Hora de invertir: 1.200 MW de cogeneración directos al corazón energético de la industria
El 4 de junio —tras dos años de espera, trabajos, esfuerzo y negociaciones– se publicaba el nuevo marco a la operación de la cogeneración (Orden TED/268/2024), una muy buena noticia que la industria cogeneradora agradece.
Con un retroceso de la actividad del 35% en los dos últimos años por la obsolescencia del anterior marco, el sector se enfoca ahora al reto de adaptarse a las nuevas reglas y al nuevo terreno de juego. Las industrias y toda la cadena de suministro inician este proceso de transformación para mejorar producción y servicio. El primer objetivo de las industrias es muy claro: optimizar la competitividad energética, y la cogeneración es la mejor herramienta para lograrlo.
Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) ha rebotado en MAY, hasta 30,4 €/MWh, +16,7 €/MWh (+122,4%) respecto ABR (13,7 €/MWh) debido a menor producible renovable (eólica), subida de precios del gas y mayor demanda residual…
Precio interanual futuro Dated Brent vuelve a caer -3,2% frenado por caída del Tipo de cambio US$/€ de -1,5%, induciendo bajada neta media de -0,5% en los precios variables del suministro de gas a cliente final en España respecto a valores de hace un mes…
El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa continúa escalada alcista en MAY 2024 subiendo a 71,1 €/tCO2. JUN lleva acumulado un ajuste hasta los 70,1 €/tCO2 con mucha presión alcista por la inflación que en parte se debe al excesivo nivel…
El viernes 24 de mayo tuvo lugar en el Club Español de la Energía (ENERCLUB) una jornada sobre los aspectos energéticos con los candidatos de los diferentes partidos al parlamento de la UE, a la que asistió el director general de ACOGEN.
El miércoles 29, COGEN World Coalition -de la que forma parte ACOGEN- organizó un seminario web dentro de su actividad “COGEN World Talks” que…
La cogeneración y ACOGEN han sido noticia este último mes. Más de un centenar de informaciones son muestra de ello. Si bien las últimas son relativas a la publicación en el BOE de la nueva metodología a la operación, este periodo comenzaba con la presentación, en rueda de prensa, del informe Cogeneración 2024: Gestión y Transformación –Mercados, Digitalización y Descarbonización– , el pasado 23 de mayo.
Shell lleva operando en España ininterrumpidamente desde 1920. Durante este tiempo, se ha diversificado la cartera de negocio de la compañía y hoy cubre, en nuestro país, toda la cadena de valor energética: generación renovable, con un pipeline de proyectos de 3,2 GW; comercialización y venta B2B de gas y electricidad, tanto convencionales como de origen renovable, producción y venta de lubricantes (biolubricantes incluidos); operaciones de GNL y puntos de recarga de vehículos eléctricos.
Shell Energy es uno de los principales suministradores de energía en Europa y comercializa productos energéticos como electricidad, gas natural y soluciones energéticas renovables para negocios y empresas. A través de Shell Energy Europe, estamos presentes en todos los principales mercados de gas y electricidad, gestionando también activos de generación en estos mercados.
Con esta publicación arranca la cuenta atrás para que el Gobierno pueda anunciar la convocatoria de subastas de 1.200 MW, que esperan cientos de industrias para invertir en competitividad, descarbonización y digitalización, tres claves fundamentales de la transición energética de la industria en España. Los cogeneradores confiamos que el MITERD ultime en pocas semanas este marco de inversión, ya anunciado y tramitado en 2022, y anuncie la convocatoria de inversión a la que podrían concurrir unas doscientas industrias, y que supondrá más de 800 millones de euros para afianzar la producción en España.
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-junio-2024/#editorial
Hora de invertir: 1.200 MW de cogeneración directos al corazón energético de la industria
El 4 de junio —tras dos años de espera, trabajos, esfuerzo y negociaciones– se publicaba el nuevo marco a la operación de la cogeneración (Orden TED/268/2024), una muy buena noticia que la industria cogeneradora agradece.
Con un retroceso de la actividad del 35% en los dos últimos años por la obsolescencia del anterior marco, el sector se enfoca ahora al reto de adaptarse a las nuevas reglas y al nuevo terreno de juego. Las industrias y toda la cadena de suministro inician este proceso de transformación para mejorar producción y servicio. El primer objetivo de las industrias es muy claro: optimizar la competitividad energética, y la cogeneración es la mejor herramienta para lograrlo.
El nuevo marco facilitará operar con más certidumbre y mejor gestión en las más de 600 industrias —60% pymes— que fabrican el 20% del PIB industrial del país en sectores como el alimentario, papel, químico, cerámico, refino, etc. Estamos en un momento muy difícil para la industria nacional, como señala la presidenta de GasINDUSTRIAL, Verónica Rivière, en su último editorial: “seguimos sin señales de mejoría de la industria española”, así que el nuevo marco puede ser decisivo para salvar el bache.
Los industriales, expectantes ante el anuncio ministerial de las subastas
Ha llegado el momento de las subastas de 1.200 MW de inversión en cogeneración, sería inaceptable demorarlas más. La condición necesaria para ponerlas en marcha era contar con un marco de operación y ya lo tenemos. Las inversiones están calculadas en más de 800 millones de euros que irán al corazón energético de las industrias calorintensivas, un pilar en el que se sustentarán en nuestras fábricas otros multiactivos energéticos y multienergías. La industria precisa invertir con urgencia y eficiencia para ganar un tiempo indispensable realizando transición energética con descarbonización progresiva y competitiva. La medida de la transición de la cogeneración está incluida en el PNIEC 2021-2030 y su marco de subasta completó el trámite de audiencia a principios de 2022, hace ya más de dos años.
Porque es el momento, porque el sector necesita de manera acuciante la convocatoria de las subastas, estamos redoblando el trabajo para que el Gobierno las anuncie lo antes posible y puedan celebrarse en este año. Contamos con el apoyo del sector, del arco parlamentario y de las comunidades autónomas: el consenso es total cuando se trata de la industria y la cogeneración y hay unanimidad en que este binomio es futuro sostenible para la economía industrial y su empleo en España.
Confiamos en que, continuando el clima de trabajo y colaboración con el Ministerio, el marco de inversión esté ultimado este mes, con las reglas y la convocatoria de subasta, para que las empresas puedan planificar las inversiones e iniciar un nuevo ciclo con más eficiencia, descarbonización e integración con renovables. No es sencillo activar la máquina del compromiso inversor, pero la demanda de inversión en cogeneración es vital para la industria. Hay que realizar la subasta este año para comprometer y atraer capacidad de producción industrial en España; hablamos de invertir para superar los escenarios de decaimiento industrial nacional y europeo. No tenemos duda de que las subastas de cogeneración serán un éxito para unas 200 industrias que quieren seguir contando con la mejor tecnología para la competitividad de la industria calorintensiva y el futuro de su hibridación tecnológica y energética.
Javier Rodríguez
Director general ACOGEN
Mercados y precios energéticos
Precios electricidad
Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) ha rebotado en MAY, hasta 30,4 €/MWh, +16,7 €/MWh (+122,4%) respecto ABR (13,7 €/MWh) debido a menor producible renovable (eólica), subida de precios del gas y mayor demanda residual (descontando menores autoconsumos de Solar FV). Hemos tenido el segundo mes del histórico con precios negativos con niveles muy reducidos, entre -1,3 y -0,5 €/MWh en horas de mayor radiación solar. Esto podría repercutir en un frenazo a la inversión en nuevos proyectos de solar Foto-Voltaica y se incentivarán otras tecnologías limpias como la minieólica o microcogeneración a gas o hidrógeno. Si antes de ABR los sistemas de almacenamiento de energía no eran rentables, ahora menos.
El aumento de la volatilidad y del nivel de los precios del pool coinciden con el cambio regulatorio establecido a inicios de Julio 2021, por transposición paneuropea. 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]. En Abril 2024 han aparecido por primera vez precios negativos (en torno a -1 €/MWh) debido al exceso de producción renovable (solar) frente a una demanda residual reprimida (caída facturación industrial). Implica cobrar por consumir energía, 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, sin ninguna justificación técnico-económica-financiera-ambiental-legal convincente.
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 aumentar aún más la volatilidad del precio.
Aunque los precios del pool han dado un respiro en primavera, drivers de geopolítica energética están presionando precios energéticos internacionales al alza. Para verano y otoño los futuros fluctúan entre 75-81 €/MWh para compensar la bajada de ingresos en primavera.
Centrándonos en el 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. 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. El IVA reducido se aplicará cuando el precio medio aritmético del mercado diario correspondiente al último mes natural anterior al del último día del periodo de facturación haya superado los 45 euros/MWh. Caso de que haya sido menor, entonces se aplica el máximo (21%). Para la industria sigue el tipo máximo (21%) independientemente del precio del pool.
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% desde 1 Abr hasta 30 Jun 2024, y volverá a 5,1127% a partir 1 Jul 2024. Hay que tratar de cumplir o seguir cumpliendo los requisitos para aprovechar la exención fiscal del 85% sobre el IEE, sabiendo que hay una reciente sentencia judicial que amplía sectores industriales para acogerse a dicha bonificación.
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 de tal 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 hasta abril, por efecto de menores precios del gas y de la demanda debido a condiciones meteorológicas favorables y mayor producible renovable, pero realmente existen presiones a volver a subir 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 ha sufrido el varapalo por la subida del IVA y del IEE, lo cual se ha compensado de momento por aumento del producible hidráulico (fluyente / no regulable), solar y eólico.
Los precios energéticos han bajado a niveles razonables para competir en un mercado globalizado: pero sólo ha sido un espejismo primaveral. Ya se han celebrado las elecciones regionales y municipales, vascas y catalanas. Y más recientemente las europeas. Los precios han empezado a repuntar como ya habíamos vislumbrado.
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 la estimación (benchmark) corrige nivel a 57,6 €/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 169,8%. 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 en términos anuales o interanuales. Seguimos en un estado de emergencia energética. Pinta muy mal el medio plazo para los consumidores.
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.
La bajada del gas antes del verano pasado ha revertido la curva de precios forward, pasando 2023-2024 a backwardation, respecto a 2022, pero con niveles más altos en contango para los futuros a medio plazo (2025), cayendo suavemente a largo plazo (2026-2028) pero con un nivel en backwardation mayor que la media histórica del pool y además subiendo levemente el muy largo plazo (2029-2034) en contango. PPA’s han tocado máximos a mediados de OCT 2023 con una fuerte caída desde NOV hasta ABR, presentando tendencia alcista desde MAY.
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, máximo histórico debido a elevados precios del gas (antes y después del citado conflicto), sin incluir ajuste del gas de 15 JUN a 31 DIC.
Año 2023 ha cerrado a 87,1 €/MWh, debido a menores precios del gas, sin incluir el ajuste del gas de 1 ENE a 31 DIC.
Los futuros desde 2024 (benchmark) se estiman 57,6 €/MWh, subiendo en 2025 a 67,9 €/MWh, revierte en 2026 a 57,5 con una caída semiplana en torno a 53-54 desde 2027 hasta 2034.
Las empresas pueden suscribir PPA’s para una parte de su consumo, y si aún no lo han hecho, los precios de los PPA’s han tocado fondo y están volviendo a repuntar. Parece momento oportuno para asegurar presupuestos a largo plazo, gestionando el riesgo hacia adelante (desde JUL 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 cuando se toman un descanso (tregua). La fuerte caída del precio del gas en invierno se ha debido 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 a inicios de este año. En NYMEX ya se había notado una presión alcista moderada en los precios, en parte por las campañas electorales americanas a lo largo de este año. 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. Cabe destacar que desde marzo se han producido ataques a infraestructuras energéticas en Rusia y Ucrania, además en el seno de la UE se ha establecido consigna de dejar de comprar gas a Rusia a nivel paneuropeo, y a la vez, EEUU está reduciendo su capacidad exportadora. Todo ello está provocando una subida de los precios del gas, con mayor tensión de precios por los ataques recientes a Israel desde Irán y Yemen.
Antes del ajuste por supuesto tope de gas eliminado el 31Dic2023, los PPA’s con renovables cotizaban a niveles de aprox. 82 €/MWh. Desde 12 Julio 2022, en OMIP ya contamos con productos PPA a 5 años y 10 años, que están induciendo señales más competitivas, pero como ya hemos advertido volvemos a observar presiones alcistas.
El PPA Carga Base del lustro de Ene 2024 a Dic 2028 ha cotizado con valores máximo, medio y mínimo de 94,5-75,9-62,2, respectivamente, siendo 67,2 €/MWh su última cotización (28 Dic 2023).
PPA Base a 5 años empezando en 2025 ha caído significativamente de 63,5 a 55,6 €/MWh (-7,8 €/MWh, -12,4%) hace 5 meses, a 52,3 (-3,4 €/MWh, -6,1%) hace 4 meses, manteniendo ese nivel hace 3 meses, repuntando a 54,4 (+2,1 €/MWh, +4,1%) hace 2 meses y a 56,2 (+1,7 €/MWh, +3,2%) hace 1 mes y ahora vuelve a subir a 57,3 (+1,1 €/MWh, +2,0%).
PPA Base a 5 años empezando en 2026 ha empezado a cotizar el 2 Ene 2024 a 61,1 bajando hasta 55,4 €/MWh hace 5 meses, perdiendo 5,5 €/MWh, y en FEB ha caído a 52,1 (-3,3 €/MWh, -6,0%). En MAR ha corregido a 51,1, ya repuntando en ABR a 53,2 (+2,1 €/MWh, +3,9%), corrigiendo nivel en MAY a 52,9 (-0,2 €/MWh, -0,4%), y subiendo a 54,4 (+1,5 €/MWh, +2,8%) en JUN.
PPA Base a 10 años empezando en Ene 2024 y hasta 31 Dic 2033 ha cotizado con valores máximo, medio y mínimo de 64,4-60,0-55,7, respectivamente, siendo 61,7 €/MWh su última cotización a finales de año pasado.
PPA Base a 10 años empezando en 2025 y hasta 2034 ha empezado a cotizar el 2 Ene 2024 a 58,0 bajando hasta 54,6 €/MWh a mediados de ENE, perdiendo 3,2 €/MWh, y en FEB ha caído a 52,3 (-2,3 €/MWh, -4,2%). En MAR ha corregido a 51,2, repuntando en ABR a 53,2 (+2 €/MWh, +4%) y vuelve a subir a 54,2 (+1 €/MWh, +1,8%) en MAY, y a sigue subiendo ahora a 55,5 (+1,2 €/MWh, +2,3%).
PERFIL SOLAR: 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 10 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% más barato respecto al precio Base desde el verano. En DIC tenemos unas diferencias más centradas en torno al 30%-31% más barato y lo mismo en ENE-ABR. En MAY las diferencias oscilan entre 30% y 36% y en JUN entre 30% y 38%. Podéis ver comparaciones de perfiles Solar y Base en fichero Excel, Output 0, para ver detalle de esas diferencias.
Precios PPA’s Solar a 5 años empezando en 2024 revirtieron bruscamente desde MAY-JUN-JUL 2023 a niveles de 70,9-49,3-49,2 €/MWh, respectivamente. Pero en SEP repuntaron a 54,6 tocando máximo en OCT a 62,4, ya cayendo a 57,9 en NOV y 47,5 en DIC.
Precios PPA’s Solar a 5 años empezando en 2025 han caído a 60,1-40,8-39,5 €/MWh en MAY-JUN-JUL 2023. Pero en SEP han repuntado a 42,6, OCT a 48,9 y NOV a 49,1. Antes de navidades advertimos nivel de saturación. Cayendo en DIC a 44,4, en ENE en torno a 38,7, tocando suelo en FEB a 36,4, y desde MAR ha empezado a subir a 36,8, en ABR a 40,4 (+3,7 €/MWh, +10%), han revertido a 37,9 (-2,6 €/MWh, -6,4%) en MAY y vuelven a caer a 37,2 (-0,7 €/MWh, -1,8%)en JUN.
PPA’s Solar a 5 años desde 2026 han caído a niveles en torno a 38,5 €/MWh en ENE, a 36,2 en FEB, y 35,6 en MAR, pero han repuntado hasta 39,2 (+3,5 €/MWh, +10%) en ABR, y han revertido a 35,1 (-4,0 €/MWh, -10,3%) en MAY y vuelven a caer a 34,3 (-0,8 €/MWh, -2,4%) en JUN.
PPA’s 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, cayendo a 43,0 en NOV, y también en DIC a 41,8.
Los PPA’s Solar a 10 años desde 2025 han caído a niveles en torno a 37,7 €/MWh en ENE, a 36,4 en FEB, a 35,7 en MAR, repuntando a 39,3 €/MWh (+3,6 €/MWh, +10,1%) en ABR, y han revertido a 36,3 (-3,0 €/MWh, -7,7%) en MAY y a 35,4 (-0,9 €/MWh, -2,5%) en JUN.
La decisión de un PPA carga Base o Solar, comenzando en 2026 ó 2025 en vez de hacerlo desde JUL 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), alargando 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 operación 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). Eso supone una restricción regulatoria que impide la cobertura óptima de la demanda de los suministros. Con los tiempos que corren y la tecnología existente, 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) en el primer trimestre 2025, ya que ha sido imposible su implantación prevista JUN 2024. Dicho retraso se debe a la complejidad del proyecto y elevado número de agentes de mercado y del sistema, sin recibir ningún incentivo o compensación económica por la adecuación de sus sistemas de información y gestión. Es muy fácil para el regulador establecer este tipo de cambios, sin tener en cuenta el gran esfuerzo económico que supone para los agentes y operadores, y sin medir el impacto económico que tendrá esta medida. Además, 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. Este cambio obliga a realizar sendas inversiones en las plataformas de gestión de mercados de todos los agentes: generadores, comercializadores, distribuidores, agentes vendedores, traders: importadores y exportadores, sin ningún tipo de ayuda por parte del gobierno. También afecta a los Consumidores Directos, y también a los consumidores indirectos (resto: suministrados por comercializador o generador o autoproductor).
Se están planteando proyectos de hibridación con solar fotovoltaica, minieólica de eje vertical y almacenamiento para aprovechar el arbitraje natural de los precios en los mercados de contado, frenados por las barreras regulatorias para facturar vertidos o excedentes a la red.
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 (FNEE) ha aumentado a 0,565452 €/MWh (antes 0,235) desde 31 Mar 2023, según Orden TED/296/2023, de 27 de marzo, por la que se establecen las obligaciones de aportación al FNEE en el año 2023. Se supone que esa tremenda subida es para incentivar medidas de ahorro. El valor publicado finalmente el 23 MAR 2024 es aún mayor: 0,947453 €/MWh, según la Orden TED/268/2024, de 20 de marzo, por la que se establecen las obligaciones de ahorro energético, el cumplimiento mediante Certificados de Ahorro Energético y la aportación mínima al FNEE para el año 2024. Esta nueva normativa trae nuevas oportunidades para las empresas que hayan realizado inversiones para mejorar la eficiencia energética desde FEB 2023. Los sujetos pasivos, que aparecen en dicha orden pueden certificar las inversiones incentivando “correctamente” a los consumidores sean o no las correspondientes comercializadoras del suministro de electricidad. El FNEE permite la puesta en marcha de mecanismos de apoyo económico y financiero, asistencia técnica, formación e información u otras medidas que permitan aumentar la eficiencia energética en los diferentes sectores y ayudar a conseguir el objetivo de ahorro establecido. Además del incentivo por canje de los certificados, las medidas podrán ser cofinanciadas con otras fuentes de financiación, incluidos los Fondos Europeos.
Respecto a los cargos del sistema, desde 15 FEB 2024 se han revalidado los mismos de 2023 según Orden TED/113/2024, de 9 de febrero, 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.
Los peajes han sido actualizados, desde 1 ENE 2024 según Resolución de 21 de diciembre de 2023, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación a partir del 1 de enero de 2024. Subida moderada del Término de Energía (TE) a partir de 1 ENE 2024, y bajada del Término de Potencia (TP). Para alto factor de carga, tenemos subida de peaje medio neto del +1% para la mayor parte de los consumidores (6.1TD) y bajada neta para los demás.
Para ver en detalle los nuevos cargos y peajes se remite al lector a las ediciones anteriores.
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 súper-punta (p1).
Se mantienen las penalizaciones de reactiva según el factor de potencia (Coseno PHI).
Las tarifas de Garantía de Potencia, desde 15 FEB 2024 bajan un 13,3% según Resolución de Cargos del Sistema. 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.
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 15 FEB 2024, según Orden TED/113/2024.
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, los Cargos del Sistema no han cambiado a mediados de febrero. 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 publicada 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).
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 derivadas de las convocatorias de ayudas anteriores, caso de reclamación administrativa por ingresos indebidos por incumplimiento de alguna de las obligaciones contraídas. 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 (vencieron 31.12.2023) como en 2023 (30.04.2024). No hay tiempo ni recursos suficientes para haber cumplido 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. Se desconoce la postura del nuevo gobierno respecto a la posibilidad de ampliar esos plazos vencidos para evitar más problemas de tesorería de los CEI’s.
Se barajan nuevas barreras de entrada y endurecimiento de las exigencias regulatorias en una nueva revisión prematura del Estatuto de CEI’s, de momento en fase de elaboración y consulta pública cerrada el 14 JUN 2024 a efectos de contribuciones de las partes interesadas, pero sin exponer ningún borrador. Según el gobierno, el objetivo de los nuevos cambios “es mejorar la regulación y gestión del registro de CEI’s y el mecanismo de compensación de cargos a estos consumidores. En concreto, se trata de mejorar la coherencia y claridad de las definiciones de requisitos y obligaciones de los CEI’s, reducir cargas administrativas y aumentar la eficiencia de la acción administrativa de gestión, comprobación y control”. Dejando claro que quiere armonizar la definición de los requisitos y obligaciones de los CEI’s y racionalizar los procedimientos de certificación y comprobación del cumplimiento de los requisitos establecidos.
Facturación de Potencia Demandada (desde 1 ENE 2025): El cambio fundamental es la integración del coeficiente Kp en el término de exceso de potencia TEPp, cuyos valores se publicarán para cada periodo (p) tarifario, en la Circular de Peajes.
Facturación por excesos de reactiva se mantiene tal cual en la actualidad hasta 31 DIC 2025, sin penalizar el Factor de Potencia (Coseϕ) capacitivo por debajo de 0,98 en horas valle (p6), y penalizando el FP inductivo fuera de valle (p1-p5) por debajo de 0,8 a 62,332 €/MVArh y entre 0,8 y 0,95 a 41,554 €/MVrh.
Facturación por excesos de reactiva desde 1 ENE 2026:
– El precio del término de energía reactiva (€/kVArh) para factores de potencia fuera de rango serán los siguientes:
– La CNMC podrá modificar la penalización mediante resolución.
– A partir de 2026 penalizará no cumplir con el rango de FP en valle (p6).
Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga. Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo – Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.
Precio interanual futuro Dated Brent vuelve a caer -3,2% frenado por caída del Tipo de cambio US$/€ de -1,5%, induciendo bajada neta media de -0,5% en los precios variables 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. Las ayudas iniciales del gas para las industrias han sido muy restringidas a unos pocos sectores, excluyendo a la inmensa mayoría de las industrias.
El precio interanual del hub de gas España-Portugal (Mibgas), vuelve a subir pero ahora de forma contundente +11,1% debido a la subida de los precios internacionales de gas. Los hubs de gas europeos, el TTF y NBP repuntan +9,5% y +8,3%, respectivamente. En el mismo sentido, el gas Henry Hub de EEUU, índice NYMEX, repunta +6,8%.
El índice del carbón internacional (ARA) sube +4,8% respecto a valores interanuales de hace un mes debido a un aumento de más del 10% de las importaciones de carbón en China como consecuencia de una menor producción interna. No obstante, los futuros del carbón presentan una cierta tendencia de reversión por las proyecciones de una disminución de la demanda de carbón metalúrgico en China por tercer año consecutivo. Esta desaceleración se atribuye al estancamiento en los sectores inmobiliario y de infraestructura. Además, se prevé un aumento de la oferta del principal centro de producción de China después de una mitad de año débil.
Los futuros del gas natural están mostrando tendencia alcista en medio de tensiones geopolíticas en Oriente Medio. Irán atacó a Israel el 13 ABR 2024 y, aunque el ataque causó pocos daños, todavía hay incertidumbre sobre la respuesta de Israel y si el conflicto escalará. Persisten riesgos de suministro relacionados con la guerra en Europa, después de los ataques rusos a almacenamientos subterráneos en Ucrania. Al mismo tiempo, las importaciones de GNL de países asiáticos siguen aumentando, especialmente por China. A pesar de esto, los mercados europeos de gas están bien abastecidos, con reservas actualmente por encima del 60% de su capacidad. Además, factores como las proyecciones de un clima más cálido, el aumento de la producción renovable (solar FV y eólica), la fuerte producción de energía nuclear en Francia y el aumento del suministro de gas noruego están ejerciendo una influencia bajista en el mercado. Las continuas reparaciones en las principales instalaciones de GNL de EEUU han provocado una reducción de los flujos de exportación en barcos metaneros, pero se espera que todos los trabajos concluyan en breve.
Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 81,8 a 79,2 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,0955 a 1,0787 US$/€.
La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 33,5 a 37,2 €/MWh.
La media interanual de los futuros del TTF pasan de 34,3 a 37,5 €/MWh.
La media interanual de los futuros del NBP (UK) pasan de 86,7 a 93,9 peniques/termia.
La media interanual de los futuros del NYMEX pasan de 3,0 a 3,3 US$/MMBtu.
Los targets del Dated Brent pasan de 80,5-76,0-73,0 US$/barril a finales de 2024-2025-2026, a niveles de 79,5-75,3-72,5, respectivamente. Curva forward mantiene perfil backwardation.
Los targets del euro frente al dólar americano pasan de 1,0983-1,1170-1,1349 a finales de 2024–2025- 2026 a 1,0785-1,0970-1,1127, respectivamente. Perfil contango favorable, que podría frenar eventuales subidas de futuros del Brent, si bien la economía europea anda “resfriada”.
Los targets del TTF pasan de 37,3-37,4-31,0 €/MWh a finales 2024-2025-2026, a niveles de 40,0-38,4-32,7, respectivamente. Pero deberían bajar (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 30,9-35,0-30,2 €/MWh para 2024-2025-2026 a niveles de 33,4-36,6-31,6, respectivamente. El 2023 ha cerrado un precio de contado a 39,2 más de un 60% inferior al escandaloso precio de 2022 (100 €/MWh).
El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha vuelto a subir en MAY 2024, cerrando media mensual a 32,0 €/MWh, lo cual supone una subida de +2,7 €/MWh, +9,2% respecto ABR 2024 (29,3 €/MWh). El noroeste de Europa ha tenido un invierno cálido con temperaturas superiores a la media, lo que ha provocado una menor demanda de gas natural. Pero ya anticipamos una escalada desde MAR hasta un nivel de unos 38 €/MWh en último trimestre 2024.
Existe un riesgo latente de que el gas repunte hasta un techo preliminar de 45 €/MWh, debido a consecuencias de los conflictos entre Rusia/Ucrania e Israel/Hamas/Irán/Yemen. Y se puede disparar por efectos de la incorporación de Suecia y Finlandia a la OTAN, a la vista del reforzamiento del liderazgo de Putin en las recientes elecciones generales rusas, pudiendo surgir una nueva guerra en países nórdicos, especialmente para controlar el gasoducto entre Noruega y Polonia (Nordic Response). “Las alarmas están en ámbar, de forma silenciosa”. Ojalá nos equivoquemos.
Aun con las caídas de los precios del gas desde OCT hasta tocar suelo en FEB, 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. La industria NO puede resistir un coste de materia prima tan elevado durante tanto tiempo.
Cabe intuir que las multinacionales gasistas van a seguir intentando compensar 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, y tienen las reservas de Alaska y el corredor mesoamericano aún sin explotar.
Como venimos insistiendo, los países asiáticos siguen 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 más volumen 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 potenciar las transacciones de gas a niveles mayores. 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. Eso tenemos que verlo (contratarlo) para creerlo.
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), que ha permitido hacer caja y mejorar la cuenta de resultados de las empresas gasistas.
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 2024-2025 (en torno a 31-35 €/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 variable sobre el consumo en torno a 54-60 €/MWh, sin incluir los cargos y peajes fijos ni las tasas: CNMC, GTS, FNEE, IEH). 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 y contaminante para todos y especialmente para el medioambiente. Supondría un auténtico fracaso ambiental y comprometería los objetivos asumidos por España dentro del marco energético de la Agenda 2030. A la cogeneración hay que apoyarla Si o Sí.
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:
JUL 2024: ha tenido 10 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 16 JUN), marcando MAX 36,8, medio 34,8 y MIN 32,6. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 35,4 (14/Jun/24) y la media acumulada del futuro 31,4 con Máx/Mín de 35,8/25,7.
JUN 2024: ha tenido 22 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 35,3, medio 32,0 y MIN 29,2. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 34,9 (14/Jun/24) y la media acumulada del futuro 29,3 con Máx/Mín de 35,3/24,4. Valor esperado del contado 35,0 €/MWh.
MAY 2024: ha tenido 21 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 32,4, medio 28,8 y MIN 25,7. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 29,1 (30/Abr/24) y la media acumulada del futuro 26,9 con Máx/Mín de 33,2/22,4. Cierre del contado 32,0 €/MWh por encima del valor medio de los futuros y más cerca del futuro Máx.
ABR 2024: ha tenido 20 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 28,5, medio 26,7 y MIN 24,7. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido 27,5 (28/Mar/24) y la media acumulada del futuro 26,8 con Máx/Mín de 32,7/22,3. Cierre del contado ha sido 29,3 €/MWh, por encima del valor medio de los Futuros.
MAR 2024: ha tenido 20 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 28,3, medio 24,8 y MIN 22,0. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido 24,3 (29/Feb/24) y la media acumulada del futuro 29,4 con Máx/Mín de 40,1/22,2. Cierre de contado ha sido 26,9 €/MWh, por debajo del valor medio de los Futuros.
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. Cierre de contado ha sido 25,4 €/MWh, por debajo del nivel mínimo de los Futuros.
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 de los Futuros.
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). El contado ha cerrado 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 ha cotizado desde 1 NOV hasta 31 ENE registrando un Max-Med-Min de 49,1-36,3-25,9 €/MWh. Contado ha cerrado a 25,4.
Futuro MAR 2024 ha cotizado desde 1 DIC hasta 29 FEB registrando un Max-Med-Min de 40,1-29,4-22,2 €/MWh. Contado ha cerrado a 26,9.
Futuro ABR 2024 ha cotizado desde 2 ENE hasta 28 MAR registrando un Max-Med-Min de 32,6-26,8-22,3 €/MWh. Contado ha cerrado a 29,3.
Futuro MAY 2024 ha cotizado desde 1 FEB hasta 30 ABR registrando un Max-Med-Min de 33,1-26,9-22,4 €/MWh. Contado ha cerrado a 32,0 €/MWh.
Futuro JUN 2024 ha cotizado desde 1 MAR hasta 31 MAY registrando un Max-Med-Min de 35,3-29,3-24,4 €/MWh. El Benchmark para el contado es de 35,0.
Futuro JUL 2024 lleva cotizando desde 2 ABR hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 35,8-31,4-25,7 €/MWh.
Futuro AGO 2024 lleva cotizando desde 2 MAY hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 36,5-33,2-29,9 €/MWh.
Futuro SEP 2024 lleva cotizando desde 3 JUN hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 36,6-35,4-34,2 €/MWh.
Futuro 2024 ha cotizado desde 3 Ene 2022 hasta 28 DIC 2023, con valores acumulados entre 30,5 y 193,1 y media 61,9. Última cotización a 33,8 (28 DIC 2023). Media estimada del Contado para el año ha subido a 33,4, superando el valor MIN del futuro.
Futuro 2025 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2023, con valores acumulados entre 26,4 y 53,7 y media 40,2. Última cotización a 36,65 (14 JUN 2024).
Futuro 2026 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2024, con valores acumulados entre 25,5 y 32,2 y media 28,8. Última cotización a 31,6 (14 JUN 2024).
La TUR para Q2 2024 revierte a 4,3906 c€/kWh, -14%, bajada regulatoria importante principalmente para el sector doméstico y pequeños suministros de gas, pero que no se notará mucho por la subida del IVA que ha pasado del 5% al 10% desde 1 ENE 2024 y al 21% desde 1 ABR 2024.
Debería existir una TUR de refugio a precio fijo para consumidores industriales o gran comercio en dificultades (en vez de MIBGAS + recargo del 20%, aparte del recargo sobre costes regulados) o bien una Tarifa de Referencia temporal basada en subastas de gas a mercado libre para asegurar la supervivencia de la industria. Las compras de gas a nivel europeo no están redundando en mejoras relevantes respecto a lo que se está comprando localmente en España, si bien supone una fuente de mejora del margen bruto de las comercializadoras de gas.
La medida de indexación del precio del MIBGAS sobre el precio del MIBEL desde 15 JUN 2022 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. Esto se acaba.
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 de forma repentina por el efecto Nordic Response, ataques/atentados/averías en infraestructuras rusas y ucranianas, mantenimientos forzados en EEUU, por lo que ya no recomendamos esperar a que se estabilicen precios a la baja para plantearse coberturas, porque “vienen curvas peligrosas”. Las fórmulas de indexación sobre Brent tienen los días contados, especialmente por la incertidumbre en el Tipo de Cambio US$/€. Las indexaciones al TTF y MIBGAS están arrojando mejores resultados que el 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. Quien no haga coberturas de gas ahora puede que se arrepienta en breve.
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).
Desde 12 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.
Desde 20 FEB 2024, los nuevos productos denominados futuros de gas natural indexados al precio diario de MIBGAS (LPI o Last Price Index day ahead) ya están disponibles en la plataforma de MIBGAS. De hecho, se han registrado las primeras transacciones de este nuevo producto: la de un contrato de gas con entrega el mes siguiente, es decir, para el mes de marzo con este nuevo producto de MIBGAS Derivatives. Son contratos con entrega física en el PVB (punto virtual de balance español) y no financieros, y cotizarán con un diferencial respecto al índice LPI. Se pueden negociar en la plataforma de MIBGAS o ser registrados como bilaterales OTC y son compensados y liquidados por la cámara de compensación OMIClear.
Debemos estar muy atentos a los movimientos de los precios del gas (y de la electricidad) en próximos días y semanas por el empeoramiento de 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 medidas del gobierno sobre bonificaciones en el sector gasista favorece en cierta medida a la industria gas intensiva. Muy importante aprovechar las 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 temporada gasista actual (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.
Resolución de 23 de mayo de 2024, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte, redes locales y regasificación para el año de gas 2025. Para la nueva temporada de OCT 2024 a SEP 2025, se prevé una bajada generalizada de los peajes fijos y una subida de los peajes variables, excepto para los pequeños consumidores (RLTA7). A modo indicativo, podemos resumir unas variaciones medias de los peajes de gas:
Términos fijos de capacidad: RL8, RL9 y RL10 bajan -14,6%; -19 ,1% y -17,8%.
Términos variables de consumo: RL8, RL9 y RL10 suben +8,3; +6,9% y +6,2%.
Para cada punto de suministro hay que evaluar su impacto individual teniendo en cuenta las condiciones contratadas (variaciones de los valores aplicables) y las características específicas (curva de carga, caudal contratado, consumo anual).
Falta la actualización de los Cargos del Sistema gasista para la nueva temporada.
Buen momento para mitigar la facturación de la parte fija del gas en mayor medida, aunque suba la parte variable en menor medida, pero insuficiente viendo la tendencia del 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 directamente el coste de la materia prima a los industriales como está ocurriendo en otros países europeos.
La Orden TED/526/2024, de 31 de mayo, por la que se establece la metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones tipo de generación de energía eléctrica cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible y se actualizan sus valores de retribución a la operación de aplicación a partir del 1 de enero de 2024, ha llegado un poco tarde para aquellas empresas que tuvieron que deshacerse de sus activos para compensar/reducir pérdidas económicas/financieras, pero al parecer la nueva metodología supone una cierta compensación de las pérdidas acumuladas, excepto en el mes de enero 2024. La revisión de la Retribución a la Operación se realizará cada trimestre, considerando el precio de los combustibles, el precio de los derechos de emisión de CO2 y el precio del mercado eléctrico, y se tendrán en cuenta las cotizaciones de los futuros. La nueva metodología facilitará que las instalaciones mejoren sus previsiones económicas, porque refleja de una manera más precisa la estructura de ingresos y costes del sector, de modo que podrán tomar decisiones con mayor certidumbre. Esperemos que la actualización de los parámetros de aquí en adelante llegue a tiempo para evitar el descalabro de la tesorería de las empresas del sector, y no volver a sufrir una situación crítica del circulante para las empresas (sin cobrar producciones 2023 y Q1 2024).
En 2023, la producción de plantas de cogeneración se redujo aprox. un 2% adicional a la bajada del 2022 estimada en más de un 22%. En estos 2 años sucesivos el número de plantas se ha reducido un tercio, de aproximadamente 600 a unas 400, esperando desde 2021 la celebración de las subastas para el nuevo ciclo inversor y transformación tecnológica con su industria asociada. En 2023 un total de 900 MW han finalizado su vida útil y 101 industrias ven así reducido su nivel de competitividad. En los próximos 2 años, otros 2.000 MW estarán en idéntica situación (imposibilidad de cogenerar).
Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga. Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo – Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.
El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa continúa escalada alcista en MAY 2024 subiendo a 71,1 €/tCO2. JUN lleva acumulado un ajuste hasta los 70,1 €/tCO2 con mucha presión alcista por la inflación que en parte se debe al excesivo nivel del precio del CO2 en Europa, así como por el repunte de los precios internacionales del gas y de la electricidad (producción térmica).
El precio de contado del CO2 del año 2020 cerró 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.
Pero en 2021, la media ANUAL acumulada del CO2 repuntó a 53,6 €/tCO2, lo cual supone una subida más del doble que los máximos históricos previos. La media ANUAL en 2022 subió a 80,9 €/tCO2, casi triplicando la media de 2020-2021. 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). Hablar de 2023 es inclusive algo peor, porque ha cerrado a 83,5 €/tCO2.
En lo que llevamos de año 2024, hasta 14 JUN 2024, tenemos una media spot acumulada de casi 63,6 €/tCO2, superando el nivel acumulado del año 2021 en otoño, pero aún estamos en primavera y queda más de medio año hasta «las uvas”, que igual nos atragantarán como en 2022 y 2023. Ojalá no lleguemos a ese nivel especulativo este año, pero los futuros pintan muy mal. Una degeneración del valor económico inducido del derecho a emitir CO2.
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.
La curva de precios forward del CO2 a medio y largo plazo (2024-2032) sigue con un perfil de contango a partir del 2024, con unos niveles menores (entre -3,4% y -2,5%) respecto a valores de hace un mes.
El precio del CO2 crece a un ratio anual medio de 4% en 2025, y a un ratio más moderado bajando el ritmo desde un 3,7% en 2025 hasta 3,3% en 2032.
Otra vez, tal como hemos advertido, “nos siguen tomando el pelo”. Arrancar el 2024 con un precio menor implica mayor recorrido al alza, con aumentos bruscos de precios en los meses sucesivos. Los especuladores se siguen “frotando las manos”, ya que 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 en Europa. 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. Quizás sería oportuno que la CNMC plantee hacer un seguimiento y control del mercado europeo de CO2 de forma coordinada con las demás comisiones reguladoras europeas, pues el precio del CO2 se nos puede ir de las manos, más bien caer en las manos de agentes especuladores que siguen haciendo gran negocio sin tener posiciones físicas.
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 autoconsumos, a menos que la autoproducción opere 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, y 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 más realistas para evitar más usura a los consumidores, y restablecer los precios máximos de mercados de electricidad y de gas a niveles asumibles por los consumidores. Todos los gobiernos europeos deben reflexionar a dónde nos llevan y si deben luchar contra la especulación. Se supone que los reguladores deben velar por la defensa de las prácticas competitivas y evitar la especulación, en beneficio tanto de vendedores como compradores, y especialmente de los consumidores.
El nuevo repunte de los precios del gas internacional (TTF, NBP y Henry Hub) siempre se propaga 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 tesorería de la cogeneración no puede soportar un precio del CO2 superior a 30 €/tCO2. Saltan las alertas porque ese nivel máximo se ha llegado a triplicar y en algunos momentos cuadruplicar/quintuplicar. En los niveles actuales se ha duplicado. Requiere compensación en plazos oportunos para seguir operando. La nueva metodología reconoce de forma explícita el CO2, lo cual esperemos que se note y actualice en plazo y forma para evitar el empeoramiento de la situación crítica que sufre la cogeneración.
De momento, parece que después de la última Cumbre del Clima en Dubái durante la primera quincena de DIC 2023, hemos tenido una tregua con el precio del CO2, inclusive con un perfil correctivo de precios en todos los plazos (corto, medio y largo) hasta FEB 2024. 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.
Cabe mencionar que China ha anunciado sus primeros planes (tímidos) para mejorar la medición del contenido de CO2 en sus productos, un paso crucial (guiño a Europa) para lograr sus objetivos climáticos y adherirse a estándares internacionales más estrictos. Vamos a ver si eso se hace notar (aunque sea marginalmente) en la economía y competitividad mundial y otros países como China (India, Pakistán, Brasil…, etc) empiecen a penalizar las emisiones de CO2 como se ha hecho en Europa. Igual ocurre cuando se haya desindustrializado Europa. Fuera de Europa nos ven muy comprometidos con la protección del medioambiente, cuando en realidad se están descuidando los mares, océanos, lagos, ríos y bosques, que son las principales fuentes de depuración del CO2, y una buena parte (sino todo) de lo recaudado de los mercados de CO2 debería reinvertirse en reforestación, protección y mantenimiento de los recursos del planeta. La penalización del CO2 en “cualquier país sensato” debería estar condicionada a una práctica mundial para evitar precisamente la pérdida de competitividad de las industrias y comercios y demás actividades económicas en Europa.
Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga. Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo – Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.
El viernes 24 de mayo tuvo lugar en el Club Español de la Energía (ENERCLUB) una jornada sobre los aspectos energéticos con los candidatos de los diferentes partidos al parlamento de la UE, a la que asistió el director general de ACOGEN.
El miércoles 29, COGEN World Coalition -de la que forma parte ACOGEN- organizó un seminario web dentro de su actividad “COGEN World Talks” que en esta ocasión se centró en la cogeneración en Alemania, con la asistencia de la Asociación.
En el mes de junio, el día 3, se celebró el Comité de Dirección y la Asamblea General de “Cogen World Coalition”, de la que ACOGEN forma parte. Dos días después, nuestro director, Javier Rodríguez, participaba en la mesa redonda “Soluciones para la descarbonización de la industria con hidrógeno verde”, organizada por SmartEnergy en Castellón.
El jueves 7 de junio tuvo lugar el seminario ENERCLUB – AEDEN “El reglamento europeo sobre la reforma del mercado eléctrico”, al que asistió ACOGEN.
ACOGEN, COGEN España y ADAP celebraban el martes 11 de junio la Jornada de Cogeneración sobre la “Nueva Metodología Retributiva – Orden TED/526/2024, de 31 de mayo”, que contó con la participación de la Subsecretaría General de Energías Renovables de MITERD. La jornada fue seguida por cerca de 300 profesionales.
El miércoles 12, ACOGEN asistió a la XXXIV Entrega de Premios de la Energía, que organiza anualmente el Club Español de la Energía (ENERCLUB).
Al día siguiente nuestro asociado SURUS organizó, junto a ACOGEN, un seminario web sobre “Oportunidades de la Economía Circular para la Cogeneración”.
El 18 de junio ACOGEN asistió a la sesión 50 del Comité de Agentes de Mercado (CAM) de MIBGAS, durante la cual tuvo lugar la ponencia “Algunos apuntes sobre la regulación y las políticas de apoyo al hidrógeno verde”.
El jueves día 20 la Asociación celebra su habitual junta directiva mensual.
De cara a próximos eventos, el martes 9 de julio tendrá lugar la Asamblea General Ordinaria de la CEOE, de la que ACOGEN es miembro, el martes 16 de julio la sesión 192 del Comité de Agentes de Mercado de OMIE y el jueves 18 la habitual junta directiva mensual de ACOGEN.
ACOGEN en los medios
La cogeneración y ACOGEN han sido noticia este último mes. Más de un centenar de informaciones son muestra de ello. Si bien las últimas son relativas a la publicación en el BOE de la nueva metodología a la operación, este periodo comenzaba con la presentación, en rueda de prensa, del informe Cogeneración 2024: Gestión y Transformación –Mercados, Digitalización y Descarbonización– , el pasado 23 de mayo.
El 4 de junio, ACOGEN, en nota de prensa, celebraba la publicación de un nuevo marco para abordar el futuro de la industria calorintensiva en España. Tal como informa Cinco Días, el Gobierno aprueba más de 1.400 millones para la cogeneración, biomasa y residuos, más de 600 industrias se beneficiarán de la nueva retribución que sustituye a la vigente desde 2015. El diario económico señala que el sector esperaba de manera inminente la promulgación de esta nueva metodología de retribución regulada a la operación y recuerda otra de las peticiones del sector al Gobierno, fijar la fecha para que en 2024 se puedan celebrar las subastas de 1.200 MW, pendientes desde hace dos años. En concreto, ACOGEN estima que estas subastas movilizarían entre 800 y 1.000 millones de euros para que el sector pueda continuar con el proceso de transición de las plantas.
Los cogeneradores han valorado “positivamente” la publicación de la orden ya que supone “un gran avance estructural que aportará certidumbre y posibilitará una mejor gestión en más de 600 industrias, en su mayoría pymes”. Este marco actualizará trimestralmente las cotizaciones de los mercados eléctricos, combustibles y CO2 “permitiendo una gestión integrada de la producción energética e industrial”. Además, Cinco Días recuerda que, con la publicación de la nueva metodología, ”se cumple la condición necesaria para acometer el marco de inversión sectorial ”a través de las subastas de 1.200 MW de cogeneración, pendientes desde hace dos años, tal como señala ACOGEN.
Salvavidas para la industria, señala El Economista en su titular, donde informa que la cogeneración aplaude la medida y recuerda que sigue a la espera de la subasta para renovar sus instalaciones. Añade que, en 2023, la producción de estas plantas se redujo un 2% que se suma al 22% de recorte experimentado en 2022. En apenas dos años, el número de plantas se ha reducido de 600 a 400 y mientras el sector sigue esperando –desde el año 2021– la celebración de las subastas para iniciar un nuevo ciclo inversor. En 2023 un total de 900 MW han finalizado su vida útil y 101 industrias ven así reducido su nivel de competitividad.
Las principales cabeceras de medios autonómicos también se hicieron eco de la noticia. Así, los medios asturianos como El Comercio o La Nueva España, destacaron la valoración de ACOGEN de la nueva metodología, que permitirá operar con una remuneración calculada cercana al periodo de tiempo en el que será de aplicación, lo que supone un gran avance estructural que aportará certidumbre y posibilitará una mejor gestión en más de 600 industrias, recordando que aún queda pendiente el marco de subastas para 1.200 MW.
El Economista refleja algunas conclusiones del estudio como que el 25% de la potencia instalada de cogeneración no recibe retribución regulada, un porcentaje que en comunidades como Cataluña alcanza el 40%, y recoge la preocupación del sector ante el riesgo de deslocalización de empresas en España por el retraso de dos años de la subasta de 1.200 MW, un marco que las asociaciones esperan que movilice alrededor de 800 millones de euros para la cogeneración. Ante esta situación, las patronales emplazaron al Ministerio de Transición Ecológica a publicar en unas semanas las subastas de cogeneración. Así, la agencia EFE publica La cogeneración emplaza al Gobierno a anunciar en un mes la fecha de subastas de 1.200 MW.
El Español señala que los cogeneradores afrontan la etapa más difícil de su historia por los retrasos y las decisiones regulatorias. En total, 111 fábricas en España se encuentran en riesgo inminente de deslocalización, ya que han alcanzado su vida útil entre 2021-2024. Desde 2012 no se realizan subastas para la cogeneración, lo que ha originado que una proporción significativa de las plantas en operación haya ido alcanzando el final de su vida útil (25 años). Es por ello que ACOGEN urge a que el Gobierno convoque en el próximo mes los 1.200 MW de subastas de cogeneración, que están incluidas en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) y movilizarán 800 millones de inversión. El diario digital remarca que las industrias que cogeneran tienen asociados más 200.000 empleos. El 54% de las cogeneraciones están en industrias alimentarias, químicas y papeleras. También emplean cogeneración otros sectores como residuos, cerámica, refino, tablero, textil y automóvil. Más del 90% de la cogeneración está asociada a industrias de proceso continuo que operan 365 días/año.
Por su parte, 20 Minutos explica que el sector de la cogeneración reclama cuanto antes una subasta de energía para ‘salvar’ a más de 100 empresas fuera ya del sistema de retribución. Tal como informa, la industria española vive tiempos inciertos, con la necesidad de descarbonizar sus técnicas de producción, pero para la que todavía no dispone de tecnologías suficientemente desarrolladas y competitivas y el gas natural sigue siendo la materia prima con la que sectores como el petroquímico, el alimentario, agrícola, del papel o del textil generan el calor necesario para sus procesos de transformación, mediante la cogeneración. Asimismo, recoge declaraciones del presidente de ACOGEN, que señala que «La cogeneración está por todo el país. Cuando vas a un supermercado, el chocolate, el queso, el aceite, las conservas, todo se produce en el sector químico, del papel de la alimentación. Se han retrasado los planes y esta industria ha perdido su retribución, no pueden invertir, hay empresas con el 30% de sus plantas paradas esperando para invertir», y advierte de la situación de la industria que difícilmente puede electrificar sus procesos productivos y que, de momento, solo cuenta con el gas natural como fuente de energía.
Paneles fotovoltaicos y gases verdes, los preferidos por las industrias con plantas de cogeneración para descarbonizarse, titula La Voz de Galicia, que recuerda que en esta comunidad autónoma hay 88 instalaciones de cogeneración. Destaca que el sector avanza con paso decidido en la descarbonización, tal como se puso de manifiesto en la presentación del informe, donde se mostró que la mayoría de las compañías con plantas promueven tecnologías de hibridación con energías renovables. Así, los paneles fotovoltaicos registran el mayor interés (en el 76 % de las firmas, que representan el 87 % de la potencia total); un 50 % estudia o desarrolla proyectos de biogás y biometano, biomasa sólida, calderas eléctricas y bombas de calor, así como de hidrógeno. El almacenamiento térmico y eléctrico y la captura del CO2 también se encuentran en evaluación.
Y concluimos este repaso a la amplia presencia de ACOGEN en medios con la entrevista que Capital Radio realizaba a nuestro director general. Rodríguez analiza el estado crítico que vive el sector y señala que éste ha retrocedido un 40% en producción por falta de regulación. Un sector, recuerda, que es clave del 20% del PIB industrial español en industrias como la alimentaria, química, papelera y cerámica, entre otras. Más de 600 industrias en España producen con cogeneración, «el 60% de nuestras industrias son pymes», apunta Javier Rodríguez. Por ello, emplaza al Gobierno a anunciar fecha en un mes para las subastas de 1200 MW.
Socio Protagonista
shell españa
Shell lleva operando en España ininterrumpidamente desde 1920. Durante este tiempo, se ha diversificado la cartera de negocio de la compañía y hoy cubre, en nuestro país, toda la cadena de valor energética: generación renovable, con un pipeline de proyectos de 3,2 GW; comercialización y venta B2B de gas y electricidad, tanto convencionales como de origen renovable, producción y venta de lubricantes (biolubricantes incluidos); operaciones de GNL y puntos de recarga de vehículos eléctricos.
Shell Energy es uno de los principales suministradores de energía en Europa y comercializa productos energéticos como electricidad, gas natural y soluciones energéticas renovables para negocios y empresas. A través de Shell Energy Europe, estamos presentes en todos los principales mercados de gas y electricidad, gestionando también activos de generación en estos mercados.
Shell cuenta, tanto en España como en el resto de Europa, con una amplia y probada trayectoria y ofrece a grandes industrias electro intensivas diferentes opciones de suministro energético para que pueda adaptarse a las necesidades de sus clientes. Gracias a nuestra amplia cartera de gas y electricidad, tanto convencional como de origen renovable, tenemos la capacidad de ofrecer a las industrias cogeneradoras, como la papelera, química o cerámica, entre otras, precios altamente competitivos y una gran flexibilidad para que los clientes industriales puedan optimizar sus costes, uno de los grandes desafíos del sector.
Además, desde Shell ofrecemos también la representación en el mercado (route to market) optimizando la venta de energía en el mercado para los clientes que así lo necesiten.
Shell Energy es hoy un operador estratégico en el sector energético en España que fomenta la eficiencia de las plantas de cogeneración, en función de los precios de la energía, tanto de gas como de electricidad, optimizando los costes energéticos. En este contexto, el concepto de «Spark Spread» o diferencia entre el precio del gas y el precio de la electricidad generada es crucial. Para garantizar una mayor flexibilidad y la optimización de la “Spark Spread”, operamos en diversos mercados ofreciendo productos indexados a diferentes referencias como TTF y MIBGAS. Nuestros clientes tienen acceso a otros índices dentro de MIBGAS como DAP, API, y LPI que dan total flexibilidad para poder ajustarse a sus nominaciones día a día.
Desde Shell apoyamos a nuestros clientes para adaptar su consumo energético, tanto de gas como electricidad, al marco regulatorio vigente, gracias a nuestro profundo conocimiento de industria y mercado. Actualmente, el RD que establece la retribución específica para las cogeneraciones, en vigor desde el 5 de junio y que reemplaza el marco anterior, ha introducido cambios significativos en la remuneración de los costes operativos y de los ingresos, mejorando la estabilidad financiera de los activos y creando oportunidades de negocio en los mercados PPA y de suministro de gas.
En este sentido, es importante fomentar incentivos a la operación eficiente de la cogeneración y para la generación de liquidez en los mercados a plazo. La colaboración de todos los agentes del sector (Acogen, comercializadoras e industrias) es necesaria para evitar incertidumbre regulatoria y fomentar un marco favorable no solo a las plantas existentes si no a la construcción de nuevas infraestructuras es clave.
Además de ofrecer, a través de Shell Energy, precios energéticos competitivos y flexibilidad a nuestros clientes, Shell Lubricants proporciona a las industrias cogeneradoras soluciones de alta calidad para el óptimo funcionamiento de sus motores y maquinaria. La lubricación es clave a la hora de optimizar el rendimiento de las plantas, ya que incide directamente en la reducción de los costes de mantenimiento y aumenta la flexibilidad en el consumo de energía.
Entre los objetivos principales del sector industrial respecto al funcionamiento de sus maquinarias, están la fiabilidad, la reducción de emisiones, la eficiencia y el rendimiento. El cliente final busca una mayor productividad, instalaciones controladas y automatizadas, periodos de mantenimiento más largos y la transición del fuel al gas en sus diferentes formas.
Shell es hoy en España uno de los principales proveedores de lubricantes y son muchas las industrias (automovilística, renovable, manufacturera…) las que confían en la alta calidad de nuestros productos. Estos lubricantes, desarrollados en nuestro centro tecnológico de Hamburgo, aseguran una mayor vida útil y menores costes de mantenimiento y reparación, cumpliendo con las exigencias técnicas de fabricantes de referencia como CAT, Wartsila, Jenbacher, Roll Royce, Perkins, y MAN.
Nuestros lubricantes garantizan la protección contra golpeteo del motor, formación de sedimentos y desgaste de componentes, además de mantener la eficiencia del sistema en condiciones extremas. La gama Mysella S3, S5, S6, y S7 ultra, está diseñada para todos los motores actuales de plantas de cogeneración, tanto de gas natural como de gas agrio. Además, ofrecemos la gama Argina para motores de fuel y sistemas de seguimiento y control analítico, lo que permite una detección predictiva de anomalías.
Shell España, a través de Shell Energy y de Shell Lubricants, es un partner estratégico para la industria de la cogeneración y ofrece soluciones energéticas competitivas y flexibles y lubricantes de alta calidad para el excelente mantenimiento y funcionamiento de las maquinarias.
Con esta publicación arranca la cuenta atrás para que el Gobierno pueda anunciar la convocatoria de subastas de 1.200 MW, que esperan cientos de industrias para invertir en competitividad, descarbonización y digitalización, tres claves fundamentales de la transición energética de la industria en España. Los cogeneradores confiamos que el MITERD ultime en pocas semanas este marco de inversión, ya anunciado y tramitado en 2022, y anuncie la convocatoria de inversión a la que podrían concurrir unas doscientas industrias, y que supondrá más de 800 millones de euros para afianzar la producción en España.
ACOGEN – Asociación Española de Cogeneración | A. de Baviera, 15-bajo | 28028 Madrid Tel.: 91 724 03 69 | Fax: 91 577 47 10 e-mail: acogen@acogen.es | www.acogen.es
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