Boletín Electrónico de la Asociación Española de Cogeneración

Febrero 2024

nº 188

Estamos en LinkedIn ¡Síguenos!

Editorial

Javier Rodríguez

Director General ACOGEN

Sin competitividad, ni descarbonización, ni industria

ACOGEN ha colaborado, junto a otras asociaciones sectoriales como Aop, Ascer, Aspapel, GasINDUSTRIAL, Feique, Fiab y Unesid, en el informe de Sedigas, en colaboración con PwC,  cuyo objetivo es mostrar el papel clave del gas natural para garantizar la competitividad de la industria gasintensiva española y destacar el futuro papel de los gases renovables en su descarbonización, para lo que se aboga por un marco regulatorio predecible y estable que dé certidumbre para acometer las fuertes inversiones necesarias con un apoyo estatal decidido e intenso.

Las conclusiones apoyan el despliegue de los gases renovables como oportunidad para descarbonizar la actividad termointensiva y palanca de reindustrialización para España. En un entorno de aparente estabilidad de los precios energéticos, el informe aboga por políticas públicas para recuperar actividad industrial deslocalizada y considera que los gases renovables son esenciales para una transición energética sostenible que mejore la competitividad de los sectores manufactureros en el contexto global.

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) ha repuntado en ENE a 74,10 €/MWh, +1,9 €/MWh (+2,7%) respecto DIC (72,17 €/MWh) debido a menor producción renovable y mayor demanda.

Precios gas

Precio interanual futuro Dated Brent rebota +4,1% acentuado por pérdida de valor del Tipo de cambio US$/€ que cae -1,6%, con una subida neta media de +1,6% en los precios del suministro de gas a cliente final en España…

Precios C02

El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa vuelve a caer en ENE 2024 a 65,1 €/tCO2. FEB lleva acumulado un ajuste a 59,4 €/tCO2 con presión bajista por la inflación que en parte se debe al excesivo nivel del…

Actividad ACOGEN

ACOGEN en los medios

El 25 de enero tuvo lugar el evento “Foro de Industria y Energía” organizado por la CEOE y el Club Español de la Energía  y que contó con la asistencia de ACOGEN. El miércoles 30, la vicepresidenta tercera del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera, convocó a ACOGEN a la videoconferencia sobre “Perspectivas en el Sector Energético e Industrial”.

La cogeneración alerta de más de 60 fábricas en el fin de su vida útil regulada, leíamos en La Información, que recoge los datos reflejados en el último boletín electrónico de ACOGEN. En el último año, más de 60 fábricas que suman una potencia de 405 MW llegaron al final de su vida útil regulada y, por tanto, dejaron de percibir una retribución, lo que supone…

Cogeneración sin fronteras

Socio Protagonista

Nexus Energía, gestión activa de la cogeneración para minimizar los riesgos de mercado y optimizar ingresos

Como octava comercializadora a nivel nacional y líder en representación de productores renovables y cogeneración en España, Nexus Energía cubre todo el espectro de necesidades de la cogeneración. Su experiencia de más de 20 años y su cartera de más de 16.700 plantas renovables representadas en el mercado avalan la calidad de sus servicios de comercialización y representación. Incentivando las sinergias entre la comercialización y la producción, ofrecemos una solución integral a medida diseñada para cogeneradores.

Dispone de un equipo de profesionales de reconocida experiencia para la gestión y optimización de los activos energéticos de las plantas de cogeneración, que asesora a los cogeneradores para la cobertura de los riesgos en el mercado, optimiza el aprovisionamiento de gas natural y la venta de la energía generada en los mercados, y les ofrece la posibilidad de participar en los servicios de ajuste para poder obtener ingresos extra.

De un vistazo

Encuesta “Cogeneración 2024: gestión y digitalización”

ACOGEN, con la colaboración de COGEN España y ADAP, ha lanzado la encuesta “Cogeneración 2024: gestión y digitalización” sobre la gestión de la operación, los mercados y la digitalización en las industrias cogeneradoras.

La encuesta cuenta con unas 30 preguntas divididas en dos partes:

  1. Parte 1: Gestión en los mercados —electricidad, combustibles y CO2—, retribución regulada, flexibilidad de la cogeneración y toma de decisiones.
  2. Parte 2: Evaluación de la transformación digital en la cogeneración. Conocerás tus índices individuales en cogeneración de Madurez Digital (DMA) de acuerdo metodología adaptada de la Comisión Europea.

 

¡Participa! Cumplimentar el cuestionario llevará entre 15-25 minutos.

Garantizamos la confidencialidad de toda la información recabada por ACOGEN. Los datos serán tratados y presentados de forma agregada, respetando en todo momento el anonimato.

YouTube

Cogeneración e Industria, lazos de futuro

Revista e+

La publicación de los cogeneradores

Energía

La revista digital de elEconomista

Gasactual

Revista del sector del gas

ACOGEN – Asociación Española de Cogeneración
A. de Baviera, 15-bajo | 28028 Madrid
Tel.: 91 724 03 69 | Fax: 91 577 47 10
e-mail: acogen@acogen.es | www.acogen.es

Editorial

acogen.es/boletin-febrero-2024/#editorial

Sin competitividad, ni descarbonización, ni industria

ACOGEN ha colaborado, junto a otras asociaciones sectoriales como Aop, Ascer, Aspapel, GasINDUSTRIAL, Feique, Fiab y Unesid, en el informe de Sedigas, en colaboración con PwC,  cuyo objetivo es mostrar el papel clave del gas natural para garantizar la competitividad de la industria gasintensiva española y destacar el futuro papel de los gases renovables en su descarbonización, para lo que se aboga por un marco regulatorio predecible y estable que dé certidumbre para acometer las fuertes inversiones necesarias con un apoyo estatal decidido e intenso.

Las conclusiones apoyan el despliegue de los gases renovables como oportunidad para descarbonizar la actividad termointensiva y palanca de reindustrialización para España. En un entorno de aparente estabilidad de los precios energéticos, el informe aboga por políticas públicas para recuperar actividad industrial deslocalizada y considera que los gases renovables son esenciales para una transición energética sostenible que mejore la competitividad de los sectores manufactureros en el contexto global. El consumo industrial de gas es más de la mitad del total nacional. La adopción de gases renovables ayudará a mitigar los impactos de la volatilidad de los precios del gas natural convencional y a reducir la dependencia de combustibles fósiles del exterior.

El informe sitúa las energías limpias —biometano e hidrógeno renovable— como alternativas viables a la descarbonización en sectores gasintensivos, y considera que el fortalecimiento del tejido industrial nacional y europeo requiere orientaciones políticas y regulatorias en las que descarbonización y competitividad sean objetivos complementarios.

Malas decisiones regulatorias en la cogeneración

La cogeneración se alza en este informe como uno de los actores clave, evidenciando el fuerte impacto que ha sufrido como consecuencia de la crisis energética y evidenciando la dependencia del gas natural de los principales sectores industriales con procesos termo-intensivos. Se destaca la caída de producción de las cogeneraciones desde 2019, con derrumbe del 30% en 2022 y del 3% en 2023, y señala la razón: “debido a malas decisiones regulatorias (…) que, sin duda han tenido y siguen teniendo un impacto considerable a nivel productivo.” Destaca que estas “distorsiones regulatorias” y  “la falta de apoyo en momentos críticos”, son razones de peso que han erosionado la competitividad industrial y que explican el fuerte descalabro de 2022.

Ahonda el texto en esa “desprotección a la cogeneración” como un grave error que ha generado un gran impacto en la productividad industrial frente a la de otros países y, en términos de demanda, señala como consecuencia “una disminución del consumo de gas para la producción de calor y electricidad en estos activos”. El informe precisa con dos ejemplos evidentes del negativo impacto de los errores regulatorios en las cogeneraciones: la caída de la demanda de gas del sector de alimentos y bebidas, que llegó al 15% en 2022, y la disminución de producción en el sector papelero. Y avisa de que esta caída procedente de las cogeneraciones “se restablecerá una vez se aborde su situación regulatoria y se consideren sus costes reales”.

La importancia de la cogeneración para la industria en España es indiscutible: 20% del PIB industrial nacional se fabrica con cogeneración, presente en todos los sectores calorintensivos —alimentación y bebidas, papel, química, cerámico, refino, automóvil, textil, tablero, residuos…—, con 200.000 empleos directos. Generamos el 7% de la electricidad nacional—la mitad, autoconsumo— y utiliza el 30% del gas para industria —15% de total nacional— y ello a pesar de haber retrocedido un 33% en los últimos dos años.

La ya larga espera del nuevo marco retributivo

Los cogeneradores estamos esperando la inmediata promulgación del nuevo marco retributivo a la operación. E inmediatamente después, la publicación del marco de subastas para 1.200 MW, lo que conllevará que nuestras industrias realicen inversiones en cogeneración por unos 800 millones de euros para promover un nuevo ciclo de vida que mejorará la eficiencia energética y será tractor para otras inversiones. Todo ello hará realidad un fuerte impulso a la industria en eficiencia, descarbonización, flexibilidad y digitalización, afianzando el mantenimiento y crecimiento de la producción en España.

Cogeneradores, activistas de la eficiencia

Por ser la de mayor eficiencia vinculada a la industria, la cogeneración es una tecnología de vanguardia promovida por la UE, empleada en todo el mundo y lista para un futuro energías limpias, como el biometano y el hidrógeno renovable. Las infraestructuras gasistas y eléctricas de nuestras plantas están disponibles y preparadas, esperando las sinergias que el despliegue de los gases renovables brinda al país con la mejor eficiencia, descarbonización y competitividad, para recuperar y fijar empleo industrial de calidad.

La nuestra es la mejor herramienta en los sectores calorintensivos, solo con ella el impulso de competitividad y descarbonización puede alcanzar al 20% del PIB industrial. El reto debe abordarse teniendo siempre presente que o se hace con competitividad, o no se hará. La transición ecológica sólo puede ser próspera empresarial y socialmente si con la rentabilidad de  las inversiones de la industria energética —electricidad, gas y combustibles— se logra competitividad para las industrias.

El rumbo de progreso requiere que el Ministerio de Industria y el de Transición Ecológica vayan juntos y coordinados, y potenciando las sinergias de sumar a la transición energética la evolución industrial, en una descarbonización competitiva con los gases renovables y la cogeneración.

Javier Rodríguez

Director general ACOGEN

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) ha repuntado en ENE a 74,10 €/MWh, +1,9 €/MWh (+2,7%) respecto DIC (72,17 €/MWh) debido a menor producción renovable y mayor demanda.

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 superar el coste de oportunidad de 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 valor del agua para turbinar (producción hidráulica) o almacenar agua a medio/largo plazo, y del arbitraje de precios con plantas de bombeo (puro y mixto) a corto plazo.

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.

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. Fracaso y suspenso para los responsables y empoderados europeos y nacionales. Precisamente esto es parte del origen del proceso inflacionista. 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 31Dic2021 y las nuevas medidas del 31Mar2022, extendidas hasta 31Dic2022, y la actualización a lo largo de 2023, más las recientes y menos ambiciosas aprobadas hasta 30Jun2024, han sido y siguen siendo insuficientes y en la mayoría de casos no han favorecido a todas las industrias.

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 está sufriendo este varapalo. Mal momento para subir la recaudación fiscal.

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. 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 57,1 €/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 (168,1%). 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 (2030-2034). 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 2025 muestran un perfil en backwardation respecto a 2022, pero curva forward muy plana de 2025-2033, síntoma de desconfianza y falta de liquidez (entre 51,2-53,2) actuando como falso suelo.

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 Marzo 2024 hasta Dic 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 un correctivo de los precios a la baja, en parte por las campañas electorales a lo largo de este año. 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 supuesto tope de gas eliminado el 31Dic 2023, 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 prácticamente 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%), hace un mes, y ahora a 52,3 (-3,4 €/MWh, -6,1%).

PPA carga base a 5 años empezando en Ene 2026 ha empezado a cotizar el 2 Ene 2024 a 61,1 bajando hasta 55,4 €/MWh hace un mes, perdiendo 5,5 €/MWh, y ahora cae a 52,1 (-3,3 €/MWh, -6,0%).

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 hace un mes.

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 54,6 €/MWh hace un mes, perdiendo 3,2 €/MWh, ahora ha caído a 52,3 (-2,3 €/MWh, -4,2%).

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% y lo mismo en ENE y FEB. Podéis ver comparaciones de perfiles Solar y Base en fichero Excel, Output 0, para ver detalle de dichas diferencias.

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, en ENE en torno a 38,7, y actualmente ha caído a 36,4 (-2,4 €/MWh, -6,1%).

Los PPA’s carga solar a 5 años desde 2026 han caído a niveles en torno a 38,5 €/MWh en ENE y a 36,2 en la actualidad (-2,3 €/MWh, -6,0%).

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 37,7 €/MWh en ENE y a 36,4 en la actualidad (-1,3 €/MWh, -3,4%).

La decisión de un PPA carga Base o Solar, comenzando en 2026 ó 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, pendiente de publicación BOE, 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.

logo-energitas

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

Precios gas

Precio interanual futuro Dated Brent rebota +4,1% acentuado por pérdida de valor del Tipo de cambio US$/€ que cae -1,6%, con una subida neta media de +1,6% 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 -7,0% debido a la bajada de los precios internacionales de gas. Los hubs de gas europeos, el TTF y NBP revierten -9,2% y -9,1%, respectivamente. En el mismo sentido, el gas Henry Hub de EEUU, índice NYMEX, revierte a la baja -13,8% en parte debido a campañas electorales a la presidencia hasta finales de año.

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 (Marruecos/España).

El índice del carbón internacional (ARA) también vuelve a caer -6,23% 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 76,4 a 79,5 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,0965 a 1,0792 US$/€.

La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 28,4 a 26,4 €/MWh.

La media interanual de los futuros del TTF revierten de 30,1 a 27,3 €/MWh.

La media interanual de los futuros del NBP (UK) revierten de 74,2 a 67,4 peniques/termia.

La media interanual de los futuros del NYMEX revierten de 2,8 a 2,4 US$/MMBtu.

Los targets del Dated Brent pasan de 74,5-71,4 US$/barril a finales de 2024-2025, a niveles de 77,6-73,7, respectivamente. Y a finales de 2026 baja a 71,4.

Los targets del euro frente al dólar americano pasan de 1,1040–1,1212 US$/€ a 1,0855–1,1038 a finales de 2024–2025, respectivamente. Y a finales de 2026 apunta a 1,1216.

Los targets del TTF pasan de 34,9–33,9 €/MWh a finales 20242025, a niveles de 31,0–30,8, respectivamente. Y a finales de 2026 baja a 28,8. 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 28,430,8 €/MWh para 2024–2025 a niveles de 26,327,9, 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, cayendo en la actualidad a 26,5 (14 FEB).

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 38,4 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. Por ello, ENE 2024 ha cerrado a 29,7 y FEB se espera caiga en torno a 26,1 hasta 24,4 en MAR, manteniéndose en torno a 25 en ABR y MAY.

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 casi triplican esa media en 2025 y 2026. 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 (un precio final sobre el consumo en torno a 54-60 €/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:

  • MAR 2024: ha tenido 8 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 14 ENE), marcando MAX 28,3, medio 26,7 y MIN 24,7. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 24,4 (14/Feb/24) y la media acumulada del futuro 30,7 con Máx/Mín de 40,1/24,4.
  • FEB 2024: ha tenido 22 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 33,0, medio 28,7 y MIN 26,0. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 28,7 (31/Ene/24) y la media acumulada del futuro 36,3 con Máx/Mín de 49,1/25,9. Valor esperado del contado 26,1 €/MWh.
  • 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. Cierre de contado ha sido 29,7 €/MWh por debajo del valor mínimo del Futuro.

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 máximo del CO2 superior a 30 €/tCO2. Saltan las alertas porque ese nivel máximo 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 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. Contado ha cerrado a 29,7.
  • Futuro FEB 2024 lleva cotizando desde 1 NOV hasta 31 ENE registrando un Max-Med-Min de 49,1-36,3-25,9 €/MWh. El Benchmark para el contado es de 26,1.
  • Futuro MAR 2024 lleva cotizando desde 1 DIC hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 40,1-30,7-24,4 €/MWh.
  • Futuro ABR 2024 lleva cotizando desde 2 ENE hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 32,6-28,1-24,9 €/MWh.
  • Futuro MAY 2024 lleva cotizando desde 21 FEB hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 28,6-27,1-24,9 €/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 26,3, 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 27,9 y 53,7 y media 42,3. Última cotización a 27,9 (13 FEB 2024).
  • Futuro 2026 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2024, con valores acumulados entre 26,3 y 30,2 y media 28,4. Última cotización a 26,5 (13 FEB 2024).

 

La TUR para Q1 2024 ha vuelto a subir a 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. El RD-Ley 8/2023 prorroga la flexibilización temporal de los contratos de suministro de gas natural hasta 30 JUN 2024, pudiendo ajustarse la Qd 3 veces y una vez se puede cambiar el tipo de tarifa de peaje según consumo anual esperado.

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.

logo-energitas

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 ENE 2024 a 65,1 €/tCO2. FEB lleva acumulado un ajuste a 59,4 €/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 y carbón.

La media ANUAL acumulada del CO2 en 2021 ha cerrado a 53,6 €/tCO2 más del doble que los máximos históricos previos. La media ANUAL en 2022 repuntó 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, y ya nos parecían abusivos aquellos precios.

En lo que llevamos de año 2024, hasta 13 FEB 2024, tenemos una media spot acumulada de 59,4 €/tCO2, entorno a niveles del otoño 2021.

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 (10%-11%) respecto a valores de hace un mes.

El precio del CO2 crece a un ratio anual entre 3,7% y 3,3% en 2025 y 2032, respectivamente.

Los especuladores están menos agresivos, aunque 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. Aunque nos están dando una tregua, 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.

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.

De momento, parece que después de la última Cumbre del Clima en Dubái durante la primera quincena de DIC 2023, tenemos una tregua con el precio del CO2, inclusive con un perfil correctivo de precios en todos los plazos (corto, medio y largo). Sin embargo, ya hemos observado periodos temporales en los que el CO2 baja para volver a repuntar. Pero si vemos el comportamiento histórico, se observa un aumento del precio del CO2 que se duplica y casi triplica 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). Existen otros mecanismos de control e incentivos que pueden fomentar la descarbonización evitando la especulación del precio del CO2 como un commodity, que cada vez puede ir encareciéndose más y más.

logo-energitas

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

Actividad ACOGEN

El jueves 25 de enero tuvo lugar el evento “Foro de Industria y Energía” organizado por la CEOE y el Club Español de la Energía (ENERCLUB) y que contó con la asistencia de ACOGEN. El miércoles 30, la vicepresidenta tercera del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera, convocó a ACOGEN a la videoconferencia sobre “Perspectivas en el Sector Energético e Industrial”.

El mes de febrero daba comienzo con el XII Simposio Empresarial Internacional Funseam, celebrado el lunes 5 en el Auditorio de La Pedrera de Barcelona, con la asistencia de ACOGEN y en el que participaron algunas empresas asociadas.

En el marco de la Feria Internacional de Energía y Medioambiente GENERA 2024, que se celebra en el recinto ferial IFEMA de Madrid, ACOGEN y COGEN España organizaron el martes 6 de febrero una jornada técnica de cogeneración que este año tuvo por lema: «La cogeneración y la industria: claves para la descarbonización«. La inauguración estuvo a cargo del presidente de ACOGEN, Rubén Hernando, y del presidente de COGEN España, Julio Artiñano, tras la cual se dio paso a un programa de cuatro sesiones con la participación de cuatro directores generales de varias comunidades autónomas (Castilla y León, Castilla-La Mancha, Galicia y Comunidad de Madrid), 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.

El jueves 8 de febrero, el Club Español de la Energía (ENERCLUB) organizó una jornada híbrida durante la que se presentó el “EIA’s International Energy Outlook 2023 and perspectives on U.S. LNG”, en la que ACOGEN estuvo presente.

El martes 13, la Asociación asistía a la Sesión 48 del Comité de Agentes de Mercado de MIBGAS. Al día siguiente, tuvo lugar el Comité de Regulación de ACOGEN, en formato híbrido, con la asistencia de más de 120 profesionales y durante el que se trató la actualidad del sector.

La Junta Directiva de ACOGEN celebró su reunión mensual el jueves 15 de febrero.

De cara a próximos eventos, el jueves 22, la Asociación de Comercializadores Independientes de Energía (ACIE) celebra su 25 aniversario en el Palacio Neptuno de Madrid, al que asistirá ACOGEN.

El 6 de marzo EY organiza un encuentro de novedades regulatorias en el sector energético donde se discutirán las principales claves, retos y oportunidades del nuevo Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030 (PNIEC), actualmente en tramitación y al que asistirá ACOGEN. Se celebrará en la Cúpula de Torre Azca de Madrid.

Y concluimos este repaso a la actividad de la Asociación con la participación de nuestro director general, Javier Rodríguez, el próximo 12 de marzo, como ponente en la jornada anual de “Mercados y transición energética” que organiza conjuntamente el Grup de Gestors Energètics (GGE) y el Institut Català d’Energia ICAEN en Barcelona.

ACOGEN en los medios

La cogeneración alerta de más de 60 fábricas en el fin de su vida útil regulada, leíamos en La Información, que recoge los datos reflejados en el último boletín electrónico de ACOGEN. En el último año, más de 60 fábricas que suman una potencia de 405 MW llegaron al final de su vida útil regulada y, por tanto, dejaron de percibir una retribución, lo que supone una pérdida de competitividad en su actividad. Según el diario, estas plantas, entre las que destacan algunas de primer nivel del sector azulejero y lácteo, están a la espera de la publicación del marco de subastas para poder reiniciar un nuevo ciclo, un marco listo desde hace dos años, pero que la crisis energética ha aplazado.

El diario digital también destaca la petición del sector al Gobierno para prorrogar dos años la operación de las plantas que alcanzan el fin de su vida útil y facilitar así su transición hasta que se culmine el nuevo marco. En opinión de ACOGEN y COGEN Energía, el riesgo de deslocalización se hace más probable hacia países competidores europeos que apoyan la cogeneración e impulsan la construcción de nuevas plantas y la transición de las ya existentes por ser la tecnología de más alta eficiencia disponible.

La Información recuerda que la producción de la cogeneración ha representado en 2023 el 6,5% de la generación nacional de electricidad, con 17.455 GWh, lo que supone un recorte del 2% y que se suma al fuerte descenso del 32% en 2022. En 2019, produjo 29.615 GWh, por lo que el recorte es del 41% en comparación con los niveles prepandemia. No obstante, pese a esta caída, 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 y la convocatoria de las subastas mencionadas anteriormente.

El Mundo Castellón también destaca la medida de transición solicitada por ACOGEN y COGEN España para extender por dos años la vida útil regulatoria de estas plantas. El diario castellonense recoge las palabras del director general de ACOGEN en su último editorial del boletín electrónico, donde lamentó que “la producción de la cogeneración tocó fondo en 2023”. “Pese a esta debacle, la cogeneración afronta 2024 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”, añade.

La Junta de Andalucía pide al Gobierno a que garantice la viabilidad y seguridad jurídica de la cogeneración, informa El Español. Una Proposición no de Ley defendida por la diputada popular Julia Ibáñez en el parlamento andaluz, que ha salido adelante sin votos en contra,  pone de manifiesto la «necesidad urgente» de que se lleve a cabo la aprobación definitiva de la Orden Ministerial en virtud de la cual se debe regular y actualizar la nueva metodología de cálculo y sus parámetros retributivos. Se trata, explica la proposición, de «generar certidumbre, estabilidad, viabilidad económica y seguridad jurídica en este sector económicamente estratégico para Andalucía, y con el fin de que las necesarias inversiones futuras para la mejora de la producción energética coadyuven a la competitividad» de la industria andaluza.

La Junta de Andaluza pide al Gobierno que garantice la viabilidad económica y seguridad jurídica de la industria de la cogeneración, un sector «estratégico» para la región. Para ello, indica, es necesario que prorrogue durante dos años la operatividad de las plantas «hasta que se culmine el nuevo marco retributivo».

Al respecto, ACOGEN recuerda que «esta tecnología es imprescindible para la competitividad de múltiples sectores industriales, tales como alimentación y bebidas, papel, química, refino, cerámica, tablero, textil, etcétera, que producen el 20% del PIB industrial y mantienen 200.000 empleos, además de para la eficiencia energética nacional a gran escala«, mientras que el consejero delegado de Neoelectro explica que “es importante aportar seguridad jurídica y certidumbre a un sector que ayuda a que la industria sea a la vez competitiva y sostenible».

El 6 de febrero, en el marco de la feria Genera, se celebró la tradicional jornada técnica de cogeneración. El Español publica La cogeneración destaca que el nuevo marco permitirá al sector abordar el año con «mayor previsibilidad e informa que, en la jornada, tanto el presidente de ACOGEN como de COGEN España destacaron la importancia de este año para el sector por la publicación del nuevo marco a la operación en este primer trimestre y posterior marco a la inversión, que permitan recuperar la producción de cogeneración, invertir e impulsar la competitividad, empleo y exportaciones del 20% del PIB industrial que fabrica con esta tecnología. En este sentido, el sector cogenerador se mostró «optimista y preparado» ante el inicio de este nuevo ciclo gracias al trabajo en común de cogeneradores, comunidades autónomas y Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, que ha confirmado la publicación inminente de la nueva metodología.

Las conclusiones de la jornada de Genera también fueron recogidas por Europapress, que añade que ambas asociaciones colaboran con los diferentes grupos parlamentarios y administraciones para extender la vida útil de algunas instalaciones hasta que se culmine el nuevo marco inversor, para asegurar el mantenimiento de la competitividad y el empleo. Así lo leíamos también en Bolsamanía, Forbes, Diario Siglo XXI, Estrategias de Inversión y Negocios, entre otros.

Medios especializados también se hicieron eco de ello. Energelia titula La cogeneración avanza hacia un nuevo ciclo de colaboración entre industrias, comunidades autónomas y el MITERD, Corresponsables, El Periódico del Azulejo e Industry Talks destacan que la cogeneración iniciará un nuevo ciclo compartido por industrias, comunidades autónomas y MITERD.

El director xeral de Planificación Enerxética e Recursos Naturais de la Xunta de Galicia, Pablo Fernández Vila, participó en una de las mesas redondas de la jornada de Genera. En nota de prensa, la Xunta ve necesaria una regulación adecuada que permita a las industrias cogeneradoras ser competitivas. Fernández Vila se refirió a la necesidad de establecer una regulación adecuada para que el régimen retributivo se adapte las particularidades del comprado y compense los costes de explotación de las industrias cogeneradoras, permitiendo que sean competitivas. El director general habló de la cogeneración como un ejemplo claro de eficiencia energética pues genera electricidad y calor que se aprovechan en los procesos productivos y recordó que, hasta la pandemia, este tipo de instalaciones acercaba entre un 10 y un 12 % de la energía eléctrica producida en Galicia. Sin embargo, recuerda que la exclusión de la cogeneración del mecanismo de excepción ibérica derivó en una parálisis del sector y, en consecuencia, una reducción de la competitividad y de la producción industrial.

Socio Protagonista

Nexus Energía, gestión activa de la cogeneración para minimizar los riesgos de mercado y optimizar ingresos

Como octava comercializadora a nivel nacional y líder en representación de productores renovables y cogeneración en España, Nexus Energía cubre todo el espectro de necesidades de la cogeneración. Su experiencia de más de 20 años y su cartera de más de 16.700 plantas renovables representadas en el mercado avalan la calidad de sus servicios de comercialización y representación. Incentivando las sinergias entre la comercialización y la producción, ofrecemos una solución integral a medida diseñada para cogeneradores.

Dispone de un equipo de profesionales de reconocida experiencia para la gestión y optimización de los activos energéticos de las plantas de cogeneración, que asesora a los cogeneradores para la cobertura de los riesgos en el mercado, optimiza el aprovisionamiento de gas natural y la venta de la energía generada en los mercados, y les ofrece la posibilidad de participar en los servicios de ajuste para poder obtener ingresos extra.

Servicio de cobertura spark spread

Para garantizar la viabilidad económica de la cogeneración, ofrece un servicio que combina el suministro de gas natural y la representación en el mercado, actuando en los mercados mayoristas de OMIE y REE (Servicios de Ajuste). Su producto Spark Spread consiste en la cobertura del precio de venta de electricidad en el mercado y del precio de compra de gas mensualmente o de forma trimestral, permitiendo reducir los riesgos de volatilidad de precios y asegurar unos ingresos garantizados para las instalaciones.

Indexación a MIBGAS y Clicks de gas

Desde la crisis energética, el suministro de gas para la cogeneración se orienta cada vez más hacia el índice del Mercado Ibérico Español (MIBGAS), y Nexus Energía es la comercializadora que más ha apostado por este producto: más del 82,5 % de la cartera de gas indexada a MIBGAS en 2023. Viendo la evolución de otros índices como el TTF en los últimos meses, el MIBGAS se revela como la indexación más económica para el gas, que, además, complementada con la capacidad diaria de hacer cierres es la herramienta recomendada para cogeneradores. La gran capacidad de entrada por barco de la península Ibérica asegura un mejor comportamiento del MIBGAS en caso de tensiones oferta-demanda.

MIBGAS es la referencia de precio transparente del gas en España, cada vez con más liquidez. Implica una fórmula económica, sin primas de riesgo ni restricciones de volumen. Además, presenta total adaptabilidad y flexibilidad a cambios de consumo, pues no aplican cláusulas de volumen.

Además, cuando una planta de cogeneración tiene contratado una fórmula indexada a MIBGAS puede decidir, en un momento concreto en función de la estrategia, utilizar un Click para que un porcentaje de su energía pase a facturarse a un precio fijo basado en los futuros de MIBGAS durante un período determinado. La operativa es sencilla y se basa en la cotización diaria de precios enviada vía email. En definitiva, es un complemento sencillo, que permite ir tomando decisiones a medida que pase el año basándose en el contexto de mercado.

Optimización de la venta de energía y balancing 

Nexus Energía actúa en los mercados mayoristas de OMIE y REE (Servicios de Ajuste). Son especialistas en la optimización de la venta de energía tanto en el mercado de producción como participando en los mercados de servicios de ajuste. La compañía pone a disposición de los productores su amplia experiencia y el efecto cartera derivado de representar en el mercado mayorista a más de 16.700 plantas de diversos tamaños y tecnologías, lo que le permite ofrecer un precio muy competitivo por la gestión.

Además, Nexus Energía se ocupa de la gestión integral de la facturación y da acceso a los productores a una plataforma web donde pueden consultar todos los detalles de sus liquidaciones, medidas, e información relativa a los cambios regulatorios, entre otros aspectos. Además, pone a su disposición un teléfono de atención permanente 24×7 con personal calificado para la comunicación de los programas de producción y rectificación en los mercados intradiarios. 

A través de sus servicios de representación y centro de control propio, ofrece a los cogeneradores la participación en los mercados complementarios de Servicios de Ajuste del Sistema. Acompañándolos tanto en el proceso de habilitación con REE para participar en estos mercados como en el proceso de operación y envío de ofertas.  

Dispone de una zona de regulación propia, homologada por REE, para que los productores representados tengan la opción, en las horas de precios más bajos en el pool, de  participar en el mercado de regulación secundaria y mejorar sus ingresos. 

www.nexusenergia.com

Encuesta “Cogeneración 2024: gestión y digitalización”

ACOGEN, con la colaboración de COGEN España y ADAP, ha lanzado la encuesta “Cogeneración 2024: gestión y digitalización” sobre la gestión de la operación, los mercados y la digitalización en las industrias cogeneradoras.

La encuesta cuenta con unas 30 preguntas divididas en dos partes:

  1. Parte 1: Gestión en los mercados —electricidad, combustibles y CO2—, retribución regulada, flexibilidad de la cogeneración y toma de decisiones.
  2. Parte 2: Evaluación de la transformación digital en la cogeneración. Conocerás tus índices individuales en cogeneración de Madurez Digital (DMA) de acuerdo metodología adaptada de la Comisión Europea.

¡Participa! Cumplimentar el cuestionario llevará entre 15-25 minutos.

Garantizamos la confidencialidad de toda la información recabada por ACOGEN. Los datos serán tratados y presentados de forma agregada, respetando en todo momento el anonimato.

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