Alternativa 1 – Boletín Marzo 2022

Boletín Electrónico de la Asociación Española de Cogeneración

Marzo 2022

nº 163

Cogeneración, imprescindible para la industria y para el país

Editorial

Javier Rodríguez

Director General ACOGEN

Los cogeneradores reclaman la acción urgente y eficaz del Gobierno

Vivimos tiempos convulsos para la industria y la energía en los que la cogeneración es —aún más que nunca—, una herramienta imprescindible para el país. Con los precios desbocados, los ahorros que proporciona la cogeneración adquieren un mayor valor para mantener la competitividad de la industria y la factura energética nacional. El 20% del PIB industrial, el 20% del consumo de gas y el 12% de la generación de electricidad son cogeneración.

La incertidumbre y volatilidad de los mercados complica la gestión del riesgo de la operación en cogeneración pero lo reamente peligroso para nuestras industrias es la incertidumbre regulatoria derivada del retraso de más de un año y medio en la publicación en el BOE de las retribuciones reguladas.

Año y medio de retraso en la publicación de las retribuciones

Nuestra particular situación, que pone al límite la actividad, se debe en gran medida a dos omisiones del Gobierno: que no publica las retribuciones desde el segundo semestre de 2020 ni realiza los ajustes en el precio del gas y del CO2 conforme la realidad de los mercados.

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) de FEB cierra a 200,22 €/MWh, leve reducción -1,5 €/MWh (-0,7%) respecto ENE (201,7 €/MWh), batiendo récord histórico de este mes, reflejando coste de oportunidad a muy corto plazo de la

Precios gas

Precio interanual futuro Dated Brent repunta +16,2% magnificado por caída del Tipo de cambio US$/€ -3,4%, impactando en una subida media neta de +8% en los precios del suministro de gas a cliente final en España respecto a valores de mes pasado

Precios C02

El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa repunta a 90,8 €/tCO2 en FEB 2022, con una tendencia especulativa irracional y descontrolada, batiendo récord máximo sucesivamente

Actividad ACOGEN

ACOGEN en los medios

ACOGEN continúa con una actividad intensa con el fin de lograr ajustes regulatorios urgentes y sencillos en el contexto actual de los mercados energéticos sobre las fórmulas reguladas gas y CO2, así como de mejora del marco de subastas y conseguir que sea un éxito de convocatoria para agenda industrial y de descarbonización del país.

Cinco Días realizaba una entrevista al director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, donde el directivo analiza la situación que vive la cogeneración en España y los problemas a los que se enfrentan las industrias cogeneradoras. Rodríguez demanda una nueva fórmula para calcular el coste de la energía.

Cogeneración sin fronteras

Socios protagonistas

Bergen Engines Ibérica, una compañía del grupo Langley Holdings plc

El pasado 1 de enero de 2022 se completó la venta por parte de Rolls-Royce plc de Bergen Engines AS, incluidas sus subsidiarias, al grupo privado británico Langley Holdings plc. Con esta venta, Bergen Engines opera ya como un negocio independiente, totalmente desvinculado de Rolls-Royce. Uno de los cambios más visibles es la nueva imagen corporativa del Grupo Bergen, con un nuevo logotipo de la marca. Langley Holdings plc es un grupo de ingeniería diverso y global. Bergen Engines se muestra convencido de que esta unión dará buenos resultados, tanto para el negocio de Bergen Engines como para todos los empleados del grupo. Así, inician nueva etapa con muchas ilusiones y esperanzas de crecimiento ya que en Bergen Engines cuenta con una excelente reputación de calidad a nivel mundial, lograda a lo largo de sus más de 70 años de experiencia y gracias a la competencia y dedicación de su personal. Aparte de la fábrica y de la sede central en Noruega, Bergen Engines cuenta con subsidiarias en España, México, Bangladesh, India, Dinamarca, Italia y Países Bajos. En concreto, en España cuenta con más de 550 MW de potencia instalados y más de 13 millones de horas acumuladas de funcionamiento de sus motores, una prueba de su alta fiabilidad y excelentes niveles de rendimiento. El rango de potencia de los motores va desde los 3,5 MW hasta los 12 MW de potencia unitaria alcanzando, en algunos modelos, rendimientos eléctricos próximos al 50%.

De un vistazo

Alfredo Martínez Cuervo, Cogenerador de Honor 2021

ACOGEN hizo entrega del galardón Cogenerador de Honor 2021 a Alfredo Martínez Cuervo, en reconocimiento a su brillante trayectoria profesional de más de 30 años, impulsando y apoyando a la cogeneración y a las industrias cogeneradoras. Martínez Cuervo ha sido un importante defensor de los valores y del papel clave de la cogeneración para la competitividad de las industrias calorintensivas españolas.

Como miembro valioso y proactivo de la Junta Directiva de ACOGEN desde sus inicios, Alfredo Martínez Cuervo ha estado siempre pendiente de los aconteceres de la cogeneración, aportando, ayudando y colaborando de forma especialmente positiva y realizando diversas y numerosas gestiones de enorme relevancia para el sector.

YouTube

Cogeneración: ¡un 10 en valores!

Revista e+

La publicación de los cogeneradores

Energía

La nueva revista digital de elEconomista

Gasactual

Revista del sector del gas

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

Editorial

Los cogeneradores reclaman la acción urgente y eficaz del Gobierno

Vivimos tiempos convulsos para la industria y la energía en los que la cogeneración es -aún más que nunca-, una herramienta imprescindible para el país. Con los precios desbocados, los ahorros que proporciona la cogeneración adquieren un mayor valor para mantener la competitividad de la industria y la factura energética nacional. El 20% del PIB industrial, el 20% del consumo de gas y el 12% de la generación de electricidad son cogeneración.

La incertidumbre y volatilidad de los mercados complica la gestión del riesgo de la operación en cogeneración pero lo reamente peligroso para nuestras industrias es la incertidumbre regulatoria derivada del retraso de más de un año y medio en la publicación en el BOE de las retribuciones reguladas.

Año y medio de retraso en la publicación de las retribuciones
Nuestra particular situación, que pone al límite la actividad, se debe en gran medida a dos omisiones del Gobierno: que no publica las retribuciones desde el segundo semestre de 2020 ni realiza los ajustes en el precio del gas y del CO2 conforme la realidad de los mercados.

Desde enero, los cogeneradores estamos financiando más de 120 M€/mes, ya que recibimos ‘a cuenta’ las retribuciones reguladas sin actualizar, lo que sumado a los incrementos de circulante que exigen unos precios de gas multiplicados hasta por cuatro, que se pagan mensualmente, y el CO2 que ingresamos al Estado, generan un stress financiero insostenible: o el Ministerio actúa ya para equilibrar la industria cogeneradora,o lo harán los acontecimientos.

¿A qué espera el Ministerio para actuar?
Los cogeneradores entendemos el ingente trabajo del Ministerio para afrontar la crisis energética -que se prevé larga y de negativas consecuencias-, y colaboramos y apoyamos su labor, pero necesitamos acción inmediata para gestionar un cambio de escenario en que, estructuralmente, los precios del gas y la electricidad se triplican por un largo periodo de tiempo.

En este contexto, en primer lugar deben gestionarse acciones a corto para estabilizar los impactos energéticos en ciudadanos e industrias mediante medidas financieras y fiscales con las múltiples y eficaces herramientas puestas en operación por la Comisión Europea. Sin duda, el Gobierno tomará este mes decisiones importantes dentro de ese marco legal europeo.

En unos meses, desde la UE se irán poniendo sobre la mesa mecanismos de restructuración de los mercados eléctricos y gasistas, un camino que debe abordarse con perspectiva y que requerirá mecanismos europeos que movilicen grandes fondos en Europa, como topar mercados de gas limitando máximos del eléctrico con mecanismos compensatorios y de suministro común de enorme calado económico.

De momento, los mercados energéticos de la UE funcionan y su diseño es resiliente, aunque no gusten sus elevados resultados, que pueden equilibrarse financiera y fiscalmente. Los cambios estructurales deben sopesarse con prudencia. En Europa, afrontamos juntos el futuro, tras décadas para construir, con bases profundas y robustas, la Unión de la Energía. Ante los cambios estructurales, el Estado debe adoptar mentalidad de maratón y no esprintar. Al Gobierno le toca poner el foco en las medidas a corto, viables y de efecto estabilizador e inmediato.

El imprescindible papel de la cogeneración en esta crisis
La cogeneración es la mejor herramienta de las industrias calorintensivas para afrontar la crisis, y lo es para el país porque los ahorros de energía que genera multiplican su valor y eficacia. Pero para que podamos seguir funcionando y aportando competitividad se requiere poner en marcha medidas sencillas que ya están sobre la mesa del Gobierno, por eso pedimos al Ministerio que actúe sin más titubeos ni demoras. Se trata de reconocer el precio del gas y del CO2 que pagamos los cogeneradores, modificando las fórmulas reguladas que están obsoletas en la situación actual. Nuestras industrias precisan esa seguridad jurídica.

Hay que eliminar la incertidumbre y los retrasos regulatorios… El sector, además de sobrevivir mes a mes a esta crisis, debe acometer un marco ineludible de inversión que alargue su ciclo de vida con las subastas de cogeneración, no hay mejor alternativa, so pena de socavar gravemente el 20% del PIB industrial -industrias alimentarias, papeleras, cerámicas, refino, químicas, etc.- generando un retroceso industrial demoledor.

Los cogeneradores estamos decididos a mantener nuestra capacidad para funcionar y apoyar la industria nacional, pero además estamos seguros de que el país puede aprovechar mucho más las oportunidades que brinda la cogeneración para acelerar la transición energética, generando mayor actividad industrial y de inversión en España. Promulguen ya, con la urgencia que requieren, las medidas sobre la mesa y cuenten con la colaboración y el apoyo de los cogeneradores españoles para afrontar la situación actual.

Javier Rodríguez

Director General ACOGEN

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) de FEB cierra a 200,22 €/MWh, leve reducción -1,5 €/MWh (-0,7%) respecto ENE (201,7 €/MWh), batiendo récord histórico de este mes, reflejando coste de oportunidad a muy corto plazo de la generación suponiendo el 100% del gas y del valor del agua turbinada de los embalses a precios que ya huele a usura/estafa, internalizando además costes descarados de los derechos de emisión de CO2 y Certificados de Garantía de Origen (GdO?s), bajo las reglas del juego establecidas por las autoridades reguladoras y supervisoras de los mercados energéticos a nivel nacional y europeo. Dicho precio de FEB 2022 ha sido +171,7 €/MWh (+602,7%) superior al de FEB 2021 (28,5 €/MWh). La demanda ya se está reprimiendo, disparando el retraso e impago de facturas. En electricidad no existe TUR ni siquiera para el sector doméstico.

Los diferentes sectores de la economía empiezan a reclamar medidas regulatorias contundentes para decalar y suavizar el impacto económico de los repuntes de los precios mayoristas del corto al medio y/o largo plazo, antes de la quiebra de los pequeños negocios y cortes de suministros por impagos. El gobierno ha mostrado un cambio de actitud manifestando que está preparando un paquete de medidas contra los efectos del conflicto entre Rusia y Ucrania (y de las sanciones de EEUU y de la UE contra Rusia) previstos para ser aplicados en el segundo trimestre 2022. Al parecer se apoyarán en dos pilares: i) desacoplar el precio del pool respecto al precio del gas, y ii) reducción de impuestos y costes regulados. Lo primero se espera que repercuta en una bajada dramática del precio del pool. Debemos estar alertas al respecto y adoptar una estrategia en la toma de decisiones de cierres de contratos de compraventa a largo plazo (retrasar cierres o inicio de PPA´s).

Otros gobiernos vecinos están limitando techo del precio del commodity (generación a niveles inferiores a 50 €/MWh), a través de subastas de generación de operadores dominantes/principales a favor de comercializadores para su traslación eficaz a consumidores finales. Hay fuentes de energía de base (nucleares y renovables) que se les puede obligar perfectamente a vender parte o la totalidad de su producción a esos costes de oportunidad mediante contratos tipo VPP (Virtual Power Producer) o bien PPA (Power Purchase Agreement). No puede ser que estemos viendo empresas generadoras que se están ‘forrando’, a costa de la ruina de los consumidores y quiebra de comercializadores. No valen más excusas y lamentos. El problema es dramático, pero tiene diversas soluciones. Falta más interés para ejercer poder regulatorio para evitar la desaparición de nuevos entrantes (comercializadores) sin recursos de generación propios, cierre de industrias y/o comercios, y empobrecimiento de los ciudadanos.

El aumento de la volatilidad y del nivel de los precios del pool coinciden con el inoportuno cambio regulatorio establecido por el gobierno a inicios de Julio 2021, por transposición de medidas paneuropeas (vergonzosas). Nuevas reglas del pool:

-Los límites mínimos y máximos de los precios horarios del pool (mercado diario) han pasado de la banda inicial [0, +180 €/MWh] a la nueva banda [-500, +3.000 €/MWh]. Aún no se ha notado el efecto de que se pague por consumir energía (precios negativos), equivalente a que los generadores paguen por no parar y arrancar de nuevo, e inclusive se pueda cobrar por bombear (cargar) aguas arriba de un embalse (una batería) para turbinar (descargar) en horas de precios altos (positivos).

-Los límites mínimos y máximos de los precios horarios de los mercados intradiarios (continuos) han pasado de la misma banda inicial [0, +180 €/MWh] a la nueva banda [+/-9.999 €/MWh], máximo valor que permite el display/campo de la plataforma electrónica del mercado, una auténtica locura sin pies ni cabeza, un disparate que no tiene ninguna justificación técnico-económica-financiera-ambiental-legal.

Las subidas del precio del pool desde Julio se deben en parte a estos Imites porque se permite que se superen los techos pactados (180 €/MWh) al liberalizarse el mercado eléctrico hace más de dos décadas, induciendo un incentivo perverso a los agentes del mercado que pueden ejercer su poder natural en los precios, además de incrementar el valor del agua de los embalses anuales e hiperanuales, así como del coste de oportunidad de turbinar (producción hidráulica) frente a almacenar agua a medio/largo plazo, y de las plantas de bombeo (puro y mixto) a corto plazo, pues una planta térmica (tipo CCGT) no tiene un coste marginal REAL a largo plazo como los marcados en la mayor parte de las horas del pool (corto plazo).

No existen estudios que justifiquen tales límites del coste marginal de la energía a corto plazo a niveles entre 60 y 200 veces el máximo coste marginal de la energía a largo plazo del commodity en el mercado diario y mercados intradiarios-continuos, respectivamente. El único concepto asimilable dentro del Estado del Arte se conoce como el Coste de la Energía No Suministrada (CENS) para la definición de estrategias de llenado y/o vaciado de embalses anuales e hiperanuales (cálculo del valor del agua) y de gestión de stocks de combustibles, que en países desarrollados alcanza un máximo de 1.500 US$/MWh (al cambio 1.375 €/MWh), lo cual equivale a 30 veces el coste medio del commodity. Estas bandas de precios suponen realmente valores desmesurados que están induciendo especulación sin precedentes y una volatilidad de difícil valoración, quizás para obligarnos a la contratación bilateral física a muy largo plazo e incentivar sistemas de almacenamiento y/o bombeo (podrían percibir ingresos para recargarse o bombear en vez de pagar por ello). Las nuevas reglas prevén una segunda casación cuando el precio del mercado resulte fuera de la banda -150 y +1.500 €/MWh para tratar de inducir ofertas dentro de esa banda. Pero siguen siendo límites descabellados.

Es rotundamente falso que las empresas generadoras tengan un coste real de gas a largo plazo igual que a corto o medio plazo, quizás para una parte de su producción (ajustes/balances en mercado secundario de gas), pero no para su totalidad. Asimismo, el coste de oportunidad de las plantas con capacidad de almacenamiento de agua (regulables y de bombeo) no pueden seguir especulando con un valor del agua teniendo en cuenta el CENS y coste inmediato del gas, ya que hay sobrecapacidad instalada en España y existen contratos de aprovisionamiento de gas (importaciones) a largo plazo, algunos revisables cada 2 años inclusive indexados al Brent y Tipo de Cambio US$/€, que no se ven tan afectados como los precios indexados a hubs de gas. Tenemos demasiada generación ociosa, potencialmente desmantelable como para llevársela a otro mercado donde más se necesite. Si hay que cambiar las reglas del mercado para que las renovables sean TOMADORES DE PRECIOS (ofertas a precio cero) como PREDESPACHOS de generación (hidráulica, bombeo, eólica y solar/termosolar), para evitar más especulación, que se haga, pero no podemos seguir soportando día tras día, semana tras semana, y mes tras mes, con la falta de un mayor protagonismo del regulador en defensa de los intereses de los consumidores. Asimismo, si hay que SUSPENDER la OBLIGACIÓN DE DERECHOS DE EMISIONES DE CO2 a las plantas térmicas, que se haga por lo menos para los próximos 12 meses para frenar la locura de los fondos de inversión y de capital riesgo que han encontrado una mina de oro en el mercado europeo de CO2, o bien, se les echa del mercado por lo menos hasta que sean civilizados o se impongan límites razonables mínimos y máximos al CO2.

Estos ‘fallos regulatorios’ son reversibles pero no se observa una clara voluntad política para LIMITAR EL PRECIO al nivel en que el pool ha funcionado correctamente para no comprometer la economía nacional-europea.

El precio anual carga base de 2021 ha cerrado en 111,9 €/MWh, nivel muy superior al máximo más reciente (2018: 57,3) y menos reciente (2008: 64,4). De hecho, las medidas paliativas establecidas desde 16 Sep 2021 (bajada de los Cargos del Sistema y del Impuesto Especial sobre la Electricidad) hasta 31 Dic 2021 y las nuevas medidas extendidas hasta 30 Abr 2022 han sido insuficientes y en la mayoría de casos no favorecen a las industrias. Por ejemplo, la reducción de aprox. un 90,2% del Impuesto Especial sobre la Electricidad (IEE) cuando muchas industrias tienen una exención fiscal del 85% del IEE. Suspender temporalmente el Impuesto sobre Venta de Producción de Energía Eléctrica (IVPEE) hasta finales de este trimestre es una medida que tiene que ver con el Impuesto de Sociedades (efecto medio plazo). Retracción de supuestos ‘beneficios caídos del cielo’ a eléctricas propietarias de nucleares e hidráulicas, empeora aún más el problema. Lo que se deja de percibir por intervención regulatoria, obviamente se compensa a través del mercado.

Spot y Futuros prevén precios muy elevados para 2022 cayendo los siguientes años pero hasta dentro de 4 años se revertirán a la media histórica ‘si no se hace nada más’. La extensión de medidas temporales como suspensión temporal del IVPEE (hasta 31 Marzo 2022) y la reducción del IEE y del IVA para consumidores de menos de 10 kW cuando el precio del mercado supera 45 €/MWh, (hasta 30 Abril 2022), no han frenado los precios del pool. Los precios ya estaban elevados antes del 24F (inicio bélico del conflicto Rusia-Ucrania), si bien la guerra y las sanciones contra Rusia han provocado un repunte mayor de los precios de todos los combustibles y mercados mayoristas, que están asfixiando a los minoristas.

La estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2022 repunta a 234,3 €/MWh, lo cual supone un incremento de +23% (+43,8 €/MWh) respecto al nivel previsto el mes pasado (190,5 €/MWh). El futuro de 2022 ha cotizado en contango respecto a 2020 con valores mínimo 40,4, medio 57,6 y máximo 307,2. El 2020 ha sido el mínimo del histórico (34,0 €/MWh) debido fundamentalmente al efecto de la pandemia Covid-19 (menor actividad económica/industrial, menor demanda, menor precio de los combustibles y CO2). Pero nadie se esperaba que en dos años el precio anual se multiplicase por casi 7 (+688%). Si creemos que el CO2 tiene un precio que está condicionando y comprometiendo la reactivación económica paneuropea, entonces que le impongan un límite máximo, ya que no hay valentía para suspenderlo o intervenirlo hasta determinar quiénes son los culpables de los comportamientos especulativos-abusivos, bien por puro poder y manipulación del mercado o bien por las propias reglas establecidas a nivel europeo transpuestas a nivel nacional. Desde luego, la Comisión Europea está demostrando poca eficacia y quizás va siendo hora de reclamaciones de las industrias y comercios por consentir mercados de CO2 y hubs de gas totalmente descontrolados. Europa no se puede permitir el lujo de arruinar la poca industria que aún sigue sobreviviendo y hundir en la pobreza energética a consumidores domésticos. Los sectores industriales y de servicios están enfrentando una crisis presupuestaria sin precedentes con estos precios tan desmesurados.

Varias empresas comercializadoras están asfixiadas por aumento de ‘pufos’ (posiciones deudoras) de clientes morosos. Los bajos ratings (scoring) financieros están introduciendo ciertas dificultades en las renovaciones de contratos. En muchos casos, las aseguradoras no están cubriendo el riesgo de crédito o impago, y las comercializadoras no pueden asumir ese riesgo del todo. Podría inducirse o brindar apoyo financiero en ese sentido de parte del gobierno para no encarecer aún más el suministro a cliente final.

-Calendar 2020 ha cerrado a 34,0 €/MWh. Representa el valor anual mínimo del registro histórico desde cuando ha empezado el mercado de derechos de emisiones de CO2 (2005), fecha que marca un antes y un después en los mercados europeos (‘somos muy listos’, ‘somos muy ecológicos’…) a costa del consumidor que no ha sido consultado vía referéndum para este tipo de cuestiones estructurales en la economía familiar, comercial, residencial, industrial y sector público en general).

-Calendar 2021 ha cerrado a 111,9 €/MWh.

-Estimación de cierre de Calendar 2022 pasa de 190,5 a 234,3. Incremento +43,8 (+23,0%).

-Calendar 2023 repunta de 126,2 a 139,0. Incremento +12,7 (+10,1%).

-Calendar 2024 cae de 86 a 85. Decremento -1,0 (-1,2%).

-Calendar 2025 cae de 62,25 a 61,25. Decremento -1,0 (-1,6%).

-Calendar 2026 cae de 51,75 a 51,0. Decremento -0,75 (-1,4%).

-Calendar 2027 sube de 47,5 a 48,0. Incremento +0,5 (+1,1%)

-Calendar 2028 sube de 42,4 a 43,9. Incremento +1,5 (+3,6%).

-Calendar 2029-2030-2031 pasan de 39,3-38,9-38,6 a 40,9-40,5-40,2, lo cual supone una subida homotética de +1,6 ?/MWh (+4,0%).

-Calendar 2032 ha empezado a cotizar desde 3 ENE, al mismo nivel que 2031.

Nuevos PPA´s con renovables cotizan a niveles de aprox. 78 €/MWh a 5 años vista, con fuerte tendencia alcista por niveles de precios de 2022-2025. Pero baja a 6 y 10 años, 73-68 €/MWh en perfil carga base, y aún más a 12-15 años hasta unos 48-43 €/MWh. Sin duda, el contrato a 5 años elimina la incertidumbre de elevados precios de Jul-Dic/2022- Dic/2023, y a la vez soluciona el requisito de garantía de origen renovable para Consumidores Electro-Intensivos (CEI´s). Poca liquidez observada para plazos de 5 años (desde MAY 2022) y mayor a partir de JUL 2022 si bien se detectan retrasos hasta 1 ENE 2023 por los problemas y restricciones de puntos de conexión y acceso a la red eléctrica. Los PPA´s con perfil solar tienen precios de unos 3,0-3,3 €/MWh inferiores al Carga Base, óptimo para un consumidor que opera en ciclo diario o bien en ciclo semanal con dos turnos diarios.

El nuevo cambio regulatorio del pool orquestado desde las autoridades europeas a cada Estado miembro para implantar precios cuarto-horarios va a aumentar aún más la volatilidad de los precios del mercado mayorista. Será la nueva excusa para explicar que la culpa de los nuevos precios del pool serán por la necesidad de aproximarnos al equilibrio de oferta y demanda de energía eléctrica tal como miden los contadores de electricidad (potencia máxima cada 15 minutos). Pasaremos de 24 precios horarios a 96 precios cuarto-horarios en cada día. Esto pondrá en cuestión el papel del Operador del Sistema y de los mercados de balances y regulación de frecuencia-potencia (banda secundaria y energía terciaria), cuyos precios hoy por hoy no tienen cobertura financiera (no existen swaps para gestión de riesgo de variación de precios de la operación técnica). Pinta un escenario ideal para impulsar las inversiones en sistemas de almacenamiento, pero ruinoso para los consumidores que no puedan aprovecharlo.

En cuanto a tarifas de acceso a la red y cargos del sistema para 1 ENE 2022, os detallamos los PEAJES (redes de transporte y distribución) y CARGOS del Sistema aprobados.

TARIFAS DE ATR Y CARGOS DEL SISTEMA
ANÁLISIS POTENCIA
PEAJES 01Jun2021	Término de Potencia PEAJE 1 Jun 2021 (€/kW/año)
	Tipo	P1	P2	P3	P4	P5	P6	Total
	6.1	21,2452	21,2452	11,5307	8,7160	0,5603	0,5603	63,8577
	6.2	15,2725	15,2725	7,4846	6,6769	0,4590	0,4590	45,6245
	6.3	11,5482	11,5482	6,3204	3,6947	0,7083	0,7083	34,5282
	6.4	12,0512	9,2365	4,4426	3,3698	0,6285	0,6285	30,3569
CARGOS 16Sep2021	Término de Potencia CARGO SISTEMA 16 Sep 2021 (€/kW/año)
	Tipo	P1	P2	P3	P4	P5	P6	Total
	6.1	0,3632	0,1817	0,1321	0,1321	0,1321	0,0605	1,0016
	6.2	0,2133	0,1067	0,0775	0,0775	0,0775	0,0355	0,5882
	6.3	0,1707	0,0854	0,0621	0,0621	0,0621	0,0285	0,4709
	6.4	0,0835	0,0418	0,0304	0,0304	0,0304	0,0139	0,2304
P&C ACTUALES hasta 31Dic2021	Término de Potencia PEAJE&CARGO 16 Sep 2021 (€/kW/año)
	Tipo	P1	P2	P3	P4	P5	P6	Total
	6.1	21,6083	21,4269	11,6628	8,8481	0,6923	0,6208	64,8593
	6.2	15,4857	15,3792	7,5622	6,7545	0,5366	0,4945	46,2127
	6.3	11,7190	11,6337	6,3824	3,7568	0,7704	0,7368	34,9991
	6.4	12,1347	9,2783	4,4729	3,4001	0,6588	0,6424	30,5873
PEAJES NUEVOS 01Ene2022	Término de Potencia PEAJE 1 Ene 2022 (€/kW/año)
	Tipo	P1	P2	P3	P4	P5	P6	Total
	6.1	18,3208	18,3208	9,9886	7,5659	0,5026	0,5026	55,2012
	6.2	13,5929	13,5929	6,6490	6,0488	0,4184	0,4184	40,7204
	6.3	10,0211	10,0211	5,5432	3,2410	0,6381	0,6381	30,1025
	6.4	10,3144	7,8941	3,7972	2,7953	0,5281	0,5281	25,8572
CARGOS 01Ene2022	Término de Potencia CARGO SISTEMA 1 Ene 2022 (€/kW/año)
	Tipo	P1	P2	P3	P4	P5	P6	Total
	6.1	6,4113	3,2085	2,3314	2,3314	2,3314	1,0685	17,6825
	6.2	3,7649	1,8845	1,3691	1,3691	1,3691	0,6275	10,3840
	6.3	3,0145	1,5085	1,0960	1,0960	1,0960	0,5024	8,3135
	6.4	1,4746	0,7379	0,5362	0,5362	0,5362	0,2458	4,0669
P&C NUEVOS desde 01Ene2022	NUEVO Término de Potencia 1 Ene 2022 (€/kW/año)
	Tipo	P1	P2	P3	P4	P5	P6	Total
	6.1	24,7321	21,5293	12,3199	9,8973	2,8339	1,5711	72,8836
	6.2	17,3578	15,4774	8,0180	7,4178	1,7875	1,0459	51,1044
	6.3	13,0355	11,5296	6,6392	4,3370	1,7342	1,1406	38,4160
	6.4	11,7890	8,6320	4,3335	3,3315	1,0643	0,7739	29,9241
Diferencias ACTUAL menos NUEVO	DIFERENCIA Término de Potencia (€/kW/año)
	6.1	3,1237	0,1024	0,6571	1,0492	2,1416	0,9503	8,0244
	6.2	1,8721	0,0981	0,4559	0,6634	1,2510	0,5514	4,8917
	6.3	1,3166	-0,1041	0,2567	0,5802	0,9637	0,4038	3,4169
	6.4	-0,3457	-0,6464	-0,1395	-0,0686	0,4055	0,1315	-0,6632
Diferencias ACTUAL menos NUEVO	DIFERENCIA Término de Potencia (%)
	6.1	14,5%	0,5%	5,6%	11,9%	309,3%	153,1%	12,4%
	6.2	12,1%	0,6%	6,0%	9,8%	233,1%	111,5%	10,6%
	6.3	11,2%	-0,9%	4,0%	15,4%	125,1%	54,8%	9,8%
	6.4	-2,8%	-7,0%	-3,1%	-2,0%	61,6%	20,5%	-2,2%

TARIFAS DE ATR Y CARGOS DEL SISTEMA
ANÁLISIS		ENERGÍA
PEAJES 01Jun2021	Término de Energía PEAJE 1 Jun 2021 (€/kWh)
	ATR	P1	P2	P3	P4	P5	P6
	6.1	0,018838	0,015479	0,009110	0,005782	0,000328	0,000328
	6.2	0,010365	0,008432	0,004925	0,003143	0,000180	0,000180
	6.3	0,009646	0,008076	0,004937	0,002290	0,000264	0,000264
	6.4	0,008775	0,006983	0,004031	0,002996	0,000175	0,000175
CARGOS 16Sep2021	Término de Energía CARGO SISTEMA 16 Sep 2021 (€/kWh)
	ATR	P1	P2	P3	P4	P5	P6
	6.1	0,001253	0,000928	0,000501	0,000251	0,000161	0,000100
	6.2	0,000588	0,000435	0,000235	0,000118	0,000075	0,000047
	6.3	0,000482	0,000357	0,000193	0,000096	0,000062	0,000039
	6.4	0,000183	0,000136	0,000073	0,000037	0,000023	0,000015
P&C ACTUALES hasta 31Dic2021	Término de Energía PEAJE&CARGO 16 Sep 2021 (€/kWh)
	Tipo	P1	P2	P3	P4	P5	P6
	6.1	0,050891	0,039222	0,021931	0,012193	0,004437	0,002892
	6.2	0,025404	0,019571	0,010941	0,006151	0,002108	0,001383
	6.3	0,021974	0,017208	0,009868	0,004756	0,001845	0,001250
	6.4	0,013458	0,010452	0,005904	0,003933	0,000775	0,000550
PEAJES NUEVOS 01Ene2022	Término de Energía PEAJE 1 Ene 2022 (€/kWh)
	ATR	P1	P2	P3	P4	P5	P6
	6.1	0,017364	0,014247	0,008124	0,005428	0,000315	0,000315
	6.2	0,009168	0,007529	0,004228	0,002954	0,000174	0,000174
	6.3	0,007774	0,006515	0,003917	0,001880	0,000235	0,000235
	6.4	0,007046	0,005743	0,003063	0,002433	0,000156	0,000156
CARGOS 01Ene2021	Término de Energía CARGO SISTEMA 1 Ene 2022 (€/kWh)
	ATR	P1	P2	P3	P4	P5	P6
	6.1	0,022119	0,016384	0,008848	0,004424	0,002836	0,001770
	6.2	0,010378	0,007687	0,004151	0,002076	0,001331	0,000830
	6.3	0,008507	0,006302	0,003403	0,001701	0,001091	0,000681
	6.4	0,003232	0,002394	0,001293	0,000646	0,000414	0,000259
P&C NUEVOS desde 01Ene2022	NUEVO Término de Energía 1 Ene 2022 (€/kWh)
	Tipo	P1	P2	P3	P4	P5	P6
	6.1	0,039483	0,030631	0,016972	0,009852	0,003151	0,002085
	6.2	0,019546	0,015216	0,008379	0,005030	0,001505	0,001004
	6.3	0,016281	0,012817	0,007320	0,003581	0,001326	0,000916
	6.4	0,010278	0,008137	0,004356	0,003079	0,000570	0,000415
Diferencias ACTUAL menos NUEVO	DIFERENCIA Término de Energía (€/kWh)
	6.1	-0,011408	-0,008591	-0,004959	-0,002341	-0,001286	-0,000807
	6.2	-0,005858	-0,004355	-0,002562	-0,001121	-0,000603	-0,000379
	6.3	-0,005693	-0,004391	-0,002548	-0,001175	-0,000519	-0,000334
	6.4	-0,003180	-0,002315	-0,001548	-0,000854	-0,000205	-0,000135
Diferencias ACTUAL menos NUEVO	DIFERENCIA Término de Energía (%)
	6.1	-22,4%	-21,9%	-22,6%	-19,2%	-29,0%	-27,9%
	6.2	-23,1%	-22,3%	-23,4%	-18,2%	-28,6%	-27,4%
	6.3	-25,9%	-25,5%	-25,8%	-24,7%	-28,1%	-26,7%
	6.4	-23,6%	-22,1%	-26,2%	-21,7%	-26,5%	-24,5%

Cabe destacar que se reducen los costes regulados generalmente, de forma notable en algunos casos, respecto a los que entraron en vigor en JUN 2021, pero aumentan considerablemente si tenemos en cuenta la reducción del 96% de los cargos vigente hasta DIC 2021.

Los excesos de potencia contratada sufren cambios tanto en los precios como en los coeficientes a partir 1 ENE 2022. El precio del exceso por tipo de tarifa de transporte y distribución y los coeficientes también bajan respecto a los de JUN 2021 pero son mayores que los originales (hasta 31 MAY).

EXCESOS DE POTENCIA
ANÁLISIS EXCESOS POTENCIA (SISTEMAS DE MEDIDA TIPO 1, 2 y 3)

Excesos Potencia hasta 31 Mayo 2021
	P1	P2	P3	P4	P5	P6	Precio
Unidad	p.u.	p.u.	p.u.	p.u.	p.u.	p.u.	?/kW
Kp	1,000000	0,500000	0,370000	0,370000	0,370000	0,170000	1,40640

Excesos Potencia desde 1 Jun 2021
ATR	P1	P2	P3	P4	P5	P6	Precio
Unidad	p.u.	p.u.	p.u.	p.u.	p.u.	p.u.	?/kW
6.1	1,000000	1,000000	0,542746	0,410260	0,026371	0,026371	3,477902
6.2	1,000000	1,000000	0,490071	0,437187	0,030054	0,030054	3,624078
6.3	1,000000	1,000000	0,547301	0,319935	0,061337	0,061337	3,282167
6.4	1,000000	0,766444	0,368643	0,279621	0,052149	0,052149	3,205681

Excesos Potencia desde 1 Ene 2022
ATR	P1	P2	P3	P4	P5	P6	Precio
Unidad	p.u.	p.u.	p.u.	p.u.	p.u.	p.u.	?/kW
6.1	1,000000	1,000000	0,545204	0,412967	0,027431	0,027431	2,500611
6.2	1,000000	1,000000	0,489150	0,444995	0,030784	0,030784	2,511007
6.3	1,000000	1,000000	0,553151	0,323415	0,063681	0,063681	2,268489
6.4	1,000000	0,765346	0,368150	0,271009	0,051202	0,051202	2,244925

DIFERENCIA Excesos de Potencia
6.1	0,000000	0,000000	0,002458	0,002707	0,001060	0,001060	-0,977291
6.2	0,000000	0,000000	-0,000921	0,007808	0,000730	0,000730	-1,113071
6.3	0,000000	0,000000	0,005850	0,003480	0,002344	0,002344	-1,013678
6.4	0,000000	-0,001098	-0,000493	-0,008612	-0,000947	-0,000947	-0,960756

DIFERENCIA Excesos de Potencia (%)
6.1	0,0%	0,0%	0,5%	0,7%	4,0%	4,0%	-28,1%
6.2	0,0%	0,0%	-0,2%	1,9%	2,8%	2,8%	-32,0%
6.3	0,0%	0,0%	1,1%	0,8%	8,9%	8,9%	-29,1%
6.4	0,0%	-0,1%	-0,1%	-2,1%	-3,6%	-3,6%	-27,6%

La reactiva sigue sin penalizarse la capacitiva en horas valle (periodo P6) y se mantienen los precios de las penalizaciones de los excesos de reactiva inductiva en los periodos fuera de valle (P1-P5).

Precios de los términos de energía reactiva inductiva:
Periodos	Coseno	€/kVArh
P1-P5	0,8 ≤ Coseno < 0,95	0,041554
P1-P5	Coseno < 0,8	0,062332

Precios de los términos de energía reactiva capacitiva:
Periodos	Coseno	€/kVArh
P6	Coseno < 0,98	0

En cuanto al incentivo a la generación disponible en horas punta (básicamente térmica CCGT), se recaudará vía compradores (consumidores y comercializadores) con una menor tarifa de aprox, -19% en horas fuera de valle (P1-P5), respecto a los valores de JUN 2021.

NUEVA GARANTÍA DE POTENCIA
ANÁLISIS	ENERGÍA
GP ANTIGUA	TARIFA GP hasta 31 Mayo 2021 (€/kWh)
	Tipo	P1	P2	P3	P4	P5	P6
	6.1	0,006432	0,002969	0,001979	0,001484	0,001484	0,0
	6.2	0,006432	0,002969	0,001979	0,001484	0,001484	0,0
	6.3	0,006432	0,002969	0,001979	0,001484	0,001484	0,0
	6.4	0,006432	0,002969	0,001979	0,001484	0,001484	0,0

GP PREVIA	TARIFA GP 1 Jun 2021 (€/kWh)
	Tipo	P1	P2	P3	P4	P5	P6
	6.1	0,001031	0,000476	0,000317	0,000238	0,000238	0,0
	6.2	0,001031	0,000476	0,000317	0,000238	0,000238	0,0
	6.3	0,001031	0,000476	0,000317	0,000238	0,000238	0,0
	6.4	0,001031	0,000476	0,000317	0,000238	0,000238	0,0
GP NUEVA	TARIFA GP 1 ENE 2022 (€/kWh)
	Tipo	P1	P2	P3	P4	P5	P6
	6.1	0,000837	0,000386	0,000257	0,000193	0,000193	0,0
	6.2	0,000837	0,000386	0,000257	0,000193	0,000193	0,0
	6.3	0,000837	0,000386	0,000257	0,000193	0,000193	0,0
	6.4	0,000837	0,000386	0,000257	0,000193	0,000193	0,0
Diferencias ACTUAL menos PREVIA	DIFERENCIA GP (€/kWh)
	6.1	-0,000194	-0,000090	-0,000060	-0,000045	-0,000045
	6.2	-0,000194	-0,000090	-0,000060	-0,000045	-0,000045
	6.3	-0,000194	-0,000090	-0,000060	-0,000045	-0,000045
	6.4	-0,000194	-0,000090	-0,000060	-0,000045	-0,000045
Diferencias ACTUAL menos PREVIA	DIFERENCIA GP (%)
	6.1	-18,8%	-18,9%	-18,9%	-18,9%	-18,9%
	6.2	-18,8%	-18,9%	-18,9%	-18,9%	-18,9%
	6.3	-18,8%	-18,9%	-18,9%	-18,9%	-18,9%
	6.4	-18,8%	-18,9%	-18,9%	-18,9%	-18,9%

Asimismo, se establecen fees para la remuneración de la CNMC (sector eléctrico) y 2.ª Parte del ciclo de combustible nuclear a 0,15% y 0,001%, respectivamente sobre los CARGOS del Sistema.

Las tarifas reguladas para financiación del Operador del Mercado pasan de 9,37 a 10,03 €/MW (+7,0%) de potencia disponible para la generación y de 0,02657 a 0,02628 €/MWh (-1.1%) para el consumo.

Las tarifas reguladas para financiación del Operador del Sistema sufren un cambio metodológico. Ahora se pagará un fee fijo mensual (200 ?/mes) por agente de mercado (482 agentes) independientemente de su tipo, y un fee variable de 0,14058 ?/MWh. Dicho coste variable supone una subida de +11,5% para los consumidores, aparte del nuevo coste fijo, que es café para todos.

Para finalizar, se espera que el Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico (FNSSE) comience a aplicarse el 1 JUN 2022, aún pendientes del FEE definitivo a recaudar vía comercializadoras, que trasladarán a consumidor final, para evitar quiebra, ya que ese FEE será superior al margen bruto de comercialización.

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

Precios gas

Precio interanual futuro Dated Brent repunta +16,2% magnificado por caída del Tipo de cambio US$/€ -3,4%, impactando en una subida media neta de +8% en los precios del suministro de gas a cliente final en España respecto a valores de mes pasado (indexación Brent y TC). Esa subida acentúa el impacto de la renovación de nuevos contratos de suministro de gas para industrias, que arrastran un incremento entre +110%y+140% en los precios del gas. Si tenemos en cuenta nuevas fórmulas (actualizadas) bajo el nuevo panorama, las subidas son de escándalo, superando la tarifa de gas regulada (de referencia o de último recurso) del sector gasista para clientes domésticos (baja presión de gas). Esto es un hecho que está empezando a provocar serios problemas de tesorería en las industrias electro-intensivas y calor-intensivas, obligándolas a cierres temporales o nuevos ERTE’s.

En mismo sentido, los precios interanuales de hubs de gas europeos: Mibgas, TTF y NBP repuntan +30,5%, +58,3% y +53,8%, respectivamente, debido a la mayor importación de gas (por barcos metaneros) proveniente de EEUU (NYMEX sube +16,4%), con elevados costes de oportunidad generalizados a corto-medio plazo por conflictos bélicos entre Rusia y Ucrania, y renegociaciones oportunistas del gas de Argelia que viene por gasoducto (Medgaz), con la falta de colaboración de Marruecos por impedir importar gas a España (Europa) por el antiguo gasoducto (Magreb). Difícil de explicar que el flujo de gas por dicho gasoducto vaya de España a Marruecos, con la que está cayendo.

El índice del carbón internacional (ARA), se dispara descomunalmente aumentando +114,0% respecto a valores interanuales de mes pasado, batiendo los máximos históricos en Oct 2021 (231 US$/tonelada métrica).

Debemos estar muy atentos a los movimientos de los precios del gas (y de la electricidad) en próximos días y semanas por cambios regulatorios que se están contemplando por nuestros reguladores tanto nacionales como europeos.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 88,8 a 103,2 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio caen de 1,1417 a 1,1033 US$/€.

La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 76,4 a 99,7 €/MWh.

La media interanual de los futuros del TTF pasan de 76,5 a 121,1 €/MWh.

La media interanual de los futuros del NBP (UK) pasan de 190,8 a 293,3 peniques/termia.

La media interanual de los futuros del NYMEX pasan de 4,223 a 4,914 US$/MMBtu.

Los targets del Dated Brent pasan de 84,5 – 78,6 – 75,3 y 73,4 US$/barril a finales de 2022, 2023, 2024 y 2025, a niveles de 94,9 – 85,3 – 79,8 y 76,2, respectivamente.

Los targets del euro frente al dólar americano pasan a niveles de 1,1484 – 1,1693 – 1,1870 y 1,2042 US$/€ a 1,1120 – 1,1276 – 1,1446 y 1,1602 a finales de 2022, 2023, 2024 y 2025, respectivamente. Niveles que aún muestran desconfianza de los inversores en Zona euro. Ya hemos advertido que los niveles anteriores eran muy atractivos para hacer coberturas monetarias a muy largo plazo antes de que empezaran a bajar más. El euro muestra fuerte tendencia a seguirse depreciando por las políticas monetarias, caída de la actividad económica, y aumento de la inflación, del gasto público y de la deuda pública, y subidas de impuestos/tasas, y aún más por la nueva política energético-ambiental (transición energética), y la renuncia a extraer gas mediante fractura hidráulica (shale gas).

Los targets del TTF pasan de 76,8 – 48,1 – 36,1 y 30,1 €/MWh a finales 2022, 2023, 2024 y 2025, a niveles de 113,8 – 60,1 – 42,8 y 31,3, respectivamente.

Los futuros de MIBGAS anticipan medias anuales que pasan de 77,0 – 54,8 – 38,8 €/MWh para 2022 – 2023 – 2024 a niveles de 99,3 – 65,1 – 43,7, respectivamente.

El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha bajado en FEB 2022, cerrando media mensual a 81,3 €/MWh, lo cual supone una caída de -2,3 €/MWh, -2,7% respecto ENE 2022 (83,6 €/MWh).

Las multinacionales gasistas podrían estar compensando futura caída de ingresos por la ola ambientalista que se ha comprometido en centrar la expansión de las renovables sin consulta popular al ciudadano, que es quien finalmente terminará pagando los platos rotos, por un futuro limpio pero que puede condicionar el consumo y desarrollo/bienestar de España y demás países europeos, mientras algunos países siguen apostando por el carbón y la nuclear.

Según las cotizaciones de contado y teniendo en cuenta los futuros (resto) de balance de mes, MAR 2022 anticipa un repunte a 93,7 €/MWh.

Es muy importante seguir el índice de referencia NBP del gas en Reino Unido porque al igual que Japón y China, se supone que son los países donde más se está pagando por el gas, cuestión que al parecer no es a niveles tan especulativos (a largo plazo) tal y como nos pretenden engañar (a corto plazo), y se rumorea que se están aprovisionando a largo plazo con unas dos terceras partes del mercado internacional del gas, dejando sólo una tercera parte a los demás países europeos dependientes del gas. Sin duda el control de los precios de los mercados gasistas internacionales por estrategias de geopolítica energética viene y seguirá condicionando la competitividad de las industrias europeas.

Debemos tener muy presente que hay seis países miembros de la UE que dependen 100% del gas ruso: Finlandia, Estonia, Letonia, Lituania, Rumanía y Bulgaria. Otros países también, aunque en menor medida, pero la dependencia clave es la de Alemania, un 60% del gas ruso. El gas es esencial para Europa, pero su precio aún más para las industrias europeas. El principal consumidor de gas europeo es Alemania, por tener el mayor sector industrial de nuestro continente. La competitividad del precio del gas ruso para Europa es muy vulnerable a conflictos políticos o diplomáticos, tal como es la tensión que está acentuándose entre EEUU, la UE y Rusia, y más directamente la guerra que se viene gestando en Ucrania. EEUU sigue aumentando las exportaciones de gas a Europa, gas licuado mayormente proveniente de fractura hidráulica, mientras en la UE los políticos nos están condenando a gas menos competitivo por no permitir extraer gas con esa misma tecnología. Dicha postura debería de ser revisada cuanto antes.

La incertidumbre en las renegociaciones del gas de Argelia, también está repercutiendo en la especulación del precio del gas. Esperemos que dichas incertidumbres se resuelvan favorablemente para el gas importado. Resulta incomprensible el sentido de exportación de gas a Marruecos por el Magreb, cuando España necesita traer gas más barato desde Argelia por ese gasoducto. Mucho trabajo por hacer por nuestros diplomáticos. De hecho, casi todo el gas que venía antes se dedicaba a suministros acogidos a la TUR de gas.

Si tenemos en cuenta los futuros a lo largo de 2022 del Mercado Secundario de Gas se espera un cierre anual que repunta de 77,0 a 99,3 €/MWh, en aprox. un mes, si bien con mayor presión alcista (llegando a niveles de tensión saturada) por el menor gas ruso enviado a Europa y las especulaciones del gas licuado (barcos) a países como China o Japón o Reino Unido (también con mucha demanda de gas por reactivación económica). Tengamos en cuenta de 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, debido a la menor actividad económica y menor demanda de gas. Pero para la industria es terrible que un commodity se multiplique casi por 10 veces en dos años. La cogeneración y la industria en general difícilmente van a poder sufragar el encarecimiento de los costes de la materia prima con los nuevos contratos de aprovisionamiento de gas. Tendrán que subir los precios de los productos manufacturados para evitar cierres o paradas hasta que pase esta coyuntura que se está alargando demasiado.

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:

-ABR 2022: ha tenido sólo 5 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 14), marcando MAX 202,0, medio 146,1 y MIN 115.,0 Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 102,0 y la media acumulada 93,2.

-MAR 2022: ha cotizado 19 días, marcando MAX 97,0, medio 77,2 y MIN 68,1. El Futuro del gas en OMIP ha cotizado Máx 167,2, Medio 90,7 y Mín 68,1. Media del Spot day–ahead MIBGAS se prevé 93,7 €/MWh.

-FEB 2022: ha cotizado 15 días, marcando MAX 92,3, medio 83,6 y MIN 70,5. Pero el Futuro del gas en OMIP ha cotizado Máx 180,4, Medio 98,0 y Mín 60. Media del Spot day–ahead MIBGAS ha cerrado 81,3 €/MWh.

-ENE 2022: ha cotizado 20 días, marcando MAX 172,0, medio 111,1 y MIN 67,1. La media de Futuros de OMIP ha sido 98,0 pero la cotización fue cayendo brutalmente en la segunda quincena hasta llegar a 60 €/MWh. Media del Spot day–ahead MIBGAS ha cerrado 83,6 €/MWh.

El repunte del MIBGAS de FEB se ha contagiado rápidamente en el MIBEL, si bien en mercado eléctrico sigue amenazante el escandaloso coste (precio) especulativo del mercado europeo de derechos de emisiones de CO2, que sigue cotizando a niveles muy elevados (un valor que ha superado más de tres veces el de inicios del 2020, estadio pre-Covid). Desde luego a la cogeneración industrial debe reconocerse explícitamente el sobrecoste de los precios del gas y el sobrecoste del CO2 para poder seguir sobreviviendo y suministrando energía térmica a sus fábricas asociadas, en plazo y forma. Hay riesgo de seguir produciendo a un coste mayor que el ingreso por la regulación actual (régimen retributivo). La cogeneración no puede soportar un precio del CO2 superior a 30 €/tCO2. Saltan las alertas porque ese nivel se ha triplicado y pronto será cuadruplicado. Urge compensación en plazos oportunos para seguir operando.

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

-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, nivel por debajo del valor MIN del futuro.

-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) cerró a 10,2, nivel por debajo del valor MIN del futuro.

-Futuro Año 2021 ha cotizado desde 2 Ene 2019 hasta 30 Dic 2020, entre 12,3 y 22,7, y media 17,1. El contado (MIBGAS) cerró a 47,3, nivel por encima del valor MAX del futuro.

-Futuro DIC 2021 ha cotizado desde 2 SEP hasta 30 NOV registrando un Max, Med y Min de 119,0, 82,5 y 51,3 €/MWh, respectivamente.

-Futuro Año 2021 ha cotizado desde 2 Ene 2019 hasta 30 Dic 2020, entre 12,3 y 22,7, y media 17,1. El contado, media day-ahead del MIBGAS ha cerrado a 47,3, muy por encima del valor MAX del futuro.

-Futuro ENE 2022 ha cotizado desde 1 OCT hasta 31 DIC registrando valores Max-Med-Min de 180,6-98,0-60,0 €/MWh, respectivamente.

-Futuro FEB 2022 ha cotizado desde 1 NOV hasta 31 ENE registrando valores Max, Med y Min de 180,4-94,9-66,8 €/MWh.

-Futuro MAR 2022 ha cotizado desde 1 DIC hasta 28 FEB registrando valores Max, Med y Min de 167,2-90,7-68,1 €/MWh.

-Futuro ABR 2022 lleva cotizando desde 3 ENE hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 220,2-93,1-62,4 €/MWh.

-Futuro MAY 2022 lleva cotizando desde 1 FEB hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 210,3-103,4-68,6 €/MWh.

-Futuro JUN 2022 lleva cotizando desde 1 MAR hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 203,8-147,5-105,5 €/MWh.

-Futuro 2022 ha cotizado desde 2 Ene 2020 hasta 30 DIC 2021, con valores acumulados entre 13,4 y 138,5, y media 25,2. La previsión de cierre del contado (MIBGAS) repunta a 99,3, casi 4 veces que la media del futuro. El futuro fue bajando a finales de año 2021 desde el Máx (138,5) de 21Dic hasta 79,8 (30Dic).

-Futuro 2023 ha empezado a cotizar desde 4 Ene 2021, con valores acumulados entre 16,2 y 84,6 y media 30,5. Última cotización a 65,1.

-Futuro 2024 ha empezado a cotizar desde 3 Ene 2022, con valores acumulados entre 30,5 y 52,0 y media 37,6. Última cotización a 43,7 (valor máx).

Respecto a las tarifas de acceso de terceros a la red (ATR) de gas, el día 1 Oct 2020 han entrado en vigor los nuevos peajes y cargos del sistema gasista:

-Resolución de 27 de mayo de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte, redes locales y regasificación para el año de gas 2022.

-Orden TED/1023/2021, de 27 de septiembre, por la que se establecen los cargos del sistema gasista y la retribución y los cánones de los almacenamientos subterráneos básicos para el año de gas 2022.

Suponen una cierta bajada del término fijo asociado a la capacidad (caudal diario máximo contratado). Los cambios en la parte variable no son tan relevantes. Dada la dificultad de comparar tarifas antiguas con tarifas nuevas, hemos optado por estimar resultados para tres tarifas de acceso representativas de la cogeneración en media presión, aunque las nuevas tarifas de acceso dependen sólo del consumo anual contratado. Cualquier rebaja de la parte fija no se aprecia mucho en los términos contractuales totales debido al mayor impacto derivado del coste de la materia prima y las nuevas fórmulas de indexación (nuevas condiciones económicas):

Término de energía estimado para consumo gas carga-base (media de las tres comercializadoras más competitivas). Incluye Peajes&Cargos&Almacenamiento 1/10/2021. No incluye Tasas (CNMC, GTS, IEH). TUR estimada y-t-y. Se supone lectura de caudal diario obligatoria.

Los nuevos precios suponen una subida de más del 110%-140% respecto a lo que se estaba pagando con los contratos vencidos.

Teniendo en cuenta costes medios interanuales de contratos vencidos durante verano, tenemos la siguiente variación respecto a los valores de hace un mes por el efecto Brent y TC:

Término ENERGÍA	RL10	RL9	RL8	TUR
Feb 2022 – Ene 2023	5,4501	5,7105	5,9700	5,1251
Mar 2022 – Feb 2023	5,8948	6,1552	6,4147	5,5698
Variación (c€/kWh)	0,4447	0,4447	0,4447	0,4447
(%)	8,16%	7,79%	7,45%	8,68%

Si nos centrásemos en precios indexados a hubs de gas, los precios medios podrían duplicarse para aquellos suministros sin haber realizado ninguna cobertura (aprox. 90-120 €/MWh), un coste 4 veces mayor que lo que se venía pagando. Ante esa posible realidad, urgen medidas paliativas en el sector gasista en línea con las del sector eléctrico e inclusive debería motivar a que los industriales realicen grupos de compras de gas con contratos tipo GPA a largo y muy largo plazo (Gas Purchase Agreement) de gas.

Término ENERGÍA	Mibgas (€/MWh)	TTF (€/MWh)	NBP (pence/therm)
Feb 2022 – Ene 2023	76,41	76,51	190,78
Mar 2022 – Feb 2023	99,72	121,10	293,35
Variación (c€/kWh)	23,31	44,59	102,57
(%)	30,5%	58,3%	53,8%

Obteniendo una estimación de la TUR interanual partiendo de la vieja TUR (Q4 2021) frente a la nueva TUR (Q1 2022), se observa que los nuevos aprovisionamientos de gas industrial ya son más caros que la TUR del sector doméstico (subvencionada temporalmente), aunque la subida real de la TUR será repercutida más delante de forma progresiva y limitada. Cabe decir que en el sector gasista se podría pasar a la TUR durante un periodo máximo de un mes, y hay lagunas regulatorias que pueden suponer corte del suministro si pasado ese mes el suministro no contrata a mercado libre. Lo increíble es el varapalo que está sufriendo el industrial frente a la rebaja de la TUR regulada por el gobierno (la TUR ha pasado de 4,4692 c€/kWh Q4 2021 a 4,8622 para Q1 2022).

A la vista del impacto de los nuevos precios del gas para las industrias podríamos ver una espantada del mercado libre al mercado regulado (by default) aunque no se tenga derecho a estar a la TUR (válida sólo para clientes de menos de 50.000 kWh/año), pero no es una solución descabellada, si los precios del gas siguen repuntando. La conclusión es que el suministro de gas del sector industrial está totalmente desprotegido por el Estado. Y las comercializadoras a mercado libre no pueden soportar pérdidas reales frente a sus reducidos márgenes brutos. Por tanto, trasladarán las subidas a clientes finales, dando la posibilidad de cambiarse a otra comercializadora si no se aceptan las nuevas condiciones ofertadas (típicamente indexaciones a hubs de gas).

Se están produciendo rescisiones unilaterales de contratos de suministro de gas por parte de comercializadoras, a precios fijos, de forma anticipada, aplicando fórmulas indexadas al MIBGAS (day-ahead). Recomendación: renegociar las nuevas condiciones ofertadas exigiendo respetar las condiciones contratadas hasta vencimiento del contrato actual retrasando la indexación a la próxima temporada, permitiendo posteriores coberturas. Si necesitas ayuda, estaremos atentos.

Se recomienda optimizar 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 (tres veces: factor de penalización de 3) diariamente los excesos. Habrá que analizar con lupa los costes repercutidos al Término de Capacidad. “No es café para todos”.

Las coberturas de gas están a precios muy altos. Asegurar precios en coyunturas como la actual puede evitar mayores incrementos, pero perder la oportunidad de recoger caídas más adelante. Los precios de los hubs internacionales han repuntado demasiado últimamente, y quizás hay que esperar que se estabilicen un poco, siendo primavera 2022 el inicio de la corrección prevista a la baja. Las fórmulas de indexación sobre Brent tienen los días contados, especialmente por la incertidumbre en el Tipo de Cambio US$/€, pero están dando mejores resultados que las indexaciones al TTF. No obstante, en las renovaciones, las fórmulas cost-plus están repercutiendo subidas aún mayores que con el TTF. 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. Una solución salomónica podría ser indexación mixta: una parte (50%) sobre Brent y TC, y la otra parte (50%) a precio de un hub de gas como el TTF.

La Resolución de 16 de diciembre de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la cuantía de retribución del gestor técnico del sistema gasista para 2022 y la cuota para su financiación, establece 1,093 %, aplicable sobre facturación de peajes y cánones de servicios básicos de acceso a instalaciones de transporte, distribución y plantas de Gas Natural Licuado, y sobre facturación de cánones de los servicios básicos de acceso a los almacenamientos subterráneos, que deberán recaudar las empresas transportistas, distribuidoras y el gestor técnico del sistema.

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

Precios CO2

El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa repunta a 90,8 €/tCO2 en FEB 2022, con una tendencia especulativa irracional y descontrolada, batiendo récord máximo sucesivamente, hasta que se ha tomado un respiro acumulando media de 70,2 €/tCO2 en lo que llevamos de MAR 2022.

La media ANUAL acumulada en 2021 ha cerrado a 53,6 €/MWh más del doble que los máximos históricos.

Y la media ANUAL acumulada en 2022 se relaja de 87,1 a 84,1 €/MWh, respecto a valores estimados hace un mes. Aun así este nivel implica un crecimiento de casi 4 veces superior a los valores medios del registro histórico reciente (2018-2020).

El año 2020 ha cerrado a 24,7 €/tCO2, muy similar al récord histórico de 2019 (24,8 €/tCO2). El año más crítico anteriormente fue el 2008 (22,0 €/tCO2). Pero en aquél entonces sufrimos una crisis del petróleo y del gas, y también se iniciaba la segunda 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.

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

-Futuro Dic 2020 dejó de cotizar a niveles máximos rozando 31 €/tCO2.

-Futuro Dic 2021 dejó de cotizar el 20DIC/2021 a un valor en torno a 79,5.

-Futuro Dic 2022 pasa de 91,8 a 78,3.

-Futuro Dic 2023 pasa de 93,4 a 79,6.

-Futuro Dic 2024 pasa de 95,5 a 81,8.

-Futuro Dic 2025 pasa de 98,2 a 84,4.

-Futuro Dic 2026 pasa de 100,6 a 87,9.

-Futuro Dic 2027 pasa de 103,0 a 91,4.

-Futuro Dic 2028 pasa de 105,4 a 94,9.

-Futuro 2029 ha empezado a cotizar el 15Dic2020 a 36,2 €/tCO2. Era el nivel más alto de la curva forward. En menos de un año alcanzó un récord máximo de 100,7 €/tCO2 el 8 DIC 2021, Día de la Inmaculada, como para no olvidarlo. 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. Cotiza actualmente 98,4 €/tCO2.

-Futuro 2030 ha empezado a cotizar el 20 DIC 2021, a un valor de 91,4, y actualmente ya alcanza 101,9 €/tCO2.

La normativa por la que establece una retribución del CO2 no emitido del mercado eléctrico en considera unos ingresos valorados a un coste de CO2 de 75 €/tCO2, el cual se considera subestimado o desactualizado. Hace 4 meses superaba ese valor.

El precio del CO2 se está duplicando y casi triplicando anualmente. A ese ritmo, se espera que alcance 150 €/tCO2 en 2023-2025, caso de que las autoridades pan-europeas y/o nacionales no hagan nada para evitarlo. La entrada de agentes especuladores, con mucho músculo financiero, está arruinando a las industrias europeas. Han encontrado en la energía y especialmente en el CO2 un valor de refugio con elevada rentabilidad y mínimo riesgo. Compran barato, y revenden carísimo. Y se van de rositas. Después de las monedas virtuales, el CO2 es lo que más está llamando la atención a especuladores.

Asimismo, el precio del CO2 está distorsionando los mercados energéticos (energía eléctrica y de gas natural), con el riesgo de magnificarse su impacto en los precios ofertados (coste de oportunidad) por los generadores, redundando en mayores precios en los mercados minoristas de suministro de electricidad y gas a cliente final.

No existen límites en los precios ni en las cuotas de mercado a nivel europeo ni nacional. Es un mercado con incentivos perversos, sin control, sin supervisión, sin transparencia, sin igualdad de condiciones, sin equidad, sin racionalidad económica, redundando en señales económicas especulativas, que merman la competitividad y eficiencia económica de las instalaciones obligadas a cubrir sus emisiones de CO2 con derechos de CO2. La politización de la energía y el medioambiente puede paralizar a las industrias en Europa o inducir su migración (deslocalización) a países donde no exista coste del CO2.

Si las autoridades competentes no van a supervisar ni a controlar el mercado de CO2, entonces deberían plantearse la posibilidad de suspender dicho mercado y las obligaciones requeridas a las instalaciones afectadas hasta que se relajen los precios de los mercados energéticos (electricidad, gas, productos derivados del petróleo y carbón).

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

Actividad ACOGEN

ACOGEN continúa con una actividad intensa con el fin de lograr ajustes regulatorios urgentes y sencillos en el contexto actual de los mercados energéticos sobre las fórmulas reguladas gas y CO2, así como de mejora del marco de subastas y conseguir que sea un éxito de convocatoria para agenda industrial y de descarbonización del país.

Siguen los trabajos organizativos del Congreso Anual de Cogeneración que ACOGEN organiza junto con COGEN España y ACOGEN y que tendrá lugar en el mes de octubre.

El miércoles 16 de febrero, se celebró el Comité de Regulación de ACOGEN, de manera presencial y online, con la asistencia de 155 profesionales, de los que 32 lo hicieron de forma presencial. El mismo día por la tarde, ACOGEN asistió al webinar organizado por Solar Turbines Digital Solutions para abordar soluciones a las necesidades de las industrias. Al día siguiente, 17 de febrero, ACOGEN celebró su Junta Directiva mensual.

ACOGEN y COGEN España mantuvieron reunión con la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia el 21 de febrero.

El viernes 24 de febrero, nuestro director general, Javier Rodríguez, participó en la tradicional y relevante Jornada de mercados y transición energética 2022 organizada por el Grup de Gestors Energètics y el Institut Català d’Energia (ICAEN), donde expuso la actualidad del sector de la cogeneración y los retos inmediatos a los que debe hacer frente. Ese mismo día, Rodríguez asistía al Comité Rector de ENERCLUB.

El martes 8 de marzo, ACOGEN acudió al webinar de GasINDUSTRIAL El mercado gasista: volatilidad y geoestrategia. Dos días después, el director general asistió al evento organizado por la CEOE Implicaciones del paquete Fit for 55.

El viernes 11 de marzo, el director de Desarrollo, Ernest Valls, participaba en la segunda reunión del Clúster y Comité Español del proyecto RE4industry Renewable energies for industries.

ACOGEN participaba en el Comité de Agentes de Mercado de OMIE celebrado el martes 14 de marzo. Además mantuvo reunión con el operador del sistema REE conjuntamente con COGEN España.

El próximo jueves 17 de marzo, la Asociación celebrará su Junta Directiva mensual. Ese día el director general participará en el evento Subastas de cogeneración y Next Generation organizado por PwC y Rolls Royce.

El 22 de marzo tendrá lugar una mesa sobre el autoconsumo en ENERCLUB, con la participación del director general. El jueves 24 la Asociación asistirá a la primera reunión plenaria del Comité de Transparencia del Gestor Técnico del Sistema Gasista ENAGAS GTS.

En el mes de abril ACOGEN celebrará su Comité de Eficiencia y Promoción, el miércoles día 20.

Además, hemos mantenido diversas reuniones con tecnólogos, ingenierías, inversores y otros stakeholders en preparación de un nuevo ciclo de inversión y de digitalización en cogeneración.

Seguimos la actividad en un año emocionante y con enorme retos por delante para los cogeneradores.

ACOGEN en los medios

Cinco Días realizaba una entrevista al director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, donde el directivo analiza la situación que vive la cogeneración en España y los problemas a los que se enfrentan las industrias cogeneradoras. Rodríguez demanda una nueva fórmula para calcular el coste de la energía y afirma que el principal coste de las industrias cogeneradoras ya no es la materia prima, es la energía. Es por ello que ACOGEN reclama al Gobierno que publique cuanto antes la retribución de este semestre de 2022 y que cambie estructuralmente las fórmulas del gas y del CO2. Solicita que precio que el Gobierno atribuye al gas y al CO2 sea de verdad el que pagan en el mercado las industrias. “El coste del gas que fija el Gobierno con sus fórmulas es un tercio del que pagamos. Y el del CO2, ahora a 90 euros, está fijado a 25 euros. Esto no funciona. Estamos asfixiados”, afirma.

Para llevarlo a cabo ACOGEN plantea que, en el caso del gas, ponga unos indicadores de precios que sean de verdad con los compran los cogeneradores. Y respecto al CO2, que hagan ahora una regulación extraordinaria y que no fijen un precio para seis años.

Ante la escalada de precios de la energía sin precedentes que vive Europa tras el estallido de la guerra de Ucrania, Expansión informaba a doble página La luz disparada ahoga a miles de empresas, reportaje que recoge la opinión de la industria, consumidora del 56% de todo el consumo de electricidad en España. Desde ACOGEN requerimos al Gobierno cambios estructurales en las fórmulas reguladas de gas para que reflejen el precio real de los mercados en los que se abastecen los cogeneradores.

El semanario El Nuevo Lunes publicaba su especial encuesta a directivos con motivo de su 41º aniversario. Uno de los consultados fue nuestro director general, Javier Rodríguez, que considera que el Gobierno debe dotar a la industria española de un marco de competitividad energética similar al de su competencia europea. “Llevamos años pidiendo una política energética al servicio de la industria y no solo parches. Hacen falta medidas regulatorias en consonancia con la evolución de los mercados energéticos y del marco impositivo de la energía y clima, acelerar la inversión en transición energética y digitalización, así como adquirir capacidad experta de gestión energética integral en las empresas”, afirma Rodríguez, y urge al Gobierno a reducir costes del sistema para las industrias consumidoras de electricidad y gas; publicar las retribuciones de la cogeneración industrial; impulsar créditos fiscales para empresas que han disparado costes energéticos; reducir el IVA de productos energéticos; impulsar suministros a mayor plazo en consonancia con renovables; flexibilizarlos contratos energéticos; y vigilar la competencia y preservar de verdad al consumidor energético industrial.

Concluimos este repaso a la presencia mediática de ACOGEN con la información publicada en El Mundo Castellón Las demandas de la cogeneración en ‘stand by’. Y es que el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania ha acaparado la inmediata atención de todas las administraciones, que han dejado a un lado, por el momento, las reivindicaciones de la industria. Una de ellas es la relacionada con la nueva subasta de potencias para las plantas cogeneradoras, sin novedades aún sobre las alegaciones que presentadas por ACOGEN al borrador de la subasta a cargo del Ministerio para la Transición Ecológica. El azulejo sigue expectante en esta cuestión ya que cuenta con cerca de 30 plantas de cogeneración, ocho de las cuales han agotado ya su vida útil.

Socios protagonistas

Bergen Engines Ibérica, una compañía del grupo Langley Holdings plc

El pasado 1 de enero de 2022 se completó la venta por parte de Rolls-Royce plc de Bergen Engines AS, incluidas sus subsidiarias, al grupo privado británico Langley Holdings plc. Con esta venta, Bergen Engines opera ya como un negocio independiente, totalmente desvinculado de Rolls-Royce. Uno de los cambios más visibles es la nueva imagen corporativa del Grupo Bergen, con un nuevo logotipo de la marca.

Langley Holdings plc es un grupo de ingeniería diverso y global. Bergen Engines se muestra convencido de que esta unión dará buenos resultados, tanto para el negocio de Bergen Engines como para todos los empleados del grupo. Así, inician nueva etapa con muchas ilusiones y esperanzas de crecimiento ya que en Bergen Engines cuenta con una excelente reputación de calidad a nivel mundial, lograda a lo largo de sus más de 70 años de experiencia y gracias a la competencia y dedicación de su personal.

Aparte de la fábrica y de la sede central en Noruega, Bergen Engines cuenta con subsidiarias en España, México, Bangladesh, India, Dinamarca, Italia y Países Bajos. En concreto, en España cuenta con más de 550 MW de potencia instalados y más de 13 millones de horas acumuladas de funcionamiento de sus motores, una prueba de su alta fiabilidad y excelentes niveles de rendimiento.

El rango de potencia de los motores va desde los 3,5 MW hasta los 12 MW de potencia unitaria alcanzando, en algunos modelos, rendimientos eléctricos próximos al 50%.

El rápido desarrollo del sector de generación de energía en microrredes es fundamental dentro de la estrategia de Langley Holdings. Este es también uno de los principales focos de atención de la recién formada división Power Solutions, compuesta por Bergen Engines, Piller y Marelli Motori.

Como parte de la apuesta de Langley Holdings para conseguir su objetivo de cero emisiones netas, Bergen Engines lanzó recientemente un programa de prueba integral hacia motores de cero emisiones de carbono, lo que permite una transición gradual del gas natural al combustible de hidrógeno 100%, a medida que esté disponible comercialmente.

Las primeras pruebas en un motor de gas Bergen de la serie B, que funciona con una mezcla de 15 % en volumen de hidrógeno y 85 % en volumen de gas natural, se han completado con éxito.

Se confirmó que la potencia de salida se mantuvo de acuerdo con las especificaciones en todos los niveles de carga, mientras que la emisión de dióxido de carbono y monóxido de carbono se redujo. También se confirmó una reducción en las emisiones de hidrocarburos no quemados.

Jon Erik Røv, Director General de Bergen Engines, afirmó: ‘Este es un primer paso muy importante en la descarbonización de las operaciones de nuestros clientes y un testimonio de la alta capacidad de aceptación de combustible de nuestros motores Bergen’.

El hidrógeno es considerado por muchos el portador de energía más adecuado para la producción de combustible renovable para la generación de energía en tierra, en transporte marítimo de corta distancia y en navegación interior. Una mezcla de hidrógeno y gas natural como combustible es un primer paso hacia cero emisiones de carbono. Bergen Engines tiene como objetivo tener una solución comercial en el mercado que acepte un contenido de hidrógeno de hasta el 60%, y propuestas que puedan desarrollarse aún más para aceptar el 100% en los nuevos motores futuros.

El objetivo es que la flota actual de motores de gas pueda funcionar con bajos niveles de hidrógeno con pequeñas modificaciones en los equipos. La intención es que, cuando haya un acceso viable al hidrógeno, los motores Bergen estén preparados para niveles más altos de hidrógeno.

Su renovada página web cuenta con toda la información actualizada sobre sus productos y servicios: www.bergenengines.com. Además de una nueva cuenta de LinkedIn, donde encontrar siempre las últimas novedades y noticias de su empresa: https://www.linkedin.com/company/bergen-engines.

Alfredo Martínez Cuervo, Cogenerador de Honor 2021

ACOGEN hizo entrega del galardón Cogenerador de Honor 2021 a Alfredo Martínez Cuervo, en reconocimiento a su brillante trayectoria profesional de más de 30 años, impulsando y apoyando a la cogeneración y a las industrias cogeneradoras. Martínez Cuervo ha sido un importante defensor de los valores y del papel clave de la cogeneración para la competitividad de las industrias calorintensivas españolas.
Como miembro valioso y proactivo de la Junta Directiva de ACOGEN desde sus inicios, Alfredo Martínez Cuervo ha estado siempre pendiente de los aconteceres de la cogeneración, aportando, ayudando y colaborando de forma especialmente positiva y realizando diversas y numerosas gestiones de enorme relevancia para el sector.

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