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Acogen - Energía Eficiente CABECERA e + e On-line Marzo 2020
nº138
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editorial foto
Director general ACOGEN Javier Rodríguez
Director general ACOGEN
 
Editorial
Cogeneración: Europa SÍ, España NO.

La mejor cara de España la hemos logrado siempre mirando a Europa, esforzándonos por alcanzar las cotas de desarrollo, bienestar y democracia de países a los que nos unen muchas más cosas que ser socios y miembros de una misma Unión Europea: vivimos con las mismas reglas, competimos en un mismo mercado y aspiramos a crecer conjuntamente y a disfrutar de un creciente bienestar social y económico. Pero nuestros Gobiernos no siempre coinciden en sus medidas y prioridades, por lo que vemos algunos países sobresalen en su acierto al plantear y seguir líneas determinadas políticas que dan mejores frutos, con más industria y más bienestar.

'Spain is different', en cogeneración esta es una mala diferencia

Me pregunto por qué cualquier industria en la UE -en Alemania, Francia, Italia, Austria...- puede instalar una cogeneración y en España no. Desde hace siete años es imposible en nuestro país poner una cogeneración o renovar las existentes. Miro a Alemania que vive un 'boom' de cogeneraciones a gas, -además de renovables y de apuestas de hibridación con hidrogeno y biogás-, con el que están repotenciando y elevando la competitividad de sus industrias. 

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Mercados y precios energéticos
triángulo

Precios Electricidad

Precios electricidad

Brutal caída del precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) en FEB a 35.87 €/MWh, variación -5,2 €/MWh (-12,7%) respecto ENE, debido a menor demanda (temperatura menos fría), mayor producible renovable... Leer más
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Precios Electricidad

Precios Gas

Se hunden los Futuros interanuales del crudo DATED Brent perdiendo (-29%), y el Tipo de Cambio US$/€ interanual mejora un +3%, efecto bajada neta media de -15% en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de hace un mes.  Leer más
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Precios Electricidad

Precios CO2

La media mensual del precio spot del CO2 sigue tendencia bajista moderada. ENE ha revertido a 24,4 €/tCO2, FEB a 24,1, y en lo que llevamos de MAR 23,6 €/tCO2. No obstante, el efecto bañera en los precios de estos últimos meses... Leer más
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Actividad ACOGEN
actividad  

ACOGEN continúa con su actividad de carácter institucional y asociativo para atender las necesidades actuales de las plantas, así como las necesidades estratégicas para su futuro. El viernes 14 de febrero, el director general asistía al acto de AFRY Energy storage. A la semana siguiente, el lunes 17, la Asociación acudía al acto de entrega de los XXX Premios de la Energía, organizado por Enerclub.

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  ACOGEN en los medios
acogen en los medios  

Son tiempos difíciles para la industria, era el titular del director general de ACOGEN en su tribuna publicada en la revista Energía elEconomista. Rodríguez recalca que la caída del 6% de la demanda de electricidad industrial en 2019, los cinco meses continuados del índice de grandes consumidores industriales de gas en cero o negativo, y el descenso del 9% en la cogeneración en lo que va de año y tras del recorte a la retribución...

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Cogeneración sin fronteras
punto Alemania: 'Las energías renovables y la cogeneración son dos caras de una misma moneda'
punto Alemania: Palm moderniza y expande la central eléctrica en su fábrica de papel en Wörth
punto Alemania: 3000 nuevas plantas de cogeneración para Baviera
punto Alemania: Planta de cogeneración a leña
punto Bélgica: Elecnor construirá una planta de cogeneración de biomasa en Gante
punto Italia: inauguración de la nueva planta de cogeneración de alta eficiencia de BrianzAcque
punto Italia: Trigeneración en planta de automóviles Lamborghini 'la trigeneración del toro'
punto Bosnia: nueva planta de cogeneración en Zenica con una potencia de 14.45 MW
punto EE.UU.: DTE compra una central de cogeneración de 8 MW en Atlantic City, Nueva Jersey, que proporciona electricidad, agua fría y caliente a hotel y club social
punto EE.UU.: Kruger Energy se asocia con Peak Power para optimizar la operación de proyectos de almacenamiento de energía en el estado de Nueva York
punto China: Sunpower Group invertirá en una planta de cogeneración de biomasa de 70MW
punto Israel: NILIT líder en fabricación de nylon cambia a una central de cogeneración a gas
punto Cummins lanza la nueva serie de generadores de gas C25G con motor Liebherr
punto Capstone Turbine se adjudica un contrato para mantener una nueva planta de energía de microturbinas con un sistema CHP
punto La UE ofrece 60% de fondos no reembolsables para plantas de cogeneración
punto E.ON ofrece cogeneración como un servicio ESCo
punto Una taxonomía que genera crecimiento sostenible en Europa

  Socios protagonistas
ALPIQ
Alpiq es una compañía energética líder en Suiza y con presencia en 30 países europeos. Su filial española Alpiq Energía España está presente en nuestro país desde el año 2007. Gracias a su amplia experiencia, obtenida de la gestión de sus instalaciones de ciclo combinado de la Plana del Vent (Tarragona), y a su zona de regulación secundaria propia, Alpiq Energía España es pionera en la prestación de servicios relacionados con el suministro de gas, el suministro de electricidad, la gestión de coberturas y el acceso al mercado a instalaciones de cogeneración y renovables, especialmente en lo relativo a participación en Servicios de Ajuste, labor que viene desarrollando para sus clientes desde que la Administración lo autorizó  en 2016. Desde entonces, Alpiq ha conseguido la habilitación y participación efectiva de más de una docena de plantas de cogeneración, de diversas tecnologías (turbinas y motores) y vinculadas a distintos sectores industriales en los Servicios de Ajuste, donde estas plantas han podido mejorar sensiblemente sus márgenes de explotación. Recientemente la CNMC ha publicado su documento de Terms and Conditions para el mercado eléctrico en el que establece que se reduce el umbral mínimo de habilitación de 10MW a 1MW de flexibilidad, lo que permitirá la participación en estos Servicios a instalaciones que hasta ahora no tenían acceso a los mismos debido a esta barrera en el tamaño de la flexibilidad.
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ALPIQ PLANTA
De un vistazo
De un vistazo
punto Son tiempos difíciles para la industria; tribuna de Javier Rodríguez, director general ACOGEN
punto Consumado el recorte a las plantas de cogeneración pese a la alarma industrial
punto La industria gallega pierde 80 millones por el recorte del Gobierno a la cogeneración
punto El sector gasista se une al azulejo de Castellón por la cogeneración
punto La protesta industrial sólo maquilla el recorte a la cogeneración
punto Los recortes en la retribución a la cogeneración costarán 33 millones a las empresas cántabras
punto Los recortes a la cogeneración desatan la tormenta perfecta para la industria
punto El recorte a la cogeneración fulmina el ahorro anual por el gas... Justo cuando el mercado eléctrico afloja
punto El recorte a la cogeneración castigará a Finsa, Jealsa, Gadisa o Coren
punto Industrias de la región se plantean cerrar centrales de cogeneración por el recorte
punto Gema Díaz, presidenta de Sniace: 'El recorte del Gobierno a la cogeneración ha sido la puntilla para Sniace'
punto Revilla desvela que Sniace pidió un aval al Gobierno para un crédito de 20 millones antes del recorte a la cogeneración
punto Sedigás afirma que los recortes a la cogeneración ponen en duda la viabilidad de la competitividad industrial
punto El PP (Castellón) pedirá recuperar las retribuciones para la cogeneración energética
punto PP (Cantabria) anuncia una acción coordinada para que el Gobierno dé 'marcha atrás' en la orden que recorta la cogeneración
punto El Parlamento aprueba pedir ayuda para Sniace y el resto de la industria cántabra en Madrid
punto 'La industria no puede ser la gran perjudicada de la transición', Rosa María Sanz (Sedigas)
punto Hunosa tendrá que pagar derechos de emisión en 2022 si el Gobierno no amplía su exención
punto 'Antes o después, veremos a azulejeras españolas abrir fábricas en América'; Vicent Nomdedéu, presidente de Ascer
punto El Estatuto: una herramienta para reforzar la competitividad de las electrointensivas
punto El PP gallego y asturiano exigen al Gobierno que 'deje de buscar excusas' y 'no abandone' a las electrointensivas
punto Feijóo abandera un frente con Asturias y Cantabria en busca de auxilio industrial
punto La Ley del Clima desata nuevas tensiones competenciales entre la CNMC y Ribera
punto El Indicador de Clima Industrial en España sube 1,9 puntos en febrero pese al coronavirus
punto El sector público adelanta a la industria como segunda actividad que más aporta al PIB de España
punto Audax triplica su beneficio en 2019 y supera los 25 millones de euros
punto Alemania diseña su estrategia para sustituir los combustibles fósiles por hidrógeno
punto El Mercado de gas permitió ahorrar 2.800 millones en energía en 2019
punto El Gobierno lanzará una línea de 300 millones para subvencionar proyectos renovables «con carácter innovador»
 
Crece la preocupación en las comunidades autónomas por los efectos en los recortes a la cogeneración
Crece la preocupación en las comunidades autónomas por los efectos en los recortes a la cogeneración
imagen del mes

Asturias, Cantabria, Galicia, País Vasco y la Comunidad Valenciana ya han alzado la voz de alarma ante las consecuencias de que tendrá la orden de actualización de la retribución de las renovables, cogeneración y residuos (RECORE) para 2020-2025. Según datos de ACOGEN, la merma de ingresos para este año para todas las plantas cogeneradoras españolas será de unos 400 millones. El Comercio, La Nueva España, La Opinión de A Coruña, El Diario Montañés, El Mundo Castellón y El Correo se hacen eco de la situación.

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Editorial

Cogeneración: Europa SÍ, España NO.

editorial foto La mejor cara de España la hemos logrado siempre mirando a Europa, esforzándonos por alcanzar las cotas de desarrollo, bienestar y democracia de países a los que nos unen muchas más cosas que ser socios y miembros de una misma Unión Europea: vivimos con las mismas reglas, competimos en un mismo mercado y aspiramos a crecer conjuntamente y a disfrutar de un creciente bienestar social y económico. Pero nuestros Gobiernos no siempre coinciden en sus medidas y prioridades, por lo que vemos algunos países sobresalen en su acierto al plantear y seguir líneas determinadas políticas que dan mejores frutos, con más industria y más bienestar.
 
'Spain is different', en cogeneración esta es una mala diferencia
Me pregunto por qué cualquier industria en la UE -en Alemania, Francia, Italia, Austria...- puede instalar una cogeneración y en España no. Desde hace siete años es imposible en nuestro país poner una cogeneración o renovar las existentes. Miro a Alemania que vive un 'boom' de cogeneraciones a gas, -además de renovables y de apuestas de hibridación con hidrogeno y biogás-, con el que están repotenciando y elevando la competitividad de sus industrias. Por ejemplo, el caso de esta papelera líder (link) y esta multinacional química (link), o cómo su Ministro del ramo declara (link) que la descarbonización no es posible sólo con el viento y el sol, que se requieren 17.000 MW de nueva cogeneración a gas en el país germano, lo que supone más de tres veces toda la potencia instalada en España. Alemania ya produce el 19% de su electricidad con cogeneración y aquí, que la cogeneración produce el 11%, el Gobierno planifica reducirlo al 6% para 2020. Los alemanes saben muy bien que la cogeneración apareja inversión energética con una mayor inversión industrial, lo que supone mayor competitividad y potencia ese círculo virtuoso de más industria y empleo de calidad, es decir, grandes contribuciones al país.
 
En Italia cuentan con un marco de certificados blancos de cogeneración, cualquier industria puede poner una planta de cogeneración, ya tienen 1700 plantas con 13.200 MW que producen el doble de electricidad cogenerada que aquí, sólo en 2018 los italianos invirtieron en cogeneración más de 400 millones de euros. También en Francia disfrutan de un marco regulatorio que tampoco pone ningún problema para instalar cogeneraciones. En la mayoría de países bajo las mismas directivas europeas que nosotros se promueven las cogeneraciones, con efecto positivo en sus industrias y las consiguientes aportaciones a los sistemas energéticos. Aquí no, aquí somos más listos y no lo hacemos.
 
Siete años a la espera de marco regulatorio
Llevamos siete años de moratoria sin marco regulado para nuevas plantas o renovar las existentes. Me dicen algunos que es 'una maldición bíblica', otros 'que os habéis metido en una actividad eléctrica que no es la vuestra', en resumen que vivimos en una incertidumbre política plagada de excusas pero la realidad es que para el MITECO la industria no supone prioridad alguna, se centra en la descarbonización climática, parece que molestamos. Otros países UE más industrializados ven crecer su cogeneraciones mientras que aquí el Gobierno está pensando en cerrar una de cada tres a 2030 -desastre de PNIEC-, mientras atiza un varapalo a las existentes.
 
Difícil situación para la operativa de las plantas
El 28 febrero se publicó la orden 171/2020 de retribución a la cogeneración que consuma un trato regulatorio injusto, que posiblemente llevará a cientos de industrias a entablar conflictos judiciales con el Estado. No se han atendido las razones y fundamentos legales alegados por los representantes institucionales de las empresas y se han desoído las llamadas de atención de las comunidades autónomas, asociaciones empresariales y partidos políticos. Solo queda recurrir a los jueces y mirar adelante para seguir proponiendo al Gobierno nuevas soluciones para las industrias. Lo que está claro es que la producción en cogeneración registra ya a marzo una caída del 15%, téngalo en cuenta el MITECO, que parece que no ha querido o no sabido comprenderlo y regular con acierto.
 
El momento es grave -sin contar con el cisne negro sobrevenido del Covid19- con fuerte caída de la actividad económica que ya están descontando los mercados, lo que añade fuerte estrés económico a la operación de las cogeneraciones y sus industrias asociadas. Esta situación recomienda acometer ya medidas para adaptarnos a ciclos económicos cada vez más cortos y variables en los que desarrollamos nuestra actividad en los mercados. Urgen medidas regulatorias coyunturales y los cogeneradores tenemos soluciones para capear este temporal: acortar periodos de ajuste de las variaciones de precio de los mercados, reformar las metodologías de revisión de precios de combustibles y eliminar las cargas de financiación del sistema eléctrico que soportamos.
 
Urge tomar medidas coyunturales y estructurales
Pero también urgen medidas regulatorias estructurales tras esos siete años de vergonzante parálisis regulatoria nacional a la cogeneración, apremia dotar ordenada y progresivamente a la cogeneración de un marco en el que las plantas puedan mantener su actividad y planificar sus inversiones y planes de descarbonización con nueva asignación de régimen retributivo.
 
O se implementan ya los marcos de acuerdos regulatorios sectoriales y planes de descarbonización o en diciembre más de 500 MW (50 plantas) llegarán al final de su vida útil regulada sin alternativas, sin opciones para asegurar su continuidad operativa, sus inversiones y sus planes de descarbonización. ¿Entiende esto el Gobierno? ¿Las va a abandonar y mandar al cierre?
 
Y en dos años, más de 1.500 MW y 200 fábricas han de tomar decisiones de inversión al alcanzar el final de la vida útil sus cogeneraciones. Es la hora de que MITECO priorice la industria de verdad o en poco tiempo no habrá industrias de las que las que ocuparse.
 
Como se hace en Europa, ni más pero desde luego no menos
No hay éxito posible de la transición energética sin el papel de la industria. Los cogeneradores necesitamos un Gobierno que tome medidas y colabore con las industrias para hacer las cosas bien, como se hace en toda Europa, no pedimos más pero tampoco menos. Recuerde el Gobierno que muchas industrias y puestos de trabajo dependen de ello.
 

Javier Rodríguez
Director general ACOGEN

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad
Precios electricidad

Brutal caída del precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) en FEB a 35.87 €/MWh, variación -5,2 €/MWh (-12,7%) respecto ENE, debido a menor demanda (temperatura menos fría), mayor producible renovable (hidráulica y eólica) y térmica más barata (gas a precios muy competitivos). De hecho, el precio FEB 2020 ha sido 18,1 €/MWh (-33,6%) inferior al de FEB 2019, principal razón: precios de los combustibles rompiendo niveles más bajos que los de 2016 y mayor cobertura de demanda con renovables y autoconsumos.

Los mercados siguen descontando una fuerte caída de la actividad económica, y de la demanda, a lo largo del primer semestre 2020, con precios del pool por debajo de 40 €/MWh. Así, la estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) en 2020 cae a 39,0 €/MWh, un -3,9% (-1,6 €/MWh) por debajo del nivel previsto hace un mes.

Vuelve a caer toda la curva de precios forward 2021-2027, excepto 2022, siguiendo niveles de soporte de PPA’s, físicos y/o financieros, con renovables teniendo en cuenta el coste marginal de plantas térmicas de ciclo combinado (CCGT’s):

Calendar 2021 ha bajado de 44,3 a 43,5 €/MWh. Decremento -0,8 €/MWh (-1,8%).

Calendar 2022 ha subido de 44,3 a 44,8. Incremento +0,5 (+1,1%).

Calendar 2023 ha bajado de 43,75 a 43,6. Decremento -0,15 (-0,3%).

Calendar 2024 ha bajado de 43,7 a 43,4. Decremento -0,3 (-0,6%).

Calendar 2025 ha bajado de 42,9 a 42,6. Decremento -0,3 (-0,7%).

Calendar 2026 y 2027 cotizan a mismos niveles con muy poca liquidez, bajando de 42,8 a 42,5. Decremento -0,3 (-0,7%).

Los precios finales indexados al mercado mayorista a medio y largo plazo más baratos que las ofertas de comercializadoras a precio fijo en mercado minorista. No se recomienda fijar precios para 100% del volumen (único click) en resto de 2020 y hasta 2027. Conviene indexar una parte a precios del mercado mayorista (pass-pool o pass-through) haciendo coberturas parciales (por ejemplo, 20%), aumentando el volumen total cubierto poco a poco (estrategia multi-click).

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

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

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

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

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

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

Se ha aprobado la nueva metodología de tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad que entrarán en vigor a finales de 2020 (Noviembre). Se supone que serán tarifas aditivas, que remunerarán únicamente los costes de redes eléctricas, pero aún no se sabe cómo van a recaudarse los costes de los horrores de políticas energéticas. Con la bajada de la remuneración de las actividades reguladas, se ha aprobado una sustancial bajada de las nuevas tarifas de ATR, pero penalizando más los excesos de potencia y de reactiva. Definitivamente, mientras no se publiquen cómo se van a recaudar los demás costes de horrores 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). 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) y el ATR si que sería una variación regulada aplicable con la nueva estructura a partir de su entrada en vigor.

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.

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

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

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

Cuidado con la nueva obligación forzando a la industria electrointensiva a contratar PPA’s como mínimo a 5 años. No necesariamente puede conducir a una reducción de costes respecto a hacer lo mismo de forma libre (no regulada). La supuesta ventaja sería el aval que pondría el Estado para facilitar (obligar) a ello.

Y por si todos estos nuevos costes adicionales no fuesen suficientes para provocar suspensión de pagos o quiebra de la cogeneración, se baraja una reducción fulminante de la retribución en 2020 de aprox. una media del 35% respecto a la de 2019. La indexación al precio del crudo Brent u otros derivados del petróleo, no es lo mismo que el precio del gas facturado por la cogeneración. 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 y tensión-reactiva que aporta la generación, 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 ahorra inversiones en redes y aumenta la eficiencia energética del sector.

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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

Se hunden los Futuros interanuales del crudo DATED Brent perdiendo (-29%), y el Tipo de Cambio US$/€ interanual mejora un +3%, efecto bajada neta media de -15% en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de hace un mes. En sentido contrario, los Futuros interanuales del gas NYMEX aumentan +3,2%, si bien con presión bajista. El precio interanual del gas en MIBGAS prácticamente se mantiene estable (-0,2%), lo cual se está notando en el mercado eléctrico a corto y medio plazo, propagándose en futuros hasta el año 2027.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han caído de 55,7 a 39,3 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,098 a 1,1318 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX pasan de 2,07 a 2,133 US$/MMBtu. El precio medio interanual del MIGBAS se mantiene alrededor de 11,2 €/MWh (Feb 2020-Ene 2021).

El euro frente al dólar americano mejora target a 1,1397 y 1,1525 US$/€ a finales de 2020 y 2021, respectivamente.

El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha seguido una tendencia bajista en FEB 2020, cayendo a 9,86 €/MWh (-1,83 €/MWh, -15,6%) respecto ENE 2020. Recordemos que este es un índice de precios de balances de gas, no es un mercado primario de aprovisionamiento, pero puede llegar a aprovecharse como tal (parcial o totalmente para un cogenerador o fábrica) si la regulación facilitase la adquisición de gas a los grandes consumidores.

Según las cotizaciones de contado y teniendo en cuenta los futuros (resto) de balance de MAR 2020, se anticipa una caída a 9,1 €/MWh. Si tenemos en cuenta los futuros de resto del año 2020, el Mercado Secundario de Gas anticipa un cierre de 11,0 €/MWh. Dicho nivel sería inferior al de la media de 2019, que ha sido de 15,36 €/MWh.

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

ENE 2020: ha cotizado 17 días, marcando máximo 15,8 €/MWh, medio 13,8 y mínimo 11,8. Dado que el Mercado Secundario 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 Secundario cerró a 9,86, el contado cerró por debajo del futuro.

MAR 2020: ha cotizado 20 días, marcando MAX 9,9 €/MWh, medio 9,6 y MIN 9,1. La previsión considerando Futuros diarios y fines de semana de OMIP es de 9,1. Tiende al valor MIN, si bien en realidad son productos (futuro vs contado) con diferentes características y especificidades.

ABR 2020: ha tenido 8 días de actividad en lo que llevamos de mes (del 1 al 12), marcando MAX 9,6 €/MWh, medio 9,3 y MIN 9,0. Mientras la previsión del Futuro en OMIP es de 9,6. Tiende al valor MAX, pero los márgenes de variación son estrechos.

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

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

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

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

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

Futuro ABR 2020 lleva cotizando desde 2 ENE hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 12,8, 10,4 y 9,0 €/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.

Futuro Año 2020 ha cotizado desde 2 Ene 2018 hasta 30 Dic 2019, entre 13,3 y 25,3, y media 20,3.

Futuro 2021 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2019, entre 13,6 y 22,7, y media 19,2.

Futuro 2022 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2020, entre 15,3 y 18,5, y media 17,0.

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.

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.

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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 tendencia bajista moderada. ENE ha revertido a 24,4 €/tCO2, FEB a 24,1, y en lo que llevamos de MAR 23,6 €/tCO2.

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

Esa misma frenada de los precios 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 oscila alrededor de 23,9

Futuro Dic 2021 oscila alrededor de 24,1

Futuro Dic 2022 oscila alrededor de 24,3

Futuro Dic 2023 oscila alrededor de 24,6

Futuro Dic 2024 oscila alrededor de 25,0

Futuro Dic 2025 oscila alrededor de 25,3

Futuro Dic 2026 oscila alrededor de 25,7

Futuro Dic 2027 pasa de 25,9 a 26,0

Futuro Dic 2028 ha empezado a cotizar en 29,4 el 18 Dic 2019, y está actualmente en 26,4.

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

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

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

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Actividad ACOGEN

actividad ACOGEN continúa con su actividad de carácter institucional y asociativo para atender las necesidades actuales de las plantas, así como las necesidades estratégicas para su futuro. El viernes 14 de febrero, el director general asistía al acto de AFRY Energy storage. A la semana siguiente, el lunes 17, la Asociación acudía al acto de entrega de los XXX Premios de la Energía, organizado por Enerclub. El miércoles 19, el director de Regulación participaba en el Comité de Agentes de Mercado Gasista. Ese mismo día, el director general tomaba parte en la Junta Directiva de CEOE. El viernes 21, la Fundación Repsol celebraba el EU Industry and the Energy Transition, con la presencia de ACOGEN.
 
El director general, Javier Rodríguez, asistía el martes 25 a la jornada sobre Financiación Climática organizada por Enerclub. Al día siguiente, ACOGEN y COGEN España se reunían con el diputado de Compromís, Joan Baldoví. El mismo miércoles ACOGEN, asistía a la toma de posesión de los nuevos cargos de las Secretarías de Estado de Energía, así como a la de Medio Ambiente. El jueves 27, el director de Regulación, Rodrigo Álvarez, participaba en un seminario sobre las circulares eléctricas de la CNMC. Este mismo día, ACOGEN y COGEN España se reunían con secretario general del Grupo Popular en el Congreso, Guillermo Mariscal, y varios diputados del Grupo Parlamentario Popular, a quienes expusieron la situación de la cogeneración. Esa misma tarde, tenía lugar la reunión de la Comisión de Industria y Energía de CEOE, con la asistencia de ACOGEN. Al día siguiente, el viernes 28, nuevamente ambas asociaciones mantenían una reunión con Juan José López Uralde, diputado de Unidas Podemos y presidente de la Comisión de Transición Ecológica del Congreso de los Diputados.
 
El mes de marzo comenzaba con la II Jornada Gas Renovable: Hidrógeno, organizada por Sedigas y Enerclub el miércoles 4 de marzo, a la que ACOGEN asistía. Un día después, el director general de la Asociación intervino como ponente en la jornada Mercados energéticos, organizada por el Grupo de Gestores Energéticos. El viernes 6, ACOGEN mantenía una reunión con el Departamento de Análisis y Demanda de Enagás GTS, y el martes 10, con el director general de COGEN Europe para analizar la metodología de cálculo de emisiones a emplear en las instalaciones de cogeneración.
 
A partir del 11 de marzo, ACOGEN ha procedido a reducir las reuniones y actos públicos como medida de prevención ante la emergencia sanitaria del COVID-19. Por lo tanto, los eventos de la agenda prevista en las siguientes semanas están supeditados a causas mayores. El martes 17 el director de Regulación participará en las reuniones de los Grupos de Trabajo de Política Energética, Mercado Eléctrico y Medio Ambiente de COGEN Europe. Ese mismo día, el director general será ponente en la presentación del Balance Energético 2019. Asimismo, ese día ACOGEN participará en una mesa redonda en el marco el Máster de Negocio Energético del Enerclub. Por su parte, la CEOE ha aplazado al miércoles 18 su Junta Directiva.  Las agendas quedan todas sujetas a la evolución de los acontecimientos y se realizarán prioritariamente por medios telemáticos.
 

ACOGEN en los medios

acogen en los medios Son tiempos difíciles para la industria, era el titular del director general de ACOGEN en su tribuna publicada en la revista Energía elEconomista. Rodríguez recalca que la caída del 6% de la demanda de electricidad industrial en 2019, los cinco meses continuados del índice de grandes consumidores industriales de gas en cero o negativo, y el descenso del 9% en la cogeneración en lo que va de año y tras del recorte a la retribución anunciado por el Ejecutivo; son señales de una posible bajada de la producción industrial, a la que seguiría un retroceso de las exportaciones y, en consecuencia, de pérdida de empleo.
 
La orden de actualización de la retribución de las renovables, cogeneración y residuos (RECORE) para 2020-2025 bajará más del 30% la retribución regulada de la cogeneración para 2020, un impacto en las industrias que elevaría un 20% en promedio los costes energéticos de fabricación, con negativas consecuencias en las más de 600 industrias que cogeneraran. ACOGEN, como representante de los cogeneradores, ha aportado al Gobierno propuestas que pueden equilibrar las actualizaciones retributivas con la necesidad de una revisión justa.
 
El Mundo Castellón publicaba una tribuna del director general de ACOGEN con motivo de la celebración de CEVISAMA. Bajo el título Cogeneración, actor clave de una industria sostenible, el directivo muestra su sorpresa y preocupación con la propuesta de orden de actualización de la retribución de las renovables, cogeneración y residuos (RECORE) para 2020-2025 que recorta bruscamente la retribución a la cogeneración y que, indica, ninguna de las 600 plantas que cogeneran en España podía esperarlo ni puede absorberlo. Recuerda que la cogeneración es imprescindible para lograr una visión integrada a 2030 y 2050 hacia la descarbonización de la economía, por lo que España debe desarrollar un marco que contemple potenciar esta tecnología para lograr una industria con muy alta eficiencia, flexibilidad en la operación y fomento del autoconsumo, todo ello como vía a una mayor descarbonización.
 
Las comunidades autónomas con industrias cogeneradoras se han mostrado muy preocupadas por las consecuencias del recorte a la retribución. La Nueva España y La Opinión A Coruña publicaban Consumado el recorte a las plantas de cogeneración pese a la alarma industrial, informando que el Gobierno suaviza la merma de los ingresos de las centrales, pero la competitividad de las empresas sigue en riesgo, tal como alerta ACOGEN. Cabe recordar que Galicia cuenta con 59 instalaciones de cogeneración activas, que tendrán una merma de ingresos superior al 30% desde este año, según las estimaciones de la Asociación.  'El Ministerio ha aceptado incluir pequeñas correcciones, pero no los cambios de carácter estructural que planteamos', explica Javier Rodríguez, director general de ACOGEN, quien afirma que la cogeneración 'produce el 13% de la electricidad' que se consume en Galicia en fábricas asociadas a industrias calorintensivas en ámbitos como el tablero, papeleras, químicas, alimentarias, conserveras, madereras, refinería, lácteos, cerámicas o textiles. De acuerdo con los cálculos de ACOGEN, la merma de ingresos para este año para todas las plantas españolas será de unos 400 millones, frente a los 450 que suponía el plan inicial (con una pérdida de 80 millones de euros para la industria gallega).  La diferencia de 50 millones no resuelve las incertidumbres sobre la viabilidad de muchas plantas ni las tensiones financieras a las que se somete a las industrias que usan la cogeneración en sus procesos productivos. El director general de ACOGEN precisó que el Gobierno se ha prestado a mantener el diálogo abierto para mejorar ciertos aspectos de la regulación, como la revisión ahora trienal de la remuneración de las plantas para adecuarla a las variaciones de los precios del mercado y señala que el objetivo ahora es negociar un marco estable que favorezca que las empresas inviertan en sus instalaciones para alargar la vida útil. Con anterioridad, Rodríguez ya señalaba en La Opinión A Coruña que el recorte que sufriría la industria gallega sería de 80 millones.
 
Por su parte, El Diario Montañés informa que Los recortes en la retribución a la cogeneración costarán 33 millones a las empresas cántabras. El diario recuerda que, con Sniace como primera víctima, el resto de grandes compañías admiten que la caída en la retribución tendrá efectos en sus cuentas anuales. En Cantabria hay 11 complejos industriales con una capacidad global que se aproxima a los 270 MW alimentados por gas natural y otro de Solvay impulsada por carbón con 44 MW. Según cálculos del director general de ACOGEN, el recorte de la retribución a la cogeneración tendrá un impacto de 33 millones de euros en las empresas cántabras.
 
Mientras, en el diario vasco El Correo, leemos Los cambios sobre cogeneración de energía costarán 40 millones a las empresas vascas, informando que para la industria vasca, con 72 instalaciones de cogeneración activas, esta nueva regulación supone una penalización económica de unos 40 millones de euros al año, según datos de ACOGEN. La patronal cogeneradora cuestiona el sobrecoste y critica que esta medida se apruebe a finales de febrero pero con efectos retroactivos a principios del ejercicio, cuando todas las empresas tienen ya cerrados sus presupuestos de ingresos y costes. Ante esta situación, la diputada por el PNV, Idoia Sagastizabal, hizo suya la reclamación de la industria vasca y exigió ayer a la ministra Teresa Ribera, que compareció en comisión en el Congreso de los Diputados, que 'revise' las condiciones de la cogeneración porque 'no podemos hipotecar la política industrial por decisiones cortoplacistas'.
 
El Mundo Castellón señala que el recorte a la cogeneración fulmina el ahorro anual por el  gas... Justo cuando el mercado eléctrico afloja. El impacto de 19 millones que conllevará el recorte de las retribuciones a las plantas cerámicas excede en 8 millones el ajuste en la factura energética sectorial por los nuevos peajes. El periódico castellonense se hace eco del editorial del director general de ACOGEN en el boletín eléctrico, donde señalaba la coincidencia en el tiempo del retroceso en las retribuciones a la operación y el bajo precio del mercado a la generación eléctrica. Según Rodríguez, los mercados eléctricos están descontando una fuerte caída de la actividad económica en 2020, con precios del pool por debajo de 40 euros/MWh. El precio en enero fue de 21 euros/MWh inferior a enero 2019, por ello, al impacto en las industrias de cogeneración del recorte a la retribución hay que sumar un impacto adicional  por precio de mercado eléctrico en 2020 de 300 o 400 millones adicionales.
 
Días después, tras la aprobación de la orden, leíamos en El Mundo La protesta cerámica sólo maquilla el 'hachazo' a la cogeneración, señalando que la orden corrige errores de la primera propuesta pero desoye las alegaciones de calado. Así, del 43% se pasa al 39,6% en la rebaja de las 'primas' a las plantas cerámicas, con un impacto anual de 17, 5 millones en esta industria, 1,5 menos que al inicio de la negociación.
 
En El Confidencial  el reportaje Los recortes a la cogeneración desatan la 'tormenta perfecta' para la industria señala que la situación de Sniace ha hecho sonar las alarmas entre las empresas cogeneradoras. Según ACOGEN, más del 20% del sector industrial español utiliza cogeneración, por lo que la decisión de subir la tasa de retribución afectaría a todas ellas. El Gobierno explicó que el motivo para acometer esta reforma es que ha existido una sobrerretribución en el sector, lo que las empresas cogeneradoras niegan. 'En ningún caso hay sobrerretribución', explica el director general de ACOGEN, 'de hecho, la orden ministerial tomó esta decisión considerando que el precio de mercado son 55 euros por MW, cuando en los últimos meses es de 40'. Rodríguez explica que los negocios relacionados con la cogeneración vivirán una situación especialmente crítica porque 'se ha producido una tormenta perfecta' en la que 'mientras que las condiciones de mercado han caído en picado en los últimos meses, ahora se recibirá mucho menos por el recorte a la retribución'. Los dos mercados que tiene esta energía 'menguarán mucho de golpe'. Añade que el problema en el caso de la cogeneración (frente a las renovables) se agrava porque 'apenas recibe retribución a la inversión'.
 
Concluimos este repaso con el apoyo mostrado por Sedigas a la cogeneración. Tal como informa El Periódico Mediterráneo, El sector gasista se une al azulejo de Castellón por la cogeneración. Así, la Asociación Española del Gas se une a las voces que reclaman un cambio de ruta al Ministerio de Transición Ecológica, destacando que el 43% de la disminución de las retribuciones energéticas corresponde a la cogeneración 'cuando el peso de esta tecnología solamente supone un 18%' y añade que el recorte 'respecto al 2019 sería del 39% con los planes de negocio de las industrias del 2020 ya puestos en marcha'. 'Las medidas pondrían en riesgo el equilibrio económico del sistema gasista actual situando en una tesitura muy difícil la descarbonización de la economía'.

Socios protagonistas

ALPIQ

LOGO ALPIQ Alpiq es una compañía energética líder en Suiza y con presencia en 30 países europeos. Su filial española Alpiq Energía España está presente en nuestro país desde el año 2007.
 
Gracias a su amplia experiencia, obtenida de la gestión de sus instalaciones de ciclo combinado de la Plana del Vent (Tarragona), y a su zona de regulación secundaria propia, Alpiq Energía España es pionera en la prestación de servicios relacionados con el suministro de gas, el suministro de electricidad, la gestión de coberturas y el acceso al mercado a instalaciones de cogeneración y renovables, especialmente en lo relativo a participación en Servicios de Ajuste, labor que viene desarrollando para sus clientes desde que la Administración lo autorizó  en 2016.
 
Desde entonces, Alpiq ha conseguido la habilitación y participación efectiva de más de una docena de plantas de cogeneración, de diversas tecnologías (turbinas y motores) y vinculadas a distintos sectores industriales en los Servicios de Ajuste, donde estas plantas han podido mejorar sensiblemente sus márgenes de explotación.
 
Recientemente la CNMC ha publicado su documento de Terms and Conditions para el mercado eléctrico en el que establece que se reduce el umbral mínimo de habilitación de 10MW a 1MW de flexibilidad, lo que permitirá la participación en estos Servicios a instalaciones que hasta ahora no tenían acceso a los mismos debido a esta barrera en el tamaño de la flexibilidad.
 
Alpiq acompaña al cliente en todo el proceso de habilitación, asesorándole en los modos de funcionamiento óptimos para su instalación y realizando una gestión activa, en permanente contacto con el cliente, que le permite extraer el máximo valor de la misma.
 
Dado el actual cambio en el que se encuentra inmerso el sector y la paulatina reducción en la dotación económica de los esquemas de interrumpibilidad, la mejor vía de rentabilizar la flexibilidad de los activos de cogeneración pasa por la participación activa en Servicios de Ajuste, los cuales, deberán ir recuperando peso con los próximos años -en línea con lo que ya está ocurriendo en otros mercados europeos- a medida que las renovables vayan penetrando más en el mix de generación en España.
 
Adicionalmente, Alpiq es un actor destacado en el mercado mayorista de gas y electricidad a nivel internacional, y suministra gas y electricidad, así como productos de gestión de riesgo, capaces de adaptarse a las necesidades de cada uno de sus clientes, con especial foco en la cogeneración y la industria, donde concentra gran parte de su cartera comercial que alcanza ya más de 4TWh de energía a suministrar contratada para este 2020.
 
Alpiq es el socio energético perfecto para la cogeneración y sus industrias asociadas, con vocación de servicio integral y excelente. 
 
¿Cómo ve el futuro de la cogeneración?
Desde Alpiq consideramos que la transición energética ha de poner en valor la cogeneración como una de las opciones más eficientes desde el punto de vista energético, y creemos en la importancia del sector industrial como motor económico, por eso estamos seguros de que esta fuente de generación eficiente tendrá un hueco en el sector energético, como de hecho así lo demuestran las correcciones que vienen recogiéndose en las últimas versiones del PNIEC elaborado por el Ministerio para la Transición Ecológica este mismo año.
 
Servicios que ofrece a los cogeneradores
Alpiq ofrece suministro energético, tanto gas como electricidad a clientes industriales, servicios de representación, incluyendo la participación en Servicios de Ajuste, coberturas financieras, que van desde plazos cortos hasta esquemas de PPAs, y un amplio abanico de soluciones desde el asesoramiento hasta el estudio conjunto para la implantación de soluciones de optimización energética basadas en análisis de datos e identificación de patrones por medio de inteligencia artificial. 
               
Gama de productos para cogeneradores
En concreto para Cogeneradores, lo más demandado va de la mano de un suministro de gas lo más eficiente posible, junto con la posibilidad de gestionar los riesgos de mercado, o incluso la optimización de la instalación en el mercado eléctrico bajo esquemas a medida de tipo tolling, físicos o financieros.
 
Proyecto representativo de cogeneración
Nos sentimos orgullosos de haber ayudado durante los últimos tres años a más de una docena de instalaciones térmicas a habilitarse y ser competitivas con la generación convencional en la prestación de Servicios de Ajuste, en un marco regulatorio originalmente diseñado para la prestación de estos servicios por  parte de las grandes instalaciones, habiendo trabajado codo con codo con nuestros clientes para conseguir que esto se realice sin interferir con sus procesos productivos y aportando valor.

Más información en Alpiq.es

ALPIQ PLANTA

Crece la preocupación en las comunidades autónomas por los efectos en los recortes a la cogeneración

Crece la preocupación en las comunidades autónomas por los efectos en los recortes a la cogeneración

imagen del mes Asturias, Cantabria, Galicia, País Vasco y la Comunidad Valenciana ya han alzado la voz de alarma ante las consecuencias de que tendrá la orden de actualización de la retribución de las renovables, cogeneración y residuos (RECORE) para 2020-2025. Según datos de ACOGEN, la merma de ingresos para este año para todas las plantas cogeneradoras españolas será de unos 400 millones. El Comercio, La Nueva España, La Opinión de A Coruña, El Diario Montañés, El Mundo Castellón y El Correo se hacen eco de la situación.

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