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Endesa gana 1.463 millones de euros en 2017, un 3,7% más, y supera sus objetivos para el ejercicio

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Europa Press / EFE.- Endesa obtuvo un beneficio neto de 1.463 millones de euros en 2017, lo que representa un incremento del 3,7% con respecto al ejercicio anterior, según indicó la compañía eléctrica a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). Los ingresos de la energética el año pasado ascendieron a 20.057 millones de euros, lo que supone un aumento del 5,7%, mientras que el resultado bruto de explotación (Ebitda) se situó en 3.542 millones de euros, un 3,2% más.

El Ebitda del grupo se vio impulsado por la contribución de Enel Green Power España por importe de 181 millones de euros, frente a los 75 millones obtenidos en 2016, así como por el margen bruto del negocio regulado, que creció un 8%, hasta los 3.284 millones de euros, y el ingreso por la devolución del bono social de los años 2014-2016 registrado tras la ejecución de las sentencias favorables, que ha tenido un impacto positivo de 222 millones de euros. También redujo sus costes fijos un 4%. En este sentido, el consejero delegado de Endesa, José Bogas, destacó que, «una vez más», el grupo «ha cumplido con sus compromisos alcanzando unos resultados mejores que los objetivos presentados al mercado».

«Hemos conseguido estos resultados a pesar del complicado escenario del primer semestre del año, con un alza extraordinario de los precios mayoristas, lo que no se esperaba en el momento en que se fijaron los objetivos de 2017», añadió. Asimismo, Bogas señaló la consolidación en Endesa de Enel Green Power España, así como la contribución del negocio regulado y de los distintos planes de eficiencia en costes que se desarrollaron durante los últimos tres años como «claves para el éxito».

Estos factores compensaron el «significativo» descenso del margen del negocio liberalizado de la compañía eléctrica, que bajó un 18% debido al «fuerte» incremento de los costes variables producido por la «extraordinariamente» baja producción hidroeléctrica del ejercicio. Así, los costes de las compras de energía subieron un 21,6%, consecuencia, principalmente, del aumento de los precios de electricidad del mercado mayorista, cuyo precio se situó en 52,2 euros por MWh, un 31,6% más. El aumento en los consumos de combustibles (38,9%) se debió a la mayor producción térmica del periodo, por la menor disponibilidad de la generación hidráulica, y el mayor precio en los combustibles, junto con el consecuente incremento en el impuesto sobre el valor de la producción de energía eléctrica.

El resultado financiero arrojó un saldo negativo de 145 millones de euros, inferior en un 29,6% al registrado en el ejercicio anterior (206 millones), según Endesa. En lo que se refiere al cash flow operativo, se redujo en 557 millones de euros debido, fundamentalmente, a la reducción en los cobros netos de las compensaciones por los sobrecostes de la generación en los territorios extrapeninsulares. Mientras, la deuda financiera de Endesa aumentó apenas 47 millones de euros respecto a diciembre de 2016, hasta situarse en los 4.985 millones de euros. Las inversiones brutas del grupo en 2017 se situaron en 1.175 millones de euros, lo que representa una caída del 3,8% con respecto a los 1.221 millones de euros del 2016.

En 2017, las ventas de electricidad en el mercado regulado bajaron un 6%, hasta los 12.919 gigavatios hora (GWh) y subieron un 5% en el liberalizado, hasta los 83.594 GWh. La producción de Endesa creció un 13%, hasta los 78.648 Gwh, por la escasa disponibilidad de energía hidráulica, que condujo en consecuencia a incrementar la producción de las centrales térmicas. En el conjunto del año, la energética alcanzó unas cuotas de mercado del 27,3% en generación peninsular, del 44,1% en distribución y del 35,4% en ventas a clientes del mercado liberalizado. El número de clientes en el mercado liberalizado era de 5,59 millones a cierre de 2017, con un incremento del 3,1% respecto al 2016.

Por otra parte, el consejo de administración de Endesa propondrá a la junta general de accionistas de la compañía un dividendo de 1,382 euros por acción con cargo a los resultados de 2017. Esta cifra supone un incremento del 4% sobre el dividendo repartido con cargo a los resultados del 2016 y un 5% superior al mínimo comprometido al mercado. En enero, la compañía ya repartió un dividendo a cuenta de 2017 por un importe bruto de 0,7 euros por acción, cuyo pago supuso un desembolso de 741 millones de euros. Así, el dividendo complementario ascenderá 0,682 euros por título.

El Fondo de Pensiones Global del Estado noruego, que invierte los ingresos del petróleo, logró en 2017 un beneficio récord

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EFE.- El Fondo de Pensiones Global del Estado noruego, que invierte los ingresos del gas y el petróleo en el extranjero, logró en 2017 un beneficio récord al ganar 1,03 billones de coronas (107.000 millones de euros) con sus inversiones, el doble que el año anterior.

El continuo crecimiento de la economía mundial, en especial de los mercados financieros, hizo posible que el mayor fondo soberano del mundo marcase un beneficio récord, que representa además un cuarto de las ganancias totales desde su puesta en marcha hace dos décadas, según el balance presentado. El curso de la corona noruega, que se devaluó frente a las principales divisas en 2017, contribuyó además a aumentar el valor del fondo en 15.000 millones de coronas (1.556 millones de euros). Las inversiones del fondo, que gestiona el banco público Norges Bank Investment Management (NBIM), obtuvieron una rentabilidad media del 13,7%, que fue mayor en la partida en acciones (19,4%), seguida por el sector inmobiliario (7,5%) y la renta fija (3,3%).

Aumenta su inversión en España

El fondo petrolero noruego aumentó en un 38% su exposición a la deuda española en 2017, hasta 48.221 millones de coronas (5.002 millones de euros), y esa es ahora la sexta mayor en una cartera en renta fija que encabezan Estados Unidos, Japón y Alemania. La exposición a las rentas fijas mexicana y brasileña se redujo, sin embargo, un 15% la primera hasta 46.036 millones (4.776 millones de euros) y un 10% la brasileña hasta 25.334 millones (2.628 millones de euros). La dirección del NBIM se mostró satisfecha con el rendimiento obtenido en un «muy buen año» y destacó la importancia de las inversiones en acciones para el resultado final.

Las inversiones en redes eléctricas necesarias hasta 2030 requerirán mantener la rentabilidad en el 7% para poder abordarse según Deloitte

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Europa Press / EFE.- La transición energética para alcanzar los objetivos medioambientalesfijados por la Unión Europea, avanzando hacia una economía descarbonizada, requerirá unas inversiones en redes eléctricas de entre 38.000 y 46.000 millones de euros hasta 2030 y el mantenimiento de una tasa de retribución razonable del 7%, «consistente con la observada en otros países europeos del entorno y sus costes de capital«, según La contribución de las redes eléctricas a la transición energética, informe elaborado por Deloitte.

El sistema eléctrico español tendrá que integrar, según el estudio, 35 gigavatios (GW) de nueva potencia, debido a la gran cantidad de instalaciones renovables que habrá. «Para permitir esta transformación, serán necesarias unas inversiones de entre 38.000 y 46.000 millones de euros hasta 2030, de los que 29.000 y 34.000 millones de euros deberán ser realizados por los operadores de redes», señaló Alberto Amores, socio de Deloitte en la presentación del estudio, en el que han participado además las principales empresas de redes de transporte y distribución en España (Endesa Distribución, Iberdrola Distribución Eléctrica, Unión Fenosa Distribución, Hidroeléctrica del Cantábrico, Viesgo Distribución y Red Eléctrica de España), así como las asociaciones sectoriales ASEME y CIDE.

Pese a la magnitud de las cifras, Amores resaltó que el volumen de inversiones que se requerirá no supondrá un esfuerzo muy superior al que se ha venido haciendo en España, donde en el periodo 2005-2016 fue de una media anual de 2.200 millones de euros. La previsión del estudio de Deloitte para el periodo 2017-2030 se sitúa entre 2.000 y 2.400 millones de euros anuales, por lo que Amores considera que es una inversión factible, dentro del límite regulatorio y sin gran impacto sobre la base de activos regulatorios (RAB) neto de los operadores.

De este esfuerzo inversor que deberán realizar los operadores de redes, entre 14.000 y 15.000 millones de euros irán destinados a su modernización y actualización con nuevas tecnologías de las redes, de los que casi la mitad estarían destinados a las redes de baja tensión hasta 2030, que son las que más se verán afectadas por la obsolescencia para gestionar una demanda que será muy diferente a la actual, con más renovables, mayor electrificación y nuevos modelos de consumo. Asimismo, entre otros 5.000 y 6.000 millones de euros, un 13% de la inversión, irían destinados a la digitalización y automatización de las redes, lo que reduciría costes y permitiría crear nuevos servicios para el usuario.

Estas inversiones en redes tendrían un impacto positivo en la economía española ya que el 95% de ellas sería servida por la industria nacional, preparada para suministrar los nuevos equipos y soluciones que se requerirán, y se generarían unos 40.000 puestos de trabajo durante el periodo 2018-2030, creando «empleo de calidad, con una baja temporalidad y alta cualificación«. El peso de la mano de obra nacional se situaría entre el 50% y el 60%, según el informe, que recuerda que las redes eléctricas contribuyen en cerca del 30% al Valor Añadido Bruto (VAB) de la economía española y suponen el 40% de todos los empleos que aporta el sector eléctrico.

No obstante, el informe destaca que las inversiones deben de obtener una rentabilidad adecuada, por lo que propone una tasa de retribución del 7% para el siguiente periodo regulatorio. El Gobierno debe definir en 2019 la tasa de retribución financiera para el próximo periodo regulatorio (2020-2025) para las distintas actividades del sector. Al respecto, el ministro de Energía, Álvaro Nadal, desveló su intención de aplicar la revisión correspondiente según la legislación, que vincula la rentabilidad al rendimiento de los bonos del Estado a 10 años más un diferencial de 200 puntos básicos para el caso de las redes, por lo que la rentabilidad caería respecto a los niveles actuales del 6,5% a alrededor del 4%.

El estudio señala que la regulación establece que la tasa de retribución financiera debe responder a una retribución adecuada a una actividad de bajo riesgo, al coste de financiación de operadores de redes comparables y a las necesidades de inversión del siguiente periodo regulatorio. Así, Deloitte propone esa tasa del 7% para el próximo periodo regulatorio basándose en el coste de capital de los operadores de red en España, con una media del 7%; así como en un diferencial medio sobre la deuda soberana que alcance al reconocido a estas actividades en países del entorno, de 490 puntos básicos con una previsión del coste de la deuda española del 2,1%.

El informe también destaca que el coste de las redes, teniendo en cuenta las inversiones a realizar y la tasa de retribución propuesta, junto con el incremento de la demanda eléctrica asociado, se traduciría en aproximadamente un 10% de reducción del componente de redes de la tarifa, debido a que el incremento de costes será significativamente inferior al de la demanda eléctrica hasta 2030. En términos globales, el coste del suministro eléctrico para el consumidor podría reducirse un 30-35% en términos reales entre 2015 (130 euros por MWh) y 2030 (entre 85-90 euros por MWh).

El nuevo cupo especifico de energía eólica para las Islas Canarias se convocará en marzo o abril

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EFE.- El segundo cupo específico de energía eólica para las Islas Canarias en la actual legislatura se convocará en marzo o abril, ha anunciado la directora general de Política Energética y Minas, Teresa Baquedano, según desveló el consejero de Economía e Industria del Gobierno de Canarias, Pedro Ortega, que indicó que ese anuncio es resultado del intenso trabajo y las negociaciones que los gobiernos canario y español han mantenido en los últimos 2 años.

En este sentido, Teresa Baquedano ha asegurado que «próximamente se pretende desarrollar un procedimiento de asignación de ayudas a la inversión en instalación de generación eléctrica renovable en Canarias». El consejero ha destacado que será el segundo cupo específico que se convocará en la actual legislatura, después de que el desarrollo de energías renovables en Canarias hubiera estado 10 años paralizado y que finalmente, en el verano de 2015, «conseguimos desatascar». En la primera convocatoria, publicada en diciembre de 2015, se aprobó un nuevo cupo de retribución específica para la instalación de 436,3 megavatios de energía eólica en las islas.

Teresa Baquedano ha asegurado que el «fundamento que ha hecho posible esta convocatoria de ayudas se encuentra en la ley presupuestaria de 2017, relativa a la convocatoria de ayudas a la inversión para instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables». En este sentido, la directora general de Política Energética y Minas ha dicho que esta convocatoria «permite utilizar hasta un total de 60 millones procedentes del remanente del sistema eléctrico para financiar como fuente oficial esta subasta», y se explora la posibilidad de utilizar otros fondos que no tengan impacto en el déficit público.

La articulación de este sistema de subasta de potencia renovable en los sistemas insulares tiene unas características específicas, y la directora general ha afirmado que «está fuera del Régimen Específico de Energías Renovables. Lo que se va a hacer es conceder subvenciones para cubrir una parte de los costes de inversión incurridos por los promotores». Y una vez que reciban esta subvención, los promotores «no contarán con ninguna otra ayuda o esquema de retribución adicional, puesto que eso ya hace que la instalación sea rentable. Por tanto, sus ingresos van a venir únicamente del mercado«.

La directora general de Política Energética y Minas del Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital ha asegurado asimismo que «inicialmente la convocatoria va a ser solamente de energía eólica, pero se está trabajando ya en una segunda convocatoria que contemple también ayudas a la energía fotovoltaica«. El gobierno canario asegura que la directora general ha destacado que los fondos que se entreguen serán financiables también con cargo a fondos Feder. En el caso de Canarias esta opción permite recuperar hasta un 85%, y cuando se vaya recuperando estos fondos, se podrán efectuar nuevas convocatorias.

La directora general ha explicado asimismo que «inicialmente con los 60 millones de que se va a disponer, se pueden llegar a instalar, en el caso más desfavorable 120 megavatios, lo que supone aumentar un 36% la potencia renovable en Canarias». Asimismo, ha manifestado que «se podrá alcanzar mayores cuantías a medida que se va recuperando; se puede llegar a un total de 360 megavatios, con un máximo de 180 millones. Esto va a suponer ahorros sustanciales desde 30 a 60 millones del coste de generación». Por último, Teresa Baquedano indicó que, «de acuerdo con los datos que tenemos y que nos ha dado el gobierno canario, estos 360 megavatios cubrirían aproximadamente la totalidad de proyectos que tiene identificados Canarias».

Castilla-La Mancha se compromete a reducir en 14.000 toneladas sus emisiones de CO2 hasta 2020 apostando por la biomasa

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EFE.- El Gobierno de Castilla-La Mancha ha aprobado la adhesión de la comunidad autónoma a un proyecto impulsado por la Oficina del Cambio Climático por el cual se compromete a reducir hasta en 14.000 toneladas sus emisiones de CO2 en los próximos 3 años, una estrategia que estará gestionada por la empresa pública de Gestión Ambiental Geacam. El portavoz del Gobierno regional, Nacho Hernando, ha explicado que si se consigue este objetivo las arcas públicas autonómicas recibirán 140.000 euros, una cantidad «simbólica».

Esa disminución de emisiones de CO2 será posible, según ha dicho, gracias a la estrategia de gestión de biomasa impulsada por el Gobierno, a través de la cual ya se han instalado calderas en 47 centros educativos castellano-manchegos. Además, se han invertido cerca de 30 millones esta legislatura en este plan, 15 de ellos destinados a trabajos en el monte. Hernando ha avanzado además que a finales de 2018 podría estar lista la Ley de Economía Circular de Castilla-La Mancha, una norma «pionera» que tiene como objetivo avanzar en la gestión de residuos y en la generación de empresas sostenibles.

El Gobierno de Aragón autoriza 21 parques eólicos que suman 508,2 MW de potencia y otros 2 entran en servicio

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EFE.– 21 parques eólicos cuentan ya con la autorización administrativa del Gobierno de Aragón para poder comenzar su construcción distribuidos por las 3 provincias aragonesas y con una potencia que suma 508,2 megavatios (MW). Además, otros dos construidos anteriormente recibieron la autorización de explotación y están en servicio: Virgen de la Peña de Alfajarín, de 14 MW en los municipios de Alfajarín, Villamayor de Gállego y Perdiguera, y Acampo de Arias, de 18 MW, en Zaragoza.

Estos 23 proyectos eólicos suman una potencia de 540,2 MW, según indicó el Gobierno de Aragón, que destaca que, técnicamente, se estima que cada megavatio instalado supone una inversión media de 1 millón de euros y la creación de cerca de 4 empleos en la fase de construcción. Aragón, subraya el Ejecutivo autonómico, se ha convertido en referente en materia de energías renovables gracias a la aprobación, en 2016, del decreto que permitió desbloquear los proyectos paralizados desde hacía un lustro por los conflictos judiciales generados por la anterior normativa.

También por los nuevos criterios para conceder la declaración de interés autonómico a este tipo de inversiones, aprobados en 2017, y que benefician particularmente a las zonas mineras. 4 de los proyectos que ya pueden iniciar su construcción se ubican precisamente en las cuencas mineras, en Muniesa, Allueva, Anadón y Alacón, con una potencia conjunta de 142,72 MW. La provincia de Teruel cuenta con otro parque listo para ser construido entre Fonfría y Allueva, con una potencia de 14,52 MW. Estos cinco proyectos fueron declarados inversiones de interés autonómico, lo que agiliza los trámites administrativos.

En la provincia de Zaragoza, además de los 2 parques con autorización de explotación, se ubican 13 de los proyectos a construir, con 278,5 MW en total: se dividen entre los municipios de Las Pedrosas, Sierra de Luna, Azuara, Herrera de los Navarros, Lumpiaque, Rueda de Jalón, Aguilón, Épila, Azuara, Borja, Mallén y Zaragoza capital. Los tres parques restantes ya autorizados se van a construir en la provincia de Huesca, en Castejón de Valdejasa y Gurrea de Gállego, y sumarán una potencia de 72,5 MW.

Una vez obtenidas todas las autorizaciones necesarias, está previsto que los trabajos de construcción de cada uno de los parques se realicen en un plazo inferior a los 12 meses. La operación y explotación de los parques se extenderá en torno a los 25 años. En estos momentos, el Gobierno de Aragón tiene en tramitación otros 117 parques eólicos con una potencia de 4.074,45 megavatios.

En cuanto a los proyectos de energía fotovoltaica, en los Servicios Provinciales del departamento de Economía se han presentado solicitudes de autorización de 25 proyectos de plantas, con un total de 918,097 MWp de potencia instalada. De estos, 19 proyectos, con un total de 716,837 MWp de potencia, se localizan en la provincia de Zaragoza y los otros 6, con un total de 201,26 MWp, en la provincia de Teruel.

Una petición contra el gas natural en Canarias supera las 10.000 firmas en cuestión de días

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EFE.- Una petición contra la introducción del gas en las islas Canarias y a favor de un nuevo modelo energético ha obtenido el respaldo de más de 10.000 personas en cuestión de días, en una iniciativa publicada en la plataforma de recogida de firmas change.org.

La propuesta ha partido de la Asamblea Ciudadana Contra el Gas, que reclama al Gobierno de Canarias un nuevo modelo energético que permita superar los combustibles fósiles, ante la posición favorable del ejecutivo regional a la introducción del gas. «El gobierno autonómico y las multinacionales eléctricas quieren imponer un nuevo combustible fósil en las islas, el gas natural, en el paraíso de las renovables, cuando el reto mundial es reducir la dependencia de los combustibles fósiles para mitigar el cambio climático», indica la petición, en la que se insta a no permitir «semejante atropello a la ciudadanía y al planeta».

En la petición se detallan los planes para instalar 2.942 kilómetros de canalizaciones para distribuir combustibles gaseosos «altamente peligrosos» en las islas de Tenerife y Gran Canaria, con un coste de 200 millones de euros. «Numerosos expertos consideran un sin sentido la introducción del gas en Canarias, que reúne todas las condiciones para ser un ejemplo mundial en las energías renovables», suscriben los firmantes, que consideran que la utilidad pública del proyecto no está justificada y que se ha planificado de espaldas a la ciudadanía, que será la que asuma el coste de la inversión.

El escrito argumenta que el gas va a frenar las energías renovables, «más baratas y limpias», y va a aumentar la dependencia energética del exterior cuando ese combustible «ya se está retirando de otros países para luchar contra el cambio climático». «Intentan justificar infraestructuras como las regasificadoras, inviables económica y ambientalmente», señala la Plataforma, que recuerda que la regasificadora de Granadilla «está paralizada en el Tribunal Supremo y carece de autorización». También hace referencia al informe negativo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sobre la viabilidad económica de la regasificadora.

El Consejo de Mallorca destina 3 millones de euros a renovar las flotas municipales con un centenar de vehículos eléctricos

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EFE.- El departamento de Desarrollo Local del Consejo Insular de Mallorca ha destinado 3 millones de euros a renovar la flota de los automóviles de los municipios, lo que supondrá poner en circulación un centenar de vehículos eléctricos en 2 años.

Un total de 77 vehículos (15 turismos, 48 furgonetas y camiones y 14 motos) ya han sido puestos a disposición de los diferentes ayuntamientos de la isla, con el objetivo de renovar la flota municipal y sustituir aquellos que utilizaban combustibles convencionales, según indicó la institución insular. La previsión es que durante este año, las corporaciones locales puedan adquirir el resto. Los nuevos vehículos se caracterizan por un menor consumo energético y por un mayor respeto hacia el medio ambiente.

«Se trata de una iniciativa más para avanzar en el cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad que nos fijamos al llegar al gobierno», subrayó el presidente Miquel Ensenyat. «Queremos seguir dando ejemplo para propiciar un desarrollo sostenible y luchar contra los gases de efecto invernadero», añadió. La renovación de la flota se enmarca dentro de dos planes especiales que presentó el Consejo a los ayuntamientos.

El consejero de Cooperación Local, Joan Font, ha asegurado que la institución trabaja para que el uso del vehículo eléctrico vaya en aumento y sea una tendencia tanto en el ámbito municipal como privado. «Queremos que nuestros coches y también los que hemos puesto a disposición de los ayuntamientos sirvan también de ejemplo para los vecinos», afirmó Font, que indicó que las ventajas de su uso «son incuestionables en cuanto a la eficiencia, la reducción de costes de mantenimiento y, por supuesto, a la reducción de contaminación y de ruido».

Todos los ayuntamientos, a excepción de Palma, pidieron vehículos 100% eléctricos para la prestación de servicios de competencia municipal. La inversión total en estos vehículosde los dos planes ha sido de casi 3 millones. Aparte de los coches eléctricos, entre los proyectos a los que los municipios pueden destinar las ayudas se encuentran: la sustitución o mejora de equipos e instalaciones existentes de producción de calor y frío de edificios municipales, la mejora de la eficiencia energética de las instalaciones de iluminación interior de inmuebles, y de las instalaciones del alumbrado o iluminación exterior.

También las inversiones en sustitución o mejora de equipos e instalaciones consumidoras de energía y las actuaciones de rehabilitación y mejora de la envolvente térmico los edificios. Otras medidas que reciben apoyo son la implantación de medidas de contabilización, monitorización y telegestión del consumo de energía, las instalaciones de aprovechamiento de la energía aerotérmica o hidrotérmica mediante bombas de calor.

Acciona negocia la venta de sus 5 termosolares en España, que suman 250 MW, a la británica Contour Global

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Europa Press.– Acciona negocia la venta de su cartera de termosolares en España, 5 instalaciones en operación desde hace años, que suman un total de 250 megavatios (MW) de potencia y en cuya construcción invirtió 1.200 millones de euros. El grupo que preside José Manuel Entrecanales confirmó que «está mantenido negociaciones» tendentes a esta desinversión con la empresa británica Contour Global, si bien indica que en la actualidad estas conversaciones están «en suspenso».

Por su parte, Contour Global «confirma que está en negociaciones con Acciona tendentes a la potencial adquisición de 5 plantas termosolares en España». En este sentido, Acciona tiene desde el pasado mes de diciembre un acuerdo con los representantes de los trabajadores que suma en estas instalaciones, unos 200 empleados, para subrogar esta plantilla al nuevo propietario en el caso de que finalmente se produzca alguna transacción, según fuentes sindicales.

En este caso, la operación se enmarcaría en la intención del grupo de rotar activos maduros con el fin de levantar recursos para acometer nuevos proyectos. Acciona retomó hace un par de años la inversión en renovables tras la crisis con la intención de acometer proyectos por un total de 2.000 millones de euros hasta 2020. En septiembre de 2017, el grupo presentaba una cartera de instalaciones de generación de energía verde que suma 8.951 megavatios (MW) de potencia, de los que unos 3.000 MW están en el exterior y unos 7.300 MW son eólicos.

En materia termosolar, además de las 5 plantas de España, cuenta con una en el Desierto de Nevada, en Estados Unidos, de 64 MW de potencia. En el caso de las instalaciones españolas que sopesa vender, todas ellas son de 50 MW y se reparten por las provincias de Badajoz, Cáceres y Córdoba. Según la compañía, estas 5 plantas españolas actualmente producen energía limpia equivalente al consumo de 200.000 hogares.

Acciona analiza esta eventual desinversión mientras KKR, su socio en Acciona Energía Internacional, la filial que engloba medio centenar de parques eólicos que tiene repartidos en 14 países, analiza vender la participación del 33% que tiene en esta firma. El grupo de la familia Entrecanales ya ha indicado que no contempla comprar este porcentaje del fondo, con lo que su puesto como socio en esta compañía eólica constituida en 2014 sería reemplazado por otro inversor.

EDP invertirá 10,5 millones en la modernización de su central térmica de Aboño (Asturias) reemplazando el fueloil por gas natural

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Europa Press.- EDP ha iniciado una parada programada del grupo 2 de la central térmica de Aboño (Asturias) para modernizar e implementar nuevas mejoras ambientales en la instalación. Los trabajos que está realizando EDP suponen una inversión de 10,5 millones de euros. Durante esta parada, iniciada a finales de enero y que se prolongará hasta los primeros días de marzo, la compañía completará varios proyectos, además de realizar importantes trabajos mecánicos, eléctricos y de revisión de equipos.

Esta nueva inversión de EDP en sus térmicas, que se suma a los 90 millones de euros invertidos en las plantas de desnitrificación de Soto de Ribera y Aboño, supone un reto. Los proyectos implican a más de 300 empleados de 20 empresas, además de las 150 personas que trabajan diariamente en la central. Además, los trabajos se realizan mientras el grupo 1 está en funcionamiento, atendiendo la demanda del mercado. Uno de los proyectos más visibles, con una inversión superior a los 3 millones de euros, es una infraestructura que permitirá realizar los arranques del grupo con gas natural.

Se trata de una significativa mejora ambiental que elimina totalmente el fueloil como combustible. Para llevarlo a cabo, la compañía está sustituyendo una parte de los quemadores de la caldera por otros nuevos que permiten quemar gas natural. Además, ha construido un gasoducto de más de 300 metros y está completando una ERM (Estación de Regulación y Medida), que es la instalación donde se produce la disminución de la presión del gas natural para que pueda quemarse en la caldera.

Además de ser una energía más limpia, el gas natural implica numerosas ventajas tanto en la operación como en el mantenimiento. En comparación con el fueloil, es un combustible más manipulable y, debido a que su combustión es más estable, facilita los arranques del grupo. Este sistema para la fase de arranque, que EDP ya ha puesto en marcha en Soto de Ribera, convierte a la compañía en la primera que lo utiliza en Asturias.

Los otros proyectos consisten en la modernización de elementos vitales como la turbina de alta presión. La compañía está instalando un nuevo conjunto de rotor y estátor, con una inversión superior a los 4 millones de euros. Este proyecto influye de manera positiva en el capítulo ambiental, pues permite producir la misma energía eléctrica, utilizando un 4% menos de carbón. EDP está preparando sus centrales para operar hasta 2030, garantizando así una transición energética sin sobresaltos. Con la implantación de estos proyectos, EDP habrá invertido más de 200 millones de euros en la última década en mejoras ambientales en Asturias.