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Acogen - Energía Eficiente cabecera e + e On-line Abril 2020
nº139
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editorial
DG Javier Rodríguez
Director general ACOGEN
 
Editorial
Priorizar la industria y la cogeneración

El mundo entero está viviendo transformaciones excepcionales. En el último mes, muchas cosas han cambiado en nuestro entorno familiar, social y, cómo no, en el laboral. Esta situación hace aflorar lo mejor de nosotros mismos a la búsqueda de sendas acertadas en los nuevos entornos variables e inciertos. Aunar y coordinar nuestros esfuerzos con los de los demás es clave para tener éxito, así como lo es que cada cual aporte sus propuestas y acciones para conducir los retos que se nos presentan e ir tomando decisiones, como habitualmente hacen las empresas, y ahora a mayor ritmo, esa es la clave de una gestión eficaz.

En este contexto, desde ACOGEN consideramos imprescindible informaros de la situación y trasladar al Gobierno las propuestas que requiere nuestra actividad. Es esencial apoyar y trabajar por el país, todos queremos arrimar el hombro con los reguladores, con el Gobierno y con España.

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Mercados y precios energéticos
triángulo

Precios Electricidad

Precios electricidad

Espectacular caída el precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) en MAR a 27,7 €/MWh, variación -8,1 €/MWh (-22,7%) respecto FEB, debido a menor demanda, mayor cobertura de demanda con renovables (eólica) y autoconsumos (solar)... Leer más
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Precios Electricidad

Precios Gas

Nueva caída de los Futuros interanuales del crudo DATED Brent (-12,6%), frenada por depreciación del Tipo de Cambio US$/€ interanual que empeora -2,8%, efecto bajada neta media de -4% en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de... Leer más
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Precios Electricidad

Precios CO2

La media mensual del precio spot del CO2 sigue a niveles más altos que los de 2008 (hace 12 años), si bien con una tendencia bajista muy frenada. Después de tocar techo en 2019, el mes de ENE ha revertido a 24,4 €/tCO2, FEB a 24,1, MAR a 19,8 y en lo que llevamos de ABR 19,4 €/tCO2. Leer más
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Actividad ACOGEN
actividad  

Debido a la situación que vivimos consecuencia de la emergencia sanitaria del COVID-19, desde el 11 de marzo ACOGEN ha procedido a restringir las reuniones y actos públicos. Sin embargo, la Asociación ha intensificado su actividad de carácter institucional y de comunicación para atender las necesidades de los cogeneradores. Seguimos diariamente la evolución de los acontecimientos...

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  ACOGEN en los medios
medios  

España frena la cogeneración que impulsan Francia y Alemania en su descarbonización, titulaba El Comercio de Asturias. En su reportaje destaca que, mientras España lleva siete años de moratoria sin marco regulado para nuevas plantas de cogeneración o renovar las existentes, el Gobierno alemán defiende la necesidad de instalar 17.000 MW de nueva cogeneración mediante gas para poder hacer frente a la transición energética. 

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Cogeneración sin fronteras
punto Estrategia industrial de la UE: la posibilidad de una recuperación verde en Europa
punto España: Las asociaciones españolas de cogeneración piden estabilidad y competitividad para el sector industrial
punto España: El gas continuará contribuyendo a la descarbonización después de 2040
punto EE.UU.: TransAlta compra una planta de cogeneración en Michigan por 27 millones de dólares
punto EE.UU.: Pensilvania cree en la cogeneración: varios fondos y proyectos en curso
punto EE.UU.: Capstone Turbine se asocia con la Autoridad de Energía de Nueva York y Brenmiller Energy para investigar el almacenamiento de energía térmica como un medio para mejorar la eficiencia de un sistema CHP
punto Estonia: Adven diseñará la solución de energía renovable ecológica de Porto Franco
punto Canadá: ¿Por qué un aserradero y una planta de energía de biomasa son claves para la supervivencia del norte de Ontario?
punto Canadá: SaskPower vende su participación en una planta de cogeneración en las arenas petrolíferas de Alberta
punto Alemania: el Gobierno apoya la cogeneración para abastecer de energía a las empresas de Hallstadt
punto Italia: protocolo de Covid-19 firmado entre Confindustria Energia y UGL Chimici
punto Italia: Dätwyler, una empresa química que produce por sí sola el 70% de sus necesidades energéticas a través de la trigeneración
punto Italia: Centrica, las ventajas para las empresas de integrar cogeneración y fotovoltaica
punto Bulgaria: la CE aprueba una inversión de más de 77 millones de euros para una planta de cogeneración para mejorar el sistema integrado de gestión de residuos en Sofía
punto Rumanía: las fábricas rumanas reducen los costes energéticos gracias a la cogeneración
punto Filipinas: Motores Wärtsilä para suministrar energía eléctrica a toda la isla de Bantayan

  Socios protagonistas
AGENTE DEL MERCADO ELÉCTRICO
AGENTE DEL MERCADO ELÉCTRICO (AME), es una comercializadora de electricidad y gas natural perteneciente al grupo Factor Energia, experta en ofrecer SERVICIOS DE REPRESENTACIÓN a plantas de cogeneración en el mercado mayorista de electricidad. AME cuenta con una dilatada experiencia en el mercado eléctrico, contrastable capacidad técnica en el asesoramiento a instalaciones de cogeneración y la solidez financiera necesaria para poder ofrecer un servicio de garantía al industrial. AME también dispone de un Centro de Control propio, proporciona el servicio de despacho delegado a aquellas instalaciones que lo requieren. A través de la experiencia y de la implementación de las últimas novedades tecnológicas flexibiliza el procedimiento de adscripción y la operación real de las plantas. ¿Qué puede aportar AME al cogenerador en la actual crisis del COVID-19? AME está trabajando al lado de los cogeneradores desde el inicio de esta crisis, diferenciando el valor que aportamos a nuestros clientes en función del tipo de actividad que lleva a cabo el industrial y como ha afectado la misma la planta de cogeneración. Por un lado, tenemos un gran número de clientes que pertenecen a sectores esenciales que no han parado su actividad principal y continúan cogenerando. AME está en contacto continuo con estas plantas, informando de la evolución de los mercados y asesorando en la operativa de las instalaciones con la finalidad de optimizar los ingresos y prever sus flujos de caja. 
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  ame
De un vistazo
De un vistazo
punto Liquidez y competitividad: la mejor vacuna para las industrias
punto La cogeneración mantiene el 75% de su producción
punto España frena la cogeneración que impulsan Francia y Alemania en su descarbonización
punto La cogeneración comienza a parar: producirá entre un 20 y un 50% menos
punto Entre 50 % y 80 % de la cogeneración estará activa para atender a industrias
punto La industria de la cogeneración prevé que marzo acabará con un 13% menos de producción
punto Situación de la cogeneración en España
punto Inditex tiene seis meses para desmantelar su planta de cogeneración
punto Cs pide revisar el recorte a la cogeneración, permitir adaptar su precio y facilitar su renovación
punto Miles de industrias en España solicitan la reducción de su potencia eléctrica y de gas a causa de la crisis del coronavirus
punto El Gobierno lanza el nuevo Plan de Energía como palanca para la recuperación
punto El Gobierno pide a la Industria y a la Construcción protocolos para arrancar
punto La construcción y parte de la industria echan el cierre en una jornada caótica
punto Las autonomías rebajan el parón que decretó Sánchez para dejar abierta su industria local
punto La demanda de gas se desploma en abril un 25% por el parón industrial
punto El sector manufacturero español sufre una aguda contracción en marzo y el empleo cae a mínimos de siete años
punto Golpe del coronavirus a las fábricas españolas: la actividad se hunde a mínimos de siete años en marzo
punto El impacto de las medidas del Gobierno para frenar la COVID-19 sobre la comercialización de electricidad: peligra el futuro de muchas compañías independientes
punto La UE fulmina las interconexiones de gas de España en su lista oficial de proyectos
punto El gas licuado del petróleo por canalización bajará un 6,6% en su parte variable te variable
punto El hidrógeno se convertirá en el sistema más rentable para el almacenamiento estacionario a largo plazo
punto Mibgas inicia la negociación de productos 'spot' de GNL en un tanque virtual
punto Audax sustituirá a Sniace en el 'lbex Small Cap' desde el 23 de marzo
punto Accionistas de Sniace piden abrir la planta y luchar contra el virus
punto La CNMC analiza la venta del 42% del gasoductor Medgaz
punto La CNMC aprueba el recorte al sector del gas con tres votos del consejo en contra
punto Hacia un nuevo déficit de tarifa en el sector eléctrico
punto La ONU y el Reino Unido aplazan la Cumbre del Clima de Glasgow por el coronavirus
 
#Cogeneradores_juntos_podemos
#Cogeneradores_juntos_podemos
ultima hora

Arrancamos esta nueva iniciativa de mensajes breves que pretenden mantener una vía de comunicación con nuestros skateholders a través de un contenido útil y de actualidad de la cogeneración y sus industrias en estos duros tiempos de COVID-19.

Como siempre, seguimos abiertos a tus contribuciones, por lo que te animamos a que interactúes enviándonos por mail tus preguntas, comentarios, experiencias… estaremos encantados de darles eco en lo posible con este hashtag  #Cogeneradores_juntos_podemos que estrenamos y es un grito de esperanza y de ánimo para todos los cogeneradores.

#Cogeneradores_juntos_podemos y lo estamos demostrando.

REVISTA ENERGIA elEconomista
GAS ACTUAL
Acogen - Energía Eficiente
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Editorial

Priorizar la industria y la cogeneración

editorial El mundo entero está viviendo transformaciones excepcionales. En el último mes, muchas cosas han cambiado en nuestro entorno familiar, social y, cómo no, en el laboral. Esta situación hace aflorar lo mejor de nosotros mismos a la búsqueda de sendas acertadas en los nuevos entornos variables e inciertos. Aunar y coordinar nuestros esfuerzos con los de los demás es clave para tener éxito, así como lo es que cada cual aporte sus propuestas y acciones para conducir los retos que se nos presentan e ir tomando decisiones, como habitualmente hacen las empresas, y ahora a mayor ritmo, esa es la clave de una gestión eficaz.
 
En este contexto, desde ACOGEN consideramos imprescindible informaros de la situación y trasladar al Gobierno las propuestas que requiere nuestra actividad. Es esencial apoyar y trabajar por el país, todos queremos arrimar el hombro con los reguladores, con el Gobierno y con España.
 
La cogeneración al 75% de actividad
En este mes histórico de alarma para todos, la cogeneración ha seguido prestando servicio en actividades esenciales como papel, química, refino o alimentación, muchas de operación continua. Durante esta Semana Santa la cogeneración ha generado un 75% en comparación con el mismo periodo del año pasado. Muchas otras actividades reinician esta semana su actividad y habrá que seguir su evolución. La cogeneración es un indicador inmediato y fiable de la actividad del 20% del PIB industrial del país, si la cogeneración produce es porque las industrias fabrican, una relación vital.
 
Además de priorizar la prevención en la propagación del COVID-19, las industrias afrontan cómo gestionar y priorizar sus actividades en los mercados de productos y cadenas de suministros. Es labor de todos preservar y apoyar las actividades industriales que emplean cogeneración, la industria es —si cabe ahora más— esencial para España.
 
Todas las industrias que emplean la cogeneración tienen en común que son intensivas en energía en forma de calor y muchas también en electricidad. Todas desarrollan su actividad de cogeneración de electricidad en mercados liberalizados y en otros marcos de actividades reguladas por el Gobierno que retribuyen su actividad.
 
Gestionar los mercados energéticos
Baste mirar la sección de mercados y precios energéticos —electricidad, gas y CO2— de este boletín para ver los enormes cambios en los mercados de electricidad y gas en los que desarrollamos nuestra actividad, sin embargo la gestión de estos mercados, incluso en situaciones difíciles, es algo natural y propio para los cogeneradores y sus suministradores. Sin embargo nuestras mayores debilidades se encuentran en el marco regulado en el que ejercemos nuestra actividad, que requiere actualizaciones inaplazables y que es responsabilidad del Gobierno.
 
Ajustar el marco regulatorio a la situación
El marco regulado de la cogeneración requiere de medidas que permitan adecuar la retribución a la situación actual los mercados y dotar de certidumbre a la actividad. Así, el Gobierno estableció nuestra retribución para este año con un mercado eléctrico a 54€/MWh, cuando difícilmente alcanzará los 35€/MWh, lo que implica que los cogeneradores deberíamos financiar los próximos 3 años esos diferenciales de precios que sumarían más de 1.000 millones de euros, una situación injusta y contraproducente, una carga económica inasumible con la necesaria preservación y reactivación industrial.
 
Además de dotar de certidumbre a la retribución este año, también hemos propuesto que se promulgue un régimen transitorio a las cogeneraciones que alcancen el final de su vida útil —más de 50 plantas en 2020— en el periodo regulatorio 2020-2025 en tanto se promulgue un nuevo marco. Es imprescindible dar continuidad a nuestra operación, los cogeneradores hemos estado esperando 7 años el desarrollo de planes de renovación y ahora la cogeneración es más que nunca una herramienta imprescindible para fabricar en la industria calorintensiva, como lo demuestra su nivel de actividad aun en las adversas circunstancias.
 
Priorizar medidas regulatorias en pro de la industria calorintensiva
La cogeneración produce anualmente electricidad por valor de 3.000 millones de euros y todo el calor que necesitan más de 20.000 millones de productos industriales que se fabrican en España en unas 600 instalaciones. Son magnitudes importantes, la competitividad energética sigue siendo imprescindible para la producción industrial, el MITECO haría bien en priorizar, entre sus muchísimas actuaciones, aquellas que son su responsabilidad y tienen en vilo a tantas industrias.
 
La cogeneración es un instrumento eficaz para garantizar industria competitiva y sistemas energéticos óptimos en un momento crucial como el que atravesamos. Hay que priorizar las medidas regulatorias que darán seguridad y confianza a la actividad de cogeneración y a las necesidades productivas. Confiamos en la responsabilidad y acción del Gobierno para aprobar a tiempo decisiones justas y equilibradas, toca priorizar la industria y la cogeneración en la regulación energética.
 
La respuesta de la Secretaría de Estado de Energía
En ese sentido, la Secretaría de Estado de Energía ha transmitido a ACOGEN, en contestación a su escrito requiriendo urgentes medidas en el sentido ya aludido, que agradece las aportaciones, paciencia y comprensión en estos momentos tan excepcionales y complicados que están requiriendo “un esfuerzo extraordinario en materia regulatoria para paliar sus efectos”. En su carta, la SEE nos informa de que, a pesar de las circunstancias, se sigue con las actividades normativas necesarias y “se analizan las propuestas recibidas”, en alusión a las enviadas por ACOGEN. Proponen iniciar las reuniones técnicas con los responsables del Ministerio y del IDAE. Además la SEE evidencia que conoce que el sector de la cogeneración también está afectado y nos hace partícipes de su compromiso para “retomar la comunicación continua y fluida que siempre ha mantenido con el sector de la cogeneración”. Agradecemos la respuesta, trabajo y esfuerzos que desde MITECO y MINCOTUR están realizando en esta situación a la vez que reiteramos nuestra colaboración y reconocimiento.

Javier Rodríguez
Director general ACOGEN

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad
Precios electricidad

Espectacular caída el precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) en MAR a 27,7 €/MWh, variación -8,1 €/MWh (-22,7%) respecto FEB, debido a menor demanda, mayor cobertura de demanda con renovables (eólica) y autoconsumos (solar), y térmica aún más barata (gas a precios más bajos que los registros históricos de hace 20 años). De hecho, el precio MAR 2020 ha sido 21,1 €/MWh (-43,2%) inferior al de MAR 2019. La pandemia Covid-19 ha parado la industria, excepto actividades esenciales, provocando una bajada de los precios del mercado eléctrico sin precedentes.

Los mercados ya venían descontando una fuerte caída de la actividad económica y, por ende, de la demanda, a lo largo del primer semestre 2020, acentuada por el Covid-19 con precios del pool por debajo de 30 €/MWh a muy corto plazo (Abr-May), 40 €/MWh verano, repuntando último trimestre (>40 €/MWh). Así, la estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) en 2020 cae a 35,4 €/MWh, un -9,1% (-3,5 €/MWh) por debajo del nivel previsto hace un mes.

Cae la curva de precios forward con más fuerza a medio plazo (2020) y menos a largo plazo (2021-24), corrigiendo y aplanando precios a muy largo plazo (2025-27) con niveles de soporte de PPA’s, físicos y/o financieros, de solar Fotovoltaica, teniendo en cuenta el coste marginal de plantas térmicas de ciclo combinado (CCGT’s) a precios de gas nunca vistos:

Calendar 2020 ha bajado de 38,9 a 35,4 €/MWh. Decremento -3,5 €/MWh (-9,1%).

Calendar 2021 ha bajado de 43,5 a 42,7. Decremento -0,7 (-1,7%).

Calendar 2022 ha bajado de 44,8 a 43,8. Decremento -1,0 (-2,2%).

Calendar 2023 ha bajado de 43,6 a 43,5. Decremento -0,1 (-0,2%).

Calendar 2024 ha bajado de 43,4 a 42,8. Decremento -0,6 (-1,4%).

Calendar 2025 ha subido de 42,5 a 42,9. Incremento +0,4 (+0,9%).

Calendar 2026 ha subido de 42,4 a 42,8. Incremento +0,4 (+0,9%).

Calendar 2027 ha subido de 42,4 a 42,6. Incremento +0,2 (+0,4%).

Se consolidan los precios finales indexados al mercado mayorista a medio y largo plazo más baratos que las ofertas de comercializadoras a precio fijo en mercado minorista. No se recomienda fijar precios para 100% del volumen (único click) en resto de 2020 y hasta 2027. Conviene aprovechar que estamos en un estadio de precios muy bajos haciendo coberturas al 50% de previsiones de consumo realistas (plausibles) para asegurar la mitad de los presupuestos, sabiendo que ya estamos en recesión económica, aumentando poco a poco el volumen cubierto (estrategia multi-click) conforme avancemos en la actividad económica, indexando resto de la demanda a precios del mercado mayorista (pass-pool o pass-through).

Se recomienda negociar contratos de suministro de energía quinquenales, como mínimo, para capturar precios más competitivos a muy largo plazo para una buena parte del consumo (50%) dejando el resto indexado. Mayor horizonte implica menor volatilidad, precios más estables y competitivos.

La política energética a medio y largo plazo con cambios estructurales de reorganización del mercado eléctrico, afectarán la liquidez, la volatilidad y el comportamiento estacional de los precios mayoristas. Las modificaciones de los Procedimientos de Operación para neteos de desvíos en zonas o perímetros de equilibrio (física o virtualmente) se esperan próximamente:

Se permitirá la agregación de instalaciones de consumo (demanda), instalaciones de almacenamiento de energía e instalaciones de generación de electricidad en una zona de programación para ofrecer servicios de balance.

Se permitirá a los propietarios de instalaciones de consumo (demanda), terceros y propietarios de instalaciones de generación de energía, tanto de fuentes convencionales como renovables, así como a los propietarios de unidades de almacenamiento de energía, convertirse en proveedores de servicios de balance.

Asimismo, la gestión de desvíos podrá programarse (ajustarse) en intervalos o subperiodos cuartohorarios (cada 15 minutos), lo cual es coherente con las lecturas reales (potencia máxima cuarto-horaria) almacenadas en los registradores  de los contadores de energía eléctrica. A futuro, lo ideal sería que los registradores almacenasen la potencia máxima instantánea de los contadores inteligentes (online, es decir, en tiempo real) integrada (por minutos o inclusive segundos) a lo largo de 15 minutos para determinar el consumo cuartohorario real.

Los eventuales cambios previstos en los valores máximos y mínimos del mercado eléctrico (pool) barajan elevar (entre 1.000 y 1.500 €/MWh) el máximo actual (180 €/MWh) y bajar el precio suelo (entre 0 y 14 €/MWh) permitiendo ofertas de venta a precios negativos sin limitar nivel por abajo.

Después de dos intentos fallidos, a la  tercera vez, finalmente se ha aprobado la nueva metodología de tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad que entrarán en vigor a finales de 2020 (Noviembre). Se supone que serán tarifas aditivas, que remunerarán únicamente los costes de redes eléctricas, pero aún no se sabe cómo van a recaudarse los costes de los horrores de políticas energéticas. Con la bajada de la remuneración de las actividades reguladas, se ha aprobado una sustancial bajada de las nuevas tarifas de ATR, pero penalizando más los excesos de potencia y de reactiva. Definitivamente, mientras no se publiquen cómo se van a recaudar los demás costes de política energética, no sabemos si la nueva tarifa de ATR + dichos costes supondrán un encarecimiento de la metodología actual.

Independientemente de ello, la nueva definición de periodos tarifarios, por si sola, supone un impacto de una subida enmascarada de aprox. 8%-12%, según nivel de tensión y perfil de carga, respecto a la definición actual (especialmente la del periodo horas valle –p6– todo el mes de agosto, y las 6 horas de duración de periodo de horas punta o superpunta que aumentan a 9 horas).  Por lo tanto, sin incluir los costes de política energética, lo comido por lo servido. Es decir, la bajada de las tarifas de ATR se diluirán con el efecto de la subida por cambio del calendario eléctrico. Ojo aquellos consumidores que tengan contratos convencionales (precios fijos binómicos multiperiodo). Deberían forzar a mantener los precios del retailing con la estructura de periodos tarifarios (actual o antigua) descontando los precios del ATR actual, y aplicando el nuevo ATR con la nueva estructura a partir de su entrada en vigor. Si el contrato de suministro estuviese indexado al mercado mayorista, la parte regulada se liquida y factura de forma más sencilla y transparente.

Desde 1 Enero 2020 ha bajado un 16% del fee de remuneración del Operador del Mercado, que se pagan por todos los consumidores:

Los generadores convencionales (por CIL) y las renovables, cogeneración y residuos (potencia > 1 MW) pagarán 9,37 €/MW (antes 11,16).

Los consumidores a través de sus correspondientes comercializadoras y los consumidores actuando como agentes de mercado (Consumidor Directo) pagarán 0,02657 €/MWh (antes 0,03164) según consumo del último Programa Horario Final (PHF), elevado a barras de central, es decir, el consumo de contador (almacenado en registrador como la potencia promedio de las cuatro potencias máximas cuartohorarias) afectado por el coeficiente horario de pérdidas en las redes eléctricas de distribución y transporte.

En sentido contrario, se ha aprobado una subida brutal de la remuneración de las actividades reguladas del Operador del Sistema con carácter retroactivo desde 1 Enero 2020:

Un fee fijo de 200 €/mes a pagar por cada agente de mercado (generador, comercializadora, consumidor directo,…). En el caso de los generadores, esto equivale al fee que pagaba un generador de aprox. 4,5 MW. Por tanto, si la capacidad disponible es mayor, pues ese es el incremento para el generador respecto a lo que pagaba antes.  Para los compradores, es un nuevo fee que no pagaba antes.

Un fee variable de 0,13741 €/MWh, que si lo comparamos con lo que pagaban los compradores (comercializadores y consumidores), supone un incremento del 9% para ellos por su consumo programado. Para los generadores están obligados a pagar este nuevo fee por su energía programada. Si la demanda y oferta deben pagar ese mismo fee se estaría duplicando la retribución variable del OS… aparte de que sube un 9% para las partes compradoras.

Tanto los fees de OM y OS se liquidan en barras de central, con lo cual se incrementan por el efecto de las pérdidas técnicas (óhmicas por simplicidad lineales) estimadas por el propio OS en cada hora.

Cabe destacar que en plena pandemia del Covid-19, el 26 Marzo 2020, se publicó en BOE la actualización del coste unitario de contribución del Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE) recaudado a través del IDAE, que trasladan las comercializadoras energéticas a sus clientes finales: ahora es de 0,245 €/MWh (antes 0,24 en 2019).

Prácticamente todas las Comunidades Autónomas (CCAA) han recaudado ya los Suplementos Territoriales de ATR con valores mínimos (insignificantes a nivel de consumidor final) y carácter retroactivo (dudoso) para consumos (facturaciones) del ejercicio 2013. Las CCAA deberían reducir gastos igual que toda la Administración pública, en general, para evitar búsqueda novedosa de ingresos a costa de los consumidores. En el caso de Cataluña, vuelve a ser pionera promoviendo un nuevo fee a los generadores (excepto renovables: solar, eólica, biomasa y biogás) que están instalados ahí. Para la Cogeneración se baraja una tasa de 5 €/MWh, no desgravable. La nueva normativa en proceso de aprobación prohíbe trasladar esa tasa a los consumidores. Obviamente, en el caso de la cogeneración implicaría que se reconozca ese nuevo coste regulado en su retribución.

Los Ayuntamientos también se siguen beneficiando a través de la Ley de Haciendas Locales, de la Tasa por Uso de Vuelo, Suelo y Subsuelo a cliente final (consumidor) de servicios como electricidad, gas natural canalizado, butano y propano, agua, telefonía fija y móvil (convencional o por fibra óptica), TV Digital,…, la famosa tasa municipal del 1,5% de la facturación descontando IVA, Impuestos Especiales, alquiler contador y tarifas de ATR. Lo extraño es que dicha Ley prohíbe taxativamente que las suministradoras revelen esa tasa en las facturas a cliente final. Aparte de la carencia de transparencia, y flexibilidad a la autoliquidación, la práctica habitual podría conllevar a ciertas arbitrariedades de tal manera que algunos consumidores (directos) o comercializadoras “se escapan” y no pagan nada (“se libran de pagar”) parcial o totalmente, aunque otros aprovisionan esos importes por si algún día se los reclama cada Ayuntamiento donde están sus suministros (si acaso no ha prescrito o extinguido dicha obligación).

La subasta de interrumpibilidad para el primer semestre 2020 ha supuesto una bajada imprevisible en el precio de la gestión de la demanda (interrumpible), muy por debajo del coste real de este tipo de servicio complementario en países desarrollados. Según liquidaciones provisionales del Operador del Sistema, salvo error metodológico, en los mercados mayoristas, en barras de central, ha caído de una media de 0,75 €/MWh (2019) a 0,03 €/MWh (Ene-Jun 2020). Ya veremos cómo cambia este coste con el Estatuto del Consumidor Electrointensivo, exclusivo para la optimización de costes energéticos de mediana y gran industria concentrada en ámbitos territoriales reducidos, garantizando unas condiciones de conexión a la red pública de manera que esta no quede afectada. No se trata sólo de evitar posible deslocalización a otros países con menores costes energéticos, sino de aprovechar al máximo el servicio que la demanda es capaz de ofrecer al Operador Técnico del Sistema para garantizar mayor estabilidad y seguridad operativa inclusive en tiempo real. Las industrias han invertido mucho en sus redes internas y comunicaciones externas, en equipos sofisticados, en telemedida en tiempo real, relés de deslastre de cargas, etc., pero la remuneración del servicio prestado ha ido decreciendo a tal punto que ya está dejando de ser interesante. Es como echar a las industrias del sistema interrumpible. Las industrias al interrumpir no contaminan. La interrumpibilidad es como el kWh no consumido, ese no contamina y además reduce las emisiones de CO2 porque se requiere menor producción eléctrica ante un repunte de la demanda firme (no interrumpible) del sistema.

Cuidado con la nueva obligación forzando a la industria electrointensiva a contratar PPA’s como mínimo a 5 años. No necesariamente puede conducir a una reducción de costes respecto a hacer lo mismo de forma libre (no regulada). La supuesta ventaja sería el aval que pondría el Estado para facilitar (obligar) a ello. De momento, la libertad de contratación está al borde de ruptura de contratos, ya que los precios del pool están por debajo de los precios de los PPA’s. Si se obligan PPA’s a los electrointensivos, podría generarse y reclamarse un perjuicio económico si los precios no levantan cabeza.

Y por si todos estos nuevos costes adicionales no fuesen suficientes para provocar suspensión de pagos o quiebra de la cogeneración, faltaba la puntilla : reducción fulminante de la retribución en 2020 de aprox. una media del 35% respecto a la de 2019. La indexación del gas al precio del crudo Brent u otros derivados del petróleo, y del tipo de cambio euro/dólar americano, suponen precios del gas facturados a la cogeneración más altos que los de los HUBs gasistas, aparte de las mermas de las redes, tarifas de transporte y distribución, y demás costes de almacenamiento subterráneo y costes de regasificación. Asimismo es necesaria la compensación de los costes de los derechos de emisión de CO2 desde 2008, por lo menos y la remuneración de los servicios complementarios de Frecuencia-Potencia (F-P) y Tensión-Reactiva (V-Q) que aporta la cogeneración, así como la reducción de pérdidas en las redes de distribución y transporte y garantía de la calidad y continuidad del suministro por estar ahí donde más se necesita (al lado de la demanda), lo cual evita congestiones y colapsos en las redes, ahorra inversiones en redes y aumenta la eficiencia energética del sector.

La cogeneración sigue infravalorada por el regulador, las autoridades competentes, distribuidores, gestores y operadores de redes, inclusive Operador del Sistema, en vez de ser la punta de lanza de la eficiencia energética y servicios complementarios (F-P / V-Q) para consolidar las industrias en España que requieren energía térmica más eficiente que producirla con calderas (derroche/despilfarro del uso de gas). Asimismo, la trigeneración (calor y frio), la cogeneración industrial (calor y producción eléctrica) y la microcogeneración (inclusive autoconsumos) deberían ser pilares fundamentales de la nueva política energética orientada a maximizar las oportunidades y beneficios para la economía, el empleo, la salud y el medio ambiente, como herramientas para tratar de alcanzar los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030: i) reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, ii) penetración de energías renovables y iii) eficiencia energética.

Para finalizar, se recuerda que durante el Estado de Alarma en España, el Gobierno ha abierto la posibilidad de ajustar la potencia contratada o suspender los contratos de suministro, especialmente a las empresas que se hayan visto inducidas a cerrar temporalmente (evitar sobrecostes de Stocks), o bien por acogerse ERTE’s parciales o totales, de forma totalmente gratuita, pudiendo inclusive cambiar el tipo de ATR durante el Estado de Alarma y volver a ajustar potencia al alza y ATR hasta 3 meses posteriores. Enérgitas ha implantado una estrategia de ahorro en el ATR adaptada a cada industria o PYME para minimizar pagos fijos evitables del ATR. Si estáis en situación de cierre parcial o total, Enérgitas está colaborando de forma gratuita durante el Estado de Alarma, aportando su granito de arena a la industria.

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Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga.
Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo - Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.

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Precios Gas
Precios Gas

Nueva caída de los Futuros interanuales del crudo DATED Brent (-12,6%), frenada por depreciación del Tipo de Cambio US$/€ interanual que empeora -2,8%, efecto bajada neta media de -4% en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de hace un mes (debido al decalaje semestral de precios del crudo y trimestral del tipo de cambio en los aprovisionamientos de las industrias). En sentido contrario, los Futuros interanuales del gas NYMEX vuelven a subir +4,0%, si bien con presión bajista. El precio interanual del gas en MIBGAS sufre fuerte correctivo bajista (-9,1%) debido al parón industrial por el efecto del Covid-19, lo cual se ha notado en el mercado eléctrico.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han caído de 39,3 a 34,4 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,1318 a 1,10 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX pasan de 2,133 a 2,218 US$/MMBtu. El precio medio interanual del MIGBAS cae de 11,2 a 10,2 €/MWh (Mar2020-Feb2021).

El Dated Brent corrige targets a 37,4; 40,6; y 43,5 US$/barril a finales de 2020, 2021 y 2022, respectivamente.

El euro frente al dólar americano corrige targets a 1,1013, 1,1122 y 1,1246 US$/€ a finales de 2020, 2021 y 2022, respectivamente.

El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha seguido una tendencia bajista en MAR 2020, cayendo a 8,6 €/MWh (-1,3 €/MWh, -12,8%) respecto FEB 2020. Recordemos que este es un índice de precios de balances de gas, no es un mercado primario de aprovisionamiento, pero puede llegar a aprovecharse como tal (parcial o totalmente para un cogenerador o fábrica) si la regulación facilitase la adquisición de gas a los grandes consumidores.

Según las cotizaciones de contado y teniendo en cuenta los futuros (resto) de balance de este mes, ABR 2020, se anticipa una caída a 8,1 €/MWh. Si tenemos en cuenta los futuros de resto del año 2020, el Mercado Secundario de Gas anticipa un cierre de 9,74 €/MWh. Dicho nivel sería inferior al de la media de 2019, que ha sido de 15,36 €/MWh.

En cuanto a los contratos de gas del month-ahead (Futuro para el mes siguiente) en MIBGAS, tenemos la siguiente evolución registrada:

ENE 2020: ha cotizado 17 días, marcando máximo 15,8 €/MWh, medio 13,8 y mínimo 11,8. Dado que el Mercado Secundario Day-Ahead cerró en 11,7, el contado ha convergido al valor mínimo del futuro.

FEB 2020: ha cotizado 20 días, marcando MAX 12,7 €/MWh, medio 12,0 y MIN 10,4. Como el Day-Ahead cerró a 9,86, contado cerró debajo valor mínimo futuro.

MAR 2020: ha cotizado 20 días, marcando MAX 9,9 €/MWh, medio 9,6 y MIN 9,1. Como el Day-Ahead cerró a 8,6, contado cerró debajo valor mínimo futuro.

ABR 2020: ha cotizado 22 días, marcando MAX 9,7 €/MWh, medio 8,7 y MIN 6,8. La previsión considerando Futuros diarios y fines de semana de OMIP es de 8,1. Tiende al valor MEDIO, si bien en realidad son productos (futuro vs contado) con diferentes características y especificidades.

MAY 2020: ha tenido 6 días de actividad en lo que llevamos de mes (del 1 al 12), marcando MAX 8.0, medio 7,6 y MIN 7,0. Mientras la última previsión del Futuro en OMIP es de 6,9. Tiende a superar el valor MIN, márgenes de variación estrechos.

Esta caída del MIBGAS se ha contagiado mutuamente con el MIBEL, si bien frenada en mercado eléctrico por el escandaloso coste (precio) especulativo del mercado europeo de derechos de emisiones de CO2. Desde luego a la cogeneración industrial debe reconocerse explícitamente ese sobrecoste del CO2 para poder seguir sobreviviendo y suministrando energía térmica a sus fábricas asociadas.

Respecto a los futuros o derivados de gas a medio y largo plazo en el OMIP referidos al índice del MIBGAS, cabe destacar los estadísticos de los futuros siguientes:

Futuro ENE 2020 ha cotizado desde 1 OCT hasta 31 DIC registrando un Max, Med y Min de 20,9, 17,1 y 11,8 €/MWh, respectivamente.

Futuro FEB 2020 ha cotizado desde 1 NOV hasta 31 ENE registrando un Max, Med y Min de 18,6, 14,5 y 10,4 €/MWh, respectivamente.

Futuro MAR 2020 ha cotizado desde 2 DIC hasta 28 FEB registrando un Max, Med y Min de 16,1, 11,8 y 9,1 €/MWh, respectivamente.

Futuro ABR 2020 ha cotizado desde 2 ENE hasta 31 MAR registrando un Max, Med y Min de 12,8, 9,9 y 6,8 €/MWh, respectivamente.

Futuro MAY 2020 lleva cotizando desde 3 FEB hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 10,3, 9,0 y 6,7 €/MWh, respectivamente.

Futuro Año 2019 ha cotizado desde 24 Nov 2017 hasta 28 Dic 2018, entre 18,3 y 28,2, con una media de 22,5. El contado (MIBGAS) cerró a 15,4, por debajo del valor MIN del futuro anual.

Futuro Año 2020 ha cotizado desde 2 Ene 2018 hasta 30 Dic 2019, entre 13,3 y 25,3, y media 20,3. La previsión del contado MIBGAS es de 9,7, muy por debajo del valor MIN del futuro anual.

Futuro 2021 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2019, entre 12,4 y 22,7, y media 18,8.

Futuro 2022 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2020, entre 14,1 y 18,5, y media 16,3.

Respecto a las tarifas de acceso de terceros a la red (ATR) de gas para Enero 2020, de momento se mantienen invariantes, pero es un mero espejismo ya que antes del inicio del último trimestre 2020 tendremos una nueva metodología contraria a la ortodoxia racional económica, queriendo mantener la estructura de los gastos (remuneración de las actividades de distribución y transporte) pero tratando la recaudación de ingresos sin discriminar el nivel de presión del gas, es decir, sin tener en cuenta las mermas o pérdidas de las redes de gasoductos ni mandar las señales correctas para optimizar la ubicación en la red y fomentar un consumo racional de gas. Esto sin duda podría suponer un sobrecoste (castigo) a aquellas industrias que han invertido para conectarse a un nivel de presión de transporte para tener mayor garantía de suministro y evitar pérdidas de presión en redes de distribución. A la vez, se premiaría a los consumidores que se han conectado a la red en baja presión con inversiones mínimas (irrisorias). Esta medida realmente podría dar lugar al abaratamiento de los peajes a plantas de Ciclo Combinado (CCGT), lo cual podría evitar su desmantelamiento y riesgo de deslocalización geográfica (sobran CCGT’s en España) a la vista del exceso de capacidad instalada de todas las tecnologías en España, tanto térmicas como renovables. La única que tiene riesgo de cierre es la tecnología de mayor eficiencia energética: la cogeneración, y sigue esperando una política energética-industrial que incentive planes de renovación. La cogeneración aporta mayor garantía de potencia ahí donde más se necesita, en redes de media tensión, al lado de la demanda, sin recibir ese incentivo por la regulación frecuencia-potencia y tensión-reactiva, aliviando y/o evitando congestiones inclusive colapsos en las redes eléctricas. Hay municipios enteros con redes de subtransmisión radiales tan débiles, que si la cogeneradora cercana hiciese una parada fortuita, se produciría inestabilidad y colapso de tensiones, con un black-out local que podría afectar las protecciones en cascada y provocar un apagón generalizado a nivel nacional. Esos alcaldes deberían sudar más la camiseta y sumar esfuerzos por defender y proteger a la cogeneración, aparte de ser la locomotora que genera empleos de calidad (contratos fijos) tanto directos como indirectos.

Se recomienda ir optimizando la denominada Qd asociada al caudal diario máximo contratado, ya que el término de capacidad dejará de facturarse con el modo de facturación tipo 2  (banda del 85%-105%) y se pagará la Qd tal cual se tenga contratada, penalizando onerosamente los excesos de Qd (5 veces a un precio mayor que el de capacidad). Se prevé un ajuste medio del 10% al alza en la Qd si se elimina el MF2. Gran subida enmascarada en la parte fija. Habrá que renegociar con lupa (y mucha astucia) los costes repercutidos al Término de Capacidad. “No es café para todos”.

Dependiendo del tipo de contrato de suministro de gas, las comercializadoras repercutirán la variación de las tasas portuarias, de descarga y de mercancías, en 2020, así como del coste de regasificación y almacenamiento.

Desde 1 ABR 2020, MIBGAS ha inaugurado la negociación de productos spot de gas natural licuado (GNL) en un único punto o Tanque Virtual de Balance (TVB) donde se aglutinan todas las transacciones que, hasta ahora, se realizaban de manera individualizada en cada una de las seis plantas de regasificación (Sagunto, Mugardos, Huelva, Cartagena, Bilbao y Barcelona). Esta medida beneficia ampliamente a los comercializadoras al aumentar las posibilidades de negociación del GNL y fomenta alternativa de plantas satélites de GNL inclusive para la industria frente al gas natural canalizado. También contribuye a la puesta en valor de la infraestructura de regasificación existente. Así, los tanques de GNL de las regasificadoras se unen en un tanque virtual único, los propietarios de GNL desconocen la localización física de su gas. La puesta en marcha del TVB es uno de los cambios recogidos en la nueva regulación del sistema gasista que ha aprobado este año la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Desde aquí felicitamos a ls CNMC y especialmente a Enagás como GTS, Gestor Técnico del Sistema gasista, por haber demostrado firme compromiso con el mercado gasista implantando de manera telemática los últimos cambios durante plena crisis sanitaria Covid-19.

MIBGAS fue pionero en 2019 lanzando productos spot de GNL en todas las plantas regasificadoras, siendo el primer exchange o mercado organizado que ofrecía este tipo de producto. Con la puesta en marcha del TVB, Agentes de MIBGAS Derivatives (empresa subsidiaria de MIBGAS encargada de la negociación de productos spot de GNL) pueden ya comprar y vender GNL independientemente de la ubicación física del mismo, lo que va a aumentar considerablemente el número de contrapartes y la liquidez de este mercado. De esta manera, MIBGAS ha creado el primer HUB de GNL, único en el mundo. Con este tipo de productos, MIBGAS confía en seguir contribuyendo al aumento de la liquidez y transparencia del mercado de GNL europeo mediante la publicación de un precio (resultado de un exchange) transparente y real, de GNL en España.

Para finalizar, se recuerda que durante el Estado de Alarma en España, el Gobierno ha abierto la posibilidad de ajustar la Qd, especialmente a las empresas que se hayan visto inducidas a cerrar temporalmente (evitar sobrecostes de Stocks), o bien por acogerse ERTE’s parciales o totales, de forma totalmente gratuita, pudiendo inclusive cambiar el tipo de ATR durante el Estado de Alarma y volver a ajustar Qd y ATR hasta 3 meses posteriores. Sabemos que para la mayoría de cogeneradores y fábricas asociadas resulta necesario tramitar cambios del contrato de ATR ante Enagás. Pero ello no debe frenar el ajuste de la Qd. En muchos casos, Enérgitas ha ayudado a ajustar Qd al mínimo valor posible (1 kWh/día) si la planta está totalmente cerrada o bien una Qd media (e.g., 50.000 kWh/día) para soportar servicios mínimos y/o pruebas/mantenimiento, con una estrategia para evitar penalizaciones mientras se tramita el ajuste de la Qd (ANUAL) al alza: Se puede contratar la Qd de forma diaria, y aunque el Término Fijo diario sea un poco más caro que el mensual (anual mensualizado), supone una variable de optimización, que ayuda a minimizar pagos del ATR tanto a la comercializadora como al cliente industrial. Si estáis en situación de cierre parcial o total, Enérgitas está colaborando de forma gratuita durante el Estado de Alarma, aportando su granito de arena a la industria.

Advertimos que es buen momento para ampliar contratos de gas y tratar de cerrar precios para una parte importante del consumo parta próxima(s) temporada(s). En la humilde opinión de Enérgitas, detrás del Covid-19 los corrillos en principales mercados energéticos internacionales muestran serias preocupaciones por la latente y persistente guerra geopolítica-comercial-financiera-energética entre EEUU y China: De momento, al parecer EEUU con el apoyo de la mayoría de países occidentales (no vamos a mencionar nombres de países) ha recuperado los acuerdos mundiales de referenciar las compraventas del petróleo y sus derivados en dólares americanos, perdiendo fuelle la iniciativa de China (lucha que no renuncia aun para superponer su moneda: yuanes). Asimismo, el desplazamiento de tropas americanas por ciertos puntos estratégicos (por ejemplo, Venezuela), para apoyar un eventual cambio de régimen, puede conducir a un problema internacional en el cual intervenga China por intereses en ese país, por ejemplo, junto a Rusia. Esto podría suponer el repunte de los precios de los mercados de commodities, lo cual parece difícil que ocurra bajo una recesión mundial debido al Covid-19, pero no es absolutamente descartable. Quien avisa no es traidor. Nuestras previsiones de caídas de precios energéticos también han sido puestas de conocimiento con carácter previo, pero el Covid-19 ha acelerado el tiempo de consolidación de bajadas inclusive por debajo de los niveles previstos. Pero las tensiones entre las tres citadas potencias mundiales y las indefiniciones de los demás países de la OPEP, algunos traicionando (pero arrepintiéndose) la confianza de EEUU, pueden provocar una escalada alcista de los precios internacionales de la materia prima. En cuanto se controle el Covid-19 en EEUU, veremos el desenlace de ambas cuestiones y seguiremos atentos a la evolución y tendencia de los precios de los mercados energéticos.

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Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga.
Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo - Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.

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Precios CO2
Precios CO2

La media mensual del precio spot del CO2 sigue a niveles más altos que los de 2008 (hace 12 años), si bien con una tendencia bajista muy frenada. Después de tocar techo en 2019, el mes de ENE ha revertido a 24,4 €/tCO2, FEB a 24,1, MAR a 19,8 y en lo que llevamos de ABR 19,4 €/tCO2.

No obstante, el efecto bañera en los precios de estos últimos meses, no ha compensado la especulación interanual, así la media ANUAL acumulada en 2019 asciende a 24,8 €/tCO2, batiendo récord histórico. El año más crítico fue el 2008 (22,0 €/tCO2). Pero en aquél entonces sufrimos una crisis del petróleo y del gas, y también se iniciaba una nueva etapa del mercado europeo de CO2. El valor medio anual se alcanzó en 2013 (4,45 €/tCO2), y del 2012 al 2017 se mantuvo en una horquilla media en torno a 6 €/tCO2.

A mediados de MAR, el precio del CO2 ha llegado a cotizar cerca de los 15 €/tCO2, pero ha repuntado muy rápidamente en el momento que China comenzaba a programar la desescalada del confinamiento de la población en aquellas ciudades más afectadas por el Covid-19.

La frenada de caída de los precios del CO2 se está notando en los futuros respecto a valores de hace un mes. Por ejemplo, viendo el producto a final de cada año observamos un perfil de contango:

Futuro Dic 2020 pasa de 23,9 a 21,1

Futuro Dic 2021 pasa de 24,1 a 21,5

Futuro Dic 2022 pasa de 24,3 a 21,9

Futuro Dic 2023 pasa de 24,6 a 22,3

Futuro Dic 2024 pasa de 25,0 a 22,7

Futuro Dic 2025 pasa de 25,3 a 23,1

Futuro Dic 2026 pasa de 25,7 a 23,5

Futuro Dic 2027 pasa de 26,0 a 24,0

Futuro Dic 2028 pasa de 26,4 a 24,4.

Sigue esperándose una regulación eficaz orientada al control y supervisión a nivel europeo contra el ejercicio (liberticida) de poder dominante (del mercado), que permite el papel de nuevos agentes financieros (no energéticos) sin posiciones físicas en CO2, actuando de forma descontrolada (especulativa) en los mercados de CO2, arbitrando entre países del Este de Europa con los Nor-Occidentales-Mediterráneos. Este fallo de regulación pan-europea del mercado de CO2 afecta directamente el bolsillo de los consumidores domésticos y merma la competitividad de productos manufacturados en Europa Occidental frente a otros mercados internacionales. La Cumbre del Cambio Climático no ha tenido la sensatez de poner el dedo en la llaga. Seguimos con paños calientes a la espera de que los precios del CO2 sigan comportándose como si se tratase de un commodity, cuando existen otros mecanismos que podrían resultar igual o más eficaces en la lucha contra el cambio climático pero sin vaciar los bolsillos de los consumidores e industrias ni empobrecer la crítica situación económica de los consumidores que tiemblan cuando llega “el recibo de la luz o del gas”.

Los reguladores nacionales y pan-europeos deberían tratar de propugnar cambios en mercado europeo de CO2. Por ejemplo, limitando volumen o cuotas de mercado a agentes dominantes, principales o especuladores natos, evitando la concentración del CO2 barato y sobrante proveniente de unos países para venderlo caro (carísimo) a otros países supuestamente más desarrollados (“tontos”), que les faltan derechos de emisiones de CO2. Este mercadeo genera sendos beneficios a unos pocos que están acaparando grandes volúmenes de derechos de CO2. Habrá que poner un poco de orden y ciertos controles mínimos. Urge un informe de seguimiento de la compraventa CO2 a nivel europeo, desagregado por países y agentes, por origen y destino. Será difícil conseguirlo, pero no imposible. Cualquier mejora en ese sentido será bienvenida por todos los consumidores, inclusive la propia Administración pública.

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Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo - Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.

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Actividad ACOGEN

actividad Debido a la situación que vivimos consecuencia de la emergencia sanitaria del COVID-19, desde el 11 de marzo ACOGEN ha procedido a restringir las reuniones y actos públicos. Sin embargo, la Asociación ha intensificado su actividad de carácter institucional y de comunicación para atender las necesidades de los cogeneradores. Seguimos diariamente la evolución de los acontecimientos, mientras que las reuniones asociativas se desarrollan por videoconferencia o webinar.
 
De esta forma, el martes 17 de marzo el director general, Javier Rodríguez, participaba en una mesa redonda sobre Autoconsumo y modelo de Utility del Futuro, enmarcada en el máster de Negocio Energético del Enerclub.
ACOGEN remitía el 23 de marzo una carta a la secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen, en contestación a su ofrecimiento para tratar temas urgentes. De esta manera, le trasladamos la necesidad de medidas urgentes en la situación actual de COVID-19 y de las convulsiones de los mercados energéticos para el mantenimiento de la producción en cogeneración y en sus industrias asociadas. Además, se están manteniendo diferentes contactos institucionales con el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo para trasladar la situación y necesidades del sector de la cogeneración.
 
En el mes de abril, la Junta Directiva de ACOGEN se celebra el martes 14 por medios telemáticos. Al día siguiente, el miércoles 15 tiene lugar el Comité de Eficiencia y Promoción (CEP) de ACOGEN, que se realizará por primera vez por medios telemáticos y al cual hay inscritos 115 participantes.

ACOGEN en los medios

medios España frena la cogeneración que impulsan Francia y Alemania en su descarbonización, titulaba El Comercio de Asturias. En su reportaje destaca que, mientras España lleva siete años de moratoria sin marco regulado para nuevas plantas de cogeneración o renovar las existentes, el Gobierno alemán defiende la necesidad de instalar 17.000 MW de nueva cogeneración mediante gas para poder hacer frente a la transición energética. Este 'boom' cogenerador también se da en Italia, Francia o Austria. Sin embargo, el Gobierno español central prevé reducir su peso en el mix del 11% actual al 6% este mismo año. Un problema al que se añade ahora un recorte en el sistema de retribución de estas instalaciones con el que la industria ya augura cierres. «El momento es grave», asegura Javier Rodríguez, director general de ACOGEN, con caídas de la producción. El directivo señala que «Los alemanes saben muy bien que la cogeneración apareja inversión energética con una mayor inversión industrial».
 
Tras la aplicación de las medidas del Gobierno RDL 10/2020 asociadas a la crisis del COVID-19, ACOGEN informaba en nota de prensa que entre un 50-80% de las cogeneraciones mantendría su actividad prestando servicio a las industrias que no se veían afectadas por la paralización en relación con el estado de alarma (alimentación, papel, química, residuos, aguas, refino, suministro eléctrico, etc.). El Economista informaba La cogeneración comienza a parar: producirá entre un 20 y un 50% menos, recogiendo las estimaciones de ACOGEN de la reducción de la producción con cogeneración como consecuencia de los ajustes realizados a su retribución, el desplome de los mercados energéticos y la situación de actividad asociada a la crisis del COVID-19. Medios como La Vanguardia.com, El Periódico de la Energía, Castellón Plaza, Bolsamanía, Europapress, Cope.es, Ecoticias y Diario Siglo XXI, entre otros, se hacían eco de la información proporcionada por ACOGEN.
 
 
La primera semana de abril ya se conocían datos concretos de la caída en la producción. Liquidez y competitividad: la mejor vacuna para las industrias, titulaba Energy News, informando que tras la paralización de las actividades no esenciales, los cogeneradores mantienen el 75% de la producción, en relación con la del mismo periodo del año pasado. Desde el estado de alarma, la producción ha caído un 15%, segun datos de ACOGEN, quien advierte que son cifras preocupantes pero denotan una fuerte resiliencia y actividad en industrias clave en el mercado nacional.
 
Para ACOGEN, elevar la competitividad y la liquidez de las industrias es la mejor fórmula para asegurar la pervivencia y reactivación de las industrias en España, y remarca que especialmente en actividades exportadoras se registra una caída de la demanda de productos globales y pueden ocurrir cierres y reubicaciones de capacidades productivas internacionalmente.
 
Tal como informa Energética XXI, ACOGEN propone medidas al Gobierno que suponen inyectar de manera inmediata, y progresiva con la producción industrial, unos 400 millones de euros al año que actualmente son financiados injustamente por unas 600 industrias cogeneradoras. Se trata de ajustar el valor del precio del mercado previsto por el Gobierno a la situación actual, ya que las industrias que cogeneran no podrán financiar los próximos tres años un desfase superior a 1.000 millones de euros resultante de una regulación desfasada que debe ser inmediatamente revisada.

Socios protagonistas

AGENTE DEL MERCADO ELÉCTRICO

ame AGENTE DEL MERCADO ELÉCTRICO (AME), es una comercializadora de electricidad y gas natural perteneciente al grupo Factor Energia, experta en ofrecer SERVICIOS DE REPRESENTACIÓN a plantas de cogeneración en el mercado mayorista de electricidad. AME cuenta con una dilatada experiencia en el mercado eléctrico, contrastable capacidad técnica en el asesoramiento a instalaciones de cogeneración y la solidez financiera necesaria para poder ofrecer un servicio de garantía al industrial.
AME también dispone de un Centro de Control propio, proporciona el servicio de despacho delegado a aquellas instalaciones que lo requieren. A través de la experiencia y de la implementación de las últimas novedades tecnológicas flexibiliza el procedimiento de adscripción y la operación real de las plantas.
 
¿Qué valor añadido y servicios diferenciales ofrece AME a las cogeneraciones?
Nuestra forma de trabajar en el ámbito de la representación es muy próxima al cogenerador, cada planta tiene un interlocutor único, un ingeniero industrial con alto grado de conocimiento del Mercado Eléctrico e ingeniería energética, que es el responsable de optimizar las operaciones en el mercado, controlar los ingresos y llevar a cabo el seguimiento diario (optimización económica, operativa, análisis de los factores de potencia en tiempo real, simulación de las previsiones de funcionamiento, asesoramiento legislativo y fiscal, etc.).
También incluimos en el servicio de representación labores de consultoría en materia energética, es decir, actuamos como un departamento interno de la cogeneración dando respuesta a los requerimientos que continuamente exige el sector como pueden ser: estudios de viabilidad, parámetros de ingresos mínimos, y coberturas de precio entre otros.
 
¿Qué puede aportar AME al cogenerador en la actual crisis del COVID-19?
AME está trabajando al lado de los cogeneradores desde el inicio de esta crisis, diferenciando el valor que aportamos a nuestros clientes en función del tipo de actividad que lleva a cabo el industrial y como ha afectado la misma la planta de cogeneración.
Por un lado, tenemos un gran número de clientes que pertenecen a sectores esenciales que no han parado su actividad principal y continúan cogenerando. AME está en contacto continuo con estas plantas, informando de la evolución de los mercados y asesorando en la operativa de las instalaciones con la finalidad de optimizar los ingresos y prever sus flujos de caja. La gran diferencia entre la previsión del precio de mercado que hizo el Ministerio y la situación actual supone un reto mayúsculo que estamos afrontando aportando todo nuestro conocimiento del sector energético a nuestros clientes.
También tenemos clientes que se encuentran parados desde el pasado mes de marzo, con estos clientes estamos planteando escenarios futuros par la toma de decisiones, tales como la solicitud de renuncias temporales para evitar posibles penalizaciones en la retribución o asesorando en el ámbito de la contratación energética, con la finalidad de que esta crisis tenga el menor impacto posible.
 
¿Qué reflexión puede hacer respecto a la participación de la cogeneración en los mercados de ajuste?
Hasta ahora la participación en los servicios de ajuste ha estado reservada a un reducido número instalaciones, sin embargo, a raíz de los cambios legislativos se permite participar a aquellas instalaciones que acreditan su capacidad.  Al depender de un proceso industrial o servicio al que abastece de calor, puede parecer que la cogeneración parte en desventaja respecto a otras tecnologías térmicas, no obstante, su mayor eficiencia global puede hacer competitiva su participación. 
En todo caso, la participación en los mercados de ajuste de cogeneraciones que no fueron diseñadas con este propósito requiere un estudio específico, tanto a nivel económico como técnico. Cada planta tiene sus particularidades y la participación en estos mercados más restrictivos requiere de un profundo análisis (flexibilidad de la tecnología, capacidad de respuesta de los equipos auxiliares ante variaciones de potencia, cálculo de los precios de corte en cargas parciales, inversiones en nuevos equipos de control). Por nuestra parte estamos trabajando de la mano de aquellos cogeneradores que están interesados en participar en los mercados de ajuste, simulando la operativa y desarrollando los estudios técnico-económicos.


¿Cómo ve AME el futuro de la cogeneración en España?
Actualmente hay un gran número de cogeneraciones con más de 15 años de antigüedad  que se están quedando obsoletas y  que tendrán importantes dificultades para alcanzar los requisitos de emisiones, consecuencia de la aplicación de la Directiva de Emisiones de Instalaciones Industriales (2010/75/UE), siendo además un elemento clave en la competitividad industrial confiamos en que el Gobierno desarrolle los programas de renovación que permitan mantener en funcionamiento el parque actual, tal y como establece la Ley 24/2013.
 
Más información en el siguiente link

#Cogeneradores_juntos_podemos

#Cogeneradores_juntos_podemos

ultima hora Arrancamos esta nueva iniciativa de mensajes breves que pretenden mantener una vía de comunicación con nuestros skateholders a través de un contenido útil y de actualidad de la cogeneración y sus industrias en estos duros tiempos de COVID-19.
Como siempre, seguimos abiertos a tus contribuciones, por lo que te animamos a que interactúes enviándonos por mail tus preguntas, comentarios, experiencias… estaremos encantados de darles eco en lo posible con este hashtag  #Cogeneradores_juntos_podemos que estrenamos y es un grito de esperanza y de ánimo para todos los cogeneradores.
#Cogeneradores_juntos_podemos y lo estamos demostrando.

ACOGEN - Asociación Española de Cogeneración | A. de Baviera, 15-bajo | 28028 Madrid
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