Cogeneración: Compromiso sostenible con la transición industrial
En España, la coyuntura industrial confirma la tendencia negativa y los malos augurios, constatándose una contracción continuada desde hace meses y que va asociada a un notorio deterioro y debilidad de la demanda. También en Europa crece la preocupación por el enorme gap de competitividad energética y flota en el ambiente el más que probable riesgo de deslocalización.
Para la Unión Europea resulta prioritario dar con la solución a este problema evitando las distorsiones creadas entre los Estados miembros por el marco de ayudas derivado de la guerra de Ucrania, interpretado por cada país con alcances e intensidades unilaterales para otorgar ventajas competitivas a sus empresas. Basta un vistazo a las ayudas en Alemania, Francia, Italia, Portugal o España para constatar las graves distorsiones, inaceptables entre socios en el mercado interior. La industria española debe lograr elevar notablemente sus niveles de competitividad, con todas las herramientas a las que pueda acceder, si quiere sobrevivir a los peores escenarios que, lamentablemente y sin duda, llegarán.
Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) sigue al alza en verano repuntando en AGO a 96,1 €/MWh, +5,6 €/MWh (+6,2%) respecto JUL (90,5 €/MWh) debido a mayor demanda, menor eólica e hidráulica y mayores precios de gas.
Precio interanual futuro Dated Brent aumenta brutalmente +15,7% magnificado por reducción del Tipo de cambio US$/€ que pierde -4,6%, repuntando los niveles de precios del suministro de gas a cliente final en España, 6,3% respecto a valores de hace casi dos meses…
El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa cae en AGO 2023 a 84,8 €/tCO2. JUN cerró a 85,6 y JUL a 86,4 €/tCO2, después del máximo mensual de 90,5 €/tCO2 alcanzado en ABR. SEP lleva acumulado un ajuste a 82,1 €/tCO2 con presión alcista.
El martes 5 de septiembre, ACOGEN asistió al webinar “World Talks: Japan in Focus”, organizado por Cogen World Coalition. A la semana siguiente, el día 12 tuvo lugar la sesión 107 del Comité de Seguimiento del Sistema Gasista (CSSG), con la asistencia de ACOGEN.
Tiempo de cambios en la Retribución a la Operación
Es conocida por todos la extraordinaria situación energética de 2022, y en particular el varapalo sufrido por el sector de la cogeneración de gas natural, en la que la Retribución a la Operación (Ro) ha tenido cambios retroactivos con cifras que se han desviado sustancialmente de las que arrojaba la metodología de cálculo seguida hasta el momento. Esta situación ha sido la gota que ha colmado el vaso y, unido a la constante petición del sector de un cambio en la metodología que realmente reflejara la situación de la cogeneración, ha provocado que dicho cambio comience a estudiarse. En este artículo repasaremos la nueva propuesta (aún en estado de borrador), haciendo hincapié en los puntos que consideramos más relevantes desde el punto de vista del mercado y centrándonos en las cogeneraciones que utilizan como combustible gas natural, por ser las más numerosas.
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) emitió en abril de este año el borrador de definición de una nueva metodología de cálculo de la Retribución a la Operación. En este borrador, se define una metodología que hereda algunas similitudes respecto a su predecesora, como es la definición de una Ro teórica basada en precios futuros. Sin embargo, se añaden cambios significativos, como los ajustes a posteriori provisionales (que gradualmente pierden peso hasta desaparecer en 2026) para intentar reflejar la situación económica “spot” de las instalaciones.
XIX Congreso Anual de Cogeneración "Cogeneración: nuevo ciclo con la industria"
Madrid se convierte un año más en la sede del XIX Congreso Anual de Cogeneración organizado por ACOGEN y COGEN España, con la participación de COGEN Europa. El próximo 17 de octubre, el Real Casino de Madrid (c/ Alcalá, 15) acogerá a más de un centenar de expertos en energía.
Bajo el lema Cogeneración: nuevo ciclo con la industria, representantes institucionales, políticos, industriales cogeneradores, empresas de servicios y expertos se darán cita para analizar el marco normativo de la cogeneración, el futuro ciclo inversor y los retos que afronta la industria de la cogeneración española y europea.
Ante el nuevo ciclo legislativo en nuestro país, el congreso será una oportunidad única para debatir sobre los retos y oportunidades del sector cogenerador con los partidos políticos y reguladores.
ACOGEN – Asociación Española de Cogeneración A. de Baviera, 15-bajo | 28028 Madrid Tel.: 91 724 03 69 | Fax: 91 577 47 10 e-mail: acogen@acogen.es | www.acogen.es
Editorial
acogen.es/boletin-septiembre-2023/#editorial
Cogeneración: Compromiso sostenible con la transición industrial
En España, la coyuntura industrial confirma la tendencia negativa y los malos augurios, constatándose una contracción continuada desde hace meses y que va asociada a un notorio deterioro y debilidad de la demanda. También en Europa crece la preocupación por el enorme gap de competitividad energética y flota en el ambiente el más que probable riesgo de deslocalización.
Para la Unión Europea resulta prioritario dar con la solución a este problema evitando las distorsiones creadas entre los Estados miembros por el marco de ayudas derivado de la guerra de Ucrania, interpretado por cada país con alcances e intensidades unilaterales para otorgar ventajas competitivas a sus empresas. Basta un vistazo a las ayudas en Alemania, Francia, Italia, Portugal o España para constatar las graves distorsiones, inaceptables entre socios en el mercado interior. La industria española debe lograr elevar notablemente sus niveles de competitividad, con todas las herramientas a las que pueda acceder, si quiere sobrevivir a los peores escenarios que, lamentablemente y sin duda, llegarán.
Sin industria no hay cogeneración
Este declive industrial se refleja e impacta en la cogeneración: si no se fabrican productos tampoco se producirán con cogeneración, lo que tendrá efectos nocivos en los sistemas eléctrico y gasista, donde la caída de la demanda industrial y de la cogeneración supone una muy mala noticia.
El sector cogenerador reconoce y valora la aprobación por el Gobierno de los niveles de retribución regulada de 2023 —desde junio pasado—, que dará certidumbre a la operación de nuestros industriales cogeneradores y les ayudará a gestionar el difícil contexto. Sin embargo, se trata de “un oxígeno pasajero” ya que es sólo coyuntural hasta el 31 de diciembre, porque no disponemos de un marco estructural que permita a la cogeneración y a sus industrias asociadas gestionar sus plantas y su competitividad a partir del 1 de enero de 2024. Tenemos tres meses para lograr el imprescindible marco estructural para la cogeneración en España.
Las expectativas de contar con un marco estructural en este año son muy altas. Los cogeneradores hemos hecho patente al MITERD nuestro vital interés por seguir colaborando estrechamente para culminar en el último trimestre la tramitación del marco de operación e inversión que haga posible materializar las subastas en plantas existentes y nuevas el próximo y siguientes ejercicios.
Compromiso y equilibrio sostenible para la industria
Entre todas las tecnologías convencionales, la cogeneración es la mejor herramienta de descarbonización, y aporta un verdadero compromiso —y equilibrio— con la sostenibilidad en la transición energética de la industria calorintensiva.
Comprometidos con el futuro de la industria española, estamos seguros de que este final de 2023 puede marcar el inicio de la recuperación estructural de la cogeneración, impulsando nuestras empresas y la descarbonización inteligente de sus centros de producción precisamente cuando más se necesita. Todo nuestro empeño y trabajo está volcado en lograrlo.
Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) sigue al alza en verano repuntando en AGO a 96,1 €/MWh, +5,6 €/MWh (+6,2%) respecto JUL (90,5 €/MWh) debido a mayor demanda, menor eólica e hidráulica y mayores precios de gas. Dicho precio de AGO 2023 ha sido -58,8 €/MWh (-38%) inferior al de AGO 2022 (154,9 €/MWh). Esta variación NO tiene en cuenta el ajuste del precio por la compensación del gas, que en AGO ha sido nulo (0 €/MWh), pero sigue suponiendo cambio en reglas de formación de ofertas de generación térmica en el pool.
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 del gas (Prgn) de 40 €/MWh, y actualmente se ha elevado a 61,7 €/MWh a raíz de la aprobación del RDL3/2023, extendiendo dicho mecanismo hasta 31 DIC 2023 (65 €/MWh). El perfil en contango del precio de referencia del gas diverge con el nivel de precios internacionales del gas a medio plazo, sin activarse desde Marzo 2023. Si el perfil fuese en backwardation, podría inducir competencia y eficiencia en los precios finales del pool y, por ende, en los precios finales del suministro de electricidad a cliente final.
Para convertir ese límite de referencia de precio de gas a precio de oferta de generación eléctrica se aplica el cociente 55% de eficiencia de las plantas térmicas de Turbinas de Gas de Ciclo Combinado (CCGT). Es decir, debe multiplicarse por un coeficiente de 1,82. Y al cliente final se le repercute además el coeficiente de las pérdidas horarias en redes de distribución y transporte. Dado que dicho precio de referencia de gas es excesivamente alto, NO se ha superado en MIBGAS desde MAR hasta AGO y también en lo que llevamos de SEP.
El mecanismo podría haber establecido senda bajista del precio de referencia del gas para inducir eficiencia económica (competencia), es decir, un impacto favorable a los consumidores en el mercado eléctrico. Pero parece que NO aprendemos de los errores (ensayo inicial), a menos de que el objetivo sea consolidar precios altos de la electricidad. La excepción ibérica se ha extendido hasta 31 Dic 2023 prácticamente para nada, ya que los futuros trimestrales anticipan precio del gas inferior a 42 €/MWh (último trimestre, Q4). Esta conclusión es aún más contundente en SEP-OCT observando cotizaciones en torno a 36 €/MWh. Es un mecanismo que sigue distorsionando ambos mercados (gas y electricidad). Por tanto, con este mecanismo es imposible inducir precios competitivos para la industria. Por el contrario, puede considerarse un supuesto incentivo perverso para seguir ofertando precios elevados (ofertas térmicas y ofertas basadas en el valor del agua y coste de oportunidad de las renovables, en general, y las hidráulicas en particular, y aún más especulación con las de bombeo y bancos de baterías).
Sumando el precio medio del mercado diario y el precio medio del ajuste, el resultado total para los compradores ha repuntado en verano 2022 y desde entonces con la bajada de precios del gas ha ido cayendo hasta cero desde MAR 2023. Sin embargo, los niveles de precios del pool totales siguen siendo más del doble que los niveles razonables históricos del pool. No podemos alegrarnos de tal desgracia para los consumidores.
Al cierre de este informe en SEP no hay ajustes de precios en todos los días y horas, porque el índice diario de gas en MIBGAS ha resultado superior al precio de referencia del gas (61,7 €/MWh) haciendo inútil la excepción ibérica, sin existir un mecanismo para incentivar una bajada correctiva de los precios del gas ni de la electricidad. Aún queda mucho recorrido para alcanzar niveles de precios competitivos tanto de electricidad como de gas. Muchísimo por hacer. No basta quedarse de brazos cruzados y seguir especulando a ver si los precios del gas siguen cayendo, o bien que concluya (no empeore) la guerra de Rusia-Ucrania. Bajo una tensa calma, los presupuestos de la energía están obligando el cierre parcial o total de industrias y PYMES.
El susodicho tope o techo de gas es realmente un suelo del precio de gas para los compradores. En ningún momento se ha capado el precio del MIBGAS para definir la excepción ibérica como un techo del gas. Tampoco se ha rectificado para volver a establecer el tope del precio del mercado mayorista en torno a 180 €/MWh. Las plantas térmicas, especialmente las turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT’s) ahora cuentan con un incentivo establecido de forma regulada para no comprar gas más barato que el del índice del MIBGAS para el día de entrega (Prgn), sabiendo, además, que se le compensará dicho precio respecto al de referencia (61,7 €/MWh en SEP 2023) aunque su precio real de adquisición de gas sea más barato.
El aumento de la volatilidad y del nivel de los precios del pool coinciden con el inoportuno cambio regulatorio establecido por el gobierno a inicios de Julio 2021, amparado por la transposición de medidas paneuropeas. Nuevas reglas del pool:
Los límites mínimos y máximos de los precios horarios del pool (mercado diario) han pasado de la banda inicial [0, +180 €/MWh] a la nueva banda [-500, +3.000 €/MWh]. Aún no se ha notado el efecto de que se pague por consumir energía (precios negativos), equivalente a que los generadores paguen por no parar y arrancar de nuevo, e inclusive se pueda cobrar por bombear (cargar) aguas arriba de un embalse (una batería) para turbinar (descargar) en horas de precios altos (positivos).
Los límites mínimos y máximos de los precios horarios de los mercados intradiarios (continuos) han pasado de la misma banda inicial [0, +180 €/MWh] a la nueva banda [+/-9.999 €/MWh], máximo valor que permite el display/campo de la plataforma electrónica del mercado, una auténtica locura sin pies ni cabeza, un disparate que no tiene ninguna justificación técnico-económica-financiera-ambiental-legal.
Las subidas del precio del pool desde Julio 2021 se deben en parte a estos límites, porque se permite que se superen los techos pactados (180 €/MWh) al liberalizarse el mercado eléctrico hace más de dos décadas, (mediante pacto entre todos los agentes del mercado: generadores, comercializadores, representantes de las asociaciones de consumidores y gobierno), induciendo un incentivo perverso a los agentes del mercado que pueden ejercer su poder de mercado en los precios, además de incrementar el valor del agua de los embalses anuales e hiperanuales, así como del coste de oportunidad de turbinar (producción hidráulica) frente a almacenar agua a medio/largo plazo, y de las plantas de bombeo (puro y mixto) a corto plazo, pues una planta térmica (tipo CCGT) no tiene un coste marginal REAL a largo plazo como los marcados en la mayor parte de las horas del pool (corto plazo) ni para el total del gas quemado. La hidráulica con embalse se está poniendo en evidencia maximizando sus beneficios en lugar de minimizar los costes del mercado, incorporando costes de oportunidad excesivamente elevados, 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.
Con el nuevo sistema de CAP de precio de gas, no se contempla ninguna medida contra otras tecnologías, que pueden seguir ofertando por encima del coste de oportunidad del gas y/o de la energía no suministrada. De allí que el pool esté muy alto y con precios del gas no tan elevados, Tampoco se contempla ninguna medida para controlar el precio del MIBGAS. En ese sentido es muy importante la vigilancia y supervisión del mercado gasista secundario español (MIBGAS), que parece ya está corrigiendo niveles asequibles y menos ruinosos, pero seguimos viendo precios muy altos, y ojalá no sea un descanso para volver a coger impulso en 2024-2025. En compras de gas los consumidores en España se sienten víctimas de los precios internacionales, sin medidas regulatorias paliativas contundentes, excepto para ciertos sectores industriales. La Comunidad Autónoma de Andalucía ha tomado la delantera al gobierno central promulgando y activando un sistema de ayudas por excesivos precios de la energía. A ver si siguen el ejemplo las demás CCAA. Hay que evitar el cierre o deslocalización industrial.
Desde la perspectiva del commodity como tal, no se justifican los precios de los mercados primarios a los niveles desorbitantes que se han estado sometiendo y siguen arruinando a los consumidores con la mano blanda de los reguladores y poderes políticos y judiciales, nacionales y paneuropeos, si bien desde la Comisión Europea ha intentado poner orden en los hubs de gas europeos (especialmente el TTF holandés) para frenar o mitigar o acabar con tal especulación, pero no ha conseguido una reversión a la media. Llega tarde y mal. Desde el 15 FEB 2023, la CE ha establecido (casi al final del invierno) un tope de gas en Europa a 180 €/MWh (en España a 50 FEB, 55 MAR, 56,1 ABR, 57,2 MAY, 58,3 JUN…). Parece que los políticos europeos no saben lo que es pagar una factura de gas con ese límite plano (para electricidad supondría un tope de 180/55% = 327,3 €/MWh). Así prácticamente nunca se activarían las medidas de compensación que propone la CE. Por el contrario, niveles tan altos, por encima de lo que ya ha bajado el gas, envía señales económicas distorsionadoras, e incentivos perversos a los especuladores a corto, medio y largo plazo. Es como legalizar o permitir especulación energética.
Volviendo al análisis de los precios, el precio anual carga base de 2022 ha cerrado en 167,5 €/MWh, sin incluir el ajuste del gas, lo cual supone un nivel muy superior al máximo más reciente (2018: 57,3) y menos reciente (2008: 64,4). De hecho, las medidas paliativas establecidas desde 16 Sep 2021 (bajada de los Cargos del Sistema y del Impuesto Especial sobre la Electricidad) hasta 31Dic 2021 y las nuevas medidas del 31 Mar 2022, extendidas hasta 31 Dic 2022, y la actualización desde 1 ENE 2023 son insuficientes y en la mayoría de casos no favorecen a todas las industrias. Para evitar un palo mayor y como hemos estado en año de elecciones municipales y regionales, y nacionales (23JUL) se han extendido hasta 31 Dic 2023.
Los precios del pool ya estaban elevados antes del 24F/2022 (inicio conflicto Rusia-Ucrania), si bien la guerra y las sanciones contra Rusia han provocado un repunte mayor de los precios de todos los combustibles y mercados mayoristas, que han estado y siguen asfixiando a los minoristas, porque aún NO hemos bajado a niveles razonables para competir en un mercado globalizado, todo lo contrario, empieza a repuntar otra vez el coste del gas.
La estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2023 se estima en 95,3 €/MWh, lo cual supone un incremento de +1,7% (+1,6 €/MWh) respecto al nivel previsto hace casi dos meses (93,7 €/MWh). El futuro 2023 ha cotizado en contango respecto a 2020 con valores mínimo 39,9, medio 79,1 y máximo 351,0. El 2020 ha sido el mínimo del histórico (34,0 €/MWh) debido fundamentalmente al efecto de la pandemia Covid-19 (menor actividad económica/industrial, menor demanda, menor precio de los combustibles y CO2). Pero nadie se esperaba que en menos de tres años el precio anual se multiplicase por 5 veces y actualmente siga casi triplicado (+280,5%), sin incluir eventual ajuste del gas. Desde luego, la Comisión Europea ha tardado en concluir que los mercados de electricidad, CO2 y hubs de gas estaban totalmente descontrolados, sin tomar medidas eficaces, y seguimos en panorama crítico. Europa y ningún país se puede permitir el lujo de arruinar la poca industria que aún sigue sobreviviendo y hundir en la miseria energética a consumidores domésticos, PYMES, industrias, comercios y autónomos. Los diversos sectores de la economía están enfrentando una crisis presupuestaria sin precedentes con estos precios tan desmesurados. Ya no hay colchón, no hay posibilidades de supervivencia empresarial si los precios no vuelven a niveles razonables. Seguimos en un estado de emergencia energética.
Las comercializadoras están asfixiadas por aumento de “pufos” (posiciones deudoras) de clientes morosos. Los bajos ratings (scoring) financieros están introduciendo ciertas dificultades en las renovaciones de contratos. En muchos casos, las aseguradoras no están cubriendo el riesgo de crédito o impago, y las comercializadoras no pueden asumir ese riesgo del todo. Podría inducirse o brindar apoyo financiero en ese sentido de parte del gobierno para no encarecer aún más el suministro a cliente final. Las comercializadoras en algunos países de nuestro entorno están empezando a cerrar sus operaciones y abren campañas de ventas sólo para ciertos segmentos de clientes preferentes. La situación comercial sigue de mal a peor.
Las nuevas estrategias que han preparado en Bruselas recién aprobadas y pendientes de transposición en los países miembros NO parece que vayan a resolver los problemas estructurales de poder de mercado, especulación, organización y estructura de los sectores energéticos que impide mayor competencia, eficiencia económica y bienestar social. Ojalá nos equivoquemos.
No se alegra quien no quiere, hace dos meses los precios de 2023 estaban en contango respecto al 2022, pero la bajada del gas antes del verano ha revertido la curva de precios forward, pasando 2023 a backwardation, pero con la reciente subida del gas a finales del verano, el año 2024 está en contango respecto a 2023. Los futuros a largo (2025-2029) y muy largo plazo (2030-2033), están en backwardation respecto a 2024 pero a niveles más altos que en JUL, induciendo PPA’s ahora a precios más caros.
Año 2020 ha cerrado a 34,0 €/MWh. Representa el valor anual mínimo del registro histórico desde cuando ha empezado el mercado de derechos de emisiones de CO2 (Año 2005), fecha que marca un antes y un después en los mercados europeos con un impacto actual del coste de oportunidad del CO2 que ya supera el precio medio del pool de 2020 (factor de emisión del 37% para las plantas CCGT).
Año 2021 ha cerrado a 111,9 €/MWh por los repuntes del gas y su repercusión en los precios del pool desde julio 2021 (subida límite superior). El problema Rusia-Ucrania ha venido después (FEB 2022).
Año 2022 ha cerrado a 167,5 €/MWh, debido a elevados precios del gas (antes y después del citado conflicto), sin incluir el ajuste del gas de 15 JUN a 31 DIC.
Los futuros desde 2023 (benchmark) hasta 2033 mantienen perfil en backwardation respecto a 2024, y bajando los precios de PPA’s a 5 y 10 años.
Aquellas empresas con visión largo-placista pueden suscribir PPA’s para una parte de su consumo, y si aún no lo han hecho, ahora aún es momento para asegurar presupuestos competitivos a largo plazo, gestionando el riesgo hacia adelante (resto 2023 y todo 2024 y también 2025-2033). La coyuntura energética podría prolongarse en el tiempo si no concluye el conflicto Rusia-Ucrania. El nuevoi repunte del precio del gas se debe en parte a la mayor demanda de gas a nivel mundial. La guerra en Ucrania podría agravarse (rearmamento por ambos bandos). China está recuperando demanda y actividad económica en general, eso está presionando el precio del Brent y del gas. En NYMEX se están notando ciertos rebotes. Por otro lado, ciertos países están reduciendo su oferta de gas por falta de inversión a boca de pozo.
Antes del ajuste por el supuesto tope de gas, los PPA’s con renovables cotizaban a niveles de aprox. 82 €/MWh con fuerte tendencia alcista por niveles de precios a partir de Jul 2022. Desde 12 Julio 2022, en OMIP ya contamos con productos PPA a 5 años y 10 años, que están induciendo señales más competitivas.
El PPA Carga Base del lustro de Ene 2024 a Dic 2028 sube fuertemente de 68,8 a 74,2 (incremento +5,4 €/MWh, +7,9%), respecto valores hace casi dos meses. PPA a 5 años empezando el 2025 sube un poco menos, desde los 58,6 a los 61,7 €/MWh.
PPA carga base a 10 años empezando en Ene 2024 y hasta 31 Dic 2033 sube de 56,5 a 59,4 €/MWh. Subida de +2,9 €/MWh (+5,1%).
NOVEDAD IMPORTANTE: Tal como ya habíamos advertido, en cualquier momento los PPA’s con perfil Solar podrían abaratarse aún más respecto al perfil Base. Hace 4 meses, los precios solares eran unos -3,0-3,5 €/MWh inferiores al perfil Carga Base. Pero desde JUN 2023, la diferencia ha cambiado espectacularmente (entre -18 y -21 €/MWh). Es decir, el precio Solar ha bajado de un 3%-7% a un 22%-44% respecto a precio Base, en menos de 3 meses. (Ver fichero Excel, Output 0).
Los precios PPA’s carga solar a 5 años empezando en 2024 revierten desde MAY-JUN-JUL a niveles de 70,9-49,3 49,2 €/MWh, respectivamente. Pero en SEP han repuntado a 54,6.
Empezando en 2025 los PPA’s carga solar a 5 años han caído a 60,1-40,8-39,5 €/MWh. Pero en SEP han repuntado a 42,6.
Los PPA’s carga solar a 10 años desde 2024 hasta 2033 han caído a niveles de 56,3-37,6-37,4 €/MWh. Pero en SEP han repuntado a 40,3.
La decisión de un PPA carga base o solar, comenzando en 2025 en vez de 2024 depende del músculo financiero (tesorería y presupuesto) y binomio rentabilidad-riesgo. El Autoconsumo con excedentes puede mejorar aún más los resultados frente a un PPA virtual o físico ubicado en otro punto frontera fuera del perímetro de 2 km (usando la red y pagando los demás costes del suministro). Pero se requiere apertura de expediente para exportar a la red con el riesgo de perder parte de la fianza a depositar en las arcas públicas si el distribuidor no dispone de capacidad de transferencia de energía a través de su red eléctrica. Cuestión que está frenando en seco a los inversores en autoconsumo, ya que no pueden ingresos por la venta de excedentes los fines de semana (bajada de producción).
En ciertas regiones (comunidades autónomas), existen menores restricciones para autogeneración compartida, lo cual debería de extenderse a nivel nacional.
El nuevo cambio regulatorio del pool orquestado desde las autoridades europeas a cada Estado miembro para implantar precios cuarto-horarios va a aumentar aún más la volatilidad de los precios del mercado mayorista. Los nuevos precios del pool nos aproximarán al equilibrio de oferta y demanda de energía eléctrica en los mercados de regulación secundaria y terciaria, coincidiendo con la medida de los contadores de electricidad fiscales (potencia máxima cada 15 minutos), cuando debería medirse y facturarse el consumo real cuarto-horario (la tecnología lo permite). Pasaremos de 24 precios horarios a 96 precios cuarto-horarios en cada día (aunque inicialmente el precio sea el mismo a lo largo de una hora). Esto pondrá en cuestión el papel del Operador del Sistema y de los mercados de balances y regulación de frecuencia-potencia (banda secundaria y energía terciaria), cuyos precios hoy por hoy no tienen cobertura financiera (no existen swaps para gestión de riesgo de variación de precios de la operación técnica). Pinta un escenario ideal para impulsar las inversiones en sistemas de almacenamiento, siempre y cuando esté subvencionado (por lo menos la mitad de la inversión), pero ruinoso para los consumidores que no puedan aprovecharlo. Esto es como el coche eléctrico para quien se lo pueda permitir.
Se están planteando proyectos de hibridación con solar fotovoltaica, minieólica de eje vertical y almacenamiento para reducir el payback de la inversión en cogeneración y/o en renovables. Pero se requiere una excepcionalidad para vertidos o excedentes a la red cuando la planta de cogeneración reduce su producción por menor demanda de energía térmica.
De cara al consumidor final se mantiene la bajada del IVA y el Impuesto Especial sobre la Electricidad, y además la reducción de los cargos, tanto del término de energía como de potencia. Esta bajada de cargos e impuestos reduce los precios regulados pero queda diluida por el elevado precio del pool. El consumidor no percibe los efectos de estas medidas.
Con el fin de impulsar el autoconsumo de proximidad, se ha aumentado (desde 1.000 metros a 2.000 metros) la distancia permitida entre el consumidor y las plantas de generación con tecnología fotovoltaica ubicadas en la cubierta de una o varias edificaciones. Los nuevos peajes contemplan una actualización de los peajes para estos casos, valores mínimos, pero hay que tenerlos en cuenta.
Se mantiene la reducción del impuesto especial de la electricidad, del 5,11% al 0,5%, hasta el 31 de diciembre de 2023.
Para los suministros de no más de 10 kW de potencia contratada se prorroga la tasa de IVA reducida del 5% hasta el 31 de diciembre de 2023.
Por cierto, el precio del Fondo Nacional de Eficiencia Energética aumenta a 0,565452 €/MWh (antes 0,235) desde el día 31 Mar 2023, según Orden TED/296/2023, de 27 de marzo, por la que se establecen las obligaciones de aportación al Fondo Nacional de Eficiencia Energética en el año 2023. Se supone que esa tremenda subida es para incentivar medidas de ahorro.
Los peajes y cargos del sistema siguen tal cual desde 1 Enero 2023.
El 14 JUN 2023 se ha publicado el Real Decreto 444/2023, de 13 de junio, por el que se modifica el Real Decreto 1106/2020, de 15 de diciembre, por el que se regula el Estatuto de los Consumidores Electro-Intensivos (CEI). Se abre la puerta a más consumidores, reduciendo las exigencias financieras (ratio Consumo/Valor Añadido Bruto = 0,25 kWh/€) y consumo en periodo de horas valle (p6) a 46% (no exigible en 2022 y 2023). Se mantiene consumo anual mínimo de 1 millón de kilovatios hora (1 GWh = 1.000 MWh = 1.000.000 kWh). En cuanto a obligaciones, se mantiene el 10% de energía renovable a plazo (quinquenal), excepto PYMES, pero se aumentan exigencias (restricciones), es decir, riesgo potencial de devolver las eventuales ayudas caso de incumplimientos. Por un lado, exigen enviar previsiones de autoconsumo al Operador del Sistema (plazo 6 meses para disponer equipos de medida y de 3 meses para alta en Concentrador Principal del Sistema de Medidas Eléctricas -SIMEL- desde obtención de certificación). Al menos un 30% del suministro debe proceder de energías renovables mediante PPA’s, Certificados de Garantía de Origen (GdOs’) o autoproducción. Invertir al menos la mitad (50%) de las eventuales ayudas en proyectos para reducir Gases de Efecto Invernadero (GEI’s) de las instalaciones.
Muchos CEI’s reconocidos legalmente como tal, e inclusive habiéndose renovado la autorización administrativa recientemente como CEI, han quedado fuera del nuevo Estatuto, y ya han recibido notificación previa de baja por supuesto incumplimiento (no pertenecer a sectores habilitados), permitiendo 10 días hábiles para presentar alegaciones, quedando abierta la posibilidad de presentar posteriormente recurso contencioso administrativo por daños patrimoniales y daños y perjuicios derivados principalmente por obligaciones de suscribir PPA’s e implantar la ISO ambiental 50.001. Aparte de disponer de derechos adquiridos es un trato arbitrario y discriminatorio, sin ninguna medida paliativa. Otra inseguridad jurídica amparada en decisiones de la Comisión Europea dentro de la nueva política ambiental (ecológica).
Las solicitudes de ayudas de CEI para compensar los cargos del sistema durante 2022. Se han presentado dentro del plazo del 18 Jul al 14 Ago 2023. Extracto de la Orden de 7 de julio de 2023, por la que se convoca en 2023 la concesión de las subvenciones dispuestas en el Título III del Real Decreto 1106/2020, de 15 de diciembre, por el que se regula el Estatuto de los consumidores electrointensivos, correspondientes a cargos soportados durante el año 2022 por la financiación de la retribución específica a renovables y cogeneración de alta eficiencia y por la financiación adicional en los territorios no peninsulares.
El nuevo Estatuto podría suponer devolución (y sanción) de ayudas percibidas, pues de momento cambia las obligaciones/exigencias sin el debido consenso con los consumidores industriales y PYMES. Se desconoce aún si habrá que aprovisionar la eventual devolución de las ayudas que se podrían estar percibiendo en 2023 derivadas de las convocatorias de ayudas anteriores (2021), caso de reclamación administrativa por ingresos indebidos. No se puede seguir consumiendo con este tipo de incertidumbres.
Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga. Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo – Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.
Precio interanual futuro Dated Brent aumenta brutalmente +15,7% magnificado por reducción del Tipo de cambio US$/€ que pierde -4,6%, repuntando los niveles de precios del suministro de gas a cliente final en España, 6,3% respecto a valores de hace casi dos meses (caso contrato con indexación a Brent y TC). Los precios de gas como materia prima son ahora aún más altos que en 2020, casi un 300% de incremento. Se acentúa el impacto de la renovación de nuevos contratos de suministro de gas para industrias, que ya venían arrastrando un incremento estructural de los contratos entre un +110% y +140% en los precios del gas. Si tenemos en cuenta nuevas fórmulas (actualizadas) bajo el nuevo estadio de precios, las subidas son de escándalo, superando la tarifa de gas regulada (de referencia o de último recurso) del sector gasista para clientes domésticos (baja presión de gas). Esto es un hecho que está provocando serios problemas de tesorería en las industrias gas intensivas y calor-intensivas, obligándolas a cierres temporales o nuevos ERTE’s. Las ayudas iniciales del gas para las industrias han sido muy restringidas a unos pocos sectores, excluyendo a la inmensa mayoría de las industrias que están en riesgo de cortes de gas por retrasos en los pagos. Estamos viendo despidos o reducciones de personal en EEUU desde finales 2022 y esto va a contagiarse en Europa si no se hace nada eficaz para evitarlo.
El precio interanual del hub de gas España-Portugal (Mibgas), repunta +9,6% debido a la subida de los precios internacionales de gas. Los hubs de gas europeos, el TTF y NBP repuntan +10,0% y 12,4%, respectivamente. Mientras tanto, el gas Henry Hub de EEUU, índice NYMEX, se resiste a repuntar subiendo moderadamente un +1,3%. Ya habíamos advertido que los precios internacionales del gas seguían a niveles elevados a medio y largo plazo con fuerte tendencia alcista sujeto a variación de oferta y demanda. Si la oferta mundial se reduce, y aumenta la demanda mundial es obvio que se tensione el precio y termine por reventar otra vez más sin ayudas eficaces para la industria (y que lleguen a tiempo).
NO se comprende cómo se importa gas de EEUU, principalmente extraído mediante la técnica de fractura hidráulica (Shale Gas), y aquí los políticos supranacionales no hacen nada para que los Estados Miembros de la Unión Europea autoricen extraer gas de yacimientos autóctonos. Por eso la producción del gas de EEUU sigue elevada, llegando a niveles de saturación de su nivel de producción / extracción de gas para exportar lo máximo posible a Europa en barcos metaneros. EEUU está aprovechando los efectos de la guerra Rusia-Ucrania. El precio de venta (importado) de EEUU incluyendo coste de licuefacción, seguros y fletes de embarque/costes de logística y transporte por barcos metaneros, y coste de regasificación está resultando muchísimo más barato que el de los hubs europeos, incluido el del Mibgas, beneficio que no está redundando en abaratar el gas en España, sino en exportarlo parcial o totalmente.
El índice del carbón internacional (ARA) también repunta fuertemente un 11,6% respecto a valores interanuales de hace casi dos meses. Menor demanda de carbón (inducida) en Occidente, había relajado el precio del carbón, pero la creciente demanda de carbón por parte de países como Alemania y Polonia, y fuera de Europa, han tensionado los precios.
Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 77,2 a 89,4 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,1272 a 1,0753 US$/€.
La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 41,3 a 45,3 €/MWh, lo cual supone un margen de un 25%-30% inferior a los 61,7-65,0 €/MWh del límite del mal denominado CAP de gas en pool de electricidad por la excepción ibérica en SEP-DIC 2023.
La media interanual de los futuros del TTF repuntan de 42,4 a 46,7 €/MWh.
La media interanual de los futuros del NBP (UK) repuntan de 106,3 a 119,5 peniques/termia.
La media interanual de los futuros del NYMEX suben de 3,0 a 3,1 US$/MMBtu.
Los targets del Dated Brent pasan de 77,9 – 74,2 y 71,4 US$/barril a finales de 2023, 2024 y 2025, a niveles de 92,0 – 83,0 y 77,6, respectivamente.
Los targets del euro frente al dólar americano pasan de 1,1307 – 1,1471 y 1,1583 US$/€ a 1,0711 – 1,0881 y 1,1031 a finales de 2023, 2024 y 2025, respectivamente.
Los targets del TTF pasan de 50,7 – 54,2 y 44,1 €/MWh a finales 2023, 2024 y 2025, a niveles de 50,4 – 56,0 y 47,6, respectivamente. Pero deberían bajar y de forma sostenida en el tiempo, para que la gran industria europea no huya a otros países, que se preocupan más por las industrias con precios energéticos competitivos y menores restricciones y costes ambientales. No hay presupuesto ni margen para repercutir los precios energéticos a los productos manufacturados en Europa (serían sustituidos aún más por productos asiáticos).
Los futuros de MIBGAS anticipan medias anuales que pasan de 39,1 – 49,6 y 43,8 €/MWh para 2023 – 2024 y 2025 a niveles de 40.0 – 50,0 y 46,1, respectivamente. Bajan este año respecto al escandaloso precio de 2022 (100,0 €/MWh) , pero suben en 2024 y caen en menor medida en 2025 (con un nivel superior a 2023).
El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha subido en AGO 2023, cerrando media mensual a 34,1 €/MWh, lo cual supone un aumento de +4,1 €/MWh, +13,6% respecto JUL 2023 (30,1 €/MWh). Con estos precios del gas podemos ver cierre de empresas/industrias si no se establecen ayudas o compensaciones, pues es un precio 3 veces superior a la media de hace dos años (2020: a 10,2 €/MWh). De hecho, se anticipan subidas en cuarto trimestre del año en torno a 42-43 €/MWh (cuadruplica el de 2020).
Cabe intuir que las multinacionales gasistas podrían estar compensando futura caída de ingresos por la ola ambientalista que se ha comprometido en centrar la expansión de las renovables sin consulta popular al ciudadano, que es quien finalmente terminará pagando la politización de la energía y el medioambiente, por un futuro limpio pero que puede condicionar el consumo y desarrollo/bienestar de España y demás países europeos, mientras algunos países siguen apostando por el carbón y la nuclear. Y los norteamericanos por el gas de fractura hidráulica. Nuestros políticos europeos deberían darse un baño de humildad empezando por aceptar su afán de aumento de la recaudación fiscal derivada de la energía para compensar el creciente e irrefrenable y exagerado gasto público. Los consumidores energéticos están terminando de perder la confianza en los políticos. Supone un desgaste político que debería conducir a establecer un Pacto de Estado para unirse en esta emergencia energética nacional y europea, y consultar al ciudadano alternativas regulatorias más eficaces. Demasiados parches de agua tibia.
Los países asiáticos están sustituyendo a Europa como destino del gas ruso y de Oriente Medio, cerrando aprovisionamientos a largo plazo con más de dos terceras partes del gas mundial, dejando menos de una tercera parte a los países europeos. Sin duda el control de los precios de los mercados gasistas internacionales por estrategias de geopolítica energética viene y seguirá condicionando la competitividad de las industrias europeas. Y Europa sigue sin decidir la extracción del gas autóctono. Existe riesgo de posible racionamiento de gas en siguiente invierno por falta de previsión y excesivo optimismo respecto a disponibilidad del gas importable a Europa.
La incertidumbre en las importaciones y renegociaciones del gas de Argelia, también está repercutiendo en la especulación del precio del gas. Esperemos que dichas incertidumbres se resuelvan favorablemente. De hecho, casi todo el gas que venía por el Magreb se dedicaba a suministros acogidos a la TUR de gas. El aumento de las importaciones de gas de EEUU puede compensar las reducciones del gas de Rusia y Argelia pero no por mucho tiempo.
Si tenemos en cuenta los futuros a lo largo de 2022 del Mercado Secundario de Gas y vemos el cierre anual finalmente a 100,0 €/MWh, resulta cuanto menos curioso y se puede entender como un precio objetivo (target) alcanzado (cifra redonda).
Tengamos en cuenta de que, en el año 2020, el MIBGAS ha cerrado a 10,2 €/MWh, el menor precio anual desde que arrancó a mediados de Dic 2015, debido a la menor actividad económica y menor demanda de gas. Pero para la industria es terrible que un commodity se multiplique casi 9 veces (878%) en dos años (2022) y aunque se diga que está cayendo, sigue siendo 3 ó 4 veces superior en 2023. La cogeneración y la industria en general difícilmente van a poder sufragar el encarecimiento de los costes de la materia prima con los nuevos contratos de aprovisionamiento de gas previstos para 2024 (en torno a 55-61 €/MWh). Se verán obligados a subir los precios de los productos manufacturados para evitar cierres o paradas hasta que pase esta coyuntura que se está alargando demasiado en el tiempo (por lo menos hasta 2025), si bien a un nivel 3-4 veces superior. La falta de la oportuna revisión de los precios regulados de la cogeneración con régimen retributivo desde 2020 ha ido obligando a parar más de la mitad del parque en España. Ello redunda en mayores perjuicios a los consumidores (precios más elevados) y al medio ambiente (más emisiones de CO2) y a la clase obrera (más parados sean discontinuos o permanentes), entre otros. Sin duda esto podría comprometer el plan de ahorro y eficiencia energética, ya que las fábricas asociadas tendrían que sustituir la energía térmica de la cogeneración por las tradicionales calderas de vapor quemando combustibles fósiles con muy bajo rendimiento energético y el consiguiente aumento de las emisiones de CO2. Esperemos que no lleguemos a sufrir ese estadio de funcionamiento ruinoso para todos.
En cuanto a los contratos de gas del month-ahead (precio mercado secundario de gas para el mes siguiente) en MIBGAS, tenemos la siguiente evolución registrada recientemente:
OCT 2023: ha tenido 11 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 15 SEP), marcando MAX 37,0, medio 34,9 y MIN 32,1. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 35,6 y la media acumulada del futuro 36,4 con Máx/Mín de 47,2/32,0.
SEP 2023: ha cotizado 23 días en MIBGAS, marcando MAX 42,7, medio 35,1 y MIN 28,5. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 33,6 (31/Ago/2023) y casualmente la media acumulada del futuro 33,6 con Máx/Mín de 46,5/27,1. Cierre de contado se estima en 35,9.
AGO 2023: ha cotizado 21 días en MIBGAS, marcando MAX 36,3, medio 29,8 y MIN 25,5. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido 26,7 (31/Jul/2023) y la media acumulada del futuro 30,7 con Máx/Mín de 40,1/24,7. Cierre de contado ha sido 34,1.
JUL 2023: ha cotizado 22 días en MIBGAS, marcando MAX 43,3, medio 31,8 y MIN 23,7. Última cotización Futuro gas en OMIP ha sido 35,0 y la media acumulada del futuro 33,5 con Máx/Mín de 46,6/22,8. Cierre de contado ha sido 30,1.
JUN 2023: ha cotizado 22 días en MIBGAS, marcando MAX 36,4, medio 29,3 y MIN 24,0. Última cotización Futuro gas en OMIP ha sido 26,0 y la media acumulada del futuro 38,0 con Máx/Mín de 54,9/23,0. Cierre de contado ha sido 31,1.
MAY 2023: ha cotizado 18 días en MIBGAS, marcando MAX 44,0, medio 37,5 y MIN 34,1. Última cotización Futuro del gas en OMIP ha sido de 33,5 y la media acumulada del futuro 45,1 con Máx/Mín de 56,8/33,5. Cierre contado 28,8, bajando más que los valores mínimos.
ABR 2023: ha cotizado 23 días en MIBGAS, marcando MAX 49,2, medio 42,2 y MIN 38,6. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido de 41,6 y la media acumulada del futuro 49,8 con Máx/Mín de 75,5/38,1. Cierre contado 38,1, tirando a valores mínimos.
MAR 2023: ha cotizado 19 días en MIBGAS, marcando MAX 57,0, medio 51,1 y MIN 47,3. Última cotización Futuro del gas en OMIP ha sido de 46,8 y la media acumulada del futuro 72,4 con Máx/Mín de 134,6/46,8. Caída correctiva inferior a valores mínimos. Cierre del contado del mes ha sido 43,7.
FEB 2023: ha cotizado 22 días en MIBGAS, marcando MAX 71,6, medio 60,2 y MIN 51,3. Última cotización Futuro del gas en OMIP ha sido 55,1 y la media acumulada 85,9 con Máx/Mín de 127,0/51,9. Ha mostrado una caída brutal. Cierre del contado del mes ha sido 52,3.
ENE 2023: ha cotizado 21 días en MIBGAS, marcando MAX 127,2, medio 103,5 y MIN 71,4 Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido 71,6 y la media acumulada 104,5 con Máx/Mín de 131,6/71,6. Muestra una caída brutal. Cierre del mes ha sido 59,8.
La subida de precios del gas internacional (TTF y NBP) se ha notado en el MIBEL, aunque el mercado eléctrico tenga vida propia: afectado por otros drivers como el escandaloso coste (precio) especulativo del mercado europeo de derechos de emisiones de CO2, que sigue cotizando a niveles muy elevados (un valor que ha superado más de tres veces el de inicios del 2020, estadio pre-Covid). Desde luego a la cogeneración industrial debe reconocerse explícitamente el sobrecoste de los precios del gas y el sobrecoste del CO2 para poder seguir sobreviviendo y suministrando energía térmica a sus fábricas asociadas, en plazo y forma. Hay riesgo de seguir produciendo a un coste mayor que el ingreso por la regulación actual (régimen retributivo). La cogeneración no puede soportar un precio del CO2 superior a 30 €/tCO2. Saltan las alertas porque ese nivel se ha triplicado y pronto podría ser cuadruplicado. Urge compensación en plazos oportunos para seguir operando.
Respecto a los futuros o derivados de gas a medio y largo plazo en el OMIP, cabe destacar los estadísticos de los futuros siguientes:
Futuro Año 2019 ha cotizado desde 24 Nov 2017 hasta 28 Dic 2018, entre 18,3 y 28,2, con una media de 22,5. El contado (MIBGAS) cerró a 15,4, nivel por debajo del valor MIN del futuro.
Futuro Año 2020 ha cotizado desde 2 Ene 2018 hasta 30 Dic 2019, entre 13,3 y 25,3, y media 20,3. El contado (MIBGAS) cerró a 10,2, nivel por debajo del valor MIN del futuro.
Futuro Año 2021 ha cotizado desde 2 Ene 2019 hasta 30 Dic 2020, entre 12,3 y 22,7, y media 17,1. El contado (MIBGAS) cerró a 47,7, nivel por encima del valor MAX del futuro.
Futuro 2022 ha cotizado desde 2 Ene 2020 hasta 30 DIC 2021, con valores acumulados entre 13,4 y 138,5, y media 25,2. Cierre del contado (MIBGAS) ha sido 100,0, lo cual implica casi 3,97 veces (397%) superior a la media del futuro. El futuro fue bajando a finales de año 2021 desde el Máx (138,5) de 21Dic hasta 79,8 (30Dic).
Futuro ENE 2023 ha cotizado desde 3 OCT hasta 30 DIC registrando un Max, Med y Min de 131,6-104,5-71,6 €/MWh. Contado ha cerrado a 59,8.
Futuro FEB 2023 ha cotizado desde 1 NOV hasta 31 ENE registrando un Max, Med y Min de 127,0-85,9-51,9 €/MWh. Contado ha cerrado a 52,3.
Futuro MAR 2023 ha cotizado desde 1 DIC hasta 28 FEB registrando un Max, Med y Min de 134,6-67,2-46,8 €/MWh. Contado ha cerrado a 43,7.
Futuro ABR 2023 ha cotizado desde 2 ENE hasta 31 MAR registrando un Max, Med y Min de 75,5-49,8-38,1 €/MWh. Contado ha cerrado a 38,1.
Futuro MAY 2023 ha cotizando desde 1 FEB hasta 28 ABR registrando un Max, Med y Min de 56,8-45,1-33,5 €/MWh. Contado ha cerrado a 28,8.
Futuro JUN 2023 ha cotizado desde 1 MAR hasta 31 MAY registrando un Max, Med y Min de 54,9-38,0-23,0 €/MWh. Contado ha cerrado a 31,1.
Futuro JUL 2023 ha cotizado desde 3 ABR hasta 30 JUN registrando un Max, Med y Min de 46,6-33,5-22,8 €/MWh. Contado ha cerrado a 30,1.
Futuro AGO 2023 lleva cotizando desde 2 MAY hasta 31 JUL registrando un Max, Med y Min de 40,1-30,9-24,7 €/MWh. Contado ha cerrado a 34,1.
Futuro SEP 2023 ha cotizando desde 1 JUN hasta 31 AGO registrando un Max, Med y Min de 46,5-33,6-27,1 €/MWh. Contado se estima (benchmark) a 35,9.
Futuro OCT 2023 lleva cotizando desde 3 JUL hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 47,1-36,4-32,0 €/MWh.
Futuro NOV 2023 lleva cotizando desde 1 AGO hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 54,4-45,5-38,0 €/MWh.
Futuro DIC 2023 lleva cotizando desde 1 SEP hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 49,9-47,6-44,4 €/MWh.
Futuro 2023 empezó a cotizar desde 4 Ene 2021 hasta 29 DIC 2022, con valores acumulados entre 16,2 y 291,5 y media 63,5. Última cotización a 79,4 (29 DIC2022). Media estimada para el año sube a 40,0, muy por debajo del valor MED del futuro.
Futuro 2024 ha empezado a cotizar desde 3 Ene 2022, con valores acumulados entre 30,5 y 193,1 y media 64,5. Última cotización a 50,1 (15 SEP). Tendencia alcista.
Futuro 2025 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2023, con valores acumulados entre 37,8 y 53,7 y media 44,2. Última cotización a 46,1 (15 SEP). Tendencia alcista.
La parte variable de la TUR básica baja un -36,5% entre Q2 y Q3 de 2023, pasando de 4,4719 a 4,314 c€/kWh, sin una justificación económica convincente, pero sabiendo fecha de elecciones generales (23 JUL). La parte fija sube un +2%, pasando de 5,01 a 5,03 €/mes.
Debería existir una TUR de refugio a precio fijo para consumidores industriales o gran comercio en dificultades (no MIBGAS + recargo del 20%, aparte del recargo sobre costes regulados).
La medida de indexación del precio del MIBGAS sobre el precio del MIBEL hasta 31 MAY 2023, extendida por RDL3/2023 hasta 31 DIC 2023, puede suponer que los ingresos de un generador no puedan cubrir sus costes reales tanto de gas como de carbón, y ello podría conllevar a problemas de incumplimiento de cláusulas take-or-pay con la correspondiente comercializadora.
Se siguen produciendo rescisiones unilaterales de contratos de suministro de gas por parte de comercializadoras, a precios fijos, de forma anticipada, aplicando fórmulas indexadas al MIBGAS (day-ahead). Recomendación: renegociar las nuevas condiciones ofertadas exigiendo respetar las condiciones contratadas hasta vencimiento del contrato actual retrasando la indexación a la próxima temporada, permitiendo posteriores coberturas.
Se recomienda optimizar la denominada Qd asociada al caudal diario máximo contratado, cuando el término de capacidad ha dejado de facturarse con el modo de facturación tipo 2 (banda del 85%-105%) y se paga la Qd tal cual se tenga contratada, penalizando (tres veces: factor de penalización de 3) diariamente los excesos. Toca analizar con lupa los costes repercutidos al Término de Capacidad.
Las coberturas de gas están a precios más competitivos, pero aún altos. Asegurar precios en coyunturas como la actual puede evitar nuevos incrementos, pero perder la oportunidad de recoger caídas más adelante. Los precios de los hubs internacionales están bajando últimamente, pero quizás hay que esperar hasta que se estabilicen un poco para plantearse coberturas. Las fórmulas de indexación sobre Brent tienen los días contados, especialmente por la incertidumbre en el Tipo de Cambio US$/€. Ahora mismo están arrojando mejores resultados las indexaciones al TTF. Para renovaciones, las fórmulas cost-plus están repercutiendo subidas aún mayores que con el TTF. Los industriales están optando a indexaciones sobre hubs de gas europeos, especialmente TTF. En ese caso, hay que prestar especial atención a las valoraciones de productos TTF Day Ahead versus TTF Month Ahead.
Una solución salomónica podría ser indexación mixta: una parte (X%) sobre Brent y TC, otra parte (Y%) a precio de un hub de gas como el MIBGAS o TTF, y resto (Z = 1 – X – Y), a precio fijo.
Cuando las bajadas son fuertes, se saca mucha más ventaja en el contado. No se puede desaprovechar cualquier oportunidad de este tipo. (Frente a precios fijos exante).
Debemos estar muy atentos a los movimientos de los precios del gas (y de la electricidad) en próximos días y semanas por intervenciones y cambios regulatorios que se están contemplando por nuestros reguladores tanto nacionales como europeos. Las nuevas medidas del gobierno en el sector gasista favorece a la industria gas intensiva. Muy importante aprovechar esas ayudas si vuelven a aprobarse para solicitarlas en plazo y forma.
Una medida que se está aprovechando en verano es que se permite 3 veces el cambio de caudal contratado y una vez el tipo de tarifa de ATR de gas hasta 31 DIC 2023.
El 2 JUN se ha publicado la Resolución de 30 de mayo de 2023, de la CNMC, por la que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte, redes locales y regasificación para el año de gas 2024 (de OCT 2023 a SEP 2024). Aunque estamos pendientes de conocer los nuevos Cargos del Sistema gasista, los cánones de almacenamientos básicos y la cuota del GTS para el año de gas 2024, de momento, si nos centramos sólo en los Peajes, los peajes asociados a la capacidad de caudal contratado (peajes fijos) bajan entre el 27 y el 30%, mientras que los peajes variables (asociados al consumo) suben entre el 26 y 46% para los escalones desde el RL.8 hasta el RL.11, respectivamente. Muy mal momento para empeorar la facturación de los consumos de gas. Es difícil trasladar esa subida a los productos manufacturados. Justo la puntilla que faltaba para echar el cerrojo de locales comerciales, PYMES y autónomos. Ya se está notando el cierre de locales, también debido a las nuevas cuotas de RETA (Régimen Especial de Trabajadores Autónomos) en función de los ingresos esperados (facturación bruta) en vigor desde 1 ENE 2023 pero aún pendiente de regularización retroactiva que se hará en el cuarto trimestre de este año y a las nuevas directrices sanitarias y ambientales, que a veces obligan a replantearse inversiones o trabajar más para pagar subidas de impuestos cuando se está muy cerca de la edad de jubilarse o prejubilarse.
Respecto a la excepción ibérica, la tabla siguiente resume el ajuste reconocido a las plantas térmicas de CCGT, Carbón y Cogeneración (CHP) sin régimen retributivo regulado.
“Y” es la cuantía unitaria diaria del ajuste a la generación, en €/MWh, redondeado a euros con dos decimales. Pgn es el precio del gas natural, en €/MWh. Se determinará como el precio medio ponderado de todas las transacciones en productos Diarios (D+1 en adelante) y Fin de Semana (si aplica) con entrega al día siguiente de gas natural en el punto virtual de balance (PVB) registradas en el Mercado Ibérico del Gas (MIBGAS). Prgn es el precio de referencia del gas natural, en €/MWh, inicialmente el valor de 40 €/MWh y actualmente 61.7 (SEP).
La opcionalidad de cambiar régimen económico a la cogeneración pasando a cobrar el precio del mercado más la compensación por la excepción ibérica podría empeorar aún más la delicada cuenta de resultados si los precios del aprovisionamiento del gas no están indexados a hubs de gas o bien sean precios fijos de gas muy elevados, e inclusive si el pool sigue bajando y desparece la compensación del gas (Pgn índice de combinación de precios del MIBGAS para cada día concreto < Prgn inicialmente 40 €/MWh). Llegará linealmente desde 55 en MAR hasta 65 en DIC 2023, según extensión de la metodología.
Cabe decir que el 28 OCT 2022 la Comisión Europea adoptó una nueva modificación del «Marco Temporal de Crisis relativo a las medidas de ayuda estatal destinadas a respaldar la economía tras la agresión contra Ucrania por parte de Rusia», mediante la cual se permite a los Estados miembros a dar «ayudas para cubrir costes adicionales debidos a un aumento excepcionalmente importante de los precios del gas y la electricidad».
El citado marco refuerza la habilitación a los Estados miembros para atajar el impacto de los precios energéticos, así como su impacto en insumos, materias primas u otros productos afectados, ampliando el horizonte temporal de las ayudas hasta diciembre de 2023, permitiendo establecer un sistema de apoyo basado en el consumo de energía actual o en el histórico, contemplando las subvenciones directas como forma de apoyo.
En ese sentido, el sector industrial espera que el gobierno implante medidas de ayudas contundentes (NO reembolsables) para todos los consumidores industriales, especialmente cogeneradores y fábricas asociadas. Ayudas para financiación podrían ser interesantes para la inversión cuando las industrias (fábricas) puedan pagar las facturas de gas / electricidad. Bajo la actual coyuntura de precios energéticos ya es insostenible la actividad industrial en España. El riesgo de cierre o deslocalización de las industrias podría convertirse en una decisión irreversible.
Como ya sabéis, después de más de un mes de sondeos y negociaciones, los ministros de energía de la UE han llegado a un acuerdo político sobre nuevo Reglamento del Consejo que establece un mecanismo de corrección del mercado, supuestamente para proteger a los ciudadanos frente a precios de gas excesivamente altos. Se trata de limitar los precios excesivos del gas en la UE que no reflejan precios del mercado mundial; garantizar la seguridad del suministro energético y la estabilidad de los mercados financieros.
El nuevo mecanismo llega muy tarde y mal, y además se va a retrasar su eventual entrada casi al final del invierno que estamos empezando ya. Activación desde 15 FEB 2023. El mecanismo se define como un límite de precio para los productos derivados de gas natural (con duración desde trimestral hasta anual) que tienen como punto de entrega el mercado TTF (Holanda) y se venden y compran en los mercados organizados. No se aplicará en los mercados Over-The-Counter (OTC).
El mecanismo se activará cuando, durante 3 días consecutivos, el precio en el TTF Month-Ahead alcance 180 €/MWh y supere en 35 €/MWh el precio de referencia de los mercados globales del GNL Month-Ahead. El mecanismo consiste en un límite de precio dinámico indexado a la suma del precio de los mercados globales de GNL + 35 €/MWh. Dicho límite se desactiva automáticamente cuando durante 3 días consecutivos los precios globales caigan por debajo de 145 €/MWh (diferencia entre 180 y 35 €/MWh).
Si en España tenemos un tope de gas de 61,7 €/MWh en SEP (hasta 65 en DIC), sabiendo los resultados que ya hemos experimentado desde 15 JUN 2022, parece que el límite del gas a 180 €/MWh NO va a contener los comportamientos especulativos del gas en Europa.
Además, existen una serie de condiciones que podrían llevar a la suspensión del mecanismo:
Declaración de emergencia a nivel UE o regional en la UE en el sector del gas natural.
Inestabilidad de los mercados financieros, en particular por detectarse un incremento de los requerimientos de garantías (margin calls) a las empresas que operan en los mercados organizados de gas.
Descenso de la llegada de GNL a la UE que afecte a la seguridad de suministro.
Incremento importante de la demanda de gas respecto a años anteriores.
Este invento puede que venga a acentuar aún más el problema porque envía señales tipo luz verde para reventar aún más los precios del gas, creando unas condiciones de contorno demasiado relajadas para que los especuladores “entrenen” y “jueguen” sin ir a la cárcel. Los traders de gas “se están frotando las manos”. Ahora los barcos metaneros podrán estar aún más cotizados que antes, y se podrá jugar a simular virtualmente la importación de gas con barcos de EEUU a Europa cuando en realidad podrían ser de otro origen. Cambiando bandera en alta mar se podría seguir engañando a la afición que ya empieza a soñar con el próximo mundial. Hay demasiados rumores al respecto. Debería de investigarse, controlarse y sancionarse para poner fin a la especulación, si eso estuviese ocurriendo.
El Real Decreto-Ley 06/2022, del pasado 29 de marzo, por el que adoptaron medidas urgentes en el marco de la guerra en Ucrania, brinda la posibilidad de realizar:
Cinco modificaciones de los caudales contratados y dos modificaciones de la tarifa de acceso (peajes) entre 1 de enero de 2023 y el 31 de diciembre de 2023.
Esta flexibilización, a diferencia del RDL 18/2022 de 18 de octubre de 2022, ya no tiene en consideración la evolución de los precios del gas natural en el mercado MIBGAS.
Se mantiene la reducción del impuesto sobre el valor añadido para los suministros de gas natural hasta el 31 de diciembre de 2023. La tasa reducida seguirá siendo del 5%.
La Orden ICT/744/2023, de 7 de julio, por la que se regulan las bases de la línea de ayudas para la compensación de los costes adicionales debidos al aumento excepcional de los precios del gas natural, cuyo extracto de dicha orden ha sido publicado el sábado 22 JUL 2023, habiendo sido el plazo de solicitudes de 20 días hábiles, contados a partir del día siguiente al de la publicación del extracto de la convocatoria en BOE, o sea del 27 de julio al 24 de agosto de 2023. Se corrigen errores por Orden ICT/775/2023, de 10 de julio, que pueden suponer incumplimientos y devoluciones de ayudas percibidas. La tramitación de urgencia no afecta al plazo para justificar el cumplimiento de los plazos legales de pago previsto en el artículo 13.3 bis de la Ley General de Subvenciones, que es de 6 meses.
Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga. Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo – Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.
El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa cae en AGO 2023 a 84,8 €/tCO2. JUN cerró a 85,6 y JUL a 86,4 €/tCO2, después del máximo mensual de 90,5 €/tCO2 alcanzado en ABR. SEP lleva acumulado un ajuste a 82,1 €/tCO2 con presión alcista.
La media ANUAL acumulada del CO2 en 2021 ha cerrado a 53,6 €/tCO2 más del doble que los máximos históricos previos. Pero la media ANUAL en 2022 ha cerrado a 80,9 €/tCO2. Este nivel implica un crecimiento de más de 4 veces (400%) superior a los valores medios del registro histórico reciente (2018-2020: 21,8 €/tCO2).
El año 2020 ha cerrado a 24,7 €/tCO2, muy similar al récord histórico de 2019 (24,8 €/tCO2). El año más crítico anteriormente fue el 2008 (22,0 €/tCO2). Pero en aquél entonces sufrimos una crisis mayor del petróleo y aún menor del gas, y también se iniciaba la segunda etapa del mercado europeo de CO2. El valor mínimo anual se alcanzó en 2013 (4,45 €/tCO2), y del 2012 al 2017 se mantuvo en una horquilla media en torno a 6 €/tCO2.
En lo que llevamos de año 2023, hasta 15 SEP 2023, tenemos una media spot acumulada de 86,1 €/tCO2, entorno al nivel acumulado antes del verano.
Sin embargo, el nivel de los precios futuros del CO2 sigue con un perfil de contango, si bien con un respiro durante el verano, con unos niveles de la curva forward a largo plazo (2023-2031) al alza aprox. un +5,1% hasta 2024 y entre un +4,3% y +3,7% de 2025 a 2031, respectivamente.
Futuro Dic 2020 dejó de cotizar a niveles máximos de 30,8 €/tCO2.
Futuro Dic 2021 dejó de cotizar el 20 DIC/2021 a un valor en torno a 79,4.
Futuro Dic 2022 dejó de cotizar el 19 DIC/2022 a un valor en torno a 84,1.
En casi dos meses los futuros con entrega a final de cada año han variado de la siguiente manera:
Los especuladores siguen agresivos, al no producirse sanciones ejemplares, envalentonados porque persisten las reglas del juego y la demanda de derechos va en aumento. La prensa nacional e internacional ha dejado de cuestionarse por qué aún NO se ha suspendido el mercado de CO2, si es un agravante al precio de la electricidad, especialmente para las industrias que aún siguen tratando de sobrevivir y se niegan a echar el cierre definitivo. Aun así, el precio del CO2 está en niveles perniciosos que pueden llegar a convertirse o declararse en estafa energética por alguna fiscalía de algún Estado Miembro de la Unión Europea o algún juzgado que reciba una demanda judicial de cualquier empresa afectada. Ya han rebasado los límites de racionalidad y proporcionalidad del impacto ambiental para castigar a la energía térmica y frenar su producción favoreciendo a las renovables.
Si no se suspende o elimina el mercado de CO2, entonces que se eliminen los subsidios a las renovables y la excepcionalidad de no pagar costes de red a auto-consumos con placas solares, a menos que operen en modo aislado y desconectado de las redes. Los consumidores están pagando en duplicado las diferentes políticas ambientales de los Estados Miembros de la UE. No hay tanta riqueza como parece. Todo lo contrario: Nos están llevando a una miseria energética. “La vaca se va a quedar sin leche”. Si la red sirve de respaldo, que se paguen dichos servicios, pues los costes fijos van a ir en aumento en cuanto se consolide una eventual bajada de precios, porque toca repartirlos entre una demanda residual cada vez menor. Unos consumidores (sin autoconsumo, típicamente los más pobres o con menos recursos económicos) NO deben subsidiar a los demás (con autoconsumo, típicamente los más ricos o con mayores recursos económicos). Esto está abriendo más la brecha entre consumidores, pero es contradictorio que ocurra en la Europa contemporánea. El precio del CO2 lo termina pagando hasta la más humilde persona (cliente final). Es como un coste variable o coste marginal adicional al de la materia prima.
Si una entidad financiera presta dinero a un tipo de interés superior al legalmente establecido, el cliente podría demandarle por estafa. Ningún producto puede dispararse por encima de niveles máximos razonables ni mucho menos multiplicarse por 100% y hasta por 1000%. Nada sube tanto. Nada se permite que suba tanto. Esto exige que se establezcan precios máximos al CO2, así como al precio de los hubs de gas para evitar más usura a los consumidores, y restablecer los precios máximos de mercados de electricidad a niveles asumibles por los consumidores. Todos los gobiernos europeos deben reflexionar a dónde nos llevan y si deben luchar contra la especulación. Se supone que los reguladores deben velar por la defensa de las prácticas competitivas y evitar la especulación, en beneficio tanto de vendedores como compradores, y especialmente de los consumidores.
El aumento diferencial del precio del CO2 se está duplicando y casi triplicando anualmente. A ese ritmo, se espera que alcance 150 €/tCO2 antes de 2030, caso de que las autoridades pan-europeas y/o nacionales no hagan nada para evitarlo. La entrada de agentes especuladores, con mucho músculo financiero, está arruinando a las industrias europeas. Han encontrado en la energía y especialmente en el CO2 un valor de refugio con elevada rentabilidad y mínimo riesgo. Compran muy barato, y revenden carísimo. Y se van de rositas. Después de las monedas virtuales, el CO2 es lo que más está llamando la atención a especuladores. De hecho, cabe advertir que el futuro de CO2 para Dic 2030 ha llegado a cotizar un valor máximo de 144,1 €/tCO2 el 17 AGO 2022. Con lo cual, ese nivel de 150 puede que se consolide más pronto que tarde.
El precio del CO2 está distorsionando los mercados energéticos (energía eléctrica y de gas natural), con el riesgo de magnificarse su impacto en los precios ofertados (coste de oportunidad) por los generadores, redundando en mayores precios en los mercados minoristas de suministro de electricidad y gas a cliente final.
No existen límites en los precios ni en las cuotas de mercado a nivel europeo ni nacional. Es un mercado con incentivos perversos, sin control, sin supervisión, sin transparencia, sin igualdad de condiciones, sin equidad, sin racionalidad económica, redundando en señales económicas especulativas, que merman la competitividad y eficiencia económica de las instalaciones obligadas a cubrir sus emisiones de CO2 con derechos de CO2. La politización de la energía y el medioambiente puede paralizar a las industrias en Europa o inducir su migración (deslocalización) a países donde no exista coste del CO2.
Si las autoridades competentes no van a supervisar ni a controlar el mercado de CO2, entonces deberían plantearse la posibilidad de suspender dicho mercado y las obligaciones requeridas a las instalaciones afectadas hasta que se relajen los precios de los mercados energéticos (electricidad, gas, productos derivados del petróleo y carbón).
Igual que para el gas, urgen medidas paliativas tipo subvenciones (ayudas de Estado) por el elevado coste del CO2.
Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga. Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo – Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.
El martes 5 de septiembre, ACOGEN asistió al webinar “World Talks: Japan in Focus”, organizado por Cogen World Coalition. A la semana siguiente, el día 12 tuvo lugar la sesión 107 del Comité de Seguimiento del Sistema Gasista (CSSG), con la asistencia de ACOGEN.
El miércoles 13 se celebró el “II Foro Industria y Energía: transición ecológica y competitividad industrial” organizado por el Foro Industria y Energía (FIE) en colaboración con el Consorci de la Zona Franca de Barcelona, evento al que asistía la Asociación y que contó con nuestra directora técnica, Virginia Guinda, en calidad de vicepresidenta de Foment del Treball.
El lunes 18 de septiembre la Vicepresidenta Tercera y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico en funciones, Teresa Ribera, convocó a ACOGEN, entre otras asociaciones del sector, para tratar el tema “Perspectivas en el sector energético e industrial”. A la reunión asistieron tanto el presidente como el director general de ACOGEN.
El miércoles 20 de septiembre tuvo lugar el Comité de Eficiencia y Promoción de ACOGEN, que contó con 150 profesionales inscritos. Al día siguiente, la reunión mensual de la junta directiva de ACOGEN.
Cerramos este repaso a la agenda recordando la celebración, el martes 17 de octubre, del XIX Congreso Anual de Cogeneración organizado por ACOGEN y COGEN España conjuntamente en el Real Casino de Madrid, bajo el título “Cogeneración: nuevo ciclo con la industria”. El miércoles 29 de noviembre, la Asociación Española de Cogeneración celebrará su Asamblea Anual en el Auditorio Rafael del Pino.
Según datos aportados por ACOGEN, la provincia de Castellón vio descender la producción eléctrica vía cogeneración un 33% en el acumulado hasta agosto de 2023 con respecto al mismo periodo de 2021, cuando todavía no había estallado la crisis de costes energéticos derivada del conflicto bélico en Ucrania.
La industria cogeneradora guarda esperanzas en que antes de que acabe el año se dé luz verde al marco estructural de la cogeneración, es decir, la subasta de 1.200 MW de potencia «que suma cuatro años de retraso», tal y como señala el director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, pero que parece estar ya más cerca.
«Coyunturalmente, nuestras reivindicaciones están ya atendidas. El Ministerio publicó a finales de junio las retribuciones del segundo semestre, por lo tanto, el sector ya sabe cómo producir hasta 2024. Pero ahora se hace necesario el marco estructural, es decir, el marco de inversiones para que el sector sepa a qué atenerse en el futuro», subraya Rodríguez. «Venimos reuniéndonos periódicamente con el Ministerio por este asunto y parece que hay agilidad a la hora de ayudarnos. Esperamos que antes de que se acabe el año se publique la orden de subasta de potencias. Es nuestro marco de futuro, los industriales lo necesitan para saber cuánto podrán producir y qué inversiones son necesarias», insiste el director general de ACOGEN. Bien es cierto que «1.200 MW nos parecen insuficientes y en el PNIEC hemos pedido el doble, pero, al menos ese mínimo de 1.200 MW, necesitamos que se subasten lo antes posible. Hay que empezar ya con lo que hay, el marco estructural es imprescindible», considera Rodríguez, reiterando su confianza en que el Ministerio cumpla plazos. Aparejada a la mencionada subasta, avanza también en trámites la nueva metodología para calcular las retribuciones a las plantas de cogeneración. «La CNMC ha emitido ya sus informes preceptivos. Ahora sólo resta trabajo técnico y voluntad política para publicarla conjuntamente a la subasta de potencias», asevera el director de ACOGEN.
“Cogeneración, asignatura pendiente ante un nuevo ciclo con la industria calorintensiva”, es el título de la tribuna de nuestro director general en FuturEnergy. El directivo recuerda que la cogeneración es promovida en Europa, donde produce actualmente el 11% de la electricidad y el 15% del calor. La UE impulsa la construcción de nuevas plantas y la transición de las existentes al considerar la cogeneración como tecnología de transición que jugará un papel clave en la reducción de emisiones de CO2 en Europa a 2030 y más allá. A modo de ejemplo, en Alemania se celebran subastas semestrales de cogeneración desde 2018, en países del este de Europa se están realizando importantes inversiones de renovación de centrales cogeneradoras y DH&C, y en la revisión de los planes integrados de energía y clima 2021-2030 de Italia y de Portugal se evidencia un mayor desarrollo de las plantas.
Rodríguez señala que, al igual que nuestros vecinos europeos, España debe aprovechar sus ventajas específicas en cogeneración promoviendo el desarrollo de nuevas plantas y adaptando el parque actual de cogeneraciones de alta eficiencia para que puedan operar progresivamente con gases renovables y con flexibilidad en un sistema eléctrico caracterizado por una muy alta penetración de renovables y volatilidad. Y es que, advierte, la industria española compite en el ámbito europeo y no puede quedarse atrás.
“La cogeneración ha pasado de producir en 2021 el 10% de la electricidad nacional al 7% actual como claro resultado de la falta de medidas de adecuación del marco regulado a la coyuntura industrial de la crisis energética, con grave discriminación frente a los ciclos combinados”, indica. A su parecer, para revertir esta situación “hay que acometer con celeridad las medidas contempladas en el PNIEC 2021-2030 que prevén la transición energética de 1.200 MW y acrecentarlo hasta los 2.500 MW para posibilitar la transformación del parque actual y la creación de nuevas plantas en consonancia con nuestra producción industrial”. Pese a estar avanzados los trabajos, añade, siguen pendientes de desarrollo los marcos de operación e inversión para esos 1.200 MW, que no han logrado culminarse en los cuatro años de la legislatura precedente.
El Economista publicaba un amplio reportaje sobre las alegaciones recibidas al Plan Nacional Integrado de Energía y Clima. Entre ellas, destaca las realizadas por ACOGEN, que pide acelerar el desarrollo de las subastas previstas en el PNIEC para que se inicien en 2024, tras cuatros años de retraso; así como ampliar a 2.500 MW los 1.200 MW de potencia actualmente considerados, dando cabida suficiente con ello a la modificación del parque actual y las nuevas plantas.
El diario económico recoge las discrepancias de ACOGEN con el PNIEC, ya que frente a la visión del grupo de expertos para la transición energética que planificó en 2018 un crecimiento de un 30%, la propuesta inicial del PNIEC preveía cerrar una de cada tres plantas de cogeneración en España (-28% de potencia) y reducir la producción de cogeneración a la mitad (-53%).
Y concluimos este repaso a la actividad mediática de ACOGEN recordando la celebración del XIX Congreso Anual de Cogeneración el próximo 17 de octubre, tal como publica Cope Castellón.
La Firma Invitada
Axpo
Tiempo de cambios en la Retribución a la Operación
Es conocida por todos la extraordinaria situación energética de 2022, y en particular el varapalo sufrido por el sector de la cogeneración de gas natural, en la que la Retribución a la Operación (Ro) ha tenido cambios retroactivos con cifras que se han desviado sustancialmente de las que arrojaba la metodología de cálculo seguida hasta el momento. Esta situación ha sido la gota que ha colmado el vaso y, unido a la constante petición del sector de un cambio en la metodología que realmente reflejara la situación de la cogeneración, ha provocado que dicho cambio comience a estudiarse. En este artículo repasaremos la nueva propuesta (aún en estado de borrador), haciendo hincapié en los puntos que consideramos más relevantes desde el punto de vista del mercado y centrándonos en las cogeneraciones que utilizan como combustible gas natural, por ser las más numerosas.
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) emitió en abril de este año el borrador de definición de una nueva metodología de cálculo de la Retribución a la Operación. En este borrador, se define una metodología que hereda algunas similitudes respecto a su predecesora, como es la definición de una Ro teórica basada en precios futuros. Sin embargo, se añaden cambios significativos, como los ajustes a posteriori provisionales (que gradualmente pierden peso hasta desaparecer en 2026) para intentar reflejar la situación económica “spot” de las instalaciones.
La magnitud de los cambios propuestos y el poco acuerdo en el primer borrador de metodología, ha propiciado una serie de reuniones entre asociaciones y MITECO con el fin de llegar a un entendimiento. Está sin decidir la redacción final, aunque ya podemos comentar ciertos avances de la misma, desde el objetivo de tener una metodología de cálculo de la Ro que sea justa (y refleje la realidad económica de las cogeneraciones) y con capacidad de realizar coberturas sobre ella (para asegurar el funcionamiento futuro y evitar sorpresas).
Desde el punto de vista de una Ro justamente calculada, esta metodología es claramente una mejora con respecto a la actual, porque tiene un espíritu de fijación de costes e ingresos basados en la realidad del mercado. Especialmente con la inclusión del precio de CO2 como una variable a tener en cuenta para el cálculo de la Ro, tal y como lleva pidiendo el sector desde hace muchos años. Sin embargo, hay dos puntos que merecen la pena ser mencionados por su relevancia a la hora de reflejar la realidad de la cogeneración.
En primer lugar, se pondera en exceso el precio de ciertos meses y trimestres del año a la hora de calcular la Ro estimada (los primeros meses del año más que los últimos), como si la cogeneración fuera más activa en dichos periodos frente al resto del año. Si estamos considerando un funcionamiento normal de la cogeneración, todos los meses debieran ponderar lo mismo a la hora del cálculo del coste del gas y del ingreso por venta de electricidad. Es cierto que, en las fechas en las que se hace la fijación de precios mensuales (durante noviembre del año anterior), los productos mensuales correspondientes a los últimos meses del año son productos muy poco líquidos (y en algunos mercados, ni siquiera cotizan), pero no debe ser este un argumento válido para desvirtuar el precio de referencia del gas que se considerará para las cogeneraciones. Este desacierto se puede corregir utilizando únicamente productos anuales (que sí son líquidos).
Adicionalmente, no se están utilizando los mismos periodos de observación para el precio del gas y el de la electricidad, ni siquiera en los diferentes productos de cada subyacente. Para el producto anual se observan los precios durante el periodo enero-noviembre, mientras que para los productos trimestrales es el periodo octubre-noviembre, y para los productos mensuales únicamente el mes de noviembre. Si estamos buscando un precio lo más aproximado posible al coste real de la cogeneración, es necesario utilizar la misma ventana de observación para todos los productos y todos los subyacentes (electricidad, gas, CO2), ya que, de otra forma, la foto que tomamos del balance entre ingresos y costes no será comparable.
Por otro lado, desde el punto de vista de la capacidad de realizar coberturas y asegurar funcionamientos futuros, al haber eliminado en esta propuesta la recurrencia en el cálculo que tenía la metodología anterior, se simplifica mucho la gestión de las coberturas y facilita la fijación de la Ro a largo plazo. Añadiendo la presumible simplificación de términos de la fórmula y la fijación de determinados coeficientes que no era posible cubrir en mercado (todo esto de acuerdo con las últimas reuniones entre MITECO y asociaciones), hace que podamos pensar en coberturas de largo plazo.
Sin embargo, no debemos olvidar que lo más importante para que se puedan hacer coberturas es la seguridad jurídica. Es necesario certidumbre a lo largo de toda su vida útil para que se puedan acometer inversiones, especialmente para todas aquellas que participen en la próxima subasta. Cambiar esta metodología de nuevo sería un desastre para todas aquellas plantas que se cubran en función de lo publicado (recordemos que el objetivo de esta nueva propuesta es precisamente incentivar las coberturas y el mercado a plazo).
Independientemente de los detalles de la publicación final, es importante destacar que será necesaria una gestión activa de la Ro, y que desde Axpo seguiremos ayudando a las cogeneraciones y apoyando a las asociaciones en esta tarea, como hemos hecho hasta ahora.
Fernando de Juan Astray, Head of Origination and Long Term Products AXPO
XIX Congreso Anual de Cogeneración: “Cogeneración: nuevo ciclo con la industria”
Madrid se convierte un año más en la sede del XIX Congreso Anual de Cogeneración organizado por ACOGEN y COGEN España, con la participación de COGEN Europa. El próximo 17 de octubre, el Real Casino de Madrid (c/ Alcalá, 15) acogerá a más de un centenar de expertos en energía.
Bajo el lema Cogeneración: nuevo ciclo con la industria, representantes institucionales, políticos, industriales cogeneradores, empresas de servicios y expertos se darán cita para analizar el marco normativo de la cogeneración, el futuro ciclo inversor y los retos que afronta la industria de la cogeneración española y europea.
Ante el nuevo ciclo legislativo en nuestro país, el congreso será una oportunidad única para debatir sobre los retos y oportunidades del sector cogenerador con los partidos políticos y reguladores.
ACOGEN – Asociación Española de Cogeneración | A. de Baviera, 15-bajo | 28028 Madrid Tel.: 91 724 03 69 | Fax: 91 577 47 10 e-mail: acogen@acogen.es | www.acogen.es
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