Boletín Electrónico de la Asociación Española de Cogeneración

Diciembre 2023

nº 185

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Editorial

Javier Rodríguez

Director General ACOGEN

Por un 2024 cargado de buenas noticias

La energía y el clima, o lo que es lo mismo, la competitividad energética y climática, son la máxima prioridad de la industria y el factor decisorio del mantenimiento de la producción industrial y de las inversiones industriales en la Unión Europea y en España.

La industria en general, porque ya se sabe que hay una gran variedad de actividades y sectores, ha atravesado un mal 2023. La industria global está en recesión, o muy cerca, aunque la buena noticia es que no esperan colapsos. La producción industrial en los países de la eurozona lleva un año disminuyendo y no parece que cambie a corto. En Europa la industria está débil, con stocks elevados, tipos de interés altos y pedidos flojos, centrándose la mayor afectación en las industrias intensivas en energía, que estamos estructuralmente con unos mayores costes energéticos y de CO2 que nuestros competidores.

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) vuelve a caer con más fuerza en NOV a 63,45 €/MWh, -26,7 €/MWh (-29,6%) respecto OCT (90,1 €/MWh) debido a fundamentalmente a menores precios de gas y de CO2.

Precios gas

Precio interanual futuro Dated Brent revierte un poco más -3,2% acompañado de revalorización del Tipo de cambio US$/€ que gana +0,3%, pero con la subida del término de energía de los peajes y cargos del sistema gasista,…

Precios C02

El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa vuelve a caer en NOV 2023 a 76,0 €/tCO2. DIC lleva acumulado un ajuste a 69,2 €/tCO2 con presión bajista por la inflación que en parte se debe al excesivo nivel del precio…

Actividad ACOGEN

ACOGEN en los medios

El miércoles 29 de noviembre tuvo lugar la Asamblea General 2023 de ACOGEN en el Auditorio Rafael del Pino de Madrid. Al acto, que contó con una sesión interna sólo para asociados y una sesión pública, asistieron más de 120 profesionales del sector. Durante la sesión pública se proyectó el video “Cogeneración e industria: lazos de futuro”, que dio paso a la mesa redonda…

ACOGEN sigue siendo noticia por los mensajes transmitidos durante la celebración de su Asamblea General el pasado 29 de noviembre. La cogeneración pide alargar el periodo de vida de las plantas, destaca El Periódico Mediterráneo, que recuerda que una importante cantidad de empresas cerámicas utilizan esta tecnología.

Cogeneración sin fronteras

La firma invitada

La cogeneración de alta eficiencia, una pieza esencial en la transición energética

La cogeneración es una pieza clave en la transición energética de España. Permite asegurar la producción de energía eléctrica y la competitividad de la industria y contribuye por su alta eficiencia a la reducción de emisiones en el proceso de transición energética. Las plantas de cogeneración se encuentran también preparadas para utilizar los gases renovables en sus procesos productivos, lo que les permitirá ser un actor decisivo en el proceso de descarbonización de nuestro país.

Cuando se instaló la primera planta de cogeneración en España, en los años 80, ya se conocían muchas de las bondades de esta tecnología que permitiría ahorrar energía primaria, reducir emisiones, mejorar la eficiencia energética de la industria, así como su competitividad.

Las cifras de la cogeneración en la actualidad reflejan el desarrollo que ha seguido esta tecnología en nuestro país: más del 10% de la energía eléctrica y del 20% de consumo de gas está vinculado a procesos que emplean la cogeneración. De hecho, el 20% del PIB industrial de España se fabrica con cogeneración en las 600 fábricas que cuentan con esta tecnología, aportando unos 200.000 puestos de empleo directos. En Redexis estamos muy orgullosos de haber contribuido a esta realidad, conectando múltiples instalaciones de cogeneración a la red de gas natural en los territorios donde opera. 

De un vistazo

e+, la revista anual de la cogeneración, ya disponible

En esta nueva edición, el presidente de ACOGEN firma “Confianza en que 2024 sea «el año»”, haciendo un recorrido de los lazos de futuro y progreso que mantienen la industria y la cogeneración. Hablamos de cogeneración con Carlos Javier Fernández, consejero de Economía y Hacienda de la Junta de Castilla y León, y con Jorge Paradela, consejero de Industria, Energía y Minas de la Junta de Andalucía.

GasINDUSTRIAL, Sedigas y Redexis, son los protagonistas de la sección Gas en la Industria. El tema central de la revista es “Cogeneración e industria, lazos de futuro” y conocemos los “Cogeneradores de Honor 2023”, Juan Antonio Alonso y  en Luzma Piqueres. EE.UU. y Japón son los países invitados en Cogeneración sin fronteras, completado con un artículo del director general de COGEN Europe, y descubrimos productos “hechos con cogeneración” de la mano de Azucarera e Iberboard. Además, las interesantes crónicas del equipo ACOGEN y el artículo de nuestro director general, “La cogeneración enlaza el futuro con la industria”.

Todo esto y más en nuestra revista anual. ¡No te la pierdas! Descargar

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Cogeneración e Industria, lazos de futuro

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Editorial

acogen.es/boletin-diciembre-2023/#editorial

Por un 2024 cargado de buenas noticias

La energía y el clima, o lo que es lo mismo, la competitividad energética y climática, son la máxima prioridad de la industria y el factor decisorio del mantenimiento de la producción industrial y de las inversiones industriales en la Unión Europea y en España.

La industria en general, porque ya se sabe que hay una gran variedad de actividades y sectores, ha atravesado un mal 2023. La industria global está en recesión, o muy cerca, aunque la buena noticia es que no esperan colapsos.

La producción industrial en los países de la eurozona lleva un año disminuyendo y no parece que cambie a corto. En Europa la industria está débil, con stocks elevados, tipos de interés altos y pedidos flojos, centrándose la mayor afectación en las industrias intensivas en energía, que estamos estructuralmente con unos mayores costes energéticos y de CO2 que nuestros competidores.

2023 un año de retroceso para la industria

El consumo de energía es inherente a la transformación de materias primas en productos industriales; energía e industria van de la mano. Estimamos, viendo las demandas energéticas y las emisiones de CO2, que en el conjunto de la UE se habrá reducido la producción industrial cerca del 10%, con países con Alemania a la cabeza con cifras del orden del 20%. Y en España vamos ya en el mismo tren. En la demanda energética nacional faltan 40 TWh de consumo de gas industrial (-25%) y digamos unos 15 TWh eléctricos de industrias (≈18%), así la demanda de electricidad en España cerrará 2023 en el entorno de los 234 TWh, con una cifra que será la más baja desde 2010, y no, no es el autoconsumo ni la eficiencia, es la industria.

En una reciente nota del BBVA “¿Quo Vadis Alemania? Breve comparación entre la industria española y la alemana”, se cita que “mientras no se solucione el entorno de elevados costes energéticos, difícilmente repuntará la industria». En mi opinión, la deslocalización de las industrias alemanas ya ha empezado, trasladan la capacidad de producción más cerca de los mercados de exportación en los que están presentes para mantener y ganar competitividad, especialmente en un momento en el que sobra capacidad de producción. El tamaño y factor de escala alemán obliga. Ello también tendrá consecuencias en las cadenas de producción españolas.

Industria y energía comparten actividad

Es indudable que el desarrollo del sector energético está unido al sector industrial. Sin industria, sin sus demandas energéticas y sin sus contribuciones a nuestra economía y sostenibilidad, la viabilidad de desarrollo del PNIEC y de sus inversiones a 2030 están comprometidas. Si no hay competitividad para los consumidores industriales tampoco habrá rentabilidad para los productores de electricidad o desarrolladores de otros proyectos, simplemente porque falta demanda y bienestar.

Cogeneración e industria: lazos para un mejor futuro

La cogeneración afronta el nuevo año expectante en que 2024 sea el inicio de una nueva etapa de mayor eficiencia y competitividad para las industrias cogeneradoras, iniciando un fuerte ciclo de inversión en transición energética con cogeneración y otras tecnologías que promuevan en mayor medida las inversiones productivas y el empleo industrial en España.

El 20% del PIB industrial español se fabrica con cogeneración, siendo indispensable para sectores como el alimentario, papelero, químico, cerámico, refino, textil, automóvil, etc., empresas punteras que exportan más del 50% de su producción y mantienen 200.000 empleos directos, estables y de calidad.

La transición energética será larga. La reducción del consumo industrial de gas donde sea posible y su electrificación competitiva o sustitución por gases renovables llevará tiempo e inversión, y sólo será un éxito si se logra dentro de la competitividad, con tecnologías eficaces y con sentido ambiental, económico y social, es decir, con sostenibilidad.

Marco para operar, invertir y medida de emergencia 2023

Los cogeneradores hemos venido reclamando al Gobierno tres peticiones: un marco para operar, un marco para invertir y medidas de transición antes de fin de 2023.

Marco de operación, inminente publicación

Estamos esperando la publicación en el BOE del marco de operación, que tras la nueva metodología retributiva propuesta el 22 de noviembre, ha superado la información pública. Es un marco que consideramos acertado y adecuado a las volatilidades de los mercados y a la debilitada coyuntura industrial, aunque estamos expectantes a la atención de algunos importantes flecos necesarios para garantizar la cobertura de costes. Con ello, confiamos en que muy pronto pueda promulgarse con éxito este nuevo marco con el que operaremos a partir de 2024 y que es un hito para establecer un nuevo ciclo de confianza y mayor eficiencia e inversión para la cogeneración y su industria en España.

Próximo anuncio y planificación de subasta 1.200 MW cogeneración

El plan de inversión en cogeneración -cuya tramitación culminó en 2021- está también en espera de un próximo anuncio y fechas planificadas para promulgar el marco de la subasta de 1.200 MW, imprescindibles para la planificación de nuestras industrias, en el que invertirán más de 800 M€.

Urge medida de emergencia en 2023

Finalmente, hemos solicitado una medida urgente para prorrogar por dos años más la actividad de las plantas que finalizan su vida útil en 2023 – 61 fábricas y 405 MW-, de forma que puedan mantener su empleo y competitividad hasta concurrir a las subastas, evitando algunas decisiones de deslocalización que supondrían una debilitación de nuestro tejido industrial. Ojalá el próximo real decreto ley acierte incluyendo esta medida.

Esperamos que en esta navidad o en el inicio de 2024 se materialicen nuestras expectativas. La industria y la cogeneración caminan juntas y firmes. Los industriales cogeneradores estamos preparados para mantener y estrechar lazos de futuro y progreso y confiamos en que 2024 sea nuestro año para emprender un nuevo ciclo de operación e inversión de la cogeneración con la industria, con bienestar y empleo.

Javier Rodríguez

Director general ACOGEN

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) vuelve a caer con más fuerza en NOV a 63,45 €/MWh, -26,7 €/MWh (-29,6%) respecto OCT (90,1 €/MWh) debido a fundamentalmente a menores precios de gas y de CO2. Dicho precio de NOV 2023 ha sido -52,1 €/MWh (-45,4%) inferior al de NOV 2022 (115,6 €/MWh). Esta variación NO tiene en cuenta el ajuste del precio por la compensación del gas, que en NOV ha sido nulo (0 €/MWh), pero sigue suponiendo cambio en reglas de formación de ofertas de generación térmica en pool.

La excepción ibérica 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, y actualmente se ha elevado a 65,0 €/MWh a raíz de la aprobación del RDL3/2023, extendiendo dicho mecanismo hasta 31 DIC 2023. El perfil en contango del precio de referencia del gas diverge con el nivel de precios internacionales del gas a medio plazo, sin activarse desde Marzo 2023. Si el perfil fuese en backwardation, podría inducir competencia y eficiencia en los precios finales del pool y, por ende, en los precios finales del suministro de electricidad a cliente final.

Para convertir ese límite de referencia de precio de gas a precio de oferta de generación eléctrica se aplica el cociente 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 dicho precio de referencia de gas es excesivamente alto, NO se ha superado en MIBGAS desde MAR hasta NOV y también en lo que llevamos de DIC.

El mecanismo podría haber establecido senda bajista del precio de referencia del gas para inducir eficiencia económica (competencia), es decir, un impacto favorable a los consumidores de electricidad. Pero parece que NO aprendemos de los errores, 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 35 €/MWh (DIC), gas de OCT ha cerrado a 43,2, NOV a 38,4 €/MWh. 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 sufriendo 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 y baterías).

Sumando el precio medio del mercado diario y el precio medio del ajuste, el resultado total para los compradores ha repuntado en verano 2022 y desde entonces con la bajada de precios del gas ha ido cayendo hasta cero desde MAR 2023. Sin embargo, los niveles de precios del pool siguen siendo más del doble que los niveles razonables históricos del pool. No podemos alegrarnos de tal desgracia para los consumidores.

Al cierre de este informe en DIC tampoco hay ajustes de precios en todos los días y horas, porque el índice diario de gas en MIBGAS ha resultado superior al precio de referencia del gas (65,0 €/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 por arte de magia concluyan (no empeoren) las guerras en Ucrania y Gaza. Los presupuestos tan elevados de la energía están obligando el cierre parcial o total de industrias y PYMES, o bien a la deslocalización hacia otros países donde se preocupan en establecer medidas eficaces a favor de las industrias.

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) han contado con un incentivo establecido de forma regulada para no comprar gas más barato, sabiendo el índice del MIBGAS para el día de entrega (Prgn), que se le compensará respecto al de referencia (65,0 €/MWh en Dic’23) 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.

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.

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 menos ruinosos, pero seguimos viendo precios muy altos, y ojalá no sea un descanso para volver a coger impulso en 2024-2025. En compras de gas los consumidores en España se sienten víctimas de los precios internacionales, sin medidas regulatorias paliativas contundentes, excepto para ciertos sectores industriales. Hay comunidades autónomas que han tomado la delantera al gobierno central promulgando y activando un sistema de ayudas por excesivos precios de la energía. A ver si siguen el ejemplo las demás CCAA. Hay que evitar el cierre o deslocalización industrial.

Desde la perspectiva del commodity como tal, no se justifican los precios de los mercados primarios a los niveles desorbitantes 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 a 50 FEB, 55 MAR, 56,1 ABR, 57,2 MAY, 58,3 JUN, 59,4 JUL, 60,6 AGO, 61,7 SEP, 62,8 OCT, 63,9 NOV y 65,0 DIC). Parece que los políticos europeos no saben lo que es pagar una factura de gas con ese límite plano (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 especulación energética. Fracaso y suspenso para los responsables y empoderados europeos y nacionales. Precisamente esto es parte del proceso inflacionista, empobrecimiento de las personas físicas y jurídicas. Si nadie pone freno, Europa entrará en una pobreza energética para todos los sectores de consumo: residencial, comercial, industrial y la propia administración pública.

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 hemos estado en año de elecciones municipales y autonómicas, y nacionales (23JUL) se han extendido hasta 31 Dic 2023. Al parecer, al cierre de esta edición NO se desconoce prórroga de las mismas, quizás porque creen que los precios de gas y electricidad han bajado a niveles razonables, cuando realmente están muy por encima de la media histórica y de lo que los consumidores son capaces de pagar, sin tener en cuenta la pérdida de poder adquisitivo del IPC acumulado.

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, porque aún NO hemos bajado a niveles razonables para competir en un mercado globalizado. La reactivación del conflicto en Gaza, por militares de Hamas contra civiles judíos, ha presionado al alza los precios internacionales del petróleo y del gas, pero al parecer han tocado máximos y han empezado a relajarse.

De hecho, la estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2023 se estima en 85,5 €/MWh, lo cual supone un decremento de -1,7% (-1,5 €/MWh) respecto al nivel previsto hace un mes (86,9 €/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 por 5 veces y actualmente siga casi triplicado (+252%), sin incluir eventual 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. Si paseamos por cualquier calle, ya se aprecian locales cerrados, y muchas empresas están dejando de producir, hay escasez de productos manufacturados, inclusive en el sector farmacéutico. Pinta muy mal el medio plazo. Lo peor es que no se vislumbra un golpe en la mesa y medidas contundentes de nuestros gobernantes a nivel nacional y europeo. La esperanza es lo último que se pierde, pero si alguna solución llegase, será probablemente muy tarde para muchas empresas y autónomos, que no sobrevivirán a este proceso de precios energéticos fuera de control.

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 cuatro meses los precios de 2023 estaban en contango respecto al 2022, pero la bajada del gas antes del verano ha revertido la curva de precios forward, pasando 2023 a backwardation, pero con niveles más altos para los futuros a largo (2025-2029) y muy largo plazo (2030-2033). PPA’s han tocado máximos a mediados de OCT con una fuerte caída desde NOV.

  • 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 curva forward bajando en 2023-2026, neutral en 2027 y subiendo en 2028-2033.

Aquellas empresas con visión largo-placista pueden suscribir PPA’s para una parte de su consumo, y si aún no lo han hecho, ahora los precios han mejorado mucho para asegurar presupuestos competitivos a largo plazo, gestionando el riesgo hacia adelante (desde 2024 hasta 2033). La coyuntura energética podría prolongarse en el tiempo si no concluye el conflicto Rusia-Ucrania y el de Israel-Palestina en Gaza, aunque de vez en cuanto se toman un descanso (tregua). La fuerte caída del precio del gas se debe en parte a la menor demanda y mayor oferta de gas a nivel mundial a medio-largo plazo. China y la India van muy lentos en su recuperando de demanda y actividad económica en general, eso ha quitado presión al precio del Brent y del gas. En NYMEX se está notando una fuerte caída del gas. Por otro lado, ciertos países están reduciendo su oferta de gas por falta de inversión a boca de pozo. EEUU ha abierto la posibilidad de inversión en hidrocarburos en Venezuela, como posible estrategia para mitigar el riesgo de aprovisionamiento por los citados conflictos bélicos, pero eso podrá beneficiar a EEUU, y no necesariamente a Europa.

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, que están induciendo señales más competitivas.

El PPA Carga Base del lustro de Ene 2024 a Dic 2028 revierte fuertemente de 77,4 a 67,0 (decremento -10,4 €/MWh, -13,4%), respecto valores hace un mes. PPA a 5 años empezando el 2025 también cae de 68,1 a 63,5 €/MWh (-4,7 €/MWh, -6,9%).

PPA carga base a 10 años empezando en Ene 2024 y hasta 31 Dic 2033 cae menos por efecto de niveles de precios más altos a largo plazo, pasando de 62,1 a 60,9 €/MWh (-1,2 €/MWh, -2,0%).

NOVEDADES IMPORTANTES: Brusca caída de los precios a corto y medio plazo, y efectos de curva del Pato en los perfiles de los precios por el aumento progresivo de la expansión de la generación Solar Foto-Voltaica. El perfil solar se sigue abaratando respecto al perfil Base. Hace 6 meses, los precios Carga Solar eran unos -3,0 y -3,5 €/MWh inferiores a precios Carga Base. Pero desde JUN 2023, la diferencia ha cambiado espectacularmente (entre -18 y -21 €/MWh). En NOV, el precio Solar ha pasado de estar entre un 3% y 7% a estar entre un 21% y 42% respecto al precio Base desde el verano. En DIC tenemos unas diferencias más centradas en torno al 30%. Podéis ver comparaciones de perfiles Solar y Base en fichero Excel, Output 0, para ver detalle de dichas diferencias en NOV y DIC.

Los precios PPA’s carga solar a 5 años empezando en 2024 revierten desde MAY-JUN-JUL a niveles de 70,9-49,3-49,2 €/MWh, respectivamente. Pero en SEP han repuntado a 54,6 tocando máximo en OCT a 62,4, ya cayendo a 57,9 en NOV y 47,5 en DIC.

Empezando en 2025 los PPA’s carga solar a 5 años han caído a 60,1-40,8-39,5 €/MWh en MAY-JUN-JUL. Pero en SEP han repuntado a 42,6, OCT a 48,9 y NOV a 49,1. Hace un mes advertimos nivel de saturación. Cayendo en DIC a 44,4.

Los PPA’s carga solar a 10 años desde 2024 hasta 2033 han caído a niveles de 56,3-37,6-37,4 €/MWh en MAY-JUN-JUL. Pero en SEP han repuntado a 40,3 y en OCT a 45,0, ya cayendo a 43,0 en NOV, y también en DIC a 41,8.

La decisión de un PPA carga Base o Solar, comenzando en 2025 en vez de 2024 depende del perfil de carga del consumo a cubrir, y del músculo financiero (tesorería y presupuesto) y binomio rentabilidad-riesgo frente a la expectativa de la evolución de los precios Base y Solar. El Autoconsumo con excedentes puede mejorar aún más los resultados frente a un PPA virtual o físico ubicado en otro punto frontera fuera del perímetro de 2 km (usando la red y pagando los demás costes del suministro). Pero se requiere apertura de expediente para exportar a la red con el riesgo de perder parte de la fianza (un 20%) a depositar en las arcas públicas si el distribuidor no dispone de capacidad de transferencia de energía a través de su red eléctrica. Cuestión que está frenando en seco a los inversores en autoconsumo, ya que no pueden obtener ingresos por la venta de excedentes los fines de semana (bajada de producción), aumentando el pay-back esperado. Cuando resulta imposible vender los excedentes vertidos a la red, existen soluciones para sacar provecho económico a los excedentes: i) sistemas de almacenamiento “in situ” para cargarse con dichos excedentes y descargarlos para autoabastecerse en horas de precios pico; ii) arbitraje de precios de mercado y servicios de oración técnica con dichos sistemas de almacenamiento para mejorar el pay-back de la inversión en dichos equipos; iii) sistemas de almacenamiento portátiles para llevar esas baterías a otras industrias cercanas (plug&play) sin usar la red (>2 km); y iv) nuevo mercado de subastas de capacidad (potencia). Las comunidades energéticas sufren el problema de que requieren porcentajes prefijados para el reparto de los excedentes entre todos los puntos de suministro de cada comunidad energética dentro del perímetro comunal (2 km). Esa inflexibilidad es realmente una restricción regulatoria que impide la cobertura óptima de la demanda de los suministros. Con los tiempos que corren, debería permitirse una actualización mensual o semanal o diaria de dicho coeficiente a nivel horario.

En ciertas regiones (comunidades autónomas), parece que existen menores restricciones (15 km) para autogeneración compartida, lo cual debería de extenderse a nivel nacional.

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. 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) el día 1 Junio 2024. 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. Pero OJO: este cambio va a suponer sendas inversiones en los cambios de las plataformas de gestión de mercados de todos los agentes: generadores, comercializadores, distribuidores, agentes vendedores, traders: importadores y exportadores. Desde ya se deben empezar a especificar para ir implantando todos los cambios que supone este cambio temporal de los precios.

Se están planteando proyectos de hibridación con solar fotovoltaica, minieólica de eje vertical y almacenamiento para reducir el payback de la inversión en cogeneración y/o en renovables. Pero se requiere una excepcionalidad para vertidos o excedentes a la red cuando la planta de cogeneración reduce su producción por menor demanda de energía térmica.

Con el fin de impulsar el autoconsumo de proximidad, se ha aumentado (desde 1 km a 2 km) 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 2024 aún no sabemos nada concreto. Lo más probable es que pueda desaparecer inclusive la exención del 85% del IEE para ciertos sectores industriales de gran consumo o bien para los de consumo medio o pequeño (aunque cumplan con los requisitos financiero-energéticos establecidos).

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. Ya veremos si se extiende o no dicha medida.

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.

Los peajes y cargos del sistema siguen tal cual desde 1 ENE y hasta 31 DIC 2023, pero se espera una subida moderada del Término de Energía (TE) a partir de 1 ENE 2024, y bajada del Término de Potencia (TP). Para alto factor de carga, la propuesta de Peajes supone un peaje medio igual para la mayor parte de los consumidores (6.1) y bajada neta para los demás.:

  • Tarifa ATR 6.1TD: +7,5% TE & -4,5% TP. Media: +1%.
  • Tarifa ATR 6.2TD: -1,5% TE & -12,5% TP. Media: -9%.
  • Tarifa ATR 6.3TD: +6,0% TE & -6,0% TP. Media: -2%.
  • Tarifa ATR 6.4TD: -7,0% TE & -21,5% TP. Media: -16%.

El precio del exceso de potencia contratada a nivel cuarto-horario se revisa al alza para 6.2 y a la baja para demás tarifas:

  • Tarifa ATR 6.1TD: -3%.
  • Tarifa ATR 6.2TD: +1%.
  • Tarifa ATR 6.3TD: -2%.
  • Tarifa ATR 6.4TD: -1%.

Los coeficientes de penalización (K) de excesos suben en periodos p3 y p4, y bajan resto de periodos, manteniéndose los coeficientes en super-punta (p1).

El aumento de la remuneración de la actividad de distribución (+3,6%) parece ser insuficiente y la reducción del transporte (-15,9%) están siendo criticadas por la mayoría de empresas que están promoviendo proyectos de generación, especialmente renovable. Si ahora mismo las distribuidoras declaran no disponer de capacidad de transferencia de red para verter energía a su red ni a la de transporte, puede verse frenado el plan de expansión de la generación en 2024. Las Comunidades Autónomas y los Ayuntamientos, así como los promotores no pueden asumir las inversiones en redes que puede requerir el sistema interconectado tanto a nivel peninsular como insular y extrapeninsular.

Al parecer como hay superávit del sistema de actividades reguladas, es posible que los Cargos del Sistema no cambien a inicios de 2024. Ya veremos. Dado que la demanda ha caído más de un 3% en 2023 y muy probablemente seguirá cayendo en 2024, igual se revisan los Cargos al alza en el transcurso del año.

El 14 JUN 2023 se ha publicado el Real Decreto 444/2023, de 13 de junio, por el que se modifica el Real Decreto 1106/2020, de 15 de diciembre, por el que se regula el Estatuto de los Consumidores Electro-Intensivos (CEI). Se abre la puerta a más consumidores, reduciendo las exigencias financieras (ratio Consumo/Valor Añadido Bruto = 0,25 kWh/€) y consumo en periodo de horas valle (p6) a 46% (no exigible en 2022 y 2023). Se mantiene consumo anual mínimo de 1 millón de kilovatios hora (1 GWh = 1.000 MWh = 1.000.000 kWh). En cuanto a obligaciones, se mantiene el 10% de energía renovable a plazo (quinquenal), excepto PYMES, pero se aumentan exigencias (restricciones), es decir, riesgo potencial de devolver las eventuales ayudas caso de incumplimientos. Por un lado, exigen enviar previsiones de autoconsumo al Operador del Sistema (plazo 6 meses para disponer equipos de medida y de 3 meses  para alta en Concentrador Principal del Sistema de Medidas Eléctricas -SIMEL- desde obtención de certificación). Al menos un 30% del suministro debe proceder de energías renovables mediante PPA’s, Certificados de Garantía de Origen (GdOs’) o autoproducción. Invertir al menos la mitad (50%) de las eventuales ayudas en proyectos para reducir Gases de Efecto Invernadero (GEI’s) de las instalaciones.

Muchos CEI’s reconocidos legalmente como tal, e inclusive habiéndose renovado la autorización administrativa recientemente como CEI, han quedado fuera del nuevo Estatuto, y recibieron notificación previa de baja por supuesto incumplimiento (no pertenecer a sectores habilitados), permitiendo 10 días hábiles para presentar alegaciones, quedando abierta la posibilidad de presentar posteriormente recurso contencioso administrativo por daños patrimoniales y daños y perjuicios derivados principalmente por obligaciones de suscribir PPA’s e implantar la ISO ambiental 50.001. Aparte de disponer de derechos adquiridos es un trato arbitrario y discriminatorio, sin ninguna medida paliativa. Otra inseguridad jurídica amparada en decisiones de la Comisión Europea. El nuevo Estatuto podría suponer devolución (y sanción) de ayudas percibidas, pues de momento cambia las obligaciones/exigencias sin el debido consenso con los consumidores industriales y PYMES. Se desconoce aún si habrá que aprovisionar la eventual devolución de las ayudas que se podrían estar percibiendo en 2023 derivadas de las convocatorias de ayudas anteriores (2021), caso de reclamación administrativa por ingresos indebidos. No se puede seguir consumiendo con este tipo de incertidumbres. Los plazos de cumplimiento de informe de eficiencia energética deberían ampliarse tanto para la convocatoria de ayudas en 2022 (vence 31.12.2023) como en 2023 (30.04.2024). No hay tiempo ni recursos suficientes para cumplir con esos plazos. La implantación del Sistema de Gestión de la Energía auditado y certificado según la norma UNE-EN ISO 50001, supone un largo proceso con tremendos sobrecostes y recursos imprevistos, que no están siendo debidamente compensados con las escasas ayudas de las convocatorias. Aún es posible relajar esos plazos. El nuevo gobierno puede y debería hacerlo. Si no lo hace, pondrá en riesgo a los CEI’s.

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Precios gas

Precio interanual futuro Dated Brent revierte un poco más -3,2% acompañado de revalorización del Tipo de cambio US$/€ que gana +0,3%, pero con la subida del término de energía de los peajes y cargos del sistema gasista, se induce una bajada neta media de -1,5% en los precios del suministro de gas a cliente final en España respecto a valores de hace un mes (caso de indexación a Brent y TC). No obstante, en valor acumulado, los precios de gas como materia prima son ahora aún más altos que en 2020, casi un 300% de incremento. Se acentúa el impacto de la renovación de nuevos contratos de suministro de gas para industrias, que ya venían arrastrando un incremento estructural de los contratos entre un +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 en todos los casos 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 o reducciones de personal desde finales 2022 y esto va a contagiarse en Europa en general si no se hace nada eficaz para evitarlo.

El precio interanual del hub de gas España-Portugal (Mibgas), revierte otra vez fuertemente -21,8% debido a la bajada de los precios internacionales de gas. Los hubs de gas europeos, el TTF y NBP revierten -22,7% y -25,1%, respectivamente. En mismo sentido, el gas Henry Hub de EEUU, índice NYMEX, cae -14,8%.

Cuesta entender 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. La diferencia podría justificar un gasoducto marino cruzando el Atlántico o bien desde las Costas de las Islas Canarias, independientemente de quién lo extraiga/venda.

El índice del carbón internacional (ARA) también cae -8,9% respecto a valores interanuales de hace un mes. Menor demanda de carbón (inducida) en Occidente ha relajado el precio del carbón, especialmente en Alemania y Polonia, pero Japón y Corea del Sur han repuntado su consumo (de mayor calidad), para sustituir gas caro por carbón barato. Vemos demanda debilitada de carbón (de menor calidad) en China y la India. Eso ha frenado la caída del precio del carbón.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 81,1 a 78,0 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,0982 a 1,1017 US$/€.

La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 42,3 a 33,1 €/MWh, lo cual supone un margen de 51% inferior a los 65,0 €/MWh del límite del mal denominado CAP de gas en pool de electricidad por la excepción ibérica en DIC 2023, respectivamente.

La media interanual de los futuros del TTF revierten de 44,8 a 34,6 €/MWh.

La media interanual de los futuros del NBP (UK) revierten de 114,6 a 85,8 peniques/termia.

La media interanual de los futuros del NYMEX revierten de 2,9 a 2,5 US$/MMBtu.

Los targets del Dated Brent pasan de 82,9-78,6-74,9 US$/barril a finales de 2023-2024-2025, a niveles de 76,6-76,8-73,5, respectivamente.

Los targets del euro frente al dólar americano pasan de 1,0913–1,1110–1,1289 US$/€ a 1,0872–1,1122–1,1308 a finales de 2023–2024–2025, respectivamente.

Los targets del TTF pasan de 44,1–49,9–43,7 €/MWh a finales 202320242025, a niveles de 38,4–40,0–36,9, respectivamente. Pero deberían bajar aún más (aprox. dos tercios o dos terceras partes) 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 39,6–43,441,8 €/MWh para 2023–2024–2025 a niveles de 39,2–33,434,5, respectivamente. Bajan este año respecto al escandaloso precio de 2022 (100,0 €/MWh), pero en un mes han pasado de Contango a Backwardation en 2024-2025 respecto 2023.

El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha subido en AGO 2023, cerrando media mensual a 34,1 €/MWh, lo cual supone un aumento de +4,1 €/MWh, +13,6% respecto JUL 2023 (30,1 €/MWh). En SEP vuelve a subir a 37,0, lo cual supone un aumento de 2,9 €/MWh (8,5%) respecto AGO. En OCT ha vuelto a repuntar tocando techo a 43,2, pero ya NOV revierte a 37,7 y DIC se ha hundido a niveles esperados de 34,3. La tremenda bajada de gas se debe a que a fecha de hoy, los niveles de almacenamiento de gas en la Unión Europea se situaban en el 88%, con Alemania 90,6%, Francia 85,8% e Italia 85,5%. De cara al futuro, el noroeste de Europa prevé un comienzo cálido para principios de 2024 con temperaturas superiores a la media, lo que provocará una menor demanda de energía y un menor consumo de gas natural, tras un diciembre cálido.

Pero hay un riesgo latente de que el gas repunte por encima de los 35 €/MWh, debido al conflicto entre Israel y Hamas que está obligando a desviar los buques cisterna de GNL del Mar Rojo. Asimismo, el aumento de la violencia y los ataques hutíes están obligando a que los barcos tomen rutas más largas y costosas, perturbando el comercio Este-Oeste. Esto puede obligar a los buques a navegar alrededor del Cabo de Buena Esperanza, añadiendo dos semanas a su viaje y potencialmente estrechando el mercado naviero. Sin embargo, Qatar, un proveedor clave de GNL para Europa, continúa transportando envíos a través del Mar Rojo a través del Canal de Suez, menos mal.

Aún así, con estos precios del gas podemos ver cierre de empresas/industrias si no se establecen ayudas o compensaciones contundentes, pues es un precio que cuadruplica la media de hace tres años (2020: a 10,2 €/MWh). De hecho, se anticipan niveles que triplican esa media en 2024 y 2025. NO existe industria capaz de resistir un coste de materia prima tan elevado durante tanto tiempo.

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 energética 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. Excesivo optimismo respecto a disponibilidad del gas almacenado o importable a Europa.

La falta de importación de gas barato de Argelia a España también está repercutiendo en la especulación del precio del gas desde otros países. Ojalá que España y Argelia puedan entenderse y restablecer las transacciones de gas. 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 53-59 €/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 2026). La nueva revisión de los precios regulados de la cogeneración con régimen retributivo parece que va a ayudar a compensar las pérdidas que se vienen arrastrando desde 2021. Ello redundará en beneficios para los consumidores (precios más competitivos) y al medio ambiente (menos emisiones de CO2) y a trabajadores (menos parados), entre otros. Sin duda esto podría ayudar a cumplir algunos objetivos del plan de ahorro y eficiencia energética, ya que las fábricas asociadas NO tendrían que sustituir la energía térmica de la cogeneración por 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:

  • ENE 2024: ha tenido 11 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 20 DIC), marcando MAX 40,6, medio 35,0 y MIN 31,2. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 31,6 (20/Dic/23) y la media acumulada del futuro 47,6 con Máx/Mín de 56,5/37,1.
  • DIC 2023: ha cotizado 22 días en MIBGAS, marcando MAX 45,6, medio 42,6 y MIN 37,7. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 37,9 (30/Nov/23) y la media acumulada del futuro 46,0 con Máx/Mín de 54,0/36,0. Cierre de contado se espera a 34,3 por debajo del valor mínimo del futuro.
  • NOV 2023: ha cotizado 21 días en MIBGAS, marcando MAX 52,0, medio 44,5 y MIN 35,9. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido 40,0 (31/Oct/23) y la media acumulada del futuro 44,6 con Máx/Mín de 54,4/35,8. Cierre de contado ha sido 38,4, entre valores medio y mínimo del futuro.
  • OCT 2023: ha cotizado 21 días en MIBGAS, marcando MAX 43,3, medio 36,7 y MIN 32,1. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 37,5 (29/Sep/23) y la media acumulada del futuro 36,7 con Máx/Mín de 47,1/32,0. Cierre de contado ha sido 43,2.
  • SEP 2023: ha cotizado 23 días en MIBGAS, marcando MAX 42,7, medio 35,1 y MIN 28,5. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 33,6 (31/Ago/2023) y casualmente la media acumulada del futuro 33,6 con Máx/Mín de 46,5/27,1. Cierre de contado ha sido 37,0.
  • AGO 2023: ha cotizado 21 días en MIBGAS, marcando MAX 36,3, medio 29,8 y MIN 25,5. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido 26,7 (31/Jul/2023) y la media acumulada del futuro 30,7 con Máx/Mín de 40,1/24,7. Cierre de contado ha sido 34,1.
  • JUL 2023: ha cotizado 22 días en MIBGAS, marcando MAX 43,3, medio 31,8 y MIN 23,7. Última cotización Futuro gas en OMIP ha sido 35,0 y la media acumulada del futuro 33,5 con Máx/Mín de 46,6/22,8. Cierre de contado ha sido 30,1.
  • JUN 2023: ha cotizado 22 días en MIBGAS, marcando MAX 36,4, medio 29,3 y MIN 24,0. Última cotización Futuro gas en OMIP ha sido 26,0 y la media acumulada del futuro 38,0 con Máx/Mín de 54,9/23,0. Cierre de contado ha sido 31,1.
  • MAY 2023: ha cotizado 18 días en MIBGAS, marcando MAX 44,0, medio 37,5 y MIN 34,1. Última cotización Futuro del gas en OMIP ha sido de 33,5 y la media acumulada del futuro 45,1 con Máx/Mín de 56,8/33,5. Cierre contado 28,8, bajando más que los valores mínimos.
  • ABR 2023: ha cotizado 23 días en MIBGAS, marcando MAX 49,2, medio 42,2 y MIN 38,6. 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. Cierre contado 38,1, tirando a valores mínimos.
  • MAR 2023: ha cotizado 19 días en MIBGAS, marcando MAX 57,0, medio 51,1 y MIN 47,3. Última cotización 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. Última cotización 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 Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido 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 tremenda corrección (reversión) de los precios del gas internacional (TTF y NBP) se ha notado en el MIBGAS y MIBEL, aunque el mercado eléctrico tenga vida propia: afectado por otros drivers como 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. Requiere 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 47,7, 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 Max-Med-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 Max-Med-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 Max-Med-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 Max-Med-Min de 75,5-49,8-38,1 €/MWh. Contado ha cerrado a 38,1.
  • Futuro MAY 2023 ha cotizando desde 1 FEB hasta 28 ABR registrando Max-Med-Min de 56,8-45,1-33,5 €/MWh. Contado ha cerrado a 28,8.
  • Futuro JUN 2023 ha cotizado desde 1 MAR hasta 31 MAY registrando Max-Med-Min de 54,9-38,0-23,0 €/MWh. Contado ha cerrado a 31,1.
  • Futuro JUL 2023 ha cotizado desde 3 ABR hasta 30 JUN registrando Max-Med-Min de 46,6-33,5-22,8 €/MWh. Contado ha cerrado a 30,1.
  • Futuro AGO 2023 ha cotizado desde 2 MAY hasta 31 JUL registrando Max-Med-Min de 40,1-30,9-24,7 €/MWh. Contado ha cerrado a 34,1.
  • Futuro SEP 2023 ha cotizado desde 1 JUN hasta 31 AGO registrando Max-Med-Min de 46,5-33,6-27,1 €/MWh. Contado ha cerrado a 37,0.
  • Futuro OCT 2023 ha cotizado desde 3 JUL hasta 29 SEP registrando Max-Med-Min de 47,1-36,7-32,0 €/MWh. Contado ha cerrado a 43,2.
  • Futuro NOV 2023 lleva cotizando desde 1 AGO hasta 31 OCT registrando Max-Med-Min de 54,4-44,6-35,8 €/MWh. Contado ha cerrado a 38,4.
  • Futuro DIC 2023 lleva cotizando desde 1 SEP hasta 30 NOV registrando Max-Med-Min de 54,0-46,0-36,0 €/MWh. Contado se espera (benchmark) a 34,3.
  • 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 baja a 39,2, muy por debajo del valor MED del futuro.
  • Futuro ENE 2024 lleva cotizando desde 2 OCT hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 56,5-47,6-37,1 €/MWh.
  • Futuro FEB 2024 lleva cotizando desde 1 NOV hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 49,1-45,1-37,7 €/MWh.
  • Futuro MAR 2024 lleva cotizando desde 1 DIC hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 40,1-38,9-37,8 €/MWh.
  • Futuro 2024 ha empezado a cotizar desde 3 Ene 2022, con valores acumulados entre 30,5 y 193,1 y media 62,7. Última cotización a 33,4 (20 DIC).
  • Futuro 2025 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2023, con valores acumulados entre 37,8 y 53,7 y media 44,0. Última cotización a 34,5 (20 DIC).

La parte variable de la TUR básica bajó un -36,5% entre Q1 y Q2 de 2023, pasando de 7,0389 a 4,4719 c€/kWh, cayendo -36,5%. Para Q3 también bajó a 4,314 c€/kWh, en ambos casos sin una justificación económica convincente, pero habiendo elecciones generales (23 JUL). La parte fija supuso una bajada de -2% en Q2 y una subida de +2% en Q3, pasando de 5,03 en Q1 a 5,01 en Q2 y volviendo a 5,03 €/mes en Q3. Para el Q4, como ya no hay más elecciones, la TUR pasa a 4,6724 c€/kWh, lo cual supone un repunte de +8,3% de incremento, si bien la parte fija baja a 3,85 €/mes (-118%), pero por mucho que se baje la parte fija, no se compensa el tremendo varapalo en la parte variable asociada al consumo. Se espera una bajada de la TUR para Q1 2024.

Debería existir una TUR de refugio a precio fijo para consumidores industriales o gran comercio en dificultades (en vez de MIBGAS + recargo del 20%, aparte del recargo sobre costes regulados) o bien una Tarifa de Referencia temporal basada en subastas de gas a mercado libre para asegurar la supervivencia de la industria. Las compras de gas a nivel europeo no están redundando en mejoras relevantes respecto a lo que se está comprando localmente en España, si bien supone una fuente de mejora del margen bruto de las comercializadoras de gas.

La medida de indexación del precio del MIBGAS sobre el precio del MIBEL hasta 31 MAY 2023, extendida por RDL3/2023 hasta 31 DIC 2023, puede suponer que los ingresos de un generador no puedan 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 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. Desde el verano 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.

Las coberturas de gas están a precios que empiezan a ser un poco competitivos, pero no lo suficiente como para volver a presupuestos de hace dos años. Asegurar precios en coyunturas como la actual puede evitar nuevos incrementos, pero perder la oportunidad de recoger caídas más adelante. Los precios de los hubs internacionales están subiendo 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$/€. Las indexaciones al TTF están arrojando mejores resultados que el MIBGAS y NBP. 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 TTF o MIBGAS, y resto (Z = 1 – X – Y), a precio fijo. Tal como estamos viendo ahora mismo, los contratos indexados a gas están aprovechando menores precios que los indexados a Brent. 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 ciertas treguas anunciadas en los conflictos bélicos en Ucrania y Gaza, así como las intervenciones y los 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 si vuelven a aprobarse para solicitarlas en plazo y forma, sabiendo que se pueden convocar en fechas determinadas.

El 2 JUN se ha publicado la Resolución de 30 de mayo de 2023, de la CNMC, por la que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte, redes locales y regasificación para el año de gas 2024. El 28 SEP se ha publicado la Orden TED/1072/2023, de 26 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 2024. Ambas normativas completan así el ATR para la nueva temporada gasista (de OCT 2023 a SEP 2024).

Si tenemos en cuenta ambos conceptos (Peajes y Cargos), la parte variable de las tarifas RL8 (15-50 GWh/año), RL9 (50-150 GWh/año) y RL10 (150-500 GWh/año) suben un +15,1; +14,8; y +15,4%, respectivamente. En sentido contrario, la parte fija baja -25,8%; -29,0%; y -26,6%, respectivamente.

Buen momento para mitigar la facturación de la parte fija del gas en mayor medida y de la parte variable en menor medida (la subida de peajes y cargos reduce los ahorros del coste de la materia prima), pero insuficiente viendo el elevadísimo nivel de precio de la materia prima (precio del gas). Es muy difícil trasladar la subida del precio del gas a los productos manufacturados. Los fondos europeos podrían (deberían) utilizarse para compensar el coste de la materia prima a los industriales como está ocurriendo en otros países europeos.

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.

“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 y actualmente 65,0 (DIC).

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 baja y desparece la compensación del gas (Pgn índice de combinación de precios del MIBGAS para cada día concreto < Prgn inicialmente 40 €/MWh).

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. En ese sentido, el sector industrial espera que el gobierno implante medidas de ayudas contundentes (NO reembolsables) para todos los consumidores industriales, especialmente cogeneradores y fábricas asociadas. Ayudas para financiación podrían ser interesantes para la inversión cuando las industrias (fábricas) puedan pagar las facturas de gas / electricidad. Bajo la actual coyuntura de precios energéticos ya es insostenible la actividad industrial en España. El riesgo de cierre o deslocalización de las industrias podría convertirse en una decisión irreversible.

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. Activación desde 15 FEB 2023. 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 65,0 €/MWh 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.

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, brinda la posibilidad de realizar:

  • 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. Tasa reducida del 5%.

La Orden ICT/744/2023, de 7 de julio, por la que se regulan las bases de la línea de ayudas para la compensación de los costes adicionales debidos al aumento excepcional de los precios del gas natural, cuyo extracto de dicha orden ha sido publicado el sábado 22 JUL 2023, habiendo sido el plazo de solicitudes de 20 días hábiles, contados a partir del día siguiente al de la publicación del extracto de la convocatoria en BOE, o sea del 27 de julio al 24 de agosto de 2023, ha imposibilitado la solicitud a muchas industrias, bien por dejar muy poco tiempo para meter la solicitud o bien por encontrarse de vacaciones. Se corrigen errores por Orden ICT/775/2023, de 10 de julio, que pueden suponer incumplimientos y devoluciones de ayudas percibidas. La tramitación de urgencia no afecta al plazo para justificar el cumplimiento de los plazos legales de pago previsto en el artículo 13.3 bis de la Ley General de Subvenciones, que es de 6 meses.

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

Precios CO2

El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa vuelve a caer en NOV 2023 a 76,0 €/tCO2. DIC lleva acumulado un ajuste a 69,2 €/tCO2 con presión bajista por la inflación que en parte se debe al excesivo nivel del precio del CO2 en Europa, así como por la bajada de los precios internacionales del gas, carbón, crudo y sus derivados.

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.

En lo que llevamos de año 2023, hasta 20 DIC 2023, tenemos una media spot acumulada de 83,7 €/tCO2, entorno a niveles del verano.

Los futuros con entrega a final de año han variado de la siguiente manera.

  • 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.

Sin embargo, la curva de precios forward del CO2 a medio y largo plazo (2024-2031) sigue con un perfil de contango respecto a 2022 (80,9 €/tCO2), si bien con unos niveles menores respecto a valores de hace un mes.

El precio del CO2 crece a un ritmo de aproximadamente un +4,0% en 2024 respecto a 2023. Y un crecimiento anual entre un +3,3% y +3,0% en 2025 y 2031, respectivamente.

Los especuladores siguen agresivos, al no producirse sanciones ejemplares, envalentonados porque persisten las reglas del juego y la demanda de derechos va en aumento. 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.

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 auto-consumos con placas solares, a menos que operen en modo aislado y desconectado de las redes. Los consumidores están pagando en duplicado las diferentes 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 la red sirve de respaldo, que se paguen dichos servicios, pues los costes fijos van a ir en aumento en cuanto se consolide una eventual bajada de precios, porque toca repartirlos entre una demanda residual cada vez menor. Unos consumidores (sin autoconsumo, típicamente los más pobres o con menos recursos económicos) NO deben subsidiar a los demás (con autoconsumo, típicamente los más ricos o con mayores recursos económicos). Esto está abriendo más la brecha entre consumidores, pero es contradictorio que ocurra en la Europa contemporánea. El precio del CO2 lo termina pagando hasta la más humilde persona (cliente final). Es como un coste variable o coste marginal adicional al de la materia prima.

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.

El aumento diferencial del precio del CO2 se está duplicando y casi triplicando anualmente. A ese ritmo, se espera que alcance 150 €/tCO2 antes de 2030, 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 más pronto que tarde.

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).

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Actividad ACOGEN

El miércoles 29 de noviembre tuvo lugar la Asamblea General 2023 de ACOGEN en el Auditorio Rafael del Pino de Madrid. Al acto, que contó con una sesión interna sólo para asociados y una sesión pública, asistieron más de 120 profesionales del sector. Durante la sesión pública se proyectó el video “Cogeneración e industria: lazos de futuro”, que dio paso a la mesa redonda en la que participaron Carlos Aladjem, responsable de abastecimiento energético de Gas&Power para Europa de Solvay; Cristina Embid, responsable de Energía y Cogeneración de Lecta; Alejandra Miralles, responsable de Asuntos Industriales de ASCER; y Isabel Vasserot, directora de Relaciones Institucionales y Sostenibilidad de Azucarera.

Al día siguiente, nuestro director general, Javier Rodríguez moderó la mesa redonda “Comercialización de energía y nuevos servicios” en el curso “Mercado Ibérico del Gas” que organiza el Club Español de la Energía (ENERCLUB).

ACOGEN participa en la “2023 CHP Alliance Annual Member Meeting” de la asociación americana de cogeneración el martes 5 de diciembre. 

A la semana siguiente, la Asociación asistía a la jornada de puertas abiertas “Perspectivas de la Cogeneración para 2024” organizada por COGEN España el martes 12 de diciembre.

El miércoles 13, ACOGEN asistió a la presentación del documento, por parte de la Fundación Naturyg, “El papel imprescindible de los ciclos combinados en la seguridad de suministro. Pasado, presente y futuro”, elaborado por PwC. Este mismo día COGEN Europe organizó una reunión informativa para sus miembros bajo el título “The New Energy Efficiency and Renewable Energy Directives: What Next?”, en la que estaba presente ACOGEN.

El jueves 14 de diciembre tuvo lugar la Junta Directiva mensual de ACOGEN.Al día siguiente, la Asociación asistió al seminario web sobre las “Plataformas de información de Red Elétrica” organizado por Red Eléctrica.

El lunes 18 de diciembre ACOGEN estuvo en la presentación “The 2nd Global Cogeneration Market Report” de COGEN World Coalition (CWC), de la que ACOGEN forma parte.

Concluimos este repaso a la actividad de ACOGEN con la asistencia, el martes 19 de diciembre, al Comité de Agentes de Mercado de MIBGAS, del que participa ACOGEN. En esta ocasión, nuestro director general, Javier Rodríguez, intervino con la presentación “Cogeneración, Indutrias y MIBGAS: lazos de futuro”.

ACOGEN en los medios

ACOGEN sigue siendo noticia por los mensajes transmitidos durante la celebración de su Asamblea General el pasado 29 de noviembre. La cogeneración pide alargar el periodo de vida de las plantas, destaca El Periódico Mediterráneo, que recuerda que una importante cantidad de empresas cerámicas utilizan esta tecnología. El diario recoge la valoración de ACOGEN a la propuesta del Gobierno de nueva metodología. En este sentido, destaca su «acierto y adecuación a las volatilidades de los mercados y a la debilitada coyuntura industrial. El nuevo marco revisará con una mayor frecuencia -trimestral en lugar de anual- los precios del mercado eléctrico, combustibles y CO2 de manera transparente y previsible, permitiendo una mejor gestión». El diario valenciano se hace eco de la petición de ACOGEN de una medido adicional urgente para para prorrogar por dos años la actividad de aquellas plantas que finalizan su vida útil este año 2023, para que las industrias puedan mantener su empleo y competitividad hasta la celebración de las subastas para 1.200 megavatios de cogeneración previstas, «donde las industrias invertirán más de 800 millones de euros», tal como afirma la Asociación.

Los cogeneradores abordan con confianza un nuevo ciclo de competitividad e inversión industrial, leemos en la revista Industria Química, que destaca las palabras del presidente de ACOGEN durante la inauguración. Hernando destacó que, en los 35 años de camino común de la cogeneración y la industria en España, los cogeneradores han demostrado su capacidad de adaptación, gestión y evolución para aportar eficiencia, competitividad y desarrollo a los sistemas energéticos y al país. “Hoy, miramos al futuro con confianza, preparados para abordar un nuevo ciclo de la cogeneración en la industria que llegará en 2024. Una nueva etapa está a punto de empezar”, puntualizaba. Asimismo, afirmó que afirmó que “la energía y el clima son la máxima prioridad de la industria y el factor decisorio del mantenimiento de la producción y de las inversiones industriales en la UE y en España” y trasladó la voluntad de los cogeneradores de continuar colaborando con el Gobierno “para trabajar con prioridad en políticas eficaces que mantengan la competitividad energética de las industrias, a la vez que se orientan hacia una descarbonización inteligente, sostenible y tecnológicamente incluyente”. El presidente de ACOGEN también hizo un llamamiento durante la Asamblea General de la Asociación a la unidad de acción entre el sector energético, el industrial y el Gobierno para dotar de confianza inversora y viabilidad a productores y consumidores: “El desarrollo del sector energético está indudablemente unido con lazos de futuro al sector industrial”, añadió.

Los portales Obras Urbanas y Construnario también informaron de las conclusiones de la Asamblea. Cogeneradores españoles se alistan para un nuevo ciclo de competitividad e inversión en 2024, titula Construnario, que añade que las patronales del sector, ACOGEN y COGEN España, han pedido al Gobierno extender por dos años la operación de plantas de cogeneración al final de su vida útil para mantener el empleo y la competitividad en la industria hasta nuevas subastas.

Concluimos este repaso a la actividad mediática de ACOGEN con el reportaje publicado por la revista Energía elEconomista, Primera planta de cogeneración del mundo sin emisiones de CO2. Se trata de HyFlexPower, un proyecto de innovación liderado por un consorcio de empresas y organismos europeos cuyo objetivo es la puesta en marcha del primer prototipo del mundo a escala industrial de conversión de electricidad en hidrógeno y de nuevo en electricidad en las plantas de cogeneración mediante una turbina industrial de gas avanzada alimentada por hidrógeno verde. El proyecto fue galardonado con el premio Shell España a la Innovación Tecnológica durante el XIX Congreso Anual de Cogeneración, organizado por ACOGEN y COGEN España el pasado mes de octubre.

La firma invitada

La cogeneración de alta eficiencia, una pieza esencial en la transición energética

La cogeneración es una pieza clave en la transición energética de España. Permite asegurar la producción de energía eléctrica y la competitividad de la industria y contribuye por su alta eficiencia a la reducción de emisiones en el proceso de transición energética. Las plantas de cogeneración se encuentran también preparadas para utilizar los gases renovables en sus procesos productivos, lo que les permitirá ser un actor decisivo en el proceso de descarbonización de nuestro país.

Cuando se instaló la primera planta de cogeneración en España, en los años 80, ya se conocían muchas de las bondades de esta tecnología que permitiría ahorrar energía primaria, reducir emisiones, mejorar la eficiencia energética de la industria, así como su competitividad.

Las cifras de la cogeneración en la actualidad reflejan el desarrollo que ha seguido esta tecnología en nuestro país: más del 10% de la energía eléctrica y del 20% de consumo de gas está vinculado a procesos que emplean la cogeneración. De hecho, el 20% del PIB industrial de España se fabrica con cogeneración en las 600 fábricas que cuentan con esta tecnología, aportando unos 200.000 puestos de empleo directos. En Redexis estamos muy orgullosos de haber contribuido a esta realidad, conectando múltiples instalaciones de cogeneración a la red de gas natural en los territorios donde opera. Actualmente nuestra red de transporte y distribución de gas cuenta con más de 20 puntos de suministro de cogeneración conectados, habiendo alcanzado consumos de más de 6 TWh en los últimos años. Varias de estas conexiones se han producido en los últimos 5 años, representando más del 20% del consumo de gas para cogeneración de Redexis a lo largo del último año.

El año 2022 fue un año difícil para el sector de la cogeneración, del que aún está recuperándose. El origen del problema fue el aumento de precio de la energía que comenzó en los últimos meses del año 2021, y se vio incrementado por la invasión rusa a Ucrania en febrero de 2022 y las incertidumbres respecto al suministro de gas natural que ésta provocó.

Las dificultades generadas por esta situación se hicieron todavía más grandes en el contexto de incertidumbre regulatoria que se produjo a largo de todo el año pasado. En efecto, 2022 estuvo marcado, regulatoriamente hablando, por tres hitos importantes para la cogeneración: la revisión de los parámetros retributivos y su aplicación retroactiva que provocó un aumento de incertidumbre y una reducción en su actividad; la publicación del Real Decreto Ley con la aprobación del denominado “tope al gas” o “excepción ibérica”, que inicialmente dejó fuera a la cogeneración, provocando la parada de múltiples plantas; y por último, la corrección del “tope al gas” que se permitió participar en el mecanismo a las cogeneraciones, exigiendo una renuncia -de forma temporal- al régimen retributivo regulado. Esta renuncia mantenía la desigualdad entre la cogeneración y los ciclos combinados, y solo la bajada del precio del gas, en el último trimestre del año, permitió ir poco a poco arrancando las plantas.

La consecuencia de todas estas circunstancias fue que la producción con cogeneración con gas natural se redujo un 33% en el año 2022 con respecto a 2021, y más de un 40% con respecto a los niveles anteriores a la pandemia ocasionada por el COVID-19.

Afortunadamente, la actualización regulatoria de la retribución de las cogeneraciones producida a lo largo de 2023 ha permitido dar estabilidad a las plantas y, por lo tanto, la situación se ha ido recuperando, aunque aún queda pendiente fijar el marco estructural de retribución de las cogeneraciones a partir de 2024. Según los datos proporcionados por Red Eléctrica, en el periodo abril-septiembre 2023, la producción de energía de las plantas de cogeneración ha sido casi un 30% superior a la del mismo periodo del año anterior, si bien aún está un 30% por debajo de las cifras de años anteriores. Será, por lo tanto, necesario evaluar en los próximos meses si la recuperación es completa o si ha habido alguna circunstancia adicional que suponga un cambio de comportamiento en la producción a través de las cogeneraciones.

Para Redexis, este comportamiento ha sido similar al del sector, incluso algo más rápido. La comparación de los meses mencionados de 2023 respecto a 2022 suponen más de un 50% de incremento, y la diferencia con años anteriores se limita a un 10% respecto al 30% sectorial.

La evolución positiva experimentada en los últimos meses nos permite mirar al futuro con confianza. Estamos convencidos de que la recuperación sectorial vendrá acompañada del apoyo institucional y social necesarios. En este sentido, el Plan +SE (Plan más seguridad energética) aprobado por el Gobierno español el pasado 11 de octubre de 2022 contempla, entre las medidas de apoyo al sector industrial, una medida específica de “acompañamiento a la cogeneración” entre las medidas de apoyo a la industria, que persigue incrementar la generación de electricidad de la cogeneración, maximizando de esta forma las eficiencias del proceso productivo, generando un ahorro en el consumo primario de gas natural.

Asimismo, el borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030 (PNIEC) elaborado por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha incorporado una medida concreta relativa a “la transición en la cogeneración de alta eficiencia”. La medida constata que parte del parque de cogeneraciones actuales llegará al final de su vida útil antes de 2030. Sin embargo, reconoce su papel como tecnología que aporta eficiencia energética y respaldo al sistema energético, por lo que propone la celebración de subastas que permitan, tanto la modificación de las instalaciones existentes, como la construcción de nuevas instalaciones, por un total de 1.200 MW hasta el año 2030.

Desde Redexis consideramos muy adecuado que el PNIEC siga respaldando esta tecnología, aunque sería deseable que esta pudiera incrementarse en la versión definitiva del plan, alcanzando los niveles de potencia instalada actuales. No hay que olvidar que, contando con los gases renovables, la cogeneración podrá continuar aportando competitividad y eficiencia energética a la industria española y con un adecuado desarrollo de los gases renovables en España podría llegar a estar totalmente descarbonizada en el medio plazo.

Confiamos, por tanto, que en los próximos meses se culmine el marco regulatorio aplicable a las cogeneraciones de alta eficiencia, mediante la aprobación del marco estructural de retribución y la aprobación del mecanismo de subastas previsto en el Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, y en el propio PNIEC. Sin duda, todo ello contribuirá a que las plantas de cogeneración continúen desempeñando un rol esencial en el camino de la transición energética.

Fidel López Soria

Consejero Delegado de Redexis

e+, la revista anual de la cogeneración, ya disponible

El nuevo número de la revista anual de los cogeneradores, e+, ya está disponible para su lectura. En esta nueva edición, el presidente de ACOGEN firma “Confianza en que 2024 sea «el año»”, haciendo un recorrido de los lazos de futuro y progreso que mantienen la industria y la cogeneración. Hablamos de cogeneración con Carlos Javier Fernández Carriero, consejero de Economía y Hacienda de la Junta de Castilla y León, y con Jorge Paradela Gutiérrez, consejero de Industria, Energía y Minas de la Junta de Andalucía.

Verónica Rivière, presidenta de GasINDUSTRIAL; Joan Batalla, presidente de Sedigas; y Fidel López Soria, consejero delegado de Redexis, son los protagonistas de la sección Gas en la Industria. El tema central de la revista es “Cogeneración e industria, lazos de futuro”, reportaje que repasa los últimos acontecimientos de este año y analiza la situación que vive la industria y economía europeas y cómo la cogeneración actúa como herramienta clave para proporcionar una mayor competitividad y sostenibilidad a la industria.

Conocemos los “Cogeneradores de Honor 2023”, galardones que este año han recaído en Juan Antonio Alonso, por su contribución al desarrollo de la cogeneración en España a lo largo de sus 40 años de experiencia apoyando de manera decisiva a la cogeneración y colaborando estrechamente con las asociaciones del sector, y en Luzma Piqueres, por su valiosa labor y dedicación a ACOGEN y a la cogeneración, consiguiendo posicionar al sector y a la asociación en la actualidad mediática como referente institucional y sectorial.

EE.UU. y Japón son los países invitados en la sección Cogeneración sin fronteras, completada con un artículo del director general de COGEN Europe, y descubrimos productos “hechos con cogeneración” de la mano de Azucarera e Iberboard. Además, las interesantes crónicas del equipo ACOGEN. Cierra la revista el artículo de nuestro director general, “La cogeneración enlaza el futuro con la industria”.

Todo esto y más en nuestra revista anual. ¡No te la pierdas! Descargar

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