Boletín Septiembre 2022

Boletín Electrónico de la Asociación Española de Cogeneración

Septiembre 2022

nº 169

Cogeneración, imprescindible para la industria y para el país

Editorial

Javier Rodríguez

Director General ACOGEN

Del dicho al hecho, estamos en ese trecho

El pasado 6 de septiembre, el presidente Sánchez anunciaba en su intervención en el Senado que se iba a otorgar a las industrias cogeneradoras el mismo mecanismo ibérico que disfrutaban desde hace tres meses las instalaciones de las grandes eléctricas. Aunque las dos últimas reuniones con el MITERD —el viernes 2 y el lunes 5— ya habían abierto vías a medidas positivas para paliar el desastre, es evidente que el anuncio en boca del presidente del Gobierno y en un contexto tan solemne, supuso una buena noticia para el sector.

En paralelo, el Ministerio anunció la reforma y potenciación del régimen retributivo de los cogeneradores, causa directa de que más de 400 cogeneraciones detuviesen su producción, poniendo en riesgo al 20% del PIB industrial del país en sectores claves para nuestra economía, de los que dependen más de 200.000 puestos de trabajo directos.

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) seguía senda correctiva de reversión volviendo a caer en JUL a 142,7 €/MWh, sin incluir el subsidio a la térmica, suponiendo una diferencia -27,0 €/MWh (-15,9%) respecto JUN (169,6 €/MWh)…

Precios gas

Precio interanual futuro Dated Brent revierte -10,7% frenado por depreciación del Tipo de cambio US$/€ -1,1%, cayendo los niveles de precios del suministro de gas a cliente final en España -1,1% respecto a valores de hace dos meses (caso indexación a Brent y TC).

Precios C02

El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa ha repuntado a 87,1 €/tCO2 en AGO 2022, con una menor especulación, pero sigue a niveles muy elevados. SEP 2022 lleva acumulado un valor medio de 72,0 €/tCO2, a niveles parecidos a MAR.

Actividad ACOGEN

ACOGEN en los medios

Tras un intenso verano de actividad en medios de comunicación y ámbitos instituciones y de diálogo con MITERD dada la situación de parada de 2 de cada 3 plantas de cogeneración, ACOGEN sigue trabajando para que las medidas anunciadas por el Gobierno se promulguen con celeridad y sean efectivas y recuperar la producción de las cogeneraciones,….

En los últimos dos meses, la cogeneración y ACOGEN han sido protagonistas de los medios de comunicación, con más de 400 informaciones en prensa, radio y televisión solo en este periodo. Comenzábamos julio anunciando que las industrias cogeneradoras españolas solicitaban amparo y acción a la Comisión Europea para no ser discriminadas frente a los ciclos combinados y que se les reconocieran los mismos precios de gas

Cogeneración sin fronteras

Socios protagonistas

Shell Lubricants

Shell Lubricants apuesta por reducir costes y emisiones de gases de efecto invernadero en el sector de la cogeneración

La cogeneración, la eficiente tecnología que genera electricidad y calor, es visto como un instrumento clave para la eficiencia energética y la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en España. Con ahorros económicos significativos, reduce el 2% las importaciones energéticas a nivel nacional y el 3,2% las emisiones de GEI.

Para los países importadores de combustibles fósiles, como son todos los de la Unión Europea, desarrollar sistemas energéticos más eficientes permite reducir la dependencia del exterior. Debido a esto la cogeneración es fundamental para la seguridad de suministro y la reducción de la dependencia energética, al ser una fuente de suministro cercano al punto de consumo y con capacidad de generación previsible y garantizada.

De un vistazo

La cogeneración y ACOGEN son noticia

La cogeneración y ACOGEN han sido protagonistas de los medios de comunicación, con más de 400 informaciones en prensa, radio y televisión en tan solo dos meses.

Amplia cobertura de la situación vivida por las industrias cogeneradoras tanto a nivel nacional como autonómico, en televisión, radio y prensa escrita.

Declaraciones para informativos de Antena 3 y Telemadrid, entrevistas en rne, Capital Radio, Cadena Ser, o periódicos nacionales como El País, El Mundo, ABC y La Razón; económicos como Expansión y El Economista. Así como los principales digitales tales como El Confidencial, El Español, Ok Diario.

Además de la prensa autonómica: La Vanguardia, El Periódico, Heraldo de Aragón, El Periódico de Aragón, El Correo, Diario Vasco, La Nueva España, El Comercio, El Periódico Mediterráneo, Levante, El Mundo Castellón, Castellón Plaza, La Voz de Galicia, El Progreso, Diario de Pontevedra, El Diario Montañés, etc.

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Editorial

acogen.es/boletin-septiembre-2022/#editorial

Del dicho al hecho, estamos en ese trecho

El pasado 6 de septiembre, el presidente Sánchez anunciaba en su intervención en el Senado que se iba a otorgar a las industrias cogeneradoras el mismo mecanismo ibérico que disfrutaban desde hace tres meses las instalaciones de las grandes eléctricas. Aunque las dos últimas reuniones con el MITERD —el viernes 2 y el lunes 5— ya habían abierto vías a medidas positivas para paliar el desastre, es evidente que el anuncio en boca del presidente del Gobierno y en un contexto tan solemne, supuso una buena noticia para el sector.

En paralelo, el Ministerio anunció la reforma y potenciación del régimen retributivo de los cogeneradores, causa directa de que más de 400 cogeneraciones detuviesen su producción, poniendo en riesgo al 20% del PIB industrial del país en sectores claves para nuestra economía, de los que dependen más de 200.000 puestos de trabajo directos.

Desde ACOGEN hemos venido reclamando reiteradamente estas medidas en múltiples ámbitos institucionales, con la evidencia de la situación de cientos de plantas que constataban el inicio de un declive industrial sin precedentes. Presidentes de diferentes Comunidades Autónomas —Castilla y León, Comunidad Valenciana, Aragón, Galicia…—, alcaldes, asociaciones industriales —Ascer, Aspapel, Feique, FIAB, AOP…—, CEOE y Foment del Treball, y partidos políticos habían requerido ya al Gobierno un cambio de estrategia y buena praxis política para preservar nuestro tejido industrial y evolucionar con eficacia los marcos legales, favoreciendo una correcta gestión empresarial asentada en el derecho y en la seguridad jurídica.

Los cogeneradores hemos tenido que denunciar ante la Dirección General de Competencia de la Comisión Europea la discriminación e incumplimientos de los marcos de la UE y de España, que hemos venido padeciendo, y presentado recurso previo por inactividad de la Administración así como otras acciones que vislumbran cientos de largos conflictos en tribunales, en vías administrativa y civil, que esperamos puedan reducirse con una respuesta rápida y eficaz del MITERD.

En los meses pasados, el clamor industrial, asociativo y político ha alcanzado un nivel nunca visto, que por fin parece haber sido escuchado; ahora los cogeneradores estamos expectantes en la senda incierta que va del dicho al hecho. Quedan muchas reuniones de trabajo y sobre todo concreciones.

Del anuncio político a la realidad empresarial

Desde que el presidente Sánchez hizo el anuncio, cogeneradores —y medios de comunicación— preguntan continuamente por el contenido de las medidas y si servirán para que las plantas vuelvan a arrancar, cesen los ERTE y se desdigan los anuncios de deslocalizaciones de producción. La respuesta de industrias y asociaciones sectoriales ha sido unánime, manifestando la confianza y el alivio ante las medidas avanzadas, pero al mismo tiempo se han mostrado prudentes al no conocer aún en detalle los desarrollos regulatorios para poder hacer números y tomar las decisiones de gestión empresarial en consonancia.

Entendemos que el desarrollo de estas medidas lleva su tiempo, pero es necesario que estén finalizadas este mes y es fundamental que sean eficaces para que las cogeneraciones vuelvan a funcionar y presten sus servicios a la industria y al país.

Desde las asociaciones llevábamos meses planteando al MITERD todas las soluciones posibles con todo tipo de detalle y alternativas. No es sencillo lograr un desarrollo regulatorio eficaz de la cogeneración —sector cien por cien regulado—, requiere su ciencia y su paciencia más cuando el diablo siempre anda paseando entre la letra pequeña. Sin embargo, las propuestas planteadas y un diálogo empático aseguran toda exorcística para lograr que se hagan las cosas bien.

En sólo dos semanas desde el anuncio político y tras diferentes contactos con el Ministerio que está trabajando a fondo, las medidas legislativas son inminentes. Más de 600 industrias dependen del acierto de las grandes líneas y de los pequeños detalles de las medidas anunciadas para seguir potenciando la confianza y la consolidación de buenas expectativas en nuestras industrias.

Cuanto antes podamos volver a situar a la cogeneración como herramienta clave para la eficiencia y competitividad de la industria, antes podrán nuestras empresas dedicar sus esfuerzos a los retos comerciales, financieros y productivos de un escenario tan complicado como el actual.

Confiamos en que a partir del 1 de octubre podamos ver recuperarse progresivamente la producción de cogeneración del 3% actual hasta alcanzar el 11% de 2021. Será el indicador certero de que estamos en la dirección correcta y de que los anuncios políticos pasan de los titulares a la realidad.

Javier Rodríguez

Director General ACOGEN

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) seguía senda correctiva de reversión volviendo a caer en JUL a 142,7 €/MWh, sin incluir el subsidio a la térmica, suponiendo una diferencia -27,0 €/MWh (-15,9%) respecto JUN (169,6 €/MWh), pero reflejando coste de oportunidad a muy corto plazo de la generación suponiendo de forma abusiva un coste del 100% del gas de las plantas de ciclo combinado y más caro aún el del valor del agua (ARTIFICIAL) turbinada en los embalses (hiperanuales, anuales, diques y bombeo), internalizando además costes desmesurados de los derechos de emisión de CO2 y Certificados de Garantía de Origen (GdO’s), bajo el amparo de las reglas del juego establecidas por las autoridades reguladoras y supervisoras de los mercados energéticos a nivel nacional y europeo. Dicho precio de JUL 2022 ha sido +50,2 €/MWh (+54,4%) superior al de JUL 2021 (92,4), que ya de por si fue casi el doble de la media histórica del mercado.

Pero en agosto el spot ha vuelto a subir por el repunte desproporcionado del precio del gas, que sólo refleja clara intencionalidad de especuladores poniendo de rodillas la economía occidental, burlándose de los reguladores y estrujando a los consumidores. Así el spot ha repuntado en AGO a 154,9 €/MWh, +12,2 €/MWh (+8,6%) respecto a JUL. Dicho precio de AGO 2022 ha sido +49,0 €/MWh (+46,2%) superior al de AGO 2021 (105,9), que ya había batido récord en aquel entonces.

La medida 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 de 40 €/MWh (primeros 6 meses), y subirá 5 €/MWh cada mes natural posterior hasta cubrir 11 meses y medio de aplicación, para que la térmica internalice ese coste en sus ofertas de producción. Una eficiencia media del 55% (conversión de MWh de gas a MWh eléctrico) supone un factor multiplicativo (1,82) quizás pesimista para una planta CCGT que puede tener una eficiencia mayor. Para una planta de carbón que tiene una eficiencia muy baja (tipo 30%-35%) y vistos los precios exorbitantes del carbón internacional (300-384 US$/t) funcionará por la posterior compensación respecto al precio del MIBGAS. Para una planta de cogeneración sin régimen retributivo, merecerá la pena si tuviese un precio de gas inferior al del índice MIBGAS y/o un rendimiento eléctrico equivalente superior al 55%. La cogeneración con régimen retributivo al no percibir la compensación por exclusión arbitraria está en riesgo de cierre definitivo, con el consiguiente perjuicio a la fábrica asociada, que también tendría que parar por falta de energía térmica.

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

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

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

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

Sumando el precio medio del mercado diario y el precio medio del ajuste, el resultado total para los compradores ha sido un precio mayor que el precio spot del mercado mayorista en todos los días anteriores al 14 Junio 2022, excepto mes de Marzo.

PRECIO CARGA BASE COMPRADORES (€/MWh)
Día	PMD (Pool)	Ajuste	PMD+Ajuste
Media Ene	201,72	0,00	201,72
Media Feb	200,22	0,00	200,22
Media Mar	283,30	0,00	283,30
Media Abr	191,52	0,00	191,52
Media May	187,13	0,00	187,13
Media 1-14 Jun	197,15	0,00	197,15
Media 15-30Jun	145,54	92,23	237,77
Media Jul	142,66	115,45	258,11
Media Ago	154,89	153,74	308,63
Media 1-13 Sep	156,42	131,60	288,02

Fuente: OMIE. Elaboración Enérgitas/SEI.

El supuesto tope de gas está produciendo enormes sobrecostes a los consumidores (compradores) o comercializadores (por el lado del aseguramiento de precio de compras), que hayan hecho coberturas financieras (seguros de precio, swaps, Contratos por Diferencias) o PPA’s después del 26 Abril 2022, porque la contraparte vendedora liquidará contra el precio publicado por el Operador del Mercado, sin incluir el ajuste del tope de gas, pagando el ajuste en todo caso por el 100% del consumo. Aquellos compradores que hayan hecho coberturas antes del 26 Abril 2022, también se pueden ver afectados contra el precio del mercado artificialmente reducido, al recibir una compensación por diferencias menor que el precio total con la compensación.

El susodicho tope o techo de gas es realmente un suelo del precio de gas para los compradores. En ningún momento se ha capado el precio del MIBGAS para definir la excepción ibérica como un techo del gas. Tampoco se ha rectificado para volver a establecer el tope del precio del mercado mayorista a 180 €/MWh. Las plantas térmicas, especialmente las turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT’s) ahora cuentan con un incentivo perverso establecido de forma regulada para no comprar gas más barato que el del índice del MIBGAS para el día de entrega, sabiendo además, que se le compensará dicho precio respecto al de referencia (inicialmente 40 €/MWh) aunque su precio real de adquisición de gas sea más barato.

El aumento de la volatilidad y del nivel de los precios del pool coinciden con el inoportuno cambio regulatorio establecido por el gobierno a inicios de Julio 2021, amparado por la transposición de medidas paneuropeas. Nuevas reglas del pool:

Los límites mínimos y máximos de los precios horarios del pool (mercado diario) han pasado de la banda inicial [0, +180 €/MWh] a la nueva banda [-500, +3.000 €/MWh]. Aún no se ha notado el efecto de que se pague por consumir energía (precios negativos), equivalente a que los generadores paguen por no parar y arrancar de nuevo, e inclusive se pueda cobrar por bombear (cargar) aguas arriba de un embalse (una batería) para turbinar (descargar) en horas de precios altos (positivos).
Los límites mínimos y máximos de los precios horarios de los mercados intradiarios (continuos) han pasado de la misma banda inicial [0, +180 €/MWh] a la nueva banda [+/-9.999 €/MWh], máximo valor que permite el display/campo de la plataforma electrónica del mercado, una auténtica locura sin pies ni cabeza, un disparate que no tiene ninguna justificación técnico-económica-financiera-ambiental-legal.

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

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

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

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

Con el nuevo sistema de CAP de precio de gas, no se contempla ninguna medida contra otras tecnologías, que pueden seguir ofertando por encima del coste de oportunidad del gas y/o de la energía no suministrada. Tampoco se contempla ninguna medida para controlar el precio del MIBGAS. Muy probablemente, la medida puede incentivar al repunte del precio del MIBGAS para aumentar la compensación.

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

Los precios del pool ya estaban elevados antes del 24F (inicio conflicto Rusia-Ucrania), si bien la guerra y las sanciones contra Rusia han provocado un repunte mayor de los precios de todos los combustibles y mercados mayoristas, que están asfixiando a los minoristas.

La estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2022 sube a 183,1 €/MWh, al cierre de esta edición, lo cual supone un incremento de +2,1% (+3,7 €/MWh) respecto al nivel previsto hace dos meses (179,3 €/MWh). El futuro de 2022 ha cotizado en contango respecto a 2020 con valores mínimo 40,4, medio 57,6 y máximo 307,2. El 2020 ha sido el mínimo del histórico (34,0 €/MWh) debido fundamentalmente al efecto de la pandemia Covid-19 (menor actividad económica/industrial, menor demanda, menor precio de los combustibles y CO2). Pero nadie se esperaba que en dos años el precio anual se multiplicase por aprox. 5,39 veces (+539%). Desde luego, la Comisión Europea está demostrando poca eficacia por consentir mercados de electricidad, CO2 y hubs de gas totalmente descontrolados. Europa no se puede permitir el lujo de arruinar la poca industria que aún sigue sobreviviendo y hundir en la pobreza energética a consumidores domésticos, 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. Estamos en una estado de emergencia energética sin precedentes.

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

Calendar 2020 ha cerrado a 34,0 €/MWh. Representa el valor anual mínimo del registro histórico desde cuando ha empezado el mercado de derechos de emisiones de CO2 (Año 2005), fecha que marca un antes y un después en los mercados europeos (“somos muy listos”, “somos muy ecológicos”,…, a costa del consumidor que no ha sido consultado vía referéndum para este tipo de cuestiones estructurales en la economía familiar, comercial, residencial, industrial y sector público en general).
Calendar 2021 ha cerrado a 111,9 €/MWh por los repuntes del gas y su repercusión en los precios del pool desde julio 2021 (con subida elevadísima de los límites de los precios máximos). Y en 2021 no había aflorado el problema Rusia-Ucrania.
Estimación de cierre de Calendar 2022 pasa de 179,3 a 183,1. Incremento +3,7 €/MWh (+2,1%).
Calendar 2023 repunta de 185,0 a 191,3. Incremento +6,3 (+9,1%).
Calendar 2024 sufre correctivo de 125,6 a 104,5. Decremento -21,1 (-16,8%).
Calendar 2025 cae de 77,5 a 76,0. Decremento -1,5 (-1,9%).
Calendar 2026 cae de 59,0 a 56,0. Decremento -3,0 (-5,1%).
Calendar 2027 se mantiene en 49,0.
Calendar 2028 cae de 46,2 a 44,9. Decremento -1,4 (-3,0%).
Calendar 2029 cae de 44,2 a 42,5. Decremento -1,8 (-4,0%).
Calendar 2030 cae de 43,2 a 41,1. Decremento -2,1 (-4,8%).
Calendar 2031 cae de 42,4 a 39,9. Decremento -2,5 (-5,9%).
Calendar 2032 ha empezado a cotizar desde 3 ENE, al mismo nivel que 2031, síntoma de falta de liquidez a muy largo plazo. Pero lleva 5 meses cotizando por debajo de 2031. Revierte de 41,8 a 38,9. Decremento -2,9 (-6,9%).

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. Para perfil carga base empezando Ene 2023, las cotizaciones caen de 99,2 a 95,4 (reducción -3,9 €/MWh, -3,9%) a 5 años y de 71,4 a 68,4 (reducción -3,0 €/MWh, -4,2%) a 10 años vista. El periodo quinquenal de Ene 2024 a Dic 2028 cae de 71,5 a 66,1 (reducción -5,4 €/MWh, -7,6%), a niveles más competitivos que un contrato a 10 años, pero al empezar en 2023 se eliminaría el riesgo de la volatilidad y elevado precio de 2023, anticipada por los futuros.

Los PPA’s con perfil solar tienen precios de unos 3,2 €/MWh inferiores al perfil Carga Base. Los precios a 5 años empezando en 2023 caen de 96,0 a 92,2, y si empiezan en 2024 caen de 68,2 a 62,8. A 10 años empezando en 2023 caen de 68,2 a 65,2.

El nuevo cambio regulatorio del pool orquestado desde las autoridades europeas a cada Estado miembro para implantar precios cuarto-horarios va a aumentar aún más la volatilidad de los precios del mercado mayorista a partir del Q4 2022. Será la excusa para explicar que la culpa de los nuevos precios del pool será por la necesidad de aproximarnos al equilibrio de oferta y demanda de energía eléctrica en los mercados de regulación secundaria y terciaria, coincidiendo con la medida de los contadores de electricidad fiscales (potencia máxima cada 15 minutos). Pasaremos de 24 precios horarios a 96 precios cuarto-horarios en cada día. Esto pondrá en cuestión el papel del Operador del Sistema y de los mercados de balances y regulación de frecuencia-potencia (banda secundaria y energía terciaria), cuyos precios hoy por hoy no tienen cobertura financiera (no existen swaps para gestión de riesgo de variación de precios de la operación técnica). Pinta un escenario ideal para impulsar las inversiones en sistemas de almacenamiento, pero ruinoso para los consumidores que no puedan aprovecharlo.

En cuanto a peajes y cargos del sistema, seguimos con la bajada de Cargos desde 31 Marzo 2022. Además, sigue en vigor la bonificación del 80% de peajes para Consumidores Electro-Intensivos (CEI) desde 1 Enero 2022 hasta fin de año.

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

De cara al consumidor final se mantiene la bajada del IVA y el Impuesto Especial sobre la Electricidad, y además 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.

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

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

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

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

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

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

Precios gas

Precio interanual futuro Dated Brent revierte -10,7% frenado por depreciación del Tipo de cambio US$/€ -1,1%, cayendo los niveles de precios del suministro de gas a cliente final en España -1,1% respecto a valores de hace dos meses (caso indexación a Brent y TC). Pero aún así siguen siendo precios elevadísimos. Se acentúa el impacto de la renovación de nuevos contratos de suministro de gas para industrias, que arrastran un incremento entre +110%y+140% en los precios del gas. Si tenemos en cuenta nuevas fórmulas (actualizadas) bajo el nuevo estadio de precios, las subidas son de escándalo, superando la tarifa de gas regulada (de referencia o de último recurso) del sector gasista para clientes domésticos (baja presión de gas). Esto es un hecho que está provocando serios problemas de tesorería en las industrias gas intensivas y calor-intensivas, obligándolas a cierres temporales o nuevos ERTE’s. Las ayudas iniciales del gas para las industrias han sido muy restringidas a unos pocos sectores, que se cuentan con los dedos de una mano, excluyendo a la inmensa mayoría de las industrias que están en riesgo de cortes de gas por retrasos en los pagos.

El precio interanual del hub de gas España-Portugal (Mibgas), vuelve a subir, un +6,1% debido a tres factores más políticos que de mercados: i) la excepción ibérica que acopla un nuevo índice de gas day-ahead, que se conoce antes del envío de las ofertas de los generadores en el pool de electricidad para la subasta del día siguiente, ii) renegociaciones oportunistas con importaciones de EEUU para reemplazar el gas de Argelia, que ya no puede venir por antiguo gasoducto por Marruecos, y iii) alarma de desabastecimiento por la reducción de exportaciones de gas de Rusia a Europa.

Respecto a los hubs de gas europeos, el TTF y NBP repuntan otra vez +24,3% y +31,5%, respectivamente, aprovechando la menor oferta de gas de Rusia. En mismo sentido, el gas Henry Hub de EEUU, índice NYMEX, sube +21,5%, por elevado coste de oportunidad generalizado a corto-medio plazo por el conflicto Rusia-Ucrania.

Difícil de explicar que el flujo de gas por el gasoducto antiguo (Magreb) vaya de España a Marruecos, con la que está cayendo. De hecho, Argelia ha exigido que se garantice que NO se produzcan exportaciones de gas a Marruecos con el gas que viene por el Medgaz, aparte de las tensiones geopolíticas por el control del territorio del Sahara Occidental. Permitir a Marruecos que extraiga gas de las costas internacionales que comparten bolsas de gas que también debería explotar España, es algo incomprensible desde el lado español. Permitir que Marruecos importe energía eléctrica más barata de España, así como Portugal y Francia, es a costa de subir más los precios de España. Y que España exporte gas al centro y norte de Europa es una prueba irrefutable de que el precio real del gas importado en España es mucho más competitivo que el precio especulativo de los hubs europeos. ¿Quién se está lucrando de esa diferencia entre precios de exportación e importación? Desde luego, el sector industrial NO.

Tampoco se comprende cómo se importa gas de EEUU, principalmente extraído mediante la técnica de fractura hidráulica (Shale Gas), y aquí los políticos supranacionales no hacen nada para que los Estados Miembros de la Unión Europea autoricen extraer gas de yacimientos autóctonos. Por eso la producción del gas de EEUU se está disparando, llegando a niveles de saturación de su nivel de producción / extracción de gas para exportar lo máximo posible a Europa en barcos metaneros. EEUU está haciendo su agosto a raíz de los efectos de la guerra Rusia-Ucrania. Aun así, el precio de venta (importado) de EEUU incluyendo coste de licuefacción, seguros y fletes de embarque/costes de logística y transporte por barcos metaneros, y coste de regasificación está resultando muchísimo más barato que el de los hubs europeos, incluido el del Mibgas, beneficio que no está redundando en abaratar el gas en España, sino en exportarlo (¿parcial o totalmente?).

El índice del carbón internacional (ARA) corrige niveles (-7,1%) respecto a valores interanuales de hace dos meses, después de haber batido máximos históricos registrados en Oct 2021 (231 US$/tonelada métrica) y marzo (343 US$/t). Abril ha cerrado a 309,6 $US/t. Mayo alcanza 319,5. Jun a 337,5, Julio se supone que ha tocado techo a 383,9 $US/t para empezar una escalada bajista a medio-largo plazo. Mucha demanda de carbón en Occidente para compensar las reducciones de gas de Rusia, puede tensionar el precio del carbón y revertir la tendencia esperada. Agosto cayó a 355,2 y se espera 338 Sep, 319 Oct, 318 Nov y 315 Dic.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 98,7 a 88,2 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,0288 a 1,0176 US$/€.

La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 143,7 a 152,5 €/MWh. Nivel 3,8 veces (380%) superior a los 40 €/MWh del límite inicial del mal denominado CAP de gas en pool de electricidad por la excepción ibérica (porque es realmente un FLOOR). Esto demuestra nuestra percepción de la mayor especulación inducida por tal medida regulatoria, al no ponerle límites al ajuste del gas garantizado a la generación térmica (ajuste compensado contra la cuenta de resultados de los consumidores).

La media interanual de los futuros del TTF suben de 163,1 a 202,7 €/MWh.

La media interanual de los futuros del NBP (UK) suben de 365,6 a 480,9 peniques/termia.

La media interanual de los futuros del NYMEX repuntan de 5,7 a 6,9 US$/MMBtu. En el peor de los contratos a plazos del HH para exportación fuera de EEUU, se observan precios por debajo de la horquilla 25-27 €/MWh (teniendo en cuenta el tipo de cambio y factores de cambios de unidades energéticas). Si duplicamos ese coste por traer gas de EEUU a Europa, tendríamos un precio de 50-54 €/MWh, inferior a todos los hubs europeos. Europa debería replantearse su política energético-ambiental para abaratar el gas, mientras no sea viable otra alternativa (hidrógeno). Tipificar al gas y la nuclear como energía verde parece que es una señal para apostar por la repotenciación de dichas tecnologías, especialmente la nuclear, si bien ello requiere mucho tiempo de implantación, pero seguramente deberá frenar el plan de retirada o desmantelamiento previsto en países europeos.

Los targets del Dated Brent pasan de 97,1 – 85,5 – 79,5 y 75,4 US$/barril a finales de 2022, 2023, 2024 y 2025, a niveles de 90,7 – 81,5 – 76,1 y 72,3, respectivamente.

Los targets del euro frente al dólar americano pasan de 1,0218 – 1,0549 – 1,0719 y 1,0849 US$/€ a 1,0155 – 1,0318 – 1,0472 y 1,0589 a finales de 2022, 2023, 2024 y 2025, respectivamente. Niveles que muestran desconfianza de los inversores en Zona euro. El euro muestra fuerte tendencia a seguirse depreciando por las políticas monetarias, caída de la actividad económica, y aumento de la inflación, del gasto público y de la deuda pública, y subidas de impuestos/tasas, y aún más por la nueva política energético-ambiental (transición energética), y la renuncia a extraer gas mediante fractura hidráulica (shale gas), así como a la repotenciación de la nuclear y/o carbón en algunos países. España se ha dado el lujo de cerrar una planta de carbón (destruida con dinamita controlada) en esta lamentable emergencia nacional. Error tras error. Debería prohibirse desmantelar plantas que puedan protegernos frente al riesgo de importaciones de gas y crudo. También existe seria preocupación por la no renovación de explotación (franquiciada) de plantas hidráulicas por el supuesto beneficio ecológico-ambiental en cuencas hidrográficas.

Los targets del TTF pasan de 178,7 – 125,0 – 75,9 y 47,2 €/MWh a finales 2022, 2023, 2024 y 2025, a niveles de 218,0 – 182,0 – 106,4 y 78,3, respectivamente. Repunta dramáticamente a finales de 2022 y a lo largo de 2023, y sube de forma más moderada a medio-largo plazo (2024-2025), pero a esos precios la gran industria europea habrá desaparecido. No hay presupuesto ni margen para repercutir esas subidas a precios manufacturados en Europa (serían sustituidos por productos asiáticos).

Los futuros de MIBGAS anticipan medias anuales que pasan de 120,6 – 124,8 – 80,9 €/MWh para 2022 – 2023 – 2024 a niveles de 119,5 – 154,6 – 109,5, respectivamente. El alza en los precios del MIBGAS en los próximos meses coincide con el efecto del RDL 10/2022, que supone una indexación temporal del MIBEL con el MIBGAS, contando con luz verde de Bruselas para la aplicación del mal llamado CAP de gas en el pool de electricidad, cuando realmente es un FLOOR.

El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha REPUNTADO en MAR 2022, cerrando media mensual a 124,4 €/MWh, lo cual supone una subida de +43,0 €/MWh, +52,9% respecto FEB 2022 (81,4 €/MWh). ABR ha revertido a 87,8, May a 77,3, JUN a 96,7, JUL ha repuntado a 126,1, y AGO se supone que ha tocado techo a 165,8 debido a la mayor demanda de gas por las plantas de Ciclo Combinado (CCGT’s) y el FLOOR de gas en el pool de electricidad y por la crisis geopolítico-energética de Rusia contra Europa.

Cabe intuir que las multinacionales gasistas podrían estar compensando futura caída de ingresos por la ola ambientalista que se ha comprometido en centrar la expansión de las renovables sin consulta popular al ciudadano, que es quien finalmente terminará pagando la politización de la energía y el medioambiente, por un futuro limpio pero que puede condicionar el consumo y desarrollo/bienestar de España y demás países europeos, mientras algunos países siguen apostando por el carbón y la nuclear. Y los norteamericanos por el gas de fractura hidráulica. Nuestros políticos europeos deberían darse un baño de humildad empezando por aceptar su afán de aumento de la recaudación fiscal derivada de la energía para compensar el creciente e irrefrenable gasto público. Los consumidores energéticos están terminando de perder la confianza en los políticos. Supone un desgaste político que debería conducir a establecer un Pacto de Estado para unirse en esta emergencia nacional y europea, y consultar al ciudadano alternativas regulatorias más eficaces. Demasiados parches de agua tibia.

Los países asiáticos están sustituyendo a Europa como destino del gas ruso, cerrando aprovisionamientos a largo plazo con más de dos terceras partes del gas ruso, dejando menos de una tercera parte a los países europeos. Sin duda el control de los precios de los mercados gasistas internacionales por estrategias de geopolítica energética viene y seguirá condicionando la competitividad de las industrias europeas. Y Europa sigue sin decidir la extracción del gas autóctono. Ya hemos avisado con antelación de los posibles racionamientos de gas en próximo invierno por falta de previsión y excesivo optimismo respecto a disponibilidad del gas ruso y argelino.

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

Si tenemos en cuenta los futuros a lo largo de 2022 del Mercado Secundario de Gas hace un mes se esperaba un cierre anual que pasaba de 91,8 a 82,3 €/MWh, pero ahora está a 119,5 €/MWh, y con mucha presión alcista.

Tengamos en cuenta de que, en el año 2020, el MIBGAS ha cerrado a 10,2 €/MWh, el menor precio anual desde que arrancó a mediados de Dic 2015, debido a la menor actividad económica y menor demanda de gas. Pero para la industria es terrible que un commodity se multiplique por casi 11,7 veces (1.170%) en menos de dos años. La cogeneración y la industria en general difícilmente van a poder sufragar el encarecimiento de los costes de la materia prima con los nuevos contratos de aprovisionamiento de gas. Se verán obligados a subir los precios de los productos manufacturados para evitar cierres o paradas hasta que pase esta coyuntura que se está alargando demasiado en el tiempo (por lo menos hasta 2024-25). La falta de la oportuna revisión de los precios regulados de la cogeneración con régimen retributivo desde 2020, y más recientemente su exclusión de la excepción ibérica, está obligando a parar más del 55% del parque de cogeneración en España. Ello redunda en mayores perjuicios a los consumidores (precios más elevados) y al medio ambiente (más emisiones de CO2) y a la clase obrera (más parados sean discontinuos o permanentes), entre otros. Sin duda esto comprometerá 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 ver 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:

OCT 2022: ha tenido 7 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 12 Sep), marcando MAX 172,0, medio 135,8 y MIN 120,0. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 136,5 y la media acumulada 166,8 con Máx/Mín de 284,5/120,0.
SEP 2022: ha cotizado 23 días, marcando MAX 233,0, medio 171,2 y MIN 136,0. La última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 167,0 y la media acumulada 136,7 con Máx/Mín de 233,0/72,4. Media day-ahead MIBGAS se estima en 133,1 €/MWh al cierre de esta edición.
AGO 2022: ha cotizado 21 días, marcando MAX 157,0, medio 132,9 y MIN 110,0. La última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 120,0 y la media acumulada 102,4 con Máx/Mín de 157/68,9. Media day-ahead MIBGAS ha cerrado a 165,8 €/MWh.
JUL 2022: ha cotizado 22 días, marcando MAX 123,0, medio 97,4 y MIN 69,9. La última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 123,0 y la media acumulada 88,4 con Máx/Mín de 123/69,3. La mayor demanda de gas por aumento de producción de plantas térmicas y por la crisis Rusia-Europa han distorsionado JUL. Media day-ahead MIBGAS ha cerrado a 126,1 €/MWh.
JUN 2022: ha cotizado 22 días, marcando MAX 82,6, medio 75,8 y MIN 69,0. La última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 80,5 y la media acumulada 96,7 con Máx/Mín de 203,8/69,0. Media day-ahead MIBGAS ha cerrado a 96,7 €/MWh.
MAY 2022: ha cotizado 19 días, marcando MAX 117,8, medio 89,7 y MIN 77,0. La última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 78,5 y la media acumulada 99,1 con Máx/Mín de 210,3/68,6. Media day-ahead MIBGAS ha cerrado a 77,3 €/MWh.
ABR 2022: ha cotizado 19 días, marcando MAX 202,0, medio 115,1 y MIN 94,4. El Futuro del gas en OMIP ha cotizado Máx 220,2, Medio 95,2 y Mín 62,4. Media del Spot day–ahead MIBGAS ha cerrado a 87,8 €/MWh.
MAR 2022: ha cotizado 19 días, marcando MAX 97,0, medio 77,2 y MIN 68,1. El Futuro del gas en OMIP ha cotizado Máx 167,2, Medio 90,7 y Mín 68,1. Media del Spot day–ahead MIBGAS ha cerrado 124,4 €/MWh.
FEB 2022: ha cotizado 15 días, marcando MAX 92,3, medio 83,6 y MIN 70,5. Pero el Futuro del gas en OMIP ha cotizado Máx 180,4, Medio 98,0 y Mín 60. Media del Spot day–ahead MIBGAS ha cerrado 81,3 €/MWh.
ENE 2022: ha cotizado 20 días, marcando MAX 172,0, medio 111,1 y MIN 67,1. La media de Futuros de OMIP ha sido 98,0 pero la cotización fue cayendo brutalmente en la segunda quincena hasta llegar a 60 €/MWh. Media del Spot day–ahead MIBGAS ha cerrado 83,6 €/MWh.

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

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

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

Futuro Año 2019 ha cotizado desde 24 Nov 2017 hasta 28 Dic 2018, entre 18,3 y 28,2, con una media de 22,5. El contado (MIBGAS) cerró a 15,4, nivel por debajo del valor MIN del futuro.
Futuro Año 2020 ha cotizado desde 2 Ene 2018 hasta 30 Dic 2019, entre 13,3 y 25,3, y media 20,3. El contado (MIBGAS) cerró a 10,2, nivel por debajo del valor MIN del futuro.
Futuro Año 2021 ha cotizado desde 2 Ene 2019 hasta 30 Dic 2020, entre 12,3 y 22,7, y media 17,1. El contado (MIBGAS) cerró a 47,3, nivel por encima del valor MAX del futuro.
Futuro ENE 2022 ha cotizado desde 1 OCT hasta 31 DIC registrando valores Max-Med-Min de 180,6-98,0-60,0 €/MWh, respectivamente.
Futuro FEB 2022 ha cotizado desde 1 NOV hasta 31 ENE registrando valores Max, Med y Min de 180,4-94,9-66,8 €/MWh.
Futuro MAR 2022 ha cotizado desde 1 DIC hasta 28 FEB registrando valores Max, Med y Min de 167,2-90,7-68,1 €/MWh.
Futuro ABR 2022 ha cotizado desde 3 ENE hasta 31 MAR registrando valores Max, Med y Min de 220,2-95,2-62,4 €/MWh.
Futuro MAY 2022 ha cotizado desde 1 FEB hasta 29 ABR registrando un Max, Med y Min de 210,3-99,1-68,6 €/MWh.
Futuro JUN 2022 ha cotizado desde 1 MAR hasta 31 MAY registrando un Max, Med y Min de 203,8-96,7-69,0 €/MWh.
Futuro JUL 2022 ha cotizado desde 1 ABR hasta 30 JUN registrando un Max, Med y Min de 123,0-88,4-69,3 €/MWh.
Futuro AGO 2022 ha cotizado desde 2 MAY hasta 29 JUL registrando un Max, Med y Min de 157,0-102,4-68,9 €/MWh.
Futuro SEP 2022 ha cotizado desde 1 JUN hasta 31 AGO registrando un Max, Med y Min de 233,0-136,7-72,4 €/MWh.
Futuro OCT 2022 lleva cotizando desde 1 JUL hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 284,5-166,8-120,0 €/MWh.
Futuro NOV 2022 lleva cotizando desde 1 AGO hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 289,9-195,1-149,1 €/MWh.
Futuro DIC 2022 lleva cotizando desde 1 SEP hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 220.4-198,4-167,2 €/MWh.
Futuro 2022 ha cotizado desde 2 Ene 2020 hasta 30 DIC 2021, con valores acumulados entre 13,4 y 138,5, y media 25,2. La previsión de cierre del contado (MIBGAS) apunta a 119,5, lo cual implica casi 4,7 veces superior a la media del futuro. El futuro fue bajando a finales de año 2021 desde el Máx (138,5) de 21Dic hasta 79,8 (30Dic).
Futuro 2023 ha empezado a cotizar desde 4 Ene 2021, con valores acumulados entre 16,2 y 291,5 y media 53,8. Última cotización a 154,6.
Futuro 2024 ha empezado a cotizar desde 3 Ene 2022, con valores acumulados entre 30,5 y 193,1 y media 67,3. Última cotización a 109,5.

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

Valoración futura del gas natural canalizado				Sep 2022 – Ago 2023
Consumo anual (GWh/año)	150-500	50-150	15-50	0,015-0,05
Término	RL10	RL9	RL8	TUR (RL3)
T. Energía Te (c€/kWh)	6,17	6,43	6,69	5,84
T. Capacidad (c€/kWh/día/mes)	3,1130	3,2792	5,1433	23,2094

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

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

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

Término ENERGÍA	RL10	RL9	RL8	TUR
Jul 2022 – Jun 2023	6,2402	6,5006	6,7601	5,9152
Sep 2022 – Ago 2023	6,1680	6,4284	6,6879	5,8430
Variación (c€/kWh)	-0,0722	-0,0722	-0,0722	-0,0722
(%)	-1,16%	-1,11%	-1,07%	-1,22%

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

Término ENERGÍA	Mibgas (€/MWh)	TTF (€/MWh)	NBP (pence/therm)
Jul 2022 – Jun 2023	143,71	163,14	365,59
Sep 2022 – Ago 2023	152,50	202,72	480,87
Variación (c€/kWh)	8,79	39,58	115,28
(%)	6,1%	24,3%	31,5%

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

Esta semana ha saltado la alarma social de las Comunidades de Propietarios que se han visto obligadas a cambiar las calderas de carbón por calderas a gas ciudad, y por el nivel de consumo anual (superior a 50 MWh/año) NO pueden acogerse a la TUR, lo cual supone un aumento de 5 veces el presupuesto previsto, existiendo riesgo de impago porque no hay posibilidades de incrementar tanto una derrama de urgencia por la propia calamidad de los propietarios. Lo mismo ocurre con los consumidores industriales, medianas industrias, comercios, centros comerciales, grandes superficies, etc. La diferencia es que en una finca se puede dar de baja el suministro de gas y calentarse cada uno como buenamente pueda (radiadores o termodifusores, estufas de madera/biomasa/pellets, etc.). Pero en una cogeneración eso no es posible ya que la generación de energía térmica es indispensable en los procesos industriales de la fábrica asociada. Si se apaga la cogeneración, se apaga la fábrica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Precio Carga Base Térmica CCGT/Carbón/CHP desreuglada (€/MWh)
Mes	Pgn Mibgas		Prgn		Diferencia	Eficiencia	Y
Media 15-30 Jun		111,69		40,00	71,69	55%	130,35
Media Jul		130,44		40,00	90,44	55%	164,43
Media Ago		161,99		40,00	121,99	55%	221,80
Media 1-13 Sep		138,76		40,00	98,76	55%	179,56

Fuente: MIBGAS. Elaboración: Enérgitas/SEI.

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

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

Precios CO2

El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa ha repuntado a 87,1 €/tCO2 en AGO 2022, con una menor especulación, pero sigue a niveles muy elevados. SEP 2022 lleva acumulado un valor medio de 72,0 €/tCO2, a niveles parecidos a MAR. Como que algo están oliendo los especuladores. “El horno no está para bollos” con la que está cayendo en los mercados gasistas y de electricidad. La prensa nacional empieza a preguntarse por qué aún NO se ha suspendido el mercado de CO2, si es un agravante al precio de la electricidad.

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

Y la media ANUAL acumulada en 2022 prácticamente pasa a 83,0 €/tCO2. Este nivel implica un crecimiento de más de 4 veces superior a los valores medios del registro histórico reciente (2018-2020).

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

El nivel de los precios del CO2 sigue con un perfil de contango, con unos niveles de la curva forward a largo plazo (2025-2030) menores que los de hace dos meses:

Futuro Dic 2020 dejó de cotizar a niveles máximos de 30,8 €/tCO2.
Futuro Dic 2021 dejó de cotizar el 20DIC/2021 a un valor en torno a 79,4.
Futuro Dic 2022 pasa de 82,8 a 71,8.
Futuro Dic 2023 pasa de 85,5 a 74,5.
Futuro Dic 2024 pasa de 91,3 a 78,8.
Futuro Dic 2025 pasa de 98,5 a 84,7.
Futuro Dic 2026 pasa de 105,7 a 91,2.
Futuro Dic 2027 pasa de 113,0 a 97,7.
Futuro Dic 2028 pasa de 120,2 a 104,3.
Futuro Dic 2029 ha empezado a cotizar el 15Dic2020 a 36,2 €/tCO2. Era el nivel más alto de la curva forward. En menos de un año alcanzó un récord máximo de 100,7 €/tCO2 el 8 DIC 2021, Día de la Inmaculada, como para no olvidarlo. Puede llegar a ser la ruina de los cogeneradores y las industrias que necesitan energía térmica en sus procesos de producción, si no se compensa debidamente dicho coste. La cotización ha pasado de 125,3 a 110,7.
Futuro Dic 2030 ha empezado a cotizar el 20 DIC 2021, a un valor de 91,4, y ha pasado de 130,3 a 117,2.

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

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

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

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

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Actividad ACOGEN

Tras un intenso verano de actividad en medios de comunicación y ámbitos instituciones y de diálogo con MITERD dada la situación de parada de 2 de cada 3 plantas de cogeneración, ACOGEN sigue trabajando para que las medidas anunciadas por el Gobierno se promulguen con celeridad y sean efectivas y recuperar la producción de las cogeneraciones, de manera que vuelvan a producir y a aportar sus imprescindibles contribuciones a la eficiencia energética, al ahorro de emisiones y a la competitividad de nuestras industrias y productos.

El martes 12 de julio se celebró la sesión 180 del Comité de Agentes de Mercado OMIE, del que ACOGEN forma parte. El mismo martes, la Asociación asistió a la sesión pública de la Asamblea Anual de COGEN España.

Al día siguiente se celebró la junta directiva mensual de ACOGEN. También tuvo lugar la sesión 103 del Comité Técnico de Seguimiento de la Operación del Sistema Eléctrico Ibérico (CTSOSEI) al que asiste ACOGEN. El viernes 22 de julio hubo reunión extraordinaria de la Comisión de Energía de Foment del Treball, a la que asistió el Director de Desarrollo, Ernest Valls.

El 26 de julio tuvo lugar la reunión de lanzamiento del Grupo de Trabajo, auspiciado por Red Eléctrica, para la Revisión de las Especificaciones de Detalle de determinación de la capacidad de acceso a la red de transporte (GT_ED), del que ACOGEN forma parte.

Ese mismo día, una delegación de ACOGEN, con el presidente, miembros de CERANOR y el director general, se reunieron con la Consejería de Medio Ambiente de la Junta de Castilla y León para trasladar la situación de la cogeneración y solicitar su apoyo.

El 10 de agosto las asociaciones ACOGEN, COGEN España y ADAP, presentaron requerimiento a la Secretaría de Estado de Energía por inactividad reglamentaria de la Administración.

El viernes 2 de septiembre, la vicepresidenta tercera y ministra de Transición Ecológica y Reto Demográfico convocó a una reunión presencial a las asociaciones ACOGEN y COGEN España para analizar la situación de la cogeneración y las medidas en curso por el Gobierno, así como el Plan de Contingencia en el que está recabando las aportaciones de las CC.AA., ayuntamientos, asociaciones sectoriales y opinión pública.

El lunes 5 de septiembre tuvo lugar la reunión con diferentes sectores industriales electrointensivos convocada también por la vicepresidenta tercera del Gobierno, Teresa Ribera, en la que participó el presidente y el director general de ACOGEN, junto con otros 70 participantes.

El 12 de septiembre ACOGEN, COGEN España y ADAP mantuvieron reunión con al Dirección General de Competencia de la Comisión Europea tras los informes remitidos el 7 de julio y 8 de septiembre en relación a la situación de la cogeneración y su marco regulatorio y retributivo en España.

El martes 13 de septiembre ACOGEN asistió a la reunión del Comité Organizador de la feria de GENERA 2023. Ese mismo día, también tuvo lugar la reunión del Comité de Agentes de Mercado, OMIE, en la que participó ACOGEN.

Al día siguiente, miércoles 14 de septiembre, se celebra el Comité de Eficiencia y Promoción de ACOGEN en modo híbrido -presencial y online- con más de 160 profesionales inscritos.

El jueves 15 de septiembre tiene lugar la junta directiva mensual de ACOGEN.

Avanzan los trabajos para la celebración del XVIII Congreso Anual de Cogeneración, organizado por COGEN España y ACOGEN, que tendrá lugar el martes 4 de octubre bajo el lema “Cogeneración, inversión eficiente para liderar la descarbonización industrial” y la cena de gala que tendrá lugar el día antes, lunes 3 de octubre, en el Casino de Madrid.

Durante estos meses ACOGEN ha realizado una ingente labor de atención a las consultas y difíciles situaciones de emergencia económica y paradas de sus asociados, así como manteniendo reuniones con otros stakeholders para gestionar la crisis derivada de los precios de la energía.

Además, se ha intensificado la presencia de ACOGEN a través de entrevistas en televisión, radio y prensa, y reportajes en los principales medios de comunicación nacionales y autonómicos explicando la situación de los cogeneradores y las demandas del sector.

ACOGEN en los medios

En los últimos dos meses, la cogeneración y ACOGEN han sido protagonistas de los medios de comunicación, con más de 400 informaciones en prensa, radio y televisión solo en este periodo. Comenzábamos julio anunciando que las industrias cogeneradoras españolas solicitaban amparo y acción a la Comisión Europea para no ser discriminadas frente a los ciclos combinados y que se les reconocieran los mismos precios de gas establecidos en el mecanismo de topado. Para entonces, la mitad de la cogeneración ya estaba parada. Tras el silencio de la Administración y la continua caída de la producción de cogeneración, en agosto informábamos en nota de prensa Despilfarro energético: España sigue parando cogeneraciones e industrias asociadas, mientras que ciclos —30% menos eficientes— y carbón producen a tope, con numerosos impactos en medios de comunicación (elEconomista, El Español, The Objective, Europapress, Agencia EFE, El Mundo Castellón, El Periódico Mediterráneo, etc.).

Comunidades como Galicia, Castellón, Aragón, País Vasco, Asturias o Cantabria, informaron de la situación de las industrias cogeneradoras, algunas paradas u otras en situaciones límites.

La Voz de Galicia titulaba Las plantas de cogeneración, que garantizan la viabilidad industrial, están parando; El Correo Vasco señala Empresas cogeneradoras de Gipuzkoa critican que no se aproveche la energía que producen e informa que el sector, con 30 plantas en el territorio, denuncia que el Gobierno central les aboca a parar al no compensarles el alza del gas en el precio de la electricidad que generan; El Mundo Castellón indica Decepción en la cogeneración ante las ayudas en relación a la propuesta de retribución que anunciaba el MITERD en agosto.

En ABC leíamos Corbatas o industria, tribuna firmada por Ascer, Aspapel, Feique y FIAB en apoyo a la cogeneración, por su competitividad a las industrias intensivas en calor y que permite ahorros de hasta un 30% de energía. La agencia de noticias Bloomberg también escribió sobre la situación del sector en nuestro país, titulando Spain Burns More Gas While Power From a Cleaner Source Plummets, donde informa que mientras la cogeneración asociada a la industria caía en picado, pasando de producir el 11% de la electricidad del país a solo el 4%, la producción de electricidad con carbón aumentaba, superando a la cogeneración. Y el diario digital de Mediaset, Nius, también publica el recorte drástico del consumo de gas de la industria drásticamente su consumo de gas: la caída ya supera a la del confinamiento.

El apoyo a la cogeneración se ha extendido desde el ámbito empresarial, tal como manifestaba la Confederación Española de Organizaciones Empresariales (CEOE) así como las asociaciones industriales del papel, la cerámica y el refino, y la Alianza por la competitividad de la Industria. Y por supuesto, las comunidades autónomas se han volcado en la defensa de la cogeneración al afectar de manera directa a sus industrias. Varios presidentes de comunidades autonómicas han defendido la cogeneración y han reclamado al Gobierno central medidas para solucionar su parada y discriminación. Así, el presidente de Aragón, Javier Lambán, exigía elevar el pago a la cogeneración para no poner en riesgo las 35 plantas de Aragón, tal como leíamos en Heraldo de Aragón, El Periódico de Aragón o la TV Aragonesa.

En la Comunidad Valencia, el presidente Puig exige al Gobierno soluciones «eficaces» para la cogeneración, leíamos en El Periódico Mediterráneo o Levante, donde aluden a la carta que remitió a la ministra Ribera con el fin de reclamar soluciones para «evitar el cierre de procesos productivos vinculados a la cogeneración, incluso actividades de servicios, en el cortísimo plazo». Puig expone que la cogeneración «viene soportando un régimen retributivo específico insuficiente, que se ha agravado con la volatilidad de los precios de la electricidad y el ascenso del precio del gas natural». Algo que «aboca al cierre temporal de las centrales de cogeneración radicadas en la Comunitat», amenazando la viabilidad de la actividad empresarial de las industrias. También leíamos destacados cargos del PSPV de Castellón reclaman a Gobierno y Consell soluciones a la cogeneración cerámica.

Días más tarde, los peores presagios se hacen realidad y comienzan los paros de las industrias y ERTES de trabajadores. Leemos en El Periódico Mediterráneo El Gobierno sigue sin actuar ante los paros de la cerámica por el gas, La industria prevé un alud de demandas judiciales por la crisis de la cogeneración cerámica con declaraciones de ACOGEN advirtiendo de posibles acciones legales para poner remedio a la discriminación del Gobierno o La Generalitat corrige al ministerio por las cuantías de la cogeneración cerámica, donde se incide nuevamente en la necesidad de que las cogeneradoras queden incluidas dentro el mecanismo de costes de producción eléctrica.

Galicia también pide incluir a la cogeneración en el mecanismo de topado de gas. Así, Diario de Pontevedra y El Progreso informan Rueda urge a Ribera a elevar el pago a la cogeneración por el golpe a la industria, donde señala que el presidente de la Xunta pidió por carta a la ministra que revise la retribución de estas centrales eléctricas, abocadas «a la parálisis» por no cubrir el coste del gas, y recuerda que ACOGEN llevará al Supremo la situación de las 600 plantas españolas de no arreglarse la situación. Tal como explica el director general de ACOGEN: «a nivel estatal, han parado dos de cada tres plantas porque todas están operando a pérdidas. La producción se ha reducido hasta un 66%; no levantamos cabeza desde que el Gobierno aprobó el mecanismo de intervención en el mercado eléctrico«. Y añade «Nos han discriminado, cuando en Portugal, que forma parte del mercado ibérico de la electricidad, esta tecnología no ha quedado excluida; es ilógico«, defiende Rodríguez. Días antes, la Xunta de Galicia mantuvo reunión con ACOGEN y COGEN España para conocer de primera mano la situación y buscar medidas para mantener la competitividad industrial. Ambas partes coincidieron en la necesidad de solicitar al MITERD que establezca una regulación para que el régimen retributivo se adapte a los costes de explotación o incluya la cogeneración en el mecanismo de compensación.

A nivel nacional, la cobertura mediática sobre la grave situación de la cogeneración es amplísima. El director general de ACOGEN aparece en varios informativos prime time de televisión de Antena 3 y Telemadrid, explicando que dos de cada tres plantas de cogeneración asociadas a industrias están paradas. Telemadrid titula La industria española, con la soga al cuello, reportaje que explica a los espectadores por qué las industrias se ven obligadas a cerrar sus plantas, reducir su producción o aplicar ERTES ante el encarecimiento histórico de la energía.

Rodríguez es entrevistado en programas de radio, como Las Mañanas de RNE, Hora 14 de SER Euskadi o en Capital Radio. La radio económica destaca que dos de cada tres plantas de cogeneración están paradas. El director general explica que la exclusión de las industrias cogeneradoras del mecanismo de ajuste a «un grave error de política energética“.

En prensa escrita, en El Economista leemos La cogeneración se hunde con el cierre de dos de cada tres plantas españolas; en Expansión SOS de la industria española por el alto coste de la energía, multitud de empresas, obligadas a parar fábricas; y en El País La industria pide una rebaja de precios a las energéticas para no parar, donde el director general de ACOGEN afirma que nuestro país afronta una degradación industrial sin precedentes y asegura que unas 400 de las 600 plantas de cogeneración de España han parado su producción. “Hemos pasado de aportar el 11% de la producción energética al 3%. Al quedarnos fuera del tope al gas hemos dejado de ser competitivos”, señala Rodríguez.

A su vez, los medios digitales reflejan la realidad industrial. Barones del PSOE reclaman al Gobierno que salga al rescate de la cogeneración con gas, titula El Confidencial, que explica que las industrias cogeneradoras están sufriendo un doble impacto como consecuencia de la crisis energética. Por un lado, se ha disparado la factura del gas y, además, se están viendo afectadas por el sistema retributivo de la energía que vuelcan en la red, que, al contrario de lo que ocurre con otras fuentes menos eficientes como las centrales de ciclo combinado, no está ajustado al actual coste real del gas en los mercados internacionales.

Ok Diario leemos El PP exige a Sánchez que incluya a las industrias de cogeneración en la compensación del tope al gas y recuerda que los cogeneradores han presentado ante la Dirección General de Competencia de la Unión Europea una demanda contra el Gobierno por el agravio comparativo que supone excluir a esta industria de la compensación. Una discriminación que ya ha provocado una caída de la cogeneración asociada a la industria superior al 60% y que se podría profundizar aún más en los próximos meses por los altos precios del gas en el mercado. Una semana antes el diario publicaba también La gran industria demanda al Gobierno ante Competencia en Bruselas por el parón de la cogeneración.

«Crisis industrial sin precedentes» por la energía: las fábricas comienzan a parar y ya hay 400 plantas en vilo, Sánchez lo borda: subvenciona el carbón y deja sin apoyo a las centrales de gas de la industria son algunos de los titulares de Libre Mercado; mientras que Merca2 señala La última ocurrencia de Ribera desata una rebelión autonómica: La cogeneración planta batalla a Ribera.

ACOGEN y COGEN España se reunían el 2 de septiembre con la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición, Teresa Ribera, y la secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen, para analizar la situación de la cogeneración hacia la búsqueda de una solución sencilla, viable y rápida para que las plantas puedan volver a producir. Numerosos medios informaron de esta reunión, tanto a nivel nacional como autonómico. Los reportajes y entrevistas se sucedieron. El País publica La industria pide una rebaja de precios a las energéticas para no parar, una información donde explica que los elevadísimos precios del gas y de la electricidad obligan a muchas plantas industriales a detener o recortar la producción. Incluye declaraciones del director general, quien afirma que “afrontamos una degradación industrial sin precedentes”.

La cogeneración se desploma un 69% en Asturias por el impacto del tope al coste del gas, leemos en El Comercio. El diario asturiano explica que hay una veintena de instalaciones de cogeneración en Asturias que han detenido la producción en la medida de lo posible. La situación es crítica en lo económico y frustrante para las industrias implicadas, que no entienden por qué a los ciclos combinados se les ofrece una compensación variable y a sus plantas se les plantea producir a pérdidas.

El Periódico de Aragón destaca que La cogeneración aragonesa reduce un 52% la producción eléctrica. Aragón cuenta con 54 cogeneraciones con una potencia instalada de 504 MW. La industria papelera comienza a parar. Según ACOGEN, el parón de la cogeneración es total en la provincia de Teruel y la caída de la producción se encuentra próxima al 80% en la de Zaragoza. Onda Cero Aragón también hace mención a esta situación en La industria aragonesa, en jaque por la escalada de precios del gas. El Periódico de Aragón publica una entrevista al director general de ACOGEN, que afirma “Vivimos una degradación de la industria sin precedentes”, alertando del problema de primer orden que vive la industria gasintensiva y advirtiendo que podrían parar fábricas si no se revierte la situación.

Los periódicos valencianos continúan informando sobre la situación, ya que la cogeneración afecta enormemente a la industria cerámica. Levante y El Periódico Mediterráneo informan sobre Las batallas por la cogeneración, estupendo artículo que explica al ciudadano qué es la cogeneración y porqué es empleada por las azulejeras. El periódico se hace eco nuevamente de las demandas de ACOGEN, su denuncia a ser discriminada con unas retribuciones muy escasas y sin actualizar desde hace dos años. De este modo, lejos de ser una vía de competitividad para el azulejo, se ha convertido en fuente de pérdidas y empresas cerámicas anunciaban que paraban su producción y realizaban ERTES.

El Periódico de Cataluña escribe El PP exige al Gobierno flexibilizar las ayudas por el tope del gas a toda la industria, donde señala que el Partido Popular cierra fijas con la patronal del sector, ACOGEN, que ante la actual situación prepara una batalla en los tribunales en España y en la Unión Europea, que puede acabar en la presentación de cientos de demandas por daños y perjuicios por parte de las compañías afectadas. El grupo político alertó que la situación de las empresas de sectores como la cerámica, el papel, la química, el cárnico, el automóvil o el metal, es especialmente preocupante por lo que algunas ya han anunciado que paran su actividad debido a la falta de competitividad y están abocadas al cierre.

El 3 de septiembre, coincidiendo con el Día Mundial de la Cogeneración, leemos en El Periódico del Mediterráneo, El Gobierno emprende una vía para dar una solución a los cogeneradores, en relación a la reunión mantenida por ACOGEN con el Gobierno el viernes 2 de septiembre. Tal como señala el diario valenciano, del encuentro no salió un acuerdo concreto, aunque la impresión de los participantes fue buena. La cita resultó «constructiva y positiva; continua la vía abierta hacia la búsqueda de una solución sencilla, viable y rápida para que las plantas puedan volver a producir», manifestaba ACOGEN. Por parte del ministerio se limitaron a señalar que siguen «en el proceso de diálogo con actores sociales y económicos para elaborar el plan de contingencia de seguridad energética».

El lunes 6 de septiembre, Teresa Ribera mantiene reunión con el sector industrial para acordar medidas a introducir en el Plan de Contingencia para la reducción de consumo de gas. La vicepresidenta señala a la industria que trabajan para resolver el problema ocasionado por haber dejado a la cogeneración energética fuera de las compensaciones por el mecanismo ibérico eléctrico, y que ha llevado a buena parte de las compañías que utilizan esta forma de generación a parar sus plantas de producción. Así lo recoge Expansión que titula Ribera promete a la industria subsanar el problema sobre la cogeneración. Por su parte, El Mundo Castellón publica El azulejo ‘engrasa’ a un Gobierno que ahora ve urgente rebajar el gas.

El martes 7, el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, en su comparecencia en el Senado para informar sobre el Plan de Ahorro y Gestión Energética, anunciaba que el tope al gas se extenderá a las industrias de cogeneración. En concreto, el Ejecutivo “va a aprobar una excepción para las instalaciones de cogeneración de las industrias con gran consumo permitiendo que, de manera temporal, queden cubiertas por el mecanismo ibérico”, explicó Sánchez. En declaraciones al programa Las Mañanas de RNE, el director general de ACOGEN se muestra satisfecho porque, asegura, la medida permitirá retomar la actividad a las que se vieron obligadas a parar. Explica que también se ha tomado otra medida para las industrias que con la excepción ibérica no les resulte suficiente “actualizando nuestra situación de acuerdo con los precios que tenemos ahora de los combustibles.” Rodríguez insiste en que esta medida no repercutirá en las facturas de los ciudadanos. Expansión también recoge la satisfacción de ACOGEN que, en un comunicado, acogió “muy positivamente las medidas anunciadas por el presidente Sánchez”, que, según la Asociación permitirán incrementar el ahorro de gas del país, “ya que la cogeneración es un 30% más eficiente que los ciclos, lo que resulta prioritario para cumplir los objetivos europeos”.

El País informa El Gobierno aplicará la excepción ibérica a la cogeneración para que reabran las 400 industrias que han parado con declaraciones de Javier Rodríguez, que cataloga esta decisión del Ejecutivo como “muy positiva”. “Dejarnos fuera de la excepción ibérica fue un grave error de política energética e industrial. Las plantas de cogeneración de Portugal pudieron acceder a este mecanismo desde que fue aprobado. Estamos contentos”, añade Rodríguez. La medida entrará en vigor cuando el Ejecutivo la publique en el Boletín Oficial del Estado. “Será pronto, pero no sabemos cuándo”, comenta el director general de ACOGEN.

Sánchez rectifica el tope ibérico ante el riesgo de cierre de 400 plantas eficientes titula El Mundo. El corresponsal económico del diario señala en su espacio de opinión que, el anuncio de Sánchez implica cambiar el decreto de mayo del tope ibérico para ampliar los beneficios de la compensación gasista e incluso, además, aumentar mediante nueva orden ministerial, en mil millones la retribución para aquellas plantas de cogeneración a las que ni siquiera la rectificación les vale ya para producir a los actuales precios del gas. «Nos llena de satisfacción, porque lo que anuncia el presidente es exactamente lo que veníamos pidiendo y es positivo para la eficiencia energética del país», asegura a este diario el director general de ACOGEN, Javier Rodríguez.

Y por supuesto, los medios autonómicos realizaron una amplia cobertura de la medida que afecta de manera directa a sus industrias. El Gobierno trata de frenar la crisis industrial lanzando nuevas ayudas leemos en La Voz de Galicia; El Gobierno incluirá en la excepción ibérica a la cogeneración, vital para la industria vasca , resalta Diario Vasco; Los empresarios ven «positiva» la medida pero quieren detalles titula Heraldo de Aragón, que también publica Las grandes industrias de cogeneración estarán cubiertas por el tope al gas, como pedía Aragón; El Gobierno aplicará el tope del gas a las 54 cogeneraciones en Aragón informa El Periódico de Aragón; El alivio que se negó a las azulejeras señala Las Provincias. Y así en numerosas cabeceras de provincias como Hoy, El Correo, El Comercio, La Verdad, El Diario Montañés, Faro De Vigo, La Provincia, Diario De Sevilla, Canarias 7, Diario Cádiz, Diario Navarra, La Opinión A Coruña, Málaga Hoy, Europasur, Diario Almería, Huelva Información, Diario De Jerez, El Periódico, entre otros.

Capital Radio vuelve a entrevistar al director general de ACOGEN. A la pregunta ¿La excepción ibérica reactivará las plantas de cogeneración?, Rodríguez reconoce que la crisis del gas requiere esfuerzos conjuntos más allá de las regulaciones del Gobierno. “Todavía tiene que publicarse en el BOE y desarrollarse sus contenidos», indica Rodríguez. Piensa que a finales de este mes, el Gobierno debería tener ultimadas todas las propuestas para que «las fábricas vuelvan a producir». Por ahora, cerca de 400 plantas siguen paradas. «Confiamos en que puedan volver a arrancar, pero la situación de los precios, las contrataciones y los suministros de gas van a requerir esfuerzos conjuntos más allá de estas regulaciones«.

En este sentido, La Voz de Galicia señala que las fábricas gallegas planifican recuperar la producción tras las ayudas para la cogeneración, mientras que Diario Vasco informa que las cogeneradoras de Gipuzkoa piden más medidas para volver a arrancar con garantías. Por su parte, Saica informa que reabrirá en El Burgo sus plantas de cogeneración tras el anuncio de Pedro Sánchez, como señala Heraldo de Aragón y Solvay muestra su satisfacción tras el anuncio de Sánchez de ayudas para la cogeneración, leemos en El Diario Montañés.

Socios protagonistas

Shell Lubricants apuesta por reducir costes y emisiones de gases de efecto invernadero en el sector de la cogeneración

La cogeneración, la eficiente tecnología que genera electricidad y calor, es visto como un instrumento clave para la eficiencia energética y la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en España. Con ahorros económicos significativos, reduce el 2% las importaciones energéticas a nivel nacional y el 3,2% las emisiones de GEI[1].

Para los países importadores de combustibles fósiles, como son todos los de la Unión Europea, desarrollar sistemas energéticos más eficientes permite reducir la dependencia del exterior. Debido a esto la cogeneración es fundamental para la seguridad de suministro y la reducción de la dependencia energética, al ser una fuente de suministro cercano al punto de consumo y con capacidad de generación previsible y garantizada.

Hoy en día, la cogeneración proporciona el 11% de toda la electricidad utilizada en Europa y el 15%[1] de todo el calor. A nivel nacional, produce el 11 %[2] de la electricidad. Para esto, a través del uso de motores de gas estacionarios, las plantas de cogeneración logran el suministro y distribución de energía limpia.

El hecho de que la demanda global de energía está en constante aumento ha provocado una evolución de los motores de gas estacionarios utilizados en las plantas de cogeneración. El diseño de estos motores ha ido evolucionando durante los últimos años y los fabricantes han conseguido mejorar su eficiencia y rendimiento con una nueva generación de motores que trabajan con más presiones y temperaturas más altas en la cámara de combustión, lo que somete a un componente clave como el lubricante a requerimientos más severos y mayor desgaste. Esto precisa el uso del lubricante idóneo con una base de alta calidad y un control de depósitos y nitración/oxidación para proporcionar una protección adecuada.

Para responder a las necesidades del mercado y mantener las plantas funcionando en estado óptimo, Shell Lubricants ofrece la gama de Shell Mysella para la lubricación de motores estacionarios que trabajen en las condiciones más severas. La última y más avanzada formulación dentro de esta familia de lubricantes, que podrás conocer aquí , prolonga la vida útil del aceite y ofrecen una excelente protección frente a la formación de los depósitos. Esto ayuda a garantizar una mayor fiabilidad, proteger los componentes, reducir el tiempo de inactividad y reducir el coste total de propiedad.

Como parte de nuestro ambicioso objetivo de convertirnos en un negocio con emisiones netas cero para 2050 y ofrecer a los clientes más productos bajos en carbono, esta gama incluye lubricantes de última generación Carbon Neutral. Durante todo su ciclo de vida estos aceites son cero emisiones netas de CO₂, por lo que son una alternativa sostenible bajo la premisa de incrementar su vida útil y la de los componentes, reduciendo el coste de propiedad, así como reduciendo la huella de carbono.

¨La cogeneración juega un papel primordial en alcanzar los objetivos de convertirnos en un país neutro en carbono para el año 2050 al maximizar la eficiencia energética, y desde Shell Lubricants estamos listos para adaptarnos a los constantes y rápidos avances en el sector para continuar ofreciendo productos y servicios de alta calidad sin comprometer el funcionamiento de las plantas. Con nuestros lubricantes Carbon Neutral de última generación de la gama Shell Mysella, buscamos reducir costes al prolongar la vida útil del aceite, reducir las emisiones, y al mismo tiempo ofrecer una excelente protección a los equipos, convirtiéndonos así en un aliado estratégico para nuestros clientes en esta transición¨, comenta

[1] Cogen Europe: https://www.cogeneurope.eu/knowledge-centre/what-is-cogeneration

[2] Acogen España

La cogeneración y ACOGEN son noticia

La cogeneración y ACOGEN han sido protagonistas de los medios de comunicación, con más de 400 informaciones en prensa, radio y televisión en tan solo dos meses.

Amplia cobertura de la situación vivida por las industrias cogeneradoras tanto a nivel nacional como autonómico, en televisión, radio y prensa escrita.

Declaraciones para informativos de Antena 3 y Telemadrid, entrevistas en rne, Capital Radio, Cadena Ser, o periódicos nacionales como El País, El Mundo, ABC y La Razón; económicos como Expansión y El Economista. Así como los principales digitales tales como El Confidencial, El Español, Ok Diario.

Además de la prensa autonómica: La Vanguardia, El Periódico, Heraldo de Aragón, El Periódico de Aragón, El Correo, Diario Vasco, La Nueva España, El Comercio, El Periódico Mediterráneo, Levante, El Mundo Castellón, Castellón Plaza, La Voz de Galicia, El Progreso, Diario de Pontevedra, El Diario Montañés, etc.

ACOGEN – Asociación Española de Cogeneración | A. de Baviera, 15-bajo | 28028 Madrid
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