Reconciliar la política industrial y la política energética en España
La semana pasada conocíamos el informe que la Comisión encargó al exprimer ministro italiano Mario Draghi sobre la competitividad de nuestra Unión Europea. El informe The future of European competitiveness – A competitiveness strategy for Europe acomete como revitalizar la competitividad europea señalando como claves la energía y la industria, algo que desde ACOGEN hemos venido señalando insistentemente con conocimiento de causa y experiencia propia.
El objetivo de este informe —que incluye una primera parte estratégica de 69 páginas y un análisis y recomendaciones en profundidad de 328 páginas— es proponer una nueva estrategia industrial para Europa que aborde las barreras a la competitividad. Así, un «Nuevo Pacto Industrial Limpio para industrias competitivas y empleos de calidad» se presentará en los primeros 100 días del nuevo mandato de la Comisión Europea, una buena noticia de la que España debería tomar buena nota para sintonizar aprovechando sinergias y oportunidades.
Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) ha repuntado en JUL y AGO, a 72,3 y 91,0 €/MWh, respectivamente, respecto JUN (56,1 €/MWh) debido al efecto de altas temperaturas, menor producible eólico, subida de precios del gas y mayor demanda…
Precio interanual futuro Dated Brent revierte -13,4% y continúa revalorización del Tipo de cambio US$/€ de +1,6%, induciendo bajada neta media de -4,4% en los precios variables del suministro de gas a cliente final en España respecto a valores de hace dos meses…
El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa ha rebotado en AGO subiendo a 70,4 €/tCO2. No obstante, SEP lleva acumulado un ajuste correctivo hasta los 66,0 €/tCO2 con mucha presión alcista, así como por el anunciado repunte de los precios…
El miércoles 4 de septiembre ACOGEN participó en la reunión “COGEN Europe Study” sobre el próximo estudio a elaborar por COGEN Europe para informar a los próximos responsables políticos de la UE sobre el futuro papel de la cogeneración. El día 5 de septiembre, el ministro de Industria y Turismo, Jordi Hereu, recibió en la sede del Ministerio a nuestro presidente, Rubén Hernando, acompañado por el director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, y la directora técnica, Virginia Guinda.
Cogeneración: descarbonización competitiva a gran escala, era el título del artículo de opinión de nuestro presidente que publicaba El Periódico de la Energía el pasado 17 de julio. El directivo recuerda que la cogeneración es una actividad de alta eficiencia energética y descarbonización a gran escala compartida por el 20% del PIB industrial español, en industrias intensivas en calor de sectores punteros en nuestro país, unas 600 industrias, de las que un 60% son pymes, que encuentran en ella su mejor herramienta de eficiencia y competitividad.
Tras años de incertidumbre y de largas negociaciones llevadas a cabo entre todas las partes implicadas, entre ellas ACOGEN y el Ministerio, finalmente se ha publicado la nueva metodología de cálculo de la Retribución Específica y las resoluciones correspondientes que estaban pendientes de publicar.
En este contexto y desde nuestro punto de vista, es importante valorar dos aspectos que consideramos fundamentales: por un lado, ya contamos con unas “reglas de juego” que permiten tomar decisiones; y por otro, por primera vez en mucho tiempo, se han publicado las retribuciones para el siguiente periodo en los plazos fijados.
Una vez con el horizonte regulatorio despejado y dada la situación actual de los mercados de energía, los objetivos claros en la operación de las plantas deberían ser la gestión del riesgo de mercado y la gestión de la flexibilidad.
Respecto a la gestión del riesgo de mercado
La nueva metodología de la fórmula Ro se adapta mejor a los riesgos de mercado actuales de la cogeneración por dos principales razones:
Los actuales índices de precios que intervienen en el cálculo de los costes e ingresos de la Ro son los precios que afectan a la cogeneración. Recordemos que anteriormente las referencias eran al gas de Reino Unido y Estados Unidos, Brent, etc, y la actualización del precio de la electricidad y el CO2 no aparecían en la fórmula (había una actualización entre periodos muy extensos); con la nueva metodología, se incluye en la fórmula un índice de gas representativo de este coste en España, el precio de la electricidad y el coste del CO2.
El ministro de Industria, Jordi Hereu, se reúne con ACOGEN
El día 5 de septiembre, el ministro de Industria y Turismo, Jordi Hereu, recibió en la sede del Ministerio a nuestro presidente, Rubén Hernando, acompañado por el director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, y la directora técnica, Virginia Guinda.
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-2024/#editorial
Reconciliar la política industrial y la política energética en España
La semana pasada conocíamos el informe que la Comisión encargó al exprimer ministro italiano Mario Draghi sobre la competitividad de nuestra Unión Europea. El informe The future of European competitiveness – A competitiveness strategy for Europe acomete como revitalizar la competitividad europea señalando como claves la energía y la industria, algo que desde ACOGEN hemos venido señalando insistentemente con conocimiento de causa y experiencia propia.
El objetivo de este informe —que incluye una primera parte estratégica de 69 páginas y un análisis y recomendaciones en profundidad de 328 páginas— es proponer una nueva estrategia industrial para Europa que aborde las barreras a la competitividad. Así, un «Nuevo Pacto Industrial Limpio para industrias competitivas y empleos de calidad» se presentará en los primeros 100 días del nuevo mandato de la Comisión Europea, una buena noticia de la que España debería tomar buena nota para sintonizar aprovechando sinergias y oportunidades.
Trinomio industria, energía y descarbonización
El informe recoge 140 medidas para fomentar la competitividad, de las que 22 tienen relación directa con la energía y la industria. Tal como señala, hay que alinear las políticas energéticas e industriales para reducir los costos energéticos, innovar y equilibrar el terreno de juego con la competencia exterior, asegurando que los esfuerzos de descarbonización impulsen y no socaven a la industria. La transición energética debe ser sostenible y competitiva para nuestras industrias, o no será.
Costes energéticos industriales altos
Los costes energéticos elevados están afectando negativamente a la industria manufacturera, impulsando a las empresas a considerar reubicaciones o reducciones en la producción, afirma el denominado informe Dragui.
Tanto Estados Unidos como China están apoyando mucho más a sus industrias manufactureras que Europa. Aunque hay otros factores involucrados en este declive industrial europeo además de los costes energéticos —como son la debilidad en la innovación, la falta de estrategia coordinada, la escalabilidad, la burocracia, etc.—, la energía para la competitividad de la industria es hoy por hoy el factor primordial.
Una industria débil no invierte
Los precios de la electricidad en Europa son de 2 a 3 veces más altos que en Estados Unidos, y los precios del gas natural son de 4 a 5 veces superiores. Así, las empresas europeas consideran que los costes energéticos elevados alejan e impiden sus inversiones en Europa.
Así las cosas, no es de extrañar que las industrias intensivas en energía hayan visto una caída en la producción del 10-15% desde 2021 por los altos precios de la energía, aumentándose las importaciones de países con costes energéticos más bajos.
El escenario que plantea el informe es que o se multiplica la inversión o Europa deberá elegir entre clima y competitividad: las importantes políticas climáticas desarrolladas en los últimos años no se han visto acompañadas de una política industrial europea acorde.
Electricidad y gas competitivos para la industria
No es baladí que el informe recoja 9 propuestas clave en el sector del gas, para hacer la transición a gases renovables de una manera rentable, porque el gas natural hoy y el gas renovable del mañana son muy importantes para la industria, por su capacidad para estabilizar los costos de energía, reducir la incertidumbre en la inversión y mejorar la competitividad de las industrias europeas en el escenario global. Algo que desde GasINDUSTRIAL y Sedigas se vienen esforzando en promover en España.
El informe señala también otras 9 medidas en el sector eléctrico que son cruciales. Por supuesto, hay medidas incluidas en las que España va a la cabeza, como la aceleración del desarrollo de las renovables, el fomento del autoconsumo, la flexibilidad, los PPAs, el almacenamiento…, pero deberíamos tomar buena nota de otras medidas que están siendo reclamadas desde sector eléctrico y las industrias con poco éxito en su materialización efectiva: burocracia (simplificar y agilizar los procesos de permisos y trámites burocráticos), redes (desarrollo y mejores interconexiones), acceso energético competitivo a sectores industriales clave, así como el desarrollo y mantenimiento de la capacidad nuclear.
La situación de la cogeneración en España es un claro exponente de la necesidad de un giro que sintonice la energía con la política industrial.
La cogeneración es promovida por la Unión Europea por sus innegables aportaciones a la competitividad, la eficiencia energética y la descarbonización industrial, el 11% de la electricidad de la UE y el 15% del calor se producen con cogeneración. Países como Alemania o Italia nos cuadruplican y triplican en cogeneración. En España, el 20% del PIB industrial se fabrica con cogeneración en industrias que mantienen más de 200.000 empleos directos.
Sin embargo, en nuestro país, la producción en cogeneración ha descendido un 35% desde el año 2021. Afortunadamente, ante este descalabro el MITERD ya ha empezado a tomar medidas y el pasado 4 de junio promulgó el nuevo marco de operación de la cogeneración mediante la Orden TED/526/2024 que sienta las bases de la recuperación.
Pero para recuperarse y no caer más hay que invertir, invertir para ser más eficientes y sostenibles. Los cogeneradores seguimos esperando que MITERD de un paso adelante y convoque las subastas de 1.200 MW para que los cogeneradores invirtamos 800 M€, unas subastas anunciadas hace 3 años e incluidas en el PNIEC. Las inversiones en cogeneración serán tractor para fijar la producción industrial en España y lograr mayores inversiones en capacidades productivas y, también, para potenciar inversiones en otras tecnologías energéticas de descarbonización. Y así seguimos, esperando, industrias alimentarias, químicas, papeleras, cerámicas, refino, automóvil, etc., sectores clave para el país, aguardan expectantes este anuncio.
También hemos solicitado prorrogar dos años la vida de las plantas que han finalizado su vida útil en los últimos 3 años —los que llevan de retraso las subastas— para mantener la operación competitiva en 145 fábricas afectadas (25% del sector cogenerador en España incluyendo el 40% del sector en Cataluña y el 30% en la Comunidad Valenciana) hasta que completen el nuevo ciclo de inversión.
Así las cosas, urge dar competitividad energética y certidumbre a la inversión en las industrias, lo mismo que dice Draghi lo llevamos diciendo desde hace varios años y convendría que el Gobierno tome nota de la conveniencia de reconciliar ahora la política energética con la política industrial.
Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) ha repuntado en JUL y AGO, a 72,3 y 91,0 €/MWh, respectivamente, respecto JUN (56,1 €/MWh) debido al efecto de altas temperaturas, menor producible eólico, subida de precios del gas y mayor demanda residual (aun descontando mayores autoconsumos de Solar FV). Seguimos observando precios con niveles muy reducidos, nulos o negativos, si bien en torno a -1,0 €/MWh, en días de menor demanda (típicamente domingo) y horas de mayor radiación solar (10-18 h).
La previsión a corto plazo cae a 72,0 €/MWh (SEP) y los futuros anticipan una tendencia alcista a 74,0 (OCT), 79,5 (NOV) y 80,2 (DIC) para compensar la bajada de ingresos en primavera: 20,3 (MAR), 13,7 (ABR) y 30,4 €/MWh (MAY).
Los precios negativos podrían frenar la inversión en nuevos proyectos de solar Foto-Voltaica pero incentivar la diversificación en otras tecnologías limpias como la minieólica o microcogeneración inclusive sistemas de almacenamiento (si sigue aumentando el incentivo para cargar y descargar en ciclo diario fuera de la primavera).
El precio anual carga base de 2022 ha cerrado en 167,5 €/MWh, sin incluir el ajuste del gas, lo cual supone un nivel muy superior al máximo más reciente (2018: 57,3) y menos reciente (2008: 64,4). De hecho, las medidas paliativas establecidas desde 16 Sep 2021 (bajada de los Cargos del Sistema y del Impuesto Especial sobre la Electricidad) hasta 31Dic2021 y las nuevas medidas del 31Mar2022, extendidas hasta 31Dic2022, y la actualización a lo largo de 2023, más las recientes y menos ambiciosas aprobadas hasta 30Jun2024, y algunas extendidas hasta 31Dic2024, han sido y siguen siendo insuficientes y en la mayoría de casos no han favorecido a todas las industrias, discriminando aquellas que cumpliendo requisitos no pertenecen a sectores habilitados.
El Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2023 ha cerrado a 87,1 €/MWh. El futuro 2023 ha cotizado en contango respecto a 2020 con valores mínimo 39,9, medio 79,1 y máximo 351,0.
Para 2024 la estimación (benchmark) sube nivel a 58,8 €/MWh, muy por encima de la media histórica del pool. El 2020 ha sido el mínimo del histórico (34,0 €/MWh) debido fundamentalmente al efecto de la pandemia Covid-19 (menor actividad económica/industrial, menor demanda, menor precio de los combustibles y CO2). Para 2024 vemos que la subida esperada respecto al 2020 es de 173%. En Europa NO se puede permitir el lujo de arruinar la poca industria que aún sigue sobreviviendo y hundir en la miseria energética a consumidores domésticos, PYMES, industrias, comercios y autónomos. Los diversos sectores de la economía están enfrentando una crisis presupuestaria sin precedentes con estos precios tan desmesurados. Ya no hay colchón, no hay posibilidades de supervivencia empresarial si los precios no vuelven a niveles razonables en términos anuales o interanuales. Seguimos en un estado de emergencia energética. Pinta muy mal el medio plazo para los consumidores.
Las nuevas estrategias que han preparado en Bruselas recién aprobadas y pendientes de transposición en los países miembros NO parece que vayan a resolver los problemas estructurales de poder de mercado, especulación, organización y estructura de los sectores energéticos que impide mayor competencia, eficiencia económica y bienestar social.
La bajada del gas antes del verano pasado ha revertido la curva de precios forward, pasando el 2023 y 2024 a backwardation respecto a 2022, pero con niveles más altos en contango para los futuros a medio plazo (2025), cayendo suavemente a largo plazo (2026-2029) y un perfil prácticamente plano a muy largo plazo (2030-2034) con un nivel en backwardation respecto a 2025 mayor que la media histórica del pool. PPA’s han tocado máximos a mediados de OCT 2023 con una fuerte caída desde NOV hasta ABR, presentando tendencia alcista desde MAY.
Año 2020 ha cerrado a 34,0 €/MWh. Representa el valor anual mínimo del registro histórico desde cuando ha empezado el mercado de derechos de emisiones de CO2 (Año 2005), fecha que marca un antes y un después en los mercados europeos con un impacto actual del coste de oportunidad del CO2 que ya alcanza el precio medio histórico pool 2020 (factor de emisión del 37% para las plantas CCGT).
Año 2021 ha cerrado a 111,9 €/MWh por los repuntes del gas y su repercusión en los precios del pool desde julio 2021 (subida límite superior). El problema Rusia-Ucrania ha venido después (FEB 2022).
Año 2022 ha cerrado a 167,5 €/MWh, máximo histórico debido a elevados precios del gas (antes y después del citado conflicto), sin incluir ajuste del gas de 15 JUN a 31 DIC.
Año 2023 ha cerrado a 87,1 €/MWh, debido a menores precios del gas, sin incluir el ajuste del gas de 1 ENE a 31 DIC.
Los futuros para resto de 2024 (benchmark) suponen un cierre anual de 58,8 €/MWh, subiendo en 2025 a 70,7 €/MWh, revierte en 2026 a 60,5 con una caída semiplana en torno a 56-54 desde 2027 hasta 2034.
Las empresas pueden suscribir PPA’s para una parte de su consumo, y si aún no lo han hecho, los precios de los PPA’s han tocado fondo y están volviendo a repuntar. Parece momento oportuno para asegurar presupuestos a largo plazo, gestionando el riesgo hacia adelante (especialmente OCT – DIC 2034). La coyuntura energética podría prolongarse en el tiempo si no concluye el conflicto Rusia-Ucrania y el de Israel-Palestina en Gaza, aunque de vez en cuando se toman un descanso (tregua). La fuerte caída del precio del gas en invierno se ha debido en parte a la menor demanda y mayor oferta de gas a nivel mundial a medio-largo plazo. China y la India han ralentizado su recuperación de la demanda y la actividad económica en general, eso ha quitado cierta presión al precio del Brent y del gas a inicios de este año. En NYMEX ya se había notado una presión alcista moderada en los precios, en parte por las campañas electorales americanas a lo largo de este año. EEUU ha abierto la posibilidad de inversión en hidrocarburos en Venezuela, como posible estrategia para mitigar el riesgo de aprovisionamiento por los citados conflictos bélicos, pero eso podrá beneficiar a EEUU, y no necesariamente a Europa. Cabe destacar que desde marzo se han producido ataques a infraestructuras energéticas en Rusia y Ucrania, además en el seno de la UE se ha establecido consigna de dejar de comprar gas a Rusia a nivel paneuropeo, y a la vez, EEUU está reduciendo su capacidad exportadora. Todo ello está provocando una fuerte tensión alcista en los precios del gas.
PPA PERFIL CARGA BASE: Antes del ajuste por el supuesto tope de gas eliminado el 31Dic2023, los PPA’s con renovables cotizaban a niveles de aprox. 82 €/MWh. Desde 12 Julio 2022, en OMIP ya contamos con productos PPA a 5 años y 10 años, que están induciendo señales más competitivas, pero como ya hemos advertido volvemos a observar presiones alcistas.
El PPA Carga Base del lustro de Ene 2024 a Dic 2028 ha cotizado con valores máximo, medio y mínimo de 94,5-75,9-62,2, respectivamente, siendo 67,2 €/MWh su última cotización (28 Dic 2023).
PPA Base a 5 años empezando en 2025 ha caído significativamente de 63,5 a 55,6 €/MWh (-7,8 €/MWh, -12,4%) hace 8 meses, a 52,3 (-3,4 €/MWh, -6,1%) hace 7 meses, manteniendo ese nivel hace 6 meses, repuntando a 54,4 (+2,1 €/MWh, +4,1%) hace 5 meses, a 56,2 (+1,7 €/MWh, +3,2%) hace 4 meses, a 57,3 (+1,1 €/MWh, +2,0%) hace 3 meses, a 58,7 (+1,4 €/MWh, +2,5%) hace 2 meses y ahora vuelve a subir a 59,3 (+0,6 €/MWh, +1,1%).
PPA Base a 5 años empezando en 2026 ha empezado a cotizar el 2 Ene 2024 a 61,1 bajando hasta 55,4 €/MWh hace 8 meses, perdiendo 5,5 €/MWh, y en FEB ha caído a 52,1 (-3,3 €/MWh, -6,0%). En MAR ha corregido a 51,1, ya repuntando en ABR a 53,2 (+2,1 €/MWh, +3,9%), corrigiendo nivel en MAY a 52,9 (-0,2 €/MWh, -0,4%), subiendo a 54,4 (+1,5 €/MWh, +2,8%) en JUN, volviendo a subir a 55,6 (+1,2 €/MWh, +2,2%) en JUL y a 56,0 (+0,4 €/MWh, +0,7%) en SEP.
PPA Base a 10 años empezando en Ene 2024 y hasta 31 Dic 2033 ha cotizado con valores máximo, medio y mínimo de 64,4-60,0-55,7, respectivamente, siendo 61,7 €/MWh su última cotización a finales de año pasado.
PPA Base a 10 años empezando en 2025 y hasta 2034 ha empezado a cotizar el 2 Ene 2024 a 58,0 bajando hasta 54,6 €/MWh a mediados de ENE, perdiendo 3,2 €/MWh, y en FEB ha caído a 52,3 (-2,3 €/MWh, -4,2%). En MAR ha corregido a 51,2, repuntando en ABR a 53,2 (+2 €/MWh, +4%) y vuelve a subir a 54,2 (+1 €/MWh, +1,8%) en MAY, subiendo a 55,5 (+1,2 €/MWh, +2,3%) en JUN, volviendo a subir a 56,4 (+0,9 €/MWh, +1,6%) en JUL y a 56,6 (+0,3 €/MWh, +0,5%) en SEP.
PPA PERFIL CARGA SOLAR: También fuerte repunte de los precios a corto y medio plazo, y efectos de “Curva del Pato” en los perfiles de los precios por el aumento progresivo de la expansión de la generación Solar Foto-Voltaica.
El perfil solar se sigue abaratando respecto al perfil Base.
Hace poco más de 10 meses, los precios Carga Solar eran unos -3,0 y -3,5 €/MWh inferiores a precios Carga Base. Pero desde JUN 2023, la diferencia ha cambiado espectacularmente (entre -18 y -21 €/MWh). En NOV 2023, el precio Solar ha pasado de estar entre un 3% y 7% a estar entre un 21% y 42% más barato respecto al precio Base. En DIC 2023 hemos tenido unas diferencias más centradas en torno al 30%-31% más barato y lo mismo en ENE-ABR. En MAY las diferencias han oscilado entre 30% y 36%, en JUN y JUL-SEP 2024 entre 30% y 38%. Podéis ver detalle de comparaciones de perfiles Solar y Base en fichero Excel, Output 0.
Precios PPA’s Solar a 5 años empezando en 2024 revirtieron bruscamente desde MAY-JUN-JUL 2023 a niveles de 70,9-49,3-49,2 €/MWh, respectivamente. Pero en SEP repuntaron a 54,6 tocando máximo en OCT a 62,4, ya cayendo a 57,9 en NOV y 47,5 en DIC.
Precios PPA’s Solar a 5 años empezando en 2025 han caído a 60,1-40,8-39,5 €/MWh en MAY-JUN-JUL 2023. Pero en SEP han repuntado a 42,6, OCT a 48,9 y NOV a 49,1. Antes de navidades advertimos nivel de saturación. Cayendo en DIC a 44,4, en ENE en torno a 38,7, tocando suelo en FEB a 36,4, y desde MAR ha empezado a subir a 36,8, en ABR a 40,4 (+3,7 €/MWh, +10%), han revertido a 37,9 (-2,6 €/MWh, -6,4%) en MAY y vuelto a caer a 37,2 (-0,7 €/MWh, -1,8%) en JUN. Pero en JUL sube a 38,1 (+0,9 €/MWh, +2,5%) con tendencia alcista. En SEP alcanza ya 38,9 (+0,8 €/MWh, +2,1%).
PPA’s Solar a 5 años desde 2026 han caído a niveles en torno a 38,5 €/MWh en ENE, a 36,2 en FEB, y 35,6 en MAR, pero han repuntado hasta 39,2 (+3,5 €/MWh, +10%) en ABR, y han revertido a 35,1 (-4,0 €/MWh, -10,3%) en MAY y vuelto a caer a 34,3 (-0,8 €/MWh, -2,4%) en JUN. Pero en JUL sube a 35,0 (+0,7 €/MWh, + 2,0%) con presión alcista. En SEP alcanza ya 35,6 (+0,6 €/MWh, +1,6%).
PPA’s Solar a 10 años desde 2024 hasta 2033 han caído a niveles de 56,3-37,6-37,4 €/MWh en MAY-JUN-JUL. Pero en SEP han repuntado a 40,3 y en OCT a 45,0, cayendo a 43,0 en NOV, y también en DIC a 41,8.
Los PPA’s Solar a 10 años desde 2025 han caído a niveles en torno a 37,7 €/MWh en ENE, a 36,4 en FEB, a 35,7 en MAR, repuntando a 39,3 €/MWh (+3,6 €/MWh, +10,1%) en ABR, y han revertido a 36,3 (-3,0 €/MWh, -7,7%) en MAY y a 35,4 (-0,9 €/MWh, -2,5%) en JUN. Pero en JUL experimenta leve subida a 35,7 (+0,4 €/MWh, + 1,1%) con cierta presión alcista. En SEP alcanza ya 36,2 (+0,5 €/MWh, +1,3%).
La decisión de un PPA carga Base o Solar, comenzando en 2026 ó 2025 en vez de hacerlo desde OCT 2024 depende del perfil de carga del consumo a cubrir, y del músculo financiero (tesorería y presupuesto) y binomio rentabilidad-riesgo frente a la expectativa de la evolución de los precios Base y Solar. El Autoconsumo con excedentes puede mejorar aún más los resultados frente a un PPA virtual o físico ubicado en otro punto frontera fuera del perímetro de 2 km (usando la red y pagando los demás costes del suministro). Pero se requiere apertura de expediente para exportar a la red con el riesgo de perder parte de la fianza (un 20%) a depositar en las arcas públicas si el distribuidor no dispone de capacidad de transferencia de energía a través de su red eléctrica. Cuestión que está frenando en seco a los inversores en autoconsumo, ya que no pueden obtener ingresos por la venta de excedentes los fines de semana (bajada de producción), alargando el pay-back esperado. Cuando resulta imposible vender los excedentes vertidos a la red, existen soluciones para sacar provecho económico a los excedentes: i) sistemas de almacenamiento “in situ” para cargarse con dichos excedentes y descargarlos para autoabastecerse en horas de precios pico; ii) arbitraje de precios de mercado y servicios de operación técnica con dichos sistemas de almacenamiento para mejorar el pay-back de la inversión en dichos equipos; iii) sistemas de almacenamiento portátiles para llevar esas baterías a otras industrias cercanas (plug&play) sin usar la red (>2 km); y iv) nuevo mercado de subastas de capacidad (potencia). Las comunidades energéticas sufren el problema de que requieren porcentajes prefijados para el reparto de los excedentes entre todos los puntos de suministro de cada comunidad energética dentro del perímetro comunal (2 km). Eso supone una restricción regulatoria que impide la cobertura óptima de la demanda de los suministros. Con los tiempos que corren y la tecnología existente, debería permitirse una actualización mensual o semanal o diaria de dicho coeficiente a nivel horario.
En ciertas regiones (comunidades autónomas), parece que existen menores restricciones (15 km) para autogeneración compartida, lo cual debería de extenderse a nivel nacional.
El nuevo cambio regulatorio del pool orquestado desde las autoridades europeas a cada Estado miembro para implantar precios cuarto-horarios va a aumentar aún más la volatilidad de los precios del mercado mayorista. Los nuevos precios del pool nos aproximarán al equilibrio de oferta y demanda de energía eléctrica en los mercados de regulación secundaria y terciaria, coincidiendo con la medida de los contadores de electricidad fiscales (potencia máxima cada 15 minutos), cuando debería medirse y facturarse el consumo real cuarto-horario (la tecnología lo permite). Pasaremos de 24 precios horarios a 96 precios cuarto-horarios en cada día (aunque inicialmente el precio sea el mismo a lo largo de una hora) en el primer trimestre 2025, ya que ha sido imposible su implantación en JUN 2024. Dicho retraso se debe a la complejidad del proyecto y elevado número de agentes de mercado y del sistema, sin recibir ningún incentivo o compensación económica por la adecuación de sus sistemas de información y gestión. Es muy fácil para el regulador establecer este tipo de cambios, sin tener en cuenta el gran esfuerzo económico que supone para los agentes y operadores, y sin medir el impacto económico que tendrá esta medida. Además, esto pondrá en cuestión el papel del Operador del Sistema y de los mercados de balances y regulación de frecuencia-potencia (banda secundaria y energía terciaria), cuyos precios hoy por hoy no tienen cobertura financiera (no existen swaps para gestión de riesgo de variación de precios de la operación técnica). Pinta un escenario ideal para impulsar las inversiones en sistemas de almacenamiento, siempre y cuando esté subvencionado (por lo menos la mitad de la inversión), pero ruinoso para los consumidores que no puedan aprovecharlo. Esto es como el coche eléctrico para quien se lo pueda permitir. Este cambio obliga a realizar sendas inversiones en las plataformas de gestión de mercados de todos los agentes: generadores, comercializadores, distribuidores, agentes vendedores, traders: importadores y exportadores, sin ningún tipo de ayuda por parte del gobierno. También afecta a los Consumidores Directos, y también a los consumidores indirectos (resto: suministrados por comercializador o generador o autoproductor).
Se están planteando proyectos de hibridación con solar fotovoltaica, minieólica de eje vertical y almacenamiento para aprovechar el arbitraje natural de los precios en los mercados de contado, frenados por las barreras regulatorias para facturar vertidos o excedentes a la red. Cabe mencionar que hay algunas empresas (fabricante española) que están ofreciendo por adelantado bonificaciones del 30% sobre el precio de venta (llave en mano) como incentivos a la fabricación de mini-eólica de eje vertical con una excelente visualización de compromiso de la actividad industrial con la protección del medioambiente.
Con el fin de impulsar el autoconsumo de proximidad, se ha aumentado (desde 1 km a 2 km) la distancia permitida entre el consumidor y las plantas de generación con tecnología fotovoltaica ubicadas en la cubierta de una o varias edificaciones. Los peajes contemplan una actualización para estos casos, y hay que tenerlos en cuenta.
El precio del Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE) ha aumentado a 0,565452 €/MWh (antes 0,235) desde 31 Mar 2023, según Orden TED/296/2023, de 27 de marzo, por la que se establecen las obligaciones de aportación al FNEE en el año 2023. Se supone que esa tremenda subida es para incentivar medidas de ahorro. El valor publicado finalmente el 23 MAR 2024 es aún mayor: 0,947453 €/MWh, según la Orden TED/268/2024, de 20 de marzo, por la que se establecen las obligaciones de ahorro energético, el cumplimiento mediante Certificados de Ahorro Energético y la aportación mínima al FNEE para el año 2024. Esta nueva normativa trae nuevas oportunidades para las empresas que hayan realizado inversiones para mejorar la eficiencia energética desde FEB 2023. Los sujetos pasivos, que aparecen en dicha orden pueden certificar las inversiones incentivando “correctamente” a los consumidores sean o no las correspondientes comercializadoras del suministro de electricidad. El FNEE permite la puesta en marcha de mecanismos de apoyo económico y financiero, asistencia técnica, formación e información u otras medidas que permitan aumentar la eficiencia energética en los diferentes sectores y ayudar a conseguir el objetivo de ahorro establecido. Además del incentivo por canje de los certificados, las medidas podrán ser cofinanciadas con otras fuentes de financiación, incluidos los Fondos Europeos.
Respecto a los cargos del sistema, desde 15 FEB 2024 se han revalidado los mismos de 2023 según Orden TED/113/2024, de 9 de febrero, por la que se establecen los precios de los cargos del sistema eléctrico y se establecen diversos costes regulados del sistema eléctrico para el ejercicio 2024.
Los peajes han sido actualizados, desde 1 ENE 2024 según Resolución de 21 de diciembre de 2023, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación a partir del 1 de enero de 2024. Subida moderada del Término de Energía (TE) a partir de 1 ENE 2024, y bajada del Término de Potencia (TP). Para alto factor de carga, tenemos subida de peaje medio neto del +1% para la mayor parte de los consumidores (6.1TD) y bajada neta para los demás.
Para ver en detalle los nuevos cargos y peajes se remite al lector a las ediciones anteriores.
El precio del exceso de potencia contratada a nivel cuarto-horario se revisa a la baja:
Tarifa ATR 6.1TD: -2,7%.
Tarifa ATR 6.2TD: -1,6%.
Tarifa ATR 6.3TD: -1,7%.
Tarifa ATR 6.4TD: -0,8%.
Los coeficientes de penalización (K) de excesos suben en periodos p3 y p4, y bajan resto de periodos, manteniéndose los coeficientes en super-punta (p1).
Se mantienen las penalizaciones de reactiva según el factor de potencia (Coseno PHI).
Las tarifas de Garantía de Potencia, desde 15 FEB 2024 bajan un 13,3% según Resolución de Cargos del Sistema. es decir, los denominados cargos por capacidad que perciben los generadores térmicos, aunque son tarifas que se recaudan por el consumo de los clientes finales través de las comercializadoras en barras de central, estando afectadas por los coeficientes de pérdidas horarias.
Subida del FEE del Operador del Mercado, del +1,1% para los generadores (> 1 MW) pasando de 13,16 a 13,31 €/MW de potencia disponible, y una del +10,6% para los consumidores (a través de las comercializadoras) pasando de 0,036702 a 0,04096 €/MWh, en barras de central (efecto de pérdidas) a partir de 15 FEB 2024, según Orden TED/113/2024.
Sube el FEE del Operador del Sistema un 9,6%, pasando de 0,15971 a 0,17498 €/MWh, lo cual supone una subida de +0,01527 €/MWh (+9,6%) a partir del 1 ENE 2024. Se mantiene la cuota fija de 200 € por agente (474 agentes). Ambos según Resolución de 15 de diciembre de 2023, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la cuantía de retribución del operador del sistema eléctrico para 2024 y los precios a repercutir a los agentes para su financiación.
Al parecer como hay superávit del sistema de actividades reguladas, los Cargos del Sistema no han cambiado a mediados de febrero. Ya veremos. Dado que la demanda ha caído más de un 3% en 2023 y muy probablemente seguirá cayendo en 2024, igual se revisan los Cargos próximamente.
El 14 JUN 2023 se ha publicado el Real Decreto 444/2023, de 13 de junio, por el que se modifica el Real Decreto 1106/2020, de 15 de diciembre, por el que se regula el Estatuto de los Consumidores Electro-Intensivos (CEI). Se abre la puerta a más consumidores, reduciendo las exigencias financieras (ratio Consumo/Valor Añadido Bruto = 0,25 kWh/€) y consumo en periodo de horas valle (p6) a 46% (no exigible en 2022 y 2023). Se mantiene consumo anual mínimo de 1 millón de kilovatios hora (1 GWh = 1.000 MWh = 1.000.000 kWh). En cuanto a obligaciones, se mantiene el 10% de energía renovable a plazo (quinquenal), excepto PYMES, pero se aumentan exigencias (restricciones), es decir, riesgo potencial de devolver las eventuales ayudas caso de incumplimientos. Por un lado, exigen enviar previsiones de autoconsumo al Operador del Sistema (plazo 6 meses para disponer equipos de medida y de 3 meses para alta en Concentrador Principal del Sistema de Medidas Eléctricas -SIMEL- desde obtención de certificación). Al menos un 30% del suministro debe proceder de energías renovables mediante PPA’s, Certificados de Garantía de Origen (GdOs’) o autoproducción. Invertir al menos la mitad (50%) de las eventuales ayudas en proyectos para reducir Gases de Efecto Invernadero (GEI’s) de las instalaciones.
Lamentamos la tremenda subida (más del doble) del ratio energético-financiero publicada el 20 Enero 2024, en el B.O.E. mediante Resolución de 15 de enero de 2024, de la Secretaría de Estado de Industria, por la que se revisa el cociente entre consumo y valor añadido bruto para optar a la categoría de consumidor electrointensivo, al que se refiere el Real Decreto 1106/2020, de 15 de diciembre, por el que se regula el Estatuto de los consumidores electrointensivos, pasando a ser 0,51 kWh/€. Esto supone una barrera de entrada para muchos consumidores (avalancha) que ya habían solicitado alegremente el alta de CEI a finales de 2023 y especialmente a inicios de 2024, por la flexibilidad temporal del cumplimiento del ratio del 46% del consumo en horas valle (periodo p6: primeras 8 h de todos los días e inclusive las 24 h de fines de semana y días festivos nacionales).
El nuevo Estatuto podría suponer devolución (y sanción) de ayudas percibidas, pues de momento cambia las obligaciones/exigencias sin el debido consenso con los consumidores industriales y PYMES. Se desconoce aún si habrá que aprovisionar la eventual devolución de las ayudas que se podrían estar percibiendo derivadas de las convocatorias de ayudas anteriores, caso de reclamación administrativa por ingresos indebidos por incumplimiento de alguna de las obligaciones contraídas. No se puede seguir consumiendo con este tipo de incertidumbres. Los plazos de cumplimiento de informe de eficiencia energética deberían ampliarse tanto para la convocatoria de ayudas en 2022 (vencieron 31.12.2023) como en 2023 (30.04.2024). No hay tiempo ni recursos suficientes para haber cumplido con esos plazos. La implantación del Sistema de Gestión de la Energía auditado y certificado según la norma UNE-EN ISO 50001, supone un largo proceso con tremendos sobrecostes y recursos imprevistos, que no están siendo debidamente compensados con las escasas ayudas de las convocatorias.
Respecto a la nueva convocatoria de ayudas referidas a los cargos del sistema del ejercicio 2023, ha empezado el 4 de junio de 2024 y ha terminado el día 1 de julio de 2024. Ha habido muchas críticas porque han establecido menos de un mes quedando fuera de posibilidades aquellas empresas que habiendo solicitado el alta de CEI era la primera vez que podían pedir ayudas y no tuvieron tiempo suficiente para la memoria técnica requerida. La convocatoria de dichas ayudas se publicó el día 03/06/2024 (cuando debería haberse publicado en Abril), pudiendo solicitar las ayudas aquellos suministros que hubiesen metido previamente la solicitud de alta de CEI. Para la concesión de las ayudas sí que se necesita disponer de alta de CEI. Nuestra propuesta es ir evaluando qué suministros pueden cumplir los nuevos requisitos, empezando por el CNAE, si bien tenemos solicitudes de empresas que sin estar incluidos en el Grupo 1 o bien Grupo 2, pueden tener posibilidades de recurrir una eventual denegación en vista de una sentencia reciente aplicable a la exención del 85% del Impuesto Especial sobre la Electricidad. Así que NO os desaniméis. Debéis ir paso a paso. La clave es NO estar en los sectores inhabilitados (antiguos). Si no estáis en los del Grupo 1 ó 2, se podría intentar solicitar el alta sobre la base de la sentencia comentada, siempre y cuando no seáis un sector antiguo inhabilitado. Por pedirlo NO se pierde nada.
Se barajan nuevas barreras de entrada y endurecimiento de las exigencias regulatorias en una nueva revisión prematura del Estatuto de CEI’s, de momento en fase de elaboración y consulta pública cerrada el 14 JUN 2024 a efectos de contribuciones de las partes interesadas, pero sin exponer ningún borrador. Según el gobierno, el objetivo de los nuevos cambios “es mejorar la regulación y gestión del registro de CEI’s y el mecanismo de compensación de cargos a estos consumidores. En concreto, se trata de mejorar la coherencia y claridad de las definiciones de requisitos y obligaciones de los CEI’s, reducir cargas administrativas y aumentar la eficiencia de la acción administrativa de gestión, comprobación y control”. Dejando claro que quiere armonizar la definición de los requisitos y obligaciones de los CEI’s y racionalizar los procedimientos de certificación y comprobación del cumplimiento de los requisitos establecidos.
Facturación de Potencia Demandada (desde 1 ENE 2025): El cambio fundamental es la integración del coeficiente Kp en el término de exceso de potencia TEPp, cuyos valores se publicarán para cada periodo (p) tarifario, en la Circular de Peajes.
Facturación por excesos de reactiva se mantiene tal cual en la actualidad hasta 31 DIC 2025, sin penalizar el Factor de Potencia (Coseϕ) capacitivo por debajo de 0,98 en horas valle (p6), y penalizando el FP inductivo fuera de valle (p1-p5) por debajo de 0,8 a 62,332 €/MVArh y entre 0,8 y 0,95 a 41,554 €/MVrh.
Facturación por excesos de reactiva desde 1 ENE 2026:
El precio del término de energía reactiva (€/kVArh) para factores de potencia fuera de rango serán los siguientes:
La CNMC podrá modificar la penalización mediante resolución.
A partir de 2026 penalizará no cumplir con el rango de FP en valle (p6).
Para el segundo semestre de 2024: Real Decreto-Ley 4/2024, de 26 de junio, por el que se prorrogan determinadas medidas para afrontar las consecuencias económicas y sociales derivadas de los conflictos en Ucrania y Oriente Próximo y se adoptan medidas urgentes en materia fiscal, energética y social:
Para los consumidores industriales de sectores intensivos en consumo de gas natural que fueron beneficiarios de las ayudas para la compensación de los costes adicionales debidos al aumento excepcional de los precios del gas natural durante 2022 regulada en el artículo 59 del RDL 20/2022, se prorroga 6 meses el plazo para acreditar el requisito de cumplimiento de los plazos de pago establecidos en el artículo 13.3 bis de la Ley 38/2003. Dichos requisitos serán exigibles a los doce meses desde el cobro efectivo de la subvención y su incumplimiento en dicho plazo constituirá causa de reintegro total de la subvención.
Se prorroga hasta 31/12/2024 la aplicación del esquema de flexibilización temporal de los contratos de suministro de energía eléctrica contenido en el artículo 7 del RDL 18/2022.
Se prorroga hasta 31/12/2024 la aplicación del mecanismo de apoyo para garantizar la competitividad de la industria electrointensiva contenida en el artículo 1 del RDL 6/2022: reducción en la factura eléctrica del 80% del coste correspondiente a los peajes de acceso.
Se prorroga hasta 31/12/2024 que el aumento de los costes energéticos no podrá constituir causa objetiva de despido en empresas que se beneficien de este tipo de programas de ayudas.
Se mantiene la prohibición de interrumpir los suministros de agua, electricidad y gas a los consumidores vulnerables hasta 31/12/2024 y se prorroga el bono social eléctrico con una senda de normalización gradual hasta JUL 2025, con descuentos superiores a los existentes antes de la crisis energética. En la norma también se otorga carácter indefinido a la Tarifa de Último Recurso (TUR) de gas para las Comunidades de Propietarios.
Al vencimiento del primer semestre 2024, el Real Decreto-Ley 8/2023 por el que inicia la retirada gradual de las medidas en materia fiscal en el ámbito de la energía aprobadas durante el 2022, desaparecen varias de las medidas temporales establecidas para hacer frente a la crisis energética derivada de la guerra de Ucrania, cuya vigencia terminaba el 31 DIC 2023. Las tres medidas globales han sido:
El IVA pasa a ser del 10% en vez del 5%. Desde 1 Ene y hasta 31 Dic 2024. Sólo para consumidores de menos de 10 kW. El IVA reducido se aplicará cuando el precio medio aritmético del mercado diario correspondiente al último mes natural anterior al del último día del periodo de facturación haya superado los 45 euros/MWh. Caso de que haya sido menor, entonces se aplica el máximo (21%). Para la industria sigue el tipo máximo (21%) independientemente del precio del pool.
La reducción del Impuesto Especial sobre la Electricidad (IEE) pasa de 0,5% a 2,5% desde 1 Ene hasta 31 Mar 2024 y al 3,8% desde 1 Abr hasta 30 Jun 2024, y volverá a 5,1127% a partir 1 Jul 2024. Hay que tratar de cumplir o seguir cumpliendo los requisitos para aprovechar la exención fiscal del 85% sobre el IEE, sabiendo que hay una reciente sentencia judicial que amplía sectores industriales para acogerse a dicha bonificación.
El Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica (IVPEE) será del 3,5% hasta marzo y pasará a un 5,25% hasta junio. Volviendo al valor del 7% desde 1 Jul. De forma excepcional y transitoria, el IVPEE se suspendió para el tercer y cuarto trimestre de 2021 y para los años 2022 y 2023. Aquella medida ha supuesto que las retribuciones correspondientes a la electricidad incorporada al sistema durante el referido periodo de suspensión quedan exoneradas de tal impuesto.
El consumidor ha sufrido el varapalo por la subida sucesiva del IVA y del IEE, lo cual se ha mitigado por la bajada de precios únicamente durante la primavera. Los precios energéticos habían bajado a niveles razonables para competir en un mercado globalizado, pero ha sido un espejismo primaveral. Después de las elecciones regionales y municipales, vascas y catalanas, y más recientemente las europeas, los precios han empezado a repuntar.
El MITERD ha abierto Audiencia e Información Pública del “Proyecto de RD por el que aprueba el Reglamento General de Suministro y Contratación y se establecen las condiciones para la comercialización, agregación y la protección del consumidor de energía eléctrica”, cuyo plazo de alegaciones ha finalizado 13 SEP 2024. Vamos a esperar las nuevas condiciones para la figura del agregador independiente, derechos y obligaciones del consumidor directo en mercado, códigos de red (RD 647/2020) y acceso y conexión a redes (RD 1183/2020), prestando especial atención a instalaciones de gestión de la demanda y almacenamiento.
Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga. Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo – Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.
Precio interanual futuro Dated Brent revierte -13,4% y continúa revalorización del Tipo de cambio US$/€ de +1,6%, induciendo bajada neta media de -4,4% en los precios variables del suministro de gas a cliente final en España respecto a valores de hace dos meses (caso de indexación a Brent y TC). En valor acumulado, los precios de gas como materia prima son ahora aún más altos que en 2020, casi un 300% de incremento. Se acentúa el impacto de la renovación de nuevos contratos de suministro de gas para industrias, que ya venían arrastrando un incremento estructural de los contratos entre un +110% y +140% en los precios del gas. Si tenemos en cuenta nuevas fórmulas (actualizadas) bajo el nuevo estadio de precios, las subidas son de escándalo, superando en muchos casos la tarifa de gas regulada (de referencia o de último recurso o TUR) 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/o calor-intensivas. Las ayudas iniciales del gas para las industrias han sido muy restringidas a unos pocos sectores, excluyendo a la inmensa mayoría de las industrias.
El precio interanual del hub de gas España-Portugal (Mibgas), repuntan +2,3% debido a la subida de los precios internacionales de gas respecto a valores de hace dos meses. Los hubs de gas europeos, el TTF y NBP han subido +5,0% y +6,1%, respectivamente. El gas Henry Hub de EEUU, índice NYMEX, prácticamente se mantiene con un leve ajuste -0,8% típico en estas fechas del año.
A corto plazo los futuros del gas natural del Reino Unido (NBP) han subido por encima de los 88 peniques por termia, impulsados por los pronósticos de temperaturas más frías e interrupciones en el suministro. La caída significativa de temperaturas en pleno SEP en noroeste de Europa, está adelantando el aumento de la demanda de gas para calefacción. Un sistema de baja presión traerá aire frío y húmedo por casi todo el continente, lo que provocará temperaturas por debajo de lo normal y un clima inestable durante gran parte de SEP. Se proyecta que las velocidades del viento sean volátiles, lo que afectará la generación de energía eólica y posiblemente aumentará la demanda de gas de las centrales eléctricas. En el lado de la oferta, los trabajos de mantenimiento en las instalaciones de gas noruegas continúan restringiendo los flujos, lo que se suma a la rigidez del mercado.
Los futuros del gas natural europeo (TTF) han repuntado hacia los 38 €/MWh, por los pronósticos de un clima más frío y los cortes continuos en Noruega. En cuanto a la oferta, el mantenimiento en las instalaciones noruegas sigue limitando la producción, mientras que los flujos de gas desde Rusia a Europa a través de Ucrania se mantienen estables. Además, la costa del Golfo de EE. UU., una región clave para los proveedores de combustible europeos, se está preparando para una temporada de tormenta cada vez más fuerte, y una instalación de exportación en Australia ha reducido aún más su capacidad debido a las inspecciones de seguridad.
En el mercado americano se ha notado el efecto de la reanudación de actividad de la planta de GNL Freeport de Texas frenando los precios futuros de gas (HH), si bien las operaciones se han ido reanudando lentamente luego de una brusca interrupción antes del huracán Beryl.
El índice del carbón internacional (ARA) también repunta +5,0% respecto a valores interanuales de hace dos meses, si bien había alcanzado un valor mínimo en verano en medio de una demanda débil de los principales compradores. Los datos económicos de China apuntan a un crecimiento lento y una demanda fabril reducida. Llevamos cinco meses consecutivos de contracción en la actividad fabril de EEUU. Además, China ha estado avanzando en los esfuerzos para mejorar la medición del contenido de carbono en sus productos, un paso crucial para lograr sus objetivos climáticos y adherirse a estándares globales de carbono más estrictos. Por tanto, los drivers de precios de carbón presionan a la baja.
Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 82,2 a 71,1 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan 1,0951 a 1,1129 US$/€.
La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 36,0 a 36,8 €/MWh.
La media interanual de los futuros del TTF pasan de 35,4 a 37,2 €/MWh.
La media interanual de los futuros del NBP (UK) pasan de 87,3 a 92,7 peniques/termia.
La media interanual de los futuros del NYMEX pasan de 2,77 a 2,75 US$/MMBtu.
Los targets del Dated Brent pasan de 81,4-76,5-73,3 US$/barril a finales de 2024-2025-2026, a niveles de 70,0-68,7-68,0, respectivamente. Curva forward mantiene perfil backwardation.
Los targets del euro frente al dólar americano pasan de 1,0972-1,1136-1,1284 US$/€ a finales de 2024–2025-2026 a 1,1120-1,1245-1,1365, respectivamente. Perfil contango favorable, que podría frenar eventuales subidas de futuros del Brent, si bien la economía europea muestra síntomas de debilidad.
Los targets del TTF pasan de 37,8-38,0-33,2 €/MWh a finales 2024-2025-2026, a niveles de 37,9-38,0-32,8, respectivamente. Pero deberían bajar (aprox. dos tercios) 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 32,33-36,88-32,18 €/MWh para 2024-2025-2026 a niveles de 33,23-36,83-32,16, respectivamente. El 2023 ha cerrado un precio de contado a 39,2 más de un 60% inferior al escandaloso precio de 2022 (100 €/MWh).
El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha vuelto a subir en JUN 2024, cerrando media mensual a 34,6 €/MWh, lo cual supone una subida de +2,6 €/MWh, +8,1% respecto MAY 2024 (32,0 €/MWh). El noroeste de Europa ha tenido un invierno cálido (2023/2024) con temperaturas superiores a la media, lo que ha provocado una menor demanda de gas natural a inicios de este año. Pero ya anticipamos una escalada desde 26,9 €/MWh en MAR hasta un nivel de unos 40 €/MWh en DIC 2024. Actualmente, DIC cotiza a 38,7 muy cerca de ese benchmark.
Aun con las caídas de los precios del gas desde OCT 2023 (43,2 €/MWh) hasta tocar suelo en FEB 2024 (25,4 €/MWh), podemos ver cierre de empresas/industrias si no se establecen ayudas o compensaciones contundentes, pues tenemos un precio que triplica la media de hace tres años (2020: a 10,2 €/MWh). De hecho, se anticipan niveles que casi triplican esa media en 2025 y 2026. La industria NO puede resistir un coste de materia prima tan elevado durante tanto tiempo.
Cabe intuir que las multinacionales gasistas van a seguir intentando compensar futura caída de ingresos por la ola ambientalista que se ha comprometido en centrar la expansión de las renovables sin consulta popular al ciudadano, que es quien finalmente terminará pagando la politización de la energía y el medioambiente, por un futuro limpio pero que puede condicionar el consumo y desarrollo/bienestar de España y demás países europeos, mientras algunos países siguen apostando por el carbón y la nuclear. Y los norteamericanos por el gas de fractura hidráulica, y tienen las reservas de Alaska y el corredor mesoamericano aún sin explotar.
Como venimos insistiendo, los países asiáticos siguen sustituyendo a Europa como destino del gas ruso y de Oriente Medio, cerrando aprovisionamientos a largo plazo con más de dos terceras partes del gas mundial, dejando menos de una tercera parte a los países europeos. Sin duda el control de los precios de los mercados gasistas internacionales por estrategias de geopolítica energética viene y seguirá condicionando la competitividad de las industrias europeas. Y Europa sigue sin decidir la extracción del gas autóctono. Excesivo optimismo respecto a disponibilidad del gas almacenado o importable a Europa.
La falta de importación de más volumen de gas “barato” de Argelia a España también está repercutiendo en la especulación del precio del gas desde otros países. Ojalá que España y Argelia puedan entenderse y potenciar las transacciones de gas a niveles mayores. De hecho, casi todo el gas que venía por el Magreb se dedicaba a suministros acogidos a la TUR de gas. El aumento de las importaciones de gas de EEUU puede compensar las reducciones del gas de Rusia y Argelia, pero no por mucho tiempo. Quizás el proyecto de extracción de gas de Marruecos en las costas cercanas a Canarias, permita disponer de un gas más barato que el de Argelia. Eso tenemos que verlo (contratarlo) para creerlo.
Si tenemos en cuenta los futuros a lo largo de 2022 del Mercado Secundario de Gas y vemos el cierre anual finalmente a 100,0 €/MWh, resulta cuanto menos curioso y se puede entender como un precio objetivo (target) alcanzado (cifra redonda), que ha permitido hacer caja y mejorar la cuenta de resultados de las empresas gasistas.
Tengamos en cuenta de que, en el año 2020, el MIBGAS ha cerrado a 10,2 €/MWh, el menor precio anual desde que arrancó a mediados de Dic 2015, debido a la menor actividad económica y menor demanda de gas. Pero para la industria es terrible que un commodity se multiplique casi 9 veces (878%) en dos años (2022) y aunque se diga que está cayendo, ha cerrado a 4 veces superior en 2023 (39,2 €/MWh) y 2,2-3,0 veces viendo el valor previsto para 2024-2025 (en torno a 32-37 €/MWh). La cogeneración y la industria en general difícilmente van a poder sufragar el encarecimiento de los costes de la materia prima con los nuevos contratos de aprovisionamiento de gas previstos para OCT 2024–SEP 2025 (un precio variable sobre el consumo en torno a 52-57 €/MWh, sin incluir las variaciones de los cargos y peajes a partir de OCT 2024 ni los costes fijos ni las tasas: CNMC, GTS, FNEE, IEH). Se verán obligados a subir los precios de los productos manufacturados para evitar cierres o paradas hasta que pase esta coyuntura que se está alargando demasiado en el tiempo (por lo menos hasta 2026). La nueva revisión de los precios regulados de la cogeneración con régimen retributivo parece que va a ayudar a compensar las pérdidas que se vienen arrastrando desde 2021. Ello redundará en beneficios para los consumidores (precios más competitivos) y al medio ambiente (menos emisiones de CO2) y a trabajadores (menos parados), entre otros. Sin duda esto podría ayudar a cumplir algunos objetivos del plan de ahorro y eficiencia energética, ya que las fábricas asociadas NO tendrían que sustituir la energía térmica de la cogeneración por tradicionales calderas de vapor quemando combustibles fósiles con muy bajo rendimiento energético y el consiguiente aumento de las emisiones de CO2. Esperemos que no lleguemos a sufrir ese estadio de funcionamiento ruinoso y contaminante para todos y especialmente para el medioambiente. Supondría un auténtico fracaso ambiental y comprometería los objetivos asumidos por España dentro del marco energético de la Agenda 2030. A la cogeneración hay que apoyarla Si o Sí.
En cuanto a los contratos de gas del month-ahead (precio mercado secundario de gas para el mes siguiente) en MIBGAS, tenemos la siguiente evolución registrada recientemente:
OCT 2024: ha tenido 10 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 13 JUN), marcando MAX 38,8, medio 36,6 y MIN 35,3. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 35,7 (13/Sep/24) y la media acumulada del futuro 36,2 con Máx/Mín de 40,5/32,4.
SEP 2024: ha tenido 22 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 40,8, medio 38,3 y MIN 36,0. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido 39,4 (30/Ago/24) y la media acumulada del futuro 35,7 con Máx/Mín de 40,1/31,7. La media del cierre de contado se espera en torno a 36,4.
AGO 2024: ha tenido 23 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 35,8, medio 32,6 y MIN 31,0. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido 36,0 (31/Jul/24) y la media acumulada del futuro 33,2 con Máx/Mín de 36,5/29,9. Cierre de contado 38,6 muy por encima de la media del futuro.
JUL 2024: ha tenido 20 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 36,8, medio 34,6 y MIN 32,6. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 34,0 (28/Jun/24) y la media acumulada del futuro 31,8 con Máx/Mín de 35,8/25,7. Cierre de contado se 34,0, similar a la media del Month-Ahead pero superior a media del Futuro.
JUN 2024: ha tenido 22 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 35,3, medio 32,0 y MIN 29,2. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 34,9 (31/May/24) y la media acumulada del futuro 29,3 con Máx/Mín de 35,3/24,4. Cierre del contado 34,6 €/MWh, por encima del valor medio del futuro.
MAY 2024: ha tenido 21 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 32,4, medio 28,8 y MIN 25,7. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 29,1 (30/Abr/24) y la media acumulada del futuro 26,9 con Máx/Mín de 33,2/22,4. Cierre del contado 32,0 €/MWh por encima del valor medio de los futuros y más cerca del futuro Máx.
ABR 2024: ha tenido 20 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 28,5, medio 26,7 y MIN 24,7. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido 27,5 (28/Mar/24) y la media acumulada del futuro 26,8 con Máx/Mín de 32,7/22,3. Cierre del contado ha sido 29,3 €/MWh, por encima del valor medio de los Futuros.
MAR 2024: ha tenido 20 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 28,3, medio 24,8 y MIN 22,0. Última cotización del Futuro del gas en OMIP ha sido 24,3 (29/Feb/24) y la media acumulada del futuro 29,4 con Máx/Mín de 40,1/22,2. Cierre de contado ha sido 26,9 €/MWh, por debajo del valor medio de los Futuros.
FEB 2024: ha tenido 22 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 33,0, medio 28,7 y MIN 26,0. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 28,7 (31/Ene/24) y la media acumulada del futuro 36,3 con Máx/Mín de 49,1/25,9. Cierre de contado ha sido 25,4 €/MWh, por debajo del nivel mínimo de los Futuros.
ENE 2024: ha tenido sólo 16 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 40,6, medio 34,3 y MIN 31,2. Última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 32,2 (29/Dic/23) y la media acumulada del futuro 43,7 con Máx/Mín de 56,5/31,1. Cierre de contado ha sido 29,7 €/MWh, por debajo del valor mínimo de los Futuros.
Respecto a los futuros o derivados de gas a medio y largo plazo en el OMIP, cabe destacar los estadísticos de los futuros siguientes:
Futuro Año 2019 ha cotizado desde 24 Nov 2017 hasta 28 Dic 2018, entre 18,3 y 28,2, con una media de 22,5. El contado (MIBGAS) cerró a 15,4, nivel por debajo del valor MIN del futuro.
Futuro Año 2020 ha cotizado desde 2 Ene 2018 hasta 30 Dic 2019, entre 13,3 y 25,3, y media 20,3. El contado (MIBGAS) cerró a 10,2, nivel por debajo del valor MIN del futuro.
Futuro Año 2021 ha cotizado desde 2 Ene 2019 hasta 30 Dic 2020, entre 12,3 y 22,7, y media 17,1. El contado (MIBGAS) cerró a 47,7, nivel por encima del valor MAX del futuro.
Futuro 2022 ha cotizado desde 2 Ene 2020 hasta 30 DIC 2021, con valores acumulados entre 13,4 y 138,5, y media 25,2. Cierre del contado (MIBGAS) ha sido 100,0, lo cual implica casi 3,97 veces (397%) superior a la media del futuro. El futuro fue bajando a finales de año 2021 desde el Máx (138,5) de 21Dic hasta 79,8 (30Dic).
Futuro 2023 empezó a cotizar desde 4 Ene 2021 hasta 29 DIC 2022, con valores acumulados entre 16,2 y 291,5 y media 63,5. Última cotización a 79,4 (29 DIC2022). El contado ha cerrado a 39,2, muy por debajo del valor MED del futuro.
Futuro ENE 2024 ha cotizado desde 2 OCT hasta 29 DIC registrando un Max-Med-Min de 56,5-43,7-31,1 €/MWh. Contado ha cerrado a 29,7.
Futuro FEB 2024 ha cotizado desde 1 NOV hasta 31 ENE registrando un Max-Med-Min de 49,1-36,3-25,9 €/MWh. Contado ha cerrado a 25,4.
Futuro MAR 2024 ha cotizado desde 1 DIC hasta 29 FEB registrando un Max-Med-Min de 40,1-29,4-22,2 €/MWh. Contado ha cerrado a 26,9.
Futuro ABR 2024 ha cotizado desde 2 ENE hasta 28 MAR registrando un Max-Med-Min de 32,6-26,8-22,3 €/MWh. Contado ha cerrado a 29,3.
Futuro MAY 2024 ha cotizado desde 1 FEB hasta 30 ABR registrando un Max-Med-Min de 33,1-26,9-22,4 €/MWh. Contado ha cerrado a 32,0 €/MWh.
Futuro JUN 2024 ha cotizado desde 1 MAR hasta 31 MAY registrando un Max-Med-Min de 35,3-29,3-24,4 €/MWh. Contado ha cerrado a 34,6.
Futuro JUL 2024 ha cotizado desde 2 ABR hasta 28 JUN registrando un Max-Med-Min de 35,8-31,8-25,7 €/MWh. Contado ha cerrado a 34,0.
Futuro AGO 2024 ha cotizado desde 2 MAY hasta 31 JUL registrando un Max-Med-Min de 36,5-33,2-29,9 €/MWh. Contado ha cerrado a 38,6.
Futuro SEP 2024 ha cotizado desde 3 JUN hasta 30 AGO registrando un Max-Med-Min de 40,1-35,7-31,7 €/MWh. El Benchmark para el contado es de 36,4.
Futuro OCT 2024 lleva cotizando desde 1 JUL hasta fecha actual registrando un Max-Med-Min de 40,5-36,2-32,4 €/MWh. Última cotización 35,7 (13/Sep/2024).
Futuro 2024 ha cotizado desde 3 Ene 2022 hasta 28 DIC 2023, con valores acumulados entre 30,5 y 193,1 y media 61,9. Última cotización a 33,8 (28 DIC 2023). Media estimada del Contado para el año ha subido a 33,2, superando el valor MIN del futuro, pero a mitad del valor medio del futuro y obviamente muy lejos de los valores máximos del futuro.
Futuro 2025 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2023, con valores acumulados entre 26,4 y 53,7 y media 39,9. Última cotización a 36,8 (13 SEP 2024).
Futuro 2026 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2024, con valores acumulados entre 25,5 y 35,6 y media 30,3. Última cotización a 32,2 (13 SEP 2024).
La TUR para Q2 2024 revierte a 4,3906 c€/kWh, -14%, bajada regulatoria importante principalmente para el sector doméstico y pequeños suministros de gas, pero que no se notará mucho por la subida del IVA que ha pasado del 5% al 10% desde 1 ENE 2024 y al 21% desde 1 ABR 2024. La TUR para Q3 2024 se mantiene igual que Q2.
Debería existir una TUR de refugio a precio fijo para consumidores industriales o gran comercio en dificultades (en vez de MIBGAS + recargo del 20%, aparte del recargo sobre costes regulados) o bien una Tarifa de Referencia temporal basada en subastas de gas a mercado libre para asegurar la supervivencia de la industria. Las compras de gas a nivel europeo no están redundando en mejoras relevantes respecto a lo que se está comprando localmente en España, si bien supone una fuente de mejora del margen bruto de las comercializadoras de gas.
La medida de indexación del precio del MIBGAS sobre el precio del MIBEL desde 15 JUN 2022 hasta 31 MAY 2023, extendida por RDL3/2023 hasta 31 DIC 2023, ha dejado de aplicarse en 2024.
Se recomienda optimizar la denominada Qd asociada al caudal diario máximo contratado, cuando el término de capacidad ha dejado de facturarse con el modo de facturación tipo 2 (banda del 85%-105%) y se paga la Qd tal cual se tenga contratada, penalizando (tres veces: factor de penalización de 3) diariamente los excesos. Toca analizar con lupa los costes repercutidos al Término de Capacidad. El RD-Ley 8/2023 prorroga la flexibilización temporal de los contratos de suministro de gas natural hasta 30 JUN 2024, pudiendo ajustarse la Qd 3 veces y una vez se puede cambiar el tipo de tarifa de peaje según consumo anual esperado. Esto se acaba. El RD-Ley 4/2024, de 26 de junio, prorroga esto hasta 31/12/2024.
Las coberturas de gas están a precios que parecen ser competitivos, pero no lo suficiente como para volver a presupuestos de hace dos años. Asegurar precios en coyunturas como la actual puede evitar nuevos incrementos, pero perder la oportunidad de recoger caídas más adelante. Los precios de los hubs internacionales están subiendo de forma repentina por el efecto Nordic Response, ataques/atentados/averías en infraestructuras rusas y ucranianas, mantenimientos forzados en EEUU, por lo que ya no recomendamos esperar a que se estabilicen precios a la baja para plantearse coberturas, porque “vienen curvas peligrosas”. Las fórmulas de indexación sobre Brent tienen los días contados, especialmente por la incertidumbre en el Tipo de Cambio US$/€. Las indexaciones al TTF y MIBGAS están arrojando mejores resultados que el NBP. Para renovaciones, las fórmulas cost-plus están repercutiendo subidas aún mayores que con el TTF. Los industriales están optando a indexaciones sobre hubs de gas europeos, especialmente TTF. En ese caso, hay que prestar especial atención a las valoraciones de productos TTF Day Ahead versus TTF Month Ahead. Quien no haga coberturas de gas ahora puede que se arrepienta en breve.
Una solución salomónica podría ser indexación mixta: una parte (X%) sobre Brent y TC, otra parte (Y%) a precio de un hub de gas como el TTF o MIBGAS, y resto (Z = 1 – X – Y), a precio fijo. Tal como estamos viendo ahora mismo, los contratos indexados a gas están aprovechando menores precios que los indexados a Brent. Cuando las bajadas son fuertes, se saca mucha más ventaja en el contado. No se puede desaprovechar cualquier oportunidad de este tipo. (Frente a precios fijos exante).
Desde 12 SEP 2023, el MIBGAS ofrece nuevos productos MIBGAS indexados al TTF. Se puede contratar gas con entrega física en el punto virtual español MIBGAS PVB, cuyo precio es el del punto virtual holandés TTF para cada día en el que se produce la entrega del gas más un diferencial (spread). Este spread es el que se contrata.
Desde 20 FEB 2024, los nuevos productos denominados futuros de gas natural indexados al precio diario de MIBGAS (LPI o Last Price Index day ahead) ya están disponibles en la plataforma de MIBGAS. De hecho, se han registrado las primeras transacciones de este nuevo producto: la de un contrato de gas con entrega el mes siguiente, es decir, para el mes de marzo con este nuevo producto de MIBGAS Derivatives. Son contratos con entrega física en el PVB (punto virtual de balance español) y no financieros, y cotizarán con un diferencial respecto al índice LPI. Se pueden negociar en la plataforma de MIBGAS o ser registrados como bilaterales OTC y son compensados y liquidados por la cámara de compensación OMIClear.
Las medidas del gobierno sobre bonificaciones en el sector gasista favorece en cierta medida a la industria gas intensiva. Muy importante aprovechar las ayudas si vuelven a aprobarse para solicitarlas en plazo y forma, sabiendo que se pueden convocar en fechas determinadas.
El 2 JUN se ha publicado la Resolución de 30 de mayo de 2023, de la CNMC, por la que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte, redes locales y regasificación para el año de gas 2024. El 28 SEP se ha publicado la Orden TED/1072/2023, de 26 de septiembre, por la que se establecen los cargos del sistema gasista y la retribución y los cánones de los almacenamientos subterráneos básicos para el año de gas 2024. Ambas normativas completan así el ATR para la temporada gasista actual (de OCT 2023 a SEP 2024). Si tenemos en cuenta ambos conceptos (Peajes y Cargos), la parte variable de las tarifas RL8 (15-50 GWh/año), RL9 (50-150 GWh/año) y RL10 (150-500 GWh/año) suben un +15,1; +14,8; y +15,4%, respectivamente. En sentido contrario, la parte fija baja -25,8%; -29,0%; y -26,6%, respectivamente.
Resolución de 23 de mayo de 2024, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte, redes locales y regasificación para el año de gas 2025. Para la nueva temporada de OCT 2024 a SEP 2025, se prevé una bajada generalizada de los peajes fijos y una subida de los peajes variables, excepto para los pequeños consumidores (RLTA7). A modo indicativo, podemos resumir unas variaciones medias de los peajes de gas:
Términos fijos de capacidad: RL8, RL9 y RL10 bajan -14,6%; -19 ,1% y -17,8%.
Términos variables de consumo: RL8, RL9 y RL10 suben +8,3; +6,9% y +6,2%.
Para cada punto de suministro hay que evaluar su impacto individual teniendo en cuenta las condiciones contratadas (variaciones de los valores aplicables) y las características específicas (curva de carga, caudal contratado, consumo anual).
El Gobierno ha propuesto un recorte medio del 3,9% de los Cargos del Sistema gasista para la nueva temporada de gas 2025, del 1 OCT 2024 al 30 SEP 2025, pero seguimos sin conocer la aprobación final en BOE. Los cargos son los precios destinados a cubrir el resto de costes regulados, tales como las anualidades del déficit, el coste diferencial del suministro de gas natural licuado en los territorios no peninsulares, la retribución del Operador del Mercado y son determinados por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco). La consulta pública de la propuesta de orden por la que se establecen los cargos del sistema gasista y la retribución y los cánones de los almacenamientos subterráneos básicos para el año de gas 2025 ha terminado el 2 SEP 2024. Los nuevos Cargos ascienden a 10,6 millones €, un 3,9% menos que el anterior año de gas (11 millones €), lo que se traduce en variaciones de los cargos unitarios en función del consumo anual (tarifa) y que oscilan entre una disminución del 17,1% para la tarifa RL4 y un incremento del +11,7% para la tarifa RL3.
Buen momento para mitigar la facturación de la parte fija del gas en mayor medida, aunque suba la parte variable en menor medida, pero insuficiente viendo la tendencia del precio de la materia prima (precio del gas). Es muy difícil trasladar la subida del precio del gas a los productos manufacturados. Los fondos europeos podrían (deberían) utilizarse para compensar directamente el coste de la materia prima a los industriales como está ocurriendo en otros países europeos.
La Orden TED/526/2024, de 31 de mayo, por la que se establece la metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones tipo de generación de energía eléctrica cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible y se actualizan sus valores de retribución a la operación de aplicación a partir del 1 de enero de 2024, ha llegado un poco tarde para aquellas empresas que tuvieron que deshacerse de sus activos para compensar/reducir pérdidas económicas/financieras, pero al parecer la nueva metodología supone una cierta compensación de las pérdidas acumuladas, excepto en el mes de enero 2024. La revisión de la Retribución a la Operación se realizará cada trimestre, considerando el precio de los combustibles, el precio de los derechos de emisión de CO2 y el precio del mercado eléctrico, y se tendrán en cuenta las cotizaciones de los futuros. La nueva metodología facilitará que las instalaciones mejoren sus previsiones económicas, porque refleja de una manera más precisa la estructura de ingresos y costes del sector, de modo que podrán tomar decisiones con mayor certidumbre. Esperemos que la actualización de los parámetros de aquí en adelante llegue a tiempo para evitar el descalabro de la tesorería de las empresas del sector, y no volver a sufrir una situación crítica del circulante para las empresas (sin cobrar producciones 2023 y Q1 2024).
En 2023, la producción de plantas de cogeneración se redujo aprox. un 2% adicional a la bajada del 2022 estimada en más de un 22%. En estos 2 años sucesivos el número de plantas se ha reducido un tercio, de aproximadamente 600 a unas 400, esperando desde 2021 la celebración de las subastas para el nuevo ciclo inversor y transformación tecnológica con su industria asociada. En 2023 un total de 900 MW han finalizado su vida útil y 101 industrias ven así reducido su nivel de competitividad. En los próximos 2 años, otros 2.000 MW estarán en idéntica situación (imposibilidad de cogenerar).
Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga. Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo – Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.
El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa ha rebotado en AGO subiendo a 70,4 €/tCO2. No obstante, SEP lleva acumulado un ajuste correctivo hasta los 66,0 €/tCO2 con mucha presión alcista, así como por el anunciado repunte de los precios internacionales del gas a finales de año y los repuntes previstos de la electricidad (mayor producción térmica) debido a menor producible renovable. Esperemos que esta bajada no vuelva a ser otro de los tantos espejismos especulativos de los que se enriquecen por el trading de derechos sin tener posiciones físicas.
El precio de contado del CO2 del año 2020 cerró a 24,7 €/tCO2, muy similar al récord histórico de 2019 (24,8 €/tCO2). El año más crítico anteriormente fue el 2008 (22,0 €/tCO2). Pero en aquél entonces sufrimos una crisis mayor del petróleo y aún menor del gas, y también se iniciaba la segunda etapa del mercado europeo de CO2. El valor mínimo anual se alcanzó en 2013 (4,45 €/tCO2), y del 2012 al 2017 se mantuvo en una horquilla media en torno a 6 €/tCO2, y ya nos parecían abusivos aquellos precios.
Pero en 2021, la media ANUAL acumulada del CO2 repuntó a 53,6 €/tCO2, lo cual supone una subida más del doble que los máximos históricos previos. La media ANUAL en 2022 subió a 80,9 €/tCO2, casi triplicando la media de 2020-2021. Este nivel implica un crecimiento de más de 4 veces (400%) superior a los valores medios del registro histórico reciente (2018-2020: 21,8 €/tCO2). Hablar de 2023 es inclusive algo peor, porque ha cerrado a 83,5 €/tCO2.
En lo que llevamos de año 2024, hasta 13 SEP 2024, tenemos una media spot acumulada de casi 65,2 €/tCO2, superando el nivel acumulado del año 2021 en otoño, pero aún estamos en primavera y queda más de medio año hasta «las uvas”, que igual nos atragantarán como en 2022 y 2023. Ojalá no lleguemos a ese nivel especulativo este año, pero los futuros pintan muy mal. Una degeneración del valor económico inducido del derecho a emitir CO2.
Los futuros con entrega a final de año han variado de la siguiente manera.
Futuro Dic 2020 dejó de cotizar a niveles máximos de 30,8 €/tCO2.
Futuro Dic 2021 dejó de cotizar el 20 DIC/2021 a un valor en torno a 79,4.
Futuro Dic 2022 dejó de cotizar el 19 DIC/2022 a un valor en torno a 84,1.
Futuro Dic 2023 dejó de cotizar el 18 DIC/2023 a un valor en torno a 69,1.
La curva de precios forward del CO2 a medio y largo plazo (2024-2032) sigue con un perfil de contango a partir del 2024, con unos niveles menores a largo plazo (2025-2029) y a muy largo plazo (2030-2032), respecto a valores de hace dos meses. La pérdida de nivel oscila entre -4,5% y -5,7% anualmente.
El precio del CO2 crece a un ratio anual medio anual de 3,7% entre 2025 y 2032.
Otra vez, tal como hemos advertido, “nos van a seguir tomando el pelo”. Arrancar el 2024 con un precio mayor en ENE y caer bruscamente en FEB implica mayor recorrido al alza, con repuntes de precios en los meses sucesivos (MAR-MAY) cediendo niveles en verano (cuando se consume menos gas debido a mayor producible solar FV) para volver a subir oscilando entre meses sucesivos. Los especuladores se siguen “frotando las manos”, ya que persisten las reglas del juego y la demanda de derechos va en aumento. La prensa nacional e internacional ha dejado de cuestionarse por qué aún NO se ha suspendido el mercado de CO2, si es un agravante al precio de la electricidad, especialmente para las industrias que aún siguen tratando de sobrevivir y se niegan a echar el cierre definitivo en Europa. Aun así, el precio del CO2 está en niveles perniciosos que pueden llegar a convertirse o declararse en estafa energética por alguna fiscalía de algún Estado Miembro de la Unión Europea o algún juzgado que reciba una demanda judicial de cualquier empresa afectada. Aunque nos están dando una tregua, ya han rebasado los límites de racionalidad y proporcionalidad del impacto ambiental para castigar a la energía térmica y frenar su producción favoreciendo a las renovables. Quizás sería oportuno que la CNMC plantee hacer un seguimiento y control del mercado europeo de CO2 de forma coordinada con las demás comisiones reguladoras europeas, pues el precio del CO2 se nos puede ir de las manos, más bien caer en las manos de agentes especuladores que siguen haciendo gran negocio sin tener posiciones físicas.
Si no se suspende o elimina el mercado de CO2, entonces que se eliminen los subsidios a las renovables y la excepcionalidad de no pagar costes de red a autoconsumos, a menos que la autoproducción opere en modo aislado y desconectado de las redes. Los consumidores están pagando en duplicado o triplicado 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 la recaudación, y toca repartirlos entre una demanda residual cada vez menor. Unos consumidores (sin autoconsumo, típicamente los más pobres o con menos recursos económicos) NO deben subsidiar a los demás (con autoconsumo, típicamente los más ricos o con mayores recursos económicos). Esto está abriendo más la brecha entre consumidores, pero es contradictorio que ocurra en la Europa contemporánea. El precio del CO2 lo termina pagando hasta la más humilde persona (cliente final). Es como un coste variable o coste marginal adicional al de la materia prima.
Nada se permite que suba tanto. Esto exige que se establezcan precios máximos al CO2, así como al precio de los hubs de gas más realistas para evitar más usura a los consumidores, y restablecer los precios máximos de mercados de electricidad y de gas a niveles asumibles por los consumidores. Todos los gobiernos europeos deben reflexionar a dónde nos llevan y si deben luchar contra la especulación. Se supone que los reguladores deben velar por la defensa de las prácticas competitivas y evitar la especulación, en beneficio tanto de vendedores como compradores, y especialmente de los consumidores.
Se supone que las variaciones de los precios del gas internacional (TTF, NBP y Henry Hub) siempre se propagan del MIBGAS al MIBEL, aunque el mercado eléctrico tenga vida propia: afectado por otros drivers como el escandaloso coste (precio) especulativo del mercado europeo de derechos de emisiones de CO2, que sigue cotizando a niveles muy elevados (un valor que ha superado más de tres veces el de inicios del 2020, estadio pre-Covid). Desde luego a la cogeneración industrial debe reconocerse explícitamente el sobrecoste de los precios del gas y el sobrecoste del CO2 para poder seguir sobreviviendo y suministrando energía térmica a sus fábricas asociadas, en plazo y forma. Hay riesgo de seguir produciendo a un coste mayor que el ingreso por la regulación actual (régimen retributivo). La tesorería de la cogeneración no puede soportar un precio del CO2 superior a 30 €/tCO2. Saltan las alertas porque ese nivel máximo se ha llegado a triplicar y en algunos momentos cuadruplicar/quintuplicar. En los niveles actuales se ha duplicado. Requiere compensación en plazos oportunos para seguir operando. La nueva metodología reconoce de forma explícita el CO2, lo cual esperemos que se note y actualice en plazo y forma para evitar el empeoramiento de la situación crítica que sufre la cogeneración.
De momento, parece que después de la última Cumbre del Clima en Dubái durante la primera quincena de DIC 2023, hemos tenido una tregua con el precio del CO2, inclusive con un perfil correctivo de precios en todos los plazos (corto, medio y largo) hasta FEB 2024. Sin embargo, ya hemos observado periodos temporales en los que el CO2 baja para volver a repuntar. Pero si vemos el comportamiento histórico, se observa un aumento del precio del CO2 que se duplica y casi triplica anualmente. A ese ritmo, se espera que alcance 150 €/tCO2 antes de 2030, caso de que las autoridades pan-europeas y/o nacionales no hagan nada para evitarlo. La entrada de agentes especuladores, con mucho músculo financiero, está arruinando a las industrias europeas. Han encontrado en la energía y especialmente en el CO2 un valor de refugio con elevada rentabilidad y mínimo riesgo. Compran muy barato, y revenden carísimo. Y “se van de rositas”. Después de las monedas virtuales, el CO2 es lo que más está llamando la atención a especuladores. De hecho, cabe advertir que el futuro de CO2 para Dic 2030 ha llegado a cotizar un valor máximo de 144,1 €/tCO2 el 17 AGO 2022. Con lo cual, ese nivel de 150 puede que se consolide más pronto que tarde.
El precio del CO2 está distorsionando los mercados energéticos (energía eléctrica y de gas natural), con el riesgo de magnificarse su impacto en los precios ofertados (coste de oportunidad) por los generadores, redundando en mayores precios en los mercados minoristas de suministro de electricidad y gas a cliente final.
No existen límites en los precios ni en las cuotas de mercado a nivel europeo ni nacional. Es un mercado con incentivos perversos, sin control, sin supervisión, sin transparencia, sin igualdad de condiciones, sin equidad, sin racionalidad económica, redundando en señales económicas especulativas, que merman la competitividad y eficiencia económica de las instalaciones obligadas a cubrir sus emisiones de CO2 con derechos de CO2. La politización de la energía y el medioambiente puede paralizar a las industrias en Europa o inducir su migración (deslocalización) a países donde no exista coste del CO2.
Si las autoridades competentes no van a supervisar ni a controlar el mercado de CO2, entonces deberían plantearse la posibilidad de suspender dicho mercado y las obligaciones requeridas a las instalaciones afectadas hasta que se relajen los precios de los mercados energéticos (electricidad, gas, productos derivados del petróleo y carbón). Existen otros mecanismos de control e incentivos que pueden fomentar la descarbonización evitando la especulación del precio del CO2 como un commodity, que cada vez puede ir encareciéndose más y más.
Cabe mencionar que China ha anunciado sus primeros planes (tímidos) para mejorar la medición del contenido de CO2 en sus productos, un paso crucial (guiño a Europa) para lograr sus objetivos climáticos y adherirse a estándares internacionales más estrictos. Vamos a ver si eso se hace notar (aunque sea marginalmente) en la economía y competitividad mundial y otros países como India, Pakistán, Brasil, y más cerca países africanos como Marruecos,…, etc, empiecen a penalizar las emisiones de CO2 como se ha hecho en Europa. Igual ocurre cuando se haya desindustrializado Europa. Fuera de Europa nos ven muy comprometidos con la protección del medioambiente, cuando en realidad se están descuidando los mares, océanos, lagos, ríos y bosques, que son las principales fuentes de depuración del CO2, y una buena parte (sino todo) de lo recaudado de los mercados de CO2 debería reinvertirse en reforestación, protección y mantenimiento de los recursos del planeta. La penalización del CO2 en “cualquier país sensato” debería estar condicionada a una práctica mundial para evitar precisamente la pérdida de competitividad de las industrias y comercios y demás actividades económicas en Europa.
Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga. Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo – Enérgitas -, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.
El miércoles 4 de septiembre ACOGEN participó en la reunión “COGEN Europe Study” sobre el próximo estudio a elaborar por COGEN Europe para informar a los próximos responsables políticos de la UE sobre el futuro papel de la cogeneración.
El día 5 de septiembre, el ministro de Industria y Turismo, Jordi Hereu, recibió en la sede del Ministerio a nuestro presidente, Rubén Hernando; acompañado por el director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, y la directora técnica, Virginia Guinda.
El 10 de septiembre tuvo lugar la sesión 51 del Comité de Agentes de Mercado (CAM), a la que asistió ACOGEN. Al día siguiente, las asociaciones de cogeneración ACOGEN y COGEN España mantuvieron reunión en la secretaria de Estado de Energía.
La sesión del 193 Comité de Agestes del Mercado OMIE, del que ACOGEN forma parte, se celebró el martes 17 de septiembre.
De cara a próximos eventos, destacar la celebración del Comité de Eficiencia y Promoción de ACOGEN el próximo miércoles 18 de septiembre. Al día siguiente tendrá lugar la habitual junta directiva mensual de la Asociación. Además, el jueves 3 de octubre, el Grup de Gestors Energètics (GGE), del que ACOGEN forma parte, celebra su 40 aniversario.
Cerramos este repaso a la agenda recordando la celebración del XX Congreso Anual de Cogeneración: “Cogeneración: futuro sostenible para la industria”, organizado por ACOGEN y COGEN España. El lunes 14 de octubre tendrá lugar la entrega de los premios SHELL y la cena de gala en el Hotal Urban 5*GL y al día siguiente, el martes 15, el congreso en el Hotel Villa Real.
ACOGEN en los medios
Cogeneración: descarbonización competitiva a gran escala, era el título del artículo de opinión de nuestro presidente que publicaba El Periódico de la Energía el pasado 17 de julio. El directivo recuerda que la cogeneración es una actividad de alta eficiencia energética y descarbonización a gran escala compartida por el 20% del PIB industrial español, en industrias intensivas en calor de sectores punteros en nuestro país, unas 600 industrias, de las que un 60% son pymes, que encuentran en ella su mejor herramienta de eficiencia y competitividad.
Destaca la fuerte transformación que vive hoy nuestra tecnología, lo que le permitirá aumentar su papel en el reto que supone “esta imprescindible descarbonización competitiva que nuestra industria necesita”. Recuerda que ya estamos aportando eficiencia energética y descarbonización a nuestras fábricas a nivel mundial través del ahorro de energía primaria y del empleo de combustibles renovables y de bajas emisiones y subraya que la cogeneración ya está preparada para emplear hidrógeno, biometano y otros combustibles renovables, con plantas a escala industrial funcionando.
Para el presidente de ACOGEN, “El reto de lograr una descarbonización competitiva pasa por que cada industria emplee todos los multiactivos energéticos y multienergías a su alcance, que las infraestructuras estén disponibles y que los adecúe a su particular situación”; procesos complejos que requieren una fuerte inversión. En este sentido, confía en la próxima publicación del marco de subastas para 1.200 MW, previsto en el PNIEC y en el que unas 200 industrias invertirán más de 800 millones de euros; una inversión de futuro para una industria descarbonizada y competitiva.
La cogeneración cerámica cae un 18% a las puertas del nuevo marco, leemos en El Mundo Castellón, que informa que la producción vuelve a niveles de 2023 en julio con la regulación aprobada por el Gobierno el pasado junio, sin embargo, el acumulado cierra en negativo. Mientras, los industriales confían en que la subasta de potencias se apruebe antes de octubre.
El director general de ACOGEN explica que “desde la publicación del nuevo marco de cogeneración en junio de 2024, la cogeneración está recuperando el nivel de producción del año anterior, pero aun a medio camino de recuperar la actividad habitual de 2021”. Y se muestra confiado en “en mejorar en el segundo semestre de 2024 el mal primer semestre del año al contar desde el pasado 4 de junio con un nuevo marco retributivo de la Orden TED/526/24 que aporta certidumbre y gestionabilidad a las industrias”.
Rodríguez recuerda que “los efectos positivos del nuevo marco se harán notar en el segundo semestre, pero es imprescindible abordar sin demora tras dos años de retraso un nuevo marco de inversión mediante subastas y ampliar en dos años la vida de las instalaciones actuales en funcionamiento para mantenerlas operativas hasta que completen sus inversiones”.
Tras años de incertidumbre y de largas negociaciones llevadas a cabo entre todas las partes implicadas, entre ellas ACOGEN y el Ministerio, finalmente se ha publicado la nueva metodología de cálculo de la Retribución Específica y las resoluciones correspondientes que estaban pendientes de publicar.
En este contexto y desde nuestro punto de vista, es importante valorar dos aspectos que consideramos fundamentales: por un lado, ya contamos con unas “reglas de juego” que permiten tomar decisiones; y por otro, por primera vez en mucho tiempo, se han publicado las retribuciones para el siguiente periodo en los plazos fijados.
Una vez con el horizonte regulatorio despejado y dada la situación actual de los mercados de energía, los objetivos claros en la operación de las plantas deberían ser la gestión del riesgo de mercado y la gestión de la flexibilidad.
Respecto a la gestión del riesgo de mercado:
La nueva metodología de la fórmula Ro se adapta mejor a los riesgos de mercado actuales de la cogeneración por dos principales razones:
Los actuales índices de precios que intervienen en el cálculo de los costes e ingresos de la Ro son los precios que afectan a la cogeneración. Recordemos que anteriormente las referencias eran al gas de Reino Unido y Estados Unidos, Brent, etc, y la actualización del precio de la electricidad y el CO2 no aparecían en la fórmula (había una actualización entre periodos muy extensos); con la nueva metodología, se incluye en la fórmula un índice de gas representativo de este coste en España, el precio de la electricidad y el coste del CO2.
Los periodos de cálculo de la fórmula son más cortos, lo que permite que la Ro se adapte con más recurrencia y que, por tanto, exista menos desviación entre el cálculo de la Ro y la evolución de los precios a los que la cogeneración está expuesta.
Resultará muy importante una buena gestión mediante coberturas, ya que debido a la metodología de cálculo que considera productos anuales y periodos de fijación considerablemente amplios, no hacer las coberturas genera un riesgo que puede hacer peligrar el margen operativo de las plantas. En este sentido, lo recomendable es monitorizar y cubrir el margen de la cogeneración en conjunto mediante cobertura de todas las exposiciones: electricidad, Ro, gas y CO2 (si aplica); cubrir únicamente uno de los índices añade riesgo al cogenerador, por quedar descompensados los riesgos.
Se ha agilizado mucho la metodología de publicación en el BOE. Con el cambio de metodología, la publicación de las actualizaciones se realiza mediante Resolución en lugar de mediante Orden Ministerial, lo que evita todas las consultas previas que han de realizarse antes de la publicación oficial. Además, esto permite que la publicación sea aparentemente ágil, como hemos visto en la publicación de la Ro del tercer trimestre de este año (esperemos que esto se mantenga así…).
Respecto a la gestión de la flexibilidad:
Debido a la volatilidad del mercado y la incertidumbre regulatoria de los últimos años, la cogeneración ha pasado de producir en base a adaptar la producción a la situación de mercado, afectando lo mínimo posible a la demanda de la industria asociada.
Adaptar la producción a la realidad del mercado permite buscar las horas en las que, teniendo en cuenta los costes de producción y los ingresos esperados la rentabilidad, éste resulta más favorable. Un ejemplo muy claro es la situación creada en las horas centrales del día en la que la generación, con alta concentración de energía fotovoltaica, ha llevado a reducir la producción de la cogeneración a mínimo técnico y adaptarla a la curva de precios, formando la denominada “curva de pato”.
En el gráfico se puede ver el programa enviado adaptado a los precios del mercado diario en las horas con más impacto solar.
Una vez analizada esta operación y las necesidades de la industria asociada, el siguiente paso sería poner esta flexibilidad a disposición del Operador del Sistema (OS) participando de los servicios de ajuste.
Estos servicios son más o menos exigentes en función de las necesidades del OS y la remuneración percibida también va en función de la energía ofertada y los tiempos de respuesta. Los servicios de ajuste van desde horizontes temporales de respuesta en 30 minutos (Reserva de Sustitución), respuesta en 15 minutos (Regulación Terciaria) o la participación en regulación secundaria con tiempos de respuesta más exigentes 300s (exponencial de 100s de constante de tiempo). Tal y como indicaba anteriormente, la remuneración y los requerimientos van en consonancia a la flexibilidad aportada.
A continuación, se muestra un ejemplo gráfico de aprovechamiento de la producción ante la misma situación de precios ofertando en regulación secundaria.
En este ejemplo, podemos ver claramente como -ante una misma situación- la flexibilidad de la planta se pone a disposición del OS ofertando banda secundaría tanto a bajar como a subir recibiendo los ingresos de la banda de regulación (PBANDA).
Resulta interesante destacar el interés que existe por los proyectos de hibridación en las industrias con cogeneración. En estos casos, el aprovechamiento de la flexibilidad que la hibridación aporta hace -si cabe- aún más necesario un análisis en profundidad de todo lo comentado.
A modo de conclusión, me gustaría destacar de nuevo la importancia y necesidad de una gestión activa de las plantas, una tarea en la que Axpo seguirá poniendo todos sus esfuerzos para ayudar a toda la industria de cogeneración.
Gabriel Aguiló
Director de Gestión de Energía y Productores AXPO
El ministro de Industria, Jordi Hereu, se reúne con ACOGEN
El día 5 de septiembre, el ministro de Industria y Turismo, Jordi Hereu, recibió en la sede del Ministerio a nuestro presidente, Rubén Hernando, acompañado por el director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, y la directora técnica, Virginia Guinda.
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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