Nuevos marcos para aunar descarbonización y competitividad industrial
La energía es el factor determinante de la competitividad de las industrias que afrontan el compromiso de la descarbonización en la transición energética. Sin competitividad es evidente que ni habrá descarbonización ni tampoco habrá industria. Por ello, la política energética y la industrial deben aunarse en la transición energética tomando como ejes centrales e inseparables la descarbonización y la competitividad.
En tres décadas de su historia en España, la cogeneración ha demostrado ser una herramienta eficaz para aportar competitividad a los sectores industriales calorintensivos, impulsar el desarrollo del sistema gasista -posibilitando la extensión de las redes y su operación y crecimiento sostenibles-, y para aportar al sistema eléctrico generación distribuida de proximidad, con garantía de potencia, síncrona y eficiente.
Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) se ha hundido en FEB a 40 €/MWh, -34,1 €/MWh (-46%) respecto ENE (74,1 €/MWh) debido a mayor producible renovable, y menores demandas, precios de gas y del CO2.
Precio interanual futuro Dated Brent repunta +4,5% frenado por revalorización del Tipo de cambio US$/€ de +1,3%, con una subida neta media de +0,8% en los precios variables del suministro de gas a cliente final en España…
El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa vuelve a caer en FEB 2024 a 55,8 €/tCO2. MAR lleva acumulado un ajuste de reversión al alza hasta los 56,5 €/tCO2 con presión bajista por la inflación que en parte…
El jueves 22 de febrero, la Asociación de Comercializadores Independientes de Energía (ACIE) celebró su 25 aniversario en el Palacio Neptuno de Madrid, en el que ACOGEN estuvo presente. El día 29 tuvo lugar la reunión del Comité Rector del Club Español de la Energía (ENERCLUB), del que ACOGEN forma parte. Ese mismo día también se presentaron los resultados de la encuesta “Cogeneration Snapshot Survey”…
Cadena COPE Castellón entrevista al director general de ACOGEN para conocer la situación del sector. «Llevamos más de 2 años duros esperando soluciones, que pasan por la publicación de nuevo marco para operar y de las subastas«, declaraba Javier Rodríguez, afirmando que «la cogeneración ahorra energía al país, ahorra emisiones y hace más competitivas a nuestras industrias«.
Biometano y CAEs, soluciones para la descarbonización de la industria cogeneradora
Hoy en día la cogeneración se enfrenta a varios desafíos y, por lo tanto, la industria asociada también. Entre los más relevantes está la descarbonización de la actividad, para la cual están emergiendo dos soluciones, entre otras, como impulsores significativos: el Biometano y los CAEs (Certificados de Reducción de Emisiones).
Con el impulso que Europa está brindando para reducir las emisiones de carbono y abordar el cambio climático, el biometano está cobrando cada vez más fuerza como un recurso prometedor para transformar la industria española, sustituyendo al gas natural convencional.
En primer lugar, el biometano representa una solución innovadora para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en la industria. Al aprovechar los residuos orgánicos, como los desechos agrícolas, ganaderos o urbanos, y someterlos a procesos de digestión anaeróbica, se produce biogás, que luego puede ser purificado y convertido en biometano.
Este combustible renovable posee un perfil de emisiones netas de carbono que puede llegar a ser negativo, dependiendo del tipo de residuo utilizado. Esto implica que su empleo no solo no contribuye al calentamiento global, sino que puede contrarrestarlo. Por lo tanto, la adopción del biometano como combustible puede brindar un aporte significativo a las industrias en el cumplimiento de los objetivos de reducción de emisiones establecidos en acuerdos internacionales como el Acuerdo de París.
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-marzo-2024/#editorial
Nuevos marcos para aunar descarbonización y competitividad industrial
La energía es el factor determinante de la competitividad de las industrias que afrontan el compromiso de la descarbonización en la transición energética. Sin competitividad es evidente que ni habrá descarbonización ni tampoco habrá industria. Por ello, la política energética y la industrial deben aunarse en la transición energética tomando como ejes centrales e inseparables la descarbonización y la competitividad.
En tres décadas de su historia en España, la cogeneración ha demostrado ser una herramienta eficaz para aportar competitividad a los sectores industriales calorintensivos, impulsar el desarrollo del sistema gasista -posibilitando la extensión de las redes y su operación y crecimiento sostenibles-, y para aportar al sistema eléctrico generación distribuida de proximidad, con garantía de potencia, síncrona y eficiente.
Paquete de hidrógeno y gases descarbonizados
El Consejo de Europa llegaba a un reciente acuerdo para el paquete de medidas para la descarbonización de los mercados del hidrógeno y del gas, con propuestas de Reglamento y Directiva que establecen normas comunes para los mercados interiores del gas natural, los gases renovables y el hidrógeno. Así, Europa abre camino a reemplazar el 66% del gas natural a gases renovables e hipocarbónicos a 2050, un objetivo de largo alcance que atañe a las infraestructuras, mercados específicos y planificación integrada de los sistemas energéticos, algo que debe realizarse promoviendo la competitividad industrial y protegiendo a los consumidores para alcanzar la neutralidad climática.
La cogeneración es una técnica de eficiencia energética promovida por la UE con marcos específicos de desarrollo en los diferentes Estados miembros y mecanismos regulados en evolución que pueden aportar ventajas adicionales para impulsar la descarbonización a la par que la competitividad.
En España, la cogeneración está preparada para acrecentar el futuro integrado de los sistemas energéticos descarbonizados aparejados con la industria. La cogeneración es compartida por el 20% de nuestro PIB industrial, que emplea el 15-20% de la demanda nacional de gas (el 30-35% del total de la industria) y genera el 7-10% de la electricidad nacional: una medida eficaz con gran alcance a escala nacional.
Avances tecnológicos, flexibilidad, H2 y gases renovables “ready”, generación distribuida, captura y uso de CO2 competitivos
Desde hace tres años, la transformación tecnológica y operativa de la cogeneración industrial ha sido impresionante. Hoy, más del 80% del sector tiene un funcionamiento flexible, capaz de regular y alternar en minutos producciones energéticas en sus industrias para gestionar la variabilidad y volatilidad de los mercados energéticos. Así, las industrias pueden optar por los vectores energéticos más competitivos en las diferentes horas y situaciones del año.
También, los fabricantes de equipos de cogeneración –motores y turbinas– han logrado un desarrollo tecnológico espectacular que permite adaptar equipos existentes y nuevos para utilizar mezclas variables de hidrógeno, biometano y otros combustibles.
Como generación distribuida en los puntos de consumo y sus cercanías e implantada en todo el territorio nacional y con acceso a las redes, la cogeneración asegura un desarrollo geográfico y socialmente distribuido, a lo que suma sus características de garantía de potencia y generación síncrona para aportar seguridad y calidad de suministro a la operación del sistema eléctrico.
La viabilidad de la captura del CO2 en las cogeneraciones para su uso como materia prima es una realidad hoy. En sinergia con la producción de H2 renovable, el CO2 de la cogeneración está habilitado para la producción de “combustibles líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico” (denominados “RFNBO”), claves para descarbonizar industrias y transportes terrestres y marítimos.
Añadir políticas de demanda
Además de las políticas de impulso a la producción —como las habilitadas en el sector del biometano y el H2 que están desplegando a gran escala en España—, es necesario complementarlas habilitando políticas y medidas que actúen sobre la demanda: la cogeneración es un instrumento óptimo para ello, una actividad regulada que comparte producción y demanda.
Alemania anunciaba hace unos días un nuevo esquema pionero en Europa a través de “Contratos Climáticos” en sus principales sectores industriales, mediante contratos bidireccionales de carbono por diferencia (CCfD) para compensar a las empresas industriales por los costos adicionales de cambiar a procedimientos climáticamente neutros, capaces de aportar seguridad en precios (es decir, competitividad) a la par que descarbonización durante 15 años, lo que beneficia especialmente a las pequeñas y medianas empresas en sus esfuerzos de transformación. Inicialmente destinarán 4.000 millones de euros con el objetivo de mantener la producción industrial en Alemania, pero siendo producción con neutralidad climática. Para ello se generan nuevos esquemas e instrumentos con menor burocracia y mayor pragmatismo, más allá de una simple política industrial sobre los precios e impuestos de la energía.
Inminente llegada de la nueva metodología
Los cogeneradores confiamos en el compromiso de la Administración de publicar la nueva metodología retributiva en este primer trimestre. El sector necesita un nuevo marco operativo como punto de partida para el de subastas por 1.200 MW, que conlleva la inversión de más de 800 millones de euros en cogeneración y movilizará mayores inversiones en otras tecnologías energéticas de descarbonización y capacidades productivas en nuestras industrias.
La cogeneración colabora para garantizar la producción industrial en España. Y además puede acrecentarla de la mano de la integración de tecnologías, potenciando sinergias y dialogando para lograr marcos eficaces y a tiempo. Hay que favorecer la confianza entre la industria y el sector energético para desarrollar una potente economía industrial capaz de realizar una descarbonización con competitividad y con eficiencia.
Javier Rodríguez
Director general ACOGEN
Mercados y precios energéticos
Precios electricidad
Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) se ha hundido en FEB a 40 €/MWh, -34,1 €/MWh (-46%) respecto ENE (74,1 €/MWh) debido a mayor producible renovable, y menores demandas, precios de gas y del CO2.
El aumento de la volatilidad y del nivel de los precios del pool coinciden con el inoportuno cambio regulatorio establecido a inicios de Julio 2021, amparado por transposición de medidas paneuropeas. Nuevas reglas del pool:
Los límites mínimos y máximos de los precios horarios del pool (mercado diario) han pasado de la banda inicial [0, +180 €/MWh] a la nueva banda [-500, +3.000 €/MWh]. Aún no se ha notado el efecto de que se pague por consumir energía (precios negativos), equivalente a que los generadores paguen por no parar y arrancar de nuevo, e inclusive se pueda cobrar por bombear (cargar) aguas arriba de un embalse (una batería) para turbinar (descargar) en horas de precios altos (positivos).
Los límites mínimos y máximos de los precios horarios de los mercados intradiarios (continuos) han pasado de la misma banda inicial [0, +180 €/MWh] a la nueva banda [+/-9.999 €/MWh], máximo valor que permite el display/campo de la plataforma electrónica del mercado, una auténtica locura sin pies ni cabeza, un disparate que no tiene ninguna justificación técnico-económica-financiera-ambiental-legal.
Las subidas del precio del pool desde Julio 2021 se deben en parte a estos límites, porque se permite superar el coste de oportunidad de los techos pactados (180 €/MWh) al liberalizarse el mercado eléctrico hace más de dos décadas, (mediante pacto entre todos los agentes del mercado: generadores, comercializadores, representantes de las asociaciones de consumidores y gobierno), induciendo un incentivo perverso a los agentes del mercado que pueden ejercer su poder de mercado en los precios, además de incrementar el valor del agua de los embalses anuales e hiperanuales, así como del valor del agua para turbinar (producción hidráulica) o almacenar agua a medio/largo plazo, y del arbitraje de precios con plantas de bombeo (puro y mixto) y baterías (sistemas de almacenamiento) a corto plazo.
Las nuevas reglas prevén una segunda casación cuando el precio del mercado resulte fuera de la banda -150 y +1.500 €/MWh para tratar de inducir ofertas dentro de esa banda. Pero siguen siendo límites descabellados. Se baraja un aumento del techo actual a los 4.000 €/MWh, lo cual puede agravar aún más el problema.
Desde la perspectiva del commodity como tal, no se justifican los precios de los mercados primarios a los niveles desorbitantes que se han estado sometiendo y siguen arruinando a los consumidores con la mano blanda de los reguladores y poderes políticos y judiciales, nacionales y paneuropeos. Precisamente esto es parte del origen del proceso inflacionista. Si nadie pone freno, Europa entrará en una pobreza energética para todos los sectores de consumo: residencial, comercial, industrial y la propia administración pública. Los precios se han dado un respiro, pero hay drivers de geopolítica energética que están presionando los precios al alza.
Volviendo al análisis de los precios, el precio anual carga base de 2022 ha cerrado en 167,5 €/MWh, sin incluir el ajuste del gas, lo cual supone un nivel muy superior al máximo más reciente (2018: 57,3) y menos reciente (2008: 64,4). De hecho, las medidas paliativas establecidas desde 16 Sep 2021 (bajada de los Cargos del Sistema y del Impuesto Especial sobre la Electricidad) hasta 31Dic2021 y las nuevas medidas del 31Mar2022, extendidas hasta 31Dic2022, y la actualización a lo largo de 2023, más las recientes y menos ambiciosas aprobadas hasta 30Jun2024, han sido y siguen siendo insuficientes y en la mayoría de casos no han favorecido a todas las industrias.
Para 2024 se han aprobado algunas medidas paliativas que implican subidas de los costes energéticos para consumidores. El 27 de diciembre de 2023, el Consejo de Ministros, a petición del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), ha incluido en el Real Decreto-Ley 8/2023 por el que inicia la retirada gradual de las medidas en materia fiscal en el ámbito de la energía aprobadas durante el 2022 y que has visto reflejadas en la factura de 2023. Dicho RDL prórroga varias de las medidas temporales establecidas para hacer frente a la crisis energética derivada de la guerra de Ucrania, cuya vigencia terminaba el 31 DIC 2023. Las tres medidas globales son:
El IVA pasa a ser del 10% en vez del 5%. Desde 1 Ene y hasta 31 Dic 2024. Sólo para consumidores de menos de 10 kW. 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% hasta 30 Jun 2024. Por tanto, volverá a 5,1127% a partir 1 Jul 2024.
El Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica (IVPEE) será del 3,5% hasta marzo y pasará a un 5,25% hasta junio. Volviendo al valor del 7% desde 1 Jul. De forma excepcional y transitoria, el IVPEE se suspendió para el tercer y cuarto trimestre de 2021 y para los años 2022 y 2023. Aquella medida ha supuesto que las retribuciones correspondientes a la electricidad incorporada al sistema durante el referido periodo de suspensión quedan exoneradas del impuesto.
Según las consideraciones expresadas en el citado RDL, la situación de los mercados y las previsiones de los precios para 2024 hacen que el Gobierno opte por una retirada gradual de las medidas de ayuda. Los precios de gas y electricidad han bajado a niveles razonables, de momento, por efecto de menores precios del gas y de la demanda debido a condiciones meteorológicas favorables, 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 este varapalo. Mal momento para subir la recaudación fiscal. La primavera nos dará un respiro especialmente por la Semana Santa y el buen tiempo atmosférico.
Los precios del pool ya estaban elevados antes del 24F/2022 (inicio conflicto Rusia-Ucrania), si bien la guerra y las sanciones contra Rusia han provocado un repunte mayor de los precios de todos los combustibles y mercados mayoristas, que han estado y siguen asfixiando a los minoristas, porque aún NO hemos bajado a niveles razonables para competir en un mercado globalizado. La reactivación del conflicto en Gaza, por militares de Hamas contra civiles judíos, ha presionado al alza los precios internacionales del petróleo y del gas, pero al parecer han tocado máximos y han empezado a relajarse.
De hecho, el Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2023 ha cerrado a 87,1 €/MWh. El futuro 2023 ha cotizado en contango respecto a 2020 con valores mínimo 39,9, medio 79,1 y máximo 351,0.
Para 2024 la estimación (benchmark) sube a 57,5 €/MWh, por repuntes de los futuros desde Junio, muy por encima de la media histórica del pool. El 2020 ha sido el mínimo del histórico (34,0 €/MWh) debido fundamentalmente al efecto de la pandemia Covid-19 (menor actividad económica/industrial, menor demanda, menor precio de los combustibles y CO2). Pero nadie se esperaba que en tres años el precio anual se multiplicase por 5 veces y haya cerrado a más de dos veces y media (+256,5%), sin incluir eventual ajuste del gas en 2023.Para 2024 vemos que la subida esperada respecto al 2020 es de casi el doble (169,4%). Desde luego, la Comisión Europea ha tardado en concluir que los mercados de electricidad, CO2 y hubs de gas estaban totalmente descontrolados, sin tomar medidas eficaces, y seguimos en panorama crítico. Europa y ningún país se puede permitir el lujo de arruinar la poca industria que aún sigue sobreviviendo y hundir en la miseria energética a consumidores domésticos, PYMES, industrias, comercios y autónomos. Los diversos sectores de la economía están enfrentando una crisis presupuestaria sin precedentes con estos precios tan desmesurados. Ya no hay colchón, no hay posibilidades de supervivencia empresarial si los precios no vuelven a niveles razonables. Seguimos en un estado de emergencia energética. Si paseamos por cualquier calle, ya se aprecian locales cerrados, y muchas empresas están dejando de producir, hay escasez de productos manufacturados, inclusive en el sector farmacéutico. Pinta muy mal el medio plazo. Lo peor es que no se vislumbra un golpe en la mesa y medidas contundentes de nuestros gobernantes a nivel nacional y europeo. La esperanza es lo último que se pierde, pero si alguna solución llegase, será probablemente muy tarde para muchas empresas y autónomos, que no sobrevivirán a este proceso de precios energéticos fuera de control.
Las comercializadoras están asfixiadas por aumento de “pufos” (posiciones deudoras) de clientes morosos. Los bajos ratings (scoring) financieros están introduciendo ciertas dificultades en las renovaciones de contratos. En muchos casos, las aseguradoras no están cubriendo el riesgo de crédito o impago, y las comercializadoras no pueden asumir ese riesgo del todo. Podría inducirse o brindar apoyo financiero en ese sentido de parte del gobierno para no encarecer aún más el suministro a cliente final. Las comercializadoras en algunos países de nuestro entorno están empezando a cerrar sus operaciones y abren campañas de ventas sólo para ciertos segmentos de clientes preferentes. La situación comercial sigue de mal a peor.
Las nuevas estrategias que han preparado en Bruselas recién aprobadas y pendientes de transposición en los países miembros NO parece que vayan a resolver los problemas estructurales de poder de mercado, especulación, organización y estructura de los sectores energéticos que impide mayor competencia, eficiencia económica y bienestar social. Ojalá nos equivoquemos.
No se alegra quien no quiere, hace seis meses los precios de 2023 estaban en contango respecto al 2022, pero la bajada del gas antes del verano ha revertido la curva de precios forward, pasando 2023 a backwardation, pero con niveles más altos para los futuros a largo (2025-2029) y muy largo plazo (2030-2034). PPA’s han tocado máximos a mediados de OCT con una fuerte caída desde NOV.
Año 2020 ha cerrado a 34,0 €/MWh. Representa el valor anual mínimo del registro histórico desde cuando ha empezado el mercado de derechos de emisiones de CO2 (Año 2005), fecha que marca un antes y un después en los mercados europeos con un impacto actual del coste de oportunidad del CO2 que ya alcanza el precio medio histórico pool 2020 (factor de emisión del 37% para las plantas CCGT).
Año 2021 ha cerrado a 111,9 €/MWh por los repuntes del gas y su repercusión en los precios del pool desde julio 2021 (subida límite superior). El problema Rusia-Ucrania ha venido después (FEB 2022).
Año 2022 ha cerrado a 167,5 €/MWh, debido a elevados precios del gas (antes y después del citado conflicto), sin incluir el ajuste del gas de 15 JUN a 31 DIC.
Los futuros desde 2023 (benchmark) hasta 2034 muestran un perfil en backwardation respecto a 2022, pero curva forward muy plana y niveles altos, síntoma de desconfianza y falta de liquidez (entre 49,7-50,5) actuando como falso suelo.
Aquellas empresas con visión largo-placista pueden suscribir PPA’s para una parte de su consumo, y si aún no lo han hecho, ahora los precios han mejorado mucho para asegurar presupuestos competitivos a largo plazo, gestionando el riesgo hacia adelante (desde Abril hasta Dic 2034). La coyuntura energética podría prolongarse en el tiempo si no concluye el conflicto Rusia-Ucrania y el de Israel-Palestina en Gaza, aunque de vez en cuanto se toman un descanso (tregua). La fuerte caída del precio del gas 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. En NYMEX se está notando un correctivo de los precios a la baja, en parte por las campañas electorales a lo largo de este año. Por otro lado, ciertos países están reduciendo su oferta de gas por falta de inversión a boca de pozo. EEUU ha abierto la posibilidad de inversión en hidrocarburos en Venezuela, como posible estrategia para mitigar el riesgo de aprovisionamiento por los citados conflictos bélicos, pero eso podrá beneficiar a EEUU, y no necesariamente a Europa. Cabe destacar que en este mes de marzo se están detectando ataques a infraestructuras energéticas en Rusia y 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.
Antes del ajuste por supuesto tope de gas eliminado el 31Dic 2023, los PPA’s con renovables cotizaban a niveles de aprox. 82 €/MWh con fuerte tendencia alcista por niveles de precios a partir de Jul 2022. Desde 12 Julio 2022, en OMIP ya contamos con productos PPA a 5 años y 10 años, que están induciendo señales más competitivas, pero no creemos que sea por mucho tiempo, por las presiones alcistas.
El PPA Carga Base del lustro de Ene 2024 a Dic 2028 prácticamente se ha mantenido en mismo nivel, en torno a 67,2 €/MWh hasta su última cotización (28 Dic 2023).
PPA a 5 años empezando en 2025 sí que ha caído significativamente de 63,5 a 55,6 €/MWh (-7,8 €/MWh, -12,4%), hace dos meses, y el mes pasado a 52,3 (-3,4 €/MWh, -6,1%), manteniendo ese nivel en este mes.
PPA carga base a 5 años empezando en 2026 ha empezado a cotizar el 2 Ene 2024 a 61,1 bajando hasta 55,4 €/MWh hace dos 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.
PPA carga base a 10 años empezando en Ene 2024 y hasta 31 Dic 2033 subió por efecto de niveles de precios más altos a largo plazo, pasando de 60,9 a 61,7 €/MWh a finales de año pasado.
PPA carga 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 hace dos meses, perdiendo 3,2 €/MWh, y en FEB ha caído a 52,3 (-2,3 €/MWh, -4,2%). En MAR ha corregido a 51,2.
NOVEDADES IMPORTANTES: Brusca caída de los precios a corto y medio plazo, y efectos de curva del Pato en los perfiles de los precios por el aumento progresivo de la expansión de la generación Solar Foto-Voltaica. El perfil solar se sigue abaratando respecto al perfil Base. Hace poco más de 9 meses, los precios Carga Solar eran unos -3,0 y -3,5 €/MWh inferiores a precios Carga Base. Pero desde JUN 2023, la diferencia ha cambiado espectacularmente (entre -18 y -21 €/MWh). En NOV, el precio Solar ha pasado de estar entre un 3% y 7% a estar entre un 21% y 42% respecto al precio Base desde el verano. En DIC tenemos unas diferencias más centradas en torno al 30%-31% y lo mismo en ENE, FEB y MAR. Podéis ver comparaciones de perfiles Solar y Base en fichero Excel, Output 0, para ver detalle de dichas diferencias.
Los precios PPA’s carga solar a 5 años empezando en 2024 revirtieron bruscamente desde MAY-JUN-JUL 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.
Empezando en 2025 los PPA’s carga solar a 5 años han caído a 60,1-40,8-39,5 €/MWh en MAY-JUN-JUL. Pero en SEP han repuntado a 42,6, OCT a 48,9 y NOV a 49,1. 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 actualmente ha revertido al alza hasta 36,8.
Los PPA’s carga solar a 5 años desde 2026 han caído a niveles en torno a 38,5 €/MWh en ENE y a 36,2 en FEB, y en la actualidad a 35,6 (-2,3 €/MWh, -6,0%).
Los PPA’s carga solar a 10 años desde 2024 hasta 2033 han caído a niveles de 56,3-37,6-37,4 €/MWh en MAY-JUN-JUL. Pero en SEP han repuntado a 40,3 y en OCT a 45,0, cayendo a 43,0 en NOV, y también en DIC a 41,8.
Los PPA’s carga solar a 10 años desde 2025 han caído a niveles en torno a 37,7 €/MWh en ENE y a 36,4 en FEB, y en la actualidad a 35,7.
La decisión de un PPA carga Base o Solar, comenzando en 2026 ó 2025 en vez de hacerlo desde Abril 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). Esa inflexibilidad es realmente una restricción regulatoria que impide la cobertura óptima de la demanda de los suministros. Con los tiempos que corren, debería permitirse una actualización mensual o semanal o diaria de dicho coeficiente a nivel horario.
En ciertas regiones (comunidades autónomas), parece que existen menores restricciones (15 km) para autogeneración compartida, lo cual debería de extenderse a nivel nacional.
El nuevo cambio regulatorio del pool orquestado desde las autoridades europeas a cada Estado miembro para implantar precios cuarto-horarios va a aumentar aún más la volatilidad de los precios del mercado mayorista. Los nuevos precios del pool nos aproximarán al equilibrio de oferta y demanda de energía eléctrica en los mercados de regulación secundaria y terciaria, coincidiendo con la medida de los contadores de electricidad fiscales (potencia máxima cada 15 minutos), cuando debería medirse y facturarse el consumo real cuarto-horario (la tecnología lo permite). Pasaremos de 24 precios horarios a 96 precios cuarto-horarios en cada día (aunque inicialmente el precio sea el mismo a lo largo de una hora) el día 1 Junio 2024. Esto pondrá en cuestión el papel del Operador del Sistema y de los mercados de balances y regulación de frecuencia-potencia (banda secundaria y energía terciaria), cuyos precios hoy por hoy no tienen cobertura financiera (no existen swaps para gestión de riesgo de variación de precios de la operación técnica). Pinta un escenario ideal para impulsar las inversiones en sistemas de almacenamiento, siempre y cuando esté subvencionado (por lo menos la mitad de la inversión), pero ruinoso para los consumidores que no puedan aprovecharlo. Esto es como el coche eléctrico para quien se lo pueda permitir. Pero OJO: este cambio va a suponer sendas inversiones en los cambios de las plataformas de gestión de mercados de todos los agentes: generadores, comercializadores, distribuidores, agentes vendedores, traders: importadores y exportadores. Desde ya se deben empezar a especificar para ir implantando todos los cambios que supone este cambio temporal de los precios.
Se están planteando proyectos de hibridación con solar fotovoltaica, minieólica de eje vertical y almacenamiento para reducir el payback de la inversión en cogeneración y/o en renovables. Pero se requiere una excepcionalidad para vertidos o excedentes a la red cuando la planta de cogeneración reduce su producción por menor demanda de energía térmica.
Con el fin de impulsar el autoconsumo de proximidad, se ha aumentado (desde 1 km a 2 km) la distancia permitida entre el consumidor y las plantas de generación con tecnología fotovoltaica ubicadas en la cubierta de una o varias edificaciones. Los nuevos peajes contemplan una actualización de los peajes para estos casos, y hay que tenerlos en cuenta.
El precio del Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE) aumenta a 0,565452 €/MWh (antes 0,235) desde el día 31 Mar 2023, según Orden TED/296/2023, de 27 de marzo, por la que se establecen las obligaciones de aportación al Fondo Nacional de Eficiencia Energética en el año 2023. Se supone que esa tremenda subida es para incentivar medidas de ahorro. El valor propuesto desde abril 2024 es aún mayor: 0,960541 €/MWh pendiente de BOE.
Respecto a los cargos del sistema, desde 15 FEB 2024 se han revalidado los mismos de 2023 hasta el 14 FEB 2024, 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.
No obstante, 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.
El Término de Potencia total del ATR (Peajes y Cargos del Sistema), se actualizan tal y como se detalla en siguiente tabla, según las citadas publicaciones oficiales:
El Término de Energía total del ATR (Peajes y Cargos del Sistema), se actualizan tal y como se detalla en esta tabla, sujeto a publicación oficial de los nuevos cargos:
El precio del exceso de potencia contratada a nivel cuarto-horario se revisa a la baja:
Tarifa ATR 6.1TD: -2,7%.
Tarifa ATR 6.2TD: -1,6%.
Tarifa ATR 6.3TD: -1,7%.
Tarifa ATR 6.4TD: -0,8%.
Los coeficientes de penalización (K) de excesos suben en periodos p3 y p4, y bajan resto de periodos, manteniéndose los coeficientes en super-punta (p1).
Se mantienen las penalizaciones de reactiva según el factor de potencia (Coseno PHI).
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).
Muchos CEI’s reconocidos legalmente como tal, e inclusive habiéndose renovado la autorización administrativa recientemente como CEI, han quedado fuera del nuevo Estatuto, y recibieron notificación previa de baja por supuesto incumplimiento (no pertenecer a sectores habilitados), permitiendo 10 días hábiles para presentar alegaciones, quedando abierta la posibilidad de presentar posteriormente recurso contencioso administrativo por daños patrimoniales y daños y perjuicios derivados principalmente por obligaciones de suscribir PPA’s e implantar la ISO ambiental 50.001. Aparte de disponer de derechos adquiridos es un trato arbitrario y discriminatorio, sin ninguna medida paliativa. Otra inseguridad jurídica amparada en decisiones de la Comisión Europea. El nuevo Estatuto podría suponer devolución (y sanción) de ayudas percibidas, pues de momento cambia las obligaciones/exigencias sin el debido consenso con los consumidores industriales y PYMES. Se desconoce aún si habrá que aprovisionar la eventual devolución de las ayudas que se podrían estar percibiendo en 2023 derivadas de las convocatorias de ayudas anteriores (2021), caso de reclamación administrativa por ingresos indebidos. No se puede seguir consumiendo con este tipo de incertidumbres. Los plazos de cumplimiento de informe de eficiencia energética deberían ampliarse tanto para la convocatoria de ayudas en 2022 (vencieron 31.12.2023) como en 2023 (30.04.2024). No hay tiempo ni recursos suficientes para cumplir con esos plazos. La implantación del Sistema de Gestión de la Energía auditado y certificado según la norma UNE-EN ISO 50001, supone un largo proceso con tremendos sobrecostes y recursos imprevistos, que no están siendo debidamente compensados con las escasas ayudas de las convocatorias. Aún es posible relajar el plazo para ayudas del 2023. El nuevo gobierno puede y debería hacerlo. Si no lo hace, podrían ponerse en riesgo a los CEI’s.
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 repunta +4,5% frenado por revalorización del Tipo de cambio US$/€ de +1,3%, con una subida neta media de +0,8% 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, obligándolas a cierres temporales o nuevos ERTE’s. Las ayudas iniciales del gas para las industrias han sido muy restringidas a unos pocos sectores, excluyendo a la inmensa mayoría de las industrias que están en riesgo de cortes de gas por retrasos en los pagos. Estamos viendo despidos o reducciones de personal desde finales 2022 y esto podría contagiarse en Europa en general si no se hace nada eficaz para evitarlo.
El precio interanual del hub de gas España-Portugal (Mibgas), revierte al alza +12,3% debido a la subida de los precios internacionales de gas. Los hubs de gas europeos, el TTF y NBP también repuntan +10,6% y +14,2%, respectivamente. En el mismo sentido, el gas Henry Hub de EEUU, índice NYMEX, repunta de forma más moderada +8,6% en parte debido a campañas electorales a la presidencia hasta finales de año.
Los futuros del gas natural del Reino Unido están superando los 72 peniques por termia en la segunda quincena de marzo, un nivel a corto plazo que despierta todas “las alertas”. Si vemos los futuros europeos de gas natural TTF, están superando los 29 €/MWh, marcando precios más altos día a día alcanzando el nivel más alto desde principios de febrero. Todo ello debido a las crecientes preocupaciones sobre el suministro global de gas. Los cortes de energía y mantenimiento en Noruega y las reparaciones en la terminal de GNL de Freeport en Texas han provocado una reducción de los flujos, y se espera que los trabajos en esta última continúen hasta abril. Por otro lado, los ataques ucranianos a las refinerías rusas, la previsión de energía eólica por debajo del promedio en el noroeste de Europa y la creciente demanda en Asia han aumentado la ansiedad y especulación del mercado internacional. Aun así, los precios del gas natural están aproximadamente a la mitad de los niveles observados en octubre. Sin embargo, con el fin de la temporada de calefacción en Europa, la producción estable de Noruega, el papel cada vez mayor de la energía solar y el mantenimiento de los inventarios europeos en aproximadamente el 59% de su capacidad, hay algunos factores que esperamos frenen el aumento de los precios del gas.
Cuesta entender cómo se importa gas de EEUU, principalmente extraído mediante la técnica de fractura hidráulica (Shale Gas), y aquí los políticos supranacionales no hacen nada para que los Estados Miembros de la Unión Europea autoricen extraer gas de yacimientos autóctonos. Por eso la producción del gas de EEUU sigue elevada, llegando a niveles de saturación de su nivel de producción / extracción de gas para exportar lo máximo posible a Europa en barcos metaneros. EEUU está aprovechando los efectos de la guerra Rusia-Ucrania. El precio de venta (importado) de EEUU incluyendo coste de licuefacción, seguros y fletes de embarque/costes de logística y transporte por barcos metaneros, y coste de regasificación está resultando muchísimo más barato que el de los hubs europeos, incluido el del Mibgas, beneficio que no está redundando en abaratar el gas en España, sino en exportarlo parcial o totalmente. La diferencia podría justificar un gasoducto marino cruzando el Atlántico o bien desde las Costas de las Islas Canarias, independientemente de quién lo extraiga/venda (Marruecos/España).
El índice del carbón internacional (ARA) revierte fuertemente al alza +23% respecto a valores interanuales de hace un mes. Mayor demanda de carbón (inducida) en Occidente, especialmente en Alemania y Polonia, y también Japón y Corea del Sur por efecto de gas encareciéndose. Vemos demanda de carbón (de menor calidad) reactivándose en China y la India. Los futuros del carbón están rebasando los 130 dólares americanos por tonelada, mientras los inversores sopesan el exceso de oferta en China frente a la reducción de las exportaciones de Rusia. Las sanciones y el aumento de la competencia han provocado una disminución de las exportaciones de carbón de Rusia a Asia. Las exportaciones de FEB cayeron un 21,6% en comparación con el año anterior. Por otro lado, a pesar de la creciente demanda, no se espera que China aumente las importaciones de carbón en 2024, lo que genera preocupaciones sobre un exceso de oferta en el mercado. De hecho, China extrajo 705 millones de toneladas métricas de carbón en los dos primeros meses del año, frente a los 734 millones del año anterior. Además, Shanxi, la principal provincia productora de carbón de China, está implementando nuevas políticas de producción para estabilizar la producción y evitar la sobreproducción. Por el contrario, la dependencia de la India del carbón sigue siendo fuerte, ya que la generación de electricidad a partir de carbón alcanzó un nuevo máximo en enero de 2024, a pesar de los esfuerzos por impulsar las fuentes de energía renovables.
Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 79,5 a 83,1 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,0792 a 1,0934 US$/€.
La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 26,4 a 29,7 €/MWh.
La media interanual de los futuros del TTF pasan de 27,3 a 30,2 €/MWh.
La media interanual de los futuros del NBP (UK) pasan de 67,4 a 77,0 peniques/termia.
La media interanual de los futuros del NYMEX pasan de 2,4 a 2,6 US$/MMBtu.
Los targets del Dated Brent pasan de 77,6-73,7-71,4 US$/barril a finales de 2024-2025-2026, a niveles de 80,9-75,7-72,5, respectivamente. Curva forward mantiene perfil backwardation.
Los targets del euro frente al dólar americano pasan de 1,0855–1,1038-1,1216 a finales de 2024–2025- 2026 a 1,0990-1,1194-1,1377, respectivamente. Perfil contango favorable.
Los targets del TTF pasan de 31,0-30,8-28,8 €/MWh a finales 2024-2025-2026, a niveles de 33,07-33,09-29,9, 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 26,3-28,0-26,5 €/MWh para 2024-2025-2026 a niveles de 29,0-30,4-28,4, respectivamente. El 2023 ha cerrado a 39,2 más de un 60% inferior al escandaloso precio de 2022 (100,0 €/MWh).
El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha caído en FEB 2024, cerrando media mensual a 25,4 €/MWh, lo cual supone una reducción de -4,3 €/MWh, -14,6% respecto ENE 2024 (29,7 €/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 se anticipa una escalada en MAR a partir de 27,2 h hasta un nivel de unos 31 €/MWh en último trimestre 2024.
Existe un riesgo latente de que el gas repunte por encima de los 35-40 €/MWh, debido a consecuencias de los conflictos entre Rusia/Ucrania e Israel/Hamas. 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).
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. NO existe industria capaz de resistir un coste de materia prima tan elevado durante tanto tiempo.
Cabe intuir que las multinacionales gasistas podrían 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. Nuestros políticos europeos deberían darse un baño de humildad empezando por aceptar su afán de aumento de la recaudación fiscal derivada de la energía para compensar el creciente e irrefrenable y exagerado gasto público. Los consumidores energéticos están terminando de perder la confianza en los políticos. Supone un desgaste político que debería conducir a establecer un Pacto de Estado para unirse en esta emergencia energética nacional y europea, y consultar al ciudadano alternativas regulatorias más eficaces.
Los países asiáticos están sustituyendo a Europa como destino del gas ruso y de Oriente Medio, cerrando aprovisionamientos a largo plazo con más de dos terceras partes del gas mundial, dejando menos de una tercera parte a los países europeos. Sin duda el control de los precios de los mercados gasistas internacionales por estrategias de geopolítica energética viene y seguirá condicionando la competitividad de las industrias europeas. Y Europa sigue sin decidir la extracción del gas autóctono. Excesivo optimismo respecto a disponibilidad del gas almacenado o importable a Europa.
La falta de importación de gas barato de Argelia a España también está repercutiendo en la especulación del precio del gas desde otros países. Ojalá que España y Argelia puedan entenderse y restablecer las transacciones de gas. De hecho, casi todo el gas que venía por el Magreb se dedicaba a suministros acogidos a la TUR de gas. El aumento de las importaciones de gas de EEUU puede compensar las reducciones del gas de Rusia y Argelia, pero no por mucho tiempo. Quizás el proyecto de extracción de gas de Marruecos en las costas cercanas a Canarias, permita disponer de un gas más barato que el de Argelia.
Si tenemos en cuenta los futuros a lo largo de 2022 del Mercado Secundario de Gas y vemos el cierre anual finalmente a 100,0 €/MWh, resulta cuanto menos curioso y se puede entender como un precio objetivo (target) alcanzado (cifra redonda).
Tengamos en cuenta de que, en el año 2020, el MIBGAS ha cerrado a 10,2 €/MWh, el menor precio anual desde que arrancó a mediados de Dic 2015, debido a la menor actividad económica y menor demanda de gas. Pero para la industria es terrible que un commodity se multiplique casi 9 veces (878%) en dos años (2022) y aunque se diga que está cayendo, ha cerrado a 4 veces superior en 2023 (39,2 €/MWh) y 3 veces viendo el valor previsto para 2024-2025 (en torno a 29-31 €/MWh). La cogeneración y la industria en general difícilmente van a poder sufragar el encarecimiento de los costes de la materia prima con los nuevos contratos de aprovisionamiento de gas previstos para 2024 (un precio final sobre el consumo en torno a 55-60 €/MWh). Se verán obligados a subir los precios de los productos manufacturados para evitar cierres o paradas hasta que pase esta coyuntura que se está alargando demasiado en el tiempo (por lo menos hasta 2026). La nueva revisión de los precios regulados de la cogeneración con régimen retributivo parece que va a ayudar a compensar las pérdidas que se vienen arrastrando desde 2021. Ello redundará en beneficios para los consumidores (precios más competitivos) y al medio ambiente (menos emisiones de CO2) y a trabajadores (menos parados), entre otros. Sin duda esto podría ayudar a cumplir algunos objetivos del plan de ahorro y eficiencia energética, ya que las fábricas asociadas NO tendrían que sustituir la energía térmica de la cogeneración por tradicionales calderas de vapor quemando combustibles fósiles con muy bajo rendimiento energético y el consiguiente aumento de las emisiones de CO2. Esperemos que no lleguemos a sufrir ese estadio de funcionamiento ruinoso para todos.
En cuanto a los contratos de gas del month-ahead (precio mercado secundario de gas para el mes siguiente) en MIBGAS, tenemos la siguiente evolución registrada recientemente:
ABR 2024: ha tenido 12 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 18 MAR), marcando MAX 28,4, medio 26,0 y MIN 24,7. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 28,8 (18/Mar/24) y la media acumulada del futuro 26,7 con Máx/Mín de 32,7/22,3.
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. Valor esperado del contado 27,2 €/MWh.
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.
La tremenda corrección (reversión) de los precios del gas internacional (TTF y NBP) 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. Lo del CO2 es un escándalo.
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 lleva cotizando 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 lleva cotizando desde 1 DIC hasta 29 FEB registrando un Max-Med-Min de 40,1-29,4-22,2 €/MWh. El Benchmark para el contado es de 27,2.
Futuro ABR 2024 lleva cotizando desde 2 ENE hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 32,6-26,7-22,3 €/MWh.
Futuro MAY 2024 lleva cotizando desde 1 FEB hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 28,6-25,5-22,4 €/MWh.
Futuro JUN 2024 lleva cotizando desde 1 MAR hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 28,3-26,1-24,4 €/MWh.
Futuro 2024 ha empezado a cotizar desde 3 Ene 2022 hasta 28 DIC 2023, con valores acumulados entre 30,3 y 193,1 y media 61,9. Última cotización a 33,8 (28 DIC2023). Media estimada del Contado para el año sube a 29,0, por debajo del valor MIN del futuro e inclusive de la última cotización.
Futuro 2025 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2023, con valores acumulados entre 26,4 y 53,7 y media 41,3. Última cotización a 30,5 (18 MAR 2024).
Futuro 2026 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2024, con valores acumulados entre 25,5 y 30,2 y media 27,8. Última cotización a 28,4 (18 MAR 2024).
La TUR para Q1 2024 ha vuelto a subir a 5,1062 c€/kWh, +9,3%, lo cual va ha generado mayores dificultades al sector doméstico para llegar a fin de mes en invierno por uso de la calefacción y agua caliente quemando gas.
Debería existir una TUR de refugio a precio fijo para consumidores industriales o gran comercio en dificultades (en vez de MIBGAS + recargo del 20%, aparte del recargo sobre costes regulados) o bien una Tarifa de Referencia temporal basada en subastas de gas a mercado libre para asegurar la supervivencia de la industria. Las compras de gas a nivel europeo no están redundando en mejoras relevantes respecto a lo que se está comprando localmente en España, si bien supone una fuente de mejora del margen bruto de las comercializadoras de gas.
La medida de indexación del precio del MIBGAS sobre el precio del MIBEL hasta 31 MAY 2023, extendida por RDL3/2023 hasta 31 DIC 2023, ha dejado de aplicarse en 2024.
Se recomienda optimizar la denominada Qd asociada al caudal diario máximo contratado, cuando el término de capacidad ha dejado de facturarse con el modo de facturación tipo 2 (banda del 85%-105%) y se paga la Qd tal cual se tenga contratada, penalizando (tres veces: factor de penalización de 3) diariamente los excesos. Toca analizar con lupa los costes repercutidos al Término de Capacidad. El RD-Ley 8/2023 prorroga la flexibilización temporal de los contratos de suministro de gas natural hasta 30 JUN 2024, pudiendo ajustarse la Qd 3 veces y una vez se puede cambiar el tipo de tarifa de peaje según consumo anual esperado.
Las coberturas de gas están a precios que empiezan a ser competitivos, pero no lo suficiente como para volver a presupuestos de hace dos años. Asegurar precios en coyunturas como la actual puede evitar nuevos incrementos, pero perder la oportunidad de recoger caídas más adelante. Los precios de los hubs internacionales están subiendo de forma repentina por el efecto Nordic Response, ataques/atentados/averías en infraestructuras rusas, 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 están arrojando mejores resultados que el MIBGAS y NBP. Para renovaciones, las fórmulas cost-plus están repercutiendo subidas aún mayores que con el TTF. Los industriales están optando a indexaciones sobre hubs de gas europeos, especialmente TTF. En ese caso, hay que prestar especial atención a las valoraciones de productos TTF Day Ahead versus TTF Month Ahead. Quien no haga coberturas de gas ahora puede que se arrepientan 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 ciertas treguas anunciadas en los conflictos bélicos en Ucrania y Gaza, así como las intervenciones y los cambios regulatorios que se están contemplando por nuestros reguladores tanto nacionales como europeos. Las nuevas medidas del gobierno en el sector gasista favorece a la industria gas intensiva. Muy importante aprovechar esas ayudas si vuelven a aprobarse para solicitarlas en plazo y forma, sabiendo que se pueden convocar en fechas determinadas.
El 2 JUN se ha publicado la Resolución de 30 de mayo de 2023, de la CNMC, por la que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte, redes locales y regasificación para el año de gas 2024. El 28 SEP se ha publicado la Orden TED/1072/2023, de 26 de septiembre, por la que se establecen los cargos del sistema gasista y la retribución y los cánones de los almacenamientos subterráneos básicos para el año de gas 2024. Ambas normativas completan así el ATR para la nueva temporada gasista (de OCT 2023 a SEP 2024).
Si tenemos en cuenta ambos conceptos (Peajes y Cargos), la parte variable de las tarifas RL8 (15-50 GWh/año), RL9 (50-150 GWh/año) y RL10 (150-500 GWh/año) suben un +15,1; +14,8; y +15,4%, respectivamente. En sentido contrario, la parte fija baja -25,8%; -29,0%; y -26,6%, respectivamente.
Buen momento para mitigar la facturación de la parte fija del gas en mayor medida y de la parte variable en menor medida (la subida de peajes y cargos reduce los ahorros del coste de la materia prima), pero insuficiente viendo el elevadísimo nivel de precio de la materia prima (precio del gas). Es muy difícil trasladar la subida del precio del gas a los productos manufacturados. Los fondos europeos podrían (deberían) utilizarse para compensar el coste de la materia prima a los industriales como está ocurriendo en otros países europeos.
Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga. Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo – Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.
El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa vuelve a caer en FEB 2024 a 55,8 €/tCO2. MAR lleva acumulado un ajuste de reversión al alza hasta los 56,5 €/tCO2 con presión bajista por la inflación que en parte se debe al excesivo nivel del precio del CO2 en Europa, así como por la bajada de los precios internacionales del gas y carbón de OCT a FEB, pero como están repuntando otra vez, el contado de CO2 supera ya 60 €/tCO2 en la segunda quincena de MAR, y el IPC va a repuntar si sigue subiendo el gas.
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 se disparó a 53,6 €/tCO2, lo cual supone una subida más del doble que los máximos históricos previos. La media ANUAL en 2022 repuntó 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 18 MAR 2024, tenemos una media spot acumulada de 59,7 €/tCO2, entorno a niveles del otoño 2021.
Los futuros con entrega a final de año han variado de la siguiente manera.
Futuro Dic 2020 dejó de cotizar a niveles máximos de 30,8 €/tCO2.
Futuro Dic 2021 dejó de cotizar el 20 DIC/2021 a un valor en torno a 79,4.
Futuro Dic 2022 dejó de cotizar el 19 DIC/2022 a un valor en torno a 84,1.
Futuro Dic 2023 dejó de cotizar el 18 DIC/2023 a un valor en torno a 69,1.
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 mayores (7%-9%) respecto a valores de hace un mes.
El precio del CO2 crece a un ratio anual entre 3,6% y 3,3% en 2025-2028 y 2029-2032, respectivamente.
Los especuladores están menos agresivos, aunque persisten las reglas del juego y la demanda de derechos va en aumento. La prensa nacional e internacional ha dejado de cuestionarse por qué aún NO se ha suspendido el mercado de CO2, si es un agravante al precio de la electricidad, especialmente para las industrias que aún siguen tratando de sobrevivir y se niegan a echar el cierre definitivo. Aun así, el precio del CO2 está en niveles perniciosos que pueden llegar a convertirse o declararse en estafa energética por alguna fiscalía de algún Estado Miembro de la Unión Europea o algún juzgado que reciba una demanda judicial de cualquier empresa afectada. Aunque nos están dando una tregua, ya han rebasado los límites de racionalidad y proporcionalidad del impacto ambiental para castigar a la energía térmica y frenar su producción favoreciendo a las renovables. 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 auto-consumos con placas solares, a menos que operen en modo aislado y desconectado de las redes. Los consumidores están pagando en duplicado las diferentes políticas ambientales de los Estados Miembros de la UE. No hay tanta riqueza como parece. Todo lo contrario: Nos están llevando a una miseria energética. “La vaca se va a quedar sin leche”. Si la red sirve de respaldo, que se paguen dichos servicios, pues los costes fijos van a ir en aumento en cuanto se consolide una eventual bajada de precios, porque toca repartirlos entre una demanda residual cada vez menor. Unos consumidores (sin autoconsumo, típicamente los más pobres o con menos recursos económicos) NO deben subsidiar a los demás (con autoconsumo, típicamente los más ricos o con mayores recursos económicos). Esto está abriendo más la brecha entre consumidores, pero es contradictorio que ocurra en la Europa contemporánea. El precio del CO2 lo termina pagando hasta la más humilde persona (cliente final). Es como un coste variable o coste marginal adicional al de la materia prima.
Nada se permite que suba tanto. Esto exige que se establezcan precios máximos al CO2, así como al precio de los hubs de gas 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.
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). 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.
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 jueves 22 de febrero, la Asociación de Comercializadores Independientes de Energía (ACIE) celebró su 25 aniversario en el Palacio Neptuno de Madrid, en el que ACOGEN estuvo presente.
El día 29 tuvo lugar la reunión del Comité Rector del Club Español de la Energía (ENERCLUB), del que ACOGEN forma parte. Ese mismo día también se presentaron los resultados de la encuesta “Cogeneration Snapshot Survey” por parte de COGEN Europe, con la asistencia de ACOGEN.
En el mes de marzo, el martes 12, nuestro director general, Javier Rodríguez, participó como ponente en la tradicional jornada “Mercados y transición energética” que organizan conjuntamente el Grup de Gestors Energètics (GGE) y el Institut Català d’Energia (ICAEN) en Barcelona.
También el martes 12 de marzo, el director de Desarrollo, Ernest Valls, participó en la mesa redonda “La utility del futuro: el autoconsumo y la generación distribuida” en el marco del “Master en Negocio Energético” organizado por ENERCLUB.
El lunes 18 se celebró la jornada ENERCLUB “Paquete de hidrógeno y gases descarbonizados: medidas, próximos pasos e impacto en España” que contó con la participación del director general de ACOGEN en la mesa “La visión de los consumidores”.
El martes 19 de marzo tiene lugar la sesión 190 del Comité de Agentes del Mercado (CAM) OMIE y, al día siguiente, la sesión 110 del Comité de Seguimiento del Sistema Gasista (CSSG).
El jueves 21 de marzo se reúne la Junta Directiva de ACOGEN en su cita mensual.
De cara a próximos eventos, el lunes 8 de abril COGEN Europe organiza su periódico “Breakfast Club”, que en esta ocasión contará con la intervención de Miguel Gil Tertre, Chief Economist en el Directorate-General for Energy de la European Commission. Y finalizamos anunciando la celebración el miércoles 17 de abril del Comité de Eficiencia y Promoción de ACOGEN y, al día siguiente, la reunión de la Junta Directiva mensual de ACOGEN.
ACOGEN en los medios
Cadena COPE Castellón entrevista al director general de ACOGEN para conocer la situación del sector. «Llevamos más de 2 años duros esperando soluciones, que pasan por la publicación de nuevo marco para operar y de las subastas«, declaraba Javier Rodríguez, afirmando que «la cogeneración ahorra energía al país, ahorra emisiones y hace más competitivas a nuestras industrias«. Para el director de ACOGEN, «es una de las mejores tecnologías para la industria, promovida por la UE para evitar emisiones y clave para la competitividad. Ahora que estamos abordando la descarbonización, la cogeneración está perfectamente preparada para usar cualquier combustible, como hidrógeno, biogás o biometano. Llevamos 2 años preparando las fábricas para poder ir a renovaciones en las cuales las industrias van a invertir más de 700 millones de euros, y así se asegura que siguen fabricando en nuestro país«.
Rodríguez explica en COPE que, “a día de hoy, 150 fábricas (700 MW) han finalizado su vida útil regulada y están esperando estas subastas para poder invertir y volver a conectar las instalaciones«. Tal como matiza el periodista, este punto es clave para el sector azulejero, para el cual esta tecnología supone un importante ahorro en la factura energética, pero que ahora se tambalea porque, aunque fue el presidente de Pamesa el que alzó la voz, son muchas otras otras industrias, como apunta el director general de ACOGEN, las que finalizan su vida útil regulada en breve: «Algunas como Pamesa han ido cumpliendo el ciclo de vida y ya han parado el 33% de sus plantas, y otras lo van a hacer en 3-4 años«.
Efectivamente, la cogeneración fue noticia este mes de marzo a raíz de unas declaraciones del presidente de Grupo Pamesa, Fernando Roig, que en la rueda de prensa de los resultados del Grupo en 2023, urgió a la promulgación de un nuevo marco para la cogeneración, por considerarlo imprescindible para producir en condiciones de certidumbre y fundamental para preparar el nuevo ciclo inversor, pendiente de la publicación de las subastas de 1.200 MW anunciadas hace más de dos años. “No somos de subvenciones, somos de soluciones”, declaraba Roig, defendiendo la publicación de las subastas para poder concurrir a ellas y recuperar la competitividad de las plantas de cogeneración paradas que actualmente tiene el grupo por haber finalizado su vida útil regulatoria. Tal como se menciona en la nota de prensa emitida por Pamesa, “la cogeneración es el proceso más eficiente de producción de energía combinada, un sistema un 30% más eficiente en comparación con los ciclos combinados. Actualmente, el 20% del PIB industrial de España utiliza la cogeneración, según la Asociación Española de Cogeneración (ACOGEN)”.
Días antes, El Mundo Castellón, en un reportaje donde analiza la factura energética de la industria cerámica, recuerda que MITERD lanzó a finales de 2023 a consulta pública la propuesta de orden por la que se establece la actualización de la retribución a la operación de estas instalaciones, un marco muy esperado por los industriales españoles que será el paso previo a la promulgación de la orden de subastas de 1.200 MW a nivel nacional para las plantas del país. Para el director general de ACOGEN, “1.200 MW nos parecen insuficientes y en el PNIEC hemos pedido el doble, pero, al menos ese mínimo de 1.200 MW, necesitamos que se subasten lo antes posible. Hay que empezar ya con lo que hay, el marco estructural es imprescindible“, resalta.
La firma invitada
Biometano y CAEs, soluciones para la descarbonización de la industria cogeneradora
Hoy en día la cogeneración se enfrenta a varios desafíos y, por lo tanto, la industria asociada también. Entre los más relevantes está la descarbonización de la actividad, para la cual están emergiendo dos soluciones, entre otras, como impulsores significativos: el Biometano y los CAEs (Certificados de Reducción de Emisiones).
Con el impulso que Europa está brindando para reducir las emisiones de carbono y abordar el cambio climático, el biometano está cobrando cada vez más fuerza como un recurso prometedor para transformar la industria española, sustituyendo al gas natural convencional.
En primer lugar, el biometano representa una solución innovadora para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en la industria. Al aprovechar los residuos orgánicos, como los desechos agrícolas, ganaderos o urbanos, y someterlos a procesos de digestión anaeróbica, se produce biogás, que luego puede ser purificado y convertido en biometano.
Este combustible renovable posee un perfil de emisiones netas de carbono que puede llegar a ser negativo, dependiendo del tipo de residuo utilizado. Esto implica que su empleo no solo no contribuye al calentamiento global, sino que puede contrarrestarlo. Por lo tanto, la adopción del biometano como combustible puede brindar un aporte significativo a las industrias en el cumplimiento de los objetivos de reducción de emisiones establecidos en acuerdos internacionales como el Acuerdo de París.
Además de sus beneficios ambientales, el biometano también ofrece ventajas económicas y estratégicas para la industria española. Al reducir la dependencia de los combustibles fósiles importados, como el gas natural, el biometano puede mejorar la seguridad energética del país y promover la autonomía energética a nivel nacional. Esto se traduce en una mayor estabilidad en los precios del combustible y en una menor vulnerabilidad a las fluctuaciones del mercado internacional de energía.
En resumen, es crucial que las autoridades gubernamentales y los actores industriales colaboren para promover la adopción de biometano y crear un marco regulatorio favorable que fomente la transición hacia una economía baja en carbono y resiliente al clima.
Por otro lado, y desde 2023, los Certificados de Ahorro Energético (CAE) emergen como una oportunidad estratégica para la industria española. Estos certificados no solo reconocen los esfuerzos de las empresas para reducir su consumo de energía primaria, sino que también ofrecen beneficios económicos y competitivos significativos.
En primer lugar, los CAE representan un incentivo efectivo para impulsar la eficiencia energética en la industria. Al establecer objetivos claros de ahorro energético y promover la implementación de medidas de eficiencia, los CAE fomentan la adopción de prácticas más sostenibles y la reducción del consumo de energía en las instalaciones industriales. Esto no solo contribuye a la mitigación del cambio climático al reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, sino que también puede generar ahorros significativos en los costos operativos de las empresas a largo plazo.
Además, los CAE ofrecen una oportunidad para diversificar los ingresos y mejorar la rentabilidad de las empresas. Al cumplir con los requisitos de ahorro energético y obtener certificados, las empresas pueden comercializar y vender estos CAE en el mercado secundario, generando así ingresos adicionales. Estos ingresos pueden reinvertirse en iniciativas adicionales de eficiencia energética o en otras áreas de desarrollo empresarial, fortaleciendo la posición competitiva de las empresas en el mercado.
Otro aspecto importante de los CAE es su capacidad para mejorar la reputación y la imagen corporativa de las empresas. Al demostrar un compromiso tangible con la sostenibilidad y la responsabilidad ambiental, las empresas pueden ganar la confianza y la lealtad de los clientes, inversores y otras partes interesadas. Esto puede traducirse en una ventaja competitiva significativa, especialmente en un mercado cada vez más consciente del medio ambiente y socialmente responsable.
En conclusión, al aprovechar esta oportunidad y adoptar un enfoque proactivo hacia la eficiencia energética, las empresas pueden contribuir de manera significativa a la lucha contra el cambio climático y al desarrollo de una economía más sostenible y resiliente.
Fernando Martín-Nieto Vaquero
Head of Decentralized Solutions de Capwatt
Sobre Capwatt
Especializados en soluciones sostenibles para la descarbonización de consumos energéticos, su presencia abarca España, Portugal, México e Italia. Cuenta con un extenso portafolio de proyectos de generación de energía eléctrica y térmica, y destacan como productores de energía independientes. La sostenibilidad está arraigada en su filosofía empresarial. Capwatt ofrece una amplia gama de productos y servicios diseñados para satisfacer las necesidades de la industria en su trayectoria hacia la descarbonización.
Próximo seminario «Financiación de Litigios«, de PLA Litigation Funding para ACOGEN, 9 de abril 2024.
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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