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Acogen - Energía Eficiente CABECERA e + e On-line Septiembre 2020
nº143
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editorial
Director general ACOGEN Javier Rodríguez
Director general ACOGEN
 
Editorial
Volviendo a la producción pre-COVID

Confirmamos una muy buena noticia sobre la capacidad de recuperación de la cogeneración: en la primera quincena de septiembre se han alcanzado los niveles de producción anteriores a la primera ola COVID. Este logro sitúa a los cogeneradores a la cabeza de la recuperación de la actividad industrial en España.

Las industrias calorintensivas que emplean la cogeneración, en sectores clave para nuestra economía -alimentación, papel, química, refino, cerámica, etc.-  mantienen más de 200.000 empleos directos para producir el 20% del PIB industrial del país, y generan el 11% de la electricidad nacional, suponiendo el 20% de la demanda de gas del país. Además, los cogeneradores exportan sus productos industriales en más del 50%, lo que sin duda es un factor relevante para esta intensa recuperación de la actividad que se viene registrando progresivamente desde el mes de abril.

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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 AGO a 36,2 €/MWh, +1,6 €/MWh (+4,5%) respecto JUL, debido al leve aumento de la demanda después del confinamiento... Leer más
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Precios Electricidad

Precios Gas

Hace mucho que el Brent y el Tipo de cambio no se movían favoreciendo una caída temporal de los precios del gas. Los futuros interanuales del crudo DATED Brent caen (-2,9%) minimizados aún más por la revalorización del Tipo de Cambio 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...  Leer más
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Actividad ACOGEN
Actividad ACOGEN  

Los cogeneradores seguimos desarrollando una intensa actividad institucional y asociativa para encauzar los múltiples retos de la cogeneración. Es por ello que se han  intensificado, conjuntamente con COGEN ESPAÑA, las reuniones con partidos políticos y con el Ministerio, estableciendo objetivos para lograr un calendario de medidas que permita a las industrias planificarse ...

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  ACOGEN en los medios
ACOGEN en los medios  

El 'limbo' de la cogeneración atrapa al 20% de la potencia en el sector cerámico, leíamos en El Mundo Castellón, y es que cuatro de las treinta plantas eficientes de la industria cerámica han agotado ya su vida útil y otras cinco lo harán en 2021 si el Gobierno no avanza en la regulación. Según datos de ACOGEN, más de 50 plantas y 500 MW salen del marco actual en diciembre...

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Cogeneración sin fronteras
punto Cómo la cogeneración mantiene en funcionamiento hospitales y universidades durante condiciones meteorológicas adversas
punto Impacto del COVID-19 en el mercado de la cogeneración
punto Optimización de CHP con inteligencia artificial
punto Cogeneración en infraestructuras críticas: plantas de tratamiento de aguas residuales
punto Francia: la alemana 2G Energietechnik GmbH suministrará unidades de cogeneración a Française de l'Énergie
punto Alemania: nueva ley de CHP en vigor desde el 14 de agosto
punto Alemana: estudio sobre el aporte de flexibilidad de la cogeneración geotérmica
punto Alemania: oportunidades de la nueva ley energética de edificios para la cogeneración
punto Rumanía: nueva planta de cogeneración en la plataforma de Petromidia
punto Italia: ENGIE selecciona a Wartsila para proyectos italianos combinados de cogeneración
punto Italia: la empresa Gelsia, cada vez más verde gracias a las plantas de cogeneración
punto EE.UU.: CHP, opción ganadora para invernaderos
punto Israel: la cogeneración contribuye a que la empresa textil Nilit alcance el primer lugar el país en reducción de emisiones en 2019 en
punto Hungría: Veolia comprará tres plantas de cogeneración
punto Polonia: nueva planta CHP con 450 MW de potencia

  Socios protagonistas
CUMMINS
Cummins Inc. es una empresa global que diseña, fabrica, distribuye y mantiene un amplio portfolio de soluciones energéticas que incluyen motores y grupos electrógenos con combustible diesel y gas natural, alternadores de las marcas Stamford y AVK, sistemas híbridos de tracción, sistemas de baterías, además de otras tecnologías relacionadas como sistemas de combustible, sistemas de control y de filtración. Recientemente Cummins está realizando importantes desarrollos combustibles alternativos como el Hidrógeno y su uso en las Celdas de Combustible en aplicaciones en automoción, rail y generación de energía como demuestra la reciente adquisición de la empresa Hydrogenics.   Con sede central en Columbus, Indiana (EEUU), y fundada en 1919, Cummins sirve a sus clientes on line, empleando a más de 60.000 personas a través de una red de más de 500 distribuidores propios e independientes en 190 países, y cerca de 7.000 localizaciones de puntos de distribución. La facturación en 2019 alcanzo los 23,6 Billones de USD con unos beneficios de 2,3 billones.  
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De un vistazo
De un vistazo
punto Nuevos marcos regulatorios tras la primera oleada. Javier Rodríguez, director general ACOGEN
punto El 'limbo' de la cogeneración atrapa al 20% de la potencia en el sector cerámico
punto Brotes verdes para la cogeneración
punto Situación de la cogeneración en Castellón en el telediario de A Punt Castellón
punto Cogeneración imprescindible para la reactivación: industria, energía y clima
punto Los precios industriales solo se recuperan un 1,8% en julio pese al encarecimiento de la energía
punto Una oportunidad para mejorar nuestra competitividad industrial
punto El IDAE destina 181 millones a las primeras convocatorias para financiar proyectos renovables innovadores en siete comunidades autónomas
punto Ciudadanos advierte que hay que salvar turismo e industria... antes de los PGE
punto Mayor actividad industrial, pero queda mucho por recuperar
punto Por un fondo europeo de recuperación verde
punto Las exportaciones se desploman un 16% en la primera mitad del año por la pandemia
punto Grandes empresas piden rebajar su factura a las eléctricas ante el desplome de precios
punto El hidrógeno, una energía limpia con visión de futuro
punto Prevén una caída de los costes del hidrógeno verde a una horquilla entre 1,16 y 2,28 euros el kilo para 2030
punto El sector reclama un marco urgente para que España lidere en hidrógeno verde
punto Smurfit Kappa participará en el primer proyecto mundial para almacenamiento de energía de hidrógeno
punto Enagás proyecta la mayor planta de hidrógeno de España en La Robla
punto Los precios del gas registran los valores más altos de los últimos cuatro meses
punto El Gobierno sustituye la interrumpibilidad por un nuevo servicio eléctrico que garantice el suministro
punto El precio de la electricidad comienza septiembre con mal pie en los principales mercados europeos
punto El precio de la electricidad en España frente a Francia y Alemania: la diferencia no está en el mercado mayorista sino en el precio final
punto La gran industria quiere una Ley de cambio climático que le dé Viabilidad
punto Ribera defiende el 'uso responsable' de los fondos europeos para la transición ecológica
punto El Gobierno vaticina una luz más barata pese a los 7.000 millones anuales en primas renovables
punto La AIE advierte: se necesitan más esfuerzos para reducir las emisiones
punto El regulador energético portugués aprueba las reglas para la negociación de Mibgas
 
Cogeneración, clave en la recuperación industrial
Cogeneración, clave en la recuperación industrial
producción industrial con cogeneración

La cogeneración está siendo clave para la recuperación industrial del país en sectores como el alimentario, papelero, químico, cerámico, refino, automóvil y un largo etc. que afrontan entornos diferenciados de demanda nacional e internacional, y en los que nuestra tecnología  sigue siendo la mejor herramienta disponible para la competitividad y eficiencia energética.

Como muestra el gráfico de la producción en estos meses, la reactivación es clara: es el momento de seguir dando pasos con medidas regulatorias de futuro.

Ahora es cuando política e industria, a través de todas las instituciones, estamos llamados a aunar esfuerzos. Es urgente priorizar las soluciones, que desde ACOGEN venimos trasladando, para que las industrias puedan contar con certidumbre jurídica y opciones justas económicamente y eficientes energéticamente.

REVISTA ENERGIA elEconomista
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Editorial

Volviendo a la producción pre-COVID

editorial Confirmamos una muy buena noticia sobre la capacidad de recuperación de la cogeneración: en la primera quincena de septiembre se han alcanzado los niveles de producción anteriores a la primera ola COVID. Este logro sitúa a los cogeneradores a la cabeza de la recuperación de la actividad industrial en España.
Las industrias calorintensivas que emplean la cogeneración, en sectores clave para nuestra economía -alimentación, papel, química, refino, cerámica, etc.-  mantienen más de 200.000 empleos directos para producir el 20% del PIB industrial del país, y generan el 11% de la electricidad nacional, suponiendo el 20% de la demanda de gas del país. Además, los cogeneradores exportan sus productos industriales en más del 50%, lo que sin duda es un factor relevante para esta intensa recuperación de la actividad que se viene registrando progresivamente desde el mes de abril.
 
Reactivarse tras caer un 30% en abril
Durante marzo y abril y debido a la primera ola COVID, la producción llegó a caer a niveles del -30% frente a la del año pasado. Sin embargo, en apenas en cuatro meses nuestros esforzados industriales han logrado retornar a la senda de recuperación progresiva. Así, ya en mayo, junio, julio y agosto la producción fue respectivamente  un -18,3%, -10,1%, -6,6% y -5,9% inferior a los mismos meses del año anterior. Aunque la producción acumulada en este año a mitad de septiembre sigue siendo un 10% inferior a la de 2019, en la primera quincena de septiembre se han alcanzado por primera vez datos de producción similares a los previos al inicio de la pandemia, como se puede observar en el gráfico. 
 
Una recuperación con mucho esfuerzo y acertadas señales de acompañamiento
La recuperación de la producción en cogeneración se ha producido en un entorno muy complejo en todos los ámbitos. Las plantas han tenido que apostar por producir en unos mercados energéticos que han venido registrando grandes volatilidades y abruptas variaciones tanto en electricidad como en gas. Además se sigue conviviendo con una total incertidumbre en el marco regulatorio de la cogeneración, sin que se hayan publicado las retribuciones reguladas para el segundo semestre de este año.
Sin embargo, en este difícil contexto, el Gobierno promulgó el pasado junio el RD ley 23/2020 que incluyó medidas de acompañamiento para los cogeneradores durante el periodo de alarma, lo que -a pesar de que su materialización efectiva sigue pendiente de la publicación de su desarrollo en el BOE-, ha supuesto una señal de confianza para el sector. El Gobierno continúa manteniendo con acierto un diálogo constante con los cogeneradores, que reconocemos y agradecemos.
 
Llegar y, lo más difícil, mantenerse. Celeridad administrativa y colaboración
Tras recuperar los niveles productivos, el reto de los cogeneradores se sitúa en mantenerlos y consolidar la reactivación, no sólo a nivel coyuntural en los próximos meses -que van a ser muy difíciles- sino estructuralmente encajar la cogeneración con los planes y objetivos del Gobierno para la transición energética de la industria.
Por un lado, va a ser esencial atender el día a día del marco regulatorio de los cogeneradores, que actualmente presenta retrasos en las publicaciones periódicas de revisión de los precios de combustibles y otros ajustes administrativos.
A nivel estructural, el objetivo es establecer con la mayor celeridad posible los nuevos marcos en los que las cogeneraciones puedan mantener sus contribuciones a la eficiencia energética, a la reducción de emisiones y a la competitividad de las industrias calorintensivas y sistemas energéticos, para así impulsar una mayor descarbonización y sinergias con gases renovables. Más de 50 plantas y 500 MW se quedan sin marco en diciembre y en 5 años estarán en esta situación unas 200 instalaciones, con unos 2.000 MW.
Los cogeneradores estamos ya trabajando hombro con hombro con el Ministerio para dotar al sector de un marco de continuidad e inversión. No puede haber mejor señal que esta colaboración para consolidar el futuro de la cogeneración y sus industrias calorintensivas en 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 AGO a 36,2 €/MWh, +1,6 €/MWh (+4,5%) respecto JUL, debido al leve aumento de la demanda después del confinamiento (estado de alarma). Dicho precio de AGO 2020 ha sido -8,7 €/MWh (--19,5%) inferior al de AGO 2019. Llevamos 5 meses de subidas consecutivas y los futuros anticipan contango hasta finales del año.

Adiós a precios del pool bajos a medio plazo. Tendencia alcista por encima de 43 €/MWh a lo largo del otoño, superando 43 en Sep y repuntando último trimestre (>45 €/MWh). Así, la estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) en 2020 sube a 35,4 €/MWh, un +5,1% (+1,7 €/MWh) por encima del nivel previsto hace dos meses.

La curva de precios forward en contango a medio plazo (2020-2022) y backwardation a largo plazo (2023-2030), estableciendo referencias aun más competitivas para nuevos PPA’s, físicos y/o financieros, de renovables y sistemas de almacenamiento, quizás “una guerra de precios” que nos va a traer otra moratoria financiera recién saliendo de la causada por las nucleares construidas y no energizadas por decisiones políticas arbitrarias, que al final terminamos pagando todos como consumidores, especialmente la industria. Si creemos una cobertura 100% basada en renovables, apaga y vámonos. Técnicamente empeoraría aún más la calidad de onda de tensión, que por cierto la de corriente ni se mide. En cualquier caso, la estabilidad (transitoria y permanente) del sistema interconectado va a peor por muchas falsas expectativas que arrojan las nuevas tecnologías. Una solar no produce reactiva no regula tensiones no contribuye a la estabilidad y mantenimiento de la frecuencia. Las condiciones obligatorias en materia de regulación del par frecuencia-potencia primaria deben ser vigiladas de inmediato. La cogeneración, por su parte, contribuye a los servicios complementarios ahí donde más necesita la demanda, al lado de las fábricas que requieren no sólo electricidad sino energía térmica ambas de alto rendimiento energético y con regulación frecuencia-potencia primaria y secundaria. Por ello, el precio de los certificados de energía de origen de cogeneración de alta eficiencia está en alza. La cogeneración debe renovarse y quizás la hibridación con renovables y sistemas de almacenamiento de energía sea una solución salomónica, pero de paños calientes (temporal), pues requiere un esfuerzo inversor adicional al del Plan Renove. La realidad es que algunas cogeneradoras han decidido parar porque ya no son viables a los precios del gas repuntando y los precios de compraventa de electricidad que están apareciendo en mercados mayoristas y también por la crisis macroeconómica que ya se está empezando a sentir con una bajada media de producción industrial de aproximadamente un 20% en septiembre en ciertos sectores. Es para echarse a temblar. Urge el apoyo decisivo a la cogeneración por parte de las administraciones estatales, regionales y locales para evitar que desaparezca definitivamente. Las redes de distribución no están preparadas ni lo van a estar para asegurar la calidad del servicio en un escenario sin cogeneración.

Volviendo a los precios:

Calendar 2020 ha subido de 33,7 a 35,4 €/MWh. Incremento +1,7 €/MWh (+5,1%).

Calendar 2021 ha subido de 44,4 a 46,0. Incremento +1,6 (+3,6%).

Calendar 2022 revierte cayendo de 45,4 a 44,1. Decremento -1,3 (-2,9%).

Calendar 2023 sigue cayendo de 43,5 a 41,9. Decremento -1,6 (-3,6%).

Calendar 2024 revierte cayendo de 43,0 a 41,4. Decremento -1,6 (-3,7%).

Calendar 2025 sigue cayendo de 41,9 a 40,4. Decremento -1.5 (-3,5%).

Calendar 2026 sigue cayendo de 40,8 a 39,3. Decremento -1,5 (-3,6%).

Calendar 2027 sigue cayendo de 39,7 a 38,5. Decremento -1,2 (-3,0%).

Calendar 2028-2029-2030 ha empezado a cotizar desde 24 Junio 2020 cayendo desde niveles de 40,6-39,8-39,1 hasta 38,6-37,5-36,4 a mediados de Julio y ahora a 37,9-37,3-36,7, respectivamente. Sube el 2030 ligeramente, de 36,4 a 36,7, un 0,9% en los dos últimos meses. Pero la curva sigue en contango a largo plazo.

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

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

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

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

Independientemente de ello, la nueva definición de periodos tarifarios, por si sola, supone un impacto de una subida enmascarada de aprox. 8%-12%, según nivel de tensión y perfil de carga, respecto a la definición actual (especialmente la del periodo horas valle –p6– todo el mes de agosto, y las 6 horas de duración de periodo de horas punta o superpunta que aumentan a 9 horas).  Por lo tanto, sin incluir los costes de política energética, lo comido por lo servido. Es decir, la bajada de las tarifas de ATR se diluirán con el efecto de la subida por cambio del calendario eléctrico.

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 provisionales 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). Ya veremos cómo cambia este coste con el Estatuto del Consumidor Electrointensivo, exclusivo para la optimización de costes energéticos de mediana y gran industria concentrada en ámbitos territoriales reducidos, garantizando unas condiciones de conexión a la red pública de manera que esta no quede afectada. No se trata sólo de evitar posible deslocalización a otros países con menores costes energéticos, sino de aprovechar al máximo el servicio que la demanda es capaz de ofrecer al Operador Técnico del Sistema para garantizar mayor estabilidad y seguridad operativa inclusive en tiempo real. Las industrias han invertido mucho en sus redes internas y comunicaciones externas, en equipos sofisticados, en telemedida en tiempo real, relés de deslastre de cargas, etc., pero la remuneración del servicio prestado ha ido decreciendo a tal punto que ya está dejando de ser interesante. Es como echar a las industrias del sistema interrumpible. Las industrias al interrumpir no contaminan. La interrumpibilidad es como el kWh no consumido, ese no contamina y además reduce las emisiones de CO2 porque se requiere menor producción eléctrica ante un repunte de la demanda firme (no interrumpible) del sistema. Para el segundo semestre no ha habido subasta. Desde junio, el Operador del Sistema ya puede empezar a explorar nuevos mecanismos de gestión de la demanda por lo menos con una parte de los grandes consumidores interrumpibles, perímetros de equilibrio y también es una oportunidad para promover nuevas instalaciones de almacenamiento para participar en los servicios de ajuste del sistema.

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

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Precios Gas
Precios Gas

Hace mucho que el Brent y el Tipo de cambio no se movían favoreciendo una caída temporal de los precios del gas. Los futuros interanuales del crudo DATED Brent caen (-2,9%) minimizados aún más por la revalorización del Tipo de Cambio US$/€ interanual que mejora +4,7%, efecto bajada neta media de -6,9% en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de hace dos meses (debido al decalaje semestral de precios del crudo y trimestral del tipo de cambio en los aprovisionamientos de las industrias).

Pero esa alegría temporal empieza a diluirse viendo los Futuros interanuales del gas NYMEX repuntando +24,3%, 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 (+23,0%) 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 42,4 a 41,1 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,1375 a 1,1912 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX suben de 2,271 a 2,823 US$/MMBtu. El precio medio interanual del MIGBAS sube de 10,6 a 13,0 €/MWh (Ago 2020 – Jul 2021).

El Dated Brent corrige targets a 39, 44 y 46 US$/barril a finales de 2020, 2021 y 2022, respectivamente.

El euro frente al dólar americano corrige targets a 1,1912, 1,1989 y 1,2103 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 AGO 2020, subiendo a 9,4 €/MWh (+2,9 €/MWh, +45,8%) respecto JUL 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, SEP 2020 anticipa nueva subida al nivel de 11,5 €/MWh, una escalada adicional de +22,2%. 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 9,6 €/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:

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

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

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

AGO 2020: ha cotizado 13 días, marcando MAX 7,6 €/MWh, medio 6,9 y MIN 6,4. La previsión media de Futuros de OMIP fue de 7,2. El valor medio del contado ha sido ligeramente más barato que el valor medio del futuro.

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. “Ha pillado en curva” a más de alguno, típico en verano.

OCT 2020: ha tenido 7 días de actividad en lo que llevamos de mes (del 1 al 14), marcando MAX 13,1, medio 12,4 y MIN 11,7. Mientras la última previsión del Futuro en OMIP es de 11,9 y la media acumulada 10,4. De nuevo, el contado superior al futuro.

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 lleva cotizando desde 1 JUL hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 13,4,  10,4,  y 8,6 €/MWh, respectivamente.

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

Futuro Año 2020 ha cotizado desde 2 Ene 2018 hasta 30 Dic 2019, entre 13,3 y 25,3, y media 20,3. La previsión del contado MIBGAS es de 8,5, muy por debajo del valor MIN del futuro anual.

Futuro 2021 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2019, entre 12,3 y 22,7, y media 17,5.

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

Respecto a las tarifas de acceso de terceros a la red (ATR) de gas para Enero 2020, de momento se mantienen invariantes, pero es un mero espejismo ya que antes del inicio del último trimestre 2020 tendremos una nueva metodología contraria a la ortodoxia racional económica, queriendo mantener la estructura de los gastos (remuneración de las actividades de distribución y transporte) pero tratando la recaudación de ingresos sin discriminar el nivel de presión del gas, es decir, sin tener en cuenta las mermas o pérdidas de las redes de gasoductos ni mandar las señales correctas para optimizar la ubicación en la red y fomentar un consumo racional de gas. Aunque la entrada en vigor se retrasará a lo largo de 2021, esto sin duda podría suponer un sobrecoste (castigo) a aquellas industrias que han invertido para conectarse a un nivel de presión de transporte para tener mayor garantía de suministro y evitar pérdidas de presión en redes de distribución. A la vez, se premiaría a los consumidores que se han conectado a la red en baja presión con inversiones mínimas (irrisorias). Esta medida realmente podría dar lugar al abaratamiento de los peajes a plantas de Ciclo Combinado (CCGT), lo cual podría evitar su desmantelamiento y riesgo de deslocalización geográfica (sobran CCGT’s en España) a la vista del exceso de capacidad instalada de todas las tecnologías en España, tanto térmicas como renovables. La única que tiene riesgo de cierre es la tecnología de mayor eficiencia energética: la cogeneración, y sigue esperando una política energética-industrial que incentive planes de renovación. La cogeneración aporta mayor garantía de potencia ahí donde más se necesita, en redes de media tensión, al lado de la demanda, sin recibir ese incentivo por la regulación frecuencia-potencia y tensión-reactiva, aliviando y/o evitando congestiones inclusive colapsos en las redes eléctricas. Hay municipios enteros con redes de subtransmisión radiales tan débiles, que si la cogeneradora cercana hiciese una parada fortuita, se produciría inestabilidad y colapso de tensiones, con un black-out local que podría afectar las protecciones en cascada y provocar un apagón generalizado a nivel nacional. Esos alcaldes deberían sudar más la camiseta y sumar esfuerzos por defender y proteger a la cogeneración, aparte de ser la locomotora que genera empleos de calidad (contratos fijos) tanto directos como indirectos.

Se recomienda ir optimizando la denominada Qd asociada al caudal diario máximo contratado, ya que el término de capacidad dejará de facturarse con el modo de facturación tipo 2  (banda del 85%-105%) y se pagará la Qd tal cual se tenga contratada, penalizando onerosamente los excesos de Qd (5 veces a un precio mayor que el de capacidad). Se prevé un ajuste medio del 10% al alza en la Qd si se elimina el MF2. Gran subida enmascarada en la parte fija. Habrá que renegociar con lupa (y mucha astucia) los costes repercutidos al Término de Capacidad. “No es café para todos”.

Dependiendo del tipo de contrato de suministro de gas, las comercializadoras repercutirán la variación de las tasas portuarias, de descarga y de mercancías, en Oct 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).

MIBGAS fue pionero en 2019 lanzando productos spot de GNL en todas las plantas regasificadoras, siendo el primer exchange o mercado organizado que ofrecía este tipo de producto. Con la puesta en marcha del TVB, Agentes de MIBGAS Derivatives (empresa subsidiaria de MIBGAS encargada de la negociación de productos spot de GNL) pueden ya comprar y vender GNL independientemente de la ubicación física del mismo, lo que va a aumentar considerablemente el número de contrapartes y la liquidez de este mercado. De esta manera, MIBGAS ha creado el primer HUB de GNL, único en el mundo. Con este tipo de productos, MIBGAS confía en seguir contribuyendo al aumento de la liquidez y transparencia del mercado de GNL europeo mediante la publicación de un precio (resultado de un exchange) transparente y real, de GNL en España.

Advertimos que 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 26,8 y en lo que llevamos de SEP 27,8 €/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 23,5 €/tCO2, casi batiendo récord histórico de 2019 (24,8 €/tCO2). El año más crítico fue el 2008 (22,0 €/tCO2). Pero en aquél entonces sufrimos una crisis del petróleo y del gas, y también se iniciaba una nueva etapa del mercado europeo de CO2. El valor mínimo anual se alcanzó en 2013 (4,45 €/tCO2), y del 2012 al 2017 se mantuvo en una horquilla media en torno a 6 €/tCO2.

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

Futuro Dic 2020 pasa de 28,8 a 28,3

Futuro Dic 2021 pasa de 29,2 a 28,6

Futuro Dic 2022 pasa de 29,7 a 29,0

Futuro Dic 2023 pasa de 30,2 a 29,5

Futuro Dic 2024 pasa de 30,7 a 30,1

Futuro Dic 2025 pasa de 31,3 a 30,8

Futuro Dic 2026 pasa de 31,8 a 31,5

Futuro Dic 2027 pasa de 32,4 a 32,2

Futuro Dic 2028 se mantiene en torno a 32,9.

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

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

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

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Actividad ACOGEN

Actividad ACOGEN Los cogeneradores seguimos desarrollando una intensa actividad institucional y asociativa para encauzar los múltiples retos de la cogeneración. Es por ello que se han  intensificado, conjuntamente con COGEN ESPAÑA, las reuniones con partidos políticos y con el Ministerio, estableciendo objetivos para lograr un calendario de medidas que permita a las industrias planificarse para acometer la actual situación y los desafíos que compartimos.
 
Desde el mes de julio se han mantenido reuniones y contactos con Compromis, ERC, PP, VOX y PNV, donde hemos expuesto la situación y las necesidades del sector, recabando apoyos de manera unánime. También se han mantenido reuniones con el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, tanto en julio como en septiembre, continuando así con el diálogo y colaboración mantenidos en los últimos meses.
 
En cuanto a eventos, el 30 de julio ACOGEN participó en la reunión de lanzamiento del Grupo de Trabajo de Red Eléctrica sobre especificaciones de detalle. Septiembre daba comienzo con el Foro Energía elEconomista, celebrado el día 3 y en el que estuvimos presentes virtualmente. El día 9, ACOGEN junto con diez asociaciones industriales, tomaba parte en una reunión en el Ministerio sobre los peajes de gas.
 
El 16 de septiembre se celebra de manera telemática el Comité de Eficiencia y Promoción de ACOGEN, con más de 140 profesionales inscritos. Al día siguiente tiene lugar –también virtualmente- la Junta Directiva de ACOGEN.
 
El día 22 ACOGEN asistirá al Comité de Agentes de Mercado de OMIE y, tres días después, a la Asamblea General de Enerclub. El mes termina con la participación de Javier Rodríguez, director general de ACOGEN, en una mesa redonda en el marco del Curso Circulares de Gas, organizado por Enerclub.
 
En octubre, el día 9, tiene lugar el I Congreso Internacional sobre Energía de la Comunidad de Madrid, ENERMADRID, que lleva por lema El Futuro de la Energía, la Energía del Futuro, y que contará con la participación del director general de ACOGEN.

ACOGEN en los medios

ACOGEN en los medios El 'limbo' de la cogeneración atrapa al 20% de la potencia en el sector cerámico, leíamos en El Mundo Castellón, y es que cuatro de las treinta plantas eficientes de la industria cerámica han agotado ya su vida útil y otras cinco lo harán en 2021 si el Gobierno no avanza en la regulación. Según datos de ACOGEN, más de 50 plantas y 500 MW salen del marco actual en diciembre y, en cinco años, unas 200 instalaciones con 2.500 MW estarán en esta situación, sin contexto de continuidad ni inversión, lo que supone que gran parte de las instalaciones de cogeneración en España quedarán en el limbo próximamente si el Gobierno no aporta una rápida solución para dar continuidad a su vida útil. Es por ello que ACOGEN demanda medidas regulatorias inmediatas para no retroceder en la reactivación de la producción en la cogeneración y sus industrias asociadas. «Nuestras propuestas pasan por promulgar -antes de fin de año- un nuevo marco que regule las inversiones del sector y dé solución a las plantas que acaban su vida útil y finalizan el régimen retributivo actual. Porque un nuevo marco debe relanzar la renovación e inversión tecnológica en la industria, para mayor descarbonización y más eficiencia, evitando tensiones económicas y empleando mecanismos similares a los existentes en otros países como Italia o Alemania», explica el director general de ACOGEN, Javier Rodríguez. En el caso de que no se anuncie el citado marco regulatorio, desde ACOGEN insisten en que «debe establecerse un régimen transitorio para que las plantas no paren hasta que haya uno nuevo».
 
Rodríguez añade que «la regulación en vigor también necesita habilitar el ajuste del valor del CO2 y realizar el ajuste del valor del precio del mercado eléctrico en la retribución, evitando mayores cargas financieras». «Todo ello al menos anualmente y sin olvidar que requerimos medidas coyunturales urgentes, teniendo pendientes la publicación de la revisión de los parámetros retributivos del segundo semestre con una metodología consultada con el sector y adecuada a la situación post Covid-19», concluye.
 
La televisión de la comunidad valenciana A Punt también informó de la situación de vive la cogeneración en la provincia de Castellón y de las peticiones de ACOGEN, de la mano de su director general. «Nuestras propuestas pasan por promulgar, antes de fin de año, un nuevo marco que asegure la continuidad del sector y fomente las inversiones en tecnología, eficiencia, descarbonización y competitividad», señala Rodríguez. «Pedimos que el Gobierno legisle con celeridad y establezca marcos como los que existen en Italia o Alemania», añade.
 
La revista ENERGÍA elEconomista publica la tribuna Nuevos marcos regulatorios tras la primera oleada, del director general de ACOGEN. Rodríguez señala que la promulgación de medidas tras la crisis Covid-19, en el caso de la cogeneración, se produjeron en junio, tras el periodo de alarma, con el RDL 23/2020, que ha ajustado el diferencial de precios regulados a la situación del mercado eléctrico y el CO2 en los pasados tres meses, flexibilizado las horas de funcionamiento requeridas. ACOGEN reconoce estas medidas como necesarias para las industrias que mantuvieron sus producciones en condiciones muy difíciles. Medidas ex post  acertadas, pero son necesarias medidas ex ante, es decir, nuevos marcos regulatorios que gestionen los retos de los escenarios productivos, económicos y sociales que afrontamos.
 
La cogeneración ha logrado cierta recuperación en poco tiempo. En marzo, la producción se desplomó un 30%, pero en tres meses ha recuperado 20 puntos y la expectativa para este año se sitúa un 5%-10% por debajo de los niveles precrisis. En comparación con la totalidad del sector industrial -cuya afectación prevé reducciones del 20%-27% del PIB industrial-, la experiencia de los cogeneradores muestra que a mayor integración de la producción y transformación de la energía en las actividades industriales, mayor resiliencia y recuperación.
 
Rodriguez enfatiza en la integración de energía e industria, aprovechando las oportunidades y sinergias que brinda la transición energética y la descarbonización -especialmente para las intensivas en consumo energético-, como clave imprescindible de futuro para mantener y potenciar nuestra industria. El enorme potencial del país en el desarrollo de renovables y en la integración de los sistemas energéticos con el desarrollo del gas renovable y la economía del hidrógeno, serán esenciales para el futuro industrial de España en esta década, señala.
 
«Desde ACOGEN pedimos medidas regulatorias para no retroceder en la reactivación de la producción en la cogeneración y sus industrias asociadas. Nuestras propuestas pasan por promulgar antes de fin de año un nuevo marco que regule las inversiones del sector y dé solución a las plantas que acaban su vida útil y finalizan el régimen retributivo actual. Porque un nuevo marco relanzaría la renovación e inversión tecnológica en la industria con mayor descarbonización y más eficiencia, evitando tensiones económicas y empleando mecanismos similares a los existentes en otros países como Italia o Alemania», indica el director general, que concluye que «la regulación en vigor también necesita habilitar el ajuste del valor del CO2 y realizar el ajuste del valor del precio del mercado eléctrico en la retribución, evitando mayores cargas financieras. Todo ello, al menos, anualmente y sin olvidar que requerimos medidas coyunturales urgentes, teniendo pendientes la publicación de la revisión de los parámetros retributivos del segundo semestre 2020 con una metodología consultada con el sector y adecuada a la situación postCovid».
 
El Español-Invertia informa de los  «Brotes verdes para la cogeneración», una industria que representa el 20% del país y que está recuperándose satisfactoriamente tras la crisis del Covid, pero que se enfrentan a la subida del precio de la electricidad y del gas. «Ha subido el precio del gas en agosto, pero una de las principales causas es que estaba demasiado bajo'» explica a Invertia  el director general de ACOGEN, «lo que influye directamente en el precio del mercado mayorista de la electricidad y también influirá en la producción de nuestra industria, ya que la cogeneración es consumidora de gas». «El problema es siempre la demanda, y sigue todavía baja, lo que está provocando falta de liquidez en la industria y falta de confianza crediticia, porque hay una incertidumbre total de cómo iba a evolucionar la demanda, la cadena de producción y evitar que la morosidad en los pagos arrastre al resto de empresas», añade Rodríguez.

Socios protagonistas

CUMMINS

LOGO CUMMINS Cummins Inc. es una empresa global que diseña, fabrica, distribuye y mantiene un amplio portfolio de soluciones energéticas que incluyen motores y grupos electrógenos con combustible diesel y gas natural, alternadores de las marcas Stamford y AVK, sistemas híbridos de tracción, sistemas de baterías, además de otras tecnologías relacionadas como sistemas de combustible, sistemas de control y de filtración. Recientemente Cummins está realizando importantes desarrollos combustibles alternativos como el Hidrógeno y su uso en las Celdas de Combustible en aplicaciones en automoción, rail y generación de energía como demuestra la reciente adquisición de la empresa Hydrogenics.
 
Con sede central en Columbus, Indiana (EEUU), y fundada en 1919, Cummins sirve a sus clientes on line, empleando a más de 60.000 personas a través de una red de más de 500 distribuidores propios e independientes en 190 países, y cerca de 7.000 localizaciones de puntos de distribución. La facturación en 2019 alcanzo los 23,6 Billones de USD con unos beneficios de 2,3 billones.
 
¿Cómo ve el futuro de la Cogeneración?
Desde Cummins, consideramos que la cogeneración afrontará retos importantes dentro del proceso de descarbonización y la transformación del sector de la industria y la energía, al mismo tiempo que puede ejercer el papel de vector de transformación de energías en sectores que son calor-intensivos.
 
Este modo de transformación de energía deberá ser realizado de un modo eficiente y extenderse en aquellas localizaciones donde la energía eléctrica no pueda satisfacer las demandas o, como alternativa a esta, contribuyendo a la estabilidad del sistema mediante una energía gestionable. Deberemos familiarizarnos con nuevos conceptos y herramientas de acumulación y gestión eficiente de la demanda.
 
El sector de la cogeneración ha asumido compromisos alineados con el proceso de neutralidad climática y no tenemos duda de que jugara un papel relevante en ese rol, por medio de desarrollos tecnológicos que ya han comenzado como el uso de combustibles alternativos, hidrogeno, biometano y biogás con los mecanismos de flexibilidad que requerirán los nuevos perfiles de demanda para cooperar con la sostenibilidad de un sistema, cada día más complejo y dinámico.
 
Por ello, desde Cummins se siguen desarrollando las tecnologías que permitan responder a estos compromisos y, a nuestros clientes, conseguir mayor eficiencia energética en su actividad productiva, o de transporte. Esta afirmación queda patente con la adquisición de nuevas compañías especializadas en tecnologías alternativas, como son la producción, tratamiento, almacenaje y sus usos asociados del Hidrogeno, o en su caso, la fabricación de celdas de combustible (PEM y SOFC) que pueden atender sectores tan diversos como el transporte o la generación distribuida.
 
¿Qué ofrecemos?
En España, la filial CUMMINS SPAIN S.L. ofrece al mercado de cogeneración un rango de productos que abarca desde 500kWe hasta 2 MWe, suministrando varias plataformas de motores de alta eficiencia que, gracias a las diferentes configuraciones existentes, se adaptan a las particularidades de cada cliente. Además, ofrecemos servicios en todas las fases del proyecto, desde su inicio con el desarrollo de un estudio de viabilidad y diseño, pasando por la elaboración del proyecto, Project Management, puesta en marcha y por último las opciones de contrato de mantenimiento preventivo e integral.
 
Nuevo equipo de Cogeneración C25G – 500 kW
Este nuevo generador de gas ha sido concebido para ofrecer energía fiable independientemente del gas suministrado como gas natural, biogás, completando de este modo el rango de las soluciones integrales de gas natural de Cummins.
Esta nueva incorporación al portfolio existente de generadores de gas natural dispone de una eficiencia eléctrica de 41.6% y una térmica de 46,2% permitiendo el desarrollo de instalaciones de muy alta eficiencia que, unido a su bajo coste de operación y su vida útil, 64,000h hasta su overhaul, hace a este grupo perfecto para cualquier aplicación de cogeneración.
 
Más información en https://cummins.com/
Más detalles sobre este producto y otras aplicaciones en:
https://www.cummins.com/generators/c25g-gas-generator-series
https://www.cummins.com/cummins-generators-power-systems
 

CUMMINS FOTO CUMMINS FOTO 2

Cogeneración, clave en la recuperación industrial

Cogeneración, clave en la recuperación industrial

producción industrial con cogeneración La cogeneración está siendo clave para la recuperación industrial del país en sectores como el alimentario, papelero, químico, cerámico, refino, automóvil y un largo etc. que afrontan entornos diferenciados de demanda nacional e internacional, y en los que nuestra tecnología  sigue siendo la mejor herramienta disponible para la competitividad y eficiencia energética.
Como muestra el gráfico de la producción en estos meses, la reactivación es clara: es el momento de seguir dando pasos con medidas regulatorias de futuro.
Ahora es cuando política e industria, a través de todas las instituciones, estamos llamados a aunar esfuerzos. Es urgente priorizar las soluciones, que desde ACOGEN venimos trasladando, para que las industrias puedan contar con certidumbre jurídica y opciones justas económicamente y eficientes energéticamente.

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