Con el lema “Cogeneración: nuevo ciclo con la industria”, acabamos de celebrar el XIX Congreso Anual de Cogeneración en un ambiente de buenas expectativas que vienen a renovar la confianza del sector y anuncia un cambio de tendencia que se materializará en los próximos meses.
Los cogeneradores vienen reclamando al Ministerio un marco para operar e invertir y una medida de transición para que las industrias extiendan su vida útil dos años y puedan seguir produciendo hasta que se implementen las nuevas inversiones. La cogeneración, promovida en la UE, es idónea para acometer una descarbonización y transición energética competitivas y afrontar los retos industriales.
Marco para operar antes de fin de año
El MITERD ha anunciado que antes de fin de año remitirá a información pública la nueva metodología retributiva y la retribución de 2024, lo que supone un respiro para el sector, que la esperaba y reclamaba con urgencia ya que las plantas precisan esta publicación…
Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) vuelve a repuntar en SEP a 103,3 €/MWh, +7,3 €/MWh (+7,6%) respecto AGO (96,1 €/MWh) debido a menor eólica e hidráulica y mayores precios de gas. Dicho precio de SEP 2023 ha sido -37,7 €/MWh (-26,7%)…
Precio interanual futuro Dated Brent revierte -2% pero el Tipo de cambio US$/€ pierde -0,9%, subiendo un 1% los precios del suministro de gas a cliente final en España respecto a valores de hace un mes (indexación a Brent y TC). No obstante, en valor acumulado, los precios de gas…
El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa cae en SEP 2023 a 82,1 €/tCO2. JUN cerró a 85,6, JUL a 86,4 y AGO a 84,8 €/tCO2, después del máximo mensual de 90,5 €/tCO2 alcanzado en ABR. OCT lleva acumulado un ajuste a 81,8 €/tCO2 con presión…
El miércoles 20 de septiembre tuvo lugar el Comité de Eficiencia y Promoción que contó con la asistencia de 151 profesionales, 37 presenciales y 114 online. Al día siguiente, se celebró la habitual junta directiva mensual de ACOGEN. Ese mismo día, la Asociación asiste a la entrega de los premios otorgados por El Periódico de la Energía durante la celebración de la “Noche de la Energía”. ACOGEN asistió al Comité Rector de ENERCLUB…
Este último mes, la cogeneración ha sido noticia por la celebración del XIX Congreso Anual de Cogeneración el pasado 17 de octubre, con amplia repercusión mediática. El sector de la cogeneración pedía al Gobierno «culminar» la aprobación del nuevo marco retributivo, así como de las subastas, tal como informa El Economista, que refleja las palabras del presidente de ACOGEN, quien valoró positivamente el acierto ministerial…
La actividad de generación en el mercado eléctrico está actualmente condicionada por la necesidad de optimizar los ingresos mediante la participación en los servicios de ajuste del sistema, controlar el sobrecoste del desvío, gestionar la venta en escenarios extraordinariamente volátiles y actuar ante posibles precios futuros extraordinariamente bajos por situaciones de alta penetración renovable.
En este contexto, es imprescindible contar con un representante en mercado de experiencia acreditada que permita ofrecer una estrategia para optimizar los ingresos por generación.
Enérgya-VM es uno de los principales representantes de generadores independientes de nuestro país y cuenta actualmente con una cartera de más de 3.200 MW de las principales tecnologías renovables y cogeneraciones.
La compañía se ha caracterizado siempre por un espíritu innovador: en 2016 creó la primera zona de regulación secundaria formada por generación independiente, y en 2017 la primera zona íntegramente eólica. Igualmente, ofrece al productor a través de su SCADA la gestión en el Servicio de Reducción Automática de la Potencia para evitar en lo posible las restricciones a la exportación por exceso de generación en su zona geográfica. Estas acciones son ejemplos del seguimiento y análisis activo de la regulación que realiza para ofrecer a sus clientes las mejores soluciones en un contexto cambiante.
Éxito de asistentes al XIX Congreso Anual de Cogeneración
El pasado 17 de octubre, ACOGEN y COGEN España, con la colaboración de COGEN Europe, celebraron en el Real Casino de Madrid el XIX Congreso Anual de Cogeneración, “Cogeneración: nuevo ciclo con la industria”. Cerca de 200 asistentes se dieron cita para conocer la actualidad del sector y los retos que afronta la industria cogeneradora con los partidos políticos y reguladores. Representantes institucionales, políticos, industriales, suministradores y expertos se reunieron para debatir sobre el marco normativo de la cogeneración, las necesidades futuras de inversión y las oportunidades de la cogeneración industrial en España y en Europa.
La tarde previa tuvo lugar la cena de Gala del congreso, que congregó a un centenar de asistentes. Durante la misma se hizo entrega del Premio Shell España a la Sostenibilidad Corporativa, que recayó en Veolia España, y del Premio Shell España a la Innovación Tecnológica, entregado a Smurfit Kappa.
Un año más, empresas punteras se han unido al mayor evento de cogeneración de España, que contó con el patrocinio de Shell, Iberdrola Cogeneración, Bergen Engines, Capwatt, Enagás, Engie, GE Vernova, MWM, Redexis, Siemens Energy, Solar Turbines, Zero Waste Energy, Alpiq, Axpo y Naturgy.
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-octubre-2023/#editorial
Confianza ante el nuevo ciclo
Con el lema “Cogeneración: nuevo ciclo con la industria”, acabamos de celebrar el XIX Congreso Anual de Cogeneración en un ambiente de buenas expectativas que vienen a renovar la confianza del sector y anuncia un cambio de tendencia que se materializará en los próximos meses.
Los cogeneradores vienen reclamando al Ministerio un marco para operar e invertir y una medida de transición para que las industrias extiendan su vida útil dos años y puedan seguir produciendo hasta que se implementen las nuevas inversiones. La cogeneración, promovida en la UE, es idónea para acometer una descarbonización y transición energética competitivas y afrontar los retos industriales.
Marco para operar antes de fin de año
El MITERD ha anunciado que antes de fin de año remitirá a información pública la nueva metodología retributiva y la retribución de 2024, lo que supone un respiro para el sector, que la esperaba y reclamaba con urgencia ya que las plantas precisan esta publicación para poder presupuestar y planificar el año próximo.
La nueva metodología, en línea con el RDL 6/2022 y la propuesta del 29 de abril, mantendrá su diseño básico con mayor flexibilidad de opciones en línea con las numerosas aportaciones realizadas por el sector en las múltiples reuniones mantenidas con el MITERD. Con la publicación de esta metodología actualizada —esperemos, en las próximas semanas— el sector de la cogeneración dispondrá de un nuevo marco regulado de futuro en el que poder operar las plantas en sintonía con la situación y evolución de los mercados energéticos.
En su participación en el XIX Congreso, el Ministerio también hizo referencia a que, tras el marco para la operación, se procedería a la promulgación del marco de inversión, las subastas de 1.200 MW que contempla el PNIEC y cuya tramitación de proyecto de real decreto y orden ministerial se completó hace dos años. Los cogeneradores confiamos en contar con este marco a principios de 2024 y así poder realizar las subastas e inversiones —estimadas en más de 800 M€— y que servirán para afianzar la competitividad de la producción industrial española.
A la espera de nuevo Gobierno
Somos conscientes de la incertidumbre asociada a la formación de nuevo Gobierno. Por ello, el anuncio de compromiso con el sector y próxima publicación del marco nos aporta cierta confianza. Hemos solicitado al MITERD una medida especial y urgente para extender dos años la vida útil de las plantas que la finalizan este año. Es fundamental que puedan mantener la producción y el empleo cerca de 40 industrias cuyas inversiones se han retrasado por la ausencia del marco regulado.
Cogeneración flexible
Además de los anuncios regulatorios, en el marco operativo, también se constató por parte del operador del sistema REE la flexibilidad con la que el sector cogenerador viene operando este año. Somos conscientes de que queda aún mucho por hacer para lograr una cogeneración flexible que pueda integrarse plenamente con un sistema de alta penetración de renovables y aportar mayor competitividad a la operación de las industrias. Este será uno de los objetivos clave del nuevo ciclo de inversión, junto al fomento de la participación de la cogeneración en los mercados de ajuste, aún escasa.
La descarbonización: con H2, biometano e hibridaciones
El foco del XIX Congreso, a través de cinco sesiones con más de 30 ponentes, estuvo en la visión para la descarbonización industrial y en cómo la cogeneración puede ayudar a ese objetivo común. Se presentaron los primeros casos de industrias con cogeneración y utilización de H2, además de otras múltiples tecnologías y nuevos esquemas para el futuro energético en la industria. Pudimos compartir con nuestros colegas de Europa una visión europea de la cogeneración en la que nuestro país es parte protagonista. También la banca de inversión, los fondos de sostenibilidad y gestión de multiactivos y otros sectores de valorización en el sector porcino y de la producción del aceite de oliva completaron una visión transversal llena de oportunidades de desarrollo sostenible.
Con cerca de 200 asistentes y un plantel de 15 patrocinadores, los cogeneradores, tras un exitoso XIX Congreso, estamos más cerca de iniciar un cambio de ciclo de recuperación, inversión, crecimiento y descarbonización con la industria. Y lo haremos precisamente en el momento en el que la industria española necesita más herramientas eficaces.
Javier Rodríguez
Director General ACOGEN
Mercados y precios energéticos
Precios electricidad
Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) vuelve a repuntar en SEP a 103,3 €/MWh, +7,3 €/MWh (+7,6%) respecto AGO (96,1 €/MWh) debido a menor eólica e hidráulica y mayores precios de gas. Dicho precio de SEP 2023 ha sido -37,7 €/MWh (-26,7%) inferior al de SEP 2022 (141,1 €/MWh). Esta variación NO tiene en cuenta el ajuste del precio por la compensación del gas, que en SEP ha sido nulo (0 €/MWh), pero sigue suponiendo cambio en reglas de formación de ofertas de generación térmica en el pool.
La excepción ibérica del gobierno para tratar de desacoplar el precio del pool respecto al precio del gas, según Real Decreto-Ley 10/2022, el CAP de precio de gas contempla inicialmente un precio mínimo de referencia del gas (Prgn) de 40 €/MWh, y actualmente se ha elevado a 62,8 €/MWh a raíz de la aprobación del RDL3/2023, extendiendo dicho mecanismo hasta 31 DIC 2023 (que alcanzará 65 €/MWh). El perfil en contango del precio de referencia del gas diverge con el nivel de precios internacionales del gas a medio plazo, sin activarse desde Marzo 2023. Si el perfil fuese en backwardation, podría inducir competencia y eficiencia en los precios finales del pool y, por ende, en los precios finales del suministro de electricidad a cliente final.
Para convertir ese límite de referencia de precio de gas a precio de oferta de generación eléctrica se aplica el cociente 55% de eficiencia de las plantas térmicas de Turbinas de Gas de Ciclo Combinado (CCGT). Es decir, debe multiplicarse por un coeficiente de 1,82. Y al cliente final se le repercute además el coeficiente de las pérdidas horarias en redes de distribución y transporte. Dado que dicho precio de referencia de gas es excesivamente alto, NO se ha superado en MIBGAS desde MAR hasta SEP y también en lo que llevamos de OCT.
El mecanismo podría haber establecido senda bajista del precio de referencia del gas para inducir eficiencia económica (competencia), es decir, un impacto favorable a los consumidores de electricidad. Pero parece que NO aprendemos de los errores, a menos de que el objetivo sea consolidar precios altos de la electricidad. La excepción ibérica se ha extendido hasta 31 Dic 2023 prácticamente para nada, ya que los futuros trimestrales anticipan precio del gas inferior a 48 €/MWh (último trimestre, Q4), se espera OCT a 42,0, NOV a 47,5 y DIC a 52,6 €/MWh. Es un mecanismo que sigue distorsionando ambos mercados (gas y electricidad). Por tanto, con este mecanismo es imposible inducir precios competitivos para la industria. Por el contrario, puede considerarse un supuesto incentivo perverso para seguir sufriendo precios elevados (ofertas térmicas y ofertas basadas en el valor del agua y coste de oportunidad de las renovables, en general, y las hidráulicas en particular, y aún más especulación con las de bombeo y bancos de baterías).0
Sumando el precio medio del mercado diario y el precio medio del ajuste, el resultado total para los compradores ha repuntado en verano 2022 y desde entonces con la bajada de precios del gas ha ido cayendo hasta cero desde MAR 2023. Sin embargo, los niveles de precios del pool siguen siendo más del doble que los niveles razonables históricos del pool. No podemos alegrarnos de tal desgracia para los consumidores.
Al cierre de este informe en OCT no hay ajustes de precios en todos los días y horas, porque el índice diario de gas en MIBGAS ha resultado superior al precio de referencia del gas (62,8 €/MWh) haciendo inútil la excepción ibérica, sin existir un mecanismo para incentivar una bajada correctiva de los precios del gas ni de la electricidad. Aún queda mucho recorrido para alcanzar niveles de precios competitivos tanto de electricidad como de gas. Muchísimo por hacer. No basta quedarse de brazos cruzados y seguir especulando a ver si los precios del gas siguen cayendo, o bien que por arte de magia concluyan (no empeoren) las guerras en Ucrania e Israel. Los presupuestos tan elevados de la energía están obligando el cierre parcial o total de industrias y PYMES, o bien a la deslocalización hacia otros países donde se preocupan en establecer medidas eficaces a favor de las industrias.
El susodicho tope o techo de gas es realmente un suelo del precio de gas para los compradores. En ningún momento se ha capado el precio del MIBGAS para definir la excepción ibérica como un techo del gas. Tampoco se ha rectificado para volver a establecer el tope del precio del mercado mayorista en torno a 180 €/MWh. Las plantas térmicas, especialmente las turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT’s) ahora cuentan con un incentivo establecido de forma regulada para no comprar gas más barato, sabiendo el índice del MIBGAS para el día de entrega (Prgn), que se le compensará respecto al de referencia (62,8 €/MWh en OCT 2023) aunque su precio real de adquisición de gas sea más barato.
El aumento de la volatilidad y del nivel de los precios del pool coinciden con el inoportuno cambio regulatorio establecido por el gobierno a inicios de Julio 2021, amparado por la transposición de medidas paneuropeas. Nuevas reglas del pool:
Los límites mínimos y máximos de los precios horarios del pool (mercado diario) han pasado de la banda inicial [0, +180 €/MWh] a la nueva banda [-500, +3.000 €/MWh]. Aún no se ha notado el efecto de que se pague por consumir energía (precios negativos), equivalente a que los generadores paguen por no parar y arrancar de nuevo, e inclusive se pueda cobrar por bombear (cargar) aguas arriba de un embalse (una batería) para turbinar (descargar) en horas de precios altos (positivos).
Los límites mínimos y máximos de los precios horarios de los mercados intradiarios (continuos) han pasado de la misma banda inicial [0, +180 €/MWh] a la nueva banda [+/-9.999 €/MWh], máximo valor que permite el display/campo de la plataforma electrónica del mercado, una auténtica locura sin pies ni cabeza, un disparate que no tiene ninguna justificación técnico-económica-financiera-ambiental-legal.
Las subidas del precio del pool desde Julio 2021 se deben en parte a estos límites, porque se permite que se superen los techos pactados (180 €/MWh) al liberalizarse el mercado eléctrico hace más de dos décadas, (mediante pacto entre todos los agentes del mercado: generadores, comercializadores, representantes de las asociaciones de consumidores y gobierno), induciendo un incentivo perverso a los agentes del mercado que pueden ejercer su poder de mercado en los precios, además de incrementar el valor del agua de los embalses anuales e hiperanuales, así como del coste de oportunidad de turbinar (producción hidráulica) frente a almacenar agua a medio/largo plazo, y de las plantas de bombeo (puro y mixto) a corto plazo, pues una planta térmica (tipo CCGT) no tiene un coste marginal REAL a largo plazo como los marcados en la mayor parte de las horas del pool (corto plazo) ni para el total del gas quemado. La hidráulica con embalse se está poniendo en evidencia maximizando sus beneficios en lugar de minimizar los costes del mercado, incorporando costes de oportunidad excesivamente elevados.
Las nuevas reglas prevén una segunda casación cuando el precio del mercado resulte fuera de la banda -150 y +1.500 €/MWh para tratar de inducir ofertas dentro de esa banda. Pero siguen siendo límites descabellados. Se baraja un aumento del techo actual a los 4.000 €/MWh, lo cual puede agravar aún más el problema.
Con el nuevo sistema de CAP de precio de gas, no se contempla ninguna medida contra otras tecnologías, que pueden seguir ofertando por encima del coste de oportunidad del gas y/o de la energía no suministrada. De allí que el pool esté muy alto y con precios del gas no tan elevados, Tampoco se contempla ninguna medida para controlar el precio del MIBGAS. En ese sentido es muy importante la vigilancia y supervisión del mercado gasista secundario español (MIBGAS), que parece ya está corrigiendo niveles asequibles y menos ruinosos, pero seguimos viendo precios muy altos, y ojalá no sea un descanso para volver a coger impulso en 2024-2025. En compras de gas los consumidores en España se sienten víctimas de los precios internacionales, sin medidas regulatorias paliativas contundentes, excepto para ciertos sectores industriales. La Comunidad Autónoma de Andalucía ha tomado la delantera al gobierno central promulgando y activando un sistema de ayudas por excesivos precios de la energía. A ver si siguen el ejemplo las demás CCAA. Hay que evitar el cierre o deslocalización industrial.
Desde la perspectiva del commodity como tal, no se justifican los precios de los mercados primarios a los niveles desorbitantes que se han estado sometiendo y siguen arruinando a los consumidores con la mano blanda de los reguladores y poderes políticos y judiciales, nacionales y paneuropeos, si bien desde la Comisión Europea ha intentado poner orden en los hubs de gas europeos (especialmente el TTF holandés) para frenar o mitigar o acabar con tal especulación, pero no ha conseguido una reversión a la media. Llega tarde y mal. Desde el 15 FEB 2023, la CE ha establecido (casi al final del invierno) un tope de gas en Europa a 180 €/MWh (en España a 50 FEB, 55 MAR, 56,1 ABR, 57,2 MAY, 58,3 JUN, 59,4 JUL, 60,6 AGO, 61,7 SEP, 62,8 OCT). Parece que los políticos europeos no saben lo que es pagar una factura de gas con ese límite plano (para electricidad supondría un tope de 180/55% = 327,3 €/MWh). Así prácticamente nunca se activarían las medidas de compensación que propone la CE. Por el contrario, niveles tan altos, por encima de lo que ya ha bajado el gas, envía señales económicas distorsionadoras, e incentivos perversos a los especuladores a corto, medio y largo plazo. Es como legalizar o permitir especulación energética. Fracaso y suspenso para los responsables y empoderados europeos y nacionales. Precisamente esto es parte del proceso inflacionista, empobrecimiento de las personas físicas y jurídicas. Si nadie pone freno, Europa entrará en una pobreza energética para todos los sectores de consumo: residencial, comercial, industrial y la propia administración pública.
Volviendo al análisis de los precios, el precio anual carga base de 2022 ha cerrado en 167,5 €/MWh, sin incluir el ajuste del gas, lo cual supone un nivel muy superior al máximo más reciente (2018: 57,3) y menos reciente (2008: 64,4). De hecho, las medidas paliativas establecidas desde 16 Sep 2021 (bajada de los Cargos del Sistema y del Impuesto Especial sobre la Electricidad) hasta 31Dic 2021 y las nuevas medidas del 31 Mar 2022, extendidas hasta 31 Dic 2022, y la actualización desde 1 ENE 2023 son insuficientes y en la mayoría de casos no favorecen a todas las industrias. Para evitar un palo mayor y como hemos estado en año de elecciones municipales y autonómicas, y nacionales (23JUL) se han extendido hasta 31 Dic 2023.
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, todo lo contrario, empieza a repuntar otra vez el coste del gas como antesala del invierno. 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, la estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2023 se estima en 94,5 €/MWh, lo cual supone un decremento de -0,8% (-0,8 €/MWh) respecto al nivel previsto hace un mes (95,3 €/MWh). El futuro 2023 ha cotizado en contango respecto a 2020 con valores mínimo 39,9, medio 79,1 y máximo 351,0. 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 menos de tres años el precio anual se multiplicase por 5 veces y actualmente siga casi triplicado (+278,3%), sin incluir eventual ajuste del gas. 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 medida 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 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 dos 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 la reciente subida del gas a finales del verano, el año 2024 está en contango respecto a 2023. Los futuros a largo (2025-2029) y muy largo plazo (2030-2033), están en backwardation respecto a 2024 pero a niveles más altos que en JUL, induciendo PPA’s ahora a precios más caros.
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 supera el precio medio del pool de 2020 (factor de emisión del 37% para las plantas CCGT).
Año 2021 ha cerrado a 111,9 €/MWh por los repuntes del gas y su repercusión en los precios del pool desde julio 2021 (subida límite superior). El problema Rusia-Ucrania ha venido después (FEB 2022).
Año 2022 ha cerrado a 167,5 €/MWh, debido a elevados precios del gas (antes y después del citado conflicto), sin incluir el ajuste del gas de 15 JUN a 31 DIC.
Los futuros desde 2023 (benchmark) hasta 2033 mantienen perfil en backwardation respecto a 2024, pero a niveles altos, repuntando precios de PPA’s a 5 y 10 años.
Aquellas empresas con visión largo-placista pueden suscribir PPA’s para una parte de su consumo, y si aún no lo han hecho, aún es momento para asegurar presupuestos competitivos a largo plazo, gestionando el riesgo hacia adelante (resto 2023 y todo 2024 y también 2025-2033). La coyuntura energética podría prolongarse en el tiempo si no concluye el conflicto Rusia-Ucrania y el de Israel-Palestina. El nuevo repunte del precio del gas se debe en parte a la mayor demanda de gas a nivel mundial. La guerra en Ucrania podría agravarse (rearmamento por ambos bandos). China está recuperando demanda y actividad económica en general, eso está presionando el precio del Brent y del gas. En NYMEX se están notando ciertos rebotes. Por otro lado, ciertos países están reduciendo su oferta de gas por falta de inversión a boca de pozo. EEUU ha abierto la posibilidad de inversión en hidrocarburos en Venezuela, como posible estrategia para mitigar el riesgo de aprovisionamiento por los citados conflictos bélicos, pero eso podrá beneficiar a EEUU, y no necesariamente a Europa.
Antes del ajuste por el supuesto tope de gas, los PPA’s con renovables cotizaban a niveles de aprox. 82 €/MWh con fuerte tendencia alcista por niveles de precios a partir de Jul 2022. Desde 12 Julio 2022, en OMIP ya contamos con productos PPA a 5 años y 10 años, que están induciendo señales más competitivas.
El PPA Carga Base del lustro de Ene 2024 a Dic 2028 vuelve a subir fuertemente de 74,2 a 81,9 (incremento +7,7 €/MWh, +10,4%), respecto valores hace un mes. PPA a 5 años empezando el 2025 sube un poco menos, desde los 61,7 a 67,9 €/MWh (+6,2 €/MWh, +10,1%).
PPA carga base a 10 años empezando en Ene 2024 y hasta 31 Dic 2033 vuelve a subir de 59,4 a 64,1 €/MWh (+4,7 €/MWh, +8,0%).
NOVEDAD IMPORTANTE: Tal como ya habíamos advertido, en cualquier momento los PPA’s con perfil Solar podrían abaratarse aún más respecto al perfil Base. Hace 5 meses, los precios solares eran unos -3,0 y -3,5 €/MWh inferiores al perfil Carga Base. Pero desde JUN 2023, la diferencia ha cambiado espectacularmente (entre -18 y -21 €/MWh). Es decir, el precio Solar ha pasado de estar entre un 3% y 7% a estar entre un 22% y 44% respecto al precio Base desde el verano. Podéis ver comparaciones de perfiles Solar y Base en fichero Excel, Output 0, consolidándose dichas diferencias con tendencia a aumentar dichas diferencias.
Los precios PPA’s carga solar a 5 años empezando en 2024 revierten desde MAY-JUN-JUL a niveles de 70,9-49,3 49,2 €/MWh, respectivamente. Pero en SEP han repuntado a 54,6 y en OCT a 62,4 €/MWh.
Empezando en 2025 los PPA’s carga solar a 5 años han caído a 60,1-40,8-39,5 €/MWh. Pero en SEP han repuntado a 42,6 y en OCT a 48,9 €/MWh.
Los PPA’s carga solar a 10 años desde 2024 hasta 2033 han caído a niveles de 56,3-37,6-37,4 €/MWh. Pero en SEP han repuntado a 40,3 y en OCT a 45,0 €/MWh.
La decisión de un PPA carga Base o Solar, comenzando en 2025 en vez de 2024 depende del perfil de carga del consumo a cubrir, y del músculo financiero (tesorería y presupuesto) y binomio rentabilidad-riesgo frente a la expectativa de la evolución de los precios Base y Solar. El Autoconsumo con excedentes puede mejorar aún más los resultados frente a un PPA virtual o físico ubicado en otro punto frontera fuera del perímetro de 2 km (usando la red y pagando los demás costes del suministro). Pero se requiere apertura de expediente para exportar a la red con el riesgo de perder parte de la fianza (un 20%) a depositar en las arcas públicas si el distribuidor no dispone de capacidad de transferencia de energía a través de su red eléctrica. Cuestión que está frenando en seco a los inversores en autoconsumo, ya que no pueden obtener ingresos por la venta de excedentes los fines de semana (bajada de producción), aumentando el pay-back esperado. Cuando resulta imposible vender los excedentes vertidos a la red, existen soluciones para sacar provecho económico a los excedentes: i) sistemas de almacenamiento “in situ” para cargarse con dichos excedentes y descargarlos para autoabastecerse en horas de precios pico; ii) arbitraje de precios de mercado con dichos sistemas de almacenamiento para mejorar el pay-back de la inversión en dichos equipos; y iii) sistemas de almacenamiento portátiles para llevar esas baterías a otras industrias cercanas (plug&play) sin usar la red (>2 km). 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.
En ciertas regiones (comunidades autónomas), existen menores restricciones 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). 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.
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.
De cara al consumidor final se mantiene la bajada del IVA y el Impuesto Especial sobre la Electricidad, y además la reducción de los cargos, tanto del término de energía como de potencia. Esta bajada de cargos e impuestos reduce los precios regulados pero queda diluida por el elevado precio del pool. El consumidor no percibe los efectos de estas medidas.
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, valores mínimos, pero hay que tenerlos en cuenta.
Se mantiene la reducción del impuesto especial de la electricidad, del 5,11% al 0,5%, hasta el 31 de diciembre de 2023.
Para los suministros de no más de 10 kW de potencia contratada se prorroga la tasa de IVA reducida del 5% hasta el 31 de diciembre de 2023.
Por cierto, el precio del Fondo Nacional de Eficiencia Energética aumenta a 0,565452 €/MWh (antes 0,235) desde el día 31 Mar 2023, según Orden TED/296/2023, de 27 de marzo, por la que se establecen las obligaciones de aportación al Fondo Nacional de Eficiencia Energética en el año 2023. Se supone que esa tremenda subida es para incentivar medidas de ahorro.
Los peajes y cargos del sistema siguen tal cual desde 1 Enero 2023.
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.
Muchos CEI’s reconocidos legalmente como tal, e inclusive habiéndose renovado la autorización administrativa recientemente como CEI, han quedado fuera del nuevo Estatuto, y ya han recibido 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 dentro de la nueva política ambiental (ecológica).
Las solicitudes de ayudas de CEI para compensar los cargos del sistema durante 2022. Se han presentado dentro del plazo del 18 Jul al 14 Ago 2023. Extracto de la Orden de 7 de julio de 2023, por la que se convoca en 2023 la concesión de las subvenciones dispuestas en el Título III del Real Decreto 1106/2020, de 15 de diciembre, por el que se regula el Estatuto de los consumidores electrointensivos, correspondientes a cargos soportados durante el año 2022 por la financiación de la retribución específica a renovables y cogeneración de alta eficiencia y por la financiación adicional en los territorios no peninsulares.
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.
De hecho, a mediados de OCT 2023 se han concedido de forma preliminar las ayudas a CEI, condicionando la concesión final de estas ayudas a la acreditación del cumplimiento de los plazos de pago establecidos en la Ley 3/2004, de 29 de diciembre, por la que se establecen medidas de lucha contra la morosidad en las operaciones comerciales, en un plazo de 10 días hábiles a partir del día siguiente a la recepción de la notificación. Esta acreditación se deberá aportar a través del registro electrónico del Ministerio (MINCOTUR) y deberá realizarse por los correspondientes medios de prueba. Las ayudas suponen más de la mitad de los Cargos del Sistema eléctrico, lo cual es insuficiente porque NO compensa ni los peajes ni los elevadísimos costes de la materia prima desregulados (precio del mercado eléctrico, retailing o commodity). Cabe decir que esta convocatoria se considera una oportunidad perdida, pues en total, las ayudas para 488 solicitantes (CEI) ascienden a 31 millones de euros, sin poder cubrirse el presupuesto previsto (86 millones de euros). Por tanto, se pierden 55 millones que hubiesen venido bien no sólo a los CEI, sino a los demás consumidores industriales, bien por no estar incluidos en los sectores habilitados o bien por no cumplir alguno de los requisitos establecidos para obtener el alta de CEI o bien no haber solicitado el alta por desconocer que cumple los requisitos, etc. Desde luego, la mayoría de PYMES, microempresas y autónomos no tienen esa opcionalidad y no perciben ninguna ayuda paliativa.
Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga. Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo – Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.
Precio interanual futuro Dated Brent revierte -2% pero el Tipo de cambio US$/€ pierde -0,9%, subiendo un 1% los precios del suministro de gas a cliente final en España respecto a valores de hace un mes (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 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 en varios países desde finales 2022 y esto va a contagiarse en Europa si no se hace nada eficaz para evitarlo.
El precio interanual del hub de gas España-Portugal (Mibgas), repunta +16% debido a la subida de los precios internacionales de gas. Los hubs de gas europeos, el TTF y NBP repuntan +15,2% y 17,3%, respectivamente. Mientras tanto, el gas Henry Hub de EEUU, índice NYMEX, frena el repunte a un +6,2%. Ya habíamos advertido que los precios internacionales del gas seguían a niveles elevados a medio y largo plazo con fuerte tendencia alcista sujeto a variación de oferta y demanda. Si la oferta mundial se reduce, y aumenta la demanda mundial es obvio que se tensione el precio y termine por reventar otra vez más sin ayudas eficaces para la industria (y que lleguen a tiempo), especialmente por el nuevo conflicto en Gaza.
NO se comprende cómo se importa gas de EEUU, principalmente extraído mediante la técnica de fractura hidráulica (Shale Gas), y aquí los políticos supranacionales no hacen nada para que los Estados Miembros de la Unión Europea autoricen extraer gas de yacimientos autóctonos. Por eso la producción del gas de EEUU 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.
El índice del carbón internacional (ARA) también repunta otra vez un +10,2% respecto a valores interanuales de hace un mes. Menor demanda de carbón (inducida) en Occidente, había relajado el precio del carbón, pero la creciente demanda de carbón por parte de países como Alemania y Polonia, y fuera de Europa, han tensionado los precios.
Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 89,4 a 87,6 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,0753 a 1,0657 US$/€.
La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 45,3 a 52,5 €/MWh, lo cual supone un margen de 16%-19% inferior a los 62,8-65,0 €/MWh del límite del mal denominado CAP de gas en pool de electricidad por la excepción ibérica en OCT-DIC 2023, respectivamente.
La media interanual de los futuros del TTF repuntan de 46,7 a 53,8 €/MWh.
La media interanual de los futuros del NBP (UK) repuntan de 119,5 a 140,1 peniques/termia.
La media interanual de los futuros del NYMEX suben de 3,1 a 3,3 US$/MMBtu.
Los targets del Dated Brent pasan de 92,0–83,0–77,6 US$/barril a finales de 2023-2024-2025, a niveles de 91,4–82,5-77,8, respectivamente.
Los targets del euro frente al dólar americano pasan de 1,0711–1,0881–1,1031 US$/€ a 1,0596–1,0790–1,0971 a finales de 2023–2024–2025, respectivamente.
Los targets del TTF pasan de 50,4–56,0–47,6 €/MWh a finales 2023–2024–2025, a niveles de 54,7–58,9–46,4, respectivamente. Pero deberían bajar 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 40,0–50,0–46,1 €/MWh para 2023–2024–2025 a niveles de 41,4–54,6–46,0, respectivamente. Bajan este año respecto al escandaloso precio de 2022 (100,0 €/MWh) , pero suben en 2024 y caen en menor medida en 2025 (con un nivel superior a 2023).
El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha subido en AGO 2023, cerrando media mensual a 34,1 €/MWh, lo cual supone un aumento de +4,1 €/MWh, +13,6% respecto JUL 2023 (30,1 €/MWh). En SEP vuelve a subir a 37,0, lo cual supone un aumento de 2,9 €/MWh (8,5%) respecto AGO. Con estos precios del gas podemos ver cierre de empresas/industrias si no se establecen ayudas o compensaciones, pues es un precio más de 3,5 veces superior a la media de hace dos años (2020: a 10,2 €/MWh). De hecho, se anticipan subidas en cuarto trimestre del año en torno a 47-53 €/MWh (quintuplica el precio de 2020).
Cabe intuir que las multinacionales gasistas podrían estar compensando futura caída de ingresos por la ola ambientalista que se ha comprometido en centrar la expansión de las renovables sin consulta popular al ciudadano, que es quien finalmente terminará pagando la politización de la energía y el medioambiente, por un futuro limpio pero que puede condicionar el consumo y desarrollo/bienestar de España y demás países europeos, mientras algunos países siguen apostando por el carbón y la nuclear. Y los norteamericanos por el gas de fractura hidráulica. Nuestros políticos europeos deberían darse un baño de humildad empezando por aceptar su afán de aumento de la recaudación fiscal derivada de la energía para compensar el creciente e irrefrenable y exagerado gasto público. Los consumidores energéticos están terminando de perder la confianza en los políticos. Supone un desgaste político que debería conducir a establecer un Pacto de Estado para unirse en esta emergencia energética nacional y europea, y consultar al ciudadano alternativas regulatorias más eficaces. Demasiados parches de agua tibia.
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. Sigue existiendo riesgo de cortes de gas en invierno por falta de previsión y excesivo optimismo respecto a disponibilidad del gas almacenado o importable a Europa.
La incertidumbre en las importaciones y renegociaciones del gas de Argelia, también está repercutiendo en la especulación del precio del gas. Esperemos que dichas incertidumbres se resuelvan favorablemente. De hecho, casi todo el gas que venía por el Magreb se dedicaba a suministros acogidos a la TUR de gas. El aumento de las importaciones de gas de EEUU puede compensar las reducciones del gas de Rusia y Argelia pero no por mucho tiempo.
Si tenemos en cuenta los futuros a lo largo de 2022 del Mercado Secundario de Gas 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, sigue siendo 3 ó 4 veces superior en 2023. La cogeneración y la industria en general difícilmente van a poder sufragar el encarecimiento de los costes de la materia prima con los nuevos contratos de aprovisionamiento de gas previstos para 2024 (en torno a 55 €/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 falta de la oportuna revisión de los precios regulados de la cogeneración con régimen retributivo desde 2020 ha ido obligando a parar más de la mitad del parque en España. Ello redunda en mayores perjuicios a los consumidores (precios más elevados) y al medio ambiente (más emisiones de CO2) y a la clase obrera (más parados sean discontinuos o permanentes), entre otros. Sin duda esto podría comprometer el plan de ahorro y eficiencia energética, ya que las fábricas asociadas tendrían que sustituir la energía térmica de la cogeneración por las 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:
NOV 2023: ha tenido 13 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 19 OCT), marcando MAX 52,0, medio 42,9 y MIN 35,9. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 47,5 (19/Oct/2023) y la media acumulada del futuro 44,4 con Máx/Mín de 54,4/35,8.
OCT 2023: ha cotizado 21 días en MIBGAS, marcando MAX 43,3, medio 36,7 y MIN 32,1. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 37,5 (29/Sep/2023) y la media acumulada del futuro 36,7 con Máx/Mín de 47,1/32,0. Cierre de contado se espera a 42,0.
SEP 2023: ha cotizado 23 días en MIBGAS, marcando MAX 42,7, medio 35,1 y MIN 28,5. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 33,6 (31/Ago/2023) y casualmente la media acumulada del futuro 33,6 con Máx/Mín de 46,5/27,1. Cierre de contado ha sido 37,0.
AGO 2023: ha cotizado 21 días en MIBGAS, marcando MAX 36,3, medio 29,8 y MIN 25,5. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido 26,7 (31/Jul/2023) y la media acumulada del futuro 30,7 con Máx/Mín de 40,1/24,7. Cierre de contado ha sido 34,1.
JUL 2023: ha cotizado 22 días en MIBGAS, marcando MAX 43,3, medio 31,8 y MIN 23,7. Última cotización Futuro gas en OMIP ha sido 35,0 y la media acumulada del futuro 33,5 con Máx/Mín de 46,6/22,8. Cierre de contado ha sido 30,1.
JUN 2023: ha cotizado 22 días en MIBGAS, marcando MAX 36,4, medio 29,3 y MIN 24,0. Última cotización Futuro gas en OMIP ha sido 26,0 y la media acumulada del futuro 38,0 con Máx/Mín de 54,9/23,0. Cierre de contado ha sido 31,1.
MAY 2023: ha cotizado 18 días en MIBGAS, marcando MAX 44,0, medio 37,5 y MIN 34,1. Última cotización Futuro del gas en OMIP ha sido de 33,5 y la media acumulada del futuro 45,1 con Máx/Mín de 56,8/33,5. Cierre contado 28,8, bajando más que los valores mínimos.
ABR 2023: ha cotizado 23 días en MIBGAS, marcando MAX 49,2, medio 42,2 y MIN 38,6. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 41,6 y la media acumulada del futuro 49,8 con Máx/Mín de 75,5/38,1. Cierre contado 38,1, tirando a valores mínimos.
MAR 2023: ha cotizado 19 días en MIBGAS, marcando MAX 57,0, medio 51,1 y MIN 47,3. Última cotización Futuro del gas en OMIP ha sido de 46,8 y la media acumulada del futuro 72,4 con Máx/Mín de 134,6/46,8. Caída correctiva inferior a valores mínimos. Cierre del contado del mes ha sido 43,7.
FEB 2023: ha cotizado 22 días en MIBGAS, marcando MAX 71,6, medio 60,2 y MIN 51,3. Última cotización Futuro del gas en OMIP ha sido 55,1 y la media acumulada 85,9 con Máx/Mín de 127,0/51,9. Ha mostrado una caída brutal. Cierre del contado del mes ha sido 52,3.
ENE 2023: ha cotizado 21 días en MIBGAS, marcando MAX 127,2, medio 103,5 y MIN 71,4 Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido 71,6 y la media acumulada 104,5 con Máx/Mín de 131,6/71,6. Muestra una caída brutal. Cierre del mes ha sido 59,8.
La subida de precios del gas internacional (TTF y NBP) se ha notado en el MIBEL, aunque el mercado eléctrico tenga vida propia: afectado por otros drivers como el escandaloso coste (precio) especulativo del mercado europeo de derechos de emisiones de CO2, que sigue cotizando a niveles muy elevados (un valor que ha superado más de tres veces el de inicios del 2020, estadio pre-Covid). Desde luego a la cogeneración industrial debe reconocerse explícitamente el sobrecoste de los precios del gas y el sobrecoste del CO2 para poder seguir sobreviviendo y suministrando energía térmica a sus fábricas asociadas, en plazo y forma. Hay riesgo de seguir produciendo a un coste mayor que el ingreso por la regulación actual (régimen retributivo). La cogeneración no puede soportar un precio del CO2 superior a 30 €/tCO2. Saltan las alertas porque ese nivel se ha triplicado y pronto podría ser cuadruplicado. Urge compensación en plazos oportunos para seguir operando.
Respecto a los futuros o derivados de gas a medio y largo plazo en el OMIP, cabe destacar los estadísticos de los futuros siguientes:
Futuro Año 2019 ha cotizado desde 24 Nov 2017 hasta 28 Dic 2018, entre 18,3 y 28,2, con una media de 22,5. El contado (MIBGAS) cerró a 15,4, nivel por debajo del valor MIN del futuro.
Futuro Año 2020 ha cotizado desde 2 Ene 2018 hasta 30 Dic 2019, entre 13,3 y 25,3, y media 20,3. El contado (MIBGAS) cerró a 10,2, nivel por debajo del valor MIN del futuro.
Futuro Año 2021 ha cotizado desde 2 Ene 2019 hasta 30 Dic 2020, entre 12,3 y 22,7, y media 17,1. El contado (MIBGAS) cerró a 47,7, nivel por encima del valor MAX del futuro.
Futuro 2022 ha cotizado desde 2 Ene 2020 hasta 30 DIC 2021, con valores acumulados entre 13,4 y 138,5, y media 25,2. Cierre del contado (MIBGAS) ha sido 100,0, lo cual implica casi 3,97 veces (397%) superior a la media del futuro. El futuro fue bajando a finales de año 2021 desde el Máx (138,5) de 21Dic hasta 79,8 (30Dic).
Futuro ENE 2023 ha cotizado desde 3 OCT hasta 30 DIC registrando un Max, Med y Min de 131,6-104,5-71,6 €/MWh. Contado ha cerrado a 59,8.
Futuro FEB 2023 ha cotizado desde 1 NOV hasta 31 ENE registrando un Max, Med y Min de 127,0-85,9-51,9 €/MWh. Contado ha cerrado a 52,3.
Futuro MAR 2023 ha cotizado desde 1 DIC hasta 28 FEB registrando un Max, Med y Min de 134,6-67,2-46,8 €/MWh. Contado ha cerrado a 43,7.
Futuro ABR 2023 ha cotizado desde 2 ENE hasta 31 MAR registrando un Max, Med y Min de 75,5-49,8-38,1 €/MWh. Contado ha cerrado a 38,1.
Futuro MAY 2023 ha cotizando desde 1 FEB hasta 28 ABR registrando un Max, Med y Min de 56,8-45,1-33,5 €/MWh. Contado ha cerrado a 28,8.
Futuro JUN 2023 ha cotizado desde 1 MAR hasta 31 MAY registrando un Max, Med y Min de 54,9-38,0-23,0 €/MWh. Contado ha cerrado a 31,1.
Futuro JUL 2023 ha cotizado desde 3 ABR hasta 30 JUN registrando un Max, Med y Min de 46,6-33,5-22,8 €/MWh. Contado ha cerrado a 30,1.
Futuro AGO 2023 ha cotizado desde 2 MAY hasta 31 JUL registrando un Max, Med y Min de 40,1-30,9-24,7 €/MWh. Contado ha cerrado a 34,1.
Futuro SEP 2023 ha cotizado desde 1 JUN hasta 31 AGO registrando un Max, Med y Min de 46,5-33,6-27,1 €/MWh. Contado ha cerrado a 37,0.
Futuro OCT 2023 ha cotizado desde 3 JUL hasta 29 SEP registrando un Max, Med y Min de 47,1-36,7-32,0 €/MWh. Contado se espera (benchmark) a 42,0.
Futuro NOV 2023 lleva cotizando desde 1 AGO hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 54,4-44,4-38,0 €/MWh.
Futuro DIC 2023 lleva cotizando desde 1 SEP hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 53,1-47,1-40,8 €/MWh.
Futuro 2023 empezó a cotizar desde 4 Ene 2021 hasta 29 DIC 2022, con valores acumulados entre 16,2 y 291,5 y media 63,5. Última cotización a 79,4 (29 DIC2022). Media estimada para el año sube a 41,4, muy por debajo del valor MED del futuro.
Futuro ENE 2024 lleva cotizando desde 2 OCT hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 56,5-49,7-42,9 €/MWh.
Futuro 2024 ha empezado a cotizar desde 3 Ene 2022, con valores acumulados entre 30,5 y 193,1 y media 63,8. Última cotización a 54,6 (19 OCT ).
Futuro 2025 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2023, con valores acumulados entre 37,8 y 53,7 y media 44,2. Última cotización a 46,0 (19 OCT).
La parte variable de la TUR básica bajó un -36,5% entre Q1 y Q2 de 2023, pasando de 7,0389 a 4,4719 c€/kWh, cayendo -36,5%. Para Q3 también bajó a 4,314 c€/kWh, en ambos casos sin una justificación económica convincente, pero habiendo elecciones generales (23 JUL). La parte fija supuso una bajada de -2% en Q2 y una subida de +2% en Q3, pasando de 5,03 en Q1 a 5,01 en Q2 y volviendo a 5,03 €/mes en Q3. Para el Q4, como ya no hay más elecciones, la TUR pasa a 4,6724 c€/kWh, lo cual supone un repunte de +8,3% de incremento, si bien la parte fija baja a 3,85 €/mes (-118%), pero por mucho que se baje la parte fija, no se compensa el tremendo varapalo en la parte variable asociada al consumo.
Debería existir una TUR de refugio a precio fijo para consumidores industriales o gran comercio en dificultades (no MIBGAS + recargo del 20%, aparte del recargo sobre costes regulados).
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, puede suponer que los ingresos de un generador no puedan cubrir sus costes reales tanto de gas como de carbón, y ello podría conllevar a problemas de incumplimiento de cláusulas take-or-pay con la correspondiente comercializadora.
Se siguen produciendo rescisiones unilaterales de contratos de suministro de gas por parte de comercializadoras, a precios fijos, de forma anticipada, aplicando fórmulas indexadas al MIBGAS (day-ahead). Recomendación: renegociar las nuevas condiciones ofertadas exigiendo respetar las condiciones contratadas hasta vencimiento del contrato actual retrasando la indexación a la próxima temporada, permitiendo posteriores coberturas.
Se recomienda optimizar la denominada Qd asociada al caudal diario máximo contratado, cuando el término de capacidad ha dejado de facturarse con el modo de facturación tipo 2 (banda del 85%-105%) y se paga la Qd tal cual se tenga contratada, penalizando (tres veces: factor de penalización de 3) diariamente los excesos. Toca analizar con lupa los costes repercutidos al Término de Capacidad.
Las coberturas de gas están a precios poco competitivos. Asegurar precios en coyunturas como la actual puede evitar nuevos incrementos, pero perder la oportunidad de recoger caídas más adelante. Los precios de los hubs internacionales están subiendo últimamente, pero quizás hay que esperar hasta que se estabilicen un poco para plantearse coberturas. Las fórmulas de indexación sobre Brent tienen los días contados, especialmente por la incertidumbre en el Tipo de Cambio US$/€. Las indexaciones al TTF están arrojando mejores resultados que el MIBGAS y NBP. Para renovaciones, las fórmulas cost-plus están repercutiendo subidas aún mayores que con el TTF. Los industriales están optando a indexaciones sobre hubs de gas europeos, especialmente TTF. En ese caso, hay que prestar especial atención a las valoraciones de productos TTF Day Ahead versus TTF Month Ahead.
Una solución salomónica podría ser indexación mixta: una parte (X%) sobre Brent y TC, otra parte (Y%) a precio de un hub de gas como el TTF o MIBGAS, y resto (Z = 1 – X – Y), a precio fijo.
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).
Debemos estar muy atentos a los movimientos de los precios del gas (y de la electricidad) en próximos días y semanas por el recrudecimiento 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 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.
Una medida que se está aprovechando desde el verano es que se permite 3 veces el cambio de caudal contratado y una vez el tipo de tarifa de ATR de gas hasta 31 DIC 2023.
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 fija de las tarifas RL8 (15-50 GWh/año), RL9 (50-150 GWh/año) y RL10 (150-500 GWh/año) sube un 15,1; 14,8; y 15,4%, respectivamente. En sentido contrario, la parte variable baja -25,8%; -29,0%; y -26,6%, respectivamente.
Buen momento para mitigar la facturación de los consumos de gas, pero insuficiente viendo el elevadísimo coste de la materia prima (precio del gas). Es muy difícil trasladar la subida del precio del gas a los productos manufacturados. Los fondos europeos podrían (deberían) utilizarse para compensar el coste de la materia prima a los industriales como está ocurriendo en otros países europeos.
Respecto a la excepción ibérica, la tabla siguiente resume el ajuste reconocido a las plantas térmicas de CCGT, Carbón y Cogeneración (CHP) sin régimen retributivo regulado.
“Y” es la cuantía unitaria diaria del ajuste a la generación, en €/MWh, redondeado a euros con dos decimales. Pgn es el precio del gas natural, en €/MWh. Se determinará como el precio medio ponderado de todas las transacciones en productos Diarios (D+1 en adelante) y Fin de Semana (si aplica) con entrega al día siguiente de gas natural en el punto virtual de balance (PVB) registradas en el Mercado Ibérico del Gas (MIBGAS). Prgn es el precio de referencia del gas natural, en €/MWh, inicialmente el valor de 40 €/MWh y actualmente 62,8 (SEP).
La opcionalidad de cambiar régimen económico a la cogeneración pasando a cobrar el precio del mercado más la compensación por la excepción ibérica podría empeorar aún más la delicada cuenta de resultados si los precios del aprovisionamiento del gas no están indexados a hubs de gas o bien sean precios fijos de gas muy elevados, e inclusive si el pool baja y desparece la compensación del gas (Pgn índice de combinación de precios del MIBGAS para cada día concreto < Prgn inicialmente 40 €/MWh). Llegará linealmente desde 55 en MAR hasta 65 en DIC 2023, según extensión de la metodología.
Cabe decir que el 28 OCT 2022 la Comisión Europea adoptó una nueva modificación del «Marco Temporal de Crisis relativo a las medidas de ayuda estatal destinadas a respaldar la economía tras la agresión contra Ucrania por parte de Rusia», mediante la cual se permite a los Estados miembros a dar «ayudas para cubrir costes adicionales debidos a un aumento excepcionalmente importante de los precios del gas y la electricidad». El citado marco refuerza la habilitación a los Estados miembros para atajar el impacto de los precios energéticos, así como su impacto en insumos, materias primas u otros productos afectados, ampliando el horizonte temporal de las ayudas hasta diciembre de 2023, permitiendo establecer un sistema de apoyo basado en el consumo de energía actual o en el histórico, contemplando las subvenciones directas como forma de apoyo. En ese sentido, el sector industrial espera que el gobierno implante medidas de ayudas contundentes (NO reembolsables) para todos los consumidores industriales, especialmente cogeneradores y fábricas asociadas. Ayudas para financiación podrían ser interesantes para la inversión cuando las industrias (fábricas) puedan pagar las facturas de gas / electricidad. Bajo la actual coyuntura de precios energéticos ya es insostenible la actividad industrial en España. El riesgo de cierre o deslocalización de las industrias podría convertirse en una decisión irreversible.
Como ya sabéis, después de más de un mes de sondeos y negociaciones, los ministros de energía de la UE han llegado a un acuerdo político sobre nuevo Reglamento del Consejo que establece un mecanismo de corrección del mercado, supuestamente para proteger a los ciudadanos frente a precios de gas excesivamente altos. Se trata de limitar los precios excesivos del gas en la UE que no reflejan precios del mercado mundial; garantizar la seguridad del suministro energético y la estabilidad de los mercados financieros. El nuevo mecanismo llega muy tarde y mal. Activación desde 15 FEB 2023. El mecanismo se define como un límite de precio para los productos derivados de gas natural (con duración desde trimestral hasta anual) que tienen como punto de entrega el mercado TTF (Holanda) y se venden y compran en los mercados organizados. No se aplicará en los mercados Over-The-Counter (OTC). El mecanismo se activará cuando, durante 3 días consecutivos, el precio en el TTF Month-Ahead alcance 180 €/MWh y supere en 35 €/MWh el precio de referencia de los mercados globales del GNL Month-Ahead. El mecanismo consiste en un límite de precio dinámico indexado a la suma del precio de los mercados globales de GNL + 35 €/MWh. Dicho límite se desactiva automáticamente cuando durante 3 días consecutivos los precios globales caigan por debajo de 145 €/MWh (diferencia entre 180 y 35 €/MWh).
Si en España tenemos un tope de gas de 6,8 €/MWh en OCT (hasta 65 en DIC), sabiendo los resultados que ya hemos experimentado desde 15 JUN 2022, parece que el límite del gas a 180 €/MWh NO va a contener los comportamientos especulativos del gas en Europa.
Además, existen una serie de condiciones que podrían llevar a la suspensión del mecanismo:
Declaración de emergencia a nivel UE o regional en la UE en el sector del gas natural.
Inestabilidad de los mercados financieros, en particular por detectarse un incremento de los requerimientos de garantías (margin calls) a las empresas que operan en los mercados organizados de gas.
Descenso de la llegada de GNL a la UE que afecte a la seguridad de suministro.
Incremento importante de la demanda de gas respecto a años anteriores.
Este invento puede que venga a acentuar aún más el problema porque envía señales tipo luz verde para reventar aún más los precios del gas, creando unas condiciones de contorno demasiado relajadas para que los especuladores “entrenen” y “jueguen” sin ir a la cárcel. Los traders de gas “se están frotando las manos”. Ahora los barcos metaneros podrán estar aún más cotizados que antes, y se podrá jugar a simular virtualmente la importación de gas con barcos de EEUU a Europa cuando en realidad podrían ser de otro origen. Cambiando bandera en alta mar se podría seguir engañando a la afición que ya empieza a soñar con el próximo mundial. Hay demasiados rumores al respecto. Debería de investigarse, controlarse y sancionarse para poner fin a la especulación, si eso estuviese ocurriendo.
El Real Decreto-Ley 06/2022, del pasado 29 de marzo, por el que adoptaron medidas urgentes en el marco de la guerra en Ucrania, brinda la posibilidad de realizar:
Cinco modificaciones de los caudales contratados y dos modificaciones de la tarifa de acceso (peajes) entre 1 de enero de 2023 y el 31 de diciembre de 2023.
Esta flexibilización, a diferencia del RDL 18/2022 de 18 de octubre de 2022, ya no tiene en consideración la evolución de los precios del gas natural en el mercado MIBGAS.
Se mantiene la reducción del impuesto sobre el valor añadido para los suministros de gas natural hasta el 31 de diciembre de 2023. La tasa reducida seguirá siendo del 5%.
La Orden ICT/744/2023, de 7 de julio, por la que se regulan las bases de la línea de ayudas para la compensación de los costes adicionales debidos al aumento excepcional de los precios del gas natural, cuyo extracto de dicha orden ha sido publicado el sábado 22 JUL 2023, habiendo sido el plazo de solicitudes de 20 días hábiles, contados a partir del día siguiente al de la publicación del extracto de la convocatoria en BOE, o sea del 27 de julio al 24 de agosto de 2023, ha imposibilitado la solicitud a muchas industrias bine por dejar muy poco tiempo para meter la solicitud o bien por encontrarse de vacaciones. Se corrigen errores por Orden ICT/775/2023, de 10 de julio, que pueden suponer incumplimientos y devoluciones de ayudas percibidas. La tramitación de urgencia no afecta al plazo para justificar el cumplimiento de los plazos legales de pago previsto en el artículo 13.3 bis de la Ley General de Subvenciones, que es de 6 meses.
Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga. Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo – Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.
El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa cae en SEP 2023 a 82,1 €/tCO2. JUN cerró a 85,6, JUL a 86,4 y AGO a 84,8 €/tCO2, después del máximo mensual de 90,5 €/tCO2 alcanzado en ABR. OCT lleva acumulado un ajuste a 81,8 €/tCO2 con presión alcista por la especulación y repunte de los precios internacionales del gas y carbón, y por la estacionalidad del precio del CO2 en NOV y DIC, según el comportamiento de los últimos años.
La media ANUAL acumulada del CO2 en 2021 ha cerrado a 53,6 €/tCO2 más del doble que los máximos históricos previos. Pero la media ANUAL en 2022 ha cerrado a 80,9 €/tCO2. Este nivel implica un crecimiento de más de 4 veces (400%) superior a los valores medios del registro histórico reciente (2018-2020: 21,8 €/tCO2).
El año 2020 ha cerrado a 24,7 €/tCO2, muy similar al récord histórico de 2019 (24,8 €/tCO2). El año más crítico anteriormente fue el 2008 (22,0 €/tCO2). Pero en aquél entonces sufrimos una crisis mayor del petróleo y aún menor del gas, y también se iniciaba la segunda etapa del mercado europeo de CO2. El valor mínimo anual se alcanzó en 2013 (4,45 €/tCO2), y del 2012 al 2017 se mantuvo en una horquilla media en torno a 6 €/tCO2.
En lo que llevamos de año 2023, hasta 19 OCT 2023, tenemos una media spot acumulada de 85,6 €/tCO2, entorno al nivel acumulado antes del verano.
Sin embargo, la curva de precios forward del CO2 a largo plazo (2024-2031) sigue con un perfil de contango respecto a 20122, si bien con unos niveles menores respecto a valores de hace un mes. Los futuros con entrega a final de año han variado de la siguiente manera:
El precio del CO2 crece a un ritmo de aproximadamente un +5% en 2024 respecto a 2023. Y un crecimiento anual entre un +4,4% y +3,6% en 2025 y 2031, respectivamente.
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.
Los especuladores siguen agresivos, al no producirse sanciones ejemplares, envalentonados porque 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. Ya han rebasado los límites de racionalidad y proporcionalidad del impacto ambiental para castigar a la energía térmica y frenar su producción favoreciendo a las renovables.
Si no se suspende o elimina el mercado de CO2, entonces que se eliminen los subsidios a las renovables y la excepcionalidad de no pagar costes de red a auto-consumos con placas solares, a menos que operen en modo aislado y desconectado de las redes. Los consumidores están pagando en duplicado las diferentes políticas ambientales de los Estados Miembros de la UE. No hay tanta riqueza como parece. Todo lo contrario: Nos están llevando a una miseria energética. “La vaca se va a quedar sin leche”. Si la red sirve de respaldo, que se paguen dichos servicios, pues los costes fijos van a ir en aumento en cuanto se consolide una eventual bajada de precios, porque toca repartirlos entre una demanda residual cada vez menor. Unos consumidores (sin autoconsumo, típicamente los más pobres o con menos recursos económicos) NO deben subsidiar a los demás (con autoconsumo, típicamente los más ricos o con mayores recursos económicos). Esto está abriendo más la brecha entre consumidores, pero es contradictorio que ocurra en la Europa contemporánea. El precio del CO2 lo termina pagando hasta la más humilde persona (cliente final). Es como un coste variable o coste marginal adicional al de la materia prima.
Si una entidad financiera presta dinero a un tipo de interés superior al legalmente establecido, el cliente podría demandarle por estafa. Ningún producto puede dispararse por encima de niveles máximos razonables ni mucho menos multiplicarse por 100% y hasta por 1000%. Nada sube tanto. Nada se permite que suba tanto. Esto exige que se establezcan precios máximos al CO2, así como al precio de los hubs de gas para evitar más usura a los consumidores, y restablecer los precios máximos de mercados de electricidad a niveles asumibles por los consumidores. Todos los gobiernos europeos deben reflexionar a dónde nos llevan y si deben luchar contra la especulación. Se supone que los reguladores deben velar por la defensa de las prácticas competitivas y evitar la especulación, en beneficio tanto de vendedores como compradores, y especialmente de los consumidores.
El aumento diferencial del precio del CO2 se está duplicando y casi triplicando 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).
Igual que para el gas y los cargos del sistema eléctrico, urgen medidas paliativas tipo subvenciones (ayudas de Estado) por el elevado coste del CO2.
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 miércoles 20 de septiembre tuvo lugar el Comité de Eficiencia y Promoción que contó con la asistencia de 151 profesionales, 37 presenciales y 114 online. Al día siguiente, se celebró la habitual junta directiva mensual de ACOGEN. Ese mismo día, la Asociación asiste a la entrega de los premios otorgados por El Periódico de la Energía durante la celebración de la “Noche de la Energía”.
ACOGEN asistió al Comité Rector de ENERCLUB (Club Español de la Energía) el martes 26 de septiembre. Esa misma semana, el jueves 28, tuvo lugar la 2ª Sesión del Pre-Comité de Sujetos de Garantías de Origen (GdO) de gases renovables organizado por ENAGAS, que contó con la asistencia de ACOGEN.
El miércoles 4 de octubre, ACOGEN asistía al webinar “El mercado gasista: ¿Nueva etapa de estabilidad o de volatilidad?” organizado por GasINDUSTRIAL.
El lunes 16 tuvo lugar la Cena de Gala en el marco del XIX Congreso Anual de Cogeneración, organizado por ACOGEN y COGEN España, que bajo el título “Cogeneración: nuevo ciclo con la industria” se celebró en el Real Casino de Madrid, a la que asistieron un centenar de profesionales de diversos ámbitos de la cogeneración, la energía y la comunicación. Al día siguiente, también en el Real Casino de Madrid, se celebró el XIX Congreso Anual de Cogeneración que contó con cerca de 200 participantes, representantes institucionales, políticos, industriales, suministradores y expertos que debatieron sobre las últimas medidas que el Gobierno ha puesto en marcha para la cogeneración y otras pendientes que el sector continúa demandando, como la nueva metodología de retribución y las subastas de cogeneración.
La Asociación celebraba el jueves 19 de octubre su junta directiva mensual.
El lunes 23 de octubre, ACOGEN asiste a la jornada de trabajo sobre “Capacidad de acceso flexible” organizada por la CNMC. Al día siguiente, la Asociación estará presente en el Foro Energía AEGE 2023 y el miércoles 25 de octubre, en la Asamblea General de FEIQUE, celebrada en el hotel The Westin Palace. La semana concluirá con la conferencia de Eurogas el jueves 26, “European Gas Tech: CCUS, Pyrolysis and BECCS – Advantage EU?’”.
De cara a próximos eventos, el 7 de noviembre ACOGEN acudirá al Foro Industrial del Gas de GasINDUSTRIAL y el día 8 al XXV Aniversario del Mercado Eléctrico Español, organizado por OMIE en la Fundación Francisco Giner de los Ríos.
El miércoles 15 de noviembre, la Asociación asistirá a la Comisión de Energía de Foment del Treball, así como a la Asamblea General de Cogen Word Coallition (CWC), de la que ACOGEN es miembro fundador.
El último gran hito en el calendario de la Asociación será el miércoles, 29 de noviembre, con la celebración de la Asamblea General 2023 de ACOGEN, que tendrá lugar en el Auditorio Rafael del Pino de Madrid.
ACOGEN en los medios
Este último mes, la cogeneración ha sido noticia por la celebración del XIX Congreso Anual de Cogeneración el pasado 17 de octubre, con amplia repercusión mediática. El sector de la cogeneración pedía al Gobierno «culminar» la aprobación del nuevo marco retributivo, así como de las subastas, tal como informa El Economista, que refleja las palabras del presidente de ACOGEN, Rubén Hernando, quien valoró positivamente el acierto ministerial en la regulación de la cogeneración para este 2023. «Ahora resta culminar la aprobación de las órdenes de nueva metodología retributiva y subastas para la cogeneración previstas en el Real Decreto-Ley 6/2022, de 29 de marzo, y en el PNIEC, que permitan a las empresas planificar inversiones a medio y largo plazo«.
El Periódico de la Energía lleva a titular que la producción de la cogeneración crece levemente, pero se queda un 37% por debajo de 2019. Tanto ACOGEN y COGEN subrayaron durante el acto la importancia que tiene la cogeneración para la competitividad industrial. Al respecto, la Agencia EFE señala que la producción de la cogeneración en este 2023 ha crecido un leve 0,4% con respecto a la de 2022, si bien es un 29% inferior a la de 2021 y si se compara con la de 2019, el año anterior a la pandemia, está un 37% por debajo.
Además, recuerda las palabras del presidente de ACOGEN, quien recordó en su discurso que el marco de subastas de cogeneración está ultimado hace dos años y cada año que se demora su celebración el riesgo de deslocalización de industrias a países competidores crece, por lo que insistió en la necesidad de prorrogar dos años más la vida útil de las plantas de cogeneración.
En este sentido, El Periódico de España resalta La gran industria lanza otro SOS para salvar sus plantas eléctricas, donde explica que las patronales de la cogeneración reclaman esta prórroga de dos años para que puedan seguir funcionando instalaciones al borde del fin de su vida útil mientras llegan las subastas públicas prometidas al sector. Añade que cada año, entre 30 y 40 plantas cumplen ese tope temporal y recuerda que el Ejecutivo ya aplicó una prórroga de dos años de estas características en 2018 para evitar el cerrojazo de muchas instalaciones cogeneradoras.
En El Mundo Castellón podemos leer “La cogeneración insiste en la subasta de potencias para sobrevivir”; por su parte Castellón Plaza “Los cogeneradores prevén revertir la caída y esperan el nuevo marco retributivo para fin de año”. Mientras que La Vanguardia recoge las declaraciones de Jesús Ferrero, subdirector general de Energías Renovables, quien confía en que el nuevo marco pueda estar terminado a finales de 2023. No tanto así serán las subastas, indica el diario, pese a la urgencia que reclaman desde sectores industriales estratégicos como la alimentación y bebidas, química, papel, cerámica, refino, textil o residuos en más de 600 fábricas. “Las subastas de cogeneración previstas posibilitarán un nuevo ciclo de inversión industrial que movilizará más de 800 millones de euros en cientos de industrias, promoviendo mayor eficiencia energética, descarbonización y competitividad, lo que será clave para el éxito de la transición energética de la industria calorintensiva”, aseguró el presidente de ACOGEN.
La revista Energía elEconomista publicaba en su número de septiembre un amplio reportaje sobre la situación de la cogeneración y sus perspectivas de futuro. El director general de ACOGEN se muestra optimista: «Se ha resuelto la coyuntura energética con la que trataremos de capear este terrible entorno industrial», afirma Javier Rodríguez. «Pero falta una solución estructural, en la que llevamos trabajando cuatro años con el Ministerio, y que esperamos que culmine este año con la tramitación del marco de operación e inversión, que aporte certidumbre y seguridad al sector, y poder así materializar, en 2024 y en los siguientes ejercicios, las subastas para 1.200 MW de cogeneración contemplados en el PNIEC«, añade.
«Lasituación de coyuntura industrial negativa que estamos viviendo, no solo en España sino también en el resto de Europa, está provocando una contracción de la demanda industrial y de la producción, que está impactando en todos los sectores de manera general y en el sector de la cogeneración en particular, y que nos ha llevado a unos niveles actuales de producción de un -29% respecto a los valores de 2021 y de un -37% respecto a los datos registrados en 2019«.
“Fabricado con cogeneración: eficiente y rico, rico”, era el título de la tribuna firmada por el director general en la revista Alimentaria. Rodríguez recuerda que, en España, la cogeneración está muy presente en el sector de alimentación y bebidas. Para cocer, pasteurizar, esterilizar, destilar, brasear, deshidratar, deodorizar, curar, cristalizar, conservar, calentar, extruir, cocinar y un largo etc., las industrias alimentarias requieren calor y frío en múltiples niveles. Esa energía térmica se puede generar en equipos convencionales —como calderas o quemadores— o bien empleando la cogeneración, una tecnología que permite obtener electricidad al mismo tiempo, afirma Rodríguez. “Es decir, cogenerar es producir simultáneamente electricidad y calor, ahorrando hasta un 30 % de la energía que se necesitaría para fabricarlos separadamente”, asevera.
El director general de ACOGEN señala que la cogeneración es un “traje a medida” para cada empresa y aporta múltiples ventajas de ahorro de energía, descarbonización, generación distribuida, seguridad de suministro, resiliencia y competitividad. “Una tecnología de presente y de futuro que atesora un largo listado de beneficios económicos y medioambientales para las empresas y para la sociedad. Por todo ello, estas ventajas posicionan a la cogeneración como gran aliada de la industria, ayudando al sector de alimentación y bebidas a cumplir sus objetivos de descarbonización y sostenibilidad”, añade.
El diario económico Expansión publicaba a finales de septiembre su suplemento especial Quien es Quién en la empresa española, con la presencia de ACOGEN como una de las asociaciones del sector de la energía.
Socio Protagonista
ENERGYA-VM GENERACIÓN
La actividad de generación en el mercado eléctrico está actualmente condicionada por la necesidad de optimizar los ingresos mediante la participación en los servicios de ajuste del sistema, controlar el sobrecoste del desvío, gestionar la venta en escenarios extraordinariamente volátiles y actuar ante posibles precios futuros extraordinariamente bajos por situaciones de alta penetración renovable.
En este contexto, es imprescindible contar con un representante en mercado de experiencia acreditada que permita ofrecer una estrategia para optimizar los ingresos por generación.
Enérgya-VM es uno de los principales representantes de generadores independientes de nuestro país y cuenta actualmente con una cartera de más de 3.200 MW de las principales tecnologías renovables y cogeneraciones.
La compañía se ha caracterizado siempre por un espíritu innovador: en 2016 creó la primera zona de regulación secundaria formada por generación independiente, y en 2017 la primera zona íntegramente eólica. Igualmente, ofrece al productor a través de su SCADA la gestión en el Servicio de Reducción Automática de la Potencia para evitar en lo posible las restricciones a la exportación por exceso de generación en su zona geográfica. Estas acciones son ejemplos del seguimiento y análisis activo de la regulación que realiza para ofrecer a sus clientes las mejores soluciones en un contexto cambiante.
Así mismo, Enérgya-VM facilita instrumentos de gestión de la energía a corto, medio y largo plazo, a través de cierre de coberturas y contratos PPA que permitan realizar una correcta gestión de riesgos en un entorno de precios volátiles.
Enérgya-VM es una compañía formada por más de 130 trabajadores y se encuentra en una fase de crecimiento en su actividad. Además de la representación de generación, es activa en mercados financieros internacionales y cuenta con una cartera de 60.000 clientes de electricidad y gas en todos los segmentos, desde doméstico y pymes hasta gran industria, que permiten anticipar un año 2023 de crecimiento empresarial y buenos resultados.
La compañía forma parte de la división de energía integrada del Grupo Villar Mir, y cuenta con experiencia propia en gestión y desarrollo de activos, disponiendo actualmente de una cartera de proyectos en desarrollo de generación propia de cerca de 1 GW.
Éxito de asistentes al XIX Congreso Anual de Cogeneración
El pasado 17 de octubre, ACOGEN y COGEN España, con la colaboración de COGEN Europe, celebraron en el Real Casino de Madrid el XIX Congreso Anual de Cogeneración, “Cogeneración: nuevo ciclo con la industria”. Cerca de 200 asistentes se dieron cita para conocer la actualidad del sector y los retos que afronta la industria cogeneradora con los partidos políticos y reguladores. Representantes institucionales, políticos, industriales, suministradores y expertos se reunieron para debatir sobre el marco normativo de la cogeneración, las necesidades futuras de inversión y las oportunidades de la cogeneración industrial en España y en Europa.
La tarde previa tuvo lugar la cena de Gala del congreso, que congregó a un centenar de asistentes. Durante la misma se hizo entrega del Premio Shell España a la Sostenibilidad Corporativa, que recayó en Veolia España, y del Premio Shell España a la Innovación Tecnológica, entregado a Smurfit Kappa.
Un año más, empresas punteras se han unido al mayor evento de cogeneración de España, que contó con el patrocinio de Shell, Iberdrola Cogeneración, Bergen Engines, Capwatt, Enagás, Engie, GE Vernova, MWM, Siemens Energy, Solar Turbines, Zero Waste Energy, Alpiq, Axpo y Naturgy.
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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