la planta solar más grande de Perú y la primera instalación solar de Enel en el país. Para celebrar este hito, se llevó a cabo una ceremonia de inauguración en la que participaron la Ministra de Energía y Minas, Angela Grossheim Barrientos, así como Antonio Cammisecra, Jefe de la División Global de Energías Renovables de Enel Enel Green Power, Luca D’Agnese, Enel’s Jefe de América del Sur, y Carlos Temboury, Country Manager de Enel para Perú.

Enel invirtió alrededor de 170 M$ en la construcción de Rubi, como parte de las inversiones delineadas en el actual plan estratégico de la compañía. El proyecto, que se ubica en la ciudad de Moquegua en la provincia peruana de Mariscal Nieto, se financia en parte a través de recursos propios del Grupo Enel y en parte por el Banco Europeo de Inversiones. La instalación cuenta con el respaldo de un PPA de 20 años firmado con el Ministerio de Energía y Minas de Perú. Una vez que esté en pleno funcionamiento, Rubi podrá generar alrededor de 440 GWh por año, que se entregarán al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) de Perú a través de la subestación Montalvo.

Enel recibió el PPA que respalda el proyecto en 2016 tras la licitación pública de energía renovable lanzada por el regulador energético, OSINERGMIN. Una vez finalizados los otros dos proyectos adjudicados en la licitación junto con Rubi, que son el parque eólico Wayra I de 132 MW y la central hidroeléctrica Ayanunga de 20 MW, EGPP se convertirá en el principal actor del sector de la energía renovable de Perú y la única compañía del país operando plantas con tres tecnologías diferentes de energías renovables.

Saft ha instalado dos sistemas de almacenamiento de energía de Li-ion para aumentar la eficiencia operativa de la planta solar fotovoltaica que tiene Exkal en su planta de fabricación de Marcilla (Navarra), en el norte de España. Los sistemas Intensium® Mini E de Saft proporcionan el máximo respaldo para reducir los picos de electricidad y así aumentar el autoconsumo de energía solar. El resultado es que EXKAL está ahorrando alrededor del 8% en su factura energética.

EXKAL es el fabricante líder en España de sistemas de refrigeración y un proveedor clave para los sectores de refrigeración y venta minorista en Europa y en todo el mundo con una amplia gama de cámaras frigoríficas y muebles expositores de alimentación.

Los ESS de Saft han sido instalados por EXKAL como parte del proyecto europeo STORY que pretende demostrar las nuevas tecnologías de almacenamiento de energía y sus beneficios en los sistemas de distribución, involucrando a 18 instituciones asociadas en ocho países europeos. El objetivo es analizar y mejorar el uso de la generación de energía distribuida, de modo que se pueda reducir la dependencia a la red de distribución.

Esta aplicación es una gran oportunidad para demostrar que el almacenamiento de energía en aplicaciones industriales ‘behind-the-meter’ es una realidad que ya ha llegado y cambiará nuestro futuro“, dice Clemente López Gilardi, consultor de energía de Green Renovables responsable del Proyecto EXKAL.

EXKAL ya tenía una instalación fotovoltaica solar existente de 11,270 kWp instalada en el techo de la fábrica para un autoconsumo instantáneo. La incorporación de los ESS de Li-ion de Saft, junto con un sistema de gestión de la energía, ha permitido que se adapte a una instalación de almacenamiento. El objetivo es demostrar dos capacidades principales: reducir el elemento de potencia máxima de la factura de servicios combinando el almacenamiento de energía con la integración de PV; reduciendo el factor de suministro de electricidad de la factura mediante el autoconsumo de la energía extraída de las baterías en el momento más caro del día.

Los dos ESS de Saft Intensium® Mini E proporcionan a EXKAL almacenamiento flexible de energía para cumplir con los requisitos del código de la red local, con una capacidad de 50 kW de potencia y 200 kWh de energía. Intensium® Mini es un sistema de almacenamiento de energía para exteriores totalmente integrado, modular, compacto y robusto. Está basado en los módulos Synerion® Li-ion de Saft que garantizan una alta fiabilidad operativa durante miles de ciclos con una excelente eficiencia energética. Este ESS ofrece una amplia gama de combinaciones de energía y potencia adecuadas para la integración de renovables, instalaciones industriales y comerciales, servicios públicos y aplicaciones de microrredes.

El sistema de almacenamiento de energía de EXKAL entró en funcionamiento en abril de 2017. Los dos ESS Saft Intensium® Mini se fabricaron en la fábrica especializada de Li-ion de Saft en Jacksonville, Florida.

Instalaciones fotovoltaicas anuales en EE.UU., 2010-2017 / U.S. Annual PV Installations, 2010-2017

En 2017, el mercado solar de EE.UU. se expandió, sumando una potencia fotovoltaica del orden de dos dígitos en gigavatios por segundo año consecutivo. De acuerdo con el informe U.S. Solar Market Insight Report 2017 Year-in-Review publicado recientemente por GTM Research y la Asociación de Industrias de Energía Solar (SEIA), la industria solar instaló 10,6 GW de nueva potencia fotovoltaica en 2017, liderada por un fuerte crecimiento en los segmentos corporativo y de comunidades solares.

Si bien el crecimiento general disminuyó con respecto a los 15 GW instalados en 2016, año record, la adición de potencia del año pasado aún representa un crecimiento del 40% sobre el total instalado en 2015.

El segmento no residencial tuvo su momento en 2017, creciendo un 28% respecto al año anterior, alcanzando su cuarto año consecutivo de crecimiento anual. El año pasado, en particular, se produjo una “explosión” en el mercado de las comunidades solares, liderado por Minnesota y Massachusetts.

Minnesota encabezó un año sobresaliente para las comunidades solares, con más megavatios instalados en ese estado que el total instalado en este segmento en EE.UU. en todo 2016. GTM Research espera que el mercado de las comunidades solares se diversifique geográficamente en 2018, con Maryland y Nueva York como mercados clave de crecimiento para este subsegmento a partir de este año.

Sin embargo, los segmentos residencial y comercial vieron caer las instalaciones respecto al año anterior por primera vez desde que GTM Research y SEIA comenzaron a publicar este informe en 2010.

La desaceleración anual del segmento comercial en 2017 se esperaba, en gran medida debido a la afluencia masiva de instalaciones observada en 2016, ya que los proyectos se completaron apresuradamente antes de la expiración anticipada del 30% del ITC federal. El informe señala que la incertidumbre en torno a las tarifas de la Sección 201 causó que muchos proyectos se pospusieran o cancelaran, mientras que las demoras en la interconexión y la cancelación del proyecto PURPA provocaron que muchos proyectos se extendieran hasta 2018.

De los 10 principales mercados estatales para la energía solar residencial en 2016, solo dos registraron un crecimiento anual en 2017. Sin embargo, 25 de los 44 estados estudiados en el informe vieron un crecimiento anual en instalaciones fotovoltaicas residenciales anuales con varios estados subiendo en la clasificación.

Florida logró entrar en los 10 estados principales por primera vez desde 2011, saltando al puesto Nº 10 en cuanto a potencia instalada acumulada. En el último año, Carolina del Sur también registró grandes avances, subiendo 9 puestos en el nuevo ranking hasta el puesto 18.California y Carolina del Norte siguen siendo los dos estados solares más grandes después de agregar en 2017 la primera y segunda mayores potencias, respectivamente.

Debido a los cambios de políticas federales y estatales y la dinámica del mercado, GTM Research redujo el pronóstico de su caso base para 2018-2022 en un 13%. Aún así, se espera que la potencia fotovoltaica total instalada en EE.UU. se duplique con creces en los próximos cinco años, y para 2023, se instalarán anualmente más de 15 GW de potencia fotovoltaica.

La industria tradicional se ha subido al carro del autoconsumo fotovoltaico y la reducción de los costes de producción, gracias a los nuevos sistemas de generación de energía eléctrica a través de cubiertas fotovoltaicas. La empresa Cubierta Solar® ha diseñado una instalación fotovoltaica para autoconsumo eléctrico que será capaz de generar “gratis” la electricidad equivalente al consumo medio durante 17 años, y que estará ubicada en una parte de la cubierta de las instalaciones de la mercantil Recuperaciones Tolón de Alicante, pionera en la recuperación y reciclaje de elementos metálicos desde hace más de 70 años.

El gerente de Cubierta Solar®, Luis Navarro, ha explicado que “con una instalación de 79,2Kw podemos generar  3.500.385 kWh, equivalente a más de 17 años de consumo eléctrico gratis. Parte de esa ventaja la ofrece el coste muy económico del kWh (2,8 céntimos de euro el kwh) que se genera con las cubiertas solares”. La instalación diseñada para Recuperaciones Tolón generará electricidad con un sustancial ahorro del 82%, frente a la energía que nos suministra el sistema convencional (el coste del Kwh de la energía solar es un 82% más barato que el de la red a mediodía).

Según Luis Navarro, “el autoconsumo es posible hoy en día, y no debe ser una apuesta estratégica solo para empresas punteras o tecnológicas. La industria tradicional tiene esa posibilidad que le puede convertir en un competidor más eficiente y sostenible. Además, en el caso de Tolón en tan solo cuatro años y medio tendrán amortizada la inversión de la instalación. Esta instalación tiene también importante beneficios medioambientales, puesto que con ella se reducirán en aproximadamente un 64% las emisiones de CO2 ayudando a Tolón a ser una empresa más responsable y sostenible con su entorno. Además la instalación ha sido financiada al 100% vía leasing con un tipo de interés muy competitivo.”

COMEVAL