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Acogen - Energía Eficiente CABECERA e + e On-line Octubre 2020
nº144
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editorial
Director general ACOGEN Javier Rodríguez
Director general ACOGEN
 
Editorial
Cogeneración, un nexo clave para integrar sistemas energéticos e industria

La reciente aprobación de la Hoja de ruta del hidrógeno: una apuesta por el hidrógeno renovable supone un buena noticia para la política energética, industrial y de descarbonización del país y también, específicamente, para la cogeneración, ya que algunas de las medidas la implican directamente. 

Integrar sistema eléctrico y gasista

La economía del hidrógeno —así como otros gases renovables como el biometano— es uno de los pilares angulares de lo que se viene denominado 'sector coupling', 'sector integration' o lo que es lo mismo 'la integración de los sistemas energéticos', más concretamente el eléctrico y el gasista. Esta integración interrelacionará diferentes sectores con los sistemas energéticos -calor y frío, industria, transporte, infraestructuras de electricidad, gas y calor, almacenamiento, etc.-, para optimizar el uso y potencial de cada vector energético y obtener sinergias. Con la integración de los sistemas eléctrico y gasista lograremos un sistema energético más sostenible y con mejores resultados para los objetivos de seguridad de suministro, descarbonización, generación de actividad económica y bienestar social. A más interrelación, mayores sinergias y menores costes con mejores resultados.

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Mercados y precios energéticos
triángulo

Precios Electricidad

Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) sigue repuntando en SEP a 42,0 €/MWh, +5,8 €/MWh (+15,9%) respecto AGO, debido al aumento de la demanda. Dicho precio de SEP 2020 ha sido -0,15 €/MWh (-0,4%) ligeramente inferior al de SEP 2019.  Leer más
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Precios Electricidad

Precios Gas

Esta vez el Brent y el Tipo de cambio se han movido en sentido adverso induciendo una subida de los precios del gas interanuales. Los futuros del crudo DATED Brent suben (+3,6%) y el Tipo de Cambio US$/€ interanual empeora -1,0, efecto subida neta media de +2,6% en el Término  Leer más
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Precios Electricidad

Precios CO2

La media mensual del precio spot del CO2 sigue a niveles más altos que los de 2008 (hace 12 años), nuevamente con una tendencia fuerte y especulativamente alcista. Después de tocar techo en 2019, el mes de ENE ha revertido a 24,4 €/tCO2, FEB a 24,1, MAR a 19,8, ABR a 20.0 Leer más
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Actividad ACOGEN
actividad acogen  

Los cogeneradores seguimos con una intensa actividad institucional y asociativa para abordar los retos de la cogeneración en España. El 16 de septiembre celebramos, con gran acogida, el Comité de Eficiencia y Promoción de ACOGEN, al que asistieron telemáticamente cerca de 150 profesionales. Al día siguiente se reunía la Junta Directiva

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  ACOGEN en los medios
ACOGEN en los medios  

La cogeneración se recupera: buen síntoma industrial, era la tribuna de Javier Rodríguez, director general de ACOGEN, en Energy News como miembro de su Club de Expertos, donde muestra datos de recuperación de la industria de la cogeneración, que se encuentra en niveles similares a los anteriores a la primera ola del COVID-19. Además, recuerda la necesidad de establecer un nuevo marco para la actividad de esta industria antes de fin de año.

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Cogeneración sin fronteras
punto Hidrógeno y cogeneración. ¿Cuáles son las posibilidades para el futuro?
punto Irlanda y microgeneración: ciudadanos que producen energía a pequeña escala con microgeneración
punto Rumanía: Ciech Soda, la filial del grupo químico CIECH, instalará cogeneración para su fábrica de carbonato de sodio
punto EE.UU.: nueva planta de cogeneración en el Laboratorio de Investigación Naval de Washington
punto EE.UU.: Marco regulatorio y perspectivas de la cogeneración en Michigan
punto Italia: mejoras y interconexión de la central de ciclo combinado de cogeneración Termica Milazzo
punto Italia: GE completa la actualización de la turbina en la planta de cogeneración de refinería italiana
punto Reino Unido: nueva planta CHP en la ciudad de Crawley para proporcionar calefacción y agua caliente asequibles a residentes y empresas locales
punto Reino Unido: Veolia proporcionará energía baja en carbono al parque de ciencias biológicas más grande del Reino Unido
punto Grecia: Empresa de invernaderos hidropónicos su planta de cogeneración con motores MWM Benelux B.V.
punto Lituania: La planta de cogeneración de la central de residuos de Vilnius, en funcionamiento a finales de 2020
punto Canadá: Walker Industries, en las Cataratas del Niágara, convierte el gas de la basura en energía para calentar los hogares canadienses
punto Brasil: El 'Nuevo Mercado de Gas' abre oportunidades de cogeneración en el país
punto México: Sampol comienza las obras de la Fase II de la planta de cogeneración de Unión Energética del Noroeste en Sonora

  Socios protagonistas
IMASA
IMASA INGENIERIA Y PROYECTOS S.A. es una compañía de Ingeniería y Construcción, especializada en el desarrollo y ejecución de proyectos 'llave en mano', en la prestación de servicios especializados (operación y mantenimiento) y en la fabricación de bienes de equipo para los sectores energético, cementero, siderúrgico, Oil & Gas, minería y manejo de graneles. Con sede en Oviedo, IMASA tiene una gran experiencia internacional con referencias de proyectos ejecutados en Europa, América, África, Oceanía y Asia.  Gracias a la excelencia profesional, al avance y mejora de su capacidad tecnológica, y a la evolución de sus procesos, en la actualidad IMASA lidera un conjunto de empresas con carácter multidisciplinar y presencia en diferentes sectores e industrias, con una plantilla aproximada de 1.200 trabajadores. Con cerca de 40 años de actividad, IMASA desarrolla sus actividades dentro de los campos de: ingeniería y proyectos EPC, fabricación, mantenimiento y montajes industriales, energía EPC, medioambiente, ingeniería y edificación, y suministros industriales. Estos último años IMASA ha contribuido en el desarrollo de una nueva tecnología de ciclo térmico que permite eliminar el agua de refrigeración y trabajar a altas temperaturas ambientales (superiores a los 45ºC) sin perder eficiencia y maximizando la producción en MWh en plantas de Biomasa, Residuos, termosolares y  Cogeneración. Diseñan plantas con la mayor eficiencia del mercado. La Tecnología se denomina Ciclo Higroscópico (HCT).
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SOCIO
De un vistazo
De un vistazo
punto La cogeneración se recupera: buen síntoma industrial, por Javier Rodríguez, director general ACOGEN
punto La cogeneración es la técnica más eficiente para emplear gases renovables
punto Cogeneración española vuelve a niveles precovid
punto El XVI Congreso Anual de Cogeneración se traslada al 2 de diciembre
punto La gran industria rechaza cualquier retraso en la bajada de los peajes del gas
punto Banco de España pide evitar 'incertidumbre regulatoria' y deslocalizaciones en la transición energética
punto Reynés: 'La estabilidad regulatoria es necesaria para atraer inversión'
punto MIBGAS lanza la negociación de productos de gas natural en almacenamientos subterráneos
punto El Instituto para la Transición Justa presenta la delimitación definitiva de los convenios de transición que amplía los municipios incluidos
punto España respalda la propuesta europea de revisar al alza el objetivo de reducir emisiones con equidad, eficacia y solidaridad
punto Nuevo motor de hidrógeno de INNIO listo para funcionar después de pasar todas las pruebas
punto RWE investiga el almacenamiento a gran escala de electricidad verde en cavernas de sal
punto El Gobierno aprueba 204 propuestas provisionales para ayudas para compensar emisiones de CO2 por 61 millones
punto Ribera movilizará 8.900 millones para impulsar la energía del hidrógeno
punto Estos son los proyectos de hidrógeno verde más significativos que se están haciendo en España
punto España y Portugal acuerdan trabajar una estrategia común en hidrógeno verde
punto Inversión verde: el sector pide visibilidad y certidumbre en la era covid
punto MIBGAS y OMIE lanzarán el 1 de enero de 2021 una Plataforma de Transparencia Ibérica para los mercados de electricidad y gas
punto España saborea el triunfo en la batalla de laudos de las renovables
punto El sector cerámico ahorrará entre 1 y 7 millones en peajes del gas
punto El precio del gas continúa su escalada: el TTF europeo ha subido más de un 70% desde julio y seguirá en aumento los próximos meses
punto María Victoria Zingoni, nueva presidenta del Club de la Energía
punto La CNMC reduce los peajes para la actividad de regasificación y para el transporte y la distribución
punto Maroto: El Plan de Recuperación y los Presupuestos estarán antes del 30 de octubre
punto La industria registra la mayor caída del consumo de electricidad de la serie histórica
punto El futuro del sector de la energía en un mundo pos-Covid
punto Navarra se aferra a la solidez de su industria ante el otoño más complicado
punto La producción industrial modera su caída anual al 5,7% en agosto
punto La papelera Reno de Medici adquirirá el productor español de tableros Paprinsa
 
Hoja de Ruta del Hidrógeno
Hoja de Ruta del Hidrógeno
ULTIMA HORA oct

El Consejo de Ministros, a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), ha aprobado la “Hoja de Ruta del Hidrógeno: una apuesta por el hidrógeno renovable”. Con esta planificación, el Gobierno impulsa el despliegue de este vector energético sostenible, que será clave para que España alcance la neutralidad climática, con un sistema eléctrico 100% renovable, no más tarde de 2050. El desarrollo del hidrógeno renovable incentivará la creación de cadenas de valor industrial innovadoras en nuestro país, el conocimiento tecnológico y la generación de empleo sostenible, contribuyendo a la reactivación hacía una economía verde de alto valor añadido.

 

Una apuesta por el hidrógeno renovable

REVISTA ENERGIA elEconomista
GAS ACTUAL
Acogen - Energía Eficiente
e + e On-line

Editorial

Cogeneración, un nexo clave para integrar sistemas energéticos e industria

editorial  
La reciente aprobación de la Hoja de ruta del hidrógeno: una apuesta por el hidrógeno renovable supone un buena noticia para la política energética, industrial y de descarbonización del país y también, específicamente, para la cogeneración, ya que algunas de las medidas la implican directamente. 


Integrar sistema eléctrico y gasista
La economía del hidrógeno —así como otros gases renovables como el biometano— es uno de los pilares angulares de lo que se viene denominado 'sector coupling', 'sector integration' o lo que es lo mismo 'la integración de los sistemas energéticos', más concretamente el eléctrico y el gasista. Esta integración interrelacionará diferentes sectores con los sistemas energéticos -calor y frío, industria, transporte, infraestructuras de electricidad, gas y calor, almacenamiento, etc.-, para optimizar el uso y potencial de cada vector energético y obtener sinergias. Con la integración de los sistemas eléctrico y gasista lograremos un sistema energético más sostenible y con mejores resultados para los objetivos de seguridad de suministro, descarbonización, generación de actividad económica y bienestar social. A más interrelación, mayores sinergias y menores costes con mejores resultados.
 
Cogeneradores: vínculo entre la industria y los sistemas energéticos 
La cogeneración puede jugar un papel clave en la integración de los sistemas eléctrico y gasista con la industria. En la actualidad la cogeneración ya es el factor de integración que une la producción del 20% del PIB industrial del país en sectores calorintensivos, con el 20% de la demanda nacional de gas y con la generación del 11% de la electricidad. En España, hace un cuarto de siglo, la cogeneración fue un aliado esencial para el desarrollo histórico de las infraestructuras gasistas y eléctricas y sus valores siguen plenamente vigentes y eficaces para dotar a la industria de resiliencia, competitividad y descarbonización, a la par que para impulsar la transición energética.
 
Los ahorros que se logran con la cogeneración siguen aportando beneficios a todos los consumidores en los sistemas eléctrico y gasista y en la industria. Para el futuro es también clave seguir sumando los nuevos desarrollos energéticos en y con la industria.
 
La descarbonización de los sectores industriales será difícil, larga y compleja. La electrificación por sí sola no puede descarbonizar actividades como las de las industrias calorintensivas, con procesos que requieren altas temperaturas. En estas industrias que emplean la cogeneración, y en otras muchas, el uso de gases renovables se presenta como la mejor opción de futuro para lograr la descarbonización.
 
Grandes retos para 2030 
Los retos para el desarrollo de los gases renovables son enormes, como lo es que su uso sea competitivo para la industria. En España, el gas es la energía por excelencia de la industria, que utiliza tres veces más energía en forma de gas que en forma de electricidad. El precio actual de hidrógeno es del orden de ocho veces el del gas natural, lo que nos lleva a preguntarnos si podremos lograr gases renovables competitivos para nuestras industrias. La respuesta es sí, pero llevará tiempo. Para 2030, si cumplimos a pleno rendimiento el objetivo de generación de hidrógeno previsto en la 'Hoja de ruta' y lo dedicáramos exclusivamente a la industria, alcanzaría para cubrir el 10% del gas que actualmente empleamos. Lograr un suministro competitivo y a mayor escala de gases renovables es un reto colosal, pero la progresión de la tecnología, conjuntamente con políticas acertadas de apoyo, una fiscalidad energética efectiva, los precios del CO2 así como ajustes en frontera, pueden lograr lo que ahora parece tan lejano.
 
Cogeneradores: aliados y preparados para el desarrollo de los gases renovables 
Desde ACOGEN y COGEN estamos analizando el 'estado actual del arte' de las tecnologías de cogeneración para la utilización de hidrógeno y gases renovables con los principales fabricantes de equipos de turbinas y motores. Ha sido impresionante constatar como las tecnologías de cogeneración están ya a la cabeza del desarrollo tecnológico para funcionar con mezclas de hidrógeno en la red, integración con sistemas de producción y mezcla local de hidrógeno e hidrógeno al 100%. Tecnológicamente los cogeneradores estamos preparados.
 
Pero alcanzar ese futuro de cogeneración con gases renovables requiere caminar en la dirección correcta y sin perder una sola de las industrias y cogeneraciones que operan hoy en España y que son claves para la economía y el empleo. La inversión en cogeneración va a jugar un importante papel ya, a finales de este año, con un marco de inversión y renovación para más de 1.200 MW que contribuya a los objetivos de descarbonización, acompañamiento al sector industrial y muy alta eficiencia que contempla el PNIEC 2021-2030.
 
En esta compleja ruta, con la industria y los sistemas gasista y eléctrico, los cogeneradores somos aliados dispuestos y preparados para conseguir el mejor futuro de recuperación y crecimiento para España.

Javier Rodríguez
Director general ACOGEN

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad
Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) sigue repuntando en SEP a 42,0 €/MWh, +5,8 €/MWh (+15,9%) respecto AGO, debido al aumento de la demanda. Dicho precio de SEP 2020 ha sido -0,15 €/MWh (-0,4%) ligeramente inferior al de SEP 2019. Llevamos 5 meses de subidas consecutivas pero en OCT sufre un correctivo y futuros NOV y DIC tratan de recuperar niveles de SEP.

Así, la estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) en 2020 cae a 33,9 €/MWh, un -4,3% (-1,5 €/MWh) por debajo del nivel previsto hace un mes.

La curva de precios forward en contango a medio plazo (2021) y backwardation a largo plazo (2022-2030), estableciendo referencias aun más competitivas para nuevos PPA´s, físicos y/o financieros, de renovables y sistemas de almacenamiento.

-Estimación de cierre de Calendar 2020 revierte cayendo de 35,4 a 33,9 €/MWh. Decremento -1,5 €/MWh (-4,3%). Este correctivo se debe a la bajada de precios en OCT.

-Calendar 2021 cae de 46,0 a 44,6. Decremento -1,4 (-3,0%).

-Calendar 2022 cae de 44,1 a 43,8. Decremento -0,3 (-0,7%).

-Calendar 2023 cae de 41,9 a 41,1. Decremento -0,8 (-1,9%).

-Calendar 2024 cae de 41,4 a 40,9. Decremento -0,5 (-1,1%).

-Calendar 2025 sube de 40,4 a 40,8. Incremento +0,4 (+1,0%).

-Calendar 2026 sube de 39,3 a 40,6. Incremento +1,3 (+3,2%).

-Calendar 2027 sube de 38,5 a 39,6. Incremento +1,1 (+2,9%).

-Calendar 2028-2029-2030 han empezado a cotizar desde 24 Junio 2020, subiendo a niveles de 38,6 - 38,4 y 38,1 €/MWh, respectivamente.

Los nuevos PPA´s están cotizando entre 37,5 y 38,0 €/MWh a 10 años vista.

Se retrasa la entrada en vigor de la nueva metodología de tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad (fecha prevista 1 Nov 2020 queda postergada a lo largo de 2021, preliminarmente al inicio del segundo trimestre). Por tanto, se mantienen las vigentes y es muy probable que se vuelvan a retrasar, ya que al parecer las distribuidoras aún no han empezado a implantar los cambios en sus sistemas de información, medición y control.

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

Independientemente de ello, la nueva definición de periodos tarifarios, por si sola, supone un impacto de una subida enmascarada de aprox. 8%-12%, según nivel de tensión y perfil de carga, respecto a la definición actual (especialmente la del periodo horas valle -p6- todo el mes de agosto, y las 6 horas de duración de periodo de horas punta o superpunta que aumentan a 9 horas).

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

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

La subasta de interrumpibilidad para el primer semestre 2020 ha supuesto una bajada imprevisible en el precio de la gestión de la demanda (interrumpible), muy por debajo del coste real de este tipo de servicio complementario en países desarrollados. Según liquidaciones del Operador del Sistema 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). Para el segundo semestre 2020 no se ha convocado subasta, afectando a los consumidores interrumpibles. Ya veremos cómo se transforma el servicio de gestión de la demanda interrumpible 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.

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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

Esta vez el Brent y el Tipo de cambio se han movido en sentido adverso induciendo una subida de los precios del gas interanuales. Los futuros del crudo DATED Brent suben (+3,6%) y el Tipo de Cambio US$/€ interanual empeora -1,0, efecto subida neta media de +2,6% 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).

El gas NYMEX aumenta +0,8%, en plenas campañas hacia las Presidenciales de EEUU con cierta presión alcista por aumento de la actividad económica y demanda de gas. El precio interanual del gas en MIBGAS sufre otro correctivo alcista consecutivo (+6,1%) debido a ligero aumento de demanda después del parón industrial por el efecto de la enfermedad Covid-19, lo cual también se ha notado en el mercado eléctrico.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 41,1 a 42,6 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,1912 a 1,1791 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX suben de 2,823 a 2,846 US$/MMBtu. El precio medio interanual del MIGBAS sube de 13,0 a 13,8 €/MWh (Sep 2020 - Ago 2021).

El Dated Brent corrige targets a 42,3, 44,8 y 46,1 US$/barril a finales de 2020, 2021 y 2022, respectivamente.

El euro frente al dólar americano corrige targets a 1,1759, 1,1863 y 1,1981 US$/€ a finales de 2020, 2021 y 2022, respectivamente. Ideal para hacer coberturas monetarias.

El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha seguido repuntando en SEP 2020, subiendo a 11,4 €/MWh (+2,0 €/MWh, +21,6%) respecto AGO 2020. Recordemos que este es un índice de precios de balances de gas, no es un mercado primario de aprovisionamiento, pero puede llegar a aprovecharse como tal (parcial o totalmente para un cogenerador o fábrica) si la regulación facilitase la adquisición de gas a los grandes consumidores o bien con una indexación directa o combinada con otros derivados energéticos, lo cual se está empezando a madurar en el mercado a través de comercializadoras.

Según las cotizaciones de contado y teniendo en cuenta los futuros (resto) de balance de mes, OCT 2020 anticipa nueva subida al nivel de 12,7 €/MWh, una escalada adicional de +11,4%. Se acabaron las alegrías temporales de gas barato.

Si tenemos en cuenta los futuros de resto del año 2020, el Mercado Secundario de Gas anticipa un cierre de 9,83 €/MWh, con presión alcista por las campañas de Navidad y entrada del invierno.

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

-SEP 2020: ha cotizado 21 días, marcando MAX 12,7 €/MWh, medio 10,5 y MIN 8,6. La previsión media de Futuros de OMIP fue de 8,8. El valor medio del contado ha sido mayor que el valor medio del futuro.

-OCT 2020: ha cotizado 16 días, marcando MAX 13,1, medio 12,3 y MIN 11,7. La previsión media de Futuros de OMIP fue de 10,7. De nuevo, el contado superior al futuro.

-NOV 2020: ha tenido 10 días de actividad en lo que llevamos de mes (del 1 al 14), marcando MAX 14,1, medio 13,8 y MIN 13,5. Mientras la última previsión del Futuro en OMIP es de 14,05 y la media acumulada 13,2.

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

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

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

-Futuro FEB 2020 ha cotizado desde 1 NOV hasta 31 ENE registrando 18,6, 14,5 y 10,4.

-Futuro MAR 2020 ha cotizado desde 2 DIC hasta 28 FEB registrando 16,1, 11,8 y 9,1.

-Futuro ABR 2020 ha cotizado desde 2 ENE hasta 31 MAR registrando 12,8, 9,9 y 6,8.

-Futuro MAY 2020 ha cotizado desde 3 FEB hasta 30 ABR registrando 10,3, 8,6 y 6,2.

-Futuro JUN 2020 ha cotizado desde 2 MAR hasta 29 MAY registrando 10,0,  7,4,  y 4,6.

-Futuro JUL 2020 ha cotizado desde 1 ABR hasta 30 JUN registrando 8,4,  7,1,  y 5,6.

-Futuro AGO 2020 ha cotizado desde 4 MAY hasta 31 JUL registrando 8,1,  7,2,  y 6,3.

-Futuro SEP 2020 ha cotizado desde 1 JUN hasta 31 AGO registrando 12,6,  8,8,  y 7,0.

-Futuro OCT 2020 ha cotizado desde 1 JUL hasta 30 SEP registrando un 13,4,  10,7,  y 8,6 €/MWh.

-Futuro NOV 2020 lleva cotizando desde 3 AGO hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 14,5,  13,2,  y 11,5 €/MWh, respectivamente.

-Futuro DIC 2020 lleva cotizando desde 1 SEP hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 15,1,  14,3,  y 13,6 €/MWh, respectivamente.

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

-Futuro Año 2020 ha cotizado desde 2 Ene 2018 hasta 30 Dic 2019, entre 13,3 y 25,3, y media 20,3. La previsión del contado MIBGAS es de 9,83, muy por debajo del valor MIN del futuro anual.

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

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

Respecto a las tarifas de acceso de terceros a la red (ATR) de gas, el 1 Oct 2020 ha entrado en vigor una caída del término fijo asociado a la capacidad (caudal diario máximo contratado). Para las tarifas 2.2, 2.3 y 2.4, supone una caída del 2,3%, 3,0% y 4,2%, respectivamente. Por el contrario, los cambios en la parte variable podrían redundar en subidas de aprox. 3,0%, debido a cambios en la metodología de repercusión del Canon de almacenamiento de GNL y la eventual descarga de buques.

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'.

De momento, no ha cambiado el modo de facturación del término fijo asociado a la capacidad. Se supone que se retrasa su aplicación un año (hasta Oct 2021).

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

Advertimos que aún es buen momento para ampliar contratos de gas y tratar de cerrar precios para una parte importante del consumo parta próxima(s) temporada(s). Los precios del gas están repuntando. Las fórmulas de indexación sobre Brent tienen los días contados, especialmente por la incertidumbre en el Tipo de Cambio US$/€. Los industriales están optando a indexaciones sobre hubs de gas europeos, especialmente TTF. En ese caso, hay que prestar especial atención a las valoraciones de productos TTF Day Ahead versus TTF Month Ahead.

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

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Precios CO2
Precios CO2

La media mensual del precio spot del CO2 sigue a niveles más altos que los de 2008 (hace 12 años), nuevamente con una tendencia fuerte y especulativamente alcista. Después de tocar techo en 2019, el mes de ENE ha revertido a 24,4 €/tCO2, FEB a 24,1, MAR a 19,8, ABR a 20.0, MAY a 20,0. JUN a 23,3, JUL a 27,5, AGO a 26,7, SEP a 27,8 y en lo que llevamos de OCT 26,3 €/tCO2. Un precio desorbitante y si no se corrigen comportamientos especulativos, irá hacia arriba.

El efecto bañera en los precios en los meses de la primavera, no ha compensado la especulación interanual, así la media ANUAL acumulada en 2020 asciende a 23,9 €/tCO2, casi batiendo récord histórico de 2019 (24,8 €/tCO2). El año más crítico fue el 2008 (22,0 €/tCO2). Pero en aquel entonces sufrimos una crisis del petróleo y del gas, y también se iniciaba una nueva etapa del mercado europeo de CO2. El valor mínimo anual se alcanzó en 2013 (4,45 €/tCO2), y del 2012 al 2017 se mantuvo en una horquilla media en torno a 6 €/tCO2.

A mediados de MAR, el precio del CO2 ha llegado a cotizar cerca de los 15 €/tCO2, pero ha repuntado muy rápidamente después de finalizar el confinamiento de la población en aquellos países más afectados por el Covid-19. La lucha contra la pandemia sigue con rebrotes mientras no aparezca un tratamiento eficaz, preventivo y correctivo (vacuna). Las industrias siguen dando el ejemplo implantando medidas preventivas en sus plantas.

El nivel de los precios del CO2 sigue con un perfil de contango, aunque con unos niveles menores a los de hace un mes:

-Futuro Dic 2020 pasa de 28,3 a 25,7

-Futuro Dic 2021 pasa de 28,6 a 25,9

-Futuro Dic 2022 pasa de 29,0 a 26,3

-Futuro Dic 2023 pasa de 29,5 a 26,7

-Futuro Dic 2024 pasa de 30,1 a 27,3

-Futuro Dic 2025 pasa de 30,8 a 27,9

-Futuro Dic 2026 pasa de 31,5 a 28,5

-Futuro Dic 2027 pasa de 32,2 a 29,1

-Futuro Dic 2028 pasa de 32,9 a 29,8

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

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

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

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Actividad ACOGEN

actividad acogen Los cogeneradores seguimos con una intensa actividad institucional y asociativa para abordar los retos de la cogeneración en España. El 16 de septiembre celebramos, con gran acogida, el Comité de Eficiencia y Promoción de ACOGEN, al que asistieron telemáticamente cerca de 150 profesionales. Al día siguiente se reunía la Junta Directiva.
 
El 22 de septiembre ACOGEN participaba en el Comité de Agentes de Mercado de OMIE y unos días después, el viernes 25, la Asociación asistía - como miembro- a la Asamblea General de Enerclub. La reunión de la Comisión de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente de CEOE tenía lugar el 28 de septiembre. Al día siguiente, el director general de ACOGEN participaba en la reunión extraordinaria del Grupo de Seguimiento de la Planificación de Red Eléctrica de España.
 
El mes finalizaba con la intervención de nuestro director general, Javier Rodríguez, en una mesa redonda en el marco del Curso Circulares de Gas, organizado por Enerclub, con la ponencia Circulares y peajes de gas natural: Balance para los cogeneradores.
 
El 5 de octubre ACOGEN y COGEN participaron en la primera reunión del Comité Organizador de GENERA, Feria de Energía y Medio Ambiente, presidido por Joan Groizard, director general del IDAE, Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, de cara a la preparación de su 24ª edición en IFEMA, donde tendrá lugar la tradicional jornada de cogeneración.
 
Un día después, el director general de ACOGEN asistía al webinar presentación del estudio Sector coupling. Una visión para España, organizado por la Fundación Naturgy. El 7 de octubre el equipo de ACOGEN participaba en la reunión específica de los Grupos de Trabajo de Red Eléctrica sobre la Orden TED/749/2020 y el Real Decreto 647/2020 de códigos de red de conexión.
 
Los días 7 y 8 de octubre se celebró el I Congreso Internacional sobre energía de la Comunidad de Madrid. ENERMADRID. El futuro de la energía, la energía del futuro. El director general de ACOGEN intervino el día 8 en la Sesión 3.2. Nuevas tecnologías energéticas, moderada por Carmen Becerril, presidenta AEMENER y presidenta de OMIE, con la ponencia Cogeneración de alta eficiencia: Tecnología siempre nueva.
 
El 12 y 13 de octubre tuvo lugar -virtualmente- la Conferencia Anual de COGEN Europe, bajo un interesante programa, con la asistencia del director general. Asimismo, Rodríguez participa el 14 de octubre en la reunión de la Mesa Autoconsumo de Castilla y León.
 
La Junta directiva de ACOGEN se celebra el 15 de octubre. Este mismo día ACOGEN acude a la  segunda reunión del Grupo de Trabajo GT_ED (SG_CGyGEN) de Red Eléctrica. El día 16 el director general asistirá a la presentación del IEA World Energy Outlook organizada por Enerclub. El 22 de octubre el director general participará en la reunión de la Mesa Autoconsumo de la Comunidad Autónoma de Madrid.  
 
Concluimos anunciando la celebración de la Asamblea General de ACOGEN el próximo 10 de noviembre bajo el lema Reactivar la industria con cogeneración: un valor seguro. La 'nueva normalidad' exige tomar medidas extraordinarias en materia de seguridad, por lo que este año el evento se limitará a la Asamblea General de asociados y se celebrará de manera virtual. A lo largo del acto se proyectará el vídeo La cogeneración en 2020: Crónica de una remontada. Además, contaremos con la intervención del economista Juan Ramón Rallo, que nos hablará del papel de la industria española en y tras la crisis Covid. Ver programa

ACOGEN en los medios

ACOGEN en los medios La cogeneración se recupera: buen síntoma industrial, era la tribuna de Javier Rodríguez, director general de ACOGEN, en Energy News como miembro de su Club de Expertos, donde muestra datos de recuperación de la industria de la cogeneración, que se encuentra en niveles similares a los anteriores a la primera ola del COVID-19. Además, recuerda la necesidad de establecer un nuevo marco para la actividad de esta industria antes de fin de año.
 
Para Rodríguez, hablar de cogeneración es hablar de industria. El director general de ACOGEN señala que, con datos a cierre de septiembre, la producción de la cogeneración ha vuelto ya a los niveles anteriores a la primera ola COVID, lo que significa que las industrias cogeneradoras se sitúan en cabeza de la recuperación de la actividad en España. Ello teniendo en cuenta que durante los meses de marzo y abril vio caer su producción hasta en un 30% en relación al mismo periodo de 2019. Este mes de septiembre ha sido el primero del año en el que la producción de los cogeneradores se ha situado ligeramente por encima (+3,5%), comparado con el mismo mes de 2019. Todo un hito, aunque la producción acumulada a septiembre sigue siendo un -10,2% inferior a la de año 2019, ya se van alcanzando datos  similares a los previos al inicio de la pandemia.
 
El reto de los cogeneradores ahora es consolidar la reactivación a la espera de poder contar en un futuro cercano con un nuevo marco de actividad estable que, integrado en los planes y objetivos del Gobierno, pueda contribuir a una acertada transición energética de la industria. Para ello es preciso definir con urgencia el marco regulatorio actualmente en vigor de los cogeneradores, que acumula retrasos en las publicaciones periódicas de revisión de los precios de combustibles, y establecer antes de fin de año un nuevo marco de la actividad de la cogeneración.
 
La cogeneración es la técnica más eficiente para emplear gases renovables publica la revista Energía elEconomista, reportaje donde los cogeneradores manifiestan su apoyo al sector de gas renovable y a la economía del hidrógeno para lograr más sinergias con el desarrollo industrial y la cogeneración renovable. Las industrias calorintensivas que emplean la cogeneración son un sector clave para el desarrollo del hidrógeno verde en España, que presenta grandes oportunidades. Según declaraciones de ACOGEN, 'Los cogeneradores somos verdaderos aliados para el desarrollo del hidrógeno en España'. Es por ello que la Asociación valora 'muy positivamente' la propuesta de Hoja de Ruta del Hidrógeno realizada por el Gobierno, que impulsará una mayor descarbonización y sinergias con gases renovables en la transición energética.
 
El uso del hidrógeno en cogeneración es una realidad a nivel tecnológico, con proyectos de desarrollo en países de nuestro entorno. La cogeneración, afirma ACOGEN, 'es la técnica más eficiente y mejor posicionada a futuro para emplear gases renovables, aunando los desarrollos del sector gasista con los de la industria, logrando así una mayor descarbonización y desarrollo industrial de España'. Afirma que los cogeneradores españoles están 'tecnológicamente bien preparados para usar el hidrógeno en nuestras plantas, lo que traerá mayores sinergias en el desarrollo energético con la industria calorintensiva que necesita España' y destaca que es el momento de 'unar la colaboración de todos', y muy especialmente con el sector gasista, empresas energéticas, industrias y administraciones central y autonómicas, 'para dotarnos de planes y marcos regulatorios que hagan realidad el suministro de hidrógeno en cantidad y condiciones competitivas en esta década y más allá'.
 
La cogeneración española vuelve a niveles precovid, informaba Montel, en referencia al editorial del director general de ACOGEN del anterior boletín ee+ online. 'En apenas en cuatro meses nuestros esforzados industriales han logrado retornar a la senda de recuperación progresiva', recoge. La cogeneración, casi en su totalidad de gas, ha alcanzado 1,28 GWh en la primera quincena de septiembre, un 8,5% más que en los primeros quince días de septiembre del año pasado. No obstante, en el acumulado del año la producción sigue siendo un 10,7% inferior a la de 2019, cuando superaba los 21 TWh, según datos del TSO Red Eléctrica.
 
Además, ACOGEN ha sido noticia por ser coorganizador del XVI Congreso Anual de Cogeneración, que traslada su celebración al 2 de diciembre, tal como podíamos leer en varios medios como Energy News, Proyectos Químicos, Energética XXI, Obras Urbanas, CIC Construcción, Retema, así como en la web del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.
 
Y concluimos este repaso a la actualidad mediática de ACOGEN con su participación en la campaña La industria se une frente a los altos costes del gas, junto con otras diez asociaciones. A finales de septiembre, las patronales pedían no retrasar más la bajada de los peajes del gas y recordaban que la industria española, que lleva una década pagando los peajes más altos de toda Europa, espera la armonización como una vía para lograr un gas competitivo, especialmente ahora, que vive además las consecuencias económicas de la crisis provocada por la pandemia de la COVID-19.
 
Numerosos medios se hicieron eco de la noticia. Cinco Días publicaba La gran industria rechaza cualquier retraso en la bajada de los peajes del gas, El Periódico de la Energía señalaba que La gran industria pide al Gobierno no retrasar la bajada de peajes del gas ya que iría contra la competitividad; El Español destacó La industria pide a la CNMC que apruebe la rebaja en los peajes del gas dentro del plazo y Expansión.com, Consumidores industriales piden no retrasar la bajada de peajes del gas, ya que va contra la competitividad.

Socios protagonistas

IMASA

LOGO IMASA IMASA INGENIERIA Y PROYECTOS, S.A., es una compañía de Ingeniería y Construcción, especializada en el desarrollo y ejecución de proyectos 'llave en mano', en la prestación de servicios especializados (operación y mantenimiento) y en la fabricación de bienes de equipo para los sectores energético, cementero, siderúrgico, Oil & Gas, minería y manejo de graneles. Con sede en Oviedo, IMASA tiene una gran experiencia internacional con referencias de proyectos ejecutados en Europa, América, África, Oceanía y Asia. 
 
Gracias a la excelencia profesional, al avance y mejora de su capacidad tecnológica, y a la evolución de sus procesos, en la actualidad IMASA lidera un conjunto de empresas con carácter multidisciplinar y presencia en diferentes sectores e industrias, con una plantilla aproximada de 1.200 trabajadores.
 
Con cerca de 40 años de actividad, IMASA desarrolla sus actividades dentro de los campos de: ingeniería y proyectos EPC, fabricación, mantenimiento y montajes industriales, energía EPC, medioambiente, ingeniería y edificación, y suministros industriales.
 
Estos último años IMASA ha contribuido en el desarrollo de una nueva tecnología de ciclo térmico que permite eliminar el agua de refrigeración y trabajar a altas temperaturas ambientales (superiores a los 45ºC) sin perder eficiencia y maximizando la producción en MWh en plantas de Biomasa, Residuos, termosolares y  Cogeneración. Diseñan plantas con la mayor eficiencia del mercado.
 
La Tecnología se denomina Ciclo Higroscópico (HCT).
 
¿Qué es el Ciclo Higroscópico?
IMASA, de la mano de su inventor Francisco Javier R. Serrano, ha desarrollado un ciclo de vapor de alta eficiencia, cuya principal ventaja radica en la posibilidad de maximizar la generación eléctrica. Se trata de un ciclo de potencia caracterizado por poder trabajar con alto vacío a la salida de la turbina y buenas condiciones de refrigeración, siendo compatible con todas las mejoras del ciclo Rankine convencional.
 
Nuestro ciclo utiliza equipos disponibles en el mercado, suficientemente probados y confiables. IMASA los integra en una configuración innovadora. Además, posibilita tener sistemas  Dry Cool de refrigeración en turbinas de condensación con prestaciones muy superiores a las actualmente existentes en el mercado. Es la tecnología con menor huella hídrica del mundo.
Permite diseñar con alta eficiencia en sistemas con turbinas de condensación, posibilitando  la cogeneración con biomasa, haciendo más rentable los proyectos  Waste to Energy y aumentando los rendimientos en ciclos combinados.
 
Oleícola el Tejar dispone de 2 instalaciones desde hace 3 años funcionando sin incidencias, una de 13 MWe  y otra de 25 MWe.
 
También dispone de una referencia para EDP de una recuperación de gases para una generación de 4 MWe.
 
Así mismo IMASA ha desarrollado y participado como empresa EPC en el proyecto de Biomasa forestal de Greenalia en Curtis de 50 MWe de potencia.
 
Contacto franciscoj.cobos@imasa.com

SOCIO SOCIO

Hoja de Ruta del Hidrógeno

Hoja de Ruta del Hidrógeno

ULTIMA HORA oct El Consejo de Ministros, a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), ha aprobado la “Hoja de Ruta del Hidrógeno: una apuesta por el hidrógeno renovable”. Con esta planificación, el Gobierno impulsa el despliegue de este vector energético sostenible, que será clave para que España alcance la neutralidad climática, con un sistema eléctrico 100% renovable, no más tarde de 2050. El desarrollo del hidrógeno renovable incentivará la creación de cadenas de valor industrial innovadoras en nuestro país, el conocimiento tecnológico y la generación de empleo sostenible, contribuyendo a la reactivación hacía una economía verde de alto valor añadido.
 
Una apuesta por el hidrógeno renovable

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