Boletín Electrónico de la Asociación Española de Cogeneración
Abril 2023
nº 178
Cogeneración, imprescindible para la industria y para el país
Editorial
Javier Rodríguez
Director General ACOGEN
La cogeneración a la espera, para operar, de la inminente propuesta legal de nuevo marco
La cogeneración lleva mucho tiempo reclamando con urgencia un nuevo marco para operar e invertir, ya que los cambios y medidas activadas en la crisis y la emergencia energética dejaron obsoleta su regulación, conduciendo al sector a un desplome sin precedentes de su producción.
Desde hace meses, las industrias calorintensivas españolas soportan esta situación de ineficiencia —que sale muy cara al país—, con graves consecuencias para la competitividad y el empleo.
Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) REVIERTE en MAR a 89,6 €/MWh, sin incluir el subsidio a la térmica, cayendo -43,9 €/MWh (-32,9%) respecto…
Precio interanual futuro Dated Brent repunta 13,2% frenado por revalorización del Tipo de cambio US$/€ que gana +3%, subiendo los niveles de precios del suministro de gas a cliente…
El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa se ha dado un leve respiro en MAR 2023 cerrando a 89,2 €/tCO2. ABR lleva acumulado un repunte hasta…
La Junta Directiva de ACOGEN se reunía el 16 de marzo. A la semana siguiente, el día 21, el vicepresidente de ACOGEN, Valentín González-Adame, participaba en la jornada “Balance energético 2022 y Perspectivas para 2023”, organizada por El Club Español de la Energía (ENERCLUB), y que contó con la participación de Sara Aagesen…
Por primera vez en el mundo un motor Wärtsilä opera comercialmente con combustible con un 25% de volumen de hidrógeno
El grupo tecnológico Wärtsilä y WEC Energy Group han probado con éxito las capacidades de un motor Wärtsilä que funciona con combustible con un 25% de volumen de hidrógeno. Las pruebas, que se completaron en octubre de 2022, se realizaron en la central energética A.J. Mihm de 55 MW de WEC Energy Group en Michigan, EE. UU., con un motor Wärtsilä 50SG sin modificar. Durante el período de prueba, el motor Wärtsilä continuó suministrando energía a la red. Este es el motor de balance flexible operado comercialmente más grande que jamás haya funcionado con una mezcla de combustible de hidrógeno, lo que representa, por lo tanto, un logro a nivel mundial.
El Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI) también participó en las pruebas y lideró la evaluación del rendimiento del motor durante la prueba. En un informe publicado recientemente, el análisis de EPRI confirmó la viabilidad de mezclar hidrógeno (H2) con gas natural para su uso en un motor Wärtsilä existente. Los resultados de la demostración también mostraron que el hidrógeno se puede manejar y utilizar de manera segura y fiable en la tecnología de motores.
Durante tres días de pruebas continuas, se demostró con éxito la capacidad del motor para procesar la combustión de mezclas de hidrógeno, mostrando claras mejoras en la eficiencia del motor y reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, al mismo tiempo que cumple con las emisiones de NOx. Se logró una carga del motor del 95 % con la mezcla de H2 al 25 % en volumen. Esto verifica la flexibilidad de combustible de los motores Wärtsilä sin comprometer la eficiencia. Pruebas adicionales mostraron que con una mezcla de H2 de 17 % en volumen, se podía lograr una carga del motor del 100 %. El informe EPRI afirma que esta clase de motores puede, por lo tanto, mantener su mayor eficiencia en comparación con las turbinas de gas de ciclo simple. Debido a que los motores en general tienen una mayor eficiencia, su producción relativa de CO2 en comparación con las turbinas también será menor, como fue el caso en este estudio.
La Xunta apoya el sector de la cogeneración en su reclamación de contar con un nuevo marco regulatorio
El vicepresidente primero y conselleiro de Economía, Industria e Innovación mantuvo un encuentro con representantes de ACOGEN.
El 3 de abril, representantes de ACOGEN se reunieron con Francisco Conde, vicepresidente primero y conselleiro de Economía, Industria e Innovación de la Xunta de Galicia, para solicitarle apoyo a sus reivindicaciones ante el Ministerio para la Transición Ecológica. Según informó la consellería en nota de prensa, pedirán al Gobierno que actualice el marco regulatorio que ampara la cogeneración para garantizar la competitividad de muchas industrias gallegas. Un marco para operar en el cual, entre otras cosas, se modifique el plazo de pago de las retribuciones reguladas, se eliminen las horas mínimas de operación de las plantas y las barreras a la hibridación con fotovoltaicas y eólicas en industrias que tienen cogeneración.
Otra de las demandas del sector es un marco para invertir, para lo cual es necesario que el Gobierno convoque las subastas para adjudicar los 1.200 MW de cogeneración que aún están pendientes.
La Xunta de Galicia se suma a estas reivindicaciones porque considera indispensable para el futuro del sector que pueda disponer de un marco favorable para las plantas existentes y para nuevas inversiones.
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Editorial
acogen.es/boletin-abril-2023/#editorial
La cogeneración a la espera, para operar, de la inminente propuesta legal de nuevo marco
La cogeneración lleva mucho tiempo reclamando con urgencia un nuevo marco para operar e invertir, ya que los cambios y medidas activadas en la crisis y la emergencia energética dejaron obsoleta su regulación, conduciendo al sector a un desplome sin precedentes de su producción.
Desde hace meses, las industrias calorintensivas españolas soportan esta situación de ineficiencia —que sale muy cara al país—, con graves consecuencias para la competitividad y el empleo.
Un año de dificultades en el marco regulado
El compromiso legal para el desarrollo del nuevo marco regulado de operación se estableció en el Real Decreto-ley 6/2022 de marzo, para que fuera promulgado antes de mayo del año pasado: “Por orden ministerial (..), en el plazo de 2 meses desde la entrada en vigor de este real decreto-ley, se aprobará una nueva metodología para la actualización de la retribución a la operación de aquellas instalaciones tipo cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible”. Ha pasado un año en el que se han producido adaptaciones transitorias sin que se haya culminado el marco estable que permita recobrar la certidumbre y buena praxis del sector. No se ha desarrollado suficientemente la ley, las ordenes acumulan retrasos que impiden una gestión y planificación eficaz de las industrias, se discriminó a la cogeneración de las industrias frente a los ciclos combinado y, consecuentemente, se desplomó un 53% la producción de la cogeneración en el segundo semestre de 2022. Hemos reclamado en todos los niveles —legales, de tribunales, políticos e institucionales— y es evidente la necesidad de mejora.
Las Comunidades Autónomas consideran prioritario atender la competitividad energética de sus industrias, evidenciando la importancia que para sus territorios y su economía tiene su tejido industrial. Las CCCAA han apoyado de forma unánime la evolución, adaptación y mejora del marco regulado a los cogeneradores. Desde Galicia, Cataluña, Castilla y León, Comunidad Valenciana, Aragón y un largo etc. hemos compartido diálogo, empatía, preocupación y solicitudes de acción urgente al MITERD.
Inminente llegada de la nueva metodología a la operación
La culminación del mandato para desarrollar una “nueva metodología para la actualización de la retribución a la operación” está ya cerca. Esperamos muy pronto la propuesta a información pública y con ello se dará un paso a la tramitación que conduzca a su promulgación en BOE en el mes de junio. Los cogeneradores confiamos que se pueda evitar el colapso que llevamos meses anunciando para el 1 de julio. Nuestra producción ha retrocedido un 30% en lo que va de año frente al ya nefasto 2022; en solo cuatro años, la crisis unida a la obsolescencia del marco regulado ha reducido nuestra actividad un 40%. Los cogeneradores, siendo los más eficientes, no paramos de acumular pérdidas y retroceso en la actividad.
¿Acertará el MITERD con la propuesta?
No conocemos los detalles del nuevo “marco para operar”. Será en las alegaciones a la información pública cuando los cogeneradores podamos constatar si la propuesta del Ministerio conseguirá restablecer las garantías y buena praxis de nuestro marco legal, para permitir operar a las plantas. Consideramos una buena noticia que salga el marco a información pública y en su plazo de alegaciones podremos transmitir al Ministerio nuestras consideraciones.
¿Para cuándo el marco para invertir? Nada sabemos de su promulgación
Un sector cien por cien regulado como el nuestro, mimado y promovido en la UE —Alemania o Italia nos cuadruplicaban y duplicaban respectivamente en cogeneración antes ya de que aquí se iniciara el desplome—, y que es clave para la competitividad del 20% del PIB industrial del país, con más de 200.000 empleos directos, necesita —además de un marco para operar— un marco para invertir.
Este marco para invertir, a través de la convocatoria de subastas de 1.200 MW de anunciadas hace año y medio, completó su trámite de propuesta e información pública en enero de 2022. Así y tras la promulgación del marco de operación, la prioridad de los cogeneradores será lograr este marco de inversión. A ver si llega antes de que el verano nos alcance y la sequía inversora marchite nuestras industrias.
Toca seguir trabajando con el Gobierno y el Ministerio para la Transición Energética, sintonizando las prioridades comunes con las de nuestras industrias. Estamos a tiempo de culminar positivamente una legislatura que ha sido muy complicada. En España, la demanda de gas y electricidad se está desplomando porque la industria está registrando menor actividad. Prioricemos la industria y trabajemos unidos para sentar las bases de un futuro óptimo para todos.
Javier Rodríguez
Director General ACOGEN
Mercados y precios energéticos
Precios electricidad
Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) REVIERTE en MAR a 89,6 €/MWh, sin incluir el subsidio a la térmica, cayendo -43,9 €/MWh (-32,9%) respecto FEB (133,5 €/MWh) debido a menor demanda, temperaturas moderadas y mayor producible renovable. Dicho precio de MAR 2023 ha sido -193,7 €/MWh (-68,4%) inferior al de MAR 2022 (283,3 €/MWh). Esta bajada NO tiene en cuenta el ajuste del precio por la compensación del gas, que en MAR ha supuesto un valor medio NETO reductor de 0 €/MWh, que se liquida entre los consumidores, excepto compras de bombeo y consumos auxiliares, así como compras oportunistas para exportaciones, y aquellos contratos de suministro y/o coberturas que se hayan suscrito antes del 26 ABR 2022.
La medida del gobierno para tratar de desacoplar el precio del pool respecto al precio del gas, según Real Decreto-Ley 10/2022, el CAP de precio de gas contempla inicialmente un precio mínimo de referencia del gas (Prgn) de 40 €/MWh (se suponía sólo primeros 6 meses, pero se ha tenido que prolongar medio mes más), subiendo 5 €/MWh cada mes natural posterior (desde Enero 2023) hasta cubrir 11 meses y medio de aplicación, para que la térmica internalice ese coste en sus ofertas de producción. En ENE ha pasado a 45 €/MWh. FEB a 50 €/MWh. MAR a 55 €/MWh. ABR según primera etapa debería de ser 60 €/MWh, pero con la reciente aprobación del RDL3/2023, la extensión de este mecanismo por 7 meses más (JUL-DIC), dicho precio empezará a subir linealmente desde 55 MAR hasta 65 €/MWh en DIC. Por tanto, ABR se reduce a 56,1 €/MWh.
Para convertir ese límite de referencia de precio de gas a precio de oferta de generación eléctrica debe aplicarse el cociente del 55% de eficiencia de las plantas térmicas de Turbinas de Gas de Ciclo Combinado (CCGT). Es decir, debe multiplicarse por un coeficiente de 1,82. Y al cliente final se le repercute además el coeficiente de las pérdidas horarias en redes de distribución y transporte. Dado que en MAR y ABR dicho precio de referencia de gas es muy alto, NO se ha superado en MIBGAS, con lo cual NO ha habido ajuste en ningún día de MAR y tampoco en ABR al cierre de esta edición.
El mecanismo debería haber establecido una senda bajista del precio de referencia del gas para inducir un impacto favorable a los consumidores en el mercado eléctrico. Pero parece que NO aprendemos de los errores (ensayo inicial), a menos de que el objetivo sea consolidar precios altos de la electricidad. La excepción ibérica se ha extendido hasta 31 Dic 2023 prácticamente para nada, ya que los futuros trimestrales anticipan precio del gas inferior a 50 €/MWh (último trimestre), sabiendo que OCT-NOV-DIC tienen precio de referencia a 62,8-63,9-65,0. Esta conclusión es aún más contundente en primavera-verano, viendo ABR-MAY-JUN-JUL con referencia establecida a 57,2-58,3-59,4, y futuros a 40,4-37,8-39,1-43,5, y viendo las referencias de AGO-SEP a 60,6-61,7, con futuros en torno a 49,6-34,5, respectivamente. Es un mecanismo que sigue distorsionando ambos mercados (gas y electricidad). Por tanto, con este mecanismo es imposible inducir precios competitivos para la industria. Por el contrario puede considerarse un supuesto incentivo perverso para seguir ofertando precios elevados (ofertas térmicas y ofertas basadas en el valor del agua y coste de oportunidad de las renovables, en general, y las hidráulicas en particular, y aún más especulación con las de bombeo).
Una cuestión importantísima del nuevo RDL3/2023, es la presentación de nuevas coberturas para la exención del pago del coste del ajuste correspondiente al mecanismo regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, se habilita un periodo de 15 días hábiles para la presentación de instrumentos de cobertura por parte de los agentes de mercado que, en su caso, les permitirá quedar exentos del pago del coste del ajuste. Por tanto, PPA’s físicos y/o financieros, así como coberturas puramente financieras, deben comunicar a través de su comercializadora o generador a operadores (mercado, sistema y futuros) no más tarde del día 13 ABR 2023. Solo aquellos instrumentos de cobertura a plazo firmados con anterioridad al 7 de marzo de 2023 podrán ser empleados como medio para que la energía asociada a los mismos resulte exenta del pago del coste del ajuste. Los instrumentos de cobertura a plazo firmados con posterioridad a dicha fecha, así como las renovaciones, revisiones de precio o prórrogas de los instrumentos de cobertura de fecha anterior al 7 de marzo de 2023 que se produzcan con posterioridad a dicha fecha, NO podrán emplearse como medio para que la energía asociada a los mismos pueda resultar exenta del pago del coste del ajuste.
A la cogeneración se le deben reconocer todos sus costes sea con o sin el ajuste por excepción ibérica, pero en un plazo oportuno y no cuando ya sea demasiado tarde. Está en inminente riesgo de cierre definitivo, con serios problemas de tesorería, con el consiguiente perjuicio a la fábrica asociada, que también tendría que parar por falta de energía térmica. Asimismo, aumentarían las emisiones de CO2 de forma alarmante haciendo más difícil cumplir con los objetivos ambientales de España. Las calderas de gas tienen una eficiencia muy baja. Debe evitarse la quiebra de la cogeneración, para no sustituirla por calderas. Sería como volver al pasado.
El ajuste derivado de la diferencia entre MIBGAS y el CAP, dividido por el 55%, sigue sin ser asumido por los Presupuestos Generales del Estado ni tampoco financiado contra Cargos del Sistema, sino por los consumidores expuestos a PVPC a través de comercializadora de referencia y aquellos a mercado libre con la parte de la energía adquirida con contrato de suministro a precios indexados al pool/sistema, así como aquellos con coberturas firmadas después del 26 Abril 2022.
Las grandes beneficiadas sin obligación de pagar ese ajuste son las compras para bombear, almacenar (cargar baterías) o consumos auxiliares. La medida se supone que se extiende a los mercados diarios, intradiarios continuos gestionados por el Operador del Mercado y los procesos de restricciones técnicas y de balance, exante (ahead) y en tiempo real, gestionados por el Operador del Sistema.
Si las ofertas de las térmicas no se intervienen con el tope de gas antes de la casación, y aunque así fuese, si las plantas renovables (hidráulicas) siguen siendo utilizadas como siempre, a su libre albedrío, los precios marginales seguirán a niveles especulativos con fuerte tendencia alcista. Además, con el tremendo sobrecoste (déficit de ingresos de la térmica) potencialmente generable contra los consumidores cuya facturación está indexada al precio horario del mercado mayorista, el coste total neto paga ese incentivo perverso creado para producir electricidad todo lo que se pueda con gas.
El coste neto por la eventual bajada del pool (que ya se está produciendo, por efecto de la caída de los precios internacionales del gas) en determinados días, evitará pagar el supuesto déficit artificial de ingresos de las térmicas convencionales.
Sumando el precio medio del mercado diario y el precio medio del ajuste, el resultado total para los compradores hasta 30 SEP 2022 ha sido un precio mayor que el precio spot del mercado mayorista en todos los días anteriores al 14 Junio 2022, excepto MAR. Pero ya en OCT, NOV & DIC 2022, y ENE, FEB y parte de MAR 2023, la abrupta bajada del precio del gas, está induciendo un precio neto menor que el de MAY 2022, y aunque el ajuste sea nulo en algunos días de finales de OCT y recientemente mínimo en ENE y negativo en FEB, y nulo en MAR y a lo largo de lo que llevamos de ABR, los niveles de precios del pool totales siguen siendo más del doble (+100%) que los niveles razonables históricos del pool. No podemos alegrarnos de tal desgracia para los consumidores.
Precio Carga Base Compradores (€/MWh)
Día
PMD (Pool)
Ajuste
PMD+Ajuste
Media Ene 2022
201,72
201,72
Media Feb 2022
200,22
200,22
Media Mar 2022
283,30
283,30
Media Abr 2022
191,52
191,52
Media May 2022
187,13
187,13
Media 1-14 Jun ’22
197,15
197,15
Media 15-30Jun ’22
145,54
92,23
237,77
Media Jul 2022
142,66
115,45
258,11
Media Ago 2022
154,89
153,74
308,63
Media Sep 2022
141,07
102,88
243,95
Media Oct 2022
127,21
35,88
163,09
Media Nov 2022
115,56
8,88
124,43
Media Dic 2022
96,95
38,34
135,29
Media Ene 2023
69,55
1,34
70,90
Media Feb 2023
133,47
-1,42
132,06
Media Mar 2023
89,61
0,00
89,61
Media 1-12 Abr ’23
65,81
0,00
65,81
Fuente: OMIE. Elaboración Enérgitas/SEI.
En ENE 2023 la evolución del precio fue bajista pero ha rebotado por la mayor demanda en FEB (más frio que ENE) y menor producible renovable. Pero se ha frenado esa presión alcista en MAR y ABR por menores precios internacionales del gas, menor demanda y mayor producible renovable. Al cierre de este informe en ABR no hay ajustes de precios en todos los días y horas de esta primera quincena, porque el índice diario de gas en MIBGAS ha resultado superior al precio de referencia del gas (56,1 €/MWh) haciendo inútil la excepción ibérica, sin existir un mecanismo para incentivar una bajada correctiva de los precios del gas ni de la electricidad. Aún queda mucho recorrido para alcanzar niveles de precios competitivos tanto de electricidad como de gas. Muchísimo por hacer. No basta quedarse de brazos cruzados y seguir especulando a ver si los precios del gas siguen cayendo, o bien que concluya (no empeore) la guerra de Rusia-Ucrania.
Precio Carga Base Compradores (€/MWh)
Día
PMD (Pool)
Ajuste
PMD+Ajuste
12/04/2023
38,90
0,00
38,90
11/04/2023
91,40
0,00
91,40
10/04/2023
52,54
0,00
52,54
09/04/2023
75,57
0,00
75,57
08/04/2023
86,62
0,00
86,62
07/04/2023
83,21
0,00
83,21
06/04/2023
89,65
0,00
89,65
05/04/2023
104,09
0,00
104,09
04/04/2023
56,21
0,00
56,21
03/04/2023
61,79
0,00
61,79
02/04/2023
15,74
0,00
15,74
01/04/2023
33,99
0,00
33,99
Fuente: OMIE. Elaboración Enérgitas/SEI.
El susodicho tope o techo de gas es realmente un suelo del precio de gas para los compradores. En ningún momento se ha capado el precio del MIBGAS para definir la excepción ibérica como un techo del gas. Tampoco se ha rectificado para volver a establecer el tope del precio del mercado mayorista en torno a 180 €/MWh. Las plantas térmicas, especialmente las turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT’s) ahora cuentan con un incentivo establecido de forma regulada para no comprar gas más barato que el del índice del MIBGAS para el día de entrega (Prgn), sabiendo además, que se le compensará dicho precio respecto al de referencia (56,1 €/MWh en ABR 2023) aunque su precio real de adquisición de gas sea más barato.
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, amparado por la transposición de medidas paneuropeas. 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 2021 se deben en parte a estos límites, porque se permite que se superen los techos pactados (180 €/MWh) al liberalizarse el mercado eléctrico hace más de dos décadas, (mediante pacto entre todos los agentes del mercado: generadores, comercializadores, representantes de las asociaciones de consumidores y gobierno), induciendo un incentivo perverso a los agentes del mercado que pueden ejercer su poder de mercado 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) ni para el total del gas quemado. La hidráulica con embalse se está poniendo en evidencia maximizando sus beneficios en lugar de minimizar los costes del mercado, incorporando costes de oportunidad excesivamente elevados, por el inexistente control regulatorio.
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. Se baraja un aumento del techo actual a los 4.000 €/MWh, lo cual puede agravar aún más el problema.
Seguimos insistiendo que es 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 el 100% de su producción con un valor del agua teniendo en cuenta tales techos de precios y coste inmediato del gas, ya que hay sobrecapacidad instalada en España y existen contratos de aprovisionamiento de gas (importaciones) muy competitivos a largo plazo, algunos revisables bianualmente. Tenemos demasiada generación térmica ociosa, potencialmente desmantelable como para llevársela a otro mercado donde más se necesite, pero si quieren trasladar esos precios para los bloques de producción más caros, que lo hagan en los mercados de operación técnica del sistema (mercados de regulación frecuencia-potencia: banda secundaria y energía terciaria).
Con el nuevo sistema de CAP de precio de gas, no se contempla ninguna medida contra otras tecnologías, que pueden seguir ofertando por encima del coste de oportunidad del gas y/o de la energía no suministrada. De allí que el pool esté muy alto y con precios del gas no tan elevados, Tampoco se contempla ninguna medida para controlar el precio del MIBGAS. En ese sentido es muy importante la vigilancia y supervisión del mercado gasista secundario español (MIBGAS), que parece ya está corrigiendo niveles asequibles y competitivos, pero ojalá no sea un descanso para volver a coger impulso.
Desde la perspectiva del commodity como tal, no se justifican los precios de los mercados primarios a los niveles de estafa que se han estado sometiendo y siguen arruinando a los consumidores con la mano blanda de los reguladores y poderes políticos y judiciales, nacionales y paneuropeos, si bien desde la Comisión Europea ha intentado poner orden en los hubs de gas europeos (especialmente el TTF holandés) para frenar o mitigar o acabar con tal especulación, pero no ha conseguido una reversión a la media. Llega tarde y mal. Desde el 15 FEB 2023, la CE ha establecido (casi al final del invierno) un tope de gas en Europa a 180 €/MWh (en España estará a 50 €/MWh en FEB, 55 en MAR, 56,1 en ABR, 57,2 en MAY,…). Parece que los políticos europeos no saben lo que es pagar una factura de gas con ese límite en pleno invierno (para electricidad supondría un tope de 180/55% = 327,3 €/MWh). Así prácticamente nunca se activarían las medidas de compensación que propone la CE. Por el contrario, niveles tan altos, por encima de lo que ya ha bajado el gas, envía señales económicas distorsionadoras, e incentivos perversos a los especuladores a corto, medio y largo plazo. Es como legalizar o permitir que siga la presunta estafa energética.
Países como Polonia han aprobado una compensación económica directa con carácter retroactivo desde 1 FEB 2022, especialmente a PYMES, autónomos, emprendedores, sector agrícola, y sector público, entre otros. Fija el límite del pool a 785 Zloties/MWh (aprox. 167 €/MWh) para recibir la bonificación (exceso de precio por encima de dicho límite), y el trámite administrativo es muy sencillo (un formulario con datos propios). En España deberían plantearse ayudas con cargo a los fondos europeos para la reactivación económica industrial, PYMES y Autónomos, compensando el excesivo gasto bajo la actual situación de emergencia energética nacional, o por lo menos crear un mecanismo de compensación que llegue a todos los consumidores para evitar una caída de la actividad económica sin precedentes.
Volviendo al análisis de los precios, el precio anual carga base de 2022 ha cerrado en 167,5 €/MWh, sin incluir el ajuste del gas, lo cual supone un 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 31Dic 2021 y las nuevas medidas del 31 Mar 2022, extendidas hasta 31 Dic 2022, y la actualización desde 1 ENE 2023 son insuficientes y en la mayoría de casos no favorecen a todas las industrias. Para evitar un palo mayor y como estamos en año de elecciones municipales y regionales, se han extendido hasta 31 Dic 2023.
Los precios del pool ya estaban elevados antes del 24F/2022 (inicio 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 han estado y siguen asfixiando a los minoristas.
La estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2023 ha revertido a 108,2 €/MWh, lo cual supone otro decremento correctivo de -8,6% (-10,2 €/MWh) respecto al nivel previsto hace un mes (118,5 €/MWh). El futuro 2023 ha cotizado en contango respecto a 2020 con valores mínimo 39,9, medio 79,1 y máximo 351,0. 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 menos de tres años el precio anual se multiplicase más de 3 veces (+318,7%), sin incluir el ajuste del gas. Desde luego, la Comisión Europea ha tardado en concluir que los mercados de electricidad, CO2 y hubs de gas estaban totalmente descontrolados, sin tomar medidas eficaces, y seguimos en panorama crítico. Europa y ningún país se puede permitir el lujo de arruinar la poca industria que aún sigue sobreviviendo y hundir en la miseria energética a consumidores domésticos, PYMES, industrias, comercios y autónomos. Los diversos sectores de la economía están enfrentando una crisis presupuestaria sin precedentes con estos precios tan desmesurados. Ya no hay colchón, no hay posibilidades de supervivencia empresarial si los precios no vuelven a niveles razonables. Seguimos en un estado de emergencia energética sin precedentes.
Las 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. Las comercializadoras en algunos países de nuestro entorno están empezando a cerrar sus operaciones y abren campañas de ventas sólo para ciertos segmentos de clientes preferentes. La situación comercial sigue de mal a peor.
Las nuevas estrategias que han preparado en Bruselas recién aprobadas y pendientes de transposición en los países miembros NO parece que vayan a resolver los problemas estructurales de poder de mercado, especulación, organización y estructura de los sectores energéticos que impide mayor competencia, eficiencia económica y bienestar social. Ojalá nos equivoquemos.
No se alegra quien no quiere, hace dos meses los precios de 2023 estaban en contango respecto al 2022, pero la tremenda bajada del gas ha revertido la curva de precios forward, pasando 2023 a backwardation, pero ha subido el medio plazo (2024-2028) más que la caída del precio a muy largo plazo (2029-2033), encareciendo los PPA’s a partir de 2024.
Año 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 (Año 2005), fecha que marca un antes y un después en los mercados europeos con un impacto actual del coste de oportunidad del CO2 que ya supera el precio medio del pool de 2020 (factor de emisión del 37% para las plantas CCGT).
Año 2021 ha cerrado a 111,9 €/MWh por los repuntes del gas y su repercusión en los precios del pool desde julio 2021 (subida límite superior). El problema Rusia-Ucrania ha venido después (FEB 2022).
Año 2022 ha cerrado a 167,5 €/MWh, debido a elevados precios del gas (antes y después del citado conflicto), sin incluir el ajuste del gas de 15 JUN a 31 DIC.
Los futuros desde 2023 (benchmark) hasta 2033 mantienen perfil en backwardation respecto a 2022, pero subiendo moderadamente los precios de PPA’s a 5 y 10 años.
Aquellas empresas con visión largo-placista deberían haber suscrito PPA’s para una parte de su consumo, y si aún no lo han hecho, todavía es momento de asegurar precios para asegurar presupuestos competitivos a largo plazo, para gestionar el riesgo hacia adelante (resto 2023 y todo 2024 y también 2025-2027). La estafa energética podría prolongarse en el tiempo. La caída del precio del gas en invierno se debe en parte a caída de la demanda de gas en China (nuevas pandemias, pero allí duran menos). La guerra en Ucrania puede agravarse (rearmamento por ambos bandos). China está recuperando demanda y actividad económica en general, eso está presionando al alza el precio del Brent y del gas.
Antes del ajuste por el supuesto tope de gas, los PPA’s con renovables cotizaban a niveles de aprox. 82 €/MWh con fuerte tendencia alcista por niveles de precios a partir de Jul 2022. Desde 12 Julio 2022, en OMIP ya contamos con productos PPA a 5 años y 10 años. Pero también habían repuntado muchísimo en los dos últimos meses. Dado que los futuros han caído, el hecho de que los nuevos PPA’s vengan un año más tarde, influye en precios aún menores. Hay mucha demanda de PPA’s, pero muy poca oferta debido a las incertidumbres regulatorias (extensión de la excepción ibérica hasta 31.12.2023, redefinición del precio del mercado regulado de electricidad, caso hasta 10 kW, nuevas directrices pan-europeas, etc.).
El PPA Carga Base del lustro de Ene 2024 a Dic 2028 repunta de 73,8 a 75,5 (incremento +1,7 €/MWh, +2,2%), respecto valores hace un mes. Pero empezar en 2024 implica asumir el riesgo de volatilidad y elevado nivel del 2023, anticipada por los futuros trimestrales. PPA a 5 años empezando el 2025 sube levemente de 63,1 a 63,7 €/MWh.
PPA carga base a 10 años empezando en Ene 2024 y hasta 31 Dic 2033 sube levemente de 60,2 a 60,4 €/MWh.
Los PPA’s con perfil solar tienen precios de unos -3,3 €/MWh (-5% y -7% según el año) inferiores al perfil Carga Base. Los precios a 5 años empezando en 2024 repuntan de 70,6 a 72,3 €/MWh (+1,7 €/MWh, +2,4%). Empezando en 2025 los PPA’s a 5 años suben de 59,8 a 60,4 €/MWh. Los PPA’s a 10 años desde 2024 hasta 2033 suben de 57,0 a 57,2 €/MWh.
La decisión de un PPA carga base o solar, comenzando en 2025 en vez de 2024 depende del músculo financiero (tesorería y presupuesto) disponible para 2023-2024-2025. Si las empresas (industrias) sobreviven hasta fin de este año (2023), igual no llegarán a contarlo a finales del próximo (2024). Estamos en una situación excepcional de emergencia energética nacional, bajo un desamparo absoluto nacional, regional y municipal. Habrán empresas que puedan suspender actividades para tomarse un año sabático (o dos años), pero otras desaparecerán si no se corrigen los precios energéticos en 2023, desde ya mismo. Otras industrias están haciendo las maletas para deslocalizarse en 2023 y 2024. La demanda huirá a paraísos energéticos.
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, ya está empezando a aplicarse, aunque replicando el precio horario en los cuatro periodos cuarto-horarios. Los nuevos precios del pool nos aproximarán al equilibrio de oferta y demanda de energía eléctrica en los mercados de regulación secundaria y terciaria, coincidiendo con la medida de los contadores de electricidad fiscales (potencia máxima cada 15 minutos), cuando debería medirse y facturarse el consumo real cuarto-horario (la tecnología lo permite). Pasaremos de 24 precios horarios a 96 precios cuarto-horarios en cada día (aunque inicialmente el precio sea el mismo a lo largo de una hora). 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, siempre y cuando esté subvencionado (por lo menos la mitad de la inversión), pero ruinoso para los consumidores que no puedan aprovecharlo. Esto es como el coche eléctrico para quien se lo pueda permitir.
De cara al consumidor final se mantiene la bajada del IVA y el Impuesto Especial sobre la Electricidad, y además la reducción de los cargos, tanto del término de energía como de potencia. Esta bajada de cargos e impuestos reduce los precios regulados pero queda diluida por el elevado precio del pool. El consumidor no percibe los efectos de estas medidas.
Respecto a nuevas tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) para 1/1/2023:
BOE 22 Dic 2022, Resolución de 15 de diciembre de 2022, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación a partir del 1 de enero de 2023. También aumenta los nuevos precios y baja coeficientes aplicables a los excesos de potencia, y mantiene los precios de los excesos de reactiva.
BOE 29 Dic 2022, Orden TED/1312/2022, de 23 de diciembre, por la que se establecen los precios de los cargos del sistema eléctrico de aplicación a partir del 1 de enero de 2023 y se establecen diversos costes regulados del sistema eléctrico para el ejercicio 2023. También incluye nuevos pagos por capacidad, los cuales suponen una reducción en todas las tarifas de en torno a un 26% con respecto a los anteriores.
Por simplicidad, asumiendo un consumo con perfil carga base y la misma potencia contratada en los seis periodos, tenemos las siguientes reducciones netas del Tp en unidades variables:
Tp 6.1TD -1,41 €/MWh
Tp 6.2TD -1,14
Tp 6.3TD -0,76
Tp 6.4TD -0,65
Por simplicidad, asumiendo un consumo con perfil carga base, tenemos las siguientes reducciones netas del Te:
Te 6.1TD -4,23 €/MWh
Te 6.2TD -1,76
Te 6.3TD -1,47
Te 6.4TD -0,40
Sumando ambas reducciones, tenemos:
Te 6.1TD -5,64 €/MWh
Te 6.2TD -2,90
Te 6.3TD -2,23
Te 6.4TD -1,05
Desde luego, se agradecen estas rebajas, pero quedan diluidos, no compensan los desorbitantes y descontrolados costes de oportunidad de la materia prima (generación: precio final del mercado mayorista).
Las comercializadoras podrán repercutir a sus clientes 0,15% y 0,001% sobre los cargos del sistema para la remuneración de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (Actividades Sector eléctrico) y la 2ª Parte del ciclo de combustible nuclear, respectivamente.
Además, deben reoptimizarse las potencias contratadas por las bajadas de los coeficientes de penalización por excesos de potencia contratada cuarto-horarios (excepto subidas en periodo p4 para 6.3TD y p1-p2-p3 para 6.4TD), frente a los nuevos elevadísimos precios de los excesos. En todas las tarifas los nuevos precios para los excesos de potencia suponen un incremento considerable con respecto a las anteriores, encareciéndose +46,6%, +34,4%, +32,5% y 28% para las tarifas 6.1TD, 6.2TD, 6.3TD y 6.4TD, respectivamente. No parece que sea el mejor momento para penalizar más los sobrecostes por la potencia contratada.
Excesos Potencia desde 1 Ene 2022
Precio
ATR
P1
P2
P3
P4
P5
P6
Gral
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
Excesos Potencia desde 1 Ene 2023 – Precio según Tipo Punto de Medida
€/kW
ATR
P1
P2
P3
P4
P5
P6
T1, T2 y T3
6.1
1,000000
0,937332
0,467076
0,374609
0,026491
0,026491
3,665629
6.2
1,000000
0,997427
0,399716
0,301945
0,027593
0,027593
3,371776
6.3
1,000000
0,958607
0,485508
0,363556
0,049296
0,049296
3,080419
6.4
1,000000
0,862139
0,425286
0,325868
0,041422
0,041422
2,944120
DIFERENCIAS
6.1
0,000000
-0,062668
-0,078128
-0,038358
-0,000940
-0,000940
1,165018
6.2
0,000000
-0,002573
-0,089434
-0,143050
-0,003191
-0,003191
0,860769
6.3
0,000000
-0,041393
-0,067643
0,040141
-0,014385
-0,014385
0,811930
6.4
0,000000
0,096793
0,057136
0,054859
-0,009780
-0,009780
0,699195
DIFERENCIA Excesos de Potencia (%)
6.1
0,0%
-6,3%
-14,3%
-9,3%
-3,4%
-3,4%
46,6%
6.2
0,0%
-0,3%
-16,4%
-34,6%
-11,6%
-11,6%
34,4%
6.3
0,0%
-4,1%
-12,4%
9,7%
-52,4%
-52,4%
32,5%
6.4
0,0%
9,7%
10,5%
13,3%
-35,7%
-35,7%
28,0%
El Real Decreto Ley 18/2022, de 18 de octubre, por el que se aprueban medidas de refuerzo de la protección de los consumidores de energía y de contribución a la reducción del consumo de gas natural en aplicación del «Plan + seguridad para tu energía (+SE)», así como medidas en materia de retribuciones del personal al servicio del sector público y de protección de las personas trabajadoras agrarias eventuales afectadas por la sequía, establece medidas de flexibilidad temporal en los contratos de suministro eléctrico. Se puede solicitar ajuste de las potencias contratadas, aunque hayan pasado menos de 12 meses desde la última modificación. En caso de solicitudes de reducción de potencias contratadas, deberán afectar a periodos horarios de aplicación en el mes o meses para los que se solicite dicha reducción y por ciclos de facturación completos. La reducción de potencias sobre periodos horarios no contenidos en dichos meses no podrá ser superior a la mayor reducción de las potencias contratadas en periodos horarios contenidos en los mismos. Aplicación hasta el 31 de diciembre de 2023.
Los precios de los excesos por reactiva se mantienen tal cual para 1/1/2023.
Precios de los términos de energía reactiva inductiva:
Periodos
Factor de Potencia
€/kVArh
P1-P5
0,8 ≤ Cosϕ < 0,95
0,041554
P1-P5
Coseϕ < 0,8
0,062332
Precios de los términos de energía reactiva capacitiva:
Periodos
Factor de Potencia
€/kVArh
P6
Cosϕ < 0,98
0
En cuanto a la Tarifa de Garantía de Potencia, que se liquida en barras de central (debe aplicarse sobrecostes de pérdidas horarias en las redes eléctricas, que calcula el Operador del Sistema), tenemos una bajada que habrá que reclamar a las empresas suministradoras:
GP PREVIA
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
GP NUEVA
TARIFA GP 1 ENE 2023 (€/kWh)
Tipo
P1
P2
P3
P4
P5
P6
6.1
0,000619
0,000285
0,000190
0,000143
0,000143
0,0
6.2
0,000619
0,000285
0,000190
0,000143
0,000143
0,0
6.3
0,000619
0,000285
0,000190
0,000143
0,000143
0,0
6.4
0,000619
0,000285
0,000190
0,000143
0,000143
0,0
Diferencias ACTUAL menos PREVIA
DIFERENCIA GP (€/kWh)
6.1
-0,000218
-0,000101
-0,000067
-0,000050
-0,000050
6.2
-0,000218
-0,000101
-0,000067
-0,000050
-0,000050
6.3
-0,000218
-0,000101
-0,000067
-0,000050
-0,000050
6.4
-0,000218
-0,000101
-0,000067
-0,000050
-0,000050
Diferencias ACTUAL menos PREVIA
DIFERENCIA GP (%)
6.1
-26,0%
-26,2%
-26,1%
-25,9%
-25,9%
6.2
-26,0%
-26,2%
-26,1%
-25,9%
-25,9%
6.3
-26,0%
-26,2%
-26,1%
-25,9%
-25,9%
6.4
-26,0%
-26,2%
-26,1%
-25,9%
-25,9%
Aunque en porcentaje supone una buena rebaja, si asumimos un perfil de consumo carga base, el impacto económico es de un valor medio total de 0,05 €/MWh (+efecto coeficiente de pérdidas).
Para finalizar, la misma Orden de Cargos sube el FEE del OMIE para 1 ENE 2023, se incrementa un +31,2% a todos los generadores excepto a los de menos de 1 MW que sean renovables, cogeneración y residuos, pasando de 10,03 a 13,16 €/MW de potencia neta disponible o instaladas por CIL, aplicando los correspondientes coeficientes de disponibilidad por tecnología. Asimismo, sube a los compradores (comercializadores o consumidores), se incrementa un +40,9%, pasando de 0,02628 a 0,03702 €/MWh según último programa horario final de cada hora en barras de central (+efecto pérdidas redes).
En BOE de 26 Dic 2022, la Resolución de 15 de diciembre de 2022, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la cuantía de retribución del operador del sistema eléctrico para 2023 y los precios a repercutir a los agentes para su financiación, aprueba la subida del FEE del Operador del Sistema Eléctrico, se incrementa un +13,6% a todos los programas de energía desde 1 ENE 2023, pasando de 0,14058 a 0,15971 €/MWh. La cuota fija de retribución asciende a 1.250.400 euros, que se repercuten a los agentes del mercado, siendo en Nov 2022 un total de 521 sujetos, tenemos un fee de 200 €/mes (2.400 €/año) de cuota fija por agente de mercado mayorista.
Los FEE’s del OS y OM son conceptos regulados que tienen un impacto mínimo en el coste tot
Se mantiene el mecanismo de apoyo para garantizar la competitividad de la industria electro-intensiva hasta el 31 de junio de 2023. La reducción seguirá siendo del 80% de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución, tanto en el término de energía como el término de potencia, para aquellos clientes que cuenten con el certificado de Consumidor Electro-Intensivo.
Con el fin de impulsar el autoconsumo de proximidad, se ha aumentado (desde 1.000 metros a 2.000 metros) la distancia permitida entre el consumidor y las plantas de generación con tecnología fotovoltaica ubicadas en la cubierta de una o varias edificaciones. Los nuevos peajes contemplan una actualización de los peajes para estos casos, valores mínimos pero hay que tenerlos en cuenta.
Se mantiene la reducción del impuesto especial de la electricidad, del 5,11% al 0,5%, hasta el 31 de diciembre de 2023.
Para los suministros de no más de 10 kW de potencia contratada se prorroga la tasa de IVA reducida del 5% hasta el 31 de diciembre de 2023.
Por cierto, el precio del Fondo Nacional de Eficiencia Energética aumenta a 0,565452 €/MWh (antes 0,235) desde el día 31 Mar 2023, según Orden TED/296/2023, de 27 de marzo, por la que se establecen las obligaciones de aportación al Fondo Nacional de Eficiencia Energética en el año 2023. Se supone que esa tremenda subida es para incentivar medidas de ahorro.
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.
Precio interanual futuro Dated Brent repunta 13,2% frenado por revalorización del Tipo de cambio US$/€ que gana +3%, subiendo los niveles de precios del suministro de gas a cliente final en España un +1,8% respecto a valores de hace un mes (caso contrato con indexación a Brent y TC). Pero aún así siguen siendo precios de gas elevadísimos, entre +200% y 300% de la media histórica. Se 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 estadio de precios, 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 provocando serios problemas de tesorería en las industrias gas intensivas y calor-intensivas, obligándolas a cierres temporales o nuevos ERTE’s. Las ayudas iniciales del gas para las industrias han sido muy restringidas a unos pocos sectores, excluyendo a la inmensa mayoría de las industrias que están en riesgo de cortes de gas por retrasos en los pagos. Estamos viendo despidos masivos o severas reducciones de personal en EEUU desde finales 2022 y estos va a contagiarse en Europa si no se hace nada eficaz para evitarlo.
El precio interanual del hub de gas España-Portugal (Mibgas), vuelve a caer con menor fuerza, un -2% debido al efecto de caída de los precios internacionales y menor demanda. Respecto a los hubs de gas europeos, el TTF y NBP repuntan +7,8% y 7,0%, respectivamente, tratando de justificarse por mayor demanda mundial de gas. En sentido contrario, el gas Henry Hub de EEUU, índice NYMEX, cae -6,9%. Pero debemos advertir que los precios internacionales del gas siguen a niveles desorbitantes a medio y largo plazo.
NO se comprende cómo se importa gas de EEUU, principalmente extraído mediante la técnica de fractura hidráulica (Shale Gas), y aquí los políticos supranacionales no hacen nada para que los Estados Miembros de la Unión Europea autoricen extraer gas de yacimientos autóctonos. Por eso la producción del gas de EEUU sigue elevada, llegando a niveles de saturación de su nivel de producción / extracción de gas para exportar lo máximo posible a Europa en barcos metaneros. EEUU está aprovechando los efectos de la guerra Rusia-Ucrania. El precio de venta (importado) de EEUU incluyendo coste de licuefacción, seguros y fletes de embarque/costes de logística y transporte por barcos metaneros, y coste de regasificación está resultando muchísimo más barato que el de los hubs europeos, incluido el del Mibgas, beneficio que no está redundando en abaratar el gas en España, sino en exportarlo (¿parcial o totalmente?).
El índice del carbón internacional (ARA) corrige niveles y sigue a la baja pero con menor fuerza (cae -2,9%) respecto a valores interanuales de hace un mes, después de haber batido máximos históricos registrados en Oct 2021 (231 US$/tonelada métrica) y marzo (343 US$/t). Mucha demanda de carbón en Occidente para compensar las reducciones de gas de Rusia, ha tensionado el precio del carbón, pero conforme baja la demanda, empieza a revertir la tendencia esperada. MAR cerró a 134,9 y se espera 133,7 $US/t para ABR.
Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 72,9 a 82,6 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,069 a 1,1006 US$/€.
La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 46,5 a 45,6 €/MWh. Nivel 17% inferior a los 55 €/MWh del límite del mal denominado CAP de gas en pool de electricidad por la excepción ibérica en MAR 2023 (realmente es un FLOOR).
La media interanual de los futuros del TTF repuntan de 47,2 a 50,8 €/MWh.
La media interanual de los futuros del NBP (UK) cae de 120,2 a 128,6 peniques/termia.
La media interanual de los futuros del NYMEX revierte de 3,1 a 2,9 US$/MMBtu. En el peor de los contratos a plazos del HH para exportación fuera de EEUU, se observan precios por debajo de la horquilla 25-27 €/MWh (teniendo en cuenta el tipo de cambio y factores de cambios de unidades energéticas). Si duplicamos ese coste por traer gas de EEUU a Europa, tendríamos un precio de 50-54 €/MWh, que sería superior a todos los hubs europeos en estos momentos. Europa debería replantearse su política energético-ambiental para abaratar el gas, mientras no sea viable otra alternativa (hidrógeno). Tipificar al gas y la nuclear como energía verde parece que es una señal para apostar por la repotenciación de dichas tecnologías, especialmente la nuclear, si bien ello requiere mucho tiempo de implantación, pero seguramente deberá frenar el plan de retirada o desmantelamiento previsto en países europeos.
Los targets del Dated Brent pasan de 70,8 – 68,6 y 67,0 US$/barril a finales de 2023, 2024 y 2025, a niveles de 81,0 – 75,3 y 71,3, respectivamente.
Los targets del euro frente al dólar americano pasan de 1,0727 – 1,0812 y 1,0884 US$/€ a 1,1034 – 1,1135 y 1,1201 a finales de 2023, 2024 y 2025, respectivamente. Niveles que muestran cierta recuperación de confianza de los inversores en Zona euro, y desconfianza en EEUU.
Los targets del TTF pasan de 52,1 – 51,9 y 42,0 €/MWh a finales 2023, 2024 y 2025, a niveles de 58,2 – 59,2 y 47,5, respectivamente. Pero deberían bajar y de forma sostenida en el tiempo, para que la gran industria europea no huya a otros países, que se preocupan más por las industrias con precios energéticos competitivos y menores restricciones y costes ambientales. No hay presupuesto ni margen para repercutir los precios energéticos a los productos manufacturados en Europa (serían sustituidos aún más por productos asiáticos).
Los futuros de MIBGAS anticipan medias anuales que pasan de 47,4 – 53,0 y 39,6 €/MWh para 2023 – 2024 y 2025 a niveles de 45,9 – 52,4 y 44,8, respectivamente. Bajan este año y siguiente, pero repuntan en 2024.
El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha REVERTIDO en ENE 2023, cerrando media mensual a 59,8 €/MWh, lo cual supone una bajada de -39,9 €/MWh, -40,0% respecto DIC 2022 (99,8 €/MWh). Esto coincide con la fuerte reversión anunciada previamente, volviendo a caer en FEB (52,3) y MAR (43,7) y se prevé ABR a 40,4, y MAY a 37,8. Mucha cautela, que las alegrías pueden durar poco tiempo. Con estos precios del gas aún podemos ver cierre de empresas/industrias si no se establecen ayudas o compensaciones, pues es un precio 4-5 veces superior (300%-400%) a la media de hace dos años (2020: a 10,2 €/MWh). De hecho, se encitipan subidas en JUN y JUL a 39,1 y 43,5, respectivamente.
Cabe intuir que 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 la politización de la energía y el medioambiente, 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. Y los norteamericanos por el gas de fractura hidráulica. Nuestros políticos europeos deberían darse un baño de humildad empezando por aceptar su afán de aumento de la recaudación fiscal derivada de la energía para compensar el creciente e irrefrenable y exagerado gasto público. Los consumidores energéticos están terminando de perder la confianza en los políticos. Supone un desgaste político que debería conducir a establecer un Pacto de Estado para unirse en esta emergencia nacional y europea, y consultar al ciudadano alternativas regulatorias más eficaces. Demasiados parches de agua tibia.
Los países asiáticos están sustituyendo a Europa como destino del gas ruso y de Oriente Medio, cerrando aprovisionamientos a largo plazo con más de dos terceras partes del gas mundial, dejando menos de una tercera parte a los países europeos. 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. Y Europa sigue sin decidir la extracción del gas autóctono. Existen posibles racionamientos de gas en siguiente invierno por falta de previsión y excesivo optimismo respecto a disponibilidad del gas importable a Europa.
La incertidumbre en las importaciones y renegociaciones del gas de Argelia, también está repercutiendo en la especulación del precio del gas. Esperemos que dichas incertidumbres se resuelvan favorablemente. De hecho, casi todo el gas que venía por el Magreb se dedicaba a suministros acogidos a la TUR de gas. El aumento de las importaciones de gas de EEUU puede compensar las reducciones del gas de Rusia y Argelia pero no por mucho tiempo.
Si tenemos en cuenta los futuros a lo largo de 2022 del Mercado Secundario de Gas y vemos el cierre anual finalmente a 100,0 €/MWh, resulta cuanto menos curioso y se puede entender como un precio objetivo (target) alcanzado (cifra redonda).
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 9 veces (878%) en dos años (2022) y aunque se diga que está cayendo, sigue siendo 3 ó 4 veces superior en 2023. 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 previstos para 2024 (en torno a 52 €/MWh). Se verán obligados a subir los precios de los productos manufacturados para evitar cierres o paradas hasta que pase esta coyuntura que se está alargando demasiado en el tiempo (por lo menos hasta 2025), si bien a un nivel 4 veces superior (+450%). La falta de la oportuna revisión de los precios regulados de la cogeneración con régimen retributivo desde 2020 ha ido obligando a parar más de la mitad del parque en España. Ello redunda en mayores perjuicios a los consumidores (precios más elevados) y al medio ambiente (más emisiones de CO2) y a la clase obrera (más parados sean discontinuos o permanentes), entre otros. Sin duda esto podría comprometer el plan de ahorro y eficiencia energética, ya que las fábricas asociadas tendrían que sustituir la energía térmica de la cogeneración por las tradicionales calderas de vapor quemando combustibles fósiles con muy bajo rendimiento energético y el consiguiente aumento de las emisiones de CO2. Esperemos que no lleguemos a sufrir ese estadio de funcionamiento ruinoso para todos.
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:
MAY 2023: ha tenido 5 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 11 ABR) por efecto Semana Santa, marcando MAX 44,0, medio 41,3 y MIN 38,8. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 37,8 y la media acumulada del futuro 46,7 con Máx/Mín de 56,8/37,5. Muestra una caída contenida.
ABR 2023: ha cotizado 23 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 49,2, medio 42,2 y MIN 38,6. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 41,6 y la media acumulada del futuro 49,8 con Máx/Mín de 75,5/38,1. Muestra caída contenida. Cierre del contado se aproxima a 40,4, tirando a valores mínimos.
MAR 2023: ha cotizado 19 días en MIBGAS, marcando MAX 57,0, medio 51,1 y MIN 47,3. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 46,8 y la media acumulada del futuro 72,4 con Máx/Mín de 134,6/46,8. Caída correctiva inferior a valores mínimos. Cierre del contado del mes ha sido 43,7.
FEB 2023: ha cotizado 22 días en MIBGAS, marcando MAX 71,6, medio 60,2 y MIN 51,3. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido 55,1 y la media acumulada 85,9 con Máx/Mín de 127,0/51,9. Ha mostrado una caída brutal. Cierre del contado del mes ha sido 52,3.
ENE 2023: ha cotizado 21 días en MIBGAS, marcando MAX 127,2, medio 103,5 y MIN 71,4 Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 71,6 y la media acumulada 104,5 con Máx/Mín de 131,6/71,6. Muestra una caída brutal. Cierre del mes ha sido 59,8.
La caída de precios del gas internacional (TTF, NBP, Henry Hub) se ha contagiado rápidamente tanto en el MIBGAS como en el MIBEL, si bien en mercado eléctrico no tanto por 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 podría ser 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 2022 ha cotizado desde 2 Ene 2020 hasta 30 DIC 2021, con valores acumulados entre 13,4 y 138,5, y media 25,2. Cierre del contado (MIBGAS) ha sido 100,0, lo cual implica casi 3,97 veces (397%) superior a 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 ENE 2023 ha cotizado desde 3 OCT hasta 30 DIC registrando un Max, Med y Min de 131,6-104,5-71,6 €/MWh. Contado ha cerrado a 59,8.
Futuro FEB 2023 ha cotizado desde 1 NOV hasta 31 ENE registrando un Max, Med y Min de 127,0-85,9-51,9 €/MWh. Contado ha cerrado a 52,3.
Futuro MAR 2023 ha cotizado desde 1 DIC hasta 28 FEB registrando un Max, Med y Min de 134,6-67,2-46,8 €/MWh. Contado ha cerrado a 43,7.
Futuro ABR 2023 ha cotizado desde 2 ENE hasta 31 MAR registrando un Max, Med y Min de 75,5-49,8-38,1 €/MWh. Contado se prevé a 40,4.
Futuro MAY 2023 lleva cotizando desde 1 FEB hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 56,8-46,7-37,5 €/MWh.
Futuro JUN 2023 lleva cotizando desde 1 MAR hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 54,9-43,6-37,9 €/MWh.
Futuro JUL 2023 lleva cotizando desde 3 ABR hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 46,6-42,9-39,7 €/MWh.
Futuro 2023 empezó a cotizar desde 4 Ene 2021 hasta 29 DIC 2022, con valores acumulados entre 16,2 y 291,5 y media 63,5. Última cotización a 79,4 (29 DIC2022). Media estimada para el año es de 45,9, por debajo del valor MED del futuro.
Futuro 2024 ha empezado a cotizar desde 3 Ene 2022, con valores acumulados entre 30,5 y 193,1 y media 69,3. Última cotización a 52,4 (11 ABR, rebotando).
Futuro 2025 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2023, con valores acumulados entre 37,8 y 53,7 y media 44,3. Última cotización a 44,8 (11 ABR, rebotando).
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 cambio en 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):
Valoración interanual del gas natural canalizado
Abr 2023 – Mar 2024
Consumo anual (GWh/año)
150-500
50-150
15-50
0,015-0,05
Término
RL10
RL9
RL8
TUR (RL3)
T. Energía Te (c€/kWh)
5,44
5,69
5,96
5,09
T. Capacidad (c€/kWh/día/mes)
2,3719
2,5101
4,4369
20,0743
Nota: Término de energía estimado para consumo gas carga-base, según futuros Brent 603 y TC 101 (media comercializadoras más competitivas). Incluye Peajes y Cargos & Almacenamiento 1/10/2022. Excluye Fees CNMC, GTS, IEH, FNEE. TUR estimada y-t-y. Se supone lectura de caudal diario obligatoria (telemedida).
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
Mar 2023 – Feb 2024
5,3344
5,5921
5,8601
4,9855
Abr 2023 – Mar 2024
5,4352
5,6929
5,9609
5,0863
Variación (c€/kWh)
0,1009
0,1009
0,1009
0,1009
(%)
1,89%
1,80%
1,72%
2,02%
Si nos centrásemos en precios indexados a hubs de gas, los precios medios podrían duplicarse para aquellos suministros sin haber realizado ninguna cobertura (aprox. 80-110 €/MWh), un coste 3,5 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.
Obteniendo una estimación de la TUR interanual partiendo de la vieja TUR (Q4 2021) frente a la nueva TUR (Q1 2023), se observa que los nuevos aprovisionamientos de gas industrial 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. Es increíble el varapalo que está sufriendo el sector industrial frente a la rebaja de la TUR regulada por el gobierno.
La TUR del sector doméstico o PYMES ha pasado de 4,4692 c€/kWh para Q4 2021 a 4,8622 para Q1 2022, 5,3115 para Q2 2022, 5,8283 para el Q3 2022 y 6,3555 desde el 1 OCT 2022 (Q4 2022). En BOE 28 DIC 2022, tenemos la Resolución de 22 de diciembre de 2022, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se publica la tarifa de último recurso de gas natural. La TUR para Q1 2023 ha subido únicamente un 10,8% al nivel de 7,038891 c€/kWh, que ya supera el Término Variable de las tarifas industriales, pero eso ha agravado la situación de las familias en facturas de consumos de invierno. Por eso no es de extrañar las propuestas sucesivas de subidas del Salario Mínimo, una y otra vez. La nueva TUR que acaba de publicarse para Q2 2023 baja 36,5% al nivel de 4,4719 c€/kWh, sin una justificación económica convincente, pero sabiendo que en este trimestre hay elecciones municipales y autonómicas.
Debería existir una TUR de refugio a precio fijo para consumidores industriales o gran comercio en dificultades (no MIBGAS + recargo del 20%, aparte del recargo sobre costes regulados).
Hace unos meses había saltado la alarma social de las Comunidades de Propietarios, que se habían visto obligadas a cambiar las calderas de carbón por calderas a gas ciudad, y por el nivel de consumo anual (superior a 50 MWh/año) NO podían acogerse a la TUR, lo cual suponía un aumento de 5 veces el presupuesto previsto, existiendo riesgo de impago porque no hay posibilidades de incrementar tanto una derrama de urgencia por la propia calamidad de los propietarios. Pero el Gobierno si ha actuado y tratado de mitigar ese problema para las CCPP. Lo mismo ocurre con los consumidores industriales, medianas industrias, comercios, centros comerciales, grandes superficies, etc. La diferencia es que en una finca se puede dar de baja el suministro de gas y calentarse cada uno como buenamente pueda (radiadores o termodifusores, estufas de madera/biomasa/pellets, etc.). Pero en una cogeneración eso no es posible ya que la generación de energía térmica es indispensable en los procesos industriales de la fábrica asociada. Si se apaga la cogeneración, se apaga la fábrica. Seguimos esperando alguna medida de protección al consumidor industrial frente al precio del gas.
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), por oficio, aunque no se tenga derecho a estar a la TUR (válida sólo para clientes de menos de 50.000 kWh/año), pero no sería una solución descabellada, si los precios del gas siguen repuntando, si bien esa TUR no es la que se aplicaría a los consumidores industriales (>50 MWh/año), ya que se paga el coste de la materia prima (MIBGAS) penalizado. 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, trasladan 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).
La nueva medida de indexación del precio del MIBGAS sobre el precio del MIBEL hasta 31 MY 2023, extendida por RDL3/2023 hasta 31 DIC 2023, puede suponer que un generador no pueda cubrir sus costes reales tanto de gas como de carbón, y ello podría conllevar a problemas de incumplimiento de cláusulas take-or-pay con la correspondiente comercializadora.
Se siguen 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.
Se recomienda optimizar la denominada Qd asociada al caudal diario máximo contratado, cuando el término de capacidad ha dejado de facturarse con el modo de facturación tipo 2 (banda del 85%-105%) y se paga la Qd tal cual se tenga contratada, penalizando (tres veces: factor de penalización de 3) diariamente los excesos. Toca analizar con lupa los costes repercutidos al Término de Capacidad.
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 están bajando últimamente, pero quizás hay que esperar hasta que se estabilicen un poco para plantearse coberturas. Las fórmulas de indexación sobre Brent tienen los días contados, especialmente por la incertidumbre en el Tipo de Cambio US$/€. Ahora mismo están arrojando mejores resultados las indexaciones al TTF. Para 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 (X%) sobre Brent y TC, otra parte (Y%) a precio de un hub de gas como el MIBGAS o TTF, y resto (Z = 1 – X – Y), a precio fijo.
Cuando las bajadas son fuertes, se saca mucha más ventaja en el contado. No se puede desaprovechar cualquier oportunidad de este tipo. (Frente a precios fijos exante).
Debemos estar muy atentos a los movimientos de los precios del gas (y de la electricidad) en próximos días y semanas por intervenciones y cambios regulatorios que se están contemplando por nuestros reguladores tanto nacionales como europeos. Las nuevas medidas del gobierno en el sector gasista favorece a la industria gas intensiva. Muy importante aprovechar esas ayudas recién aprobadas para solicitarlas en plazo y forma.
El RDL 10/2022, ha aprobado una línea de ayudas directas a la industria intensiva en consumo de gas, correspondientes a 2022, para paliar el efecto perjudicial del incremento del coste del gas ocasionado por la invasión de Ucrania y las sanciones impuestas a Rusia por su causa. Los beneficiarios de estas ayudas serán las empresas, cualquiera que sea su forma jurídica, incluyendo comunidades de bienes y entidades sin personalidad jurídica o autónomos, que tengan domicilio fiscal en territorio español, que hayan realizado durante 2021 al menos una de las actividades previstas en los Códigos CNAE habilitados y continúen en su ejercicio en el momento de la solicitud.
Hay consumidores que han podido reducir sus facturas de gas de forma muy relevante, pero son muy pocas las que están bajo el código CNAE definido de forma discriminatoria. Muchísimas industrias con un consumo intensivo en gas NO han podido acogerse a estas ayudas por esta arbitrariedad regulatoria.
Atentos a los CNAE’s habilitados que pueden compensar la facturación del gas con una deducción por empleado dados de alta en la Seguridad Social.
La otra medida es que se ha permitido 3 veces el cambio de caudal contratado y una vez el tipo de tarifa de ATR de gas hasta 31 DIC 2023.
El gobierno ya ha aprobado los nuevos peajes de gas para 1 Oct 2022 mediante la Resolución de 19 de mayo de 2022, en la cual se observa una bajada del Término Fijo de Capacidad del 19,4%, 27,1% y 27,4% para las tarifas RL8, RL9 y RL10, respectivamente. Y una bajada de 4,8%, 15,5% y 14,0% en el Término Variable, respectivamente. En este análisis ya se incluyen dichas variaciones dentro del periodo interanual. En todo caso, esa bajada ya ha sido absorbida por el aumento del coste de la materia prima.
Respecto a la excepción ibérica, la tabla siguiente resume el ajuste reconocido a las plantas térmicas de CCGT, Carbón y Cogeneración (CHP) sin régimen retributivo regulado.
Precio Carga Base Térmica CCGT desregulada (€/MWh)
Día
Pgn Mibgas
Prgn
Diferencia
Eficiencia
Y
Media 15-30Jun ’22
111,69
40,00
71,69
55%
130,35
Media Jul 2022
130,44
40,00
90,44
55%
164,43
Media Ago 2022
161,99
40,00
121,99
55%
221,80
Media Sep 2022
125,48
40,00
85,48
55%
155,42
Media Oct 2022
61,45
40,00
21,45
55%
41,27
Media Nov 2022
59,10
40,00
19,10
55%
34,73
Media Dic 2022
102,13
40,00
62,13
55%
112,95
Media Ene 2023
60,20
45,00
15,20
55%
27,64
Media Feb 2023
52,80
50,00
2,80
55%
5,62
Media Mar 2023
44,17
55,00
-10,83
55%
0,00
Media 1-12 Abr ’23
40,35
56,10
-15,75
55%
0,00
Fuente: MIBGAS. Elaboración: Enérgitas/SEI.
“Y” es la cuantía unitaria diaria del ajuste a la generación, en €/MWh, redondeado a euros con dos decimales. Pgn es el precio del gas natural, en €/MWh. Se determinará como el precio medio ponderado de todas las transacciones en productos Diarios (D+1 en adelante) y Fin de Semana (si aplica) con entrega al día siguiente de gas natural en el punto virtual de balance (PVB) registradas en el Mercado Ibérico del Gas (MIBGAS). Prgn es el precio de referencia del gas natural, en €/MWh, inicialmente el valor de 40 €/MWh (se ha extendido 6 meses y medio). En FEB 2023 ha subido a 50 €/MWh. MAR a 55. ABR se ha bajado de 60 a 56,1 con la actualización y extensión de la regulación a finales de mes pasado.
Precio Carga Base Térmica CCGT desregulada (€/MWh)
Día
Pgn Mibgas
Prgn
Diferencia
Eficiencia
Y
12/04/2023
39,95
56,10
-16,15
55%
0,00
11/04/2023
39,07
56,10
-17,03
55%
0,00
10/04/2023
39,19
56,10
-16,91
55%
0,00
09/04/2023
39,13
56,10
-16,97
55%
0,00
08/04/2023
39,18
56,10
-16,92
55%
0,00
07/04/2023
42,14
56,10
-13,96
55%
0,00
06/04/2023
42,14
56,10
-13,96
55%
0,00
05/04/2023
43,76
56,10
-12,34
55%
0,00
04/04/2023
43,17
56,10
-12,93
55%
0,00
03/04/2023
39,68
56,10
-16,42
55%
0,00
02/04/2023
38,94
56,10
-17,16
55%
0,00
01/04/2023
37,87
56,10
-18,23
55%
0,00
Fuente: MIBGAS. Elaboración: Enérgitas/SEI.
La opcionalidad de cambiar régimen económico a la cogeneración pasando a cobrar el precio del mercado más la compensación por la excepción ibérica podría empeorar aún más la delicada cuenta de resultados si los precios del aprovisionamiento del gas no están indexados a hubs de gas o bien sean precios fijos de gas muy elevados, e inclusive si el pool sigue bajando y desparece la compensación del gas (Pgn índice de combinación de precios del MIBGAS para cada día concreto < Prgn inicialmente 40 €/MWh). Llegará linealmente desde 55 en MAR hasta 65 en DIC 2023, según extensión de la metodología.
Por último, el 29 SEP se ha publicado la Orden TED/929/2022, 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 2023 (desde 1 Oct 2022 hasta 30 Sep 2023), cuyos valores ya están incluidos en los resultados de esta edición.
Nuevos Cargos por año:
Peaje
Escalón (kWh)
€/clientepor año
€/kWh/día por año
RL.1 / RLPS.1
C ≤ 5.000.
0,28
0,017370
RL.2 / RLPS.2
5.000 < C ≤ 15.000
0,48
0,008844
RL.3 / RLPS.3
15.000 < C ≤ 50.000
0,90
0,006698
RL.4 / RLPS.4
50.000 < C ≤ 300.000
4,21
0,005524
RLTA.5 / RLTB.5 / RLPS.5
300.000 < C ≤ 1.500.000
18,46
0,005327
RLTA.6 / RLTB.6 / RLPS.6
1.500.000 < C ≤ 5.000.000
58,35
0,005289
RLTA.7 / RLTB.7 / RLPS.7
5.000.000 < C ≤ 15.000.000
0,005277
RL.8 / RLPS.8
15.000.000 < C ≤ 50.000.000
0,005273
RL.9
50.000.000 < C ≤ 150.000.000
0,005272
RL.10
150.000.000 < C ≤ 500.000.000
0,005271
RL.11
C > 500.000.000
0,005271
P. Satélites unicliente
0,005271
Los cánones de acceso correspondientes a los servicios de los almacenamientos subterráneos básicos para el año de gas 2023 son los siguientes:
− Canon de almacenamiento: 0,002909 €/(kWh/día)/año.
− Canon de inyección: 0,213891 €/(kWh/día)/año.
− Canon de extracción: 0,382193 €/(kWh/día)/año.
Cabe decir que el 28 OCT 2022 la Comisión Europea adoptó una nueva modificación del «Marco Temporal de Crisis relativo a las medidas de ayuda estatal destinadas a respaldar la economía tras la agresión contra Ucrania por parte de Rusia», mediante la cual se permite a los Estados miembros a dar «ayudas para cubrir costes adicionales debidos a un aumento excepcionalmente importante de los precios del gas y la electricidad».
El citado marco refuerza la habilitación a los Estados miembros para atajar el impacto de los precios energéticos, así como su impacto en insumos, materias primas u otros productos afectados, ampliando el horizonte temporal de las ayudas hasta diciembre de 2023, permitiendo establecer un sistema de apoyo basado en el consumo de energía actual o en el histórico, contemplando las subvenciones directas como forma de apoyo, y elevando la cuantía de apoyo hasta los 4 millones de euros por empresa, ha recordado el consejero de Política Industrial y Energía.
En ese sentido, el sector industrial espera que el gobierno implante medidas de ayudas de Estado contundentes para todos los consumidores industriales, especialmente los cogeneradores y fábricas asociadas.
Como ya sabéis, después de más de un mes de sondeos y negociaciones, los ministros de energía de la UE han llegado a un acuerdo político sobre nuevo Reglamento del Consejo que establece un mecanismo de corrección del mercado, supuestamente para proteger a los ciudadanos frente a precios de gas excesivamente altos. Se trata de limitar los precios excesivos del gas en la UE que no reflejan precios del mercado mundial; garantizar la seguridad del suministro energético y la estabilidad de los mercados financieros.
El nuevo mecanismo llega muy tarde y mal, y además se va a retrasar su eventual entrada casi al final del invierno que estamos empezando ya. Se activará a partir del 15 FEB 2023. Antes de 1 MAR 2023, se espera un informe completo de ESMA (European Securities and Markets Authority) y ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) sobre la aplicación del mecanismo.
El mecanismo se define como un límite de precio para los productos derivados de gas natural (con duración desde trimestral hasta anual) que tienen como punto de entrega el mercado TTF (Holanda) y se venden y compran en los mercados organizados. No se aplicará en los mercados Over-The-Counter (OTC).
El mecanismo se activará cuando, durante 3 días consecutivos, el precio en el TTF Month-Ahead alcance 180 €/MWh y supere en 35 €/MWh el precio de referencia de los mercados globales del GNL Month-Ahead. El mecanismo consiste en un límite de precio dinámico indexado a la suma del precio de los mercados globales de GNL + 35 €/MWh. Dicho límite se desactiva automáticamente cuando durante 3 días consecutivos los precios globales caigan por debajo de 145 €/MWh (diferencia entre 180 y 35 €/MWh).
Si en España tenemos un tope de gas de 56,1 €/MWh en ABR (hasta 65 en DIC), sabiendo los resultados que ya hemos experimentado desde 15 JUN 2022, parece que el límite del gas a 180 €/MWh NO va a contener los comportamientos especulativos del gas en Europa.
Además, existen una serie de condiciones que podrían llevar a la suspensión del mecanismo:
Declaración de emergencia a nivel UE o regional en la UE en el sector del gas natural.
Inestabilidad de los mercados financieros, en particular por detectarse un incremento de los requerimientos de garantías (margin calls) a las empresas que operan en los mercados organizados de gas.
Descenso de la llegada de GNL a la UE que afecte a la seguridad de suministro.
Incremento importante de la demanda de gas respecto a años anteriores.
Este invento puede que venga a acentuar aún más el problema porque envía señales tipo luz verde para reventar aún más los precios del gas, creando unas condiciones de contorno demasiado relajadas para que los especuladores “entrenen” y “jueguen” sin ir a la cárcel. Los traders de gas “se están frotando las manos”. Ahora los barcos metaneros podrán estar aún más cotizados que antes, y se podrá jugar a simular virtualmente la importación de gas con barcos de EEUU a Europa cuando en realidad podrían ser de otro origen. Cambiando bandera en alta mar se podría seguir engañando a la afición que ya empieza a soñar con el próximo mundial. Hay demasiados rumores al respecto. Debería de investigarse, controlarse y sancionarse para poner fin a la especulación, si eso estuviese ocurriendo.
Se modifica el Real Decreto-Ley 06/2022, del pasado 29 de marzo, por el que adoptaron medidas urgentes en el marco de la guerra en Ucrania. El nuevo RDL brinda la posibilidad de realizar las siguientes modificaciones:
Cinco modificaciones de los caudales contratados y dos modificaciones de la tarifa de acceso (peajes) entre 1 de enero de 2023 y el 31 de diciembre de 2023.
Esta flexibilización, a diferencia del RDL 18/2022 de 18 de octubre de 2022, ya no tiene en consideración la evolución de los precios del gas natural en el mercado MIBGAS.
Se mantiene la reducción del impuesto sobre el valor añadido para los suministros de gas natural hasta el 31 de diciembre de 2023. La tasa reducida seguirá siendo del 5%.
La Resolución de 22 de diciembre de 2022, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece provisionalmente para el ejercicio 2023 la retribución y la cuota destinada a la financiación del gestor técnico del sistema gasista, publicada en BOE 28 DIC 2022, prorroga de forma provisional la cuota de retribución del GTS del 1,093% para 2023.
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.
El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa se ha dado un leve respiro en MAR 2023 cerrando a 89,2 €/tCO2. ABR lleva acumulado un repunte hasta los 93,6 €/tCO2. Parece que los especuladores vuelven reforzados y más agresivos, después de percatarse de que no ha habido sanción a ninguno. La prensa nacional e internacional ha dejado de cuestionarse por qué aún NO se ha suspendido el mercado de CO2, si es un agravante al precio de la electricidad, especialmente para las industrias que aún siguen tratando de sobrevivir y se niegan a echar el cierre definitivo. Aun así, el precio del CO2 está en niveles perniciosos que pueden llegar a convertirse o declararse en estafa energética por alguna fiscalía de algún Estado Miembro de la Unión Europea o algún juzgado que reciba una demanda judicial de cualquier empresa afectada. Ya han rebasado los límites de racionalidad y proporcionalidad del impacto ambiental para castigar a la energía térmica y frenar su producción favoreciendo a las renovables. Pero si no se suspende o elimina el mercado de CO2, entonces que se eliminen los subsidios a las renovables y la excepcionalidad de no pagar costes de red a para auto-consumo con placas solares, a menos que operen en modo aislado y desconectado de las redes. Los consumidores están pagando de dos formas diferentes las políticas ambientales de los Estados Miembros de la UE. No hay tanta riqueza como parece. Todo lo contrario: Nos están llevando a una miseria energética. “La vaca se va a quedar sin leche”.
Si una entidad financiera presta dinero a un tipo de interés superior al legalmente establecido, el cliente podría demandarle por estafa. Ningún producto puede dispararse por encima de niveles máximos razonables ni mucho menos multiplicarse por 100% y hasta por 1000%. Nada sube tanto. Nada se permite que suba tanto. Esto exige que se establezcan precios máximos al CO2, así como al precio de los hubs de gas para evitar más usura a los consumidores, y restablecer los precios máximos de mercados de electricidad a niveles asumibles por los consumidores. Todos los gobiernos europeos deben reflexionar a dónde nos llevan y si deben luchar contra la especulación. Se supone que los reguladores deben velar por la defensa de las prácticas competitivas y evitar la especulación, en beneficio tanto de vendedores como compradores, y especialmente de los consumidores.
La media ANUAL acumulada del CO2 en 2021 ha cerrado a 53,6 €/tCO2 más del doble que los máximos históricos previos. Pero la media ANUAL en 2022 ha cerrado a 80,9 €/tCO2. Este nivel implica un crecimiento de más de 4 veces (400%) superior a los valores medios del registro histórico reciente (2018-2020: 21,8 €/tCO2).
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 mayor del petróleo y aún menor 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 de la curva forward a largo plazo (2025-2030) que han variado al alza aprox. un 5% de 2023 a 2025 y entre un 3% y 4% de 2026 a 2031, en comparación con los valores de hace un mes:
Futuro Dic 2020 dejó de cotizar a niveles máximos de 30,8 €/tCO2.
Futuro Dic 2021 dejó de cotizar el 20 DIC/2021 a un valor en torno a 79,4.
Futuro Dic 2022 dejó de cotizar el 19 DIC/2022 a un valor en torno a 84,1.
El precio del CO2 se está duplicando y casi triplicando anualmente. A ese ritmo, se espera que alcance 150 €/tCO2 en 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 muy 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. De hecho, cabe advertir que el futuro de CO2 para Dic 2030 ha llegado a cotizar un valor máximo de 144,1 €/tCO2 el 17 AGO 2022. Con lo cual, ese nivel de 150 puede que se consolide muy pronto.
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).
Igual que para el gas, urgen medidas paliativas tipo subvenciones (ayudas de Estado) por el elevado coste del CO2.
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.
La Junta Directiva de ACOGEN se reunía el 16 de marzo. A la semana siguiente, el día 21, el vicepresidente de ACOGEN, Valentín González-Adame, participaba en la jornada “Balance energético 2022 y Perspectivas para 2023”, organizada por El Club Español de la Energía (ENERCLUB), y que contó con la participación de Sara Aagesen, secretaria de Estado de Energía; Rocío Prieto, directora de Energía de la CNMC, así como representantes de las asociaciones del sector: ACOGEN, AEE, AELEC, AOP, APPA Renovables, Foro Nuclear, SEDIGAS y UNEF. Ese mismo día, ACOGEN estuvo presente en el evento anual organizado por ASPAPEL, que este año llevaba por título “El papel se escribe con SI (S de sostenibilidad, I de innovación)” #sípapel.
El miércoles 22 de abril, la Asociación asistió al desayuno informativo con Jorge Paradela Gutiérrez, consejero de Política Industrial y Energía de la Junta de Andalucía. Ese mismo día también tenía lugar la reunión de ACOGEN y varios cogeneradores de Catalunya con Roger Torrent, conseller de Empresa y Trabajo de la Generalitat de Catalunya y con el director general de Industria.
El lunes 3 de abril, el vicepresidente primero y conselleiro de Economia, Industria e Innovación de la Xunta de Galicia, Francisco Conde, mantuvo un encuentro con representantes de ACOGEN y de industrias cogeneradoras gallegas.
El 12 de abril, ACOGEN participa en la Comisión de Energía de Foment del Treball. Los presidentes de ACOGEN y COGEN España se reunieron con la secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen, el viernes 14 de abril.
ACOGEN celebra el Comité de Eficiencia y Promoción el 19 de abril, con la asistencia de 170 cogeneradores. Al día siguiente, está prevista la reunión mensual de la Junta Directiva de ACOGEN.
ACOGEN en los medios
La cogeneración está a menos de cien días de su colapso si el Gobierno no actúa, informa El Economista, que recoge las advertencias realizadas por ACOGEN en los últimos meses señalando que las instalaciones pueden acabar parando en el segundo semestre si no se acelera la publicación del nuevo marco normativo. El diario económico recuerda que la reforma de la metodología de retribución -prevista para mayo de 2022- sigue sin concretarse y el sector continúa esperando los detalles casi tres meses después. ACOGEN lamenta la incertidumbre que les genera a la hora de planificar y la pérdida de competitividad industrial frente a sus homólogos europeos.
También en El Economista leemos La CNMC insta al Gobierno a revisar la retribución de la cogeneración. El organismo afea al Ministerio los retrasos acumulados y explica que en el contexto actual de escenario de volatilidad de los mercados energéticos, y mientras esté vigente el Real Decreto-ley 10/2022, es imprescindible un mecanismo de actualización retributiva de la cogeneración en periodos inferiores al semestral (mensual o diario); ya que el mecanismo propuesto de revisión ex-ante para seis meses resulta del todo ineficaz para cubrir los costes debido a la volatilidad del mercado -aun si se cumpliera, dado que se ha incumplido reiteradamente- señala el diario.
Este mes de abril, ACOGEN, junto con varias industrias cogeneradoras, se reunieron con el vicepresidente primero y conselleiro de Economía, Industria e Innovación de la Xunta de Galicia, Francisco Conde, para exponer la situación y reclamaciones de la cogeneración y pedir su apoyo. En nota de prensa, la Xunta mostró su apoyo al sector en su reclamación de contar con un nuevo marco regulatorio. Tal como indicó, “la Xunta de Galicia se suma a estas reivindicaciones porque considera indispensable para el futuro del sector que pueda disponer de un marco favorable para las plantas existentes y para nuevas inversiones”.
Numerosos medios gallegos informaron de la reunión. La Voz de Galicia publica La cogeneración amenaza con parar por completo el 1 de julio si no se revisa su retribución, con declaraciones del director general de ACOGEN, Javier Rodríguez. Según informó la consellería de Economía, pedirán al Gobierno que actualice el marco regulatorio que ampara esta tecnología para garantizar, entre otras cosas, la competitividad de muchas industrias gallegas; un marco que permita al sector una retribución suficiente para retomar la actividad y planificar nuevas inversiones, entre las que se contempla el cambio de combustible y prepararse para funcionar con hidrógeno renovable. Rodríguez recuerda al diario que el sector también está pendiente de que el Ministerio convoque, como estaba previsto, una subasta para adjudicar 1.200 megavatios con incentivos a la cogeneración.
Galicia Press señala en su información que La Xunta se une al sector de la cogeneración para pedir al Gobierno «un nuevo marco regulatorio que garantice su futuro». El Gobierno gallego destacó que «una de las tendencias actualmente es la transición a la cogeneración renovable a través del relevo del gas por otros gases renovables como el biometano o el hidrógeno«. Noticias de Vigo recoge las reclamaciones del sector cogenerador: «un nuevo marco para operar en el cual, entre otras cosas, se modifique el plazo de pago de las retribuciones reguladas, se eliminen las horas mínimas de operación de las plantas y las barreras a la hibridación con fotovoltaicas y eólicas en industrias que tienen cogeneración«.
Por su parte, El Mundo Castellón analiza cómo la caída de ventas y la indefinición de las ayudas del Gobierno hunden un 38% la cogeneración. El diario señala que el sector se enfrenta en el presente ejercicio a una ‘pesadilla’ similar a la sufrida el pasado año: la posibilidad de caer en un apagón generalizado de plantas por la indefinición de las ayudas a conceder por parte del Ministerio para la Transición Ecológica. En declaraciones al medio, ACOGEN lamenta que sigan sin noticias del Ministerio ante dos reivindicaciones clave para mantener con vida a las plantas: un marco para operar y un marco para invertir. La primera de las demandas se refiere a la nueva metodología que el Ministerio debía tener lista en mayo del año pasado. «Nos preocupa muy seriamente qué sucederá a partir de julio. Estamos en un contexto de incertidumbre total y entre los cogeneradores hay falta de confianza en el Ministerio. Lo suyo es que la industria y el Ministerio trabajemos de manera conjunta para elaborar la nueva metodología para calcular las retribuciones a las plantas, pero desde enero no hemos tenido reuniones con el Gobierno», lamenta el director general de ACOGEN. Rodríguez asegura que «la metodología actual se basa en un sistema obsoleto y debemos buscar un nuevo esquema. No pedimos que el mismo se aplique de hoy para mañana, podemos pactar una transición moderada con el Ministerio, pero debe ponerse a trabajar con urgencia». La gravedad de la situación es tal que la Asociación ha comenzado una ronda de contactos con los presidentes de las comunidades autónomas en las que se cogenera para pedir su ayuda en la movilización del Ministerio, entre las que se encuentra la Generalitat Valenciana.
A esta incertidumbre se le suma la falta de un marco para invertir. Hace más de un año que el Ministerio anunció las subastas de 1.200 MW de cogeneración, del que el sector aún no sabe nada. «Los cogeneradores necesitan un calendario y conocer qué inversiones van a poder realizar en los próximos años para no producir a ciegas», defiende el director general de ACOGEN.
En este sentido, ACOGEN manifestaba en el reportaje El sector reclama objetivos más ambiciosos en el nuevo PNIEC publicado por la revista Energía elEconomista, que confía en que la revisión del PNIEC “impulse la culminación de lo establecido en el Plan actual para la transición de la cogeneración de alta eficiencia a través de la promulgación del marco de subastas para la adjudicación de 1.200 MW de cogeneración durante los próximos tres años, cuya convocatoria fue anunciada en 2021 y cuyo marco completó el proceso de información pública en enero de 2022, con vistas a que se realice la primera convocatoria este año y las instalaciones estén totalmente operativas en 2027, y poder así contribuir al conjunto de los objetivos previstos en el PNIEC”.
¿Se ha parado la industria en España y en Alemania? Se hunde la demanda de gas entre el 20% y 40% en marzo, leemos en El Español, que recuerda que uno de los sectores que no remonta desde que comenzaron a dispararse los precios del gas es la cogeneración. La patronal del sector, ACOGEN, señala que la producción industrial de la cogeneración se desplomó en 2022 y, aunque en 2023 ha mejorado, aún está muy por debajo de los niveles de años anteriores, “ya que nada nuevo ha hecho el Ministerio para remediarlo«, advierte Javier Rodríguez, en alusión al retraso de la publicación del nuevo marco normativo.
ACOGEN participaba en la jornada Balance Energético 2022 y Perspectivas 2023, organizada por Enerclub. Europapress, Negocios, Invertia, Forbes, El Confidencial Digital, Hispanidad, El Periódico de la Energía, Energías Renovables, etc. se hicieron eco de la intervención de Valentín González, vicepresidente de ACOGEN, quien remarcó el efecto tractor que tiene la cogeneración para todos los proyectos de energía renovables. Asimismo, se mostró confiado en que en 2023 se establezca un marco de confianza que permita reactivar las plantas e impulsar la producción, tras la caída del 34% experimentada el pasado año.
Cerramos este repaso a la actividad mediática de la Asociación con varios reportajes acerca del nuevo ministro de Industria, Héctor Gómez. Industry Talks analiza en un amplio reportaje los logros y retos en la cartera ministerial de Industria. ACOGEN apreció en particular el apoyo que la ex ministra, Reyes Maroto, ha mostrado por la industria calorintensiva que cogenera, “escuchando y atendiendo nuestras necesidades, estando atenta a los aspectos energéticos de nuestras industrias y haciendo de puente en muchos casos con el Ministerio para la Transición Ecológica”. La Asociación confía en que Gómez seguirá defendiendo los intereses de las industrias calorintensivas que cogeneran y entenderá la urgencia de sus demandas y su importancia para el 20% del PIB industrial de España.
Voz Pópuli publica una información acerca de la posible creación de una Secretaría de Estado de Industria, recabando la opinión de varias patronales, entre las que se encuentra ACOGEN. Su director general, Javier Rodríguez, afirma que “sinduda, sería una excelente noticia para nuestro país, donde la industria apenas supone el 15% del PIB – sólo un 12% si consideramos a la industria manufacturera- y con empleo en retroceso -no alcanza los dos millones de personas-, empleo que cabe recordar que en su mayor parte es estable, de calidad y enraizado a sus zonas geográficas”. “Es clave potenciar la industria para el crecimiento económico y el desarrollo social de España ante los retos presentes como la descarbonización y la transición ecológica, así como para afrontar los desafíos a los que se enfrenta España como la deslocalización industrial a países más competitivos”, destaca Rodríguez.
Socio Protagonista
Wärtsilä
Por primera vez en el mundo un motor Wärtsilä opera comercialmente con combustible con un 25% de volumen de hidrógeno
El grupo tecnológico Wärtsilä y WEC Energy Group han probado con éxito las capacidades de un motor Wärtsilä que funciona con combustible con un 25% de volumen de hidrógeno. Las pruebas, que se completaron en octubre de 2022, se realizaron en la central energética A.J. Mihm de 55 MW de WEC Energy Group en Michigan, EE. UU., con un motor Wärtsilä 50SG sin modificar. Durante el período de prueba, el motor Wärtsilä continuó suministrando energía a la red. Este es el motor de balance flexible operado comercialmente más grande que jamás haya funcionado con una mezcla de combustible de hidrógeno, lo que representa, por lo tanto, un logro a nivel mundial.
El Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI) también participó en las pruebas y lideró la evaluación del rendimiento del motor durante la prueba. En un informe publicado recientemente, el análisis de EPRI confirmó la viabilidad de mezclar hidrógeno (H2) con gas natural para su uso en un motor Wärtsilä existente. Los resultados de la demostración también mostraron que el hidrógeno se puede manejar y utilizar de manera segura y fiable en la tecnología de motores.
Durante tres días de pruebas continuas se demostró con éxito la capacidad del motor para procesar la combustión de mezclas de hidrógeno, mostrando claras mejoras en la eficiencia del motor y reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, al mismo tiempo que cumple con las emisiones de NOx. Se logró una carga del motor del 95 % con la mezcla de H2 al 25 % en volumen. Esto verifica la flexibilidad de combustible de los motores Wärtsilä sin comprometer la eficiencia. Pruebas adicionales mostraron que con una mezcla de H2 de 17 % en volumen se podía lograr una carga del motor del 100 %. El informe EPRI afirma que esta clase de motores puede, por lo tanto, mantener su mayor eficiencia en comparación con las turbinas de gas de ciclo simple. Debido a que los motores, en general, tienen una mayor eficiencia, su producción relativa de CO2 en comparación con las turbinas también será menor, como fue el caso en este estudio.
“Estas pruebas proporcionan una evidencia clara de que la tecnología de motores de Wärtsilä puede ofrecer soluciones de energía preparadas para el futuro que hacen una gran contribución a las operaciones descarbonizadas. Los resultados de las pruebas con una mezcla de combustible de mezcla de hidrógeno y gas natural han sido sobresalientes. Continuamos desarrollando y preparando nuestros motores para el futuro para que funcionen con combustibles sostenibles y esperamos tener un concepto de motor y central eléctrica para operar con hidrógeno puro disponible para 2026”, dijo Anja Frada, directora de operaciones de Wärtsilä Energy.
“EPRI está acelerando el despliegue de una cartera completa de tecnologías de energía limpia para respaldar un futuro neto cero”, dijo Neva Espinoza, vicepresidenta de suministro de energía y recursos bajos en carbono de EPRI. “Este proyecto de demostración con Wärtsilä y WEC Energy Group es importante para mostrar el potencial de la mezcla de hidrógeno en motores alimentados con gas natural. Los aprendizajes de este proyecto se compartirán con la industria energética para seguir avanzando hacia los profundos objetivos de descarbonización”.
A medida que las empresas de servicios públicos aumentan la utilización de activos de energía renovable, como la eólica y la solar, existen oportunidades para producir hidrógeno para el almacenamiento de energía a largo plazo a partir del exceso de energía renovable. Como combustible, el hidrógeno se quema sin producir ninguna especie de carbono, incluido el CO2. La capacidad de fabricación de electrolizadores de hidrógeno es de casi 8 GW/año en la actualidad, pero podría superar los 60 GW/año para 2030 según los anuncios de la industria.
“Estamos muy contentos de asumir un papel de liderazgo en la exploración del potencial de esta tecnología mientras nos enfocamos en brindar a los clientes energía asequible, fiable y limpia”, dijo Gale Klappa, presidente ejecutivo de WEC Energy Group. “A medida que traemos más energía renovable a la red, debemos asegurarnos de que podemos mantener las luces encendidas cuando el sol no brilla y el viento no sopla. Los resultados de este proyecto son un fuerte indicador de que estas unidades gestionables pueden funcionar con combustibles con niveles muy bajos o incluso sin carbono”. Entre otros combustibles sostenibles, el hidrógeno será fundamental para alcanzar las emisiones netas cero y se espera que contribuya con el 20 % de la reducción total de CO2 necesaria en 2050. Sin embargo, la industria energética mundial actual no está diseñada para la adopción de hidrógeno puro como fuente de energía segura. Por lo tanto, una inversión significativa en motores listos para el mercado que puedan funcionar con combustibles sostenibles es crucial para apoyar la transición a cero neto. Wärtsilä es pionera en la adopción del hidrógeno como combustible viable a través del desarrollo avanzado y las pruebas de motores de combustible flexible.
La Xunta apoya el sector de la cogeneración en su reclamación de contar con un nuevo marco regulatorio
El vicepresidente primero y conselleiro de Economía, Industria e Innovación mantuvo un encuentro con representantes de ACOGEN.
El pasado lunes 3 de abril, representantes de ACOGEN se reunieron con Francisco Conde, vicepresidente primero y conselleiro de Economía, Industria e Innovación de la Xunta de Galicia, para solicitarle apoyo a sus reivindicaciones ante el Ministerio para la Transición Ecológica. Según informó la consellería en nota de prensa, pedirán al Gobierno que actualice el marco regulatorio que ampara la cogeneración para garantizar la competitividad de muchas industrias gallegas. Un marco para operar en el cual, entre otras cosas, se modifique el plazo de pago de las retribuciones reguladas, se eliminen las horas mínimas de operación de las plantas y las barreras a la hibridación con fotovoltaicas y eólicas en industrias que tienen cogeneración.
Otra de las demandas del sector es un marco para invertir, para lo cual es necesario que el Gobierno convoque las subastas para adjudicar los 1.200 MW de cogeneración que aún están pendientes.
La Xunta de Galicia se suma a estas reivindicaciones porque considera indispensable para el futuro del sector que pueda disponer de un marco favorable para las plantas existentes y para nuevas inversiones.
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
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