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Acogen - Energía Eficiente CABECERA e + e On-line Enero 2021
nº147
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valores cogeneracion
DG ACOGEN Javier Rodríguez
Director general ACOGEN
 
Editorial
En tiempos tan difíciles, priorizar industria y energía

Hemos vivido, estamos viviendo y viviremos tiempos difíciles que exigen mucho esfuerzo por parte de todos. La cogeneración cerró el pasado ejercicio de 2020 con un descenso anual de la producción del 9%, un indicador directo y fiable de la banda de caída de la producción industrial en sectores como el textil, química, refino, cerámica, alimentación, papel, ladrillos y tejas, automóvil, etc. Sin embargo, también hay que destacar que la cogeneración ha remontado desde niveles de caída del 30% en marzo, en la primera ola COVID, (ver video crónica de una remontada), confirmando la fuerza de las industrias, su tecnología y sus equipos humanos para constatar nuestra capacidad de resiliencia y recuperación. Resulta evidente que sin cogeneración estos sectores no habrían remontado de la misma manera, es más, ante las enormes fluctuaciones de los mercados energéticos que se vienen registrado en estas semanas, nuestra herramienta sigue aportando una estabilidad y competitividad fundamental a la industria, ante cualquier escenario de los mercados.

La cogeneración, con el 11,2% de la generación eléctrica nacional, el 20% del PIB industrial y el 20% del consumo de gas del país, sigue siendo clave e indispensable para su actividad económica, para la competitividad energética y para la reactivación industrial.

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Mercados y precios energéticos
triángulo

Precios Electricidad

Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) se ha mantenido muy alto en campaña navideña DIC a 41,97 €/MWh, +0,03 €/MWh (+0,1%) respecto NOV, con nivel moderado de la demanda (temperatura media). Leer más
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Precios Electricidad

Precios Gas

Brent vuelve a repuntar de forma contundente acentuado por leve caída del Tipo de cambio induciendo subida de precios del gas interanuales en España. Los futuros del crudo DATED Brent suben (+10,1%) y el Tipo de Cambio US$/€ interanual cae -0,2%,  Leer más
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Precios Electricidad

Precios CO2

El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa se ensaña nuevamente y dispara a niveles más altos que los de 2008 (hace 12 años), con una tendencia especulativa irracional y descontrolada, más fuerte Leer más
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Actividad ACOGEN
actividad acogen  

ACOGEN continúa con una intensa actividad marcada por la situación de emergencia sectorial y de retrasos por parte de los reguladores. El 14 de diciembre se reunía la Junta Directiva de ACOGEN. Dos días después, la Asociación asistía a la Jornada Técnica online de presentación de la Primera Subasta para el Otorgamiento del Régimen Económico de Energía Renovables

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  ACOGEN en los medios
ACOGEN en los medios  

Cogeneración para descarbonizar la industria calorintensiva, era el título de la tribuna firmada por el presidente de ACOGEN, Rubén Hernando, en la revista Agua y Medio Ambiente de elEconomista. Hernando destaca que la cogeneración es un nexo clave entre industria y descarbonización ya que aúna reactivación verde y recuperación industrial al ser una tecnología lista para emplear gases renovables e hidrógeno,

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Cogeneración sin fronteras
punto UE: Descarbonización de calor y frío con cogeneración a partir de fuentes renovables
punto COGEN Europe responde a la consulta sobre ayudas estatales de la UE
punto Recomendaciones de COGEN Europe para el éxito de la estrategia de hidrógeno de la UE
punto España: Wärtsilä apoya el futuro de la cogeneración en España
punto China: Energía en la nueva era
punto Italia: Nueva planta de cogeneración en la depuradora de Canove di Govone
punto Italia: El desafío de Reset entre la eliminación de residuos y la cogeneración a partir de fuentes renovables
punto Italia: planta de cogeneración móvil para limitar el tiempo de inactividad de las plantas de biogás
punto Italia: El atún de Rio Mare se vuelve más sostenible con una planta de trigeneración de 2.700 kW
punto Alemania: el centro de calefacción de un centro escolar se convierte en una central eléctrica de cogeneración híbrida
punto Alemania: Pequeña unidad de cogeneración de gas natural para autoabastecer una casa aislada
punto Alemania: cambios en el EEG, el recargo por EEG y la Ley de CHP
punto Alemania: Los cambios en los subsidios a la cogeneración están ralentizando las nuevas centrales eléctricas de gas, Asociación Federal de Gestión de Energía y Agua
punto Polonia: Ansaldo suministrará turbina de gas para planta de cogeneración polaca
punto Bulgaria: La empresa de calefacción de Sofia lanza una licitación para la construcción de una planta de cogeneración
punto EE.UU.: Capstone anuncia la extensión del Crédito Tributario por Inversión (ITC) federal del 10% para microturbinas y cogeneración hasta 2023
punto EE.UU.: Nueva planta de cogeneración en Puerto Rico
punto México: Oportunidades sector eléctrico 2021, la cogeneración potenciará a las industrias
punto Chile: estudio confirma potencial geotérmico para la cogeneración en el sur de chile
punto Brasil: En operaciones una planta de biomasa, a partir del bagazo de caña de azúcar, de 48 MW

  Socios protagonistas
Wärtsilä
Wärtsilä Ibérica es parte de la multinacional finlandesa Wärtsilä Corporation, líder global en tecnologías inteligentes y soluciones completas para los mercados marino y de energía. En España y Portugal realiza un amplio rango de actividades: ventas, gestión de proyectos y servicio post-venta tanto para aplicaciones marinas como industriales. Contamos con fábricas en Cantabria, donde fabricamos hélices y en Galicia, donde desarrolla y fabrica equipos de propulsión. La actividad de innovación, investigación y desarrollo es crucial en el Grupo. Wärtsilä Ibérica cuenta con un laboratorio equipado con cuatro bancos de pruebas donde desarrolla este tipo de actividades de I+D+i. Mediante el énfasis en la innovación sostenible, la eficiencia total y el análisis de datos, Wärtsilä maximiza el rendimiento económico y medioambiental de los buques y plantas eléctricas de sus clientes. En 2019, las ventas netas de Wärtsilä alcanzaron los 5.200 millones de euros con aproximadamente 19.000 empleados. La compañía opera desde más de 200 localizaciones en cerca de 80 países alrededor del mundo. Wärtsilä cotiza sus acciones en Nasdaq Helsinki, Finlandia. Es un líder global en tecnologías inteligentes y soluciones completas durante todo el ciclo de vida para los mercados marino y de energía.
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  SOCIO

Equipos generadores Wärtsilä 34SG en una sala de motores
De un vistazo
De un vistazo
punto Cogeneración para descarbonizar la industria calorintensiva; Rubén Hernando, presidente de ACOGEN
punto La cogeneración pide librarse de pagar más en consumo de gas
punto Cogeneración para reactivar la industria avanzando en descarbonización; Rubén Hernando, presidente de ACOGEN
punto La cogeneración pide medidas urgentes
punto Ribera divide a las energéticas: eléctricas y renovables frente a petroleras y gasistas por la financiación del sistema
punto Cogeneración y renovables van a jugar un papel clave en la producción de calor y energía de la industria
punto Investigadores españoles desarrollan un sistema de cogeneración con hidrógeno verde
punto La producción industrial modera su caída en noviembre al 2%
punto Las exportaciones españolas recuperan ritmo a pesar de la crisis
punto El gas saca las castañas del fuego a Ribera
punto El futuro del gas en la transición energética se definirá este año
punto Europa estuvo al borde de un gran apagón el pasado 8 de enero
punto Los precios récord del gas mantienen altos los mercados eléctricos europeos
punto España registra el precio del gas natural más elevado de Europa
punto La crisis eléctrica resucita las centrales de carbón y las demandas de la industria
punto Todos convocados a liderar el futuro de la Industria 4.0; Reyes Maroto, ministra de Industria, Comercio y Turismo
punto Hunosa aprueba el plan de transformación a biomasa de la térmica de La Pereda
punto La caída de los precios industriales se modera al 2,8% en noviembre
punto Diez predicciones para la energía en 2021
punto El Consejo de Reguladores del MIBEL lanza una consulta pública sobre posibles medidas para mejorar la liquidez de los mercados a plazo
punto La necesidad de previsiones horarias a 30 años para PPAs y auditorías
punto Neoelectra acelera la inversión en transición energética verde
punto Una instalación fotovoltaica en la cubierta de una planta de cogeneración
punto La planta de Keraben reduce el consumo energético y las emisiones de CO2 gracias a la cogeneración
punto Las exportaciones aceleran su caída en octubre lastradas por la energía
punto Ganadores y perdedores de la reforma de la factura eléctrica
punto De refinería a 'hub' multienergético, nuevos empleos para un sector en transformación
punto Marco predecible y tarifa equilibrada para una energía más competitiva
punto El Gobierno aprueba el Estatuto del Consumidor Electrointensivo para rebajar la factura eléctrica de la gran industria
punto Aspapel cree que el Estatuto Electrointensivo supone un punto de partida importante de apoyo a la industria
punto Enfado de la gran industria con el sistema que iba a bajar el precio de la luz: No sirve
punto Luces y penumbras para la industria electrointensiva
punto BP, Enagás y azulejeros de Castellón se alían para un proyecto millonario de hidrógeno
punto El azulejo estima que el fondo de sostenibilidad eléctrico costará 213 millones al sector
punto El sector azulejero defiende la conveniencia del gas natural ante el difícil proceso de la descarbonización
punto La patronal del gas advierte que el fondo para renovables arruinará la industria
punto Redexis lidera un proyecto para el transporte y suministro de hidrógeno verde desde el mar
punto En defensa del sistema marginalista en el mercado eléctrico; Juan Ramón Rallo
 
Alegaciones al anteproyecto de ley de creación del FNSSE
Alegaciones al anteproyecto de ley de creación del FNSSE
ultima hora ene 21

ACOGEN valora positivamente el fundamento de la iniciativa del Gobierno para la creación del Fondo Nacional de sostenibilidad del Sistema Energético (FNSSE) que aboga por el mantenimiento dentro de los costes fijos del sistema eléctrico del régimen retributivo específico que perciben las instalaciones RECORE, aunque considera que hay puntos de imprescindible mejora en lo que respecta a los objetivos pretendidos de fomento de la cogeneración y sostenibilidad, así como de afectación a la industria en España. 

Por ello, ACOGEN, junto con COGEN España, han presentado alegaciones de manera conjunta para excluir a la cogeneración de las aportaciones al Fondo Nacional de sostenibilidad del Sistema Energético (FNSSE) y que no se las discrimine negativamente frente a otras centrales eléctricas, así como para mejorar y lograr un equilibrio más acertado y justo para la industria y del sector gasista, que quedarían gravemente afectados. 

En aras de la competitividad y equidad de la industria en España, que ya contribuye con numerosos impuestos energéticos y compra de derechos de CO2, se solicita la exención para todas las empresas ya incluídas en el esquema de comercio de emisiones de CO2, para evitar así dobles y desproporcionadas cargas e imposiciones. 

Finalmente, se solicita en todo caso mejorar los mecanismos de compensación y exclusión previstos para las industrias consumidoras de gas para asegurar y no perjudicar la posición de la industria en España frente a sus competidores europeos.

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Editorial

En tiempos tan difíciles, priorizar industria y energía

valores cogeneracion Hemos vivido, estamos viviendo y viviremos tiempos difíciles que exigen mucho esfuerzo por parte de todos. La cogeneración cerró el pasado ejercicio de 2020 con un descenso anual de la producción del 9%, un indicador directo y fiable de la banda de caída de la producción industrial en sectores como el textil, química, refino, cerámica, alimentación, papel, ladrillos y tejas, automóvil, etc. Sin embargo, también hay que destacar que la cogeneración ha remontado desde niveles de caída del 30% en marzo, en la primera ola COVID, (ver video crónica de una remontada), confirmando la fuerza de las industrias, su tecnología y sus equipos humanos para constatar nuestra capacidad de resiliencia y recuperación. Resulta evidente que sin cogeneración estos sectores no habrían remontado de la misma manera, es más, ante las enormes fluctuaciones de los mercados energéticos que se vienen registrado en estas semanas, nuestra herramienta sigue aportando una estabilidad y competitividad fundamental a la industria, ante cualquier escenario de los mercados.
 
La cogeneración, con el 11,2% de la generación eléctrica nacional, el 20% del PIB industrial y el 20% del consumo de gas del país, sigue siendo clave e indispensable para su actividad económica, para la competitividad energética y para la reactivación industrial.
 
En tiempos de tribulaciones, como los que vivimos, sí hay que hacer mudanzas, pero hay que elegir bien dónde hacerlas y elegir  el objetivo acertado. El mejor camino pasa por  intensificar la industria y materializarlo a través de la inversión, para elevar la competitividad y lograr un crecimiento de las exportaciones. Los cogeneradores estamos justamente en ese terreno, transmitiendo y mostrando al Gobierno cuáles son nuestras capacidades para aunar esfuerzos y medidas para prevalecer y crecer, y, a la vez, tratando de lograr prioridad en la sin duda complicada agenda gubernamental. Dicen que la paciencia todo lo alcanza, pero tomen nota que la ocasión la pintan calva porque pasa y no vuelve y el tiempo más que oro es vida.
 
Los cogeneradores estamos preparados para impulsar el 20% del PIB industrial del país con más inversión, eficiencia y descarbonización, pero el marco estructural que el propio Gobierno ha previsto para nuestro apoyo –subastas de régimen retributivo, mejoras en autoconsumo y senda hacia la cogeneración renovable— continúa acumulando retrasos y más retrasos, a causa de otras urgencias. Somos competencia directa de un Ministerio que vive en continuo estado de urgencia, reagendando temas y restableciendo prioridades,  cuando, si me lo permiten y creo que además lo compartirán, encontrarían en nosotros la mayor eficiencia para aportar resultados en el corto y medio plazo en múltiples ámbitos energéticos, industriales y económicos.
 
Es cierto que el MITECO no cesa de establecer medidas y propuestas de marcos varios, como muestra, las nuevas regulaciones que han surgido en pleno periodo navideño (Fondo de sostenibilidad, estatuto electrointensivos, acceso y conexión, nueva fase de CO2…), y todo ello con unos mercados de electricidad y gas en montaña rusa y un debate político al efecto que nos deja ojipláticos. Es vital transmitir confianza en nuestros mercados y sistemas energéticos, integrados y acoplados en la UE y con agentes, operadores y empresas líderes: somos un país de vanguardia energética y sabemos hacer las cosas bien, aunque a veces no acertemos con  el momento óptimo para hacerlas.  Merece la pena destacar las nuevas condiciones de hibridación de cogeneración con renovables —publicadas en el RD 1183/2020 del 30 de diciembre y largamente esperadas-, pero que sin un marco estructural para la cogeneración pueden derrapar en la irrelevancia en lugar de reactivar inversiones en más de 600 industrias. La transición energética de las industrias cogeneradoras es integral, incluye cogeneración, hibridación, autoconsumo de proximidad y descarbonización que requieren una actuación conjunta y bien planificada, el sector es plenamente consciente de ello. Desde luego se ha montado un embrollo “filomenal” con el Fondo Nacional para la sostenibilidad del Sistema Energético, el célebre FNSSE, que ha dividido a las energéticas y que en su formulación tampoco ha satisfecho a la industria, la gran consumidora con la cogeneración de gas natural en este país.
 
La cogeneración tiene que estar entre las prioridades del MITERD,  necesita entrar en esa agenda estableciendo un nuevo calendario y objetivos regulatorios para 2021 que permitan planificarse a las industrias y abordar realmente los retos del sector. Atrás quedan los plazos incumplidos para haberlo logrado durante 2020, la parsimonia ministerial ante 46 plantas y 442 MW que el pasado diciembre finalizaron su régimen regulado sin otra solución en muchos casos que aguantar y apretar los dientes.
 
Como industriales que somos, nuestra filosofía es trabajar y trabajar poniendo la vista en el futuro. Somos industriales y eso es lo que hacemos los industriales, prepararnos confiando en  aprovechar el momento en el que la industria manufacturera —la que mantiene y genera empleo de calidad y fundamenta la demanda de bienes y servicios de otros sectores— sea una prioridad en el Ministerio para la Transición Ecológica, por ahora más preocupado de fondos y nuevos inversores para un sector ya de por sí atractivo y multitudinario como son las renovables. Pero señores, el país necesita reforzar la sostenibilidad y la posición ecológicamente competitiva de nuestras industrias, eso sí que es una gran prioridad. Más con la que está cayendo.

Javier Rodríguez
Director general ACOGEN

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad
Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) se ha mantenido muy alto en campaña navideña DIC a 41,97 €/MWh, +0,03 €/MWh (+0,1%) respecto NOV, con nivel moderado de la demanda (temperatura media). Dicho precio de DIC 2020 ha sido 8,2 €/MWh (+24,2%) superior al de DIC 2019. Significa que el precio mensual se ha recuperado a niveles de 2012 (hace 8 años) después de subidas consecutivas desde ABR. Spot y Futuros para ENE (media esperada 65,3) siguen repuntando con la excusa de bajas temperaturas (mayor demanda del sector doméstico, pero menor demanda industrial) y precios desorbitantes del mercado secundario de ajustes de gas a muy corto plazo (durante una semana con nevada histórica, pero corregidos por propios mecanismos de mercado).

No le echemos toda la culpa al precio del gas  y a la coyuntura de la geopolítica energética internacional. “No se puede tapar el sol con un dedo”. En realidad lo que está ocurriendo en el mercado eléctrico es el efecto de una volatilidad de riesgo de volumen por el lado de la oferta renovable: bajón de la eólica cuando no hay viento (no se produce gran variación térmica entre día y noche) y reducción de la solar cuando no hay tanto sol (menor radiación solar). Por tanto, esto debe hacer reflexionar sobre la contribución de las renovables justo cuando más se la necesita (demanda punta en invierno), sin sobredimensionar la capacidad instalada del parque de generación total y de la capacidad de transferencia de la red eléctrica, más allá de un índice de cobertura óptimo típico de países desarrollados: “NO hay cama (demanda) para tanta gente (oferta)”. No debe inducirse un desmantelamiento del parque de generación térmica. Sin la potencia termoeléctrica de las plantas de cogeneración, ciclo combinado, carbón y nuclear, y sin suficiente potencia hidráulica regulable con embalses anuales o hiperanuales, hubiésemos sufrido apagones generalizados en toda la península. Por otro lado, seguir incentivando el autoconsumo sólo con solar, reduce la demanda residual y liquidez del mercado eléctrico, induciendo un sobreprecio especulativo superior al coste marginal para capturar más ingresos en época invernal y compensar las menores horas de producción durante el resto del año. En ese sentido, hay que apostar por el plan renove de la cogeneración evitando que desaparezca porque viene contribuyendo a satisfacer demanda de fábricas conectadas en mismo punto frontera de la red dentro o fuera de los polígonos industriales, aportando potencia firme al sistema inclusive en invierno, lo cual aumenta la capacidad de transferencia de la red disponible para otras tecnologías y/o consumidores, reduciendo las necesidades de más inversiones en redes de alta tensión, reduciendo pérdidas óhmicas y brindando servicios de regulación frecuencia-potencia y tensión-reactiva imposibles de concebir hoy en día por las renovables con o sin sistemas de almacenamiento, por cierto sin percibir remuneración por dichos servicios y costes evitados.

Aún con dicha volatilidad de la oferta en ENE, la estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2021 es de 51,0 €/MWh, un +1,6% (+0,8 €/MWh) por encima del nivel previsto hace un mes. El futuro de 2021 ha venido cotizando siempre en contango respecto a 2020 con mínimo 38,4, medio 47,1 y máximo 54,4. El año 2020 ha cerrado a 34,0 €/MWh debido fundamentalmente al efecto de la pandemia de la Covid-19 (menor actividad económica/industrial).

La curva de precios forward mantiene perfil en contango a medio plazo (2021) y backwardation a largo plazo (2022-2031), pero cayendo todos los niveles de precios de 2022 a 2031, reduciendo la referencia de precios para nuevos PPA’s, físicos y/o financieros, especialmente de renovables y sistemas de almacenamiento. Repetimos por si no queda claro: Cae toda la curva forward desde 2022.

-Cierre de Calendar 2020 pasa de 34,03 a 323,96 €/MWh. Decremento mínimo -0,07 €/MWh (-0,2%). Este correctivo se debe a la baja demanda de DIC.

-Estimación de cierre de Calendar 2021 pasa de 50,2 a 51,0 €/MWh. Incremento +0,8 €/MWh (+1,6%). Este correctivo se debe a la nevada y bajas temperaturas en ENE, con menor producción eólica y solar, y a la subida desorbitante de los precios del gas en el mercado secundario MIBGAS durante una semana (del 6 al 14 de ENE). “Que no cunda el pánico”. Veamos el resto de la curva forward.

-Calendar 2022 cae de 49,3 a 45,5. Decremento -3,8 (-7,8%).

-Calendar 2023 cae de 46,9 a 43,3. Decremento -3,7 (-7,8%).

-Calendar 2024 cae de 44,0 a 42,6. Decremento -1,4 (-3,2%).

-Calendar 2025 cae de 43,8 a 41,3. Decremento -2,5 (-5,8%).

-Calendar 2026 cae de 43,6 a 40,6. Decremento -3,0 (-6,9%).

-Calendar 2027 cae de 42,9 a 40,5. Decremento -2,4 (-5,7%).

-Calendar 2028-2029-2030 han empezado a cotizar desde 24 Junio 2020, pasando de 42,2, 42,0 y 41,8 €/MWh a 39,9, 39,7 y 39,5, respectivamente. Caída de -2,3 €/MWh (-5,5%).

-Calendar 2031 ha empezado a cotizar el 4 ENE, (primer día de apertura del año actual del mercado de futuros / OMIP), aún sin liquidez y al mismo nivel que 2030.

PPA’s han bajado cotización a niveles inferiores a 40,0 €/MWh a 10 años vista… tendencia bajista, aun con la que está cayendo.

A partir de 1 Ene 2021 tenemos una dramática reducción (más de una quinta parte) del fee de remuneración del Operador del Mercado a través de la Orden TED/1271/2020, de 22 de diciembre, por la que se establecen diversos costes regulados del sistema eléctrico para el ejercicio 2021 y se prorrogan los peajes de acceso de energía eléctrica a partir del 1 de enero de 2021.  Los generadores convencionales y aquellas renovables, cogeneración y residuos de más de 1 MW pasan a pagar de 11,83 a 9,37 €/MW de potencia disponible, una bajada de -2,46 €/MW (-20,8%). Para las comercializadoras se abarata dicho fee de 0,03357 a 0,02657 €/MWh, una bajada de -0,007 €/MWh (-20,9%). Dicho fee está afectado por el coeficiente de pérdidas técnicas en las redes eléctricas hasta el nivel de tensión del consumidor final.

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) sigue 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 supuso 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, cayó una media de 0,75 €/MWh (2019) a 0,03 €/MWh (Ene-Jun 2020). Para el segundo semestre 2020 no se convocó subasta, afectando a 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.

Como novedad, tenemos nueva propuesta del gobierno sobre financiación del coste de los incentivos a las renovables, cogeneración de alta eficiencia energética, biomasa y residuos, en fin todo el sistema retributivo regulado previsto en la lucha contra el cambio climático (descontando las tarifas de acceso), pretendiendo que en vez de llevárselos a los Presupuestos Generales del Estado (PGE), sean financiados por el sector privado a través de los agentes del mercado. Aún no se sabe si será cofinanciado únicamente por agentes (incumbentes) del mercado con capacidad recaudatoria compensable contra el déficit tarifario, nos referimos sólo a las empresas reguladas (Comercializadoras de Referencia, antes denominadas de Último Recurso) y/o liberalizadas (Comercializadoras del mercado libre) de los operadores dominantes y principales, o si se cubrirá también por todas las demás empresas (nuevos entrantes) mayormente sin suficiente músculo financiero y/o sin activos de generación, distribución y/o transporte (no pueden netear posiciones verticalmente integradas). En todo caso, esto afectará la estructura de los precios minoristas y mayoristas de los suministros de electricidad, gas y derivados del petróleo, ya que los agentes tenderán a trasladar esos costes regulados al cliente final como pasa con las pérdidas en las redes eléctricas, la garantía de potencia, FNEE, fees de los operadores de mercado y sistema. Otra cosa es que actualmente sólo recaen en los clientes (suministros) de electricidad.

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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

Brent vuelve a repuntar de forma contundente acentuado por leve caída del Tipo de cambio induciendo subida de precios del gas interanuales en España. Los futuros del crudo DATED Brent suben (+10,1%) y el Tipo de Cambio US$/€ interanual cae -0,2%, efecto subida neta media de +5,6% 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).

En el mismo sentido pero con menor variación, el precio interanual del gas NYMEX revierte subiendo +2,6%, corrección justificable en plena estación invernal, máxime después de las Elecciones Presidenciales de EEUU con retraso de nombramiento del mandatario.

Siguiendo la tendencia alcista de los precios del gas derivados del Brent, el precio interanual del hub de gas MIBGAS sufre otro correctivo consecutivo que ya habíamos avisado (saltando las alarmas hace un mes), esta vez con un +16,4%, debido al aumento del coste de oportunidad a lo poco que se han reiniciado las actividades industriales y a la mayor utilización del parque de generación de ciclos combinados (menor producción solar fotovoltaica y eólica en época invernal), pesando mucho la nevada histórica (aumentando la demanda de gas en sector doméstico) durante la primera semana del año y por bajada de temperaturas en la segunda y parte de la tercera semana.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 48,4 a 53,3 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,2153 a 1,2132 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX suben de 2,709 a 2,78 US$/MMBtu. El precio medio interanual del MIGBAS sube de 16,7 a 19,4 €/MWh (Dic 2020 – Nov 2021).

El Dated Brent con targets a 52,5 y 51,9 US$/barril a finales de 2021 y 2022, respectivamente.

El euro frente al dólar americano corrige targets a 1,2162 y 1,2281 US$/€ a finales de 2021 y 2022, respectivamente. Sigue estando a un nivel atractivo para hacer coberturas monetarias, si bien ha revertido la tendencia alcista inclusive empezando a depreciarse el euro frente al dólar americano.

El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha seguido repuntando en DIC 2020, subiendo a 18,2 €/MWh (+3,8 €/MWh, +26,6%) respecto NOV 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 minorista a través de comercializadoras.

Para tratar de esclarecer lo que está ocurriendo con los precios spot del gas (hub MIBGAS), se muestra la tabla siguiente en la que se estima el coste marginal equivalente de una planta de ciclo combinado (CCGT) con un rendimiento máximo del 65% y un coste de Operación y Mantenimiento de 3,5 €/MWh pero sin incluir el coste de los derechos de emisión del CO2 ni fees de operadores de mercado y sistema, tampoco el efecto de las pérdidas en las redes ni peajes ni tasas ni impuestos. La semana de la nevada que ha superado los precios del gas por encima de 30 €/MWh hasta un máximo de 59 €/MWh, puede haber justificado un aprovisionamiento medio de plantas de CCGT a un coste medio diario en los puntos frontera de red gasista para producir y verter energía eléctrica superior a 52 €/MWh e inferior a 94 €/MWh, respectivamente. Dado que el rendimiento in situ es realmente peor que el máximo nominal, y que el CO2 está por las nubes, puede tolerarse una variación alcista de un 30-40% en dichos precios. De ahí que NO sería especulación que los precios del mercado eléctrico hayan sufrido un varapalo durante las últimas dos semanas, siempre y cuando las plantas equilibren sus aprovisionamientos ajustando su demanda de gas diarias y horarias mediante compras en el MIBGAS. En el mercado internacional de gas (europeos), no han habido precios con niveles tan altos (ejemplo, hub TTF fluctuando sobre 20-25 €/MWh en enero y bajando resto de año).

Fecha Cotización

Fecha Ejercicio

Precio Day-Ahead Mibgas (€/MWh)

Coste Marginal CCGT (€/MWh)

17/01/2021

18/01/2021

27,01

45,1

16/01/2021

17/01/2021

26,40

44,1

15/01/2021

16/01/2021

28,20

46,9

14/01/2021

15/01/2021

29,18

48,4

13/01/2021

14/01/2021

30,04

49,7

12/01/2021

13/01/2021

32,79

53,9

11/01/2021

12/01/2021

30,47

50,4

10/01/2021

11/01/2021

34,77

57,0

09/01/2021

10/01/2021

44,65

72,2

08/01/2021

09/01/2021

58,66

93,7

07/01/2021

08/01/2021

51,13

82,2

06/01/2021

07/01/2021

38,95

63,4

05/01/2021

06/01/2021

31,67

52,2

04/01/2021

05/01/2021

26,69

44,6

03/01/2021

04/01/2021

23,56

39,7

02/01/2021

03/01/2021

21,56

36,7

01/01/2021

02/01/2021

20,58

35,2

31/12/2020

01/01/2021

21,32

36,3

Fuente: Precios MIBGAS. Estimación de Coste CCGT por Enérgitas/SummitEnergyIberia.

Según las cotizaciones de contado y teniendo en cuenta los futuros (resto) de balance de mes, ENE 2021 anticipa TREMENDA subida al nivel de 30,2 €/MWh, una escalada adicional de +65,9% respecto a DIC. Pero los futuros de FEB, MAR y ABR 2021 bajan cotización a niveles de 24,5, 21,2 y 17,0 €/MWh. Se acabaron las alegrías temporales de gas a precios desorbitantes.

Si tenemos en cuenta los futuros de resto del año 2021, el Mercado Secundario de Gas anticipa un cierre de 19,4 €/MWh, con mucha presión alcista por las especulaciones del gas licuado (barcos) desviado a países como China o Japón (también con mucha demanda de gas por bajadas de temperaturas). Tengamos en cuenta que en el año 2020, el MIBGAS ha cerrado a 10,2 €/MWh, el menor precio anual desde que arrancó a mediados de Dic 2015.

El precio para 2021 se ubica entre los precios de 2016 y 2017. La coyuntura invernal no es para seguir motivando un uso político de la energía, mucho menos para tomar decisiones improvisadas ni lanzar globos sonda ni preocupar en exceso a la población provocando insomnio por la preocupación de poder pagar las facturas de gas y electricidad (bastante tenemos con la pandemia, nuevas mutaciones de las cepas de la Covid-19). Confiamos en que nuestros reguladores ya están investigando si ha habido poder de mercado o prácticas anticompetitivas tanto en el MIBGAS como en el MIBEL. De hecho, sólo decirlo ha relajado los precios spot de gas y los futuros de gas y electricidad. El mercado eléctrico se compone de muchos mercados sucesivos diario e intradiarios, y mercados de ajuste (operación técnica), que están solapados y se requiere una nueva regulación para evitar que ese solapamiento se contagie del tiempo real hacia atrás (day-ahead, mercado continuo, resolución de restricciones técnicas en sistema integrado de generación y transporte). Segmentar los grandes grupos energéticos o crear grandes empresas de energía pública ha demostrado ser ineficaz en aquellos países donde se ha hecho o donde persisten estructuras bajo el poder del Estado. Fomentar la libre contratación garantizando aprovisionamiento con mix de generación diferente, promoviendo diversas fuentes de energía tanto renovables como termoeléctrica, inclusive nuevas tecnologías (e.g., hidrógeno, sistemas de almacenamiento, cogeneración de alta eficiencia, trigeneración, etc.) así como inducir mayor liquidez en los mercados de futuros/forwards, y ayudar a la financiación de nuevos inversores, limitando en cierta medida las cuotas de mercado de los grandes grupos dominantes y principales en todas las actividades energéticas (toda la cadena de valor desde la distribución hasta la generación e importaciones/exportaciones), puede ayudar a mitigar y frenar las escaladas alcistas de los precios a largo plazo. Lo que NO se puede controlar es el producible eólico ni el solar en época invernal. La solar térmica no aporta suficiente calor en invierno y será imposible sustituir el gas. La eólica no genera energía térmica. Las bombas de calor funcionan muy bien en verano (aire acondicionado) pero cuando las temperaturas bajan mucho, son ineficientes para caldear los hogares y oficinas, y centros comerciales. La geotérmica puede ayudar a producir energía eléctrica y generar energía térmica, pero su coste es muy elevado. Si no se prima, no sale rentable. Por tanto, las calderas de gas son más eficientes y competitivas, y garantizan confort en invierno. La cogeneración SI que genera energía térmica de forma más competitiva que las calderas. No retrocedamos. La cogeneración es la mejor herramienta para alcanzar la máxima eficiencia energética de forma estable y predecible a corto, medio y largo plazo. Pero requiere los incentivos imprescindibles para la supervivencia de la industria que utiliza esa energía térmica. Si tienen que volver a generar vapor y agua caliente con calderas, se demandaría más consumo de gas, empeorarían los precios del gas a nivel nacional, y sería la ruina de las industrias que se están jugando la supervivencia bajo la crisis macro y microeconómica que nos enfrentamos en este y próximos años. Hablar de bajar impuestos es muy difícil cuando se puede producir cierto déficit de ingresos del Estado en 2021.

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

NOV 2020: ha cotizado 22 días, marcando MAX 15,9, medio 14,4 y MIN 13,4. La previsión media de Futuros de OMIP fue de 13,5. De nuevo, el contado superior al futuro.

DIC 2020: ha cotizado 20 días, marcando MAX 16.4, medio 14,8 y MIN 13,6. La previsión media de Futuros de OMIP fue de 14,7. La media del contado muy similar a la del futuro.

ENE 2021: ha cotizado 18 días, marcando MAX 21,6, medio 18,8 y MIN 15,7. La previsión media de Futuros de OMIP fue de 16,2. La media del contado superior a la del futuro. Haberse cubierto el consumo ese mes, podría haber mitigado el sobrecoste del spot mensual (month-ahead: 18,8), así como la media mensual del spot diario (day-ahead : 30,2).

FEB 2021: ha tenido 10 días de actividad en lo que llevamos de mes (del 1 al 15), marcando MAX 34,0, medio 27,2 y MIN 22,9. Mientras la última previsión del Futuro del gas en OMIP es de 24,5 y la media acumulada 18,8.

Este rebote del MIBGAS se ha contagiado rápidamente en el MIBEL, si bien en mercado eléctrico sigue latente el escandaloso coste (precio) especulativo del mercado europeo de derechos de emisiones de CO2, que vuelve a cotizar a niveles muy elevados. Desde luego a la cogeneración industrial debe reconocerse explícitamente el precio del gas y el 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 NOV 2020 ha cotizado desde 3 AGO hasta 30 OCT registrando un Max, Med y Min de 15,8,  13,5,  y 11,5 €/MWh, respectivamente.

Futuro DIC 2020 ha cotizado desde 1 SEP hasta 30 NOV registrando un Max, Med y Min de 16,4,  14,7,  y 13,6 €/MWh, respectivamente.

Futuro ENE 2021 ha cotizado desde 1 OCT hasta 31 DIC 2020 registrando un Max, Med y Min de 21,5,  16,2,  y 14,0 €/MWh, respectivamente.

Futuro FEB 2021 lleva cotizando desde 2 NOV 2020 hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 34,0, 18,8 y 14,2 €/MWh, respectivamente.

Futuro MAR 2021 lleva cotizando desde 1 DIC 2020 hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 28,0, 19,0 y 14,7 €/MWh, respectivamente.

Futuro ABR 2021 lleva cotizando desde 4 ENE 2021 hasta la fecha actual registrando un Max, Med y Min de 19,4, 18,6 y 17,0 €/MWh, respectivamente.

Futuro Año 2019 ha cotizado desde 24 Nov 2017 hasta 28 Dic 2018, entre 18,3 y 28,2, con una media de 22,5. 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. El contado (MIBGAS) ha cerrado a 10,2, aún con todas las subidas de NOV y DIC ha terminado por debajo del valor MIN del futuro anual.

Futuro Año 2021 ha cotizado desde 2 Ene 2019 hasta 30 Dic 2020, entre 12,3 y 22,7, y media 17,1. La previsión del contado MIBGAS es de 19,4, por debajo del valor MAX del futuro anual.

Futuro 2022 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2020, entre 13,4 y 18,5, y media 15,6.

Futuro 2023 ha empezado a cotizar desde 4 Ene 2021, entre 16,2 y 16,8, y media 16,5.

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.

La Orden TED/1286/2020, de 29 de diciembre, por la que se establecen la retribución y cánones de acceso de los almacenamientos subterráneos básicos para el año 2021, establece los nuevos cánones de acceso a terceros correspondientes a los servicios de los almacenamientos subterráneos básicos del 1 ENE al 30 SEP 2021 calculados conforme a la metodología en vigor:

– Canon de almacenamiento: 0,003433 €/(kWh/día)/año.

– Canon de inyección: 0,075194 €/(kWh/día)/año.

– Canon de extracción: 0,064545 €/(kWh/día)/año.

Dicha Orden IED/1286/2020 también actualiza los multiplicadores aplicables a los contratos de acceso a los servicios de los almacenamientos subterráneos básicos.

Asimismo, establece el precio temporal aplicable a los consumidores sin contrato de suministro. La tarifa a aplicar temporalmente a los consumidores sin contrato de suministro queda definida conforme a la siguiente fórmula:

a) Coste de la energía: se corresponderá con la media aritmética del precio diario de referencia del mercado MIBGAS para el periodo de facturación, incrementado en un 20%.

b) Prima de riesgo de cantidad: se corresponderá con la aplicada a la TUR en vigor.

c) Coste de comercialización, se corresponderá con el resultante para la TUR.

d) Coste de almacenamiento subterráneo, correspondiente con el resultante para la TUR.

e) El peaje de salida de la red de transporte, el peaje de acceso a las redes locales y el peaje para la recuperación de otros costes de regasificación serán los que correspondan a su volumen de consumo anual.

f) Cargos aplicables a los puntos de salida serán los que correspondan a su volumen de consumo anual.

Para finalizar, informamos que la TUR para primer trimestre Q1 2021 se ha actualizado por Resolución de 21 de diciembre de 2020, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se publica la tarifa de último recurso de gas natural, subiendo el Término de Energía un 6,8% respecto a la TUR de Q4 2020. Pasando la TUR de gas de 44,951 €/MWh a 47,989 €/MWh (+3,039 €/MWh). Tampoco es para tanto, ya que en Q1, Q3 y Q4 de 2020, la TUR había caído 4,4%, 6,2% y 3,5%, respectivamente. Políticamente es fácil publicar bajadas y muy difícil de explicar subidas. La actualización en ENE 2021 (47,989 €/MWh) sigue inferior (1,64 €/MWh) a la de ENE 2020 (49,624 €/MWh). En ENE 2019 la TUR estaba en un máximo de 55,903 €/MWh.

Ahora NO es buen momento para ampliar contratos de gas y tratar de cerrar precios para una parte importante del consumo parta próxima(s) temporada(s). Debemos esperar a la primavera hasta que los precios del gas se estabilicen. 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

El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa se ensaña nuevamente y dispara a niveles más altos que los de 2008 (hace 12 años), con una tendencia especulativa irracional y descontrolada, más fuerte que nunca. Después de tocar techo en 2019, el mes de ENE 2020 había revertido a 24,4 €/tCO2, FEB a 24,1, MAR a 19,8, y desde la pandemia Covid-19 empezó a subir en ABR a 20.0, MAY a 20,0, JUN a 23,3, JUL a 27,5, AGO a 26,8, SEP a 27,8, dando un respiro en OCT a 25,1 , para activar turbo subiendo en NOV 25,6 €/tCO2 y DIC a 30,9. En primera quincena de ENE 2021 tenemos una media acumulada de 33,7. Un precio desorbitante y si no se corrigen comportamientos especulativos, seguirá hacia arriba en próximos meses y años. ¿Es que no hay nadie que ponga orden a nivel europeo?.

El efecto bañera en los precios en los meses de la primavera, no ha compensado la especulación anual, así la media ANUAL acumulada en 2020 ha cerrado a 24,7 €/tCO2, muy similar al 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 algún día cerca de los 15 €/tCO2, pero ha repuntado muy rápidamente después de finalizar el confinamiento de la población en aquellos países más afectados por Covid-19. La lucha contra la pandemia sigue con rebrotes mientras no aparezca y demuestre una vacuna y tratamiento eficaz, preventivo y correctivo, así como asequible e implantable.

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

-Futuro Dic 2020 dejó de cotizar a niveles máximos de 30,9 y 30,8.

-Futuro Dic 2021 pasa de 32,2 a 31,7

-Futuro Dic 2022 pasa de 32,4 a 32,0

-Futuro Dic 2023 pasa de 32,8 a 32,3

-Futuro Dic 2024 pasa de 33,2 a 32,8

-Futuro Dic 2025 pasa de 33,8 a 33,4

-Futuro Dic 2026 pasa de 34,4 a 34,0

-Futuro Dic 2027 pasa de 35,0 a 34,6

-Futuro Dic 2028 pasa de 35,6 a 35,2

-Futuro 2029 ha empezado a cotizar el 15Dic a 36,2 €/tCO2. Era el nivel más alto de la curva forward. Nuevo récord a 38,9 detectado el 8 ENE 2021 (curioso que un precio europeo coincida con la nevada en España). Tomad nota. Puede llegar a ser la ruina de los cogeneradores y las industrias que necesitan energía térmica en sus procesos de producción, si no se compensa debidamente dicho coste, independientemente se pague dentro del Sistema de Actividades Reguladas del Sector Eléctrico, o bien externalizado a través de los PGE, o bien a través del sector privado.

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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Actividad ACOGEN

actividad acogen ACOGEN continúa con una intensa actividad marcada por la situación de emergencia sectorial y de retrasos por parte de los reguladores. El 14 de diciembre se reunía la Junta Directiva de ACOGEN. Dos días después, la Asociación asistía a la Jornada Técnica online de presentación de la Primera Subasta para el Otorgamiento del Régimen Económico de Energía Renovables, organizada por el MITECO, inaugurada por Sara Aagesen, secretaria de Estado de Energía, y moderada por Manuel García Hernández, director general de Política Energética y Minas. Contó con la intervención de Carmen Becerril, presidenta en OMEL, Operador del Mercado Eléctrico OMIE; Jesús Ferrero, subdirector general de Energías Renovables del MITECO, Yolanda Cuéllar, directora de Operación del Mercado de OMIE; Pedro Basagoiti, director de Tecnología, Innovación y Nuevos Desarrollos de OMIE; y Eugenio Malillos, director de Liquidación y Facturación de OMIE.
 
ACOGEN ha continuado con las reuniones periódicas de trabajo que mantiene con el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.
 
Durante el periodo navideño, la Asociación ha mantenido una intensa actividad regulatoria.
 
El 14 de enero, ACOGEN participaba en el Grupo de Trabajo de Transición Energética de la CEOE. El lunes 18, asistía al encuentro con Reyes Maroto, ministra de Industria, Comercio y Turismo, organizado por El Economista.
 
El 20 de enero se celebraba la reunión del Comité de Agentes de Mercado de OMIE, acto en el que el director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, recoge el turno rotatorio de presidente. Al día siguiente, se celebra la Junta Directiva de la Asociación.
 
De cara a próximos eventos, el día 25 se reúne, de manera virtual, el Comité Organizador de GENERA 2021, del que ACOGEN forma parte.
 
El 27 de enero el director general de ACOGEN participará como ponente en el webinar de Sedigas El papel de la industria española en la transición energéticaque tratará el Fondo Nacional de sostenibilidad del Sistema Energético (FNSSE) y la competitividad del Sector Industrial. En la jornada intervendrá Raúl Blanco, secretario general de Industria y de la Pequeña y Mediana Empresa del MINCOTUR. La sesión también contará con la participación de ASCER, Unesid, ASPAPEL, FEIQUE, GasINDUSTRIAL y FIAB, y estará moderada por Rubén Esteller, subdirector de elEconomista.
 
También, el 27 de enero, ACOGEN tiene prevista una reunión con Red Eléctrica de España. Al día siguiente, el director general de ACOGEN participará en Cogeneration Breakfast, del Club de COGEN Europe.
 
Concluimos este repaso a la actividad de ACOGEN mencionando la celebración del IX Simposio Funseam, la Fundación para la Sostenibilidad Energética y Ambiental, que tendrá lugar los días 1, 3, 4 y 5 de febrero. En el encuentro tendremos ocasión de analizar las oportunidades que ofrece la transición energética en un escenario de recuperación económica en el que son necesarios nuevos mecanismos e instrumentos capaces de generar empleo y crecimiento sostenible. El congreso contará con la participación de Antonio Llardén (Enagás), Teresa Ribera (Gobierno de España), María Victoria Zingoni (Club Español de la Energía), Antonio Brufau (Repsol), José Bogas (Endesa), Francisco Reynés (Naturgy), Philippe Boisseau (Fundación CEPSA), Manuel Menéndez (EDPr), Beatriz Corredor (REE), Marina Serrano (Aelec), Joan Batalla (Sedigas), Mariano Bacigalupo (ARIAE y CNMC) y Mª Teresa Costa (Cátedra de Sostenibilidad Energética de la Universidad de Barcelona). Ver programa

ACOGEN en los medios

ACOGEN en los medios Cogeneración para descarbonizar la industria calorintensiva, era el título de la tribuna firmada por el presidente de ACOGEN, Rubén Hernando, en la revista Agua y Medio Ambiente de elEconomista. Hernando destaca que la cogeneración es un nexo clave entre industria y descarbonización ya que aúna reactivación verde y recuperación industrial al ser una tecnología lista para emplear gases renovables e hidrógeno, capaz de avanzar con paso firme hacia la descarbonización de la industria calorintensiva, que no puede electrificarse porque sus procesos industriales requieren altas temperaturas imposibles de lograr con electricidad. En España, la industria consume tres veces más energía en forma de gas que en forma de electricidad. Es por ello, indica el presidente de ACOGEN, que apoyar el gas como energía de transición hasta que se transforme nuestro sistema gasista a gases renovables e hidrógeno es imprescindible para conservar nuestra industria.
 
La cogeneración renovable es tecnológicamente posible y las plantas pueden funcionar con mezclas de hidrógeno en la red de gas, con sistemas de producción y mezcla local de hidrógeno y con hidrógeno al 100%. Las expectativas de la cogeneración en la nueva revolución verde son enormes. Sin embargo, los cogeneradores necesitan seguridad jurídica ya que gran parte de las decisiones industriales pasan por contar con energía competitiva y marcos energéticos que la promuevan. Los países más industrializados apuestan por el desarrollo conjunto de cogeneración y energías renovables. A 2030 y 2050, la cogeneración debe seguir liderando la eficiencia energética en la industria calorintensiva, con flexibilidad operativa, hibridación con renovables y descarbonización.
 
Hernando finaliza reclamando que el Gobierno priorice y cumpla desarrollando el marco regulatorio y las medidas que requieren las industrias cogeneradoras para seguir manteniendo su vital papel en la recuperación económica.
 
La cogeneración pide librarse de pagar más en consumo de gas, informaba El Mundo Castellón. ACOGEN alegará al Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico para conseguir la exención total de asumir el aumento en la tarifa gasista que prevé el Ministerio. Este fondo, ahora en exposición pública hasta enero, contempla que las retribuciones o primas que el Ministerio concede a las industrias renovables y a las plantas de cogeneración, no saldrán únicamente de la recaudación en facturas de la luz que se pagan en España, sino también del consumo de gas, de gasolina y de la electricidad. Se trata de repartir el coste de las retribuciones, ya que «las estructuras que teníamos hasta ahora eran muy antiguas», según reconoce el director general de ACOGEN, Javier Rodríguez.
 
ACOGEN valora positivamente esta reforma, a cuyo citado fondo se pueden sumar en el futuro ayudas europeas. No obstante, la Asociación tiene lista su principal reivindicación: conseguir la exención total de las plantas cogeneradoras de asumir un aumento en la tarifa de gas para 'aportar' más a este fondo. Rodríguez añade: «Hemos podido saber que el citado Fondo contempla una exención parcial para la cogeneración en este consumo, ya que se ha demostrado que su consumo de gas es eficiente y tiene un objetivo sostenible». «Lo que nosotros queremos es conseguir esa exención total para la actividad de la cogeneración, no solo la parcial. De esa manera, se evitará tener que pagar más en consumo de gas».
 
También El Mundo Castellón publicaba días antes La cogeneración se libra del nuevo impuesto a las eléctricas. Una llamada ¿perdida? a Madrid, donde señala que, mientras administraciones como la Generalitat Valenciana impulsan medidas que benefician a las plantas de cogeneración o, al menos, no les pone trabas, el Ejecutivo central guarda silencio. La cogeneración exigen una respuesta sobre el régimen transitorio al que podrán –o al menos, desean– adherirse una vez culminen su vida útil. Es por ello que el sector pide una respuesta contundente y firme al Gobierno, más allá de planes transitorios de dos años –como el que expiró en diciembre-.  Pide la configuración de un régimen que de cobertura a estas plantas hasta que, finalmente, se anuncie un nuevo y deseado marco regulatorio para el sector de la cogeneración. Así como un Plan Renove para modernizar las plantas.
 
Ribera divide a las energéticas: eléctricas y renovables frente a petroleras y gasistas por la financiación del sistema, publica El Español-Invertia, en relación a la propuesta del Gobierno de ampliar el sistema de financiación de las primas a las renovables a otros sectores energéticos. Una información que incluye declaraciones del director general de ACOGEN, quien considera una decisión acertada y valiente para introducir cambios estructurales de un modelo del año 2012 que está agotado y que no funciona en la actualidad.
 
'Se hizo recaer la misma financiación en los agentes, es decir, de lo que facturan los generadores', explica a Invertia, el director general de Acogen, Javier Rodríguez. Además, 'hace diez años era una situación diferente y ahora es otra. Se está dotando de un instrumento mucho más eficaz que permite un reparto más equilibrado y en consonancia con lo que se hace en Europa', concluye.
 
El Diario Montañés publicaba a comienzos de año La industria cántabra teme que las subastas para rebajar la luz se amplíen a más empresas, citando a ACOGEN como una de las asociaciones que presentará alegaciones a la Reserva estratégica de respuesta rápida para el respaldo de los servicios de ajuste del sistema eléctrico, antes conocido como interrumpilidad. En la misma línea La Nueva España menciona a ACOGEN en la información Nueva traba a la industria asturiana al abrirse la subasta para rebajar la luz a más empresas, que trata la alternativa del Gobierno al sistema de interrumpibilidad, que según asegura el Ministerio para la Transición Ecológica, se ajusta a la normativa europea y a los objetivos de reducción de emisiones de CO2.    
 
La cogeneración pide medidas urgentes, publicaba La Vanguardia, en relación a las 46 plantas que se han quedado sin marco regulatorio el 8 de diciembre. En total, son 600 las industrias en España que usan cogeneración, el 20% de ellas en Cataluña. “Es necesario que el Gobierno siga apoyando la cogeneración como hacen otros países europeos. Sin ella, la industria tendría unos costes energéticos un 20% superiores y dejaría de ser competitiva en la gran mayoría de los casos”, argumenta Javier Rodríguez, director general ACOGEN. Advierte también de que el cierre de estas instalaciones supondría una “pérdida de eficiencia del sistema energético y un aumento de emisiones de gases de efecto invernadero”. “La cogeneración ahorra la utilización de 14 millones de barriles de petróleo al año, en España”, añade el director general de ACOGEN.
 
Terminamos este repaso con dos tribunas más del presidente de ACOGEN. En Retema leemos La cogeneración en la descarbonización de la industria calorintensiva, donde Hernando afirma que el PNIEC debería ser actualizado con un enfoque más proclive a la reactivación industrial, puesto que en su actual redacción contempla la transición a diez años de solo 1.200 MW de cogeneración de los 2.600 MW en funcionamiento que acabarán su vida regulatoria en dicho plazo, algo letal para cientos de industrias asociadas que quedarían sin alternativas de competitividad ni soluciones de descarbonización, ahorro energético y competitividad, ya que todo ello pasa por sus plantas de cogeneración. Y es que recortar cogeneración implicaría subir un 20% los costes energéticos de 250 industrias, 6% del PIB industrial, empeorando en un 15% la eficiencia energética de la industria calorintensiva. “Debe revisarse el PNIEC para potenciar la industria en la futura Ley de transición energética y cambio climático, adecuándola al nuevo contexto post COVID en el que la industria y la cogeneración son más vitales que nunca para el país”, señala.
 
La cogeneración es vital para la industria, el sistema eléctrico y el gasista, aporta seguridad de suministro, reduce pérdidas en las líneas eléctricas y suministra localmente al ser generación distribuida y firme en los propios puntos de consumo. Urgen soluciones para 46 industrias cogeneradoras, 442 MW, que han finalizado su vida útil regulada, (200 a tres año, un tercio del sector, 1.500 MW), y que llevan siete años esperando el plan renove que contempla la Ley del sector eléctrico.
 
Por su parte, Energética XXI publicaba Cogeneración para reactivar laindustria avanzando en descarbonización, donde Hernando recuerda que la complicada situación del año que termina en cuanto al contexto productivo, los mercados energéticos y el marco regulatorio, ha obligado a la cogeneración a realizar grandes esfuerzos para mantener sus niveles de actividad y dar servicio a su industria asociada. 2020 se cierra al 91% de la producción del año precedente, un retroceso grave pero esperanzador de la resiliencia y capacidad de recuperación de las industrias calorintensivas en el actual contexto de pandemia.
 
Los tres ejes del Gobierno para el encaje de la cogeneración en sus objetivos eran las subastas, la mejora del marco de autoconsumo y el nuevo marco retributivo de la generación renovable. “Nos parecen adecuados pero o se realizan ya o será demasiado tarde”, afirma el presidente de ACOGEN, que recuerda que todos los grupos políticos han mostrado públicamente su apoyo a la cogeneración por sus grandes sinergias para la industria, el empleo de calidad y la descarbonización.

Socios protagonistas

Wärtsilä

SOCIO Wärtsilä Ibérica es parte de la multinacional finlandesa Wärtsilä Corporation, líder global en tecnologías inteligentes y soluciones completas para los mercados marino y de energía.
En España y Portugal realiza un amplio rango de actividades: ventas, gestión de proyectos y servicio post-venta tanto para aplicaciones marinas como industriales. Contamos con fábricas en Cantabria, donde fabricamos hélices y en Galicia, donde desarrolla y fabrica equipos de propulsión.
La actividad de innovación, investigación y desarrollo es crucial en el Grupo. Wärtsilä Ibérica cuenta con un laboratorio equipado con cuatro bancos de pruebas donde desarrolla este tipo de actividades de I+D+i.
Mediante el énfasis en la innovación sostenible, la eficiencia total y el análisis de datos, Wärtsilä maximiza el rendimiento económico y medioambiental de los buques y plantas eléctricas de sus clientes. En 2019, las ventas netas de Wärtsilä alcanzaron los 5.200 millones de euros con aproximadamente 19.000 empleados. La compañía opera desde más de 200 localizaciones en cerca de 80 países alrededor del mundo. Wärtsilä cotiza sus acciones en Nasdaq Helsinki, Finlandia. Es un líder global en tecnologías inteligentes y soluciones completas durante todo el ciclo de vida para los mercados marino y de energía.
Wärtsilä Energy Business lidera la transición hacia un futuro con energía 100% renovable. Ayuda a sus clientes a descubrir el valor de la transición energética optimizando sus activos y sus sistemas energéticos de cara al futuro. Su oferta incluye centrales eléctricas flexibles, sistemas de gestión de energía y almacenamiento, así como servicios que aseguran una mayor eficiencia y garantizan el rendimiento durante todo el ciclo de vida. Wärtsilä ha entregado 72 GW en centrales eléctricas en 180 países en todo el mundo.
 
La tecnología de motores de gas de Wärtsilä asegura el futuro a los clientes en el mercado español de cogeneración
Las capacidades del grupo tecnológico Wärtsilä en las conversiones a gas para centrales alimentadas con fuel han vuelto a ser reconocidas con un nuevo pedido. Rofeica Energia, con sede en Barcelona, España, ha encargado un motor a gas Wärtsilä 34SG, que le permitirá asegurar su futuro en el mercado combinado de calor y energía (cogeneración) de España. El pedido se realizó en abril.
El cambio de combustible de fuel pesado a gas permitirá al cliente capturar varias fuentes de ingresos de cogeneración, al tiempo que reduce significativamente su huella de carbono. El mercado en España tiende cada vez más hacia la generación de energía sostenible.
'La alta eficiencia y fiabilidad son esenciales para que nuestra empresa siga siendo competitiva en las difíciles condiciones del mercado actual. Hemos tenido una excelente experiencia con la tecnología de motores de Wärtsilä y su soporte durante los últimos 20 años, y la conversión a operación en gas con el motor Wärtsilä 34SG nos da la flexibilidad para avanzar con confianza', dijo Joan Romaní, CEO de Rofeica Energía, S.A.
'El motor Wärtsilä 34SG es muy adecuado para aplicaciones de cogeneración. Tiene una eficiencia eléctrica sobresaliente, y su fiabilidad ha sido probada con 43 millones de horas de funcionamiento en instalaciones en todo el mundo. Esta conversión es una decisión sensata ya que asegura el futuro de Rofeica Energia en el mercado español de la cogeneración', comentó Pekka Tolonen, Energy Business Director, Europe, Wärtsilä.
La planta de 9,1 MW se entregará por vía rápida ya que se espera que la conversión a gas se complete antes de finales de 2020. La mayor parte de la energía generada se utilizará para el consumo propio de Rofeica Energia calentando pellets de madera, que es su principal proceso industrial, aunque una parte importante de la energía térmica se venderá a clientes externos ubicados en las cercanías.
Las centrales eléctricas a gas de Wärtsilä utilizan gas natural, el combustible fósil más limpio disponible, de la manera más económica. Esto es posible gracias a su alta eficiencia en cualquier carga y a una flexibilidad inmejorable para arrancar y parar de acuerdo a las necesidades. Además de su eficiencia y flexibilidad, las centrales eléctricas a gas de Wärtsilä también ofrecen bajas emisiones, lo que las convierte en la solución óptima para lugares donde minimizar el impacto ambiental es una prioridad. Como tal, se pueden colocar cerca de los nodos de consumo, optimizando el sistema de energía.
 
Más información: www.wartsila.com/esp   

Equipos generadores Wärtsilä 34SG en una sala de motores

Alegaciones al anteproyecto de ley de creación del FNSSE

Alegaciones al anteproyecto de ley de creación del FNSSE

ultima hora ene 21 ACOGEN valora positivamente el fundamento de la iniciativa del Gobierno para la creación del Fondo Nacional de sostenibilidad del Sistema Energético (FNSSE) que aboga por el mantenimiento dentro de los costes fijos del sistema eléctrico del régimen retributivo específico que perciben las instalaciones RECORE, aunque considera que hay puntos de imprescindible mejora en lo que respecta a los objetivos pretendidos de fomento de la cogeneración y sostenibilidad, así como de afectación a la industria en España. 
Por ello, ACOGEN, junto con COGEN España, han presentado alegaciones de manera conjunta para excluir a la cogeneración de las aportaciones al Fondo Nacional de sostenibilidad del Sistema Energético (FNSSE) y que no se las discrimine negativamente frente a otras centrales eléctricas, así como para mejorar y lograr un equilibrio más acertado y justo para la industria y del sector gasista, que quedarían gravemente afectados. 
En aras de la competitividad y equidad de la industria en España, que ya contribuye con numerosos impuestos energéticos y compra de derechos de CO2, se solicita la exención para todas las empresas ya incluídas en el esquema de comercio de emisiones de CO2, para evitar así dobles y desproporcionadas cargas e imposiciones. 
Finalmente, se solicita en todo caso mejorar los mecanismos de compensación y exclusión previstos para las industrias consumidoras de gas para asegurar y no perjudicar la posición de la industria en España frente a sus competidores europeos.
LINK DESCARGA ALEGACIONES

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