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Acogen - Energía Eficiente CABECERA e + e On-line Julio 2020
nº142
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editorial
Director general ACOGEN Javier Rodríguez
Director general ACOGEN
 
Editorial
Ajustes y nuevos marcos regulatorios tras la -primera- crisis COVID

Tras la -primera- crisis COVID y sus consecuencias sobre la actividad industrial y los mercados energéticos, debemos extraer conclusiones que ayuden a impulsar la reactivación y faciliten la adaptación a los nuevos escenarios. Los cogeneradores señalamos tres aspectos clave: la regulación, los mercados energéticos y la integración de actividades industriales y energéticas.

Regulación contra la crisis

La reacción de los reguladores para tomar medidas a tiempo sigue siendo esencial y prioritaria. En materia energética, el Gobierno hizo un buen trabajo reaccionando en marzo con medidas de emergencia -RDL 11/2020- para asegurar la continuidad de los suministros de electricidad y gas, aliviando y flexibilizando las condiciones de contratación de empresas y usuarios.

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Mercados y precios energéticos
triángulo

Precios Electricidad

Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) repunta en JUN a 30,62 €/MWh, +9,4 €/MWh (+44%) respecto MAY, debido al aumento de la demanda después del confinamiento (Estado de Alarma). Aún así dicho precio de JUN 2020 ha sido 16,6 €/MWh (-35%) inferior al de JUN 2019. Leer más
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Precios Electricidad

Precios Gas

Los futuros interanuales del crudo DATED Brent suben (+7,6%), frenados por revalorización del Tipo de Cambio US$/€ interanual que mejora +0,6%, efecto bajada neta media de -0,8% 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... 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), nuevamente con una tendencia fuerte y especulativamente alcista. Después de tocar techo en 2019, el mes de ENE ha revertido a 24,4 €/tCO2, FEB a 24,1, MAR a 19,8, ABR a 20.0, MAY a 20,0. JUN a 23,3 y en lo que llevamos de JUL 28,7 €/tCO2.  Leer más
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Actividad ACOGEN
Actividad ACOGEN  

Los cogeneradores seguimos desarrollando una intensa actividad institucional para que el Ministerio, tras el RDL 23/2020, publique los valores de ajuste del periodo de alarma y las retribuciones para el segundo semestre de 2020. Continuamos trabajamos atendiendo las numerosas consultas y las incertidumbres de los asociados, así como los múltiples desarrollos regulatorios...

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  ACOGEN en los medios
ACOGEN en los medios  

El director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, era entrevistado en Cadena Cope Castellón, en su espacio dedicado a la industria cerámica. Rodríguez recuerda que 600 industrias cogeneradoras están a la espera de que el Ministerio publique la retribución para la cogeneración antes del 1 julio, sin la cual a las industrias les resultará muy difícil planificar su producción. 

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Cogeneración sin fronteras
punto Carta de Eurogas y Cogen Europe -entre otras asociaciones- al vicepresidente de la Comisión sobre la integración del sistema energético residencial de la UE
punto El Consejo debate soluciones energéticas innovadoras en el marco de la recuperación
punto European Green Deal con cogeneración
punto StakeholdersON, newsletter de la Oficina del Parlamento Europeo en España: acceso a las últimas novedades legislativas, iniciativas parlamentarias y decisiones de la Eurocámara
punto La industria de la cogeneración y del biogás europeas consideran muy positiva la estrategia de integración del sistema energético de la UE
punto Vincular la competitividad a cero emisiones: un camino a seguir para la industria europea
punto La integración eficiente de los sistemas energéticos ocurre a nivel local
punto Eslovenia: convocatoria de apoyo a la cogeneración de alta eficiencia
punto Serbia: nueva planta de cogeneración a biogás en la industria alimentaria
punto Serbia: la empresa de calefacción pública de Novi Sad pone en funcionamiento otra planta de cogeneración
punto Países Bajos: planta de cogeneración alimentada con biomasa en Andijk
punto Alemania: Siemens Energy construye una planta de ciclo combinado para la empresa química Evonik
punto Polonia: calor residual procedente de la industria local para suministrar calefacción en los hogares a través de cogeneración, en sustitución al carbón
punto EE.UU.: Acciones inmediatas para el desarrollo de microrredes en California
punto Italia: nueva planta de cogeneración en la provincia de Lucca
punto Italia: cogeneración, cómo afrontar el desafío de la eficiencia energética
punto Italia: trigeneración: qué es, cómo funciona y las diferencias con la cogeneración
punto México apuesta por la cogeneración
punto CHP en infraestructuras críticas: hoteles
punto CHP en infraestructuras críticas: colegios y universidades

  Socios protagonistas
AXPO
Axpo gestiona la principal cartera de productores independientes en España, que además se encuentra muy diversificada tecnológica y geográficamente. La cogeneración y biomasa representan aproximadamente 1.500 MW de su cartera, lo que facilita un intenso conocimiento de la problemática de las plantas y permite buscar soluciones útiles para ayudar a sus clientes a optimizar su gestión.   Desde su implantación en el mercado ibérico en 2002, Axpo Iberia ha ido ampliando progresivamente sus líneas de negocio en España y Portugal, cubriendo en la actualidad un amplio abanico de servicios que incluyen: comercialización de electricidad y gas, gestión de energía para productores de energía, centro de control de generación (CECOGEL), asesoría y soluciones de eficiencia energética, productos estructurados y trading de electricidad, biomasa y CO2. ¿Qué ofrece Axpo a los socios de ACOGEN?   Muchas empresas de cogeneración necesitan contar con soluciones que les permitan ser más eficientes y sacar el máximo partido a su actividad, reduciendo el riesgo de la volatilidad de precios y garantizando una estabilidad de ingresos y costes. En ese sentido, nos gusta definirnos como “socios energéticos” y ofrecer a nuestros clientes servicios innovadores y productos a medida que puedan contribuir a optimizar su gestión, tanto desde el punto de vista de la producción de electricidad como del combustible de la planta. 
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  LOGO AXPO

AXPO COGENERACION
De un vistazo
De un vistazo
punto Entrevista al director general de ACOGEN en Cadena Cope Castellón
punto Participación del director general de ACOGEN en la jornada Balance Energético, Perspectivas y Planes de reactivación, organizada por Enerclub
punto La cogeneración valora las medidas del Gobierno para el sector y pide también certidumbre a partir de julio
punto El Gobierno revisa al alza la retribución a la cogeneración, afectada por la parálisis de la industria durante la pandemia
punto La caída del consumo eléctrico y del gas natural confirma la gravedad de la crisis. La cogeneración pide conocer su retribución para el segundo semestre
punto Así ha afectado la crisis de la COVID-19 al sector energético español
punto El Congreso pide apoyar la cogeneración y los electrointensivos para evitar una ola de cierres
punto USO pide la prórroga de las cogeneraciones de gas de Solvay y Textil Santanderina
punto El Gobierno lanzará nuevas subastas de renovables antes de fin de año
punto El Gobierno aprueba un real decreto de renovables para movilizar 90.000 millones
punto El Congreso aprueba la propuesta cántabra en defensa de la industria electrointensiva
punto Alivio en la industria cerámica al flexibilizarse las condiciones de la cogeneración para este año
punto El coste energético ahoga a la industria
punto Más industria nacional
punto Los 'ojos' de Total se le van al gas natural y a las renovables
punto La producción industrial repunta en mayo, pero cae un 28% anual por la crisis del COVID
punto Antonio Brufau, Repsol: Apoyar a la industria nos sacará antes de esta crisis'
punto Política industrial del siglo XXI
punto La industria reclama energía más barata y planes renove para disparar su peso en la economía
punto La industria electrointensiva reclama un estatuto pero con ayudas adecuadas a cada perfil industrial
punto Arantxa Tapia: Nos preocupa que España no tenga un plan de reactivación industrial como Alemania
punto Echa a andar la nueva CNMC: Cani Fernández promete independencia, rigor y eficacia en el organismo regulador
punto Extensión de la curva de los contratos sobre electricidad hasta al Año+10
punto Mibgas acuerda con Pavilion Energy que será el primer creador de mercado de GNL
punto La Alianza se reúne con la Ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera
 
Apoyo a la cogeneración
Apoyo a la cogeneración
ultima hora julio

El Pleno del Congreso de los Diputados aprobó, por abrumadora mayoría, el pasado 16 de junio, una propuesta no de Ley a favor de la cogeneración y la industria electrointensiva, presentada por el PRC. Es una excelente iniciativa parlamentaria que demuestra que nuestros políticos trabajan desde las instituciones para preservar y potenciar la industria, pilar de empleo y bienestar nacional.

Reforzar la industria en España suscita acuerdo unánime, pero es especialmente importante coincidir en cómo hacerlo. Los grupos parlamentarios apuntan a la energía y la descarbonización como aspecto estructural en el que herramientas concretas, como la cogeneración y el estatuto de industrias electrointensivas, serán capaces de aportar soluciones eficaces e inmediatas a las empresas.

El acuerdo en el Congreso ha sido promovido por el Partido Regionalista Cántabro (PRC) y pactado y votado a favor con el 98% de los votos, incluyendo los Grupos Parlamentarios (GP) Socialista, Popular, VOX, Confederal de Unidas Podemos-En Comú Podem-Galicia en Común, Republicano, Plural, Ciudadanos, Vasco (EAJ-PNV) y Mixto. El acuerdo es especialmente novedoso por su rotundidad y llamada a contar con las propuestas de los sectores y comunidades autónomas.

 

El Congreso de los Diputados insta al Gobierno a: 

-Revisar la retribución de la cogeneración en función de las propuestas trasladadas por el sector.

-Incorporar aquellas alegaciones de las Comunidades Autónomas de Cantabria, Galicia y Asturias y del sector de electroinsentivos que supongan una mejora de la norma, que contribuyan al objetivo de la misma, garantizar la competitividad de las industrias afectadas, y sean compatibles con la normativa española y comunitaria, al objeto de poder aprobar cuanto antes el Real decreto por el que se regula el Estatuto de Consumidores Electrointensivos.

-Promover la negociación con el sector implicado para el acceso a los fondos y procedimientos destinados a la descarbonización de la UE.

-Llevar a cabo lo dispuesto en la Disposición Adicional Vigésima de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, para que se desarrolle un Plan Renove de instalaciones de cogeneración de alta eficiencia energética, bajo criterios de eficiencia y racionalidad económica, y mediante procedimientos de concurrencia competitiva.

Link a la enmienda

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Editorial

Ajustes y nuevos marcos regulatorios tras la -primera- crisis COVID

editorial Tras la -primera- crisis COVID y sus consecuencias sobre la actividad industrial y los mercados energéticos, debemos extraer conclusiones que ayuden a impulsar la reactivación y faciliten la adaptación a los nuevos escenarios. Los cogeneradores señalamos tres aspectos clave: la regulación, los mercados energéticos y la integración de actividades industriales y energéticas.
 
Regulación contra la crisis
La reacción de los reguladores para tomar medidas a tiempo sigue siendo esencial y prioritaria. En materia energética, el Gobierno hizo un buen trabajo reaccionando en marzo con medidas de emergencia -RDL 11/2020- para asegurar la continuidad de los suministros de electricidad y gas, aliviando y flexibilizando las condiciones de contratación de empresas y usuarios.
 
En el caso de la cogeneración, las medidas se han producido en junio, tras el periodo de alarma, con el RDL 23/2020, que ha ajustado el diferencial de precios regulados a la situación del mercado eléctrico y el CO2 en los pasados tres meses y flexibilizado las horas de funcionamiento requeridas. Reconocemos estas medidas, ya en trámite de publicación, como necesarias para las industrias que mantuvieron sus producciones en condiciones muy difíciles.
 
Las medidas ex-post son acertadas pero el objetivo es aunar la colaboración para acometer medidas ex-ante, nuevos marcos regulatorios, que gestionen los retos de los escenarios productivos, económicos y sociales que afrontamos.
 
Los mercados energéticos reaccionan
Las reacciones en los mercados energéticos mayoristas -eléctrico y gasista- sobre las bases de oferta y demanda y sus expectativas, han sido rápidas e intensas en esta crisis y son un indicativo de su buen funcionamiento. Para los consumidores, la adaptación de sus condiciones contractuales y de precios a la evolución de los mercados ha tenido grandes inercias y retos. Las nuevas condiciones en los mercados tardan en trasladarse a los consumidores finales en función de los compromisos contractuales mutuamente adquiridos -i.e., contratos anuales firmes o con indicadores de largo plazo-, por lo que muchas industrias siguen procesos de adaptación y renegociación en sintonía con sus cadenas de suministro.
 
La experiencia hará que en el futuro las industrias presten mayores medios a la gestión de riesgos y a la capacidad de reacción para ajustarse a condiciones y compromisos de contratación con un mayor componente de los mercados spot y a corto, también aprovechando las oportunidades en derivados y otras que presente el mercado. Adaptarse y anticiparse a la evolución de estos escenarios es imprescindible para el éxito de la industria.
 
La integración de la energía en la industria acelera la reactivación
Los cogeneradores hemos logrado cierta recuperación en poco tiempo. En marzo, nuestra producción se desplomó un 30%, pero en tres meses ha recuperado 20 puntos y la expectativa para este año se sitúa un 5-10% por debajo de los niveles pre-crisis.
 
En comparación con la totalidad del sector industrial -cuya afectación prevé reducciones del 20-27% del PIB industrial-, la experiencia de los cogeneradores muestra que a mayor integración de la producción y transformación de la energía en las actividades industriales, mayor resiliencia y recuperación.
 
Una mayor integración de energía e industria, aprovechando las oportunidades y sinergias que brinda la transición energética y la descarbonización -especialmente para las intensivas en consumo energético-, emerge como clave imprescindible de futuro para mantener y potenciar nuestra industria. El enorme potencial del país en el desarrollo de renovables y en la integración de los sistemas energéticos con el desarrollo del gas renovable y la economía del hidrógeno, serán esenciales para el futuro industrial de España en esta década.
 
Nuevo marco regulatorio antes de fin de año y medidas de ajuste
Requerimos, ya, medidas regulatorias para no retroceder en la reactivación de la producción en la cogeneración y sus industrias asociadas. Nuestras propuestas pasan por promulgar -antes de fin de año- un nuevo marco que regule las inversiones del sector y dé solución a las plantas que acaban su vida útil y finalizan el régimen retributivo actual. Porque un nuevo marco debe relanzar la renovación e inversión tecnológica en la industria, para mayor descarbonización y más eficiencia, evitando tensiones económicas y empleando mecanismos similares a los existentes en otros países como Italia o Alemania.
 
Más de 50 plantas y 500 MW salen del marco actual en diciembre y en cinco años unas 200 instalaciones con 2500 MW estarán en esta situación, sin contexto de continuidad ni inversión. Por ello, si no se promulga a tiempo un nuevo marco, debe establecerse un régimen transitorio -similar al del RDL 20/2018- para que las plantas no paren hasta que haya uno nuevo.
 
La regulación en vigor también necesita habilitar el ajuste del valor del CO2 y realizar el ajuste del valor del precio del mercado eléctrico en la retribución, evitando mayores cargas financieras. Todo ello al menos anualmente y sin olvidar que requerimos medidas coyunturales urgentes, teniendo pendientes la publicación de la revisión de los parámetros retributivos del segundo semestre 2020 con una metodología consultada con el sector y adecuada a la situación post COVID.
 
Afrontamos un impulso industrial pendientes de la incertidumbre regulatoria
Sin industria no hay cogeneración y con menos cogeneración serán menos las industrias calorintensivas que hoy suponen el 20% de nuestro PIB industrial y generan el 12% de la electricidad, empleando el 20% del consumo de gas y manteniendo 200.000 empleos directos.
 
Del Gobierno depende que se regule con acierto este acelerón hacia la transición energética y la descarbonización que debe servir para reactivar la economía. Tras abrir nuevos horizontes regulatorios para el desarrollo de renovables, el Ejecutivo deberá dotar a las industrias cogeneradoras de nuevos marcos que impulsen mayores sinergias que reactiven el binomio industria y energía.
 
Los cogeneradores somos esenciales para la reactivación del país. Aunemos esfuerzo, diálogo y confianza entre Gobierno, instituciones e industrias para regular con celeridad ajustes y nuevos marcos que aporten seguridad y confianza.

Javier Rodríguez
Director general ACOGEN

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad
Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) repunta en JUN a 30,62 €/MWh, +9,4 €/MWh (+44%) respecto MAY, debido al aumento de la demanda después del confinamiento (Estado de Alarma). Aún así dicho precio de JUN 2020 ha sido 16,6 €/MWh (-35%) inferior al de JUN 2019.

Adiós a precios del pool bajos. Crecen por encima de 33 €/MWh a lo largo del verano, superando 37 en Sep y repuntando último trimestre (>41 €/MWh). Así, la estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) en 2020 sube a 33,7 €/MWh, un +1,3% (+0,4 €/MWh) por encima del nivel previsto hace un mes.

La curva de precios forward en contango a medio plazo (2020-2022) y backwardation a largo plazo (2023-2030), estableciendo referencias para nuevos PPA’s, físicos y/o financieros, de renovables:

Calendar 2020 ha subido de 33,3 a 33,7 €/MWh. Incremento +0,4 €/MWh (+1,3%).

Calendar 2021 ha subido de 42,0 a 44,4. Incremento +2,4 (+5,7%).

Calendar 2022 ha subido de 43,8 a 45,4. Incremento +1,6 (+3,7%).

Calendar 2023 revierte subiendo de 42,7 a 43,5. Incremento +0,8 (+1,9%).

Calendar 2024 revierte subiendo de 42,3 a 43,0. Incremento +0,7 (+1,7%).

Calendar 2025 empieza a caer de 42,1 a 41,9. Decremento -0.15 (-0,4%).

Calendar 2026 sigue cayendo de 41,4 a 39,7. Decremento -1,7 (-4,1%).

Calendar 2028-2029-2030 han empezado a cotizar desde 24 Junio 2020 cayendo desde niveles de 40,6-39,8-39,1 hasta 38,6-37,5-36,4 al cierre de esta edición.

Las nuevas políticas energéticas a medio y largo plazo con cambios estructurales de reorganización del mercado eléctrico, están aumentando la liquidez, la volatilidad y el comportamiento estacional de los precios mayoristas.

Se retrasa la entrada en vigor de la nueva metodología de tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad (fecha prevista 1 Nov 2020 queda postergada a lo largo de 2021, preliminarmente al inicio del segundo trimestre) hasta que se conozca el desdoblamiento de las tarifas multiperiodo binómicas actuales en dos tipos de tarifas preservando la misma estructura multiperiodo: i) peajes, y ii) cargos del sistema eléctrico. Así, los peajes remunerarán únicamente los costes de las redes eléctricas. 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. A falta de sumarle los cargos del sistema eléctrico.

Ya se conoce la propuesta inicial de Real Decreto para la metodología y definición de los cargos del sistema eléctrico en proceso de consulta pública. Dicha propuesta define la metodología de cálculo anual de los costes regulados del sistema eléctrico que no están relacionados con las redes de transporte y distribución de electricidad:

Anualidades correspondientes a los déficits del sistema eléctrico.

Retribución del extracoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos en los territorios no peninsulares con régimen retributivo adicional.

Régimen retributivo específico para las instalaciones de generación renovables, cogeneración y residuos.

Coste del servicio de gestión de la demanda (interrumpibilidad) en territorios no peninsulares.

Dotación del fondo para la financiación del Plan General de Residuos Radiactivos correspondiente a la 2ª parte ciclo combustible nuclear.

Retribución de la CNMC correspondiente al sector eléctrico.

Gestión técnica y económica del sistema en caso de desajuste entre los ingresos y la retribución de estas actividades.

Diferencias entre los ingresos inicialmente previstos y los ingresos reales que resulten de la aplicación de los cargos del sistema eléctrico de ejercicios anteriores.

Cualquier otro coste atribuido expresamente como cargo del sistema eléctrico por una norma con rango legal cuyo fin responda exclusivamente a la normativa del sector eléctrico.

La propuesta de cargos del sistema eléctrico actualizará el precio unitario de pagos por capacidad (tarifa denominada garantía de potencia) y el Precio Voluntario del Pequeño Consumidor (PVPC). Esa tarifa dejó de pagarse a la generación renovable y cogeneración, así como a la nuclear e hidráulica ordinaria (fluyente o regulable con embalse) y bombeo, quedando en exclusiva para las plantas termoeléctricas, sin reducir sus valores regulados, supuestamente para incentivar la disponibilidad de dichas plantas para la regulación Frecuencia-Potencia (F-P) del sistema eléctrico y evitar su desmantelamiento. Dicha tarifa debería sustituirse por un mercado de capacidad a largo plazo, en el cual la oferta y demanda de potencia para el sistema defina ese precio unitario (señal de precio correcta para la expansión óptima del sistema de generación). De momento, aunque parezca que dicha tarifa sobra y debería ser eliminada, por el exceso de capacidad instalada de Ciclos Combinados (CCGT’s), la realidad es que las renovables no garantizan potencia firme para mantener (asegurar) la frecuencia estable en 50 Hz (hercios). La cogeneración si contribuye a la regulación F-P, pero no la están pagando esa tarifa por la prestación de ese servicio ahí donde más se necesita (al lado de la demanda industrial).

De momento, tal como se temía, el cambio total, sumando las nuevas tarifas de ATR y los cargos del sistema eléctrico, supondrá un encarecimiento de los costes regulados. Para un perfil carga base, la propuesta inicial implica una subida media de aproximadamente un 20%, 12%, 6% y 4% para las 4 tarifas de ATR en alta tensión, 6.1A(1-30kV), 6.2A(30-72,5kV), 6.3A(72,5-145kV) y 6.4A(>145kW), respectivamente. Esto será un varapalo para la industria, en general. Indudablemente, los presupuestos previstos para 2021 van a descuadrarse, caso de no ajustarse los nuevos cargos del sistema eléctrico.

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.

Cabe advertir que en horas valle (periodo P6) se penalizarán por primera vez sobrecompensaciones de reactiva (efecto capacitivo) del factor de potencia. Esta penalización será de forma horaria a todos los excesos que superen un Coseno phi de 0,98 capacitivo, precio 0,05 €/kVArh. Debe analizarse cada caso particular para verificar cómo se comporta el sistema de compensación de reactiva (estática o dinámica) y comprobar si se inyecta más capacitiva que la exenta.

Cabe destacar que en plena pandemia del Covid-19, el 26 Marzo 2020, se publicó en BOE una subida de 2,1% del coste unitario de contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE) recaudado a través del IDAE, que trasladan las comercializadoras energéticas a sus clientes finales: sube de 0,24 (2019) a 0,245 €/MWh.

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. Para el segundo semestre no ha habido subasta. Desde junio, el Operador del Sistema ya puede empezar a explorar nuevos mecanismos de gestión de la demanda por lo menos con una parte de los grandes consumidores interrumpibles, perímetros de equilibrio y también es una oportunidad para promover nuevas instalaciones de almacenamiento para participar en los servicios de ajuste del sistema.

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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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Precios Gas
Precios Gas

Los futuros interanuales del crudo DATED Brent suben (+7,6%), frenados por revalorización del Tipo de Cambio US$/€  interanual que mejora +0,6%, efecto bajada neta media de -0,8% 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). Los Futuros interanuales del gas NYMEX caen -1%, si bien con cierta presión alcista por leve aumento de la demanda mundial. El precio interanual del gas en MIBGAS sufre otro correctivo alcista (+7,4%) debido a ligero aumento de demanda después del parón industrial por el efecto Covid-19, lo cual también se ha notado en el mercado eléctrico.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 39,4 a 42,4 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,1306 a 1,1375 US$/€ . La media interanual de los futuros Gas NYMEX caen de 2,294 a 2,271 US$/MMBtu. El precio medio interanual del MIGBAS sube de 9,9 a 10,6 €/MWh (Jun 2020 - May 2021).

El Dated Brent corrige targets a 43 45 y 47 US$/barril a finales de 2020, 2021 y 2022, respectivamente.

El euro frente al dólar americano corrige targets a 1,1376, 1,1489 y 1,1597 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 revertido en JUN 2020, subiendo a 6,5 €/MWh (+1,1 €/MWh, +20%) respecto MAY 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 o bien con una indexación directa o combinada con otros derivados energéticos, lo cual se está empezando a madurar en el mercado.

Según las cotizaciones de contado y teniendo en cuenta los futuros (resto) de balance de mes, JUL 2020 anticipa caída al nivel de 5,7 €/MWh. Si tenemos en cuenta los futuros de resto del año 2020, el Mercado Secundario de Gas anticipa un cierre de 8,5 €/MWh.

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

MAY 2020: ha cotizado 17 días, marcando MAX 8,0 €/MWh, medio 7,1 y MIN 6,2. La previsión media considerando Futuros diarios y fines de semana de OMIP ha sido de 8,6. Por tanto el contado superó el futuro MAX, si bien en realidad son productos (futuro vs contado) con diferentes características y especificidades.

JUN 2020: ha cotizado 20 días, marcando MAX 6,4 €/MWh, medio 5,6 y MIN 4,6. La previsión media considerando Futuros diarios y fines de semana de OMIP ha sido de 7,4. El valor medio del contado fue más barato que el valor medio del futuro.

JUL 2020: ha cotizado 16 días, marcando MAX 7,7 €/MWh, medio 6,9 y MIN 6,2. La previsión media de Futuros de OMIP fue de 7,1. El valor medio del contado ha sido ligeramente más barato que el valor medio del futuro.

AGO 2020: ha tenido 4 días de actividad en lo que llevamos de mes (del 1 al 14), marcando MAX 7,6, medio 7,0 y MIN 6,6. Mientras la última previsión del Futuro en OMIP es de 6,7 y la media acumulada 7,3.

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, que vuelve a las andadas. 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 ha cotizado desde 3 FEB hasta 30 ABR registrando un Max, Med y Min de 10,3, 8,6 y 6,2 €/MWh, respectivamente.

Futuro JUN 2020 ha cotizado desde 2 MAR hasta 29 MAY registrando un Max, Med y Min de 10,0,  7,4,  y 4,6 €/MWh, respectivamente.

Futuro JUL 2020 ha cotizado desde 1 ABR hasta 30 JUN registrando un Max, Med y Min de 8,4,  7,1,  y 5,6 €/MWh, respectivamente.

Futuro AGO 2020 lleva cotizando desde 4 MAY hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 8,1,  7,3,  y 6,3 €/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 8,5, muy por debajo del valor MIN del futuro anual.

Futuro 2021 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2019, entre 12,3 y 22,7, y media 17,8.

Futuro 2022 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2020, entre 13,4 y 18,5, y media 15,5.

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. Aunque la entrada en vigor se retrasará a lo largo de 2021, 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 la 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. El precio del GNL es inferior al del gas natural canalizado. Próximamente lo incorporaremos en análisis. (No coinciden días de liquidez).

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.

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). El Brent sigue subiendo, si bien los precios del gas crecen con menor intensidad. Las fórmulas de indexación sobre Brent tienen los días contados, especialmente por la incertidumbre en el Tipo de Cambio US$/€. Los industriales están optando a indexaciones sobre hubs de gas europeos, especialmente TTF. En ese caso, hay que prestar especial atención a las valoraciones de productos TTF Day Ahead versus TTF Month Ahead.

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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), nuevamente con una tendencia fuerte y especulativamente alcista. Después de tocar techo en 2019, el mes de ENE ha revertido a 24,4 €/tCO2, FEB a 24,1, MAR a 19,8, ABR a 20.0, MAY a 20,0. JUN a 23,3 y en lo que llevamos de JUL 28,7 €/tCO2. Un precio desorbitante.

El efecto bañera en los precios de estos tres 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 mínimo 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 después de finalizar el confinamiento de la población en aquellos países más afectados por el Covid-19. La lucha contra la pandemia sigue con rebrotes mientras no aparezca un tratamiento eficaz, preventivo y correctivo (vacuna). Las industrias siguen alertas implantando medidas preventivas en sus plantas.

La subida de los precios del CO2 se está notando en los futuros respecto a valores de hace un mes, estamos en pleno contango:

Futuro Dic 2020 pasa de 22,7 a 28,8

Futuro Dic 2021 pasa de 23,1 a 29,2

Futuro Dic 2022 pasa de 23,5 a 29,7

Futuro Dic 2023 pasa de 23,9 a 30,2

Futuro Dic 2024 pasa de 24,3 a 30,7

Futuro Dic 2025 pasa de 24,7 a 31,3

Futuro Dic 2026 pasa de 25,1 a 31,8

Futuro Dic 2027 pasa de 25,6 a 32,4

Futuro Dic 2028 pasa de 26,0 a 32,9.

Seguimos pendiente de 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'.

Se echa en falta que los reguladores nacionales y pan-europeos traten de promulgar cambios en el 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 y los mercados energéticos.

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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 ACOGEN Los cogeneradores seguimos desarrollando una intensa actividad institucional para que el Ministerio, tras el RDL 23/2020, publique los valores de ajuste del periodo de alarma y las retribuciones para el segundo semestre de 2020. Continuamos trabajamos atendiendo las numerosas consultas y las incertidumbres de los asociados, así como los múltiples desarrollos regulatorios y llevando a cabo actividades de cooperación con otras instituciones para reactivar la actividad de las industrias y de la cogeneración y lograr un nuevo marco para las plantas que llegan al final de la vida útil y las que finalizan su régimen retributivo este mismo año.
 
El 10 de junio celebramos el Comité de Regulación de ACOGEN, con la participación de 150 profesionales que compartieron los retos regulatorios del sector. Al día siguiente, tuvo lugar la Junta Directiva de la Asociación.
 
ACOGEN tomaba parte en la reunión de la iniciativa de ocho sectores industriales a favor de los nuevos peajes de gas, celebrada el 22 de junio. Días después, el jueves 25, la Asociación Española de Cogeneración participó en la Asamblea General de la CEOE y en la Asamblea General de COGEN Europe, nuestra patronal europea.
 
ACOGEN ha mantenido, junto con COGEN España, diferentes reuniones con los partidos políticos Compromís, Ciudadanos y Esquerra Republicana a lo largo del mes de junio y julio, en las cuales se ha trasladado la situación actual del sector cogenerador y las urgentes necesidades para contar con un nuevo marco regulatorio y otras medidas coyunturales. El apoyo a la cogeneración es unánime entre todos los partidos, como se constató en la reciente sesión plenaria en el Congreso de los Diputados donde se aprobó una propuesta no de ley a favor de la cogeneración.
 
El mes de julio daba comienzo con la participación –telemática- del director general, Javier Rodríguez, en la jornada de Balance Energético, Perspectivas y Planes de Reactivación organizada por Enerclub el 1 de julio y en la que expuso la situación actual de la cogeneración. La jornada contó con la secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen, quien presentó el escenario y perspectiva de las políticas energéticas y climáticas del Gobierno.
 
El 7 de julio se celebró la reunión de la Junta Directiva de ACOGEN y, al día siguiente, la asociación tomaba parte en un seminario de COGEN Europe sobre la situación y marco de la cogeneración en Italia. El 10 de julio el director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, participó en una mesa redonda junto con SEDIGAS y GasINDUSTRIAL, con motivo de la celebración del seminario de Enerclub Gas Market 2020, y que contó con la Agencia Internacional de la Energía. En el evento tuvimos oportunidad de debatir la situación de la demanda y los mercados a nivel mundial y nacional, con el papel del sector gasista como clave para la reactivación del país.
 
El martes 14, ACOGEN asistió a la reunión del Comité de Agentes del Mercado Eléctrico Ibérico y, un día después, a la reunión del Comité de Industria y Energía de la CEOE. El 16 de julio se celebra una reunión extraordinaria de la Junta Directiva de ACOGEN.
 
ACOGEN ha mantenido diferentes reuniones con COGEN Europe y COGEN España en el desarrollo del estudio de la situación de la cogeneración, tanto en la península ibérica como a nivel europeo, que está desarrollando la consultora Artelys. Además, seguimos trabajando en el XVI Congreso Anual de Cogeneración, que celebraremos conjuntamente con COGEN España el 20 de octubre en el Hotel The Westin Palace de Madrid, bajo el lema Cogeneración imprescindible para la reactivación: industria, energía y clima.

ACOGEN en los medios

ACOGEN en los medios El director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, era entrevistado en Cadena Cope Castellón, en su espacio dedicado a la industria cerámica. Rodríguez recuerda que 600 industrias cogeneradoras están a la espera de que el Ministerio publique la retribución para la cogeneración antes del 1 julio, sin la cual a las industrias les resultará muy difícil planificar su producción. El sector azulejero tiene más de 28 plantas de cogeneración. Para ellas, indica Rodríguez, es fundamental tener costes energéticos competitivos y gracias a la cogeneración ahorran hasta 30% energía en sus procesos y son capaces de exportar en mejores condiciones de competitividad.
 
Además, el director general de ACOGEN señaló la importancia de alargar la vida útil cogeneraciones. 'Hay que mantener las industrias que son competitivas. Hay más de 50 plantas que en diciembre llegan al final de su vida útil. Necesitamos marco regulatorio para que puedan seguir manteniendo la actividad de sus industrias', afirma.
 
Para Rodríguez, en España falta implementar políticas energéticas que favorezcan la competitividad de la industria. Nuestro país va por detrás de países europeos como Alemania e Italia, que sí impulsan la cogeneración en sus industrias, además de las renovables.
 
A finales de junio el Gobierno aprobaba el Real Decreto Ley 23/2020 que incluía medidas para ajustar la retribución a la cogeneración en el periodo de alarma. En nota de prensa, ACOGEN agradecía y reconocía como muy positivas y acertadas las medidas incluidas en RDL 23/2020.  Expansión.com y Europapress resaltan en titular esta valoración positiva y destacan la petición de ACOGEN para desarrollar con celeridad las órdenes consiguientes para lograr la necesaria certidumbre regulatoria desde julio.
 
La cogeneración valora positivamente la revisión de la retribución por parte del Gobierno, titula El Periódico de la Energía, donde señala que los cogeneradores consideran que las medidas suponen «un bálsamo» para la reactivación de las más de 600 industrias que emplean la cogeneración en España para fabricar el 20% del PIB industrial del país. El diario energético adelantó un día antes que el Gobierno revisaba al alza la retribución a la cogeneración, afectada por la parálisis de la industria durante la pandemia. Así, el nuevo Real Decreto-Ley aprobado en el Consejo de Ministros, y dentro del bloque de medidas que afectan a las cuentas del sistema eléctrico español, recoge que en el caso de las instalaciones acogidas al régimen retributivo específico cuyos costes de explotación dependen esencialmente del precio del combustible (principalmente la cogeneración), se establece la revisión del valor de la retribución a la operación, que será de aplicación durante el periodo de vigencia del estado de alarma, para reconocer los efectos de unos menores precios de mercado y de CO2, paliando así el impacto que la crisis sanitaria ha tenido sobre sus condiciones de operación. Teleprensa, FuturEnergy, Castellón Plaza y El Periódico Mediterráneo, también recogen la reacción positiva de ACOGEN.


Alivio en la industria cerámica al flexibilizarse las condiciones de la cogeneración para este año, titulaba el diario Castellón Plaza unos días después. En consonancia con ACOGEN, la Asociación Española de Fabricantes de Azulejos y Pavimentos Cerámicos (ASCER) valoraba de manera positiva las medidas aprobadas por el Gobierno y recogidas en el RDL 23/2020 en materia de cogeneración, que contempla la flexibilización de las condiciones de funcionamiento de las instalaciones afectadas durante este año 2020 y de las retribuciones para el periodo del estado de alarma. Medidas que suponen un alivio, aunque temporal, para un sector que venía reclamando desde hace meses medidas que contribuyeran a dar certidumbre al sector.
 
A principios del mes de julio el director general de ACOGEN participaba en la jornada Enerclub 'Balance Energético, Perspectivas y Planes de reactivación' (ver vídeo). Durante su intervención, el directivo  solicitaba al Gobierno la publicación urgente de la retribución para el segundo semestre de este año para la cogeneración. Además, estimaba necesario un nuevo marco regulatorio para el sector, ya que la mitad de plantas de cogeneración acaban su vida útil a finales de este año. Numerosos medios se hicieron eco de las conclusiones de los intervinientes en la jornada, en la que también participó la secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen, como El Español, Capital Madrid, La Vanguardia.com, Merca2, El Periódico de la Energía, Europapress, 20 Minutos, Expansión.com y elEconomista.es.


Destacamos el reportaje que la revista de la Asociación Española del Gas, Sedigas, incluye en su último número bajo el titular Cogeneración: La alianza más eficiente del gas natural con la industria. La gran industria y el sector del gas natural encuentran en la  cogeneración un territorio común en el que el beneficio es mutuo: ahorro, eficiencia y sostenibilidad para la primera, y un gran consumidor para el segundo. Las ventajas se extienden al conjunto del país: reducción de importaciones de energía primaria, menor impacto ambiental y disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero. Se trata de una modalidad de generación energética con una trayectoria de cuatro décadas en España, que afronta algunos retos de cara a garantizar su continuidad en el futuro.
 
Pese a sus múltiples ventajas, la cogeneración afronta un futuro incierto en España derivado de cuestiones regulatorias, de la necesaria renovación de la infraestructura, o de las consecuencias de la crisis del coronavirus. Sedigas ha expresado su preocupación ante el recorte en las retribuciones a la cogeneración, tras el anuncio del Ministerio para la Transición Ecológica de que esta fuente de generación deberá asumir el 43% de los casi 1.000 millones de euros que la Administración pretende ahorrar en este capítulo. De llevarse a efecto, se pondría en riesgo la competitividad de las empresas que apostaron en su día por la cogeneración, así como el equilibrio económico del sistema gasista español, afirma la patronal gasista.
 
El reportaje recoge las estimaciones de ACOGEN, según las cuales en cinco años, una de cada tres plantas está en riesgo de desaparecer, dado que el vacío regulatorio dificulta las inversiones. También menciona nuestras  propuestas, que pasan por generar confianza y lograr un cambio normativo que aporte seguridad jurídica para lograr los objetivos de las industrias cogeneradoras, para lo cual proponemos extender la vida útil de las cogeneraciones en funcionamiento hasta 2030, con un argumentario sencillo: cuesta menos mantener en operación estas instalaciones y seguir aprovechando sus muchas contribuciones, que dejarlas cerrar y tener que pagar más cara la energía. Todo ello debería ser compatible con un futuro Plan Renove y con el desarrollo del 50% del potencial de nuevas plantas para el año 2030.
 
Y concluimos este repaso informando de la celebración del XVI Congreso Anual de Cogeneración, que ACOGEN organiza conjuntamente con COGEN España y que este año lleva por lema Cogeneración imprescindible para la reactivación: industria, energía y clima.  El evento, que tendrá lugar el próximo 20 de octubre en Madrid, es una oportunidad única de los cogeneradores y sus grupos de interés para tratar el papel que jugará la cogeneración en la reactivación del país tras la crisis sanitaria y debatir su desarrollo para el aseguramiento de una acertada transición energética. Varios medios se hicieron eco de su celebración, como FuturEnergy, Energética XXI, Energía de Hoy, IndustriAmbiente y Cadena COPE, entre otros.

Socios protagonistas

AXPO

LOGO AXPO Axpo gestiona la principal cartera de productores independientes en España, que además se encuentra muy diversificada tecnológica y geográficamente. La cogeneración y biomasa representan aproximadamente 1.500 MW de su cartera, lo que facilita un intenso conocimiento de la problemática de las plantas y permite buscar soluciones útiles para ayudar a sus clientes a optimizar su gestión.
 
Desde su implantación en el mercado ibérico en 2002, Axpo Iberia ha ido ampliando progresivamente sus líneas de negocio en España y Portugal, cubriendo en la actualidad un amplio abanico de servicios que incluyen: comercialización de electricidad y gas, gestión de energía para productores de energía, centro de control de generación (CECOGEL), asesoría y soluciones de eficiencia energética, productos estructurados y trading de electricidad, biomasa y CO2.
 
¿Qué ofrece Axpo a los socios de ACOGEN?
 
Muchas empresas de cogeneración necesitan contar con soluciones que les permitan ser más eficientes y sacar el máximo partido a su actividad, reduciendo el riesgo de la volatilidad de precios y garantizando una estabilidad de ingresos y costes. En ese sentido, nos gusta definirnos como 'socios energéticos' y ofrecer a nuestros clientes servicios innovadores y productos a medida que puedan contribuir a optimizar su gestión, tanto desde el punto de vista de la producción de electricidad como del combustible de la planta. 
 
Axpo ofrece diversas alternativas enfocadas a ayudar al cogenerador en la gestión de riesgos asociados a la energía tanto desde el punto de vista de la generación de electricidad como del coste del gas (representación, coberturas, suministro, gas, CO2). Estas alternativas pueden ir desde un servicio de Representación hasta productos más sofisticados como el Tolling, mediante el cual Axpo realiza toda la gestión económica de la planta incluyendo el suministro de gas.
 
¿Dentro de la cogeneración, cómo es su perfil de cliente?
 
Axpo cuenta con 115 clientes de cogeneración que han sabido adaptarse de forma muy satisfactoria al cambiante escenario de la gestión de las plantas. Hasta hace relativamente poco, se centraban en la industria asociada y una gestión técnica de la cogeneración, ya que la retribución estaba regulada por una tarifa que incluso ofrecía cierta cobertura con el coste de combustibles. En los últimos años, han tenido que adaptarse a una situación en la que hay que gestionar un sistema retributivo diferente, una venta de electricidad en un mercado muy volátil y una compra de combustible mucho más activa con nuevos índices de referencia, nuevos riesgos, etc. Este perfil de clientes valora de Axpo su visión y experiencia de los diferentes mercados así como las soluciones que aporta de cara a este nuevo modelo de gestión.
 
¿Cuáles son los principales valores que aporta Axpo y en qué medida son personalizables sus soluciones?  
 
Axpo aporta tres valores fundamentales que podemos resumir en experiencia, profesionalidad y cercanía.  
 
Más de 16 años de experiencia en gestión de plantas como representantes en España, la diversidad tecnológica y el amplio conocimiento de distintos mercados europeos nos permiten una especial cercanía con todos nuestros clientes y sus problemas reales. Esto, unido a la solvencia financiera del Grupo Axpo, nos convierte en un socio fiable para nuestros clientes.
 
Conscientes de las situaciones a las que se enfrentan en su día a día y su elevada exposición al mercado, ofrecemos asesoramiento para asumir y controlar esa gestión del riesgo, estudiando con detenimiento las dificultades y necesidades específicas de cada uno de ellos. Nuestros expertos diseñan soluciones a medida que tienen en cuenta cada situación particular haciendo un posterior seguimiento del proyecto para adaptarse a futuros cambios legislativos o de gestión.
 
Más información aquí
 

AXPO COGENERACION

Apoyo a la cogeneración

Apoyo a la cogeneración

ultima hora julio El Pleno del Congreso de los Diputados aprobó, por abrumadora mayoría, el pasado 16 de junio, una propuesta no de Ley a favor de la cogeneración y la industria electrointensiva, presentada por el PRC. Es una excelente iniciativa parlamentaria que demuestra que nuestros políticos trabajan desde las instituciones para preservar y potenciar la industria, pilar de empleo y bienestar nacional.
Reforzar la industria en España suscita acuerdo unánime, pero es especialmente importante coincidir en cómo hacerlo. Los grupos parlamentarios apuntan a la energía y la descarbonización como aspecto estructural en el que herramientas concretas, como la cogeneración y el estatuto de industrias electrointensivas, serán capaces de aportar soluciones eficaces e inmediatas a las empresas.
El acuerdo en el Congreso ha sido promovido por el Partido Regionalista Cántabro (PRC) y pactado y votado a favor con el 98% de los votos, incluyendo los Grupos Parlamentarios (GP) Socialista, Popular, VOX, Confederal de Unidas Podemos-En Comú Podem-Galicia en Común, Republicano, Plural, Ciudadanos, Vasco (EAJ-PNV) y Mixto. El acuerdo es especialmente novedoso por su rotundidad y llamada a contar con las propuestas de los sectores y comunidades autónomas.
 
El Congreso de los Diputados insta al Gobierno a: 
-Revisar la retribución de la cogeneración en función de las propuestas trasladadas por el sector.
-Incorporar aquellas alegaciones de las Comunidades Autónomas de Cantabria, Galicia y Asturias y del sector de electroinsentivos que supongan una mejora de la norma, que contribuyan al objetivo de la misma, garantizar la competitividad de las industrias afectadas, y sean compatibles con la normativa española y comunitaria, al objeto de poder aprobar cuanto antes el Real decreto por el que se regula el Estatuto de Consumidores Electrointensivos.
-Promover la negociación con el sector implicado para el acceso a los fondos y procedimientos destinados a la descarbonización de la UE.
-Llevar a cabo lo dispuesto en la Disposición Adicional Vigésima de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, para que se desarrolle un Plan Renove de instalaciones de cogeneración de alta eficiencia energética, bajo criterios de eficiencia y racionalidad económica, y mediante procedimientos de concurrencia competitiva.
Link a la enmienda

ACOGEN - Asociación Española de Cogeneración | A. de Baviera, 15-bajo | 28028 Madrid
Tel.: 91 724 03 69 | Fax: 91 577 47 10
e-mail: acogen@acogen.es | www.acogen.es