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Acogen - Energía Eficiente CABECERA e + e On-line Mayo 2020
nº140
JUNTOS PODEMOS
editorial
dg acogen Javier Rodríguez
Director general ACOGEN
 
Editorial
Cogeneradores, preparados para pasar de fase

Ahora que media España pasa de fase y la otra espera hacerlo, los cogeneradores, sobradamente preparados desde hace ya demasiado tiempo, queremos pasar de fase para emprender una nueva etapa. Nuestro futuro depende de tres, Gobierno, muy concretamente, Ministerio para la Transición Ecológica y, con mucho que decir, del Ministerio de Industria. 

Los cogeneradores estamos paralizados en la fase de la desatención regulatoria, totalmente impropia de un país industrial, que arrastramos ya desde hace demasiados años, una situación gravísima, en la que un Ministerio desatiende de oficio necesidades básicas, algo no comprensible de cualquier buen administrador hacia sus administrados.

 

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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) tocando fondo en ABR a 17,65 €/MWh, variación -10,1 €/MWh (-36,4%) respecto MAR, debido a menor demanda, y mayor cobertura con renovables (eólica), autoconsumos (solar), cogeneración y térmica... Leer más
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Precios Electricidad

Precios Gas

Caída adicional de los Futuros interanuales del crudo DATED Brent (-12,2%), frenada por depreciación del Tipo de Cambio US$/€ interanual que empeora –1,4%, efecto bajada neta media de -7,1% en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de hace un mes (debido al decalaje semestral de precios del crudo... Leer más
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Precios Electricidad

Precios CO2

La media mensual del precio spot del CO2 sigue a niveles más altos que los de 2008 (hace 12 años), si bien con una tendencia bajista muy frenada. Después de tocar techo en 2019, el mes de ENE ha revertido a 24,4 €/tCO2, FEB a 24,1, MAR a 19,8, ABR a 20.0 y en lo que llevamos de MAY 19,1 €/tCO2. Leer más
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Actividad ACOGEN
ACTIVIDAD  

Debido a la situación por la COVID-19, ACOGEN sigue intensificando la actividad institucional para que el Ministerio para la Transición Ecológica tome medidas de oficio para adecuar nuestra regulación. 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. 

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  ACOGEN en los medios
MEDIOS  

EnergyNews publicaba la tribuna Cogeneración para reactivar la industria con eficiencia,  en la que Javier Rodríguez, director general de ACOGEN, pone en valor la cogeneración como un elemento clave para la reactivación de la industria que aporta eficiencia energética y competitividad y contribuye en el proceso de descarbonización de la economía.

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Cogeneración sin fronteras
punto Cogeneración: esencial para la industria papelera europea, pero se necesita el apoyo de la UE
punto Ley climática europea: lograr la neutralidad climática para 2050
punto Preparación de una futura estrategia de la UE sobre integración del sector energético
punto Contribuciones de Cogen Europe al Plan de objetivos climáticos para 2030
punto Invertir en liderazgo europeo, invertir en sostenibilidad, invertir en tecnología europea de descarbonización
punto EE.UU.: El futuro del biogás como fuente de energía renovable
punto EE.UU.: Ascend elige a Siemens para proporcionar turbinas de gas para la cogeneración en la planta de productos químicos de Alabama
punto EE.UU.: PECO, empresa de energía de Filadelfia, financia proyectos de cogeneración
punto Reino Unido: Producción de chocolate 'libre de emisiones' en la fábrica de Derbyshire gracias a la cogeneración
punto Reino Unido: El calor residual del metro de Londres calienta hogares y edificios
punto Suiza: En 30 años, cada casa podría tener su propia planta de energía
punto Alemania: nueva planta de cogeneración en Dresde
punto Alemania: Múnich quiere continuar siendo pionera en la protección del clima con una nueva planta de cogeneración para acelerar la eliminación del carbón
punto Italia: Nueva planta de cogeneración en industria alimentaria
punto Italia: Con los sistemas de cogeneración energética, la producción no se interrumpe

  Socios protagonistas
ASPAPEL
La Asociación Española de Fabricantes de Pasta, Papel y Cartón, ASPAPEL, es una organización profesional de ámbito estatal, que agrupa a las empresas del sector de la celulosa y el papel. Las cerca de cincuenta empresas asociadas  suponen más del 90% de la producción del sector. El objetivo de la asociación es contribuir al desarrollo competitivo y sostenible de las empresas asociadas y a la promoción de la imagen del sector, sus empresas y productos.  Cogeneración en el sector papelero español  El proceso industrial del papel y de la celulosa requiere de energía térmica, como el vapor, para los procesos de secado, y de electricidad para mover la maquinaria. Esta es la base que hace que la cogeneración sea esencial para nuestra industria y determina su dimensionamiento. Las plantas de cogeneración en este sector suponen más de 1 GW de potencia instalada, equivalente a la potencia de una central nuclear. Al localizarse junto a las factorías de papel, contribuyen a la minimización de las pérdidas de distribución y a maximizar la eficiencia energética. La tecnología de cogeneración se clasifica dentro de las 'Mejores Tecnologías Disponibles' y produce conjuntamente el calor útil y la electricidad necesarias, optimizando el rendimiento de los combustibles utilizados, que fundamentalmente son gas natural, y, como no, la biomasa, reduciendo las emisiones de carbono a la atmósfera y siendo un mecanismo de competitividad industrial...
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ASPAPEL
De un vistazo
De un vistazo
punto Cogeneración para reactivar la industria con eficiencia, tribuna del director general de ACOGEN
punto Cogeneración: sin un plan para las plantas y con ingresos mínimos
punto La amenaza de un nuevo agujero eléctrico obliga a relanzar los 'impuestos verdes'
punto La cogeneración alerta de un impacto de 1.300 millones en sus cuentas por el coronavirus
punto Los cogeneradores lanzan sus propuestas para 'salvar' la crisis del COVID-19
punto La cogeneración pide al Gobierno un ajuste regulatorio 'urgente' tras impacto de 400 millones por el Covid-19
punto Reyes Maroto: 'Necesitamos recuperar la industria nacional'
punto Brufau asegura que la industria nos sacará de la crisis
punto CEOE: la salida de la crisis requiere garantizar la liquidez y la adaptación del empleo y más industria e innovación
punto Foment propone un plan de choque para remontar la economía en pocos meses
punto La demanda eléctrica de abril, primer mes completo en alarma, se derrumba el 17,3%
punto La demanda de gas se desploma un 22,7% en abril por el parón de la actividad industrial
punto La producción industrial se desploma un 10,2 % en marzo, a niveles de 2017
punto El impacto del coronavirus en la industria española supera al recibido por el sector en Italia o Alemania
punto CEOE empeora sus previsiones: el PIB caerá entre un 8% y un 15,5% este año
punto La falta de liquidez de las empresas amenaza con provocar cierres masivos
punto Después del golpe, una llamada a la reindustrialización
punto La crisis como oportunidad para la reindustrialización
punto La industria pide auxilio con créditos al 0% y fondo perdido
punto La industria en bloque pide financiación sin intereses para reactivar la economía
punto Mantener el tejido industrial
punto Proteger nuestro tejido industrial
punto La industria electrointensiva reclama una nueva subasta de interrumpibilidad que le ayude a superar la grave crisis del coronavirus
punto El estado de alarma amenaza la subasta de ayudas eléctricas a la gran empresa
punto Entrevista a Teresa Ribera, vicepresidenta para la Transición Ecológica
punto Histórica caída de los precios del gas en los 'hubs' europeos
punto Ribera crea el Instituto de Transición Justa y encarga a Aagesen el plan de descarbonización
punto Entrevista a Reyes Maroto: 'No estamos pensando en sancionar a las empresas, están siendo ejemplares'
punto Industria convoca la concesión de subvenciones compensatorias de costes de emisiones indirectas de gases de efecto invernadero
punto El futuro pasa por la transición a las energías renovables y la eficiencia energética. El tejido empresarial castellonense asume el reto y apuesta por la cogeneración
 
Medidas urgentes para la cogeneración
Medidas urgentes para la cogeneración
ultima hora

La crisis COVID-19 y la caída de los mercados energéticos conlleva graves consecuencias en el marco regulado de la cogeneración, que requieren de manera urgente un imprescindible ajuste regulatorio adecuado a la nueva realidad.

 

ACOGEN ha solicitado a MITECO 4 propuestas jurídicas sencillas y eficaces (link) para lograr un ajuste del valor del precio de mercado eléctrico en la retribución a la cogeneración y establecer un transitorio a las cogeneraciones  que alcancen el final de su vida útil regulada.

 

PROPUESTAS ACOGEN Ver

1. Régimen transitorio para instalaciones de cogeneración de alta eficiencia que alcancen el final de su vida útil este año mientras se promulga un nuevo marco.
2. Ajuste del valor del precio de mercado para 2020 en las instalaciones de tecnologías cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible.
3. Modificación de la Ley 24/2013 para flexibilizar los periodos de ajuste del valor del precio de mercado para las instalaciones de tecnologías cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible.
4. Disposición Adicional XX. Flexibilización del cómputo de las horas equivalentes de funcionamiento de la cogeneración establecidas en el régimen retributivo específico.

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Editorial

Cogeneradores, preparados para pasar de fase

editorial Ahora que media España pasa de fase y la otra espera hacerlo, los cogeneradores, sobradamente preparados desde hace ya demasiado tiempo, queremos pasar de fase para emprender una nueva etapa. Nuestro futuro depende de tres, Gobierno, muy concretamente, Ministerio para la Transición Ecológica y, con mucho que decir, del Ministerio de Industria.
 
Los cogeneradores estamos paralizados en la fase de la desatención regulatoria, totalmente impropia de un país industrial, que arrastramos ya desde hace demasiados años, una situación gravísima, en la que un Ministerio desatiende de oficio necesidades básicas, algo no comprensible de cualquier buen administrador hacia sus administrados.
 
Es difícil de entender, y más aún de explicar, que en seis meses más de 50 industrias y 450 MW finalicen su vida útil sin que la Administración se haya preocupado de promulgar un marco normativo que permita mantenerlas en marcha. No cabe duda, ¿o sí?, de que nuestra Administración sabe lo imprescindibles que son esas  cogeneraciones para fabricar cientos de productos, pero no encontramos explicación a que se cumplan dos años desde la última prórroga a estas plantas sin que el Ministerio haya anunciado o promulgado un transitorio o un nuevo marco.
 
Y si vamos más allá, tendríamos que preguntarnos por qué han pasado seis años sin que se haya desarrollado el plan de renovación tecnológica de cogeneración y residuos que recoge la Ley para alcanzar mayor eficiencia y descarbonización. Y es que, sin duda, no hay una explicación razonable para que España no invierta en cogeneración como lo hace cualquier país de los muchos que en Europa promueven activamente esta tecnología.
 
Pero tampoco tiene explicación alguna el que nuestra retribución económica regulada - unos 800 M€/año- sea un 'sudoku' indescifrable sin que el Ministerio haya publicado todavía, a estas alturas de año 2020, su cuantía para el último trimestre del 2018, ni para todo el año 2019. Y peor aún que nada se sepa de cómo se hará la retribución para el segundo semestre de 2020. Explíquenme cómo una empresa puede planificar su producción industrial así, si a mediados de mayo no saben con qué ingresos podrían contar para el segundo semestre.
 
Nadie se explica cómo el Ministerio nos ha reducido este año la retribución en 400 M€ sin aviso, súbita e injustamente, innecesariamente y en el peor momento, llevándonos al umbral de los Tribunales a más de 600 empresas que están el mejor nivel industrial del país.
 
¿Por qué el Ministerio no ha anunciado ya que va a realizar un ajuste del valor del precio del mercado en nuestra regulación ante la gravedad del hecho de que debido al desajuste de las previsiones que hizo el propio Ministerio los cogeneradores tendríamos que financiar 400 M€ adicionales al sistema eléctrico este año?
 
Como ven, vivimos en un estado permanente de incertidumbre, con muchas preguntas vitales para nuestro futuro pero sin respuesta alguna. Y es urgente que el Ministerio actúe y muestre con hechos que apoya a la industria. La regulación económica de la cogeneración ha quedado 'desfasada' ante la crisis que ha generado la COVID-19. Reclamamos desde hace dos meses y medio que se ajusten con urgencia los valores a la situación actual de los mercados y que se de previsibilidad y estabilidad a los cogeneradores. Sabemos que son muchas las tareas urgentes del Gobierno, múltiples las necesidades y urgencias del país, y que esta situación del país requiere tener paciencia. Los cogeneradores bien podríamos equipararnos al Santo Job.
 
ACOGEN no se ha limitado a plantear las necesidades de sus industrias, hemos trasladado al Gobierno propuestas regulatorias, viables, sencillas y eficaces que dan una respuesta equilibrada y ponderada. Hemos propuesto soluciones pero no hemos recibido aún ninguna respuesta y queremos saber cuándo cambiamos nosotros de fase.
 
Ya se sabe que la desatención lleva a la desafección y si un país tiene desafecto a su industria recogerá consecuencias nefastas. Es cuanto menos sensato, siempre y en estos momentos mucho más, pensar en la industria como motor económico que mantiene empleo estable y de calidad y, aunque solo sea por eso, pensar en la industria y atenderla como se merece. Tenemos un gravísimo problema con el turismo, ¿está ciego el Gobierno que no atiende a su industria?

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) tocando fondo en ABR a 17,65 €/MWh, variación -10,1 €/MWh (-36,4%) respecto MAR, debido a menor demanda, y mayor cobertura con renovables (eólica), autoconsumos (solar), cogeneración y térmica convencional aún más barata (gas a precios más bajos que los registros históricos de hace 20 años). De hecho, el precio ABR 2020 ha sido 32,8 €/MWh (-65%) inferior al de ABR 2019.

Los mercados ya venían descontando caída de precios del gas, actividad económica y demanda, a lo largo del primer semestre 2020, acentuada por la pandemia por Covid-19 con precios del pool por debajo de 20 €/MWh a muy corto plazo (Abr-May), alrededor de 30 €/MWh a lo largo del verano, superando 35 en Sep y repuntando último trimestre (>40 €/MWh). Así, la estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) en 2020 cae a 32,2 €/MWh, un -9,1% (-3,2 €/MWh) por debajo del nivel previsto hace un mes.

Cae toda la curva de precios forward con más fuerza a medio plazo (2020-2021) y menos a largo plazo (2022-24), corrigiendo y minimizando precios a muy largo plazo (2025-27) con niveles de soporte de 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 bajado de 35,4 a 32,2 €/MWh. Decremento -3,2 €/MWh (-9,1%).

Calendar 2021 ha bajado de 42,7 a 41,3. Decremento -1,4 (-3,3%).

Calendar 2022 ha bajado de 43,8 a 43,5. Decremento -0,3 (-0,7%).

Calendar 2023 ha bajado de 43,5 a 42,75. Decremento -0,75 (-1,7%).

Calendar 2024 ha bajado de 42,8 a 42,3. Decremento -0,5 (-1,2%).

Calendar 2025 ha bajado de 42,9 a 42,1. Decremento -0,8 (-2,0%).

Calendar 2026 ha bajado de 42,8 a 41,7. Decremento -1,11 (-2,6%).

Calendar 2027 ha bajado de 42,6 a 41,5. Decremento -1,11 (-2,6%).

Precios indexados al mercado mayorista a corto, medio y largo plazo más baratos que las ofertas de comercializadoras a precio fijo en mercado minorista. Dado que los precios del pool están a niveles bajísimos 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 al 50% de previsiones de consumo realistas (plausibles) para asegurar la mitad de los presupuestos, sabiendo que ya estamos en recesión económica, aumentando poco a poco el volumen cubierto (estrategia multi-click) conforme avancemos en la actividad económica, indexando resto de la demanda a precios del mercado mayorista (pass-pool o pass-through).

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

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

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

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

Asimismo, la gestión de desvíos podrá programarse (ajustarse) en intervalos o subperiodos cuartohorarios (cada 15 minutos), lo cual es coherente con las lecturas reales (potencia máxima cuarto-horaria) almacenadas en los registradores  de los contadores de energía eléctrica.

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

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

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).

Prácticamente 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 los generadores (excepto renovables: solar, eólica, biomasa y biogás) que están instalados ahí. Para la Cogeneración se aplicará una nueva tasa autonómica, no desgravable. La nueva normativa en proceso de aprobación prohíbe trasladar esa tasa a los consumidores. Obviamente, en el caso de la cogeneración implicaría que se reconozca ese nuevo coste regulado en su retribución.

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

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

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. 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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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

Caída adicional de los Futuros interanuales del crudo DATED Brent (-12,2%), frenada por depreciación del Tipo de Cambio US$/€ interanual que empeora –1,4%, efecto bajada neta media de -7,1% en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de hace un mes (debido al decalaje semestral de precios del crudo y trimestral del tipo de cambio en los aprovisionamientos de las industrias). En sentido contrario, los Futuros interanuales del gas NYMEX vuelven a subir con más fuerza +6,7%, si bien con cierta presión bajista por la menor demanda mundial. El precio interanual del gas en MIBGAS sufre otro fuerte correctivo bajista (-8,2%) debido al parón industrial por el efecto del Covid-19, lo cual se ha notado en el mercado eléctrico.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han caído de 34,4 a 30,2 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,10 a 1,0841 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX pasan de 2,218 a 2,368 US$/MMBtu. El precio medio interanual del MIGBAS cae de 10,2 a 9,3 €/MWh (Q2 2020 - Q1 2021).

El Dated Brent corrige targets a 32,9; 37,5; y 40,9 US$/barril a finales de 2020, 2021 y 2022, respectivamente.

El euro frente al dólar americano corrige targets a 1,0861, 1,0956 y 1,1067 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 ABR 2020, cayendo a 7,4 €/MWh (-1,2 €/MWh, -14,1%) respecto MAER 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 este mes, MAY 2020, se anticipa una caída impresionante al nivel de 5,8 €/MWh. Si tenemos en cuenta los futuros de resto del año 2020, el Mercado Secundario de Gas anticipa un cierre de 8,9 €/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 tenido 6 días de actividad en lo que llevamos de mes (del 1 al 11), marcando MAX 6,4, medio 6,2 y MIN 5,9. Mientras la última previsión del Futuro en OMIP es de 6,2. Tiende al valor MED, márgenes de variación estrechos.

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

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

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

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

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

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

Futuro MAY 2020 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 lleva cotizando desde 2 MAR hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 10,0,  8,0,  y 5,9 €/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 8,9, 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 18,5.

Futuro 2022 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2020, entre 13,4 y 18,5, y media 15,9.

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). Asimismo, el desplazamiento de tropas americanas por ciertos puntos estratégicos (por ejemplo, Venezuela), para apoyar un eventual cambio de régimen, puede conducir a un problema internacional en el cual intervenga China por intereses en ese país, por ejemplo, junto a Rusia. Esto podría suponer un repunte de precios de los mercados de commodities, lo cual parece difícil que ocurra bajo una recesión mundial debido al Covid-19, pero no es absolutamente descartable. Nuestras previsiones de caídas de precios energéticos también han sido puestas de conocimiento con carácter previo, pero el Covid-19 ha acelerado el tiempo de consolidación de bajadas inclusive por debajo de los niveles previstos. Pero las tensiones entre las tres citadas potencias mundiales y las indefiniciones de los demás países de la OPEP, algunos traicionando (pero arrepintiéndose) la confianza de EEUU, pueden provocar una escalada alcista de los precios internacionales de la materia prima 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), si bien con una tendencia bajista muy frenada. Después de tocar techo en 2019, el mes de ENE ha revertido a 24,4 €/tCO2, FEB a 24,1, MAR a 19,8, ABR a 20.0 y en lo que llevamos de MAY 19,1 €/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 21,1 a 19,1

Futuro Dic 2021 pasa de 21,5 a 19,5

Futuro Dic 2022 pasa de 21,9 a 19,9

Futuro Dic 2023 pasa de 22,3 a 20,3

Futuro Dic 2024 pasa de 22,7 a 20,7

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

Futuro Dic 2026 pasa de 23,5 a 21,5

Futuro Dic 2027 pasa de 24,0 a 21,9

Futuro Dic 2028 pasa de 24,4 a 22,3.

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

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

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

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Actividad ACOGEN

ACTIVIDAD Debido a la situación por la COVID-19, ACOGEN sigue intensificando la actividad institucional para que el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico tome medidas de oficio para adecuar nuestra regulación. 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. Sin embargo, la respuesta que lamentamos trasladarles es que 'la incertidumbre es total' en tanto que el MITERD no realice y remita una propuesta al efecto, a cuyo fin no cejamos en proponer y reclamar soluciones, informando en todo momento, en tiempo real y con total transparencia, sobre el contenido de la interlocución que realiza ACOGEN con el Ministerio para la transición energética.
 
El miércoles 15 de abril tuvo lugar la reunión del Comité de Eficiencia y Promoción (CEP) de ACOGEN, que se realizó por primera vez por medios telemáticos y en la que estuvieron presente más de 150 profesionales. A lo largo de una hora, se trataron todos los temas relevantes de la cogeneración y de la situación de los mercados. Desde aquí queremos agradecer las numerosas felicitaciones recibidas por el resultado del comité.
 
El 24 de abril ACOGEN mantuvo reunión técnica en el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, a resultas de la secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen, en la que expusimos con todo detalle las propuestas remitidas de medidas urgentes para adecuar la regulación de la cogeneración a la situación COVID-19.
 
En el mes de mayo, el día 12 tiene lugar la XC Reunión del Comité Técnico de Seguimiento de la Operación del Sistema Eléctrico Ibérico por videoconferencia, y en la que estará presente ACOGEN. El jueves 14, se celebra la Junta Directiva de ACOGEN.
 
En cuanto a futuros eventos, el 10 de junio está prevista la convocatoria del Comité de Regulación de ACOGEN en el que trabajan más de 600 profesionales cogeneradores.

ACOGEN en los medios

MEDIOS EnergyNews publicaba la tribuna Cogeneración para reactivar la industria con eficiencia,  en la que Javier Rodríguez, director general de ACOGEN, pone en valor la cogeneración como un elemento clave para la reactivación de la industria que aporta eficiencia energética y competitividad y contribuye en el proceso de descarbonización de la economía. Para Rodríguez, mantener y acrecentar la industria en España es una necesidad estructural patente para reactivar nuestra economía y aportar empleo de calidad tras el terrible impacto de la crisis COVID-19. Para el sector energético y el industrial, alcanzar políticas energéticas competitivas y de neutralidad climática es un objetivo común que requiere planes con medidas eficaces y concertadas entre Gobierno y empresas. Así, recuerda el informe publicado por CEOE “Estrategia España para la recuperación de la crisis COVID-19“, recogiendo que “es momento de reactivar la industria, (…) es necesario retomar el objetivo de lograr que su peso sobre el PIB pase del 14% actual al 20%.”, así como favorecer la progresiva descarbonización en la transición energética. Por su parte, para la reducción de los costes energéticos, la Alianza por la Competitividad de la Industria ha pedido medidas para la reactivación de la economía española que minoren el diferencial negativo de nuestro país. Mientras que la patronal catalana Foment ha presentado el Plan de Choque para recuperar el empleo, destacando que para arrancar la economía en pocos meses es necesaria la colaboración público-privada, así como promover políticas energéticas competitivas para la industria.
 
La cogeneración es una herramienta perfecta para la industria calorintensiva y los sistemas energéticos, un aliado que aporta eficiencia energética, competitividad y descarbonización a gran escala, con resultados inmediatos en la industria El director general de ACOGEN señala que, entre las medidas que urge la industria, la cogeneración está en una situación asfixiante porque la regulación de MITERD ha quedado desfasada por la situación de los mercados tras la COVID así como por la parálisis regulatoria asociada a la inestabilidad política de estos últimos años y si el Gobierno no reacciona pronto, los daños adicionales a nuestras industrias serán muy graves.
 
Con esta situación, 600 industrias cogeneradoras continúan reclamando al Gobierno coherencia industrial y ejecutividad energética para adecuar la regulación a las condiciones de mercado. El efecto de no ajustar de oficio el precio del mercado eléctrico, aprobado por el Ministerio en 55 €/MWh, cuando ha caído hasta los 35 €/MWh por la COVID, hace recaer una carga financiera adicional para los cogeneradores de 400 millones de euros, algo inasumible e injusto que debe solucionar el Ministerio para la Transición Ecológica. “Tener en cuenta las propuestas de las patronales y aplicarlas con celeridad es garantía de éxito, unidad y efectividad, porque solo juntos podemos reactivar más rápidamente la economía. Los cogeneradores reclámanos hechos, hechos son amores y no buenas razones”, concluye Rodríguez.
 
Cogeneración: sin un plan para las plantas y con ingresos mínimos, titulaba El Mundo Castellón, señalando las peticiones de ACOGEN para ajustar las retribuciones al precio del mercado eléctrico, en caída libre por la crisis. El director general, Javier Rodríguez, recuerda que el 1 de marzo entró en vigor un Real Decreto que ya recortó en un 40% la retribución regulada a las plantas de cogeneración, «un recorte injusto y desproporcionado». Unido a las consecuencias de la emergencia sanitaria en los índices económicos de todo el mundo, las previsiones y cotizaciones del mercado eléctrico sitúan en 30-35 euros el MWh este año 2020. «El problema es que el Gobierno acordó las retribuciones con un mercado eléctrico en el que se fijaba en 54,45 euros el MWh para este año», apunta Rodríguez, quien explica así que a la caída de la retribución ya experimentada se suma ahora la merma de ingresos por venta eléctrica. «Es cierto que la caída de los mercados de combustibles, tanto del gas en mercados organizados como de productos asociados al Brent, puede ayudar, pero las industrias y sus cadenas de suministro se encuentran con contratos firmados el año pasado que dificultan recoger la evolución actual de precios», lamenta ACOGEN.
 
En esta situación, la Asociación reivindica, por una parte, ajustar las mencionadas retribuciones a las fábricas al valor actual del precio del mercado eléctrico, además de proporcionar estabilidad para todo el ejercicio y, por otro lado, un régimen transitorio para mantener en actividad todas aquellas cogeneraciones que llegan al final de su vida útil hasta que se promulgue un plan de inversión en renovación tecnológica. «Un plan Renove que llevamos siete años esperando», recordó el director de ACOGEN.
 
La cogeneración alerta de un impacto de 1.300 millones en sus cuentas por el coronavirus, destacaba El Economista, debido a la caída del mercado mayorista si el Gobierno no toma medidas. El precio del mercado eléctrico se ha desviado un 35% frente a los precios promulgados para este año, lo que carga a la cogeneración con más de 400 millones de euros este ejercicio y unos 900 millones de euros los tres siguientes, cifras que desde la ACOGEN  aseguran que son «inasumibles por nuestras empresas». El director general, en declaraciones al medio, asegura que es necesario preservar la liquidez y el circulante de las cogeneraciones que no pueden esperar los tres años regulados para realizar el ajuste del valor del precio del mercado. Por ello, ACOGEN reclama al Ministerio de Transición Ecológica que se promulguen medidas urgentes como realizar un ajuste del valor del precio de mercado eléctrico en la retribución a la cogeneración, en consecuencia con la crisis COVID-19 y el desvío en los precios promulgados, y  establecer un transitorio para las plantas que alcancen el final de su vida útil regulada este año para mantenerlas en funcionamiento hasta que se promulgue un nuevo marco. «Los cogeneradores necesitamos la aprobación de estas medidas para poder planificar y operar nuestras industrias bajo parámetros retributivos previsibles y acordes con el actual escenario de los mercados energéticos, que equilibren el enorme impacto financiero adicional a las ya graves dificultades del momento» afirma ACOGEN.
 
Varios medios se hicieron eco de estas medidas propuestas por la Asociación Española de Cogeneración. Europapress, Bolsamanía y Diario Siglo XXI, entre otros, titulaban La cogeneración pide al Gobierno un ajuste regulatorio 'urgente' tras impacto de 400 millones por el Covid-19, recordando que más de 600 industrias calorintensivas esenciales producen con cogeneración el 20% del Producto Interior Bruto (PIB) industrial en España: alimentación, papel, refino, azulejo, química, automóvil, etc. El Periódico de la Energía destaca que El impacto de la COVID-19 sobre la cogeneración alcanzará los 1.300 millones de euros, mientras que en Energy News leemos Los cogeneradores lanzan sus propuestas para ‘salvar’ la crisis del COVID-19.
 
Y concluimos este repaso a la presencia mediática de ACOGEN con el reportaje de La Información La amenaza de un nuevo agujero eléctrico obliga a relanzar los impuestos verdes, donde el director general de la Asociación Española de Cogeneración, considera inevitable que el sistema registre un déficit ante la situación que viven las empresas «con caídas de la demanda eléctrica en abril del 17%, y del 18% en el gas, que afectan a los ingresos vía impuestos, ya sea el de generación (7%), el impuesto al CO2 o el de hidrocarburos». En su opinión, que se genere déficit no es algo malo en sí mismo, ya que sitúa la deuda provocada por la crisis «allí donde tiene que estar, en el Estado». Las previsiones de recaudación no son buenas. Los primeros cálculos, en marzo, apuntaban a descensos de 200 millones en el impuesto a la generación y de 500 millones en el impuesto del CO2. «Menos consumo, menos impuestos», resume Rodríguez. Si se suma el impuesto de hidrocarburos, afirma, están en juego 3.000 millones.

Socios protagonistas

ASPAPEL

LOGO ASPAPEL ASPAPEL (Asociación Española de Fabricantes de Pasta, Papel y Cartón) es una organización profesional de ámbito estatal, que agrupa a las empresas del sector de la celulosa y el papel. Las cerca de cincuenta empresas asociadas  suponen más del 90% de la producción del sector. El objetivo de la asociación es contribuir al desarrollo competitivo y sostenible de las empresas asociadas y a la promoción de la imagen del sector, sus empresas y productos.
 
Cogeneración en el sector papelero español
 
El proceso industrial del papel y de la celulosa requiere de energía térmica, como el vapor, para los procesos de secado, y de electricidad para mover la maquinaria. Esta es la base que hace que la cogeneración sea esencial para nuestra industria y determina su dimensionamiento. Las plantas de cogeneración en este sector suponen más de 1 GW de potencia instalada, equivalente a la potencia de una central nuclear. Al localizarse junto a las factorías de papel, contribuyen a la minimización de las pérdidas de distribución y a maximizar la eficiencia energética. La tecnología de cogeneración se clasifica dentro de las 'Mejores Tecnologías Disponibles' y produce conjuntamente el calor útil y la electricidad necesarias, optimizando el rendimiento de los combustibles utilizados, que fundamentalmente son gas natural, y, como no, la biomasa, reduciendo las emisiones de carbono a la atmósfera y siendo un mecanismo de competitividad industrial. Estas son las bondades que tradicionalmente han definido a nuestras cogeneraciones.
 
Actualmente, la industria en general se enfrenta a un problema global como es la lucha contra el cambio climático, con el objetivo de alcanzar la neutralidad climática en 2050 con un examen parcial en el año 2030. El proceso de descarbonización de la economía es inevitable y necesario y requiere desarrollar todas las soluciones disponibles, optimizando los activos existentes y las inversiones.
 
La industria papelera ve a la cogeneración como parte de la solución y vehículo idóneo para hacer frente a este desafío, manteniendo el suministro de las necesidades térmicas y eléctricas del proceso de forma eficiente. Una solución compacta, en la que se puede actuar tanto en los inputs como en los outputs. En los inputs, mediante la integración de los combustibles renovables como el biometano, el hidrógeno verde y la propia biomasa. Y en los outputs, pudiendo almacenar la electricidad excedente para verterla a la red en los momentos de menor generación renovable, aportando flexibilidad y garantía de suministro al sistema, así como las emisiones de carbono a la salida.
 
La cogeneración sostenible en la industria del papel es una verdadera realidad que necesita del apoyo de la Administración para su adaptación y contribución en la lucha contra el cambio climático y para mantener la competitividad internacional del sector.
 
La industria papelera española es uno de los grandes productores europeos de celulosa y papel, con 69 fábricas de papel y 10 plantas de producción de celulosa, que desempeñan un importante papel en la generación de empleo y riqueza en sus respectivas comunidades. Con una producción de 6,4 millones de toneladas de papel, que suponen el 7% de la producción total europea, España es el sexto productor de la UE, tras Alemania (que produce la cuarta parte del papel que se fabrica en Europa), Finlandia, Suecia, Italia y Francia. La producción de celulosa, que asciende a 1,7 millones de toneladas, nos sitúa como quinto fabricante europeo de celulosa, después de Suecia y Finlandia (las dos grandes potencias forestales europeas, que se reparten a partes iguales el 60% de la producción), Portugal y Alemania.
 
En palabras de Isaac del Moral Alonso, director de Energía de ASPAPEL, 'la industria de la celulosa y el papel es electrointensiva y gasintensiva y lidera la descarbonización de la industria. En el proceso de descarbonización en que está inmerso el sector papelero en España y en el resto de Europa el mix de combustibles, la cogeneración y la eficiencia energética son clave en la reducción de las emisiones de CO2.'


Más información en www.aspapel.es

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Medidas urgentes para la cogeneración

Medidas urgentes para la cogeneración

ultima hora La crisis COVID-19 y la caída de los mercados energéticos conlleva graves consecuencias en el marco regulado de la cogeneración, que requieren de manera urgente un imprescindible ajuste regulatorio adecuado a la nueva realidad.
 
ACOGEN ha solicitado a MITECO 4 propuestas jurídicas sencillas y eficaces (link) para lograr un ajuste del valor del precio de mercado eléctrico en la retribución a la cogeneración y establecer un transitorio a las cogeneraciones  que alcancen el final de su vida útil regulada.
 
PROPUESTAS ACOGEN Ver
1. Régimen transitorio para instalaciones de cogeneración de alta eficiencia que alcancen el final de su vida útil este año mientras se promulga un nuevo marco.
2. Ajuste del valor del precio de mercado para 2020 en las instalaciones de tecnologías cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible.
3. Modificación de la Ley 24/2013 para flexibilizar los periodos de ajuste del valor del precio de mercado para las instalaciones de tecnologías cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible.
4. Disposición Adicional XX. Flexibilización del cómputo de las horas equivalentes de funcionamiento de la cogeneración establecidas en el régimen retributivo específico.

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