Boletín Electrónico de la Asociación Española de Cogeneración

Julio 2022

nº 168

Cogeneración, imprescindible para la industria y para el país

Editorial

Javier Rodríguez

Director General ACOGEN

Como dijo la vicepresidenta Ribera, pongamos en valor la cogeneración

En cualquiera de las economías que nos circundan, la cogeneración es un activo país especialmente valioso en tiempos de crisis como los que España está viviendo y los que vendrán, que serán peores de lo que imaginamos.

La vicepresidenta Ribera nos ha dicho que pondrán en valor la cogeneración. Esperemos que así sea y en su justa medida: aporta ahorros de energía valorados hoy en más de 2.000 millones de euros anuales en compras de gas, 240 millones en CO2 y una significativa contribución a la competitividad de cientos de productos industriales –alimentos, papel, químicos, textiles, cerámicos, etc.-, que afianzan el empleo, generan actividad económica e industrial –20% del PIB industrial- y ventajas a los sistemas energéticos de electricidad y gas.

Como consecuencia de un error regulatorio, convertido rápidamente en desastre, la cogeneración ha dejado de producir el 5% de la electricidad del país en poco más de dos semanas, tras la puesta en marcha del topado del gas.

Por lógica y por experiencia, cuanto más vale la energía, más apreciada es la cogeneración por sus ahorros a gran escala. Ahora el mayor problema, más allá del clima, son las circunstancias energéticas que se ciernen sobre Europa y España en relación a los precios de la electricidad y del gas, y sus consecuencias sobre la economía y las personas. La cogeneración funciona en este entorno como una gran aliada.

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) seguía senda correctiva de reversión cayendo en JUN a 169,6 €/MWh, diferencia -17,5 €/MWh (-9,4%) respecto MAY (187,1 €/MWh), pero reflejando coste de oportunidad…

Precios gas

Precio interanual futuro Dated Brent cae -7,3% pero Tipo de cambio US$/€ se deprecia -3,3%, manteniendo los niveles de precios del suministro de gas a cliente final en España respecto a valores de mes pasado (indexación Brent y TC).

Precios C02

El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa se relaja a 83,5 €/tCO2 en JUN 2022, con una menor especulativa, pero sigue a niveles muy elevados. JUL 2022 lleva acumulado…

Actividad ACOGEN

ACOGEN en los medios

La actividad de ACOGEN sigue centrada en actualizar la información jurídica del sector al MITERD y a la CNMC, así como informar a la Comisión Europea, para lograr una pronta acción del Ministerio que permita recuperar la producción de la cogeneración,  que ha caído un 50% en dos semanas, y obtener una solución justa y equilibrada.

En el último mes, ACOGEN ha ocupado numerosos titulares en prensa debido a la caída en picado de la producción de cogeneración, que ha provocado que la mitad de las plantas hayan parado su actividad. Como leemos en elEconomista.es, la electricidad producida mediante cogeneración cae un 50% desde la aplicación del tope al gas.

Cogeneración sin fronteras

Socios protagonistas

EDISON NEXT

Edison lanza Edison Next, la compañía creada para ayudar a las empresas y los territorios en su transición ecológica y descarbonización. Una plataforma única de servicios, tecnologías y habilidades que ya opera en Italia, España y Polonia con más de 65 emplazamientos industriales y 3.500 personas, 2.100 estructuras públicas y privadas y actividad en 280 ciudades.

Su plan de desarrollo contempla inversiones de 2.500 millones de euros hasta 2030, de los que 300 millones irán destinados al sector español de servicios energéticos, y pretende alcanzar un EBITDA de 300 millones de euros. 

Edison lanza Edison Next, la compañía creada para ayudar a las empresas y los territorios en su transición ecológica y descarbonización. Una plataforma única de servicios, tecnologías y habilidades que ya opera en Italia, España y Polonia con más de 65 emplazamientos industriales y 3.500 personas, 2.100 estructuras públicas y privadas y actividad en 280 ciudades.

Su plan de desarrollo contempla inversiones de 2.500 millones de euros hasta 2030, de los que 300 millones irán destinados al sector español de servicios energéticos, y pretende alcanzar un EBITDA de 300 millones de euros. 

De un vistazo

 

XVIII Congreso Anual de Cogeneración

ACOGEN y COGEN España organizan el Congreso Anual de Cogeneración, que se celebrará el 4
de octubre en Madrid bajo el lema Cogeneración, inversión eficiente para liderar la
descarbonización industrial, en el Hotel The Westin Palace (Plaza de las Cortes 7).
La inauguración estará a cargo de Sara Aagesen, secretaria de Estado de Energía. A
continuación se desarrollará un completo programa de cinco sesiones.
La sesión 1 dará comienzo con la mesa redonda La descarbonización eficiente para una
industria competitiva, que contará con la intervención de los responsables de energía de los
partidos políticos (PSOE, PP, PDeCAT, ERC, Ciudadanos, Vox, PNV, y Unidas Podemos). Acto
seguido se desarrollará la sesión 2, La visión de los reguladores, con la participación del
Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico, la CNMC, Comisión Nacional de los
Mercados y la Competencia, OMIE, Red Eléctrica de España y Enagás.

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Cogeneración: ¡un 10 en valores!

Revista e+

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Energía

La revista digital de elEconomista

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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

Como dijo la vicepresidenta Ribera, pongamos en valor la cogeneración

En cualquiera de las economías que nos circundan, la cogeneración es un activo país especialmente valioso en tiempos de crisis como los que España está viviendo y los que vendrán, que serán peores de lo que imaginamos.

La vicepresidenta Ribera nos ha dicho que pondrán en valor la cogeneración. Esperemos que así sea y en su justa medida: aporta ahorros de energía valorados hoy en más de 2.000 millones de euros anuales en compras de gas, 240 millones en CO2 y una significativa contribución a la competitividad de cientos de productos industriales –alimentos, papel, químicos, textiles, cerámicos, etc.-, que afianzan el empleo, generan actividad económica e industrial –20% del PIB industrial- y ventajas a los sistemas energéticos de electricidad y gas.

Como consecuencia de un error regulatorio, convertido rápidamente en desastre, la cogeneración ha dejado de producir el 5% de la electricidad del país en poco más de dos semanas, tras la puesta en marcha del topado del gas.

Por lógica y por experiencia, cuanto más vale la energía, más apreciada es la cogeneración por sus ahorros a gran escala. Ahora el mayor problema, más allá del clima, son las circunstancias energéticas que se ciernen sobre Europa y España en relación a los precios de la electricidad y del gas, y sus consecuencias sobre la economía y las personas. La cogeneración funciona en este entorno como una gran aliada.

Corregir la discriminación por error regulatorio

Evidenciado el error regulatorio y sus negativas consecuencias, (si no lo quieren llamar error, llámenlo descuido, despiste o desacierto), estas deben corregirse con urgencia regulando de manera acertada. Esa debe ser una prioridad del Gobierno cuando se trata de un sector regulado como la cogeneración, en el que los ajustes regulatorios son imprescindibles cuando se implementan medidas, como el “mecanismo de compensación del mercado eléctrico”, que ha dado lugar a una situación de discriminación evidente.

Así que aquí nos tienen reclamando lo que por Ley es nuestro derecho: medidas que nos permitan cubrir los costes y garantizar la competencia en los mercados. Con la entrada del mecanismo de “topado de gas”, el Gobierno debe ajustar la regulación de la cogeneración porque la caída de más del 50% de la producción así lo atestigua.

Desde el sector hemos trasladado al Ministerio y CNMC las propuestas más eficaces y sencillas de implementar. Hay que complementar nuestro régimen retributivo hasta el mismo nivel de precio de gas reconocido a los ciclos combinados, o bien que las plantas opten por cobrar el complemento de los ciclos renunciando al régimen retributivo, como han hecho en Portugal.

Los precios del gas en el mercado son iguales para cogeneración y para ciclos, así que como iguales deben reconocerse, con sus mismas fórmulas y sin discriminaciones. La cobertura natural para los cogeneradores entre el precio del gas y el valor de venta de la electricidad en los mercados ha sido alterada por el mecanismo de topado y debe ser restaurada por la regulación.

Nuestras paradas tienen como consecuencia un mayor funcionamiento —del 20%— de los ciclos combinados, que son menos eficientes y más caros, elevando los precios energéticos y perjudicando a la industria y a todos los consumidores. Favorecer los ciclos combinados en detrimento de la cogeneración es nefasto para el país, es malo para todo y para todos y todos perdemos, se mire por donde se mire.

Hoy la mitad de las cogeneraciones están paradas y la otra mitad en pérdidas porque son imprescindibles para que funcionen sus industrias —no hay alternativa para producir el frío o calor—, pero no lo harán por mucho tiempo porque ni las industrias ni las cogeneraciones pueden soportar más pérdidas,

Petición de amparo a la Comisión Europea

Los cogeneradores venimos solicitando reiteradamente al MITERD una regulación justa que reconozca nuestros costes y nos permita competir, es decir que cumpla la Ley. Hemos alegado señalando al Gobierno y a la CNMC las circunstancias sobrevenidas y sus consecuencias en la cogeneración.

El Ministerio conoce perfectamente nuestra situación y ya hemos solicitado amparo y acción legal urgente a la Comisión Europea, reclamando que termine la discriminación frente a los ciclos combinados y se reconozca a la cogeneración los mismos precios de gas establecidos en el mecanismo de topado para los ciclos combinados.

MITERD planteaba en junio a los cogeneradores un precio de gas de 50 €/MWh mientras reconocía 112 €/MWh a los ciclos combinados. Inconcebible, injusto y absurdo. Hoy el gas marca 132 €/MWh —pronto serán 160 €/MWh—, precio que se reconoce a los ciclos combinados pero no a la cogeneración. MITERD no puede seguir sin proponer precio a los cogeneradores dejando a las industrias a ciegas y en pérdidas.

Pedimos cubrir costes de gas, como los ciclos, y mientras no se reconozca que ambos compramos el gas al mismo precio, no podremos competir en condiciones de igualdad como establece la Ley. Van dos años que no nos actualizan los precios del gas en nuestras retribuciones, una dejación grave que daña al sector irreparablemente.

¿A qué espera el Gobierno para actuar si saben cuál es la solución y cómo aplicarla?

Los cogeneradores seguimos esperando la acción urgente y eficaz del Gobierno, la propia Teresa Ribera reconoce la gravedad de nuestra situación y anunció reformas para este mes de julio. ¿Por qué no actúan? Hay que acelerar porque los acontecimientos se han precipitado: el 13 de mayo se excluye inesperadamente del mecanismo a la cogeneración, el 8 de junio lo aprueba la Unión Europea y el 14 de junio comienza con una escalada de precios de gas a futuros que pone en pérdidas a los cogeneradores y para la mitad del sector.

Mientras las soluciones se retrasan, nuestras empresas se desangran. Las regulaciones que se preveían hace tres semanas no valen ya. Es urgente tomar medidas de adecuación regulatoria, cumplir con la Ley y con el sentido común y hacerlo a tiempo. No más errores ni dejadeces porque nos estamos jugado la energía del 20% del PIB industrial. Señora vicepresidenta, usted misma lo ha dicho: “vamos a poner en valor la cogeneración”.

Javier Rodríguez

Director General ACOGEN

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) seguía senda correctiva de reversión cayendo en JUN a 169,6 €/MWh, diferencia -17,5 €/MWh (-9,4%) respecto MAY (187,1 €/MWh), pero reflejando coste de oportunidad a muy corto plazo de la generación suponiendo de forma abusiva un coste del 100% del gas de las plantas de ciclo combinado y más caro aún el del valor del agua (ARTIFICIAL) turbinada en los embalses (hiperanuales, anuales, diques y bombeo), internalizando además costes desmesurados de los derechos de emisión de CO2 y Certificados de Garantía de Origen (GdO’s), bajo el amparo de las reglas del juego establecidas por las autoridades reguladoras y supervisoras de los mercados energéticos a nivel nacional y europeo. Dicho precio de JUN 2022 ha sido +83,6 €/MWh (+103,6%) superior al de JUN 2021 (83,3 €/MWh).

La medida del gobierno para tratar de desacoplar el precio del pool respecto al precio del gas, ha tenido el efecto contrario al esperado. Según Real Decreto-Ley 10/2022, el CAP de precio de gas será inicialmente 40 €/MWh (primeros 6 meses), y subirá 5 €/MWh cada mes natural posterior hasta cubrir 1 año de aplicación. Una eficiencia media del 55% (conversión de MWh de gas a MWh eléctrico) supone un factor multiplicativo (1,82) quizás pesimista para una planta CCGT que puede tener una eficiencia mayor. Para una planta de carbón que tiene una eficiencia muy baja (tipo 30%-35%) y vistos los precios exorbitantes del carbón internacional (375-400 US$/t) prácticamente tendrá que parar. Para una planta de cogeneración sin régimen retributivo, merecerá la pena si tuviese un precio de gas inferior al del índice MIBGAS y/o un rendimiento eléctrico equivalente superior al 55%.

El ajuste derivado de la diferencia entre MIBGAS y el CAP, dividido por el 55%, NO será asumido por los Presupuestos Generales del Estado ni tampoco financiado contra Cargos del Sistema, sino por los consumidores expuestos a PVPC a través de comercializadora de referencia y aquellos a mercado libre con la parte de la energía adquirida con contrato de suministro a precios indexados al pool/sistema, así como aquellos con coberturas firmadas después del 26 Abril 2022.

Las grandes beneficiadas sin obligación de pagar ese ajuste son las compras para bombear, almacenar (cargar baterías) o consumos auxiliares, y también obviamente el autoconsumo. La medida se extiende a los mercados diarios, intradiarios continuos gestionados por el Operador del Mercado y los procesos de restricciones técnicas y de balance, tanto exante como en tiempo real gestionados por el Operador del Sistema.

La medida, articulada por la Orden TED/517/2022, de 8 de junio, por la que se determina la fecha de entrada en funcionamiento del mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, y por la que se da publicidad a la decisión de la Comisión Europea que autoriza dicho mecanismo, ha tenido luz verde para aplicarse en la casación del pool del 14Jun para el día 15Jun y en principio se supone que durará 11 meses y medio (hasta 31 May 2023). Dada la inexperiencia en la aplicación y supervisión de esta novedosa medida, el remedio está siendo peor que la enfermedad achacando a muchas excusas como si fuesen coyunturales.

Lógicamente, si las ofertas de las térmicas no se intervienen con el tope de gas antes de la casación, y aunque así fuese, si las plantas renovables (hidráulicas) siguen siendo utilizadas como siempre, a su libre albedrío, los precios marginales seguirán a niveles especulativos con fuerte tendencia alcista. Además, con el tremendo sobrecoste (déficit de ingresos de la térmica) potencialmente generable contra los consumidores cuya facturación está indexada al precio horario del mercado mayorista, en vez de bajarles el coste total neto va a pagar los platos rotos. El coste neto sería por la eventual bajada del pool (que no se está produciendo, de momento), pero pagando el déficit artificial de ingresos de las térmicas sin régimen retributivo.

Sumando el precio medio del mercado diario y el precio medio del ajuste, el resultado total para los compradores ha sido un precio mayor que el precio spot del mercado mayorista en todos los días anteriores de junio 2022.

PRECIO CARGA BASE COMPRADORES (€/MWh)

Día

PMD (Pool)

Ajuste

PMD+Ajuste

01/06/2022

210,45

0,0

210,45

02/06/2022

214,74

0,0

214,74

03/06/2022

214,50

0,0

214,50

04/06/2022

203,86

0,0

203,86

05/06/2022

193,65

0,0

193,65

06/06/2022

194,94

0,0

194,94

07/06/2022

193,32

0,0

193,32

08/06/2022

185,45

0,0

185,45

09/06/2022

182,67

0,0

182,67

10/06/2022

194,35

0,0

194,35

11/06/2022

190,50

0,0

190,50

12/06/2022

167,06

0,0

167,06

13/06/2022

200,62

0,0

200,62

14/06/2022

214,05

0,0

214,05

15/06/2022

165,59

59,68

225,26

16/06/2022

170,81

92,84

263,65

17/06/2022

177,90

99,37

277,27

18/06/2022

146,54

75,67

222,21

19/06/2022

122,61

70,06

192,67

20/06/2022

157,48

106,81

264,29

21/06/2022

148,03

127,58

275,61

22/06/2022

152,75

132,12

284,87

23/06/2022

149,86

128,42

278,28

24/06/2022

137,59

97,25

234,84

25/06/2022

128,70

89,15

217,85

26/06/2022

117,94

60,44

178,38

27/06/2022

143,27

58,11

201,38

28/06/2022

144,66

115,28

259,94

29/06/2022

132,74

92,33

225,07

30/06/2022

132,13

70,60

202,73

01/07/2022

145,22

87,98

233,20

02/07/2022

142,42

96,67

239,09

03/07/2022

133,50

90,19

223,69

04/07/2022

159,92

101,93

261,85

05/07/2022

139,16

98,62

237,78

06/07/2022

145,30

92,62

237,92

07/07/2022

124,20

72,66

196,86

08/07/2022

146,73

92,56

239,29

09/07/2022

148,62

129,54

278,16

10/07/2022

138,62

156,48

295,10

11/07/2022

157,54

147,83

305,37

12/07/2022

155,71

147,36

303,07

*Valor provisional

  

Día

PMD (Pool)

Ajuste

PMD+Ajuste

Media 15-30Jun

145,54

92,23

237,77

Media 1-12 Jul

144,75

109,54

254,28

Fuente: OMIE. Elaboración Enérgitas/SEI.

El supuesto tope de gas está produciendo enormes sobrecostes a los consumidores (compradores) o comercializadores (por el lado del aseguramiento de precio de compras) que han hecho coberturas financieras (seguros de precio, swaps, Contratos por Diferencias) posteriormente al 26 Abril 2022, porque la contraparte que le haya vendido una cobertura se liquidará contra el precio publicado por el Operador del Mercado, sin incluir el ajuste del tope de gas. Y aquellos compradores que hayan hecho coberturas antes del 26 Abril 2022, aunque no se vean afectados por el ajuste, la liquidación contra la media artificialmente reducida del mercado recibirán una liquidación por diferencias menor que la que hubiesen recibido sin el mecanismo de ajuste de la excepción ibérica.

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 a 180 €/MWh. Las plantas térmicas, especialmente las turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT’s) ahora cuentan con un incentivo perverso establecido de forma regulada para no comprar gas más barato que el del índice del MIBGAS para el día de entrega, sabiendo además, que se le compensará dicho precio respecto al de referencia (inicialmente 40 €/MWh) 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 se deben en parte a estos Imites porque se permite que se superen los techos pactados (180 €/MWh) al liberalizarse el mercado eléctrico hace más de dos décadas, (mediante pacto entre todos los agentes del mercado: generadores, comercializadores, representantes de las asociaciones de consumidores y gobierno), induciendo un incentivo perverso a los agentes del mercado que pueden ejercer su poder de mercado en los precios, además de incrementar el valor del agua de los embalses anuales e hiperanuales, así como del coste de oportunidad de turbinar (producción hidráulica) frente a almacenar agua a medio/largo plazo, y de las plantas de bombeo (puro y mixto) a corto plazo, pues una planta térmica (tipo CCGT) no tiene un coste marginal REAL a largo plazo como los marcados en la mayor parte de las horas del pool (corto plazo) ni para el total del gas quemado. La hidráulica con embalse se está poniendo en evidencia maximizando sus beneficios en lugar de minimizar los costes del mercado, incorporando costes de oportunidad excesivamente elevados, por el inexistente control regulatorio.

Las nuevas reglas prevén una segunda casación cuando el precio del mercado resulte fuera de la banda -150 y +1.500 €/MWh para tratar de inducir ofertas dentro de esa banda. Pero siguen siendo límites descabellados. Se baraja un aumento del techo actual a los 4.000 €/MWh, lo cual puede agravar aún más el problema.

Seguimos insistiendo que es falso que las empresas generadoras tengan un coste real de gas a largo plazo igual que a corto o medio plazo, quizás para una parte de su producción (ajustes/balances en mercado secundario de gas), pero no para su totalidad. Asimismo, el coste de oportunidad de las plantas con capacidad de almacenamiento de agua (regulables y de bombeo) no pueden seguir especulando el 100% de su producción con un valor del agua teniendo en cuenta tales techos de precios y coste inmediato del gas, ya que hay sobrecapacidad instalada en España y existen contratos de aprovisionamiento de gas (importaciones) a largo plazo, algunos revisables bianualmente. Tenemos demasiada generación térmica ociosa, potencialmente desmantelable como para llevársela a otro mercado donde más se necesite, pero si quieren trasladar esos precios para los bloques de producción más caros, que lo hagan en los mercados de operación técnica del sistema (mercados de regulación frecuencia-potencia: banda secundaria y energía terciaria).

Desde la perspectiva del commodity como tal, no se justifican los precios de los mercados primarios a los niveles de estafa que se está sometiendo a los consumidores europeos con la pasividad de los reguladores y poderes políticos y judiciales, nacionales y paneuropeos, que no hacen nada para frenar la especulación.

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. Tampoco se contempla ninguna medida para controlar el precio del MIBGAS. Muy probablemente, la medida puede incentivar al repunte del precio del MIBGAS para aumentar la compensación.

Volviendo al análisis de los precios, el precio anual carga base de 2021 ha cerrado en 111,9 €/MWh, nivel muy superior al máximo más reciente (2018: 57,3) y menos reciente (2008: 64,4). De hecho, las medidas paliativas establecidas desde 16 Sep 2021 (bajada de los Cargos del Sistema y del Impuesto Especial sobre la Electricidad) hasta 31Dic 2021 y las nuevas medidas del 31 Mar 2022, extendidas hasta 31 Dic 2022, son insuficientes y en la mayoría de casos no favorecen a todas las industrias.

Los precios del pool ya estaban elevados antes del 24F (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 están asfixiando a los minoristas.

La estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2022 baja a 179,3 €/MWh, al cierre de esta edición, lo cual supone un decremento de -3,0% (-5,5 €/MWh) respecto al nivel previsto el mes pasado (184,9 €/MWh). El futuro de 2022 ha cotizado en contango respecto a 2020 con valores mínimo 40,4, medio 57,6 y máximo 307,2. El 2020 ha sido el mínimo del histórico (34,0 €/MWh) debido fundamentalmente al efecto de la pandemia Covid-19 (menor actividad económica/industrial, menor demanda, menor precio de los combustibles y CO2). Pero nadie se esperaba que en dos años el precio anual se multiplicase por aprox. 5,28 veces (+528%). Desde luego, la Comisión Europea está demostrando poca eficacia por consentir mercados de electricidad, CO2 y hubs de gas totalmente descontrolados. Europa no se puede permitir el lujo de arruinar la poca industria que aún sigue sobreviviendo y hundir en la pobreza energética a consumidores domésticos y PYMES. Los sectores industriales y de servicios están enfrentando una crisis presupuestaria sin precedentes con estos precios tan desmesurados.

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

  • Calendar 2020 ha cerrado a 34,0 €/MWh. Representa el valor anual mínimo del registro histórico desde cuando ha empezado el mercado de derechos de emisiones de CO2 (Año 2005), fecha que marca un antes y un después en los mercados europeos (“somos muy listos”, “somos muy ecológicos”,…, a costa del consumidor que no ha sido consultado vía referéndum para este tipo de cuestiones estructurales en la economía familiar, comercial, residencial, industrial y sector público en general).
  • Calendar 2021 ha cerrado a 111,9 €/MWh por los repuntes del gas y su repercusión en los precios del pool desde julio 2021 (con subida elevadísima de los límites de los precios máximos). Y en 2021 no había aflorado el problema bélico Rusia-Ucrania.
  • Estimación de cierre de Calendar 2022 pasa de 184,9 a 179,3. Decremento -5,5 €/MWh (-3,0%).
  • Calendar 2023 repunta de 169,6 a 185,0. Incremento +15,4 (+9,1%).
  • Calendar 2024 repunta de 103,7 a 125,6. Incremento +21,8 (+21,0%).
  • Calendar 2025 repunta de 72,2 a 77,5. Incremento +5,2 (+7,3%).
  • Calendar 2026 sube de 56,9 a 59,0. Incremento +2,1 (+3,8%).
  • Calendar 2027 sube de 47,8 a 49,0. Incremento +1,2 (+2,4%)
  • Calendar 2028 sube de 44,1 a 46,2. Incremento +2,1 (+4,9%).
  • Calendar 2029 sube de 42,1 a 44,2. Incremento +2,1 (+5,1%).
  • Calendar 2030 sube de 41,0 a 43,2. Incremento +2,1 (+5,2%).
  • Calendar 2031 sube de 40,2 a 42,4. Incremento +2,1 (+5,3%).
  • Calendar 2032 ha empezado a cotizar desde 3 ENE, al mismo nivel que 2031, síntoma de falta de liquidez a muy largo plazo. Pero lleva tres meses cotizando por debajo de 2031. Pasa de 39,6 a 41,8. Incremento similar de la curva forward a largo plazo: +2,1 (+5,4%).

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. Bajando a 78 €/MWh en perfil carga base empezando en Oct 2022, y hasta unos 75 €/MWh empezando Ene 2023. Sin duda, el contrato a 5 años elimina la incertidumbre de elevados precios desde Jul2022 hasta Dic2023, y a la vez soluciona el requisito de garantía de origen renovable para Consumidores Electro-Intensivos (CEI’s). Poca liquidez observada para plazos de 5 años (desde Jul 2022) y mayor a partir de Oct 2022 si bien se detectan retrasos hasta 1 Ene 2023 por los problemas y restricciones de puntos de conexión y acceso a la red eléctrica. Los PPA’s con perfil solar tienen precios de unos 3,2-3,5 €/MWh inferiores al Carga Base.

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 a partir del Q4 2022. Será la excusa para explicar que la culpa de los nuevos precios del pool será por la necesidad de aproximarnos al equilibrio de oferta y demanda de energía eléctrica tal como miden los contadores de electricidad (potencia máxima cada 15 minutos). Pasaremos de 24 precios horarios a 96 precios cuarto-horarios en cada día. Esto pondrá en cuestión el papel del Operador del Sistema y de los mercados de balances y regulación de frecuencia-potencia (banda secundaria y energía terciaria), cuyos precios hoy por hoy no tienen cobertura financiera (no existen swaps para gestión de riesgo de variación de precios de la operación técnica). Pinta un escenario ideal para impulsar las inversiones en sistemas de almacenamiento, pero ruinoso para los consumidores que no puedan aprovecharlo.

En cuanto a peajes y cargos del sistema, hay una bajada de Cargos desde 31 Marzo 2022. Además, se ha aprobado una bonificación máxima del 80% de peajes para Consumidores Electro-Intensivos (CEI) desde 1 Enero 2022.

TARIFAS DE ATR Y CARGOS DEL SISTEMA

    

POTENCIA

 

 

 

 

 

 

PEAJES 01Ene2022

Término de Potencia PEAJE 1 Ene 2022 (€/kW/año)

Tipo

P1

P2

P3

P4

P5

P6

Total

6.1

18,3208

18,3208

9,9886

7,5659

0,5026

0,5026

55,2012

6.2

13,5929

13,5929

6,6490

6,0488

0,4184

0,4184

40,7204

6.3

10,0211

10,0211

5,5432

3,2410

0,6381

0,6381

30,1025

6.4

10,3144

7,8941

3,7972

2,7953

0,5281

0,5281

25,8572

CARGOS 01Ene2022

Término de Potencia CARGO SISTEMA 1 Ene – 30 Mar 2022 (€/kW/año)

Tipo

P1

P2

P3

P4

P5

P6

Total

6.1

6,4113

3,2085

2,3314

2,3314

2,3314

1,0685

17,6825

6.2

3,7649

1,8845

1,3691

1,3691

1,3691

0,6275

10,3840

6.3

3,0145

1,5085

1,0960

1,0960

1,0960

0,5024

8,3135

6.4

1,4746

0,7379

0,5362

0,5362

0,5362

0,2458

4,0669

P&C hasta 30Mar2022

Término de Potencia PEAJE&CARGO 1 Ene – 30 Mar 2022 (€/kW/año)

Tipo

P1

P2

P3

P4

P5

P6

Total

6.1

24,7321

21,5293

12,3199

9,8973

2,8339

1,5711

72,8836

6.2

17,3578

15,4774

8,0180

7,4178

1,7875

1,0459

51,1044

6.3

13,0355

11,5296

6,6392

4,3370

1,7342

1,1406

38,4160

6.4

11,7890

8,6320

4,3335

3,3315

1,0643

0,7739

29,9241

PEAJES 01Ene2022

Término de Potencia PEAJE 1 Ene 2022 (€/kW/año)

Tipo

P1

P2

P3

P4

P5

P6

Total

6.1

18,3208

18,3208

9,9886

7,5659

0,5026

0,5026

55,2012

6.2

13,5929

13,5929

6,6490

6,0488

0,4184

0,4184

40,7204

6.3

10,0211

10,0211

5,5432

3,2410

0,6381

0,6381

30,1025

6.4

10,3144

7,8941

3,7972

2,7953

0,5281

0,5281

25,8572

NUEVOS CARGOS 31Mar2022

Término de Potencia CARGO SISTEMA 31 Mar 2022 (€/kW/año)

Tipo

P1

P2

P3

P4

P5

P6

Total

6.1

4,0963

2,0500

1,4896

1,4896

1,4896

0,6827

11,2977

6.2

2,4055

1,2040

0,8747

0,8747

0,8747

0,4009

6,6346

6.3

1,9260

0,9638

0,7003

0,7003

0,7003

0,3210

5,3117

6.4

0,9422

0,4715

0,3426

0,3426

0,3426

0,1570

2,5984

P&C NUEVOS desde 31Mar2022

NUEVO Término de Potencia 31 Mar 2022 (€/kW/año)

Tipo

P1

P2

P3

P4

P5

P6

Total

6.1

22,4171

20,3708

11,4781

9,0555

1,9921

1,1853

66,4989

6.2

15,9984

14,7969

7,5237

6,9235

1,2932

0,8194

47,3550

6.3

11,9471

10,9849

6,2434

3,9412

1,3384

0,9592

35,4142

6.4

11,2565

8,3655

4,1398

3,1379

0,8707

0,6851

28,4556

Diferencias ACTUAL menos NUEVO

DIFERENCIA Término de Potencia (€/kW/año)

6.1

-2,3150

-1,1585

-0,8418

-0,8418

-0,8418

-0,3858

-6,3847

6.2

-1,3594

-0,6804

-0,4943

-0,4943

-0,4943

-0,2266

-3,7494

6.3

-1,0885

-0,5447

-0,3957

-0,3957

-0,3957

-0,1814

-3,0018

6.4

-0,5324

-0,2664

-0,1936

-0,1936

-0,1936

-0,0887

-1,4685

Diferencias ACTUAL menos NUEVO

DIFERENCIA Término de Potencia (%)

6.1

-9,4%

-5,4%

-6,8%

-8,5%

-29,7%

-24,6%

-8,8%

6.2

-7,8%

-4,4%

-6,2%

-6,7%

-27,7%

-21,7%

-7,3%

6.3

-8,3%

-4,7%

-6,0%

-9,1%

-22,8%

-15,9%

-7,8%

6.4

-4,5%

-3,1%

-4,5%

-5,8%

-18,2%

-11,5%

-4,9%

 

TARIFAS DE ATR Y CARGOS DEL SISTEMA

   

ENERGÍA

 

 

 

 

 

 

PEAJES 01Ene2022

Término de Energía PEAJE 1 Ene 2022 (€/kWh)

Tipo

P1

P2

P3

P4

P5

P6

6.1

0,017364

0,014247

0,008124

0,005428

0,000315

0,000315

6.2

0,009168

0,007529

0,004228

0,002954

0,000174

0,000174

6.3

0,007774

0,006515

0,003917

0,001880

0,000235

0,000235

6.4

0,007046

0,005743

0,003063

0,002433

0,000156

0,000156

CARGOS 01Ene2022

Término de Energía CARGO SISTEMA 1 Ene – 30 Mar 2022 (€/kWh)

Tipo

P1

P2

P3

P4

P5

P6

6.1

0,022119

0,016384

0,008848

0,004424

0,002836

0,001770

6.2

0,010378

0,007687

0,004151

0,002076

0,001331

0,000830

6.3

0,008507

0,006302

0,003403

0,001701

0,001091

0,000681

6.4

0,003232

0,002394

0,001293

0,000646

0,000414

0,000259

P&C hasta 30Mar2022

Término de Energía PEAJE&CARGO 1 Ene – 30 Mar 2022 (€/kWh)

Tipo

P1

P2

P3

P4

P5

P6

6.1

0,039483

0,030631

0,016972

0,009852

0,003151

0,002085

6.2

0,019546

0,015216

0,008379

0,005030

0,001505

0,001004

6.3

0,016281

0,012817

0,007320

0,003581

0,001326

0,000916

6.4

0,010278

0,008137

0,004356

0,003079

0,000570

0,000415

PEAJES 01Ene2022

Término de Energía PEAJE 1 Ene 2022 (€/kWh)

Tipo

P1

P2

P3

P4

P5

P6

6.1

0,017364

0,014247

0,008124

0,005428

0,000315

0,000315

6.2

0,009168

0,007529

0,004228

0,002954

0,000174

0,000174

6.3

0,007774

0,006515

0,003917

0,001880

0,000235

0,000235

6.4

0,007046

0,005743

0,003063

0,002433

0,000156

0,000156

NUEVOS CARGOS 31Mar2022

Término de Energía CARGO SISTEMA 31 Mar 2022 (€/kWh)

Tipo

P1

P2

P3

P4

P5

P6

6.1

0,014132

0,010468

0,005653

0,002826

0,001812

0,001131

6.2

0,006631

0,004911

0,002652

0,001326

0,000850

0,000530

6.3

0,005435

0,004026

0,002174

0,001087

0,000697

0,000435

6.4

0,002065

0,001530

0,000826

0,000413

0,000265

0,000165

P&C NUEVOS desde 31Mar2022

NUEVO Término de Energía 31 Mar 2022 (€/kWh)

Tipo

P1

P2

P3

P4

P5

P6

6.1

0,031496

0,024715

0,013777

0,008254

0,002127

0,001446

6.2

0,015799

0,012440

0,006880

0,004280

0,001024

0,000704

6.3

0,013209

0,010541

0,006091

0,002967

0,000932

0,000670

6.4

0,009111

0,007273

0,003889

0,002846

0,000421

0,000321

Diferencias ACTUAL menos NUEVO

DIFERENCIA Término de Energía (€/kWh)

6.1

-0,007987

-0,005916

-0,003195

-0,001598

-0,001024

-0,000639

6.2

-0,003747

-0,002776

-0,001499

-0,000750

-0,000481

-0,000300

6.3

-0,003072

-0,002276

-0,001229

-0,000614

-0,000394

-0,000246

6.4

-0,001167

-0,000864

-0,000467

-0,000233

-0,000149

-0,000094

Diferencias ACTUAL menos NUEVO

DIFERENCIA Término de Energía (%)

6.1

-20,2%

-19,3%

-18,8%

-16,2%

-32,5%

-30,6%

6.2

-19,2%

-18,2%

-17,9%

-14,9%

-32,0%

-29,9%

6.3

-18,9%

-17,8%

-16,8%

-17,1%

-29,7%

-26,9%

6.4

-11,4%

-10,6%

-10,7%

-7,6%

-26,1%

-22,7%

El Real Decreto-Ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, había generado mucha expectación por las medidas que el gobierno aprobaría para saber cómo intervendría sobre el precio de la energía. La medida para tratar de bajar el precio del MIBEL, publicada en RDL 10/2022 en BOE 14 May realmente queda indexada al MIBGAS y llega fuera de tiempo, con muchas improvisaciones y excesiva alegría cuando en realidad es otra de tantas medidas que las paga el propio consumidor. Más parece una medida para legalizar un precio del pool que roza la usura, una gran estafa energética.

De cara al consumidor final se mantiene la bajada del IVA y el Impuesto Especial sobre la Electricidad, y además se reducen los cargos, tanto del término de energía como de potencia. Esta bajada de cargos e impuestos reduce los precios regulados pero queda diluida por el elevado precio del pool. El consumidor no percibirá el efecto de esta medida.

Para Consumidores Electro-Intensivos (CEI) se ha establecido una medida temporal del 80% de reducción de los costes correspondientes a los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad, como parte de los costes regulados que se encuentran insertos en la factura de electricidad asociada a dichos consumos. Dicha medida, que tendrá efectos desde el 1 de enero y estará en vigor de manera excepcional hasta final de este año 2022. Requisito: Disponer Certificado de CEI, si se ha obtenido posteriormente al 1 Enero 2022, la reducción empieza a contar desde esa fecha.

Para los demás suministros, hay que revisar las facturas para capturar los ajustes de cargos del sistema desde el día 31 Marzo.

Para los CEI, las ayudas de 2022 (segunda convocatoria) solicitadas (plazo 17 Jun 2022) tienen un límite máximo del 85% de los cargos implícitos (1ene-31may) y explícitos (1abril-15sep & 16sep-31dic) pagados en 2021. Dicha ayuda cae mucho respecto a la de la primera convocatoria.

El Real Decreto-ley 11/2022, de 25 de junio, por el que se adoptan y se prorrogan determinadas medidas para responder a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, para hacer frente a situaciones de vulnerabilidad social y económica, y para la recuperación económica y social de la isla de La Palma, ha ampliado las medidas paliativas 6 meses más, hasta fin de año, por el incremento de la inflación.

Pero podemos ir de mal a peor por el cierre del gasoducto principal de Rusia a Europa causando una mayor especulación en hubs de gas europeos.

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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 cae -7,3% pero Tipo de cambio US$/€ se deprecia -3,3%, manteniendo los niveles de precios del suministro de gas a cliente final en España respecto a valores de mes pasado (indexación Brent y TC). Siguen elevadísimos. Se acentúa el impacto de la renovación de nuevos contratos de suministro de gas para industrias, que arrastran un incremento entre +110%y+140% en los precios del gas. Si tenemos en cuenta nuevas fórmulas (actualizadas) bajo el nuevo estadio de precios, las subidas son de escándalo, superando la tarifa de gas regulada (de referencia o de último recurso) del sector gasista para clientes domésticos (baja presión de gas). Esto es un hecho que está provocando serios problemas de tesorería en las industrias gas intensivas y calor-intensivas, obligándolas a cierres temporales o nuevos ERTE’s. Las ayudas iniciales del gas para las industrias han sido muy restringidas a unos pocos sectores, que se cuentan con los dedos de una mano, excluyendo a la inmensa mayoría de las industrias que están en riesgo de cortes de gas por retrasos en los pagos.

El precio interanual del hub de gas España-Portugal (Mibgas), vuelve a repuntar dramáticamente, subiendo +41,4% debido a dos factores: i) la excepción ibérica que acopla un nuevo índice de gas day-ahead, que se conoce antes del envío de las ofertas de los generadores en el pool de electricidad para la subasta del día siguiente, y ii) alarma de desabastecimiento por la reducción de exportaciones de gas de Rusia a Europa.

Respecto a los hubs de gas europeos, el TTF y NBP repuntan también +50,7% y +45,2%, respectivamente, debido a la menor oferta de gas de Rusia. En sentido contrario, el gas Henry Hub de EEUU, índice NYMEX, cae otra vez sucesivamente -14,8%, pero con elevado coste de oportunidad generalizado a corto-medio plazo por el conflicto Rusia-Ucrania, y renegociaciones oportunistas del gas de Argelia que viene por gasoducto (Medgaz). Difícil de explicar que el flujo de gas por el gasoducto antiguo (Magreb) vaya de España a Marruecos, con la que está cayendo. De hecho, Argelia ha exigido que se garantice que NO se produzcan exportaciones de gas a Marruecos con el gas que viene por el Medgaz, aparte de las tensiones geopolíticas por el control del territorio del Sahara Occidental. Permitir a Marruecos que extraiga gas de las costas internacionales que comparten bolsas de gas que también debería explotar España, es algo incomprensible desde el lado español. Permitir que Marruecos importe energía eléctrica más barata de España, así como Portugal y Francia, es a costa de subir más los precios de España. Y que España exporte gas al centro y norte de Europa es una prueba irrefutable de que el precio real del gas importado en España es mucho más competitivo que el precio especulativo de los hubs europeos. ¿Quién se está lucrando de esa diferencia entre precios de exportación e importación? Desde luego, el sector industrial NO.

Tampoco se comprende cómo se importa gas de EEUU, principalmente extraído mediante la técnica de fractura hidráulica (Shale Gas), y aquí los políticos supranacionales no hacen nada para que los Estados Miembros de la Unión Europea autoricen extraer gas de yacimientos autóctonos. Por eso la producción del gas de EEUU se está disparando, 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 haciendo su agosto a raíz de los efectos de la guerra Rusia-Ucrania. Aún así 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.

El índice del carbón internacional (ARA) sigue muy alto respecto a valores interanuales de mes pasado, después de haber batido máximos históricos registrados en Oct 2021 (231 US$/tonelada métrica) y marzo (343 US$/t). Abril ha cerrado a 309,6 $US/t. Mayo alcanza 319,5. Jun se supone que ha tocado techo  a 386,7 $US/t para empezar una escalada bajista. A medio-largo plazo. Mucha demanda de carbón en Occidente para compensar las reducciones de gas de Rusia, puede tensionar el precio del carbón y revertir la tendencia esperada.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 106,6 a 98,7 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,0644 a 1,0288 US$/€.

La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 101,6 a 143,7 €/MWh. Nivel 3,6 veces (360%) superior a los 40 €/MWh del límite inicial de CAP de gas en pool de electricidad por la excepción ibérica. Esto demuestra nuestra percepción de la mayor especulación inducida por tal medida regulatoria, al no ponerle límites al ajuste del gas garantizado a la generación térmica (ajuste compensado por los consumidores).

La media interanual de los futuros del TTF suben de 108,2 a 163,1 €/MWh.

La media interanual de los futuros del NBP (UK) suben de 251,7 a 365,6 peniques/termia.

La media interanual de los futuros del NYMEX se reducen de 6,7 a 5,7 US$/MMBtu. En el peor de los contratos a plazos del HH para exportación fuera de EEUU, se observan precios por debajo de la horquilla 20-25 €/MWh (teniendo en cuenta el tipo de cambio y factores de cambios de unidades energéticas). Si duplicamos ese coste por traer gas de EEUU a Europa, tendríamos un precio de 50 €/MWh, inferior a todos los hubs europeos. Europa debería replantearse su política energético-ambiental para abaratar el gas, mientras no sea viable otra alternativa (hidrógeno). Tipificar al gas y la nuclear como energía de color verde parece que es una señal para apostar por la repotenciación de dichas tecnologías, especialmente la nuclear, si bien ello requiere mucho tiempo de implantación, pero seguramente deberá frenar el plan de retirada o desmantelamiento previsto en países europeos.

Los targets del Dated Brent pasan de 103,2 – 91,3 – 84,0 y 78,8 US$/barril a finales de 2022, 2023, 2024 y 2025, a niveles de 97,1 – 85,5 – 79,5 y 75,4, respectivamente.

Los targets del euro frente al dólar americano pasan a niveles de 1,0678 – 1,0851 – 1,0991 y 1,1100 US$/€ a 1,0218 – 1,0549 – 1,0719 y 1,0849 a finales de 2022, 2023, 2024 y 2025, respectivamente. Niveles que muestran desconfianza de los inversores en Zona euro. El euro muestra fuerte tendencia a seguirse depreciando por las políticas monetarias, caída de la actividad económica, y aumento de la inflación, del gasto público y de la deuda pública, y subidas de impuestos/tasas, y aún más por la nueva política energético-ambiental (transición energética), y la renuncia a extraer gas mediante fractura hidráulica (shale gas), así como a la repotenciación de la nuclear y/o carbón en algunos países. España se ha dado el lujo de cerrar una planta de carbón (destruida con dinamita controlada) en esta lamentable emergencia nacional. Error tras error. Debería prohibirse desmantelar plantas que puedan protegernos frente al riesgo de importaciones de gas y crudo.

Los targets del TTF pasan de de 115,0 – 77,6 – 56,3 y 46,5 €/MWh a finales 2022, 2023, 2024 y 2025, a niveles de 178,7 – 125,0 – 75,9 y 47,2, respectivamente. Repunta muy fuerte hasta 2022-2023, y sube de forma más moderada a medio-largo plazo (2024-2025).

Los futuros de MIBGAS anticipan medias anuales que pasan de 100,3 – 79,1 – 61,3 €/MWh para 2022 – 2023 – 2024 a niveles de 120,6 – 124,8 – 80,9, respectivamente. El alza en los precios del MIBGAS en los próximos meses coinciden con el efecto del RDL 10/2022, que supone una indexación temporal del MIBEL con el MIBGAS, contando con luz verde de Bruselas para la aplicación del mal llamado CAP de gas en el pool de electricidad, cuando realmente es un FLOOR.

El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha REPUNTADO en MAR 2022, cerrando media mensual a 124,4 €/MWh, lo cual supone una subida de +43,0 €/MWh, +52,9% respecto FEB 2022 (81,4 €/MWh). ABR ha revertido a 87,8, May a 77,3 y JUN a 96,7, debido a la mayor demanda de gas por las plantas de Ciclo Combinado (CCGT’s) y el FLOOR de gas en el pool de electricidad y por la crisis geopolítica-energética de Rusia vs Europa.

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 gasto público. Los consumidores energéticos están terminando de perder la confianza en los políticos. Supone un desgaste político que debería conducir a establecer un Pacto de Estado para unirse en esta emergencia nacional y europea, y consultar al ciudadano alternativas regulatorias más eficaces. Demasiados parches de agua tibia.

Según las cotizaciones de contado y teniendo en cuenta los futuros (resto) de balance de mes, JUL 2022 ha sufrido una tremenda subida que ha pasado al nuevo nivel de 135,3 €/MWh por efecto del RDL 10/2022 y la reducción de gas de Rusia a Europa. JUL 2022 apuntaba a 79,7 antes del 15 Junio 2022. AGO 2022 apuntaba a 76,3 (dándose un leve respiro) y ahora a 138,0. Asimismo, SEP 2022 apuntaba a 80,4, y ahora a 147,0. En menos de un mes los futuros a corto y medio plazo han subido entre 55-60 €/MWh … y la coyuntura anticipa más subidas, ante la pasividad de las autoridades reguladoras de los mercados y de los propios gobiernos europeos.

Los países asiáticos están sustituyendo a Europa como destino del gas ruso, cerrando aprovisionamientos a largo plazo con más de dos terceras partes del gas ruso, 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. Ya hemos avisado con antelación de los posibles racionamientos de gas en próximo invierno por falta de previsión y excesivo optimismo respecto a disponibilidad del gas ruso y argelino.

La incertidumbre en las importaciones y renegociaciones del gas de Argelia, también está repercutiendo en la especulación del precio del gas. Esperemos que dichas incertidumbres se resuelvan favorablemente. De hecho, casi todo el gas que venía por el Magreb se dedicaba a suministros acogidos a la TUR de gas. El aumento de las importaciones de gas de EEUU puede compensar las reducciones del gas de Rusia y Argelia pero no por mucho tiempo.

Si tenemos en cuenta los futuros a lo largo de 2022 del Mercado Secundario de Gas hace un mes se esperaba un cierre anual que pasaba de 91,8 a 82,3 €/MWh, pero ahora ha repuntado a 120,6 €/MWh, y con mayor presión alcista.

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 por casi 11,8 veces (1.180%) en menos de dos años. La cogeneración y la industria en general difícilmente van a poder sufragar el encarecimiento de los costes de la materia prima con los nuevos contratos de aprovisionamiento de gas. 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 2024-25). La falta de la oportuna revisión de los precios regulados de la cogeneración con régimen retributivo desde 2020, y más recientemente su exclusión de la excepción ibérica, está obligando a parar más del 55% del parque de cogeneración en España. Ello redunda en mayores perjuicios a los consumidores (precios más elevados) y al medio ambiente (más  emisiones de CO2) y a la clase obrera (más parados sean discontinuos o permanentes), entre otros.

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:

  • AGO 2022: ha tenido 6 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 8 Jul), marcando MAX 157,0, medio 141,5 y MIN 125,3. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 138,0 y la media acumulada 94,2 con Máx/Mín de 157/68,9. La mayor demanda de gas por aumento de la producción eléctrica de las plantas térmicas de ciclo combinado está influyendo mucho en los precios.
  • JUL 2022: ha cotizado 22 días, marcando MAX 123,0, medio 97,4 y MIN 69,9. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 123,0 y la media acumulada 88,4 con Máx/Mín de 123/69,3. La mayor demanda de gas por aumento de producción de plantas térmicas y por la crisis Rusia-Europa han distorsionado JUL.
  • JUN 2022: ha cotizado 22 días, marcando MAX 82,6, medio 75,8 y MIN 69,0. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 80,5 y la media acumulada 96,7 con Máx/Mín de 203,8/69,0. Media day-ahead MIBGAS ha cerrado a 96,7 €/MWh.
  • MAY 2022: ha cotizado 19 días, marcando MAX 117,8, medio 89,7 y MIN 77,0. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 78,5 y la media acumulada 99,1 con Máx/Mín de 210,3/68,6. Media day-ahead MIBGAS ha cerrado a 77,3 €/MWh.
  • ABR 2022: ha cotizado 19 días, marcando MAX 202,0, medio 115,1 y MIN 94,4. El Futuro del gas en OMIP ha cotizado Máx 220,2, Medio 95,2 y Mín 62,4. Media del Spot dayahead MIBGAS ha cerrado a 87,8 €/MWh.
  • MAR 2022: ha cotizado 19 días, marcando MAX 97,0, medio 77,2 y MIN 68,1. El Futuro del gas en OMIP ha cotizado Máx 167,2, Medio 90,7 y Mín 68,1. Media del Spot dayahead MIBGAS ha cerrado 124,4 €/MWh.
  • FEB 2022: ha cotizado 15 días, marcando MAX 92,3, medio 83,6 y MIN 70,5. Pero el Futuro del gas en OMIP ha cotizado Máx 180,4, Medio 98,0 y Mín 60. Media del Spot dayahead MIBGAS ha cerrado 81,3 €/MWh.
  • ENE 2022: ha cotizado 20 días, marcando MAX 172,0, medio 111,1 y MIN 67,1. La media de Futuros de OMIP ha sido 98,0 pero la cotización fue cayendo brutalmente en la segunda quincena hasta llegar a 60 €/MWh. Media del Spot dayahead MIBGAS ha cerrado 83,6 €/MWh.

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

La utilización del índice del Henry Hub en el régimen retributivo de la cogeneración, si no se llega a eliminar, como ya ha ocurrido con la TUR de gas, entonces debería de añadirse por lo menos tres costes para convertir precios FOB a CIF: i) coste de licuar el gas en origen y logística/almacenamiento en barco metanero, ii) coste de flete y seguro de embarque de EEUU a España, y iii) coste de regasificación en España.

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

  • Futuro Año 2019 ha cotizado desde 24 Nov 2017 hasta 28 Dic 2018, entre 18,3 y 28,2, con una media de 22,5. El contado (MIBGAS) cerró a 15,4, nivel por debajo del valor MIN del futuro.
  • Futuro Año 2020 ha cotizado desde 2 Ene 2018 hasta 30 Dic 2019, entre 13,3 y 25,3, y media 20,3. El contado (MIBGAS) cerró a 10,2, nivel por debajo del valor MIN del futuro.
  • Futuro Año 2021 ha cotizado desde 2 Ene 2019 hasta 30 Dic 2020, entre 12,3 y 22,7, y media 17,1. El contado (MIBGAS) cerró a 47,3, nivel por encima del valor MAX del futuro.
  • Futuro ENE 2022 ha cotizado desde 1 OCT hasta 31 DIC registrando valores Max-Med-Min de 180,6-98,0-60,0 €/MWh, respectivamente.
  • Futuro FEB 2022 ha cotizado desde 1 NOV hasta 31 ENE registrando valores Max, Med y Min de 180,4-94,9-66,8 €/MWh.
  • Futuro MAR 2022 ha cotizado desde 1 DIC hasta 28 FEB registrando valores Max, Med y Min de 167,2-90,7-68,1 €/MWh.
  • Futuro ABR 2022 ha cotizado desde 3 ENE hasta 31 MAR registrando valores Max, Med y Min de 220,2-95,2-62,4 €/MWh.
  • Futuro MAY 2022 ha cotizado desde 1 FEB hasta 29 ABR registrando un Max, Med y Min de 210,3-99,1-68,6 €/MWh.
  • Futuro JUN 2022 ha cotizando desde 1 MAR hasta 31 MAY registrando un Max, Med y Min de 203,8-96,7-69,0 €/MWh.
  • Futuro JUL 2022 ha cotizando desde 1 ABR hasta 30 JUN registrando un Max, Med y Min de 123,0-88,4-69,3 €/MWh.
  • Futuro AGO 2022 lleva cotizando desde 2 MAY hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 157,0-94,2-68,9 €/MWh.
  • Futuro SEP 2022 lleva cotizando desde 1 JUN hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 160,3-109,6-72,4 €/MWh.
  • Futuro OCT 2022 lleva cotizando desde 1 JUL hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 163.7-149.4-134.9 €/MWh.
  • Futuro 2022 ha cotizado desde 2 Ene 2020 hasta 30 DIC 2021, con valores acumulados entre 13,4 y 138,5, y media 25,2. La previsión de cierre del contado (MIBGAS) repunta a 120,6, lo cual implica casi 4,8 veces 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 ha empezado a cotizar desde 4 Ene 2021, con valores acumulados entre 16,2 y 130,8 y media 40,5. Última cotización a 124,8.
  • Futuro 2024 ha empezado a cotizar desde 3 Ene 2022, con valores acumulados entre 30,5 y 84,3 y media 51,4. Última cotización a 80,9.

Dada la dificultad de comparar tarifas antiguas con tarifas nuevas, hemos optado por estimar resultados para tres tarifas de acceso representativas de la cogeneración en media presión, aunque las nuevas tarifas de acceso dependen sólo del consumo anual contratado. Cualquier cambio en la parte fija no se aprecia mucho en los términos contractuales totales debido al mayor impacto derivado del coste de la materia prima y las nuevas fórmulas de indexación (nuevas condiciones económicas):

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

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

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

Si nos centrásemos en precios indexados a hubs de gas, los precios medios podrían duplicarse para aquellos suministros sin haber realizado ninguna cobertura (aprox. 80-110 €/MWh), un coste 3,5 veces mayor que lo que se venía pagando. Ante esa posible realidad, urgen medidas paliativas en el sector gasista en línea con las del sector eléctrico e inclusive debería motivar a que los industriales realicen grupos de compras de gas con contratos tipo GPA a largo y muy largo plazo (Gas Purchase Agreement) de gas.

Obteniendo una estimación de la TUR interanual partiendo de la vieja TUR (Q4 2021) frente a la nueva TUR (Q2 2022), se observa que los nuevos aprovisionamientos de gas industrial ya son más caros que la TUR del sector doméstico (subvencionada temporalmente), aunque la subida real de la TUR será repercutida más delante de forma progresiva y limitada. Cabe decir que en el sector gasista se podría pasar a la TUR durante un periodo máximo de un mes, y hay lagunas regulatorias que pueden suponer corte del suministro si pasado ese mes el suministro no contrata a mercado libre. Lo increíble es el varapalo que está sufriendo el industrial frente a la rebaja de la TUR regulada por el gobierno (la TUR del sector doméstico o PYMES ha pasado de 4,4692 c€/kWh Q4 2021 a 4,8622 para Q1 2022 y 5,3115 para Q2 2022, y acaba de entrar en vigor 5,8283 para el Q3 2022). Debería de existir una TUR de refugio a precio fijo para consumidores industriales o gran comercio en dificultades (no MIBGAS + recargo del 20%, aparte del recargo sobre costes regulados).

A la vista del impacto de los nuevos precios del gas para las industrias podríamos ver una espantada del mercado libre al mercado regulado (by default) aunque no se tenga derecho a estar a la TUR (válida sólo para clientes de menos de 50.000 kWh/año), pero no sería una solución descabellada, si los precios del gas siguen repuntando, si bien esa TUR no es la que se aplicaría a los consumidores industriales (>50 MWh/año), ya que se paga el coste de la materia prima (MIBGAS) penalizado. La conclusión es que el suministro de gas del sector industrial está totalmente desprotegido por el Estado. Y las comercializadoras a mercado libre no pueden soportar pérdidas reales frente a sus reducidos márgenes brutos. Por tanto, trasladarán las subidas a clientes finales, dando la posibilidad de cambiarse a otra comercializadora si no se aceptan las nuevas condiciones ofertadas (típicamente indexaciones a hubs de gas).

La nueva medida de indexación del precio del MIBGAS sobre el precio del MIBEL (RDL 10/2022) puede suponer que un generador no pueda cubrir sus costes reales tanto de gas como de carbón, y ello podría conllevar a problemas de incumplimiento de cláusulas take-or-pay con la correspondiente comercializadora.

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

Se recomienda optimizar la denominada Qd asociada al caudal diario máximo contratado, cuando el término de capacidad ha dejado de facturarse con el modo de facturación tipo 2 (banda del 85%-105%) y se paga la Qd tal cual se tenga contratada, penalizando (tres veces: factor de penalización de 3) diariamente los excesos. Toca analizar con lupa los costes repercutidos al Término de Capacidad.

Las coberturas de gas están a precios muy altos. Asegurar precios en coyunturas como la actual puede evitar mayores incrementos, pero perder la oportunidad de recoger caídas más adelante. Los precios de los hubs internacionales han repuntado demasiado últimamente, y quizás hay que esperar que se estabilicen un poco. Las fórmulas de indexación sobre Brent tienen los días contados, especialmente por la incertidumbre en el Tipo de Cambio US$/€, pero están dando mejores resultados que las indexaciones al TTF. No obstante, en las renovaciones, las fórmulas cost-plus están repercutiendo subidas aún mayores que con el TTF. Los industriales están optando a indexaciones sobre hubs de gas europeos, especialmente TTF. En ese caso, hay que prestar especial atención a las valoraciones de productos TTF Day Ahead versus TTF Month Ahead. Una solución salomónica podría ser indexación mixta: una parte (X%) sobre Brent y TC, otra parte (Y%) a precio de un hub de gas como el MIBGAS o TTF, y resto (Z = 1 – X – Y), a precio fijo. A modo de ejemplo, en JUN 2022, el TTF Month Ahead ha cerrado a 109,9, mientras el TTF Day Ahead a 100,4. Una diferencia de 9,5 €/MWh. Algo es algo. No se puede desaprovechar cualquier oportunidad de este tipo.

Debemos estar muy atentos a los movimientos de los precios del gas (y de la electricidad) en próximos días y semanas por cambios regulatorios que se están contemplando por nuestros reguladores tanto nacionales como europeos. Las nuevas medidas del gobierno en el sector gasista favorece a la industria gas intensiva:

El RD-L 10/2022, ha aprobado una línea de ayudas directas a la industria intensiva en consumo de gas, correspondientes a 2022, para paliar el efecto perjudicial del incremento del coste del gas ocasionado por la invasión de Ucrania y las sanciones impuestas a Rusia por su causa. Los beneficiarios de estas ayudas serán las empresas, cualquiera que sea su forma jurídica, incluyendo comunidades de bienes y entidades sin personalidad jurídica o autónomos, que tengan domicilio fiscal en territorio español, que hayan realizado durante 2021 al menos una de las actividades previstas en los siguientes Códigos CNAE y continúen en su ejercicio en el momento de la solicitud:

Cód. CNAE2009 / Título CNAE2009

171         Fabricación de pasta papelera, papel y cartón.

206         Fabricación de fibras artificiales y sintéticas.

231         Fabricación de vidrio y productos de vidrio.

232         Fabricación de otros productos cerámicos refractarios.

233         Fabricación de productos cerámicos para la construcción.

El importe de las ayudas para cada beneficiario consistirá en una cantidad, dependiendo de su CNAE, multiplicada por su número de empleados, con una cuantía máxima de 400.000 euros. La cantidad por empleado en cada CNAE será la siguiente:

Cód. CNAE2009                 Cuantía por empleado

171, 206, 231                     2.600 €/empleado

232, 233                               5.000 €/empleado

En el caso de que el beneficiario no tenga ningún empleado, la ayuda consistirá en la cantidad correspondiente a un empleado.

Hay consumidores que han podido reducir sus facturas de gas de forma muy relevante, pero son muy pocas las que están bajo el código CNAE definido de forma discriminatoria. Muchísimas industrias con un consumo intensivo en gas NO han podido acogerse a estas ayudas por esta arbitrariedad regulatoria.

El Real Decreto-ley 11/2022, de 25 de junio, por el que se adoptan y se prorrogan determinadas medidas para responder a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, para hacer frente a situaciones de vulnerabilidad social y económica, y para la recuperación económica y social de la isla de La Palma, amplía los CNAE’s que pueden deducirse 2.600 €/empleado dados de alta en la Seguridad Social a fecha 15 de junio de 2022:

133         Acabado de textiles.

089         Industrias extractivas n.c.o.p.

239         Fabricación de productos abrasivos y productos minerales no metálicos n.c.o.p.

201         Fabricación de productos químicos básicos.

241         Fabricación de productos básicos de hierro, acero y ferroaleaciones.

234         Fabricación de otros productos cerámicos.

235         Fabricación de cemento, cal y yeso.

244         Producción de metales preciosos y de otros metales no férreos.

203         Pinturas, barnices, tintas de imprenta y masillas.

La otra medida es que se ha permitido 3 veces el cambio de caudal contratado y una vez el tipo de tarifa de ATR de gas desde 31 MAR y hasta el 31 DIC 2022. Los incrementos de caudal o cambios de nivel de peaje estarán limitados a los valores contratados con anterioridad a la entrada en vigor de la disposición adicional quinta del Real Decreto-ley 29/2021, de 21 de diciembre. Asimismo, los consumidores que hubieran suspendido su suministro, conforme el apartado 1.c de la citada disposición adicional quinta podrán prorrogarlo hasta el 31 de diciembre de 2022 o solicitar una nueva suspensión de suministro en el caso de que ya lo hubieran reestablecido.

El gobierno ya ha aprobado los nuevos cargos y peajes de gas para 1 Oct 2022 mediante la Resolución de 19 de mayo de 2022, en la cual se anticipa una bajada del Término Fijo de Capacidad del 19,4%, 27,1% y 27,4% para las tarifas RL8, RL9 y RL10, respectivamente. Y una bajada de 4,8%, 15,5% y 14,0% en el Término Variable, respectivamente. En este análisis no se incluyen dichas variaciones porque el periodo interanual inicial comienza antes de la fecha de aplicación. En todo caso, esa bajada ya está siendo absorbida por el aumento del coste de la materia prima.

Respecto a la excepción ibérica, la tabla siguiente resume el ajuste reconocido a las plantas térmicas de CCGT, Carbón y Cogeneración (CHP) sin régimen retributivo regulado.

Fecha

Precio Carga Base Térmica CCGT/Carbón/CHP desregulada (€/MWh)

Día

Pgn Mibgas

Prgn

Diferencia

Eficiencia

Y

15/06/2022

80,00

40,00

40,00

55%

72,73

16/06/2022

97,54

40,00

57,54

55%

104,62

17/06/2022

106,94

40,00

66,94

55%

121,71

18/06/2022

109,67

40,00

69,67

55%

126,67

19/06/2022

106,33

40,00

66,33

55%

120,60

20/06/2022

109,36

40,00

69,36

55%

126,11

21/06/2022

116,00

40,00

76,00

55%

138,18

22/06/2022

118,89

40,00

78,89

55%

143,44

23/06/2022

117,22

40,00

77,22

55%

140,40

24/06/2022

119,62

40,00

79,62

55%

144,76

25/06/2022

118,79

40,00

78,79

55%

143,25

26/06/2022

114,04

40,00

74,04

55%

134,62

27/06/2022

115,64

40,00

75,64

55%

137,53

28/06/2022

125,00

40,00

85,00

55%

154,55

29/06/2022

116,02

40,00

76,02

55%

138,22

30/06/2022

116,03

40,00

76,03

55%

138,24

01/07/2022

121,03

40,00

81,03

55%

147,33

02/07/2022

126,53

40,00

86,53

55%

157,33

03/07/2022

121,65

40,00

81,65

55%

148,45

04/07/2022

123,27

40,00

83,27

55%

151,40

05/07/2022

132,54

40,00

92,54

55%

168,25

06/07/2022

142,13

40,00

102,13

55%

185,69

07/07/2022

138,13

40,00

98,13

55%

178,42

08/07/2022

149,14

40,00

109,14

55%

198,44

09/07/2022

150,18

40,00

110,18

55%

200,33

10/07/2022

144,92

40,00

104,92

55%

190,76

11/07/2022

142,46

40,00

102,46

55%

186,29

12/07/2022

145,18

40,00

105,18

55%

191,24

      

Mes

Pgn Mibgas

Prgn

Diferencia

Eficiencia

Y

Media 15-30Jun

111,69

40,00

71,69

55%

130,35

Media 1-12 Jul

136,43

40,00

96,43

55%

175,33

Fuente: MIBGAS. Elaboración: Enérgitas/SEI.

“Y” es la cuantía unitaria diaria del ajuste a la generación, en €/MWh, redondeado a euros con dos decimales. Pgn es el precio del gas natural, en €/MWh. Se determinará como el precio medio ponderado de todas las transacciones en productos Diarios (D+1 en adelante) y Fin de Semana (si aplica) con entrega al día siguiente de gas natural en el punto virtual de balance (PVB) registradas en el Mercado Ibérico del Gas (MIBGAS). Prgn es el precio de referencia del gas natural, en €/MWh, inicialmente el valor de 40 €/MWh (6 meses).

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

Precios CO2

El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa se relaja a 83,5 €/tCO2 en JUN 2022, con una menor especulativa, pero sigue a niveles muy elevados. JUL 2022 lleva acumulado un valor medio de 83,4 €/tCO2, muy parecido a JUN. Como que algo están oliendo los especuladores. “El horno no está para bollos” con la que está cayendo en los mercados gasistas y de electricidad.

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

Y la media ANUAL acumulada en 2022 prácticamente se mantiene en mismos niveles de hace un mes: Pasa de 83,2 a 83,3. Aun así, este nivel implica un crecimiento de casi 4 veces superior a los valores medios del registro histórico reciente (2018-2020).

El año 2020 ha cerrado a 24,7 €/tCO2, muy similar al récord histórico de 2019 (24,8 €/tCO2). El año más crítico anteriormente fue el 2008 (22,0 €/tCO2). Pero en aquél entonces sufrimos una crisis mayor del petróleo pero menor del gas, y también se iniciaba la segunda etapa del mercado europeo de CO2. El valor mínimo anual se alcanzó en 2013 (4,45 €/tCO2), y del 2012 al 2017 se mantuvo en una horquilla media en torno a 6 €/tCO2.

El nivel de los precios del CO2 sigue con un perfil de contango, con unos niveles de la curva forward muy superiores a largo plazo (2025-2030) respecto a los de hace menos de un mes:

  • Futuro Dic 2020 dejó de cotizar a niveles máximos de 30,8 €/tCO2.
  • Futuro Dic 2021 dejó de cotizar el 20DIC/2021 a un valor en torno a 79,4.
  • Futuro Dic 2022 pasa de 82,4 a 82,8.
  • Futuro Dic 2023 pasa de 85,6 a 85,5.
  • Futuro Dic 2024 pasa de 90,7 a 91,3.
  • Futuro Dic 2025 pasa de 96,4 a 98,5.
  • Futuro Dic 2026 pasa de 101,3 a 105,7.
  • Futuro Dic 2027 pasa de 106,3 a 113,0.
  • Futuro Dic 2028 pasa de 111,3 a 120,2.
  • Futuro Dic 2029 ha empezado a cotizar el 15Dic2020 a 36,2 €/tCO2. Era el nivel más alto de la curva forward. En menos de un año alcanzó un récord máximo de 100,7 €/tCO2 el 8 DIC 2021, Día de la Inmaculada, como para no olvidarlo. Puede llegar a ser la ruina de los cogeneradores y las industrias que necesitan energía térmica en sus procesos de producción, si no se compensa debidamente dicho coste. La cotización ha pasado de 116,3 a 125,3.
  • Futuro Dic 2030 ha empezado a cotizar el 20 DIC 2021, a un valor de 91,4, y ha pasado de 121,3 a 130,3.

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

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

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

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

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Actividad ACOGEN

La actividad de ACOGEN sigue centrada en actualizar la información jurídica del sector al MITERD y a la CNMC, así como informar a la Comisión Europea, para lograr una pronta acción del Ministerio que permita recuperar la producción de la cogeneración,  que ha caído un 50% en dos semanas, y obtener una solución justa y equilibrada, de manera que las cogeneraciones vuelvan a producir y a aportar sus imprescindibles contribuciones a la eficiencia energética, al ahorro de emisiones y a la competitividad de nuestras industrias y productos.

Continúan los trabajos para la celebración del XVIII Congreso Anual de Cogeneración, organizado por COGEN España y ACOGEN, que tendrá lugar el 4 de octubre bajo el lema Cogeneración, inversión eficiente para liderar la descarbonización industrial y la cena de gala que tendrá lugar el día antes en el Casino de Madrid.

El miércoles 22 de junio tuvo lugar el Comité de Regulación de ACOGEN con 190 inscritos. El comité se celebró de forma híbrida con la asistencia de 50 profesionales de manera presencial y más de 120 online. Al día siguiente, el jueves 23 de junio, se celebró la habitual junta directiva mensual de ACOGEN.

A la semana siguiente, el lunes 27 tenía lugar el workshop de lanzamiento de la consulta sobre el borrador de Procedimiento de Gestión del Sistema de GdO de gases de origen renovables, organizado por ENAGÁS.

El miércoles 29 de junio, ACOGEN y COGEN España presentaron alegaciones complementarias a MITERD y CNMC, dados los acontecimientos sobrevenidos tras la entrada en funcionamiento del mecanismo de “topado de gas” del que se ha excluido a la cogeneración. Este mismo día, ACOGEN asistió al 100º Comité de Seguimiento del Sistema Gasista (CSSG), en el que se dedicó un punto específico para tratar el sistema de GdO de gases de origen renovable. Todas las presentaciones se remitieron a los asociados.

El jueves 7 de julio, ACOGEN, COGEN España y ADAP presentaron escrito a la Comisión Europea – DG Competencia- sobre el impacto en las cogeneraciones del mecanismo de ajuste costes producción mercado Ibérico, urgiendo a que se tomen acciones. Al día siguiente, el día 8, OMIE celebró el seminario de Adaptación de las reglas del mercado al Régimen Económico de Energías Renovables y evolución del Comité de Agentes del Mercado, con la asistencia de ACOGEN.

El mismo viernes ACOGEN asistió al seminario organizado por REE sobre la Puesta en Servicio de Instalaciones en su portal de servicios al cliente.

El martes 12 de julio tiene lugar la sesión 180 del Comité de Agentes de Mercado OMIE. Este mismo martes, también se celebra la Asamblea Anual de COGEN España, a cuya sesión pública asistirá ACOGEN.

Al día siguiente, miércoles 13 de julio, se celebra la sesión 103 del Comité Técnico de Seguimiento de la Operación del Sistema Eléctrico Ibérico (CTSOSEI), así como la junta directiva mensual de la Asociación.

Además, ACOGEN sigue atendiendo las consultas y difíciles situaciones de emergencia económica y paradas de sus asociados, así como manteniendo reuniones con y otros stakeholders para gestionar la crisis derivada de la inacción y lentitud del Gobierno.

ACOGEN en los medios

En el último mes, ACOGEN ha ocupado numerosos titulares en prensa debido a la caída en picado de la producción de cogeneración, que ha provocado que la mitad de las plantas hayan parado su actividad. Como leemos en elEconomista.es, la electricidad producida mediante cogeneración cae un 50% desde la aplicación del tope al gas. Tal como informa ACOGEN,  «se atribuye un 63% más a los ciclos combinados que a las cogeneraciones, que deberían priorizarse por su mayor eficiencia. En las dos primeras semanas que lleva en funcionamiento la singularidad ibérica, el precio del gas reconocido a los ciclos combinados ha sido de 111 euros/MWh, mientras que a las cogeneraciones el Ministerio para la Transición Ecológica les propone 50 euros/MWh«. La Asociación denuncia que no pueden competir en estos términos y reclama al Ministerio que se acabe con la «discriminación injusta de no reconocer sus costes de gas«.  

En Cinco Días leemos también que la mitad de la cogeneración ha parado, coincidiendo con la entrada en vigor de la excepción ibérica.

En este sentido, la Agencia EFE informa que este paro supone un hecho sin precedentes en España en 25 años y unos 2.000 MW, que dan soporte a industrias alimentarias, papeleras, cerámicas y químicas, entre otras, en toda la geografía nacional, que»han ido parando en apenas dos semanas, dejando de producir el 5 % de la electricidad«, según ACOGEN. Por su parte, Europapress señala que la caída del 50% de la cogeneración ha supuesto un incremento en un 10% de la producción con ciclos combinados «encareciendo el mecanismo de ‘exclusión ibérica’, perjudicando a la industria y a todos los consumidores«, en palabras de la Asociación.

Negocios TV entrevista al director general de ACOGEN en su programa semanal Alto Voltaje para tratar los efectos colaterales del tope al gas en la cogeneración y las medidas que solicita ACOGEN al Ministerio para hacer frente a esta situación. Para ACOGEN, dos años de retrasos injustificados e ilegales para actualizar las retribuciones pendientes —2020, 2021 y la de este 2022— obliga a producir a ciegas. Es por ello que exige al MITERD señales claras que aseguren que se cubrirán costes y que no serán discriminados para retomar la producción y seguir aportando eficiencia y ahorros al sistema eléctrico, a las industrias y a todos los consumidores.

Las plantas de cogeneración están distribuidas a lo largo de toda la geografía española, por lo que los medios regionales se hicieron también eco de este hecho. Así, El Mundo Castellón informa que grandes empresas cerámicas paran sus plantas de cogeneración por la falta de apoyo del Gobierno; Castellón Plaza titula la cogeneración lanza un SOS: la mitad de las plantas ha parado y la producción cae en picado; y El Comercio de Asturias señala la cogeneración empieza ya a parar plantas en Asturias por el tope al gas. Por su parte, Castilla y León Televisión entrevista al director general de ACOGEN en su reportaje La mitad de la cogeneración en España para tras el tope al gas, donde explica que la excepción ibérica ha hecho que la mitad de la cogeneración haya parado en las últimas semanas, obligando a las industrias a comprar energía de ciclos combinados menos eficiente.  «Tenemos una grave afección y no sabemos hasta cuándo se puede aguantar porque se está haciendo funcionar a las industrias a pérdidas«, asegura Rodríguez, que recuerda que a diferencia del ciclo combinado, la cogeneración está excluida del mecanismo que subvenciona el tope, por lo que se retribuye un 63 por ciento más a los ciclos combinados. Los cogeneradores reclaman que se acabe con la discriminación al no reconocer sus costes de gas.

Una semana más tarde y tras el inmovilismo del Gobierno, los cogeneradores piden amparo y una acción urgente a la Comisión Europea. Solicitan no ser discriminados frente a los ciclos combinados y que se les reconozcan esos mismos precios de gas. Los cogeneradores aclaran a la Comisión Europea que no se oponen al mecanismo de excepción ibérica, coinciden en su conveniencia para rebajar el precio de la electricidad en España pero consideran que la regulación no es compatible con el derecho comunitario en relación a la cogeneración y piden una solución justa y equilibrada sin recurrir a mayores litigios. La agencia EFE, en su teletipo, señala que cogeneradores piden el mismo precio de gas reconocido a los ciclos combinados en el mecanismo ibérico para rebajar los precios de la luz, pues desde que se aplica más de la mitad de la cogeneración está parada. Europapress resalta que las industrias cogeneradoras españolas piden soluciones «urgentes» y «amparo» a la CE sobre el precio del gas ya que, como leemos en El Confidencial Digital y según datos proporcionados por ACOGEN, «en julio se ha vuelto a disparar el precio del gas y las perspectivas para el otoño van camino de empeorar por los cortes de suministro en Europa. Mientras, el Ministerio de Transición Ecológica no ha propuesto una solución«.

El Periódico de la Energía explica que los cogeneradores han destacado en su nota de prensa que su actividad productiva es un 30% más eficiente que un ciclo combinado. En el actual contexto, con el impulso al ciclo combinado, se está consumiendo un 30% más de gas, «lo que supone un aumento de los precios y un perjuicio para la sostenibilidad del sistema, con el incremento de las emisiones«.

El reportaje de Nius, La conexión entre el tope al gas y el chorizo, la leche, los azulejos y el cartón, explica como sectores como el agroalimentario, químico, cerámico y textil utilizan plantas de cogeneración en sus industrias para generar calor y electricidad y que ahora, estas  instalaciones están paradas porque no les salen los números desde que se aplica el «tope al gas». Mientras que a los ciclos combinados se les pagó el gas en junio a 112 €/MWh, a las plantas de cogeneración se les reconoció un coste del gas de 50 €/MWh, a pesar de que el combustible y la referencia de mercado en ambos casos es exactamente igual.

El director general de ACOGEN explica que piden que se les reconozca el mismo precio que a la competencia. «Ya hay dos industrias que han presentado un ERTE por la situación de la cogeneración. Una herramienta que antes era de competitividad se ha convertido en un lastre«, afirma. Por su parte, informa Nius, el Ejecutivo ha admitido la gravedad del problema y asegura que trabaja en una solución para este mismo mes de julio.

El Economista también informa de la petición de amparo a la UE realizada por los cogeneradores para evitar más paradas, así como El Mundo Castellón, Valencia Plaza, El Periódico Mediterráneo, World Energy Trade, Invertia, Negocios, Bolsamanía, Energética XXI o Industry Talks, entre otros.

Socios protagonistas

Edison lanza Edison Next, la compañía creada para ayudar a las empresas y los territorios en su transición ecológica y descarbonización.

Edison lanza Edison Next, la compañía creada para ayudar a las empresas y los territorios en su transición ecológica y descarbonización. Una plataforma única de servicios, tecnologías y habilidades que ya opera en Italia, España y Polonia con más de 65 emplazamientos industriales y 3.500 personas, 2.100 estructuras públicas y privadas y actividad en 280 ciudades.

Su plan de desarrollo contempla inversiones de 2.500 millones de euros hasta 2030, de los que 300 millones irán destinados al sector español de servicios energéticos, y pretende alcanzar un EBITDA de 300 millones de euros. 

«Edison es la compañía energética más antigua de Europa y tiene la intención de desempeñar un papel protagonista en la transición ecológica. Durante 140 años hemos estado operando en este sector, con un modelo moderno y sostenible de generación de energía», asegura Nicola Monti, director ejecutivo de Edison.

“Hoy, con Edison Next estamos acelerando los servicios energéticos y medioambientales, uno de los pilares clave de nuestra estrategia, junto a las fuentes de energía renovables y el uso eficiente del gas natural, para la generación de energía y el transporte de mercancías pesadas, así como en servicios innovadores para clientes residenciales. Todo ello respaldado por un importante plan de inversiones, que supone una contribución concreta a los exigentes objetivos de descarbonización de la UE».

Edison Next ofrece a las empresas un proceso de transformación que combina sostenibilidad y competitividad. La compañía tiene como objetivo respaldar a sus clientes en su largo viaje hacia la descarbonización, con el análisis de su huella de carbono, la definición conjunta de objetivos y el diseño e implementación de soluciones que monitorizan constantemente los resultados.

Opera a través de una plataforma de soluciones y cuenta con una oferta multiproducto, integrada, flexible y diversificada, que incluye soluciones de consultoría energética y medioambiental (como el análisis de la huella de carbono y la búsqueda de incentivos), para la autoproducción de energías (como la fotovoltaica y la trigeneración), la recalificación y uso eficiente de todos los sistemas de energía en industria y edificios (por ejemplo  bombas de calor, iluminación LED y soluciones digitales), para la producción y uso de hidrógeno y biometano, movilidad sostenible (eléctrica, hidrógeno y biometano), ciudades inteligentes y regeneración urbana (calefacción sostenible, alumbrado público, soluciones para el tráfico y la movilidad, herramientas digitales para la planificación energética y gestión de distritos y ciudades) o para la economía circular (gestión y uso de residuos industriales, remediación y tratamiento de aguas).

Edison Next también se dirige a las administraciones públicas para apoyar el desarrollo de los territorios, con servicios energéticos para edificios (escuelas, hospitales, centros deportivos, prisiones) y soluciones de regeneración urbana, en asociación con desarrolladores y constructores.

Más información en https://edisonnext.es/

XVIII Congreso Anual de Cogeneración

ACOGEN y COGEN España organizan el Congreso Anual de Cogeneración, que se celebrará el 4 de octubre en Madrid bajo el lema Cogeneración, inversión eficiente para liderar la descarbonización industrial, en el Hotel The Westin Palace (Plaza de las Cortes 7).

La inauguración estará a cargo de Sara Aagesen, secretaria de Estado de Energía.  A continuación se desarrollará un completo programa de cinco sesiones.

La sesión 1 dará comienzo con la mesa redonda La descarbonización eficiente para una industria competitiva, que contará con la intervención de los responsables de energía de los partidos políticos (PSOE, PP, PDeCAT, ERC, Ciudadanos, Vox, PNV, y Unidas Podemos). Acto seguido se desarrollará la sesión 2, La visión de los reguladores, con la participación del Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico, la CNMC, Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, OMIE, Red Eléctrica de España y Enagás.

La tarde arrancará con la tercera sesión, dividida en dos talleres simultáneos: Taller 1 Nuevos Combustibles y el Taller 2 Nuevos esquemas de Servicios Energéticos.. A continuación, la cuarta sesión se dividirá nuevamente en dos talleres simultáneos: Taller 3 Nuevas Oportunidades Tecnológicas & Digitalización y Taller 4 Nuevos Escenarios Energéticos.  En la quinta y última sesión conoceremos Otras visiones del RECORE con fronteras comunes y experiencias globales.

Más información e inscripciones aquí.

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