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Acogen - Energía Eficiente CABECERA e + e On-line Junio 2020
nº141
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editorial
Director general ACOGEN Javier Rodríguez
Director general ACOGEN
 
Editorial
Cogeneradores, por fin en vías de solución

En tiempos complejos, por fin abrimos este ee+ de junio con una buena noticia y, sin echar las campanas al vuelo, creemos que es al menos una señal positiva de que nuestra actividad puede estar encauzándose: el Ministerio nos ha transmitido su decisión favorable a realizar un ajuste a la retribución de la cogeneración, para paliar las consecuencias de desajuste por la imprevisible caída de los mercados eléctricos por la crisis COVID, y el gap con los precios regulados. Con ello, el Gobierno atenderá por fin  a los cogeneradores. Es una información que nos sitúa de nuevo en la esperanza y nos aporta cierta certidumbre de que el anhelado ajuste está ya en vías de solución, aunque aún sin forma ni plazos definidos. Una lucecita nos ilumina el futuro.

Tenemos confianza en lo transmitido por la Vicepresidenta Teresa Ribera y la Secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen, que adelantaron este tema tanto en su reunión con los representantes de  la 'Alianza por la Competitividad de la Industria', y posteriormente a nuestro presidente de ACOGEN, expresando la acción del Gobierno para atender esta necesidad urgente de los industriales cogeneradores. Ahora nos queda confiar y estamos expectantes de conocer la forma y plazo de las medidas.

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Mercados y precios energéticos
triángulo

Precios Electricidad

Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) revierte en MAY a 21,26 €/MWh, repunte de +3,6 €/MWh (+20,5%) respecto ABR, debido al ligero despertar de la demanda por progresiva flexibilidad del confinamiento... Leer más
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Precios Electricidad

Precios Gas

Brutal repunte de los futuros interanuales del crudo DATED Brent (+30,5%), frenada por depreciación del Tipo de Cambio US$/€ interanual que mejora +4,3%, efecto SUBIDA neta media de +1,75% en el Término Energía del gas en España  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... Leer más
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Actividad ACOGEN
Actividad ACOGEN  

ACOGEN continúa intensificando su actividad institucional para lograr que el Ministerio tome medidas de oficio que adecuen la regulación del sector a la situación provocada por el Covid-19. Tras recibir una favorable contestación por parte del Ministerio, los cogeneradores necesitamos que se definan -en forma y plazo- las medidas para atender las necesidades de las empresas antes del 1 de julio, fecha en la que entra en vigor el nuevo marco retributivo de la electricidad... 

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  ACOGEN en los medios
acogen medios  

Reactivar la industria pasa por la energía, era el título de la tribuna del director general de ACOGEN en la revista ENERGÍA elEconomista. Tras el impacto de la COVID-19, Rodriguez afirma que España necesita a la industria que tiene y a mucha más, “por eso mantenerla e incrementarla es prioritario para la reactivación económica”. Recuerda que la industria ha sido la asignatura pendiente de los últimos gobiernos y ninguno puso medidas para aumentar su peso. 

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Cogeneración sin fronteras
punto Hidrógeno en el sector de la cogeneración: el gas del futuro
punto Estrategia industrial de la UE: la posibilidad de una recuperación verde en Europa
punto COGEN Europa para los responsables políticos: Green Deal está en el centro del plan de recuperación posterior a COVID-19
punto Seguridad energética en la UE
punto El debate del Consejo de Energía confirma la posición clave del sector energético en la recuperación económica
punto La Comisión describe el plan para el mecanismo de financiación de la UE para apoyar nuevos proyectos de energía limpia
punto El papel de la industria en la implementación del Acuerdo Verde Europeo y la Ley del Clima
punto Austria: El gobierno respalda un proyecto que utilizará Blockchain para encontrar puntos de calor residual
punto Alemania: MAN Energy gana acuerdo de turbina para planta alemana de cogeneración
punto Alemania: Uniper y Wärtsilä construirán una planta de cogeneración de 105 MW en Alemania
punto Alemania: el Bundestag amplía los plazos para los operadores de plantas de cogeneración de biomasa
punto Alemania: cogeneración para la calefacción urbana del municipio de Voerde
punto Alemania: el nuevo colegio de Teltow, cerca de Berlín, se calienta con cogeneración
punto Alemania: nueva planta CHP proporcionará electricidad a un millón de habitantes y abastecerá a unos 150.000 hogares de Berlín con calefacción urbana
punto Italia: Cogeneración al servicio de la industria y del medio ambiente
punto Reino Unido: Glennmont Partners vende la planta de cogeneración de Sleaford, de 39MW, a Greencoat Capital
punto EE.UU.: CHP en infraestructura crítica: aeropuertos
punto EE.UU.: Clarke Energy adquiere Co-Energy America, empresa de desarrollo y venta de plantas de cogeneración, para expandir su presencia en el mercado estadounidense
punto EE.UU.: DCO Energy y Basalt Infrastructure adquieren una planta de cogeneración en Dover, Delaware

  Socios protagonistas
ASCER
ASCER (Asociación Española de Fabricantes de Azulejos y Pavimentos Cerámicos) es una organización empresarial de ámbito estatal que representa al 95% de la producción española. Su sede social está en Castellón de la Plana ya que una de las principales características del sector azulejero español es la alta concentración geográfica de la industria en la provincia de Castellón donde se ubica el 94% de la producción nacional. El objetivo principal de ASCER es apoyar, defender y promocionar los intereses generales y comunes de la industria de baldosas cerámicas, así como ofrecer a sus asociados servicios de valor y ayudarles en la mejora de la gestión de sus empresas y en la creación de ventajas competitivas sostenibles. Las actividades de ASCER vienen definidas por la conveniencia o necesidad de una actuación conjunta en aquellos campos en los que las empresas, individualmente, no pueden llevar a cabo con éxito ciertas acciones o éstas se lograrían a un elevado coste. La industria española de baldosas cerámicas es puntera en el mundo en tecnología, calidad, prestigio y diseño. Es el primer productor europeo y el segundo exportador mundial en volumen. Es el tercer sector industrial español que más superávit comercial aporta a España, y los productos de Tile of Spain se exportan a más de 190 países de todo el mundo.
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ASCER
De un vistazo
De un vistazo
punto Reactivar la industria pasa por la energía; tribuna del director general ACOGEN
punto Javier Rodríguez (ACOGEN): 'Será muy difícil que la cerámica remonte sin las alas de la cogeneración'
punto La industria de la cogeneración urge medidas al Gobierno al caer este mes un 20% la producción
punto ACOGEN considera inaudito que el regulador incumpla repetidamente sus obligaciones básicas
punto La industria, clave para la recuperación
punto Apagón en la industria y los servicios: el consumo eléctrico caerá un 16% en abril
punto El precio del gas más barato de la historia: el TTF se acerca a los 3EUROS/MWh mientras el Mibgas se sitúa en los 4,95 EUROS/MWh
punto Histórico manifiesto a favor de la recuperación verde en España
punto Las exportaciones españolas se desploman un 14,5% solo en marzo
punto Ideas para reindustrializar España; Antonio Brufau y Josu Jon Imaz
punto Oportunidad para reindustrializar España
punto Alianza por la Competitividad pide que las ayudas por la crisis se vinculen a proyectos de inversión
punto Cumbre de urgencia de la gran industria con Ribera para evitar nuevos cierres
punto La industria no levanta cabeza
punto La producción industrial se hunde un 33,6% en abril por el virus, la mayor caída de la historia
punto El Gobierno lanzará este año las subastas de renovables
punto Un plan renove hacia un nuevo modelo productivo
punto Un gran vuelco para la industria de la luz
punto El coronavirus ataca el modelo energético
punto La crisis industrial pone en jaque el futuro de Celsa, Duro y Abengoa
punto Alarma en la industria: dos años a la espera de ayudas para 600 compañías
punto El gas natural nacional reduce las emisiones de CO2
punto Cani Fernández recala en la CNMC de la mano de Calviño... y a pesar de Moncloa
punto Damm recicla como energía renovable la cerveza sin usar de bares y restaurantes
punto Wärtsilä suministra en Barcelona a la empresa Rofeica Energia un motor de gas para cogeneración
punto NEDGIA C-LM transformará a gas natural la planta de cogeneración de alta eficiencia de MOVIALSA
punto NeoElectra continúa creciendo y diversificándose en concordancia con la Transición Ecológica y Economía Circular
punto Los ciclos combinados acumularían unas pérdidas de 4.500 millones a 2030 con la actual retribución, según PwC
punto Así es el plan de recuperación verde europeo: renovación de edificios, más renovables, apostar por el hidrógeno y una movilidad más limpia
punto Hyflexpower, un nuevo proyecto de hidrógeno verde en Francia bajo la alianza de Engie, Arttic, Siemens, Centrax y el Centro Aeroespacial alemán
 
NECESIDADES URGENTES DE LOS COGENERADORES
NECESIDADES URGENTES DE LOS COGENERADORES
ULTIMA HORA JUNIO

1    Adecuar las retribuciones de 2020 a los actuales precios del mercado, esencial para las plantas y condición para que las industrias puedan impulsar la reactivación. El  Gobierno ha expresado su compromiso con la medida, si bien es vital para nuestras empresas contar el 1 de julio con parámetros retributivos publicados en el BOE acordes a la situación de los mercados y, si no fuera posible, que se prorroguen los valores en vigor en este primer semestre para su aplicación en el segundo. 

Sin conocer la retribución para el próximo semestre es imposible saber si cubriremos los costes de producción; para poder operar las plantas es imprescindible que se promulgue la Orden para el segundo semestre durante este mes de junio. La incertidumbre es total y debemos evitar que las industrias incurran en graves riesgos económicos. 

2    Desarrollar en los próximos 3 meses soluciones regulatorias que permitan mantener la actividad de las 50 plantas que acabarán su vida útil en diciembre, para que sigan prestando servicio a sus industrias en un momento tan difícil y complejo. 

Desde ACOGEN hemos remitido 5 propuestas jurídicas sencillas y eficaces para lograr un ajuste del valor del precio de mercado eléctrico en la retribución a la cogeneración y establecer marcos transitorios o nuevos para las cogeneraciones que alcancen el final de su vida útil regulada.

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Editorial

Cogeneradores, por fin en vías de solución

editorial En tiempos complejos, por fin abrimos este ee+ de junio con una buena noticia y, sin echar las campanas al vuelo, creemos que es al menos una señal positiva de que nuestra actividad puede estar encauzándose: el Ministerio nos ha transmitido su decisión favorable a realizar un ajuste a la retribución de la cogeneración, para paliar las consecuencias de desajuste por la imprevisible caída de los mercados eléctricos por la crisis COVID, y el gap con los precios regulados. Con ello, el Gobierno atenderá por fin  a los cogeneradores. Es una información que nos sitúa de nuevo en la esperanza y nos aporta cierta certidumbre de que el anhelado ajuste está ya en vías de solución, aunque aún sin forma ni plazos definidos. Una lucecita nos ilumina el futuro.
 
Tenemos confianza en lo transmitido por la Vicepresidenta Teresa Ribera y la Secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen, que adelantaron este tema tanto en su reunión con los representantes de  la 'Alianza por la Competitividad de la Industria', y posteriormente a nuestro presidente de ACOGEN, expresando la acción del Gobierno para atender esta necesidad urgente de los industriales cogeneradores. Ahora nos queda confiar y estamos expectantes de conocer la forma y plazo de las medidas.
 
Desde ACOGEN, nos hemos ofrecido a mantener una agenda de trabajo conjunta en los próximos tres meses para encontrar con celeridad soluciones al otro problema inminente de los cogeneradores: el final de la vida útil. Este próximo diciembre más de 50 industrias y unos 450 MW finalizarán su vida útil, y en los próximos tres años serán más de 200 plantas, la mitad del sector. Por eso, es necesario encontrar vías de solución que permitan mantener en funcionamiento las cogeneraciones que lleguen al final de la vida útil, de forma que puedan seguir contribuyendo a la descarbonización, la eficiencia energética y la competitividad de la industria calorintensiva y los sistemas energéticos. Estamos convencidos de que hay soluciones justas y acordes para progresar en autoconsumo, hibridación con tecnologías renovables e introducción de gases renovables para avanzar hacia la neutralidad climática de las industrias con cogeneración. En España, la cogeneración puede ser renovable con el desarrollo del gas renovable, de biogás, synas y, sobre todo, hidrógeno.
 
Antes del 1 de julio
Pero los cogeneradores seguimos preocupados ante la inminente cercanía de la finalización, el 30 de junio, de las retribuciones a la operación sin que se haya remitido aún a trámite una propuesta de Orden para su actualización. Sin conocer la retribución para el próximo semestre es imposible saber si cubriremos los costes de producción; para poder operar las plantas es imprescindible que se promulgue la Orden para el segundo semestre antes del 1 de julio. La incertidumbre es total y debemos evitar que las industrias incurran en graves riesgos económicos.
 
El Ministerio debe ser consciente de la magnitud de lo que nos jugamos cientos de industrias manufactureras del tejido industrial español. No puede retrasarse la publicación en BOE de esta Orden. No podemos dejar a más de 600 industrias claves para el país en un limbo productivo sin promulgar las condiciones de retribución regulada a sus cogeneraciones que se aplicarán desde el 1 de julio hasta fin de año.
 
Realizar los ajustes en plazo o prorrogar
Hemos urgido al Ministerio a dar prioridad a los ajustes y la promulgación de la retribución y, si no fuera posible, a que se prorroguen los valores en vigor en este primer semestre para su aplicación en el segundo. Esta es una solución eficaz, dadas las fechas, para aplacar la preocupación de cientos de empresas industriales que cogeneran y que suponen el 20% del PIB industrial del país.
 
Continúan las circunstancias excepcionales en las industrias y en los sistemas energéticos, por lo que es vital para nuestras empresas contar el 1 de julio con parámetros retributivos acordes a la situación de los mercados o continuar con los valores en vigor prorrogados.
 
Estamos en vías de solución, pero lo fundamental es que las medidas lleguen a tiempo para que nuestras industrias puedan reactivarse con confianza y seguridad jurídica. Es fundamental que la producción industrial pueda encarrilarse hacia la senda de la recuperación y el mantenimiento del empleo.
 

Javier Rodríguez
Director general ACOGEN

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad
Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) revierte en MAY a 21,26 €/MWh, repunte de +3,6 €/MWh (+20,5%) respecto ABR, debido al ligero despertar de la demanda por progresiva flexibilidad del confinamiento (Estado de Alarma), y mayor cobertura de la misma con renovables (eólica) y autoconsumos (solar), cogeneración y térmica convencional excepcionalmente a precios de gas más bajos que los registros históricos de hace 15 años. De hecho, el precio de MAY 2020 ha sido 27,1 €/MWh (-56%) inferior al de MAY 2019. La demanda interanual cayó un 13% en MAY 2020 respecto a MAY 2019.

Los mercados ya venían descontando caída de precios del gas, actividad económica y demanda, a lo largo del primer trimestre 2020, acentuada ern los últimos meses por la pandemia del Covid-19 con precios del pool por debajo de 22 €/MWh a muy corto plazo (Abr-May), alrededor de 33 €/MWh a lo largo del verano, superando 38 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 33,3 €/MWh, un +3,4% (+1,1 €/MWh) por encima del nivel previsto hace un mes.

La curva de precios forward sube moderadamente a medio plazo (2020-2021) y menos a largo plazo (2022), y prácticamente manteniendo niveles a muy largo plazo (2023-27) estableciendo referencias para nuevos PPA’s, físicos y/o financieros, de solar Foto-Voltaica, teniendo en cuenta el coste marginal de plantas térmicas de ciclo combinado (CCGT’s) a precios de gas nunca vistos:

-Calendar 2020 ha subido de 32,2 a 33,3 €/MWh. Incremento +1,1 €/MWh (+3,4%).

-Calendar 2021 ha subido de 41,3 a 42,0. Incremento +0,7 (+1,7%).

-Calendar 2022 ha subido de 43,5 a 43,8. Incremento +0,3 (+0,7%).

-Calendar 2023 ha bajado de 42,75 a 42,70. Decremento -0,05 (-0,1%).

-Calendar 2024 se mantiene en 42,3.

-Calendar 2025 se mantiene en 42,1.

-Calendar 2026 ha bajado ligeramente de 41,72 a 41,55. Decremento -0,17 (-0,4%).

-Calendar 2027 ha bajado de 41,52 a 41,40. Decremento -0,12 (-0,3%).

Debido a que la comercialización (retailing) tiene una memoria anual, los precios fijos binómicos multiperiodo se han vuelto muy competitivos frente a precios indexados al mercado mayorista a corto, medio y largo plazo. Si se opta por seguir a precios indexados, dado que los precios del pool están a niveles bajísimos aún es momento ideal para hacer coberturas de compradores, fijando precio para el mayor porcentaje (Branch) de consumo (bloque de potencia media) por lo menos balance de año 2020 hasta lo más lejos posible, teniendo en cuenta las nuevas previsiones de consumo después del Covid-19. Conviene aprovechar que estamos en un estadio de precios muy bajos haciendo coberturas tipo 50% de previsiones de consumo realistas (plausibles) para asegurar la mitad de los presupuestos, sabiendo que ya estamos en una clara 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).

Dadas las incertidumbres de actividad productiva en casi todos los sectores industriales y que aún no hay vacuna contra el Covid-19, es recomendable negociar contratos de suministro de energía trianuales o máximo quinquenales, bien a precios fijos por el 100% del volumen, o bien  a precios indexados al pool con posibilidades de coberturas iniciales para buena parte del consumo (50%) y el resto irlo cubriendo conforme la evolución del mercado. 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) establecen:

-Que 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.

-Que 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.

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.

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 “política energética”. 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.

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. Si necesitáis más información o apoyo para analizar vuestro caso particular, para ver cómo se comporta vuestra batería de condensadores y comprobar si se inyecta más capacitiva que la exenta.

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).

Casi todas las Comunidades Autónomas (CCAA) siguen recaudando 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 la generación (excepto renovables: solar, eólica, biomasa y biogás), transporte y almacenamiento de energía a través de la nueva Ley de Presupuestos regionales. Finalmente la Cogeneración ha quedado excluida de esa nueva tasa autonómica, al igual que la hidráulica y autogeneración para el autoconsumo. La nueva normativa prohíbe trasladar esa tasa a los consumidores (de manera explícita).. Sin duda, este cambio regulatorio constituye precedentes y base jurídica para eventuales tasas de generación en otras CCAA, debiendo eximir a la cogeneración de este tipo de costes regulados a nivel local y/o autonómico y/o nacional. Ojalá tome nota Extremadura, que sigue gravando la generación, el transporte y el almacenamiento de la energía eléctrica, aunque ahí la cogeneración sea mínima, pero si quieren mejorar la eficiencia energética regional deberían eliminar esa tasa a la cogeneración.

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.

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 (incluyendo prórrogas) en España, el Gobierno ha abierto la posibilidad de ajustar (bajar) la potencia contratada o suspender los contratos de suministro sin necesidad de esperar 12 meses desde última subida de potencia reservando derecho a subirla de nuevo dentro de los 3 meses posteriores a la última prórroga. Caso de Pymes (facturación inferior 50 millones euros y una plantilla inferior a 250 empleados) y Autónomos pueden dejar de pagarse y acumularse facturas vencidas retrasando pago a plazos en 6 meses posteriores al final de la última prórroga.

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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

Brutal repunte de los futuros interanuales del crudo DATED Brent (+30,5%), frenada por depreciación del Tipo de Cambio US$/€ interanual que mejora +4,3%, efecto SUBIDA neta media de +1,75% 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 caen -3,1%, si bien con cierta presión alcista por posible aumento de la demanda mundial. El precio interanual del gas en MIBGAS sufre correctivo alcista (+5,6%) debido a ligero aumento de demanda después del parón industrial por el efecto Covid-19, lo cual se ha notado en el mercado eléctrico.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 30,2 a 39,4 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,0841 a 1,1306 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX pasan de 2,368 a 2,294 US$/MMBtu. El precio medio interanual del MIGBAS sube de 9,3 a 9,9 €/MWh (May 2020 - Abr 2021).

El Dated Brent corrige targets a 40,7; 43,5; y 45,6 US$/barril a finales de 2020, 2021 y 2022, respectivamente.

El euro frente al dólar americano corrige targets a 1,1353, 1,1457 y 1,1579 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 MAY 2020, cayendo a 5,4 €/MWh (-2,0 €/MWh, -27,1%) respecto ABR 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.

Según las cotizaciones de contado y teniendo en cuenta los futuros (resto) de balance de mes, JUN 2020 anticipa reversión al nivel de 6,1 €/MWh. Si tenemos en cuenta los futuros de resto del año 2020, el Mercado Secundario de Gas anticipa un cierre de 8,8 €/MWh. Dicho nivel sería casi la mitad de la media 2019 (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 cotizado 17 días, marcando MAX 8,0 €/MWh, medio 7,1 y MIN 6,2. La previsión considerando Futuros diarios y fines de semana de OMIP es 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 considerando Futuros diarios y fines de semana de OMIP es de 6,1. Tiende al valor máximo.

-JUL 2020: ha tenido 5 días de actividad en lo que llevamos de mes (del 1 al 8), marcando MAX 6,9, medio 6,7 y MIN 6,2. Mientras la última previsión del Futuro en OMIP es de 6,8. Tiende entre valores MED y MAX, margen de variación estrecho.

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 lleva cotizando desde1 ABR hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 8,4,  7,4,  y 4,6 €/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 8,8, 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 18,2.

-Futuro 2022 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2020, entre 13,4 y 18,5, y media 15,7.

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 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.

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, preservando derechos de acceso, 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 apoyo de mayoría de países occidentales ha recuperado acuerdos mundiales para seguir referenciando 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, ahora de forma virtual). 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 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 a medio plazo. 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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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 y en lo que llevamos de JUN 22,1 €/tCO2.

No obstante, 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 en el momento que China y otros países orientales comenzaban 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 19,1 a 22,7

-Futuro Dic 2021 pasa de 19,5 a 23,1

-Futuro Dic 2022 pasa de 19,9 a 23,5

-Futuro Dic 2023 pasa de 20,3 a 23,9

-Futuro Dic 2024 pasa de 20,7 a 24,3

-Futuro Dic 2025 pasa de 23,1 a 24,7

-Futuro Dic 2026 pasa de 21,5 a 25,1

-Futuro Dic 2027 pasa de 21,9 a  25,6

-Futuro Dic 2028 pasa de 22,3 a 26,0.

Sigue reclamándose 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 ACOGEN ACOGEN continúa intensificando su actividad institucional para lograr que el Ministerio tome medidas de oficio que adecuen la regulación del sector a la situación provocada por el Covid-19. Tras recibir una favorable contestación por parte del Ministerio, los cogeneradores necesitamos que se definan -en forma y plazo- las medidas para atender las necesidades de las empresas antes del 1 de julio, fecha en la que entra en vigor el nuevo marco retributivo de la electricidad para la industria de la cogeneración. Son decenas las consultas que recibimos de cogeneradores que reclaman justamente conocer la situación de su retribución regulada para poder planificar y gestionar su producción.
 
El martes 19 de mayo, ACOGEN asistía a la reunión del Comité de Agentes del Mercado Eléctrico Ibérico y mantenía una reunión telemática con la Comisión Nacional de la Competencia (CNMC). Ese mismo día, el director general, Javier Rodríguez, asistía a la reunión de la Junta Directiva de la CEOE y, ya de tarde, al webinar de Enerclub,  Hoja de ruta del Gas renovable.
 
Los días 20 y 21 de mayo, ACOGEN asistía a las presentaciones que realizó el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDEA) sobre las propuestas de Órdenes de concesión de ayudas a la inversión para instalaciones renovables e instalaciones de producción de energía térmica, cuya información ha sido remitida a los asociados.
 
En el mes de junio, el día 2, ACOGEN participaba conjuntamente con SEDIGAS en una presentación sobre descarbonización con el Grupo SAICA. Ese mismo día, tomaba parte en la reunión de la mesa de entidades del Pacto Nacional para la Transición Energética de Cataluña.
 
Esta semana, el miércoles 10 de junio, se celebra -telemáticamente- el Comité de Regulación de ACOGEN, con la asistencia confirmada de más de un centenar de profesionales. Al día siguiente, tiene lugar la reunión de la Junta Directiva de ACOGEN.

ACOGEN en los medios

acogen medios Reactivar la industria pasa por la energía, era el título de la tribuna del director general de ACOGEN en la revista ENERGÍA elEconomista. Tras el impacto de la COVID-19, Rodriguez afirma que España necesita a la industria que tiene y a mucha más, “por eso mantenerla e incrementarla es prioritario para la reactivación económica”. Recuerda que la industria ha sido la asignatura pendiente de los últimos gobiernos y ninguno puso medidas para aumentar su peso. Ahora, emerge la imperiosa necesidad de hacer industria para que no se derrumbe el bienestar nacional, ya que sin industria no habrá reactivación de nuestra economía. El director general de ACOGEN señala que relevantes asociaciones empresariales han presentado al Gobierno soluciones que inciden en la industria, la energía y la descarbonización. CEOE con su Estrategia España para la recuperación de la crisis COVID¬19“, la Alianza por la Competitividad de la Industria con 10 medidas para la reactivación de la economía española, o Foment con su Plan de Choque para recuperar el empleo. Todas coinciden en reclamar acciones para promover políticas energéticas competitivas y minorar el gap que soporta la industria en España. Para Rodriguez la receta para la reactivación industrial en España es simple y conocida: competitividad, descarbonización y eficiencia, y pasa por regular de manera eficiente, ágil y en continúa interlocución con las empresas.
 
La actividad industrial de los cogeneradores está hoy al 80% frente a igual fecha de 2019, un dato grave pero esperanzador por la tendencia positiva, que puede venirse abajo si el Ministerio no toma medidas regulatorias con urgencia. “Estamos paralizados en la fase de la desatención regulatoria, impropia de un país industrial. La situación es grave con un Ministerio que desatiende e incumple de oficio obligaciones básicas hacia sus administrados. Nada sabemos de la retribución para el segundo semestre 2020”, denuncia el director general de ACOGEN, quien recalca que la incertidumbre de los mercados es gestionable por las empresas pero no el riesgo de unos ingresos regulados ignotos que penden del Ministerio. Urge que el Ministerio actúe y cumpla con la industria. La regulación económica de la cogeneración está desfasada ante la crisis COVID-19 y es imprescindible ajustarla a la situación actual de los mercados y dotar un marco de continuidad y estabilidad.
 
ACOGEN ha trasladado al Gobierno propuestas regulatorias concretas, viables, sencillas y eficaces para dar respuesta a las necesidades de nuestras industrias, sin respuesta por parte del Ejecutivo.
 
La Asociación Española de Cogeneración sigue siendo noticia por sus cartas semanales #Cogeneradores_juntos_podemos. Tal como publica Castellón Plaza, la industria de la cogeneración urge medidas al Gobierno al caer este mes un 20% la producción; unas medidas que permitan suprimir el alto grado de incertidumbre sobre el que pesa el sector en cuanto al nuevo marco retributivo de la actividad que se dará a partir del próximo 1 de julio. A pesar de la progresión en positivo de la actividad de los cogeneradores, esta es lenta y puede romperse si el Gobierno no toma medidas.
 
Energy News titula ACOGEN considera inaudito que el regulador incumpla repetidamente sus obligaciones básicas, destacando que MITERD incumple reiteradamente su obligación de promulgar cada 6 meses la retribución de la cogeneración. Y es que la Asociación pidió ya hace dos meses al regulador medidas urgentes, justas y necesarias, de gran repercusión económica para la actividad de nuestras industrias, ante la crisis COVID-19 y la caída de los mercados energéticos con graves consecuencias en el marco regulado de la cogeneración.
 
El portal energético recoge las declaraciones del director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, quien afirma que “ante el silencio ministerial, desde ACOGEN seguimos potenciando la comunicación con nuestras industrias y stakeholders; informando en tiempo real a más de 3.500 profesionales; tendiendo la mano, prestando ojos y oídos a la voz del MITERD y también de MITECO y a las Comunidades Autónomas donde radican nuestras industrias”.
 
La cogeneración, en el limbo a la espera de que el Gobierno publique su retribución para los próximos seis meses, informa El Periódico de la Energía. Y es que, a poco menos de un mes para que se cambie la retribución a la operación de los próximos seis meses, se desconoce cuál va a ser la regulación o la metodología que se va a emplear para su cálculo y lo que es más importante, el importe resultante. En declaraciones del director general de ACOGEN, «Nunca ha habido tanta incertidumbre para la cogeneración como hasta ahora», quien puntualiza que  «después de que en enero se cambiara toda la metodología de cálculos en la retribución, la que hay en vigor no se puede aplicar porque han cambiado el sistema. No podemos hacer ni una estimación de cuánto recibirá por la operación y por lo tanto, los industriales no pueden hacer previsión de gastos o costes».
 
Rodríguez afirma que hace un mes hubo reuniones muy positivas con los equipos técnicos donde se pudo constatar que hay necesidades patentes sobre la mesa y que existen soluciones factibles, viables y sencillas para solventarlas. Pero, de momento, siguen paralizadas. Y así, cientos de industrias claves para el país siguen esperando respuesta en medio de una creciente incertidumbre.
 
Cerca de 600 plantas de cogeneración en vilo por el retraso del Gobierno al fijar su retribución, destaca OK Diario,  ya que el Gobierno todavía no ha fijado la nueva retribución, lo que supone que el sector de la cogeneración podría verse abocado a producir a ciegas. “Es vital que el Gobierno no se retrase. Algunas empresas producirán y otras puede que no, ya que se tendrán que lanzar a producir a tumba abierta sin conocer la regulación. Es un tema de seguridad jurídica. No se pueden añadir más incertidumbre, bastante complejo es gestionar ya una industria en estos momentos de crisis”, según declaraciones Javier Rodríguez, director general de ACOGEN, quien recuerda que el regulador, una vez tras otra incumple sus obligaciones básicas de promulgar cada seis meses la retribución.
 
El diario recoge las propuestas jurídicas que ACOGEN elevó al Ministerio para la Transición Ecológica a finales de abril que permitieran al sector planificar y operar bajo «parámetros retributivos previsibles». Uno de los cambios pasa por elaborar un régimen transitorio para las instalaciones de cogeneración de alta eficiencia que alcancen el final de su vida útil este año. También la solicitud ajuste del valor del precio de mercado para 2020 en las instalaciones de tecnologías cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible y que se flexibilice el cómputo de las horas equivalentes de funcionamiento de la cogeneración establecidas en el régimen retributivo específico. Para Rodríguez, la situación de total incertidumbre económica, es «impropia de un país industrial» y  puede marcar la diferencia entre producir con números verdes o correr el riesgo de que sea en rojos, algo que solo se sabrá cuando el Gobierno comunique su decisión  «quién sabe si con meses o años de retraso».
 
Y concluimos este repaso a la presencia mediática de ACOGEN con la entrevista a su director general en Castellón Plaza y Valencia Plaza, donde Rodríguez no duda en remarcar que, en este momento de crisis, la receta para la reactivación industrial en España es competitividad, descarbonización y eficiencia, y pasa por regular de manera eficiente, ágil y en continúa interlocución con las empresas. Mientras otros países han apostado por la cogeneración, en España aún tiene pendiente desde el 2018 fijar la retribución regulada necesaria para dar seguridad jurídica al sistema o resolver la continuidad de aquellas plantas que están en su ciclo final de vida, como así sucede en el azulejo, 'un sector que difícilmente podrá remontar sin las alas de la cogeneración', afirma el director de ACOGEN.
 
Para Rodríguez, España no cuenta con políticas energéticas que potencien sus industrias, siquiera con una estrategia para la energía y descarbonización adecuada a nuestras industrias. Se han excluido las necesidades de competitividad energética de la industria del debate energético y climático, que se ha reducido al simplismo al solo querer apuntar a la electrificación y la generación eléctrica eólica o solar. “Hay que conocer las necesidades energéticas de las industrias, sus particularidades como industrias electrointensivas o calorintensivas, cómo compiten y priorizar la industria en la acción del Gobierno, con un compromiso de Estado con la industria”. La cogeneración es la mejor tecnología disponible para las industrias que requiere calor en sus procesos, aporta eficiencia energética, competitividad y descarbonización. Recuerda que la cogeneración desempeñará un enorme papel en la descarbonización industrial, manteniendo e impulsando al mismo tiempo la competitividad. Las ventajas de la cogeneración no han pasado inadvertidas para otros países como Alemania o Italia en los que se está produciendo un desarrollo y crecimiento espectacular. Aquí, por el contrario, con las medidas del Gobierno, una de cada 3 plantas cerrará en 10 años.
 
En cuanto a la cerámica, con gran implantación en Castellón, el sector está pasando por graves dificultades derivadas de la caída internacional de la demanda motivada por la actual crisis. La cogeneración es un aliado imprescindible y esencial para el sector azulejero, en el que los costes energéticos son determinantes para poder producir, competir y exportar. “Confío en que los mercados cerámicos se vayan recuperando, pero paralelamente la competitividad energética de la industria cerámica puede actuar como revulsivo para remontar la situación o como pesado lastre que haga retroceder en gran medida al sector. Lo mejor que le puede pasar al sector cerámico es contar con un gas y una cogeneración que aporten competitividad a sus productos, lo peor que le puede ocurrir en términos energéticos es que no puedan contar con sus cogeneraciones como lo hacen sus competidores italianos o americanos”.

Socios protagonistas

ASCER

LOGO ASCER ASCER (Asociación Española de Fabricantes de Azulejos y Pavimentos Cerámicos) es una organización empresarial de ámbito estatal que representa al 95% de la producción española. Su sede social está en Castellón de la Plana ya que una de las principales características del sector azulejero español es la alta concentración geográfica de la industria en la provincia de Castellón donde se ubica el 94% de la producción nacional. El objetivo principal de ASCER es apoyar, defender y promocionar los intereses generales y comunes de la industria de baldosas cerámicas, así como ofrecer a sus asociados servicios de valor y ayudarles en la mejora de la gestión de sus empresas y en la creación de ventajas competitivas sostenibles. Las actividades de ASCER vienen definidas por la conveniencia o necesidad de una actuación conjunta en aquellos campos en los que las empresas, individualmente, no pueden llevar a cabo con éxito ciertas acciones o éstas se lograrían a un elevado coste.
 
La industria española de baldosas cerámicas es puntera en el mundo en tecnología, calidad, prestigio y diseño. Es el primer productor europeo y el segundo exportador mundial en volumen. Es el tercer sector industrial español que más superávit comercial aporta a España, y los productos de Tile of Spain se exportan a más de 190 países de todo el mundo.
 
El papel de la cogeneración en la industria cerámica
El sector fabricante de baldosas cerámicas es intensivo en energía, especialmente en demanda de calor, por lo que el uso de las instalaciones de cogeneración es una tecnología idónea tanto para el aprovechamiento del calor como para la generación de electricidad para satisfacer sus necesidades, aumentando la competitividad de la industria. Las primeras plantas de cogeneración se instalaron hace más de dos décadas y son instalaciones que se caracterizan por tener un nivel muy alto de eficiencia energética.
 
La cogeneración, junto con los cambios y mejoras realizados en los procesos, ha permitido a la industria cerámica española ser más sostenible y reducir emisiones, con el consiguiente ahorro económico esencial para mantener la competitividad internacional del sector, ante los elevados costes energéticos de España.
 
La transición energética es fundamental en la lucha contra el cambio climático y la descarbonización, pero su planificación debe permitir la utilización y desarrollo de diversas tecnologías y fuentes energéticas necesarias para garantizar una sostenibilidad, no solo medioambiental, si no también económica, garantizando el abastecimiento.
 
La cogeneración es una medida necesaria para muchas industrias como la cerámica, con una finalidad de eficiencia y ahorro, y que actualmente no tienen alternativa tecnológica de producción. Por ello, es fundamental el desarrollo de un marco regulatorio estable y predecible, ajustado a la nueva realidad, que permita continuar su funcionamiento.
 
Algunas cifras:
-       Las cogeneraciones cerámicas pueden alcanzar un ahorro de energía primaria (PES) superior al 20%.
-       Las 28 plantas de cogeneración en el sector generan hasta 1.300 GWh de energía eléctrica al año.
-       El impacto del cierre de las plantas de cogeneración tendría un impacto en la industria cerámica de 50 millones de euros.

ASCER ascer

NECESIDADES URGENTES DE LOS COGENERADORES

NECESIDADES URGENTES DE LOS COGENERADORES

ULTIMA HORA JUNIO 1    Adecuar las retribuciones de 2020 a los actuales precios del mercado, esencial para las plantas y condición para que las industrias puedan impulsar la reactivación. El  Gobierno ha expresado su compromiso con la medida, si bien es vital para nuestras empresas contar el 1 de julio con parámetros retributivos publicados en el BOE acordes a la situación de los mercados y, si no fuera posible, que se prorroguen los valores en vigor en este primer semestre para su aplicación en el segundo. 
Sin conocer la retribución para el próximo semestre es imposible saber si cubriremos los costes de producción; para poder operar las plantas es imprescindible que se promulgue la Orden para el segundo semestre durante este mes de junio. La incertidumbre es total y debemos evitar que las industrias incurran en graves riesgos económicos. 
2    Desarrollar en los próximos 3 meses soluciones regulatorias que permitan mantener la actividad de las 50 plantas que acabarán su vida útil en diciembre, para que sigan prestando servicio a sus industrias en un momento tan difícil y complejo. 
Desde ACOGEN hemos remitido 5 propuestas jurídicas sencillas y eficaces para lograr un ajuste del valor del precio de mercado eléctrico en la retribución a la cogeneración y establecer marcos transitorios o nuevos para las cogeneraciones que alcancen el final de su vida útil regulada.

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