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Someten a información pública la línea de alta tensión que transportará la electricidad de una futura planta solar en Lorca

EFE.- La Delegación del Gobierno en Murcia ha sometido a información pública la solicitud de autorizaciones administrativas previa y de construcción de la línea de alta tensión que transportará la electricidad obtenida de la planta de energía solar fotovoltaica Lorca Solar. La planta será una de las mayores de España en su género, la promueve el grupo empresarial X-Elio Andaltia Murcia y será construida en Zarcilla de Ramos con una inversión de 350 millones de euros.

El anuncio aparece publicado en el Boletín Oficial de la Región junto con la solicitud de declaración de utilidad pública del proyecto relativo a la construcción de la línea aérea de alta tensión de 400 kilovatios que, con 15,4 kilómetros, atravesará los municipios de Lorca, Aledo y Totana. Esa línea, que costará construir 431.000 euros, permitirá la evacuación y vertido a la red de la energía eléctrica generada por la planta de 440 MW. La previsión es que los trabajos de construcción de toda la infraestructura comiencen en el año 2018 con el objetivo de que la planta solar sea operativa en el año 2020.

La Diputación de Badajoz prorroga por un año su contrato con Gesternova para un suministro eléctrico 100% renovable

EFE.- La Diputación de Badajoz y la comercializadora Gesternova han prorrogado por un año más el contrato de energía eléctrica, por lo que las dependencias de la institución pacense y el sector público provincial seguirán consumiendo electricidad de origen 100% renovable. Actualmente hay 141 suministros que permanecen activos. En total se han consumido 5,3 gigavatios por hora, con lo que se ha conseguido evitar la generación de casi 4 kilos de residuos radiactivos y la emisión de 1,9 toneladas de dióxido de carbono.

En cuanto a los aspectos económicos, la facturación correspondiente al suministro anual fue de más de 942.000 euros, lo que supone un ahorro efectivo de más de 121.000 euros respecto al año anterior. De esta cantidad, 62.156 corresponden al ahorro en el término de energía derivado de los nuevos precios contratados, mientras que los restantes 59.366 provienen de la implementación de los ajustes del plan de optimización de potencias contratadas para 54 de los 59 suministros con potencial de ahorro.

Así, el ahorro obtenido en la facturación total del suministro eléctrico es del 12,4%, a la espera de que se implemente el plan de compensación de energía reactiva, que requiere la inversión en baterías de condensadores para 5 suministros y con el que se conseguirá un ahorro adicional por eliminación del correspondiente recargo en facturación. En cuanto a las demás prestaciones del contrato, la Diputación añadió que ya dispone de una gestión eficaz del suministro eléctrico mediante el seguimiento técnico del contrato realizado por parte de la Agencia Extremeña de la Energía durante este año.

Este seguimiento incluye la supervisión e implementación de los planes de optimización, el análisis de viabilidad para la inclusión de nuevos puntos de suministro y el desarrollo de herramientas de análisis de facturación y consumo para los diferentes centros gestores. Además de servir como referencia para el seguimiento interno del contrato, esas acciones facilitarán el lanzamiento de un nuevo procedimiento de contratación a la finalización de la prórroga del contrato actual, en septiembre de 2018.

Siemens Gamesa logra un pedido para instalar 28 aerogeneradores en Argentina con una potencia de 97 MW eólicos

EFE / Servimedia.- El fabricante de aerogeneradores Siemens Gamesa Renewable Energy ha cerrado un pedido en firme con el operador argentino Parque Eólico Arauco para instalar 28 aerogeneradores eólicos en Argentina que suman una potencia de 97 megavatios (MW). El suministro de las máquinas está previsto para el segundo trimestre de 2018, mientras que la puesta en marcha del parque se realizará entre el último trimestre de 2018 y en el primer trimestre de 2019.

En concreto, Siemens Gamesa instalará 28 aerogeneradores del tipo G132-3.465MW para las etapas III y IV del proyecto eólico Arauco, situado en la provincia de La Rioja, en el oeste de Argentina. Según la empresa, se trata del primer pedido de este modelo de generador eólico en Sudamérica. Éste es el segundo pedido que Siemens Gamesa consigue en Argentina en 2017 tras el cerrado en marzo con el mismo cliente para las fases I y II del proyecto de Arauco.

El consejero delegado de Siemens Gamesa para Latinoamérica, José Antonio Miranda, destacó que la firma de este nuevo contrato afianza su posición «en un mercado que cuenta con un enorme potencial eólico». Este proyecto se enmarca dentro del programa RenovAr 1.5, lanzado por el gobierno argentino en 2016 para fomentar la inversión en el sector energético renovable. El país se marcó como objetivo cubrir el 8% de la demanda energética con fuentes renovables para 2017 y el 20% para 2025.

La francesa Engie se asocia con la sociedad dubaití Abraaj para desarrollar proyectos eólicos en la India

EFE.- El grupo francés Engie se ha asociado con la sociedad de inversión Abraaj, con sede en Dubai, para desarrollar proyectos eólicos en India, para lo cual han identificado una cartera de más de 1 gigavatio de capacidades. Las dos compañías destacaron que esta alianza responde a la «demanda importante y creciente de energía limpia» por parte del Gobierno indio y de las empresas.

En este sentido, apuntan a que el consumo de electricidad va a aumentar en India a un ritmo del 9% de aquí a 2020, y que su objetivo es llegar a 60 gigavatios de potencia eólica instalada en 2022, lo que significa casi duplicar los 32 gigavatios existentes actualmente. La experiencia de Abraaj en el sector energético deriva de las inversiones de más de 1.000 millones de dólares. Este año compró una participación mayoritaria en Jhimpir Power, un proyecto eólico de 50 megavatios en Pakistán.

Engie, por su parte, tiene 112,7 gigavatios de potencia eléctrica instalada en el mundo, un 20% con energías renovables. Eso incluye 4.553 megavatios eólicos, un tipo de energía del que es líder en Francia y en Bélgica. En India, la compañía francesa está presente desde hace más de una veintena de años y actualmente está activa en el transporte y la distribución energética (gasoductos, gas ciudad), así como en la electricidad fotovoltaica, con 800 megavatios en explotación, en construcción o «en fase de desarrollo avanzado».

La Comunidad de Madrid otorga a Sacyr Industrial el premio a la mejor instalación de geotermia industrial y terciaria

Servimedia.- La Comunidad de Madrid otorgó a Sacyr Industrial el premio a la Mejor Instalación Geotérmica del Sector Industrial/Terciario por el proyecto del edificio de la Fundación Biodiversidad, situado en la calle Peñuelas de la capital española. El galardón fue entregado por el director General de Industria, Energía y Minas de la Comunidad de Madrid, Francisco Javier Abajo Dávila, al director de Geotermia y Eficiencia Energética de Sacyr Industrial, Daniel Muñoz Sanz.

El jurado destacó la contribución del proyecto «al ahorro y la eficiencia energética, la aplicación del sistema instalado a los cambios tecnológicos futuros a un coste moderado, la mayor integración del sistema al edificio y el mayor impacto». La instalación geotérmica realizada en el edificio de la Fundación Biodiversidad forma parte de la rehabilitación integral de este inmueble de 1945, que es la suma de varios locales con una superficie útil de cerca de 1.000 metros cuadrados. La constructora optó por hibridar tecnología geotérmica con aerotérmica para «garantizar que el rendimiento estacional global se mantiene dentro de los límites de la generación mediante fuentes renovables».

Esta instalación para la climatización del edificio consiste en un campo de captación de 6 sondeos de 120 metros de profundidad y una bomba de calor geotérmica de 50 kilovatios (kW) de potencia calorífica y 36 kW de potencia frigorífica, con lo que está previsto cubrir «más del 75% de la demanda del local«. No obstante, como se prevén «picos de muy alta ocupación», también se incluyó un equipo aerotérmico de 74 kW de potencia calorífica y 66 kW de potencia frigorífica. Según Sacyr, esta solución es «única» porque «no presenta las emisiones in situ y reduce el exceso de ruido dentro del umbral admisible».

La renovable Saeta Yield gana 13,7 millones de euros en el primer semestre del año, un 68,2% más

Servimedia / EFE.- Saeta Yield, sociedad que aglutina los activos renovables de ACS, registró un beneficio neto de 13,7 millones de euros en el primer semestre de 2017, un 68,2% más que en 2016 (8,2 millones). Según comunicó a la CNMV, sus ingresos de explotación ascendieron a 157,3 millones, un 22,4% superiores a los del 2016. Por su parte, el beneficio bruto de explotación (Ebitda) fue de 109,9 millones, experimentando así una subida del 23,6%.

La sociedad explica que ingresos y Ebitda se vieron afectados de forma positiva por la adquisición de las plantas termosolares Extresol 2 y 3, cuya consolidación se produjo en marzo de 2016, y por el aumento del precio de la electricidad en el mercado mayorista español de electricidad en 2017 en un 70,2% respecto a 2016. Asimismo, en el pasado mayo Saeta Yield completó su primera compra de activos internacionales, con la adquisición de Carapé I y II, dos plantas eólicas en Uruguay con un total de 95 megavatios (MW).

En cuanto a la producción eléctrica, generó 835 gigavatios hora (GWh), un 8% menos que en los seis primeros meses del año pasado como consecuencia principalmente de dos efectos, un menor recurso eólico y la avería en las líneas de alta tensión en las plantas de Abuela Santa Ana y Santa Catalina tras una tormenta de nieve en enero. La deuda neta de la sociedad asciende a 1.317 millones al cierre del semestre, un 12,5% más que al finalizar 2016. El coste medio de la misma asciende a un 4,3%.

Saeta recuerda que su plan estratégico contempla la adquisición de activos en operación, fundamentalmente fuera de España, y añade que cuando concrete la compra de los de Lesternegia en Portugal dispondrá de una liquidez total de 150 millones para afrontar nuevas compras. Saeta Yield distribuye sus dividendos atendiendo a la evolución del flujo de caja de los activos operativos esperado para los próximos años. En el primer semestre, repartió entre sus accionistas aproximadamente 31 millones de euros, un 7% más.

Nadal asevera que la reforma eléctrica se aplicará «sin ningún cambio en sus planteamientos» y se revisará la rentabilidad razonable

Redacción / Agencias.- El ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, Álvaro Nadal, ha asegurado que la reforma eléctrica aprobada en 2013 se aplicará «sin ningún cambio en sus planteamientos» y que cuando llegué el momento de revisar la rentabilidad razonable de las actividades reguladas del sector eléctrico para el periodo 2020-2025 se hará según marca la normativa.

«La reforma es la que se hizo, con una retribución ligada al bono que se revisa cada 6 años. Ha habido cierto revuelo cuando se ha recordado por un banco de inversión, pero es lo que está en la ley. La reforma se hizo y se aplicará, tal como estaba prevista, sin ningún cambio en sus planteamientos», afirmó Nadal en referencia al informe del banco estadounidense Goldman Sachs en el que se advertía de los recortes que se avecinan en la retribución y en la rentabilidad del sector eléctrico español, lo que provocó un derrumbe en Bolsa de las principales compañías del sector (Iberdrola, Endesa, Gas Natural Fenosa y REE), dejándose casi 3.000 millones en capitalización en un solo día.

El ministro defendió en su intervención la necesidad de acertar en las decisiones que se tomen en política energética en momentos de cambios como los actuales, ya que «es crucial y los errores en política energética duran décadas». Por ello, Nadal subrayó que «el objetivo primordial» del Gobierno en materia energética es asegurar un precio competitivo de la energía con el que poder respaldar a la competitividad y al crecimiento económico para conseguir mayor nivel de empleo, «siempre respetando los objetivos medioambientales a los que España se ha comprometido, dentro de un marco de reducción de emisiones de CO2 y de incremento de las renovables».

Así, Nadal valoró los trabajos iniciados para la elaboración de la futura Ley de Cambio Climático y Transición Energética, para la que se ha conformado un grupo de expertos, y subrayó la necesidad de definir cuál es el mix energético «más adecuado» para afrontar ese futuro de descarbonización. A este respecto, se mostró partidario de definir qué hacer con el carbón y la nuclear, tecnología que defendió ya que tiene «ventajas indudables», como que no emite CO2 y produce continuamente, aunque «tiene el problema de los residuos». De hecho considera que no se podrá prescindir de la nuclear mientras siga habiendo un nivel muy bajo de interconexión, una materia en la que, a su juicio, se está avanzando muy lentamente.

Respecto al carbón, destacó que emite más CO2 que el gas, aunque es más barato, por lo que se mostró a favor de mantener «una diversificación adecuada» de las dos fuentes de energía en el mix en esa transición energética. «Prescindir del carbón por tema medioambiental tiene su coste», advirtió. Además, el ministro señaló también la necesidad de ver cómo se retribuye la térmica, una tecnología que será imprescindible con la introducción de energías más volátiles como las renovables. «Debemos tener mayor capacidad de actuar con el parque de bomberos, que es la térmica, que estará parada o poco utilizada, pero imprescindible por esa falta de interconexión y por el hecho de que la renovable es volátil», añadió al respecto.

Nadal ha señalado que la transición energética obligará a ordenar una reducción de la capacidad existente en ciertas energías y a variar la retribución para dotar de más flexibilidad a la gestión, pues habrá fuentes, como la energía térmica, que a futuro se utilizarán poco pero con mucha intensidad cuando se necesite. En opinión del ministro, la retribución de lo que queda del sistema para dar flexibilidad, por la reducción de capacidad de generación que tiene que ir desapareciendo al ser sustituida por las nuevas fuentes de energía, es lo que va a condicionar la política energética no sólo de España, sino de la Unión Europea, de aquí a 2030.

Sobre el paquete de invierno de la Unión Europea, que marcará el camino hacia la descarbonización de las economías, Nadal lamentó que no se haya tenido en cuenta al configurar esta hoja de ruta dos aspectos fundamentales para España como son la alta tasa de desempleo y el «altísimo grado de aislamiento que tiene la Península Ibérica«. Nadal afirmó que mientras otros países están en mejores condiciones de poner más énfasis en objetivos medioambientales y de reducción de emisiones, la prioridad española es cumplir esos objetivos pero sin perder competitividad.

Recordó que, cuando el PP llegó al Gobierno en 2012, se encontró con un sistema eléctrico «desequilibrado» y con una deuda en crecimiento, que de no haberse adoptado medidas, hubiera crecido en 10.000 millones de euros por año, lo que hubiera supuesto «la quiebra del sistema». El ministro reivindica que la reforma produjo un declive de los precios del sector eléctrico y lo mismo pasó con el gas y con el suministro a la industria, cumpliéndose el objetivo de causar un cambio en los precios.

Asimismo, Nadal afirmó que «es muy difícil» compaginar la reducción de emisiones y el desarrollo de las renovables con la eficiencia y la competitividad, puesto que se pueden generar costes a las empresas que frenen la creación de empleo. «Cada euro que una empresa paga en energía es un euro que no va a salarios» añadió en este sentido. Por otra parte, Nadal señaló que Europa supone solamente el 10% de las emisiones de gases contaminantes y que son otras regiones y países quienes tienen que hacer más contra el cambio climático. Nadal también afirmó que mientras Europa se centra en objetivos medioambientales, otros países de América y Asia se centran en reducir precios y aumentar su eficiencia y competitividad.

«Realmente estamos aislados, tenemos un problema de interconexión, que es el principal problema de España en su relación con la Unión Europea», afirmó, añadiendo que le hubiera gustado que existiera en el paquete una gobernanza de cumplimiento para el tema de las interconexiones «tan estricta como existe para otros aspectos, ya que lo básico es que exista un mercado interior«. Por ello ha señalado que, aunque el problema del déficit del sistema en España está solucionado, quedan asuntos pendientes, como las interconexiones, sin las cuales ha advertido que un mercado interior de la energía en la Unión Europea es hablar para España de una «ficción».

El Tribunal de Cuentas de la Unión Europea pide acelerar la reducción de emisiones para luchar contra el cambio climático

EFE / Europa Press.- El Tribunal de Cuentas de la Unión Europea asegura que los Estados miembros no cumplirán sus objetivos para rebajar las emisiones contaminantes para 2030 si continúan al ritmo de reducción actual. «Los objetivos de la Unión Europea para 2030 y 2050 no se alcanzarán sin significativos esfuerzos adicionales y todos los sectores tienen que contribuir», indicó el Tribunal de Cuentas de la Unión Europea en un informe sobre cambio climático.

El informe del Tribunal de Cuentas europeo afirma que el «gran hincapié» sobre la mitigación se refleja en los objetivos de la Unión Europea en materia de clima y energía. Concretamente, el bloque comunitario se ha fijado objetivos de reducción de emisiones, de aumento del peso de energías renovables en el consumo energético y de aumento de la eficiencia energética para 2020 y 2030. Así, la Unión Europea se ha fijado como meta reducir las emisiones contaminantes en un 20% para 2020 y en un 40% para 2030, respecto a 1990, para llegar en 2050 a un recorte de entre el 85% y el 90%.

En todo caso, el estudio advierte de que estos objetivos de reducción de emisiones no se lograrán sin «importantes esfuerzos adicionales». Para alcanzar esos objetivos en 2030, los auditores consideran que «los esfuerzos anuales de reducción de emisiones tendrán que incrementarse en un 50% en la próxima década». Y advierten que «el cambio más significativo, no obstante, tendrá que venir más allá de 2030», cuando el ratio de reducción de emisiones tendrá que multiplicarse «por tres o cuatro» para alcanzar las metas fijadas para 2050.

«La Unión Europea tiene que recortar las emisiones de gases invernadero y también adaptarse al cambio climático. Las proyecciones actuales muestran que se necesitan más progresos para lograr los objetivos de 2030 y 2050 sobre reducción de emisiones», indicó el auditor responsable del informe del Tribunal de Cuentas sobre el cambio climático, Phil Wynn Owen. Uno de los ámbitos clave que identifican los auditores es la producción energética para el transporte, la industria, los hogares y la agricultura, que es responsable del 79% de las emisiones invernadero de la Unión.

«Una parte importante del plan de la Unión Europea es el establecimiento de un mercado interno que permita el tránsito libre y sin fronteras del gas y la electricidad en la Unión Europea», subrayó el Tribunal de Cuentas de la Unión Europea. Ese órgano reconoció «progresos significativos en algunas partes de la Unión Europea» pero destacó que «aún no se ha alcanzado un mercado interno energético» porque «los cuellos de botella persisten debido a la inexistencia o la infrautilización de infraestructuras de electricidad y gas«.

«Por ejemplo, las interconexiones de electricidad y, en su caso, las líneas internas todavía tienen que mejorar en el suroeste de Europa, como España y Francia, y en países europeos del norte y el este como Alemania, Polonia y la República Checa», indicaron. En cuanto a las energías renovables, añaden, se detecta una «falta de rendimiento y obstáculos a la inversión», mientras que en la energía nuclear los auditores han hallado un «incremento de los costes y retrasos» y señalan también que no se está produciendo una transición «suficiente» hacia un transporte bajo en emisiones.

Los auditores señalan en su informe que, si bien el Acuerdo de París busca limitar el alza de las temperaturas a final de siglo en menos de 2ºC respecto a los valores preindustriales, se trata de una proyección global, de manera que afectaría de diferente forma a distintos territorios del mundo. Incluso alcanzando esa meta, las temperaturas podría subir «entre 3°C y 4°C en la mayor parte de España«, agrega el Tribunal de Cuentas con datos del Centro Común de Investigación de la Unión Europea.

Por último, el Tribunal de Cuentas europeo ha consultado 269 informes de auditorías. Algunas conclusiones de estos estudios son la falta de efectividad y obstáculos de las inversiones, mientras que ha lamentado el hecho de que la transición a un transporte bajo en carbón no se ha desarrollado lo suficiente y que en el área de la adaptación se han centrado principalmente en las inundaciones.

El déficit eléctrico provisional asciende a 1.555,2 millones de euros hasta julio, 304,5 millones menos de lo previsto

Redacción / Agencias.- El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico, que se produce porque los costes reconocidos de las actividades reguladas son superiores a los ingresos obtenidos a través de los peajes, se situó en 1.555,2 millones de euros en los siete primeros meses del año, 304,5 millones menos de lo previsto, según la séptima liquidación mensual del sector eléctrico, de energías renovables, cogeneración y residuos y del sector del gas natural, realizada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Según Competencia, esta reducción en el déficit se debe a la evolución favorable de los ingresos por peajes de acceso y cargos en 50,3 millones de euros y de la menor retribución adicional y específica de los sistemas no peninsulares en 261 millones de euros. En concreto, el consumo eléctrico registrado en la liquidación fue de 122.825 gigavatios hora (GWh), un 2,1% superior al valor promedio observado en años anteriores; mientras que los ingresos por peajes de acceso y cargos de consumidores ascendieron a 7.124 millones de euros, un 0,7% superiores al valor promedio histórico, esos 50,3 millones de euros. En este sentido, los costes regulados fueron 231,5 millones de euros inferiores a los previstos.

Como consecuencia de los desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, contemplados en el artículo 19 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, es necesario aplicar un coeficiente de cobertura del 81,62%, frente al 81,63% de la anterior, a cada uno de los costes reconocidos para determinar los costes a pagar con cargo a la liquidación. En cuanto a las energías renovables y al sector de la cogeneración, en la liquidación de julio la CNMC gestionó la liquidación de 63.638 instalaciones del total de las inscritas en el Registro de Régimen Retributivo Específico del Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, y que tienen derecho a retribución específica.

La liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada en los 7 primeros meses del año, con cargo a las Liquidaciones de las Actividades Reguladas del Sector Eléctrico, se elevó hasta los 4.146,2 millones de euros, antes de IVA o impuesto equivalente. Asimismo, la cantidad a pagar a cuenta a los productores de renovables en la séptima liquidación asciende a 506,14 millones de euros, antes de IVA.

Por otro lado, la liquidación provisional a cuenta correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado (PGE) asciende a 39,875 millones de euros, antes de impuestos. La CNMC indicó que al cierre de la liquidación se han recibido ingresos del Tesoro Público que permiten abonar el 100% de esta partida a los productores de energías renovables, cogeneración y residuos ubicadas en los territorios extrapeninsulares. La cantidad a pagar a cuenta a estos productores en la liquidación séptima asciende a 5,860 millones de euros, antes de impuestos.

En cuanto al sector gasista, el déficit registrado fue de 249 millones de euros, frente al déficit de 240 millones de euros en el mismo periodo del 2016. Así, teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación, se tiene un índice de cobertura del 85,1% de la retribución acreditada. Los ingresos declarados por las empresas al sistema de liquidaciones por facturación de tarifas, peajes y cánones ascendió a 1.561 millones de euros, un 1,6% más que en el mismo periodo del 2016, con un descenso de ingresos por término de conducción y, en sentido contrario, con el incremento de los ingresos por reserva de capacidad y por peaje de regasificación.

Mientras, los costes liquidables del sistema ascendieron a 28 millones de euros, un 30,7% superiores a los del mismo periodo del ejercicio anterior, debido principalmente al aumento del coste de adquisición del gas de operación en el Mercado Organizado de Gas. Por tanto, teniendo en cuenta los ingresos existentes, se obtuvieron unos ingresos netos declarados de 1.533 millones de euros.

La retribución total fija acreditada a las empresas ascendió a 1.649 millones de euros. Por las actividades de regasificación, carga de cisternas, trasvase de GNL y puesta en frío de buques se acreditó en esta liquidación una retribución variable de 17 millones de euros. Como resultado, se tiene una retribución total acreditada de 1.666 millones de euros, un 2,1% inferior a la del año anterior.

Por su parte, la demanda nacional de gas este año facturada hasta el 31 de julio, ascendió a 168,9 teravatios hora (TWh) incluida carga de cisternas desde plantas (6,2 TWh), lo que supone un descenso del 1%. El número de consumidores declarado por las empresas distribuidoras al cierre del pasado 31 de julio fue de a 7,76 millones, con un aumento interanual de 80.940 consumidores, un 1,1% más, de los que 1,63 millones se suministraron con tarifa de último recurso.

La italiana Enel pone en marcha en Brasil las 2 plantas solares fotovoltaicas más grandes de Sudamérica

EFE.- La italiana Enel comenzó la actividad en las plantas solares fotovoltaicas Ituverava y Nova Olinda, en Brasil, los mayores parques actualmente en funcionamiento en Sudamérica. La empresa explicó que las instalaciones están gestionadas por su filial en el país Enel Green Power Brasil Participações Ltda (EGPB) y especificó que Ituverava, de 254 megavatios (MW), se encuentra en Bahia, mientras que Nova Olinda (292 MW) se sitúa en Piauí.

La planta Ituverava cuenta con cerca de 850.000 paneles solares en un área de 579 hectáreas y ha precisado de una inversión de cerca de aproximadamente unos 334,7 millones de euros. Será capaz de producir más de 550 gigavatios hora (GWh) al año, equivalente al consumo anual de más de 268.000 hogares brasileños, y evitará la emisión a la atmósfera de más de 318.000 toneladas de dióxido de carbono (CO2).

Nova Olinda está compuesto por casi 930.000 paneles solares en un área de 690 hectáreas y podrá producir más de 600 GWh al año, suficientes para hacer frente a las necesidades de 300.000 familias. Evitará la emisión a la atmósfera de cerca de 350.000 toneladas de CO2 y ha necesitado de una inversión de cerca de 300 millones de dólares (unos 251 millones de euros).

Enel detalló que la producción de ambos parques solares se comercializará en el marco de un contrato de suministro energético a 20 años con la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) de Brasil. En ese país, Enel a través de sus filiales EGPB y Enel Brasil cuenta con una capacidad de energía renovable total instalada de aproximadamente 2.276 MW, de los que 670 MW son de energía eólica, 716 MW de energía solar fotovoltaica, 890 MW de energía hidroeléctrica.