La producción de la cogeneración tocó fondo en 2023: supuso el 6,5% de la generación nacional de electricidad, 17.455 GWhe, cayendo un -2% que se añade al fuerte descenso del -32% en 2022 (ver gráfico).
Pese a esta debacle, la cogeneración afronta el nuevo año con buenas expectativas a la espera de la promulgación en el BOE del nuevo marco retributivo a la operación que, tras el reciente informe de la CNMC , permitirá después la publicación del marco de subastas para la inversión de 1.200 MW. Este marco, tramitado en 2021 y pendiente todavía, promoverá un nuevo ciclo de vida con la industria.
Urge ultimar la regulación a la operación y la inversión
Al inicio de 2024, son ya más de 60 fábricas y 405 MW las que finalizaron su vida útil regulada a lo largo del año pasado, perdiendo así una competitividad clave en su actividad. Estas plantas están a la espera de la publicación del marco de subastas para poder reiniciar un nuevo ciclo.
Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) ha revertido en DIC a 72,17 €/MWh, +8,7 €/MWh (+13,7%) respecto NOV (63,45 €/MWh) debido a fundamentalmente a menor producción renovable. Dicho precio de DIC 2023…
Precio interanual futuro Dated Brent revierte un poco más -2,1% frenado por pérdida de valor del Tipo de cambio US$/€ que cae -0,5%, con una bajada neta media de -0,6% en los precios del suministro de gas a cliente final en España respecto a valores…
El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa vuelve a caer en DIC 2023 a 71,3 €/tCO2. ENE 2024 lleva acumulado un ajuste a 67,3 €/tCO2 con presión bajista por la inflación que en parte se debe al excesivo…
Comenzamos el repaso a la actividad de la Asociación con la visita del director general de Planificación Energética y Recursos Naturales de la Xunta de Galicia, Pablo Fernández Vila, a la planta de cogeneración NEOELECTRA, asociado de ACOGEN, el 9 de febrero. A la visita acudió también nuestro director general, Javier Rodríguez.
Bergen Engines completa con éxito nuevas pruebas en un motor de 3,3 MW de la serie B36:45L6AG con una mezcla de 30% de hidrógeno y 70% de gas natural en volumen
Este es un hito muy importante para Bergen Engines ya que se trata del primer motor en España funcionando, en operación comercial, con una mezcla del 30% de hidrógeno y confirma la apuesta de la compañía por la descarbonización e incorporación de combustibles verdes.
Atendiendo a la solicitud de su cliente, Viscofan, se han realizado nuevas pruebas de funcionamiento de sus motores con mezcla de hidrógeno. Los objetivos han sido tanto aumentar el porcentaje de mezcla conseguido el pasado año hasta el 30%, como operar con el control de la mezcla desde la red principal de alimentación, simulando un suministro en origen con premezcla, con lo que el sistema de control del motor ha asumido totalmente dichos ajustes. Los objetivos de la prueba han sido alcanzados. El éxito de estas pruebas ha sido posible gracias al compromiso de la dirección de Viscofan hacia la descarbonización y a la excelente colaboración entre el equipo técnico de Viscofan y de Bergen Engines.
Jornada técnica de Cogeneración “La cogeneración y la industria: claves para la descarbonización”, en GENERA
El próximo 6 de febrero se celebra la jornada técnica de Cogeneración “La cogeneración y la industria: claves para la descarbonización” en el marco de GENERA, la Feria Internacional de Energía y Medioambiente, organizada por ACOGEN y COGEN España.
La jornada se desarrollará de 10.15 y 17.45 horas en el Recinto Ferial IFEMA. La inauguración estará a cargo de un representante del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), tras la cual se dará paso a un completo programa de cuatro sesiones, donde contaremos con la participación de los responsables de energía de varias comunidades autónomas, del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, así como de las empresas del sector.
Sesiones:
Las Comunidades Autónomas ante el reto de la descarbonización industrial
Renovación, hibridación y almacenamiento en la cogeneración
Aplicaciones del biogás, biometano, hidrógeno y gases renovables en la descarbonización de la industria
Reinversiones y evolución de los mercados actuales
ACOGEN – Asociación Española de Cogeneración A. de Baviera, 15-bajo | 28028 Madrid Tel.: 91 724 03 69 | Fax: 91 577 47 10 e-mail: acogen@acogen.es | www.acogen.es
Editorial
acogen.es/boletin-enero-2024/#editorial
2024: a la espera de buenas nuevas
La producción de la cogeneración tocó fondo en 2023: supuso el 6,5% de la generación nacional de electricidad, 17.455 GWhe, cayendo un -2% que se añade al fuerte descenso del -32% en 2022 (ver gráfico).
Pese a esta debacle, la cogeneración afronta el nuevo año con buenas expectativas a la espera de la promulgación en el BOE del nuevo marco retributivo a la operación que, tras el reciente informe de la CNMC , permitirá después la publicación del marco de subastas para la inversión de 1.200 MW. Este marco, tramitado en 2021 y pendiente todavía, promoverá un nuevo ciclo de vida con la industria.
Urge ultimar la regulación a la operación y la inversión
Al inicio de 2024, son ya más de 60 fábricas y 405 MW las que finalizaron su vida útil regulada a lo largo del año pasado, perdiendo así una competitividad clave en su actividad. Estas plantas están a la espera de la publicación del marco de subastas para poder reiniciar un nuevo ciclo. Ante el evidente retraso regulatorio de las subastas, desde ACOGEN y COGEN España venimos solicitando medidas de transición que extiendan por dos años más su vida útil regulatoria.
La valiosa oportunidad para más eficiencia, flexibilidad y digitalización
La cogeneración es una tecnología de vanguardia, la de mayor eficiencia, preparada para el futuro con hidrógeno y gases renovables, imprescindible para la competitividad de múltiples sectores industriales calorintensivos (alimentación y bebidas, papel, química, refino, cerámica, tablero, textil, etc.) que producen el 20% del PIB industrial y mantienen 200.000 empleos. También para la eficiencia energética nacional a gran escala, aportando múltiples beneficios a los sistemas energéticos y a la economía industrial de España.
Resulta clave y debemos reconocer el gran valor de la evolución acaecida en la operación de la cogeneración a lo largo de 2023: la flexibilización de su producción adaptándola a la cambiante situación de los mercados. Así, el cogenerador regula generación eléctrica cuando no se cubren los costes, ya que el marco regulado en vigor no cubre costes todas las horas del año y dificulta cerrar coberturas a medio y largo, algo que en el nuevo marco podrá realizarse con una buena gestión de riesgos. Más del 70% de la cogeneración ya es capaz de flexibilizar su generación, cuando hace cuatro años solo lo lograba el 40%. El pasado año hemos visto funcionando simultáneamente más de 3.000 MW de cogeneración, mientras que en su punto más bajo —con precios de pool muy bajos o cercanos a cero— el sector ha regulado hasta 800 MW. Y una mayor digitalización de las cogeneraciones para comandar inteligentemente la flexibilidad operativa y la situación y oportunidades de los mercados en tiempo real y a plazo, será clave en la gestión de las plantas. Pero para lograr la transformación digital hay que invertir y para ello es urgente el marco de inversión y de operación.
Industrias con cogeneración, hibridación y multi-activos energéticos
En España, las industrias calorintensivas trabajan para hibridar sus plantas de cogeneración, integrando adicionalmente una panoplia de tecnologías y activos energéticos, según las características de cada empresa y de su entorno local. Así, nuestras industrias están incorporando y estudian estratégicamente inversiones en otras tecnologías asociadas como el almacenamiento térmico, el biogás o el biometano y el hidrógeno, o la captura, almacenamiento y uso de CO2, y otras que se operarán coordinada e integradamente como los paneles fotovoltaicos, la generación eólica, el almacenamiento eléctrico, las calderas eléctricas y de biomasa y las bombas de calor. Todo esto requerirá grandes inversiones (CAPEX) que deben redundar en mejoras competitivas de costes (OPEX) para lograr la querida sostenibilidad industrial.
Para lograr este futuro de multi-activos energéticos en la industria, en el que cada activo aportará competitividad un número variable de horas/año en la cambiante situación de los mercados mientras que la conjunción de varios activos bien gestionados aportará mayor competitividad integral, será determinante la seguridad jurídica del nuevo marco a la operación e inversión.
Seguridad jurídica y confianza inversora
La mejor receta para un marco de inversión y de generación de empleo es promover la seguridad jurídica y la confianza de los industriales. La energía es hoy, con diferencia, el factor primordial para la competitividad de la industria. Los cogeneradores iniciamos 2024 con buenas y grandes expectativas para recuperar producción, invertir y seguir aportando economía industrial y empleo en España.
Confiamos en que la política energética cumpla, por fin, con los compromisos y prioridades pendientes. Cuanto antes, mejor.
Javier Rodríguez
Director general ACOGEN
Mercados y precios energéticos
Precios electricidad
Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) ha revertido en DIC a 72,17 €/MWh, +8,7 €/MWh (+13,7%) respecto NOV (63,45 €/MWh) debido a fundamentalmente a menor producción renovable. Dicho precio de DIC 2023 ha sido -24,78 €/MWh (-25,6%) inferior al de DIC 2022 (96,95 €/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 finalmente fue elevado a 65,0 €/MWh en DIC 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 haberse activado desde Marzo 2023. Si el perfil fuese en backwardation, podría haber inducido 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 DIC 2023.
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 del año 2023 no hubieron ajustes de precios en todos los días y horas desde MAR hasta DIC 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. 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.
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 han sido insuficientes y en la mayoría de casos no han favorecido 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.
Para 2024 se han aprobado algunas medidas paliativas que implican subidas de los costes energéticos para consumidores. El 27 de diciembre de 2023, el Consejo de Ministros, a petición del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), ha incluido en el Real Decreto-Ley 8/2023 por el que inicia la retirada gradual de las medidas en materia fiscal en el ámbito de la energía aprobadas durante el 2022 y que has visto reflejadas en la factura de 2023. Dicho RDL prórroga varias de las medidas temporales establecidas para hacer frente a la crisis energética derivada de la guerra de Ucrania, cuya vigencia terminaba el 31 DIC 2023. Las tres medidas globales son:
El IVA pasa a ser del 10% en vez del 5%. Desde 1 Ene y hasta 31 Dic 2024. Sólo para consumidores de menos de 10 kW. Para la industria sigue el tipo máximo 21%.
La reducción del impuesto Especial sobre la Electricidad (IEE) pasa de 0,5% a 2,5% desde 1 Ene hasta 31 Mar 2024 y al 3,8% hasta 30 Jun 2024. Por tanto, volverá a 5,1127% a partir 1 Jul 2024.
El Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica (IVPEE) será del 3,5% hasta marzo y pasará a un 5,25% hasta junio. Volviendo al valor del 7% desde 1 Jul. De forma excepcional y transitoria, el IVPEE se suspendió para el tercer y cuarto trimestre de 2021 y para los años 2022 y 2023. Aquella medida ha supuesto que las retribuciones correspondientes a la electricidad incorporada al sistema durante el referido periodo de suspensión quedan exoneradas del impuesto.
Según las consideraciones expresadas en el citado RDL, la situación de los mercados y las previsiones de los precios para 2024 hacen que el Gobierno opte por una retirada gradual de las medidas de ayuda. Los precios de gas y electricidad han bajado a niveles razonables, por efecto de menores precios del gas, pero 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. En pleno invierno y con la cuesta de enero, el consumidor va sufrir este varapalo. Mal momento para subir la recaudación fiscal, habiendo elecciones regionales en Galicia y País Vasco.
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, el Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2023 ha cerrado a 87,1 €/MWh, lo cual supone un incremento de +1,9% (+1,6 €/MWh) respecto al nivel previsto hace un mes (85,5 €/MWh). El futuro 2023 ha cotizado en contango respecto a 2020 con valores mínimo 39,9, medio 79,1 y máximo 351,0. Para 2024 se estima un precio de 66,1 €/MWh, muy por encima de la media histórica del pool. 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 tres años el precio anual se multiplicase por 5 veces y haya cerrado a más de dos veces y media (+256,5%), sin incluir eventual ajuste del gas en 2023.Para 2024 vemos que la subida esperada respecto al 2020 es de casi el doble (194,7%). 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 seis 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 alcanza el precio medio histórico pool 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 2023-2026, subiendo 2027-2028 y bajando 2029-2034.
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 2034). 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 recuperando demanda y actividad económica en general, eso ha quitado presión al precio del Brent y del gas. En NYMEX se está notando una fuerte subida del gas, pero quizás sea algo estacional (invierno). 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 practicamente se ha mantenido en mismo nivel, pasando de 67,0 a 67,2 €/MWh, respecto valores hace un mes y hasta su última cotización (28 Dic 2023).
PPA a 5 años empezando el 2025 si que ha caído significativamente de 63,5 a 55,6 €/MWh (-7,8 €/MWh, -12,4%), al cierre de esta edición.
PPA carga base a 5 años empezando en Ene 2026 ha empezado a cotizar el 2 Ene 2024 a 61,1 bajando hasta 55,6 €/MWh al cierre de esta edición (19 Ene 2024), perdiendo 5,5 €/MWh.
PPA carga base a 10 años empezando en Ene 2024 y hasta 31 Dic 2033 subió por efecto de niveles de precios más altos a largo plazo, pasando de 60,9 a 61,7 €/MWh.
PPA carga base a 10 años empezando en Ene 2025 y hasta 31 Dic 2034 ha empezado a cotizar el 2 Ene 2024 a 58,0 bajando hasta 54,8 €/MWh al cierre de esta edición (19 Ene 2024), perdiendo 3,2 €/MWh.
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 poco más de 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 dos meses advertimos nivel de saturación. Cayendo en DIC a 44,4 y actualmente ENE en torno a 38,0.
Los PPA’s carga solar a 5 años desde 2026 han caído a niveles en torno a 37,5 €/MWh en la actualidad (ENE).
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.
Los PPA’s carga solar a 10 años desde 2025 han caído a niveles en torno a 37 €/MWh en la actualidad (ENE).
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, y hay que tenerlos en cuenta.
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.
Respecto a los cargos del sistema siguen los mismos de 2023 hasta el 31 ENE 2024, esperando se mantengan inalterados desde 1 FEB 2024. No obstante, los peajes han sido actualizados, bajando la parte de potencia y subiendo la parte de energía desde 1 ENE 2024. Subida moderada del Término de Energía (TE) a partir de 1 ENE 2024, y bajada del Término de Potencia (TP) de los Peajes. Para alto factor de carga, tenemos subida de peaje medio neto del +1% para la mayor parte de los consumidores (6.1TD) y bajada neta para los demás:
El Término de Potencia total del ATR (Peajes y Cargos del Sistema), se actualizan tal y como se detalla en siguiente tabla, sujeto a publicación oficial de los nuevos cargos:
El Término de Energía total del ATR (Peajes y Cargos del Sistema), se actualizan tal y como se detalla en esta tabla, sujeto a publicación oficial de los nuevos cargos:
El precio del exceso de potencia contratada a nivel cuarto-horario se revisa a la baja:
Tarifa ATR 6.1TD: -2,7%.
Tarifa ATR 6.2TD: -1,6%.
Tarifa ATR 6.3TD: -1,7%.
Tarifa ATR 6.4TD: -0,8%.
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).
Se mantienen las penalizaciones de reactiva según el factor de potencia (Coseno PHI).
Según borrador de Resolución de Cargos del Sistema, se espera que para Feb 2024 bajen un 13,3% las tarifas de garantía de potencia, es decir, los denominados cargos por capacidad que perciben los generadores térmicos, aunque son tarifas que se recaudan por el consumo de los clientes finales través de las comercializadoras en barras de central, estando afectadas por los coeficientes de pérdidas horarias.
Fuente: Borrador Proyecto de Orden por la que se establecen los precios de los cargos del sistema eléctrico y se establecen diversos costes regulados del sistema eléctrico para el ejercicio 2024. Elaboración propia.
Asimismo, en dicho borrador se plantea una subida del FEE del Operador del Mercado, del +1,1% para los generadores (> 1 MW) pasando de 13,16 a 13,31 €/MW de potencia disponible, y una del +10,6% para los consumidores (a través de las comercializadoras) pasando de 0,036702 a 0,04096 €/MWh, en barras de central (efecto de pérdidas) a partir de 1 FEB 2024.
Sube el FEE del Operador del Sistema un 9,6%, pasando de 0,15971 a 0,17498 €/MWh, lo cual supone una subida de +0,01527 €/MWh (+9,6%) a partir del 1 ENE 2024. Se mantiene la cuota fija de 200 € por agente (474 agentes). Ambos según Resolución de 15 de diciembre de 2023, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la cuantía de retribución del operador del sistema eléctrico para 2024 y los precios a repercutir a los agentes para su financiación.
Al parecer como hay superávit del sistema de actividades reguladas, es posible que los Cargos del Sistema no cambien a inicios de Feb 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.
Lamentamos la tremenda subida (más del doble) del ratio energético-financiero que acaba de publicarse el 20 Enero 2024, en el B.O.E. mediante Resolución de 15 de enero de 2024, de la Secretaría de Estado de Industria, por la que se revisa el cociente entre consumo y valor añadido bruto para optar a la categoría de consumidor electrointensivo, al que se refiere el Real Decreto 1106/2020, de 15 de diciembre, por el que se regula el Estatuto de los consumidores electrointensivos, pasando a ser 0,51 kWh/€. Esto supone una barrera de entrada para muchos consumidores (avalancha) que ya habían solicitado alegremente el alta de CEI a finales de 2023 y especialmente a inicios de 2024, por la flexibilidad temporal del cumplimiento del ratio del 46% del consumo en horas valle (periodo p6: primeras 8 h de todos los días e inclusive las 24 h de fines de semana y días festivos nacionales).
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, podrían ponerse en riesgo a los CEI’s.
Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga. Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo – Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.
Precio interanual futuro Dated Brent revierte un poco más -2,1% frenado por pérdida de valor del Tipo de cambio US$/€ que cae -0,5%, con una bajada neta media de -0,6% 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 -14,1% debido a la bajada de los precios internacionales de gas. Los hubs de gas europeos, el TTF y NBP revierten -13,2% y -13,5%, respectivamente. Pero en sentido contrario, el gas Henry Hub de EEUU, índice NYMEX, repunta +11,5% entendemos que pueda ser algo estacional (efecto bajas temperaturas durante el invierno, pero cuanto menos es inquietante, ojalá no sea un preaviso a una nueva escalada de precios del gas.
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 -6,2% 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, ya que Japón y Corea del Sur han relajado su consumo de carbón (de mayor calidad), por efecto de gas menos caro. Vemos demanda debilitada de carbón (de menor calidad) en China y la India. Eso sigue frenando una mayor caída del precio del carbón.
Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 78,0 a 76,4 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,1017 a 1,0965 US$/€.
La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 33,1 a 28,4 €/MWh, lo cual supone un margen de 56% por debajo de los 65,0 €/MWh del límite del mal denominado CAP de gas en pool de electricidad por la excepción ibérica en DIC 2023.
La media interanual de los futuros del TTF revierten de 34,6 a 30,1 €/MWh.
La media interanual de los futuros del NBP (UK) revierten de 85,8 a 74,2 peniques/termia.
La media interanual de los futuros del NYMEX revierten de 2,5 a 2,8 US$/MMBtu.
Los targets del Dated Brent pasan de 76,8-73,5 US$/barril a finales de 2024-2025, a niveles de 74,5-71,4, respectivamente.
Los targets del euro frente al dólar americano pasan de 1,1122–1,1308 US$/€ a 1,1040–1,1212 a finales de 2024–2025, respectivamente.
Los targets del TTF pasan de 40,0–36,9 €/MWh a finales 2024–2025, a niveles de 34,9–33,9, 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 33,4–34,5 €/MWh para 2024–2025 a niveles de 28,4–30,8, respectivamente. El 2023 ja cerrado a 39,2 más de un 60% inferior al escandaloso precio de 2022 (100,0 €/MWh). El 2026 ya cotiza desde 2 ENE 2024, en torno a 28,0 €/MWh.
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 34,5. 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 a inicios de año por encima del 88%, con Alemania 90%, Francia 85% e Italia 85%. 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 35-40 €/MWh, debido al conflicto entre Rusia/Ucrania e Israel/Hamas, 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.
Aun así, con estos precios del gas podemos ver cierre de empresas/industrias si no se establecen ayudas o compensaciones contundentes, pues tenemos un precio que triplica la media de hace tres años (2020: a 10,2 €/MWh). De hecho, se anticipan niveles que triplican esa media en 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.
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. Quizás el proyecto de extracción de gas de Marruecos en las costas cercanas a Canarias, permita disponer de un gas más barato que el de Argelia.
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, ha cerrado a 4 veces superior en 2023 (39,2 €/MWh) y 3 veces viendo el valor previsto para 2024-2026 (en torno a 28-31 €/MWh). 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:
FEB 2024: ha tenido 14 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 19 ENE), marcando MAX 33,0, medio 29,5 y MIN 26,5. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 27,1 (19/Ene/24) y la media acumulada del futuro 37,7 con Máx/Mín de 49,1/29,9.
ENE 2024: ha tenido sólo 16 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 40,6, medio 34,3 y MIN 31,2. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 32,2 (29/Dic/23) y la media acumulada del futuro 43,7 con Máx/Mín de 56,5/31,1. Valor esperado del contado 29,8 €/MWh.
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 ha sido 34,5 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.
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. 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 ha cotizado 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 ha cotizado desde 1 SEP hasta 30 NOV registrando Max-Med-Min de 54,0-46,0-36,0 €/MWh. Contado ha cerrado a 34,5.
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 ha cotizado desde 2 OCT hasta 29 DIC registrando un Max-Med-Min de 56,5-43,7-31,1 €/MWh. El Benchmark para el contado es de 29,8.
Futuro FEB 2024 lleva cotizando desde 1 NOV hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 49,1-37,7-25,9 €/MWh.
Futuro MAR 2024 lleva cotizando desde 1 DIC hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 40,1-32,6-25,9 €/MWh.
Futuro ABR 2024 lleva cotizando desde 2 ENE hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 32,6-29,3-26,6 €/MWh.
Futuro 2024 ha empezado a cotizar desde 3 Ene 2022 hasta 28 DIC 2023, con valores acumulados entre 30,3 y 193,1 y media 61,9. Última cotización a 33,8 (28 DIC2023). Media estimada para el año baja a 28,4, muy por debajo del valor MED del futuro e inclusive de la última cotización.
Futuro 2025 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2023, con valores acumulados entre 30,3 y 53,7 y media 43,0. Última cotización a 31,1 (19 ENE 2024).
Futuro 2026 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2024, con valores acumulados entre 27,7 y 30,2 y media 29,0. Última cotización a 28,3 (19 ENE 2024).
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. La TUR para Q1 2024 ha vuelto a subir 5,1062 c€/kWh, +9,3%, lo cual va a generar mayores dificultades al sector doméstico para llegar a fin de mes en invierno si usan la calefacción y agua caliente quemando gas.
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, ha dejado de aplicarse en 2024.
Se recomienda optimizar la denominada Qd asociada al caudal diario máximo contratado, cuando el término de capacidad ha dejado de facturarse con el modo de facturación tipo 2 (banda del 85%-105%) y se paga la Qd tal cual se tenga contratada, penalizando (tres veces: factor de penalización de 3) diariamente los excesos. Toca analizar con lupa los costes repercutidos al Término de Capacidad.
Las coberturas de gas están a precios que empiezan a ser 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).
Desde12 SEP 2023, el MIBGAS ofrece nuevos productos MIBGAS indexados al TTF. Se puede contratar gas con entrega física en el punto virtual español MIBGAS PVB, cuyo precio es el del punto virtual holandés TTF para cada día en el que se produce la entrega del gas más un diferencial (spread). Este spread es el que se contrata.
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 finalmente 65,0 (DIC).
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.
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 han corregido 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.
Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga. Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo – Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.
El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa vuelve a caer en DIC 2023 a 71,3 €/tCO2. ENE 2024 lleva acumulado un ajuste a 67,3 €/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 2024, hasta 19 ENE 2024, tenemos una media spot acumulada de 67,3 €/tCO2, entorno a niveles del invierno 2021-2022.
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.
Futuro Dic 2023 dejó de cotizar el 18 DIC/2023 a un valor en torno a 69,1.
Sin embargo, la curva de precios forward del CO2 a medio y largo plazo (2024-2032) sigue con un perfil de contango a partir del 2024, si bien con unos niveles menores (14%-15%) 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 +3,6% y +3,2% en 2025 y 2032, respectivamente.
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.
Comenzamos el repaso a la actividad de la Asociación con la visita del director general de Planificación Energética y Recursos Naturales de la Xunta de Galicia, Pablo Fernández Vila, a la planta de cogeneración NEOELECTRA, asociado de ACOGEN, el 9 de febrero. A la visita acudió también nuestro director general, Javier Rodríguez.
El martes 16 de enero tenía lugar la Sesión 189 del Comité de Agentes de Mercado de OMIE, del que ACOGEN forma parte. Un día después, el miércoles 17, ACOGEN asistía al “EESF Toolkit meeting ‘the future role of CHP in the paper industry”, organizado por la Confederation of European Paper Industries (CEPI). La Junta Directiva de ACOGEN se reunió el jueves 18.
El jueves 25 de enero, CEOE y el Club Español de la Energía organizan el “Foro de Industria y Energía”, cita a la que asistirá ACOGEN.
La Vicepresidenta Tercera del Gobierno y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera, ha convocado a ACOGEN el miércoles 30 de enero, para participar en la videoconferencia sobre “Perspectivas en el Sector Energético e Industrial”.
Y concluimos este repaso destacando la celebración de la Jornada Técnica de Cogeneración “La Cogeneración y la industria: claves para la descarbonización”, que tendrá lugar el martes 6 de febrero en el marco de la feria GENERA 2024 en IFEMA, organizada por ACOGEN y COGEN España.
ACOGEN en los medios
La cogeneración asturiana urge que se convoque la subasta de potencia tras caer un 70% en dos años, es el título de un amplio reportaje publicado en el diario asturiano El Comercio, que recoge la grave situación que viven las plantas que llegan al final de su vida útil –un total de 61 fábricas en 2023 que suman 405 MW–, y que no han podido ejecutar sus inversiones por el retraso acumulado en la promulgación de las subastas de cogeneración de 1.200 MW y en la nueva metodología. Así lo reconoce el director general Acogen, Javier Rodríguez, que cifra en un 56% la caída interanual en 2023 de la producción mediante cogeneración. Sumada al descenso registrado en 2022, el desplome alcanza el 70% en los dos últimos años.
Es por ello que ACOGEN solicitó al Gobierno central una prórroga de dos años de la vida útil de las instalaciones que finalizaron su vida útil el pasado año, de manera que «pudiera alcanzar el nuevo ciclo de inversión cuando se promulgue, manteniendo su competitividad y empleo», señala Rodríguez. En Asturias, la situación es grave, como demuestra el hecho de que las 26 instalaciones de cogeneración que hay en el Principado, el año pasado solo vertieron electricidad a la red nueve, lo que en palabras del director general de ACOGEN «es definitorio del grado de necesidad y urgencia de recuperar y renovar estas plantas para favorecer el tejido industrial asturiano».
El diario asturiano destaca que la cogeneración está a la espera la publicación en el Boletín Oficial del Estado (BOE) del marco de operación, que ACOGEN considera «acertado y adecuado a las volatilidades de los mercados y a la debilitada coyuntura industrial». A pesar de las dificultades, el sector espera que 2024 «sea el año en el que, con la promulgación del marco de operación y del de inversión, la cogeneración pueda empezar a recuperar su producción, invertir y seguir aportando competitividad y empleo a las industrias calorintensivas».
En La Voz de Galicia, leíamos el reportaje La cogeneración deja atrás una caída del 48 % en Galicia y prepara inversiones, que señala que las 88 plantas que abastecen de energía a industrias en la comunidad esperan el nuevo marco normativo y la subasta de 1.200 MW. Tal como indica, fábricas de madera, alimentación, biocombustibles, químicas y cerámicas cuentan con instalaciones energéticas propias, cuyo objetivo es hacerlas más competitivas. Sin embargo, durante los últimos años no solo no han podido cumplirlo, sino que algunas han tenido incluso que parar.
La cogeneración espera un «nuevo ciclo de competitividad e inversión industrial» con la publicación del nuevo marco normativo que ponga fin a la anterior regulación, del año 2015, totalmente desfasada a los actuales mercados energéticos. El nuevo marco contempla que los costes de los combustibles, de la electricidad y del CO2 serán revisados cada tres meses, lo que facilitará una mejor gestión de esas instalaciones, señala el diario gallego, que también explica que el sector espera que se produzca la esperada subasta de 1.200 MW con el que poner en marcha nuevas plantas, modernizar las actuales y favorecer el cambio de los combustibles que utilizan, con el fin de propiciar su descarbonización.
Una semana más tarde, ACOGEN se reunía con el director general de Planificación Energética e Recursos Naturales de la Xunta de Galicia en una visita a la planta de Neoelectra asociada a las instalaciones de Cooperativas Lácteas Unidas en Ames. Fernández Vila destacó la importancia de la cogeneración en el mix energético y en el actual proceso de transición energética, que debe ser gradual, señalaba, así como el hecho de que sea un claro ejemplo del binomio energía-industria que defiende la Xunta de Galicia. Varios medios se hicieron eco de esta visita, como El Correo Gallego, La Voz de Galicia o Industry Talks.
La revista de elEconomista Agua y Medioambiente publica en su edición de enero la tribuna de nuestro director general, La cogeneración, tecnología de vanguardia preparada para el futuro, donde Rodríguez recuerda que, desde hace más de 35 años, la cogeneración ha contribuido a la industria, a los sistemas eléctrico y gasista y al bienestar del país y ha evolucionado para ser una cogeneración gestionable, de muy alta eficiencia y flexibilidad, capaz de adaptarse y gestionar las condiciones volátiles de los mercados y de integrarse con la operación de otros activos energéticos en los ecosistemas industriales para lograr una descarbonización competitiva.
«En España, la capacidad de gestión y adaptación demostrada por la cogeneración, los avances tecnológicos y digitales y el nuevo marco a la operación son las razones que nos llevan a afirmar que la cogeneración continuará siendo clave en las industrias calorintensivas para gestionar los retos de los entornos energéticos y seguir aportando competitividad en unos sistemas energéticos en transición hacia la descarbonización», afirma el director general de ACOGEN. «La industria intensiva en energía que emerge en la transición energética se caracteriza por integrar una panoplia de tecnologías y activos energéticos según las características de cada empresa y de su entorno local», sostiene Rodríguez. «Además de cogeneración, nuestras industrias podrán incorporar otras tecnologías intrínsecamente asociadas a ella – almacenamiento térmico, biogás o biometano e hidrógeno, biomasa-, así como la captura y almacenamiento o uso de CO2, además de otras que se operarán coordinada e integradamente como paneles fotovoltaicos, generación eólica, almacenamiento eléctrico, calderas eléctricas y bombas de calor», afirma.
Y concluimos este repaso a la actualidad mediática de ACOGEN con la tribuna publicada en Interempresas Energía, Cogeneración: grandes expectativas para 2024 tras un año incierto, firmada por el director general de ACOGEN, donde hace balance del año que acabamos de cerrar y las perspectivas del sector para este 2024. Así, en 2023 la producción de la cogeneración tocó fonde generando el 6,5% de la generación nacional de electricidad – 17.455 GWhe- con un retroceso frente al año anterior del -2% que se añade al -32% del año 2022. Las causas se encuentran en la obsolescencia e incertidumbre del marco retributivo de la cogeneración en los nuevos escenarios energéticos, así como en la crisis industrial. Pese a ello, la cogeneración afronta el nuevo año 2024 con grandes expectativas y confianza en la recuperación de la producción y en el inicio de un nuevo ciclo de fuerte inversión, con la esperada promulgación del nuevo marco retributivo a la operación y del marco de subastas para la inversión de 1.200 MW de cogeneración que promoverán en gran medida las inversiones productivas y el empleo industrial en España.
Socio Protagonista
Bergen Engines completa con éxito nuevas pruebas en un motor de 3,3 MW de la serie B36:45L6AG con una mezcla de 30% de hidrógeno y 70% de gas natural en volumen
Este es un hito muy importante para Bergen Engines ya que se trata del primer motor en España funcionando, en operación comercial, con una mezcla del 30% de hidrógeno y confirma la apuesta de la compañía por la descarbonización e incorporación de combustibles verdes.
Atendiendo a la solicitud de su cliente, Viscofan, se han realizado nuevas pruebas de funcionamiento de sus motores con mezcla de hidrógeno. Los objetivos han sido tanto aumentar el porcentaje de mezcla conseguido el pasado año hasta el 30%, como operar con el control de la mezcla desde la red principal de alimentación, simulando un suministro en origen con premezcla, con lo que el sistema de control del motor ha asumido totalmente dichos ajustes.
Los objetivos de la prueba han sido alcanzados. El éxito de estas pruebas ha sido posible gracias al compromiso de la dirección de Viscofan hacia la descarbonización y a la excelente colaboración entre el equipo técnico de Viscofan y de Bergen Engines.
Las pruebas supusieron un paso crucial hacia la realización de la visión de la empresa y confirman los resultados obtenidos en el banco de pruebas con un funcionamiento óptimo en las condiciones específicas de operación a las que se enfrentan los clientes de Bergen Engines.
En la búsqueda de un futuro más ecológico, la empresa comprende la importancia de no dejar atrás sus actuales motores diésel. En este contexto, la sostenibilidad abarca algo más que el desarrollo de nuevas tecnologías: también implica una gestión responsable y la adaptación de los activos existentes en la transición hacia un futuro sin emisiones netas de CO2.
Mediante el mantenimiento y la mejora de los motores diésel, incluido un método único para transformar completamente la fuente de combustible a gas natural sin perder eficiencia, la empresa garantiza un ciclo de vida sostenible para sus productos, evitando residuos innecesarios y mitigando el impacto económico y medioambiental asociado a la eliminación prematura de activos útiles y eficientes.
En palabras de Jon Erik Røv, director general de Bergen Engines, «La importancia de estas pruebas marca un hito fundamental en la contribución a la transición ecológica más amplia. Reconocemos la urgente necesidad de soluciones sostenibles y el desarrollo de un motor alimentado al 100% con hidrógeno supone un paso clave hacia la consecución de un futuro más respetuoso con el medio ambiente«. “La empresa mantiene su firme compromiso de proporcionar una generación de energía fiable y eficiente, al tiempo que participa activamente en el movimiento global hacia un mundo más limpio y ecológico“, añade.
El avance hacia un motor alimentado al 100% con hidrógeno no es sólo un testimonio de la experiencia en ingeniería de Bergen Engines, sino que se alinea con los esfuerzos mundiales para hacer frente al cambio climático y reducir las emisiones de carbono. Dependiendo de la aplicación, otras fuentes de combustible pueden ser más adecuadas, por lo que Bergen Engines está investigando simultáneamente en amoníaco y metanol.
Jornada técnica de Cogeneración “La cogeneración y la industria: claves para la descarbonización” en GENERA
El próximo 6 de febrero se celebra la jornada técnica de Cogeneración “La cogeneración y la industria: claves para la descarbonización” en el marco de GENERA, la Feria Internacional de Energía y Medioambiente, organizada por ACOGEN y COGEN España.
La jornada se desarrollará de 10.15 y 17.45 horas en el Recinto Ferial IFEMA. La inauguración estará a cargo de un representante del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), tras la cual se dará paso a un completo programa de cuatro sesiones, donde contaremos con la participación de los responsables de energía de varias comunidades autónomas, del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, así como de las empresas del sector.
Sesiones:
Las Comunidades Autónomas ante el reto de la descarbonización industrial
Renovación, hibridación y almacenamiento en la cogeneración
Aplicaciones del biogás, biometano, hidrógeno y gases renovables en la descarbonización de la industria
Reinversiones y evolución de los mercados actuales
¡Reserva la fecha!
ACOGEN – Asociación Española de Cogeneración | A. de Baviera, 15-bajo | 28028 Madrid Tel.: 91 724 03 69 | Fax: 91 577 47 10 e-mail: acogen@acogen.es | www.acogen.es
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