Boletín Septiembre 2025

Boletín Electrónico de la Asociación Española de Cogeneración

Septiembre 2025

nº 205

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Editorial

Javier Rodríguez

Director General ACOGEN

Las industrias pierden competitividad en espera de las subastas

La cogeneración ha sido durante décadas un pilar esencial para la competitividad de las industrias calorintensivas en España. Sectores como el alimentario, papelero, cerámico, químico o de refino —más de 500 industrias que generan el 20 % del PIB industrial— dependen de esta tecnología.

A nivel global, la cogeneración produce cerca del 15 % de la electricidad mundial; en la Unión Europea supone el 12 %, en Estados Unidos el 8 % y en Asia el 16 %. Países industriales de referencia como Alemania y Italia generan el 20 % y el 23 % de su electricidad, respectivamente, con esta tecnología.

Las ventajas que aporta la cogeneración son únicas: incrementa la competitividad industrial, reduce emisiones y consumo energético, alivia las redes eléctricas y mejora la seguridad de suministro. Es un 30 % más eficiente que los ciclos combinados y, al ser generación distribuida, firme y síncrona, añade estabilidad y calidad a los suministros eléctricos, críticos para la industria y para el país.

Retroceso sin precedentes: un 50 % menos en seis años

Desde 2019, la producción eléctrica de cogeneración en España ha pasado del 12% al 6% del mix nacional en 2024, con una nueva caída prevista del 7 % en 2025, esto es, un desplome acumulado del 50 % de su producción. Un retroceso con unas consecuencias medibles: aumento del 4 % en la demanda de gas natural, 3 millones de toneladas…

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad

Precios gas

El precio del hub de gas España-Portugal (Mibgas) revierte a 34,0 y 32,5 €/MWh en JUL y AGO debido a la caída de los precios europeos de gas. Esto supone una reducción de -2,6 y -1,5 €/MWh (-7,0% y -4,5%) respecto a JUN (36,6 €/MWh) …

Precios CO2

Actividad ACOGEN

ACOGEN en los medios

El 21 de julio las asociaciones mantuvieron una reunión con el MITERD para continuar con los detalles del marco de subastas. Ya en el mes de septiembre, el jueves 4, la patronal internacional COGEN World Coalition organizó el webinar “Greenhouse Gas Protocol and its impact on CHP”, al que asistió ACOGEN. El martes 9, ACOGEN y COGEN España fueron recibidas por el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, y su equipo.

“Cogeneración: energía que sostiene industria y empleo”, leemos en la revista Energía elEconomista. El artículo, firmado por el director general de ACOGEN, habla de los desequilibrios que se dan hoy día en la política energética española y concluye que “hemos llegado a un punto crítico: lograr mayores cotas de descarbonización se está sustentando sobre precios energéticos crecientes, algo letal para la industria”.

Cogeneración sin fronteras

Socio Protagonista

Shell en España: más de un siglo ofreciendo soluciones integradas para la industria

Shell es una compañía energética integrada con presencia en más de 70 países y con más de 100 años de historia en España, siendo la primera empresa energética extranjera en establecerse en el país en 1920 y, desde entonces, ha mantenido ininterrumpidamente su actividad evolucionando junto al sector energético español. Está presente en toda la cadena de valor de la energía, desde la generación hasta la comercialización de electricidad y gas para clientes industriales, entre otras actividades, consolidándose como un actor relevante en el panorama energético de nuestro país con un propósito claro, ser una empresa de cero emisiones netas en 2050.

En este contexto, la cogeneración se ha consolidado como una herramienta clave para mejorar la eficiencia energética y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. En Europa, donde la dependencia de combustibles fósiles importados sigue siendo un reto, esta tecnología representa una solución estratégica que refuerza la seguridad de suministro y disminuye la dependencia energética, al tratarse de una fuente de generación cercana al punto de consumo, con capacidad previsible y garantizada.

Actualmente, la cogeneración aporta el 6 % de la producción eléctrica nacional —de la cual el 50 % se autoconsume—, operando en unas 400 instalaciones industriales [1]. En 2024, se generaron 16 TWh de electricidad mediante cogeneración [2], una energía que puede ser representada directamente en el mercado. Esta cifra refleja el papel relevante que tiene la cogeneración en el mix energético español, especialmente en sectores industriales intensivos en consumo térmico.

De un vistazo

El 14 de octubre Madrid se convierte en epicentro de la cogeneración

La Cogeneración para un futuro industrial, eficiente, competitivo y descarbonizado es el lema del XXI Congreso Anual de Cogeneración, organizado por ACOGEN y COGEN España. Más de un centenar de expertos en energía se darán cita el 14 de octubre en The Palace Hotel Madrid (Plaza de las Cortes, 7, Madrid).

El XXI Congreso Anual de Cogeneración, que será inaugurado por el secretario de Estado de Energía, se estructurará en cinco sesiones. La jornada matinal comenzará con la participación de los responsables de energía de los partidos políticos, seguidos de la mesa redonda dedicada a regulación y mercados. Y por la tarde será el turno de la visión europea, que pondrá el foco en la cogeneración preparada para un acuerdo industrial limpio y ambicioso. A continuación, las inversiones para una energía neutra en carbono y competitiva para la industria será la temática a debatir y, para finalizar, la última sesión versará sobre las claves para un futuro sostenible, social y circular de la industria. Ver programa preliminar

El plazo de inscripción está abierto. Hasta el 30 de septiembre aún es posible acogerse a una cuota más económica del congreso.

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Cogeneración: Gestión y Transformación

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Energía

La revista digital de elEconomista

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Revista del sector del gas

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Editorial

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Las industrias pierden competitividad en espera de las subastas

Retroceso sin precedentes: un 50 % menos en seis años

Desde 2019, la producción eléctrica de cogeneración en España ha pasado del 12 % al 6 % del mix nacional en 2024, con una nueva caída prevista del 7 % en 2025, esto es, un desplome acumulado del 50 % de su producción. Un retroceso con unas consecuencias medibles: aumento del 4 % en la demanda de gas natural, 3 millones de toneladas adicionales de CO₂ emitidas cada año y una pérdida de 1.500 millones de euros anuales en facturación energética industrial.

Si en 2019 operaban unas 600 plantas con 4.500 MW de potencia, en 2025 quedan solo 358 con 3.126 MW; unas 150 han cerrado y otras 83 lo harán en los próximos dos años si no se actúa ya.

Las cogeneraciones operan en España en un régimen 100 % regulado por periodos de 15 años. Pese a que la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico establecía que “se desarrollarán programas de renovación de instalaciones de cogeneración y residuos”, no se ha aprobado ninguno en más de una década.

Así, las plantas han ido cumpliendo su vida regulatoria y parando su actividad sin un marco que les permitiese continuar. Es cierto que el escenario energético ha sido difícil y excepcional, por ello las industrias hemos venido reclamando y proponiendo soluciones: ampliar unos años la vida de las plantas que agotaban su periodo regulatorio —las múltiples iniciativas legislativas promovidas por el Partido Popular, Esquerra Republicana de Catalunya, Junts y Partido Nacionalista Vasco para alargar la vida están bloqueadas en el Parlamento por el Gobierno—, y promulgar un nuevo ciclo de vida mediante subastas que permita renovar las plantas, tal y como prevé la Ley.

Cuatro años de bloqueo: las subastas que no llegan

En 2021 la actual Vicepresidenta y Ministra Sara Aagesen, entonces secretaria de Estado de Energía, anunció las subastas para 1.200 MW de cogeneración en 2022, 2023 y 2024. Ninguna se ha convocado. En febrero de este año se reactivó el proceso, con nuevas subastas previstas para 2025, 2026 y 2027, y tras un intenso trabajo, el marco regulatorio está completado, pendiente de promulgación por el MITERD.

Podríamos pensar que estamos al final de un largo túnel en el que cientos de industrias se han quedado atrás esperando reanudar su luz —algunas no podrán pues han cerrado—, pero la verdad es que, a día de hoy, las industrias siguen sin conocer ni el calendario de convocatoria ni los parámetros esenciales para diseñar sus nuevas plantas. Esta incertidumbre frena la inversión y erosiona su competitividad. Confiamos en que la promulgación vea la luz pronto, muy pronto.

Una oportunidad lista para arrancar

En junio, ACOGEN y COGEN España presentaron al Ministerio los resultados de una encuesta a las empresas que representan el 90 % del parque actual en operación. Los resultados son alentadores: 60 grupos industriales dispuestos a invertir 1.300 M€ en 82 nuevas plantas (1.224 MW), incluyendo 200 MW de cogeneración con biomasa y equipos preparados para usar hidrógeno. Las industrias calorintensivas siguen señalando a la cogeneración como su mejor tecnología disponible para afrontar la transición energética. Es una oportunidad país para recuperar competitividad, reforzar la seguridad de suministro y movilizar mayores recursos biomásicos promoviendo una gestión sostenible del mapa forestal de España.

No imponer nuevas barreras al marco actual de la industria cogeneradora

Las industrias reclaman que no se endurezca el marco regulatorio respecto al vigente. Tras perder un 50% de la producción es más que razonable y conveniente. En particular, piden que no se añada la imposición de autoconsumo obligatorio ni requisitos de eficiencia un 20 % superiores a los europeos y que no se aplique una metodología de medida discriminatoria en España reemplazando la metodología de medida establecida en la Directiva de Eficiencia Energética, aplicada en todos los países de la Unión Europea.

El 60 % de las empresas ha advertido que, si se les obliga a todo autoconsumo eléctrico y sólo vender los excedentes, no participarán en las subastas. Esta medida distorsionaría el diseño y operación de las plantas, dificultaría su operación flexible y entraría en conflicto con contratos PPAs, instalaciones fotovoltaicas propias y el Estatuto de Consumidores Electrointensivos. Además, impediría a las empresas acudir en igualdad de condiciones a las subastas según su grado de autoconsumo, algo notoriamente injusto.

¿Se imaginan que se obligase a nucleares, a ciclos combinados o a eólicas a vender su electricidad a un consumidor concreto? La CNMC ya se ha pronunciado en contra de imponer el autoconsumo obligatorio a los cogeneradores en dos ocasiones.

Invertir o abandonar

Así las cosas, las industrias cogeneradoras siguen perdiendo competitividad en un contexto de incertidumbre que mina su posición para atraer inversiones y mantener empleo en España. Las grandes perjudicadas han sido las pymes industriales (el 60% del sector). En concreto, el 58% de las plantas pequeñas de 0 a 5 MW han parado.

La decisión del Gobierno será determinante: o se promulga un marco que reactive la inversión, la competitividad y el empleo, o se asestará un duro golpe, que puede resultar definitivo, a las 359 plantas que aún sobreviven y a las más de 100 que esperan concurrir a las subastas.

El sector mira con esperanza al XXI Congreso Anual de Cogeneración, que se celebrará el 14 de octubre de 2025, como una excelente ocasión para que el Gobierno anuncie el calendario y las condiciones de las subastas. Es hora de que el Gobierno actúe con decisión y visión industrial: sin industria no hay transición energética.

Javier Rodríguez

Director general ACOGEN

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad

Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) revierte en AGO a 68,4 €/MWh, decremento -1,6 €/MWh (-2,2%) respecto a JUL (70,0 €/MWh), debido principalmente a mayor producible solar y una relajación de la demanda y la contención en los precios internacionales del gas. A su vez JUL ya había caído -2,6 €/MWh (-3,6%) respecto a JUN (72,6 €/MWh).

Los clientes con suministro contratado a precio indexado NO se ven muy afectados en verano por la energía prácticamente gratis durante el día o bien cobrando por consumir en vez de pagar, especialmente los domingos, cuando el precio marginal (spot) del mercado diario llega a hundirse, por ejemplo a -1 €/MWh el domingo 20 JUL y -5 €/MWh el domingo 3 AGO. Todos los fines de semana de MAY, JUN, JUL y AGO durante horas de mayor radiación solar hemos visto precios nulos o negativos o cercanos a cero. No obstante, la operación reforzada del Operador del Sistema (después del black-out del 28 ABR), hay precios mínimos elevadísimos durante el día o la noche que llegan a 54,9 €/MWh (10 JUN) o superiores a 70 €/MWh en días de semana de JUL y entre 25 y 60 €/MWh en AGO. Esto último puede generalizarse cuando la demanda repunta y el producible renovable se desploma, máxime si los precios del gas se descontrolan al alza. En lo que llevamos de SEP los precios mínimos han sido cercanos a cero o nulos o negativos (hasta -1 €/MWh) todos los días, excepto lunes 8 SEP que ha sido de 27 €/MWh.

Riesgos de apagones generalizados (black-out) y mayores precios energéticos

Desde finales 2024, hemos venido advirtiendo el riesgo de apagón generalizado, materializado el 28/ABR/2025 como consecuencia del desplazamiento de la energía SÍNCRONA sea termoeléctrica (nuclear, ciclo combinado, cogeneración, carbón, fuelóleo o gasóleo) o hidroeléctrica regulable (con embalse/ofertando el valor del agua almacenada para turbinarla hoy o cuando el precio sea más rentable) en momentos de mayor energía producible renovable (ASÍNCRONA), sea por mayor radiación solar (mediodía) o mayor velocidad del viento (amanecer/atardecer en particular o bien cuando ocurren variaciones del tiempo atmosférico en general) o mayores aportaciones hidrológicas (hidráulica fluyente/run-of-the-river). Asimismo, la regulación de la operación del mercado carece de feedback (retroalimentación) de la operación del sistema: actualmente, la casación del pool no tiene en cuenta que en momentos de baja demanda o de contingencias o de situación de riesgo operativo, deben aplicarse restricciones por tecnologías diferenciando ratios de cobertura de la demanda con renovables y no renovables. Si ya sabemos que el Operador del Sistema va a retirar renovable (por restricciones técnicas) después de una casación insegura (operación del mercado a nudo único), entonces aprendamos de los fallos de la regulación. Un precio del pool barato por excesiva casación de renovables, puede suponer un elevadísimo precio de la operación técnica, exponiendo o forzando al sistema interconectado a situaciones excepcionales con riesgos de apagones parciales o totales, locales, regionales, nacionales, internacionales por insuficiente disponibilidad de servicios de control de tensiones (reactiva) y de la frecuencia (potencia). Las renovables con/sin BESS (Battery Energy Storage Systems) pueden convivir con la generación convencional (síncrona), y se pueden complementar, pero nunca sustituir.

Cuando la salida de la casación de las tecnologías síncronas es por precio, podemos repetir otro apagón como el del 28A. Pero si la salida es inducida por un trato discriminatorio contra alguna(s) de dichas tecnologías, debemos tratar de mitigar/eliminar las fuentes de encarecimiento, especialmente si son de ámbito regulatorio (energético, financiero, ambiental o fiscal). Todas las tecnologías deberían de competir en igualdad de condiciones y estricta aplicación de Reglas del Mercado y de la Operación del Sistema, transparentes y no discriminatorias, considerando la seguridad operativa del despacho y equilibrio de cargas a corto y muy corto plazo. En muchos países ya se han realizado estudios que determinan el porcentaje máximo admisible de producible renovable respecto a la demanda, que el sistema eléctrico interconectado puede absorber para eliminar riesgo de apagones.

La operación reforzada del Operador del Sistema ya está teniendo en cuenta algunas de estas directrices, teniendo más reserva rodante fundamentalmente de plantas de turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT’s), para disponer de más energía terciaria y secundaria síncrona en detrimento de la que pueden retirar o aportar las renovables (eólica y solar) para asegurar estabilidad y control de tensiones y frecuencia en tiempo real y minimizar el riesgo de apagones.

Respecto al plan de desmantelamiento del parque nuclear en España, parece que el Gobierno no muestra voluntad política de acuerdos para reducir la presión fiscal y una solución nacional para el tratamiento de los residuos nucleares con las empresas propietarias, siendo una de las tecnologías más limpias según la Comisión Europea. Según las propietarias, las nucleares ya no pueden hacer frente a la excesiva e insoportable carga fiscal (igual o superior a todos los costes operativos) y al desproporcionado coste del tratamiento de residuos nucleares (responsabilidad para siglos posteriores: empezando por un almacén de residuos provisional in situ). Las fechas de cierre previstas del parque nuclear aún no se están reflejando en los precios de los mercados de futuros.

La carga fiscal sobre las nucleares supone un lastre contra su competitividad, se ha incrementado aprox. un 75% pasando de 16 €/MWh a 28 €/MWh, superando la media europea. El Gobierno nacional, los gobiernos regionales, los reguladores y las empresas propietarias deberían encontrar una solución (reducciones o bonificaciones o exenciones fiscales) para garantizar una rentabilidad razonable mientras sigan operando, o bien podrían nacionalizarse o subastarse a la industria o nueva demanda (empresas tecnológicas) o al Operador del Sistema (ingresos regulados en BOE) para optimizar la repercusión de esos costes no sólo directamente a los consumidores a nivel nacional o individual. El coste del tratamiento de residuos debería trasladarse nuevamente a todos los consumidores en los Cargos del Sistema, tal y como se hacía antes. La regulación debe replantearse si es necesario. No repitamos las consecuencias de Italia y Portugal, así como las de Holanda, por ejemplo, al renunciar a la nuclear por decisiones políticas.

La parada de ambos grupos de Ascó en NOV 2024, ha obligado al Operador del Sistema Eléctrico (Red Eléctrica) a activar al menos un par de veces el denominado Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), mecanismo de flexibilidad del sistema eléctrico por el que la gran industria española percibe un incentivo (precio fijo mediante subasta anual exante) en el caso de que tenga que parar su actividad (reducir la demanda interrumpible contratada) durante cierto tiempo en que la demanda se prevé máxima (típicamente 2,5 h) en días críticos, aparte del precio de la energía en ese tiempo (precio variable aprox. 150 €/MWh). En 2024 el SRAD disponía únicamente de 609 MW (a 40,82 €/MW). Ello no compensa los más de 2.000 MW de la central Ascó. Por ello, han tenido que funcionar más plantas térmicas de Ciclo Combinado. Podemos deducir lo qué pasará con los precios del mercado : ¡los futuros anuales y PPA’s van a repuntar! si no contamos con potencia nuclear (energía limpia, de base, estable y gestionable, al menor coste). Para 2025 el SRAD dispone ya de 1.148 MW (a 56,43 €/MW) de potencia interrumpible pero insuficiente.

La primera subasta del nuevo mercado de capacidad permitirá disponer de potencia firme que puedan aportar (desconectar) los vendedores/generadores (compradores/consumidores) en momentos críticos del sistema, una gran oportunidad para los cogeneradores que inviertan en Sistemas de Almacenamiento de Energía (BESS) para garantizar potencia firme cuando la requiera el OS, optimizando el uso de BESS el resto del tiempo para beneficiar a los mercados (del pool y operación técnica). Esto último puede ser clave inclusive para la supervivencia de aquellas plantas que ya no perciban retribución regulada. Desde luego, NO debe excluirse a ninguna cogeneración que pueda aportar potencia firme al sistema eléctrico y servicios complementarios. Pero la capacidad requerida debería diferenciarse por tecnología síncrona y asíncrona, ya que debería equilibrarse el binomio F-P (Frecuencia-Potencia) y Tensión-Reactiva (V-Q).

En todo caso, si no se amplía la autorización administrativa para alargar otros 10 años más las plantas nucleares después del vencimiento de las licencias actuales, la calidad de onda y la continuidad del suministro eléctrico va a ponerse en elevado riesgo especialmente en las regiones de Extremadura, Cataluña, Valencia, Castilla-La Mancha, y las CCAA vecinas, si bien podemos enfrentarnos a apagones generalizados en toda la península, e inclusive en las Islas Baleares (interconexión marítima). Las renovables aún no cuentan con almacenamiento para aportar predictibilidad y firmeza en su programación, gestión y funcionamiento, debido a que las baterías son tan caras, que requieren incentivos o primas a través de ayudas de Estado (aún inexistentes) o bien apalancamiento no reembolsable para una financiación bancable.

Debería garantizarse un mix equilibrado de generación síncrona y asíncrona tanto en pool como en operación técnica, así como realizar estudios electrotécnicos que permitan determinar el ratio nacional, regional y local de dichas tecnologías para evitar otro(s) apagón(apagones) por disparos de relés de protecciones ante variaciones de la tensión (+/-5%) y/o de la frecuencia (+/-1%).

Comportamiento de los precios de contado y futuros

La previsión a corto plazo sigue bajando en SEP alrededor de 67 €/MWh, por mayor producible eólico y menor demanda por temperaturas menos veraniegas. Pero se espera una subida en OCT, NOV y DIC por encima de 70, 73 y 75 €/MWh, respectivamente. En general, los precios del pool han caído unos 4-11 €/MWh a medio plazo debido a menores precios forward/futuros del gas. No obstante, existe una presión alcista por las tensiones geopolíticas que pueden afectar los precios internacionales de los combustibles.

Por otro lado, los precios nulos o negativos (verano) o reducidos (resto del año) están frenando el ritmo inversor en nuevos proyectos de Solar Foto-Voltaica pero incentivan la diversificación en otras tecnologías limpias como la minieólica de eje vertical o microcogeneración inclusive sistemas de almacenamiento (siempre y cuando aumente el incentivo para cargar y descargar en ciclo diario). En España el Spread diario (diferencia entre precios mínimo y máximo) anda en torno a una media (horaria) de 70 €/MWh, mientras en otros países se duplica hacia arriba (Alemania) o abajo (Francia) por el mix de generación y peso de la industria en la demanda.

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 31 DIC 2021 y las nuevas medidas del 31 MAR 2022, extendidas hasta 31 DIC 2022, y la actualización a lo largo de 2023, más las recientes y menos ambiciosas aprobadas hasta 30 JUN 2024, y algunas extendidas hasta 31 DIC 2024, 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 40, medio 79 y máximo 351.

El Precio Spot Carga Base 2024 ha cerrado a 63,04 €/MWh. El futuro 2024 ha cotizado en backwardation respecto a 2023 con valores mínimo 40, medio 72 y máximo 204.

Para 2025 la estimación (benchmark) revierte a 66,3 €/MWh, debido a menores precios del gas para el balance (resto) de año, consecuencia de acuerdos geopolíticos (pacificación inducida entre Israel e Irán) y del impacto de menores exportaciones (reducción de producción industrial) de la UE a EEUU por aranceles, y de deslocalización industrial a países como Marruecos, Eslovenia y Polonia, entre otros.

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 2025 vemos que la subida esperada respecto al 2020 es de 195%. 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.

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.
Año 2024 ha cerrado a 63,0 €/MWh, debido a menores precios del gas y mayor producible renovable y una progresiva caída de la demanda residual.

La curva forward de los futuros para 2025-2035 anticipa un perfil en backwardation en torno a 66-58 €/MWh desde 2025 hasta 2030, con un perfil plano a 58 €/MWh de 2031 a 2035 mostrando escasa liquidez, sin reflejar el plan de cierre de las nucleares. El nivel de precios de la curva forward ha subido de 2030 a 2035 y ha sufrido un correctivo de 2025-2029, respecto a los valores de hace dos meses.

Las empresas pueden suscribir o renegociar PPA’s para una parte de su consumo, y si aún no lo han hecho, advertimos que los precios de los PPA’s Carga Base han tocado fondo y rebotado hace un par de meses. Parece momento oportuno para asegurar presupuestos a largo plazo, gestionando el riesgo hacia adelante (especialmente cuarto trimestre 2025 que anticipan meses entre 70 y 75 €/MWh). Muchos clientes han renegociado ampliaciones de PPA’s que vencían en 2027, a cambio de extenderlo hasta 2030, por ejemplo, bajando PPA’s quinquenales que habían suscrito a unos 90-95 €/MWh, ajustando precio a unos 50-55 €/MWh desde AGO, pagando las correspondientes penalizaciones por rescisión anticipada de anteriores PPA’s. Que no tiemble el pulso para la toma de decisiones contundentes en ese sentido.

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. La tabla siguiente detalla estadísticos de cotizaciones PPA’s Carga Base (€/MWh).

PPA Carga Base del lustro Ene’25–Dic’29 ha cotizado con valores máximo, medio y mínimo de 69,6-60,5-49,2, respectivamente, siendo 64,8 €/MWh su última cotización (27 Dic 2024).

PPA Base a 5 años 2026-2030 ha revertido a 59,3 €/MWh (-1,1 €/MWh, -1,9%) respecto a valores de hace dos meses (60,5 €/MWh).

PPA Base a 5 años 2027-2031 ha empezado a cotizar el 2 Ene 2025 a 59,6 €/MWh. Ha caído de 59,1 a 58,6 en dos meses, una reducción de -0,5 €/MWh (-0,8 %).

PPA Base a 10 años empezando en Ene 2025 y hasta 31 Dic 2034 ha cotizado con valores máximo, medio y mínimo de 61,1-55,8-49,9, respectivamente, siendo 61,1 €/MWh su última cotización el 27 Dic 2024 (máximo).

PPA Base a 10 años empezando en 2026 y hasta 2035 ha empezado a cotizar a 59,2 €/MWh el 2 Ene 2025. Prácticamente mantiene nivel a 58,6 €/MWh, con un leve ajuste de +0,1 €/MWh, +0,2%) en dos meses. Repetimos y enfatizamos: La incertidumbre en el desmantelamiento nuclear está impactando negativamente en la liquidez de los contratos de compraventa de energía a muy largo plazo en España.

PPA PERFIL CARGA SOLAR:

La curva Forward de los precios futuros del Carga Solar ha subido respecto a valores de hace un mes. Otro correctivo del perfil de la curva Forward, excepto 2025-2030, como consecuencia de nuevas reglas del pool dentro de un nuevo mapa energético, teniendo en cuenta sobrecostes de inversión imprevistos (nuevos cambios regulatorios en cuanto a monitorización y telecontrol, teledisparo) y riesgos operativos por la gestión reforzada del sistema eléctrico.

El perfil solar sigue más barato respecto al perfil Base, aunque se han acentuado las diferencias que llegaban a 39% hace 4 meses, y ahora están en torno a 46% (2026-2035), siendo difícil creer que el retiro de nucleares reduzca esa tendencia en 2028 cuando se espera el efecto del vencimiento de autorización de Almaraz I. Por lo menos, los futuros de carga base no cambian mucho, poniendo en cuestionamiento los de carga solar.

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 2023.

PPA’s Solar a 5 años 2025-2029 ha dejado de cotizar a 44,5 €/MWh el 27 Dic 2024.

PPA’s Solar a 5 años 2026-2030 ha bajado a 31,8 €/MWh (-1,3 €/MWh, -4%) respecto a valores de hace dos meses (33,2 €/MWh).

PPA’s Solar a 5 años 2027-2031 ha empezado a cotizar a 41,7 €/MWh el 2 Ene 2025. Bajando a 31,8 €/MWh (-0,8 €/MWh, -2,5%) respecto a valores de hace dos meses (32,6 €/MWh).

PPA’s Solar a 10 años desde 2024 hasta 2033 ha 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.

Precios PPA’s Solar a 10 años 2025-2034 ha dejado de cotizar a 42,0 €/MWh el 27 Dic 2024.

PPA’s Solar a 10 años 2026-2035 ha empezado a cotizar a 40,8 €/MWh el 2 Ene 2025. Bajando a 31,5 €/MWh (-0,3 €/MWh, -0,9%) respecto a valores de hace dos meses (31,8 €/MWh).

La decisión de un PPA carga Base o Solar, comenzando en ENE 2026 o bien OCT 2025 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.

Precios cuarto-horarios

El nuevo cambio regulatorio paneuropeo de precios cuarto-horarios en el mercado intradiario continuo está aumentando aún más la volatilidad de los precios del mercado mayorista desde 18 MAR 2025. Cuando la casación cuarto-horaria se extienda al mercado diario, 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). Entonces, ya debería medirse y facturarse el consumo real cuarto-horario (la tecnología lo permite) en vez de estimarlo mediante la potencia máxima cuarto-horaria. La Resolución de 28 de febrero de 2025, de la CNMC, por la que se publican las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad para su adaptación a la negociación cuarto-horaria y a la nueva tipología de ofertas del mercado diario y la Resolución de 6 de marzo de 2025, de la CNMC, por la que se modifican los procedimientos de operación eléctricos para su adaptación a la negociación cuarto-horaria en los mercados diario e intradiario, quedando pendiente la fecha de aplicación definitiva cuando el OMIE lo comunique. Es muy fácil para los reguladores establecer este tipo de cambios, sin tener en cuenta ni reconocer el gran esfuerzo económico que supone para los agentes del mercado, y sin medir el impacto económico que tendrá esta medida en los consumidores. 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). 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 de cualquier manera a los consumidores indirectos (suministrados por comercializador o generador o autoproductor). Aún estamos pendientes de la primera casación cuarto-horaria del MD.

Hibridación y almacenamiento

Escenario ideal para impulsar las inversiones en sistemas de almacenamiento con baterías, 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. De hecho, el gobierno tiene previsto un nuevo plan de escasas ayudas a la inversión en sistemas de almacenamiento hasta un 10% (bombeo) ó 5% (demás tecnologías) pero exige hibridación con renovables y desvinculación de actividades relacionadas directa o indirectamente con combustibles fósiles, incluidos BESS que los respalden.

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.

Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE)

El precio del FNEE ha aumentado 60,5% pasando a 1,520535 €/MWh en 2025 para las comercializadoras de referencia (0,947453 €/MWh en 2024), según la Orden TED/197/2025, de 26 de febrero, 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 2025. Desde el año pasado esta 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. La equivalencia financiera del coste medio necesario para movilizar las inversiones requeridas en todos los sectores para alcanzar los objetivos de ahorro anual suben un +10%, es decir, 189.165,95 €/GWh ahorrado para un ahorro de energía final establecido en 5.815 GWh (5.200 en 2024), y los sujetos obligados deben satisfacer al menos un 15% de su cuota de obligación de ahorro de 2025 (20% en 2024) mediante aportaciones económicas al FNEE, permitiéndoles cubrir el restante 85% (80% en 2024) mediante la liquidación de Certificados de Ahorro Energético (CAE’s).

Tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR)

Para 1/1/2025 la subida de los Cargos del Sistema parece que ha sentado un poco mal a la opinión pública, aunque se compensa con la aprobación de una bajada de los Peajes, además de la bajada de los eventuales costes por excesos de potencia contratada y de la liquidación de la tarifa de la garantía de potencia que se liquida en el mercado mayorista (afectada por los coeficientes horarios de las pérdidas técnicas en las redes de distribución y transporte). La subida del FEE del Operador del Mercado se compensa con la bajada provisional del FEE del Operador del Sistema. Las penalizaciones por excesos de reactiva mantienen los mismos valores en vigor.

Remitimos al lector a las ediciones anteriores para ver el detalle de los nuevos cargos y peajes (definitivos), precios del exceso de potencia contratada y sus coeficientes de penalización, penalizaciones de reactiva según el factor de potencia (Coseno PHI), y las tarifas de Garantía de Potencia.

El incremento neto medio al sumar PEAJES y CARGOS para un perfil carga base teniendo en cuenta los Términos de Potencia y de Energía, resultan inferiores a 1 €/MWh. Concretamente, para ATR 6.1TD y 6.2TD tenemos un incremento medio de +0,6 y +0,4 €/MWh, respectivamente. Para las tarifas de muy alta tensión, 6.3TD y 6.4TD, el efecto neto es una bajada media de -0,3 y -1,0 €/MWh, respectivamente. Sin incluir IEE.

También cabe recordar que venimos advirtiendo que la exención de los cargos al autoconsumo y del peaje de generación a la autoproducción, terminará más tarde o temprano porque la demanda residual no podrá soportar todas las subidas de los Cargos del Sistema, y habrá que repercutirlas también a los titulares de instalaciones de autoconsumo. De momento, hay superávit en el sistema de actividades reguladas por los recortes de las actividades de distribución y transporte, y por elevado precio del pool que pagan los consumidores regulados (PVPC), frenando tal escenario indeseable para los que se están aprovechando de los tremendos incentivos a la promoción de renovables para autoconsumo (especialmente la solar FV). Quizás eso ocurra después del 2030. Este año vendrá un primer susto que supondrá “rascarse los bolsillos”: la implantación obligatoria de sistemas de monitorización y telecontrol de los paneles solares para facilitar la gestión (planificación) del equilibrio de la oferta y demanda por parte del Operador del Sistema, extensivo a demás tecnologías de autoconsumo/autoproducción.

Hay que ajustar potencia contratada para optimizar la facturación optimizando excesos.

La Resolución de 6 de marzo de 2025, de la CNMC, por la que se modifica el anexo II de la Resolución de 4 de diciembre de 2024, 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 2025, que supone una redistribución de los precios de las penalizaciones por excesos potencia en las tarifas de peajes para todos los tipos de puntos de medida. En lugar de tener un único precio, se desdobla en todos los periodos tarifarios aplicando los coeficientes que ya conocemos. Para tipos de medida 1, 2 y 3 el cambio de método de cálculo mantiene los mismos resultados. Para los tipos de medida 4 y 5 sí que aumentan las penalizaciones por periodo, tal como se detalla más adelante.

Consumidor Electro-Intensivo

Recientemente, la Resolución de 27 de enero de 2025, 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, ha incrementado dicho ratio a 0,67 kWh/€. Este valor aplicará a los cocientes entre consumo y VAB de los años 2022, 2023 y 2024. Entendemos que este cambio regulatorio aumenta la inseguridad jurídica en España, prácticamente con el único objetivo de echar aprox. a uno de cada tres CEI’s. Nuevamente, los CEI’s afectados sostienen que es una falta de respeto y consideración que empeora la insostenible situación financiera y acentúa los problemas de tesorería, después de haber realizado sendos esfuerzos para obtener la autorización administrativa de CEI.

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. 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.

El 17 de abril se publicó el Extracto de la Orden de 10 de abril de 2025, por la que se convoca en 2025 la concesión de las subvenciones dispuestas en el Título III del Real Decreto 1106/2020, de 15 de diciembre, por el que se regula el Estatuto de los CEI, correspondientes a cargos soportados durante el año 2024 por la financiación de la retribución específica a renovables y cogeneración de alta eficiencia y por la financiación adicional en los territorios no peninsulares. Las solicitudes se realizarán a través de la web del MINTUR y el plazo va desde el 21 de abril al 19 de mayo inclusive.

La Resolución de 22 de enero de 2025, del Congreso de los Diputados, por la que se ordena la publicación del Acuerdo de derogación del Real Decreto-ley 9/2024, de 23 de diciembre, por el que se adoptan medidas urgentes en materia económica, tributaria, de transporte, y de Seguridad Social, y se prorrogan determinadas medidas para hacer frente a situaciones de vulnerabilidad social, supone la suspensión de la bonificación del 80% sobre los peajes de electricidad que estaban recibiendo los CEI’s (tenían derecho hasta 31.12.2025 por Real Decreto-ley 9/2024, de 23 de diciembre, por el que se adoptan medidas urgentes en materia económica, tributaria, de transporte, y de Seguridad Social, y se prorrogan determinadas medidas para hacer frente a situaciones de vulnerabilidad social). Otro varapalo para los CEI’s. Pero al final el Gobierno ha rectificado. La publicación del Real Decreto-ley 7/2025, el descuento de CEI se aplicaría con carácter retroactivo desde el pasado 23 de Enero 2025 h a todos los suministros que sigan teniendo en vigor el Certificado de CEI. Por tanto, Los CEI’s que no hayan renovado el certificado para 2025 antes del 30 de abril (por no poder cumplir con los requisitos mínimos de VAB), se considerará que el certificado habrá caducado automáticamente el 12 de mayo. Con ello, todos los consumidores que se encuentren en esta tesitura no se beneficiarán del descuento con efecto retroactivo.

Se barajan nuevas barreras de entrada y endurecimiento de las exigencias regulatorias en la nueva revisión prematura del Estatuto de CEI’s, pendiente de publicación de borrador, después de 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.

Cambios peajes y facturación potencia y reactiva

La Circular 1/2025, de 28 de enero, de la CNMC, por la que se modifica la Circular 3/2020, de 15 de enero, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, cambios en la facturación de la potencia y de la reactiva, supuestamente busca mejorar el control de tensiones, especialmente en horas valle. En lo referente a instalaciones de consumidores industriales, con tipos de puntos de medida 1, 2 y 3, se modifica el artículo 9 de la circular 3/2020, que regula la facturación por excesos de potencia (que pasa a denominarse potencia demandada y por energía reactiva:

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 €/MVArh.
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).

Desde 1 ENE 2025 el consumidor ha sufrido el varapalo por el restablecimiento del IVA al 21% y del 100% del Impuesto Especial sobre la Electricidad.

La Resolución de 6 de marzo de 2025, de la CNMC, por la que se modifica el anexo II de la Resolución de 4 de diciembre de 2024, 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 2025, publica los valores de precios a aplicar en el término de potencia demandada (excesos de potencia) y que será de aplicación desde el 1 de abril de 2025, dejando sin efecto los publicados en la Resolución de 4 de diciembre de 2024, en su Anexo II. Realmente, las fórmulas nuevas equivalen a las mismas de antes, ya que los coeficientes por periodo se multiplican por el preció único global, dando lugar ahora a un precio directamente aplicable por periodo tarifario (p1-p6). Las tablas siguientes detallan los nuevos precios de los excesos que se aplicarán a partir de 1 ABR 2025.

Para los puntos de suministro con tipo de medida 4 y 5, hay una disminución considerable de precio por periodo, excepto en los peajes 6.1 y 6.3 que se produce un incremento sustancial en el periodo 1. En el caso de los puntos de suministros con tipo de medida 1, 2 y 3 se mantiene el mismo precio.

Las fórmulas de facturación actual y la de la Circular 1/2025 (en vigor desde 01/04/25):

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.

Finalmente, para quien pueda interesar, el Real Decreto-ley 7/2024, de 11 de noviembre, por el que se adoptan medidas urgentes para el impulso del Plan de respuesta inmediata, reconstrucción y relanzamiento frente a los daños causados por la Depresión Aislada en Niveles Altos (DANA) en diferentes municipios entre el 28 de octubre y el 4 de noviembre de 2024, establece excepcionalmente medidas energéticas hasta 31.12.2025 en los municipios afectados por la DANA, relativas a i) flexibilización contratos electricidad y gas, ii) resolución y suspensión temporal de los contratos de suministro, iii) aplazamiento (gas) o suspensión (electricidad) de pago de facturas, y iv) exenciones o relajaciones de obligaciones de CEI’s.

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

Precios gas

Precio interanual futuro Dated Brent revierte -1,8% y Tipo de cambio US$/€ mejora +1,1%, induciendo una bajada neta media de -1,1% 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), teniendo en cuenta los cambios del ATR (peajes y cargos del sistema gasista) desde 2024. Sin embargo, 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.

Asimismo, el precio interanual del hub de gas España-Portugal (Mibgas) revierte -8,1% respecto a valores de hace dos meses. Los hubs de gas europeos, el TTF y NBP también han revertido -7,3% y -7,6%, respectivamente. En mismo sentido, el gas Henry Hub de EEUU, índice NYMEX, cae -11,7% por la coyuntura del verano (menor demanda) y recuperación de capacidad almacenada de gas. Por su parte, los futuros del carbón (ARA) revierten -10,0% respecto a valores de hace dos meses, debido a la menor demanda en economías emergentes y oportunidad de aumentar los stocks.

A corto plazo, observamos que los futuros del gas natural europeo TTF han superado la barrera de los 33 €/MWh, a medida que se intensifican tensiones geopolíticas. El ataque de Israel contra el liderazgo de Hamás en Catar ha generado preocupación, ya que Catar sigue siendo un proveedor clave para Europa, lo que internaliza temor en los mercados ante posibles interrupciones antes de la temporada de invierno (calefacción). Al mismo tiempo, Rusia ha vuelto a lanzar intensos ataques con drones contra Ucrania, varios de los cuales violaron el espacio aéreo de Polonia, miembro de la OTAN, lo que su ejército calificó de «violación sin precedentes», provocando acciones defensivas de las fuerzas polacas y de la OTAN. Los riesgos geopolíticos aumentan presión alcista, con Rusia atacando centrales eléctricas ucranianas y EEUU indicando su disposición a endurecer sanciones contra Moscú, y la UE también está considerando nuevas sanciones contra bancos y empresas energéticas rusas para presionar a Moscú. A pesar de estos riesgos, los niveles de almacenamiento de Europa ofrecen cierta tranquilidad, situándose en el 79,6 % de su capacidad, justo por debajo del objetivo del 80% para noviembre. La finalización del mantenimiento en la plataforma continental de Noruega, garantiza una mayor flexibilidad del suministro en las próximas semanas. Vivimos una tensa calma.

Tenemos que advertir que los futuros del gas natural en el Reino Unido han subido hasta los 81 peniques por termia, impulsados por una mayor demanda (hemisferio norte) y un menor envío de GNL. Se prevé que la demanda aumente a medida que el clima sea más frío y la generación eólica se debilite por menores vientos. El suministro se ve aún más limitado por el mantenimiento del gasoducto BBL a Bélgica, que reduce las importaciones de UK. UK se enfrenta a persistentes riesgos de suministro debido al almacenamiento limitado. Se está sopesando la producción sobre el almacenamiento en su planta de Rough, que permanece vacía y podría cerrar en 2025 por falta de ayuda estatal. Con un almacenamiento bajo en comparación con la UE, la caída de la producción en el Mar del Norte y la dependencia de las importaciones, el mercado de UK se encuentra muy vulnerable de cara al invierno. Esa coyuntura está tensionando los precios del TTF y MIBGAS.

Los futuros del carbón han caído por debajo de los 101 US$/t a mediados de este mes, marcando su mínimo en más de tres meses, ya que la escasa demanda mundial lastró los precios. El volumen mundial de carbón coquizable ha caído un 6% interanual en el primer semestre de 2025, hasta aproximadamente 172 millones de toneladas. Esto proviene de una menor producción de acero, y una mayor oferta de carbón interna en mercados clave y la fluctuación de los flujos comerciales, ya que importantes compradores como India y China redujeron sus compras por vía marítima. Para que os hagamos una idea de estrategias energéticas fuera de Europa afectando los precios internacionales del carbón, por ejemplo, en India los compradores han adoptado una postura cautelosa, dejando varios cargamentos sin vender, mientras que en China, la demanda a principios de otoño se mantiene débil ante nuevas caídas de los precios internos, añadiendo pesimismo la incertidumbre sobre los costes del coque, que persiste después de que las principales industrias del acero (Hebei y Shandong) hayan iniciado ciertos recortes.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 66,4 a 65,2 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,1707 a 1,1837 US$/€.

La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 34,6 a 31,8 €/MWh.

La media interanual de los futuros del TTF pasan de 35,2 a 32,6 €/MWh.

La media interanual de los futuros del NBP (UK) pasan de 89,3 a 82,5 peniques/termia.

La media interanual de los futuros del NYMEX pasan de 4,042 a 3,569 US$/MMBtu.

Los targets del Dated Brent pasan de 65,7-65,2-65,7 US$/barril a finales de 2025-2026-2027, a niveles de 65,5-64,6-65,1, respectivamente. Curva forward mantiene perfil backwardation semiplana por la política de transición energética (menor uso de combustibles fósiles).

Los targets del euro frente al dólar americano pasan de 1,1733-1,1948-1,2127 US$/€ a finales de 2025-2026-2027 a 1,1795-1,1980-1,2108, respectivamente. Perfil contango con niveles moderados, pero podría frenar eventuales subidas de futuros del Brent, si bien la economía europea muestra síntomas de cierta debilidad macroeconómica por el incremento de la deuda pública y subida del coste de la vida (IPC). De hecho, Francia ha comenzado a implantar una reducción del gasto público, esperemos que no suponga aumentar más los impuestos.

Los targets del TTF pasan de 36,5-34,4-30,0 €/MWh a finales 2025-2026-2027, a niveles de 33,8-32,9-29,8, respectivamente. Curva forward mantiene perfil backwardation. Pero debería 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 para 2025-2026-2027 pasan de 37,8-33,9-29,5 a 36,7-31,5-28,7 €/MWh, 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 2024 ha cerrado a 34,9 €/MWh caída adicional de -4,3 €/MWh (-11%) respecto a 2023.

A corto plazo, el precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, anticipa un benchmark de 32,0 €/MWh en SEP y unos precios medios mensuales planos y estables en torno a 32-34 €/MWh desde OCT hasta DIC. Si vemos precios futuros trimestrales, caen Q3 a 32,9 €/MWh (-4,2%) y Q4 a 32,7 €/MWh (-8,1%) respecto a valores de hace dos meses.

El gobierno de EEUU plantea un reto de bajar el petróleo progresivamente a niveles entre 40 y 30 US$/bbl, lo cual podría corregir los precios del gas internacionales. De momento, en Europa estamos convergiendo al valor mínimo de dicha senda, pero no es un nivel competitivo para las industrias, en particular, y consumidores en general.

Podemos ver cierre de empresas/industrias en Europa si no se establecen ayudas o compensaciones contundentes, pues tenemos un precio anual en 2025 (36,7) que casi cuadruplica la media de hace cuatro años (2020: a 10,2 €/MWh). La industria NO puede resistir un coste de materia prima tan elevado durante tanto tiempo. Lo venimos advirtiendo. Ya hay industrias que se están yendo gradualmente a países como por ejemplo Eslovaquia y Polonia, y explorando Marruecos, Croacia, Serbia y Montenegro, entre otros.

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. Los norteamericanos por el gas de fractura hidráulica, teniendo las reservas de Alaska y el corredor mesoamericano aún sin explotar, y ahora los acuerdos para invertir en la reactivación de la industria petrolera y gasista en Venezuela y muy probablemente Irán.

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. Mientras, Europa sigue sin decidir la extracción del gas autóctono. Excesivo optimismo respecto a disponibilidad del gas almacenado (importado) en 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. 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.

En 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 en 2025 viendo el valor previsto en torno a 36,7 €/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 (un precio variable sobre el consumo en torno a 48,3-53,7 €/MWh, incluyendo las variaciones de los cargos y peajes a partir de OCT 2024, sin incluir los costes fijos ni las tasas (CNMC, GTS, FNEE, IEH). Se están viendo 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, ayudando a cumplir 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, más aun siendo más consciente el gobierno de que la cogeneración es la energía SÍNCRONA más eficiente y está donde más se necesita, al lado de la demanda industrial, ayudando al Operador del Sistema en la gestión de redes, aportando estatismo (inercia) para el mantenimiento de la frecuencia y la estabilidad de las tensiones.

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 2025: ha tenido 10 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 12 Sep), marcando MAX 32,4, medio 31,6 y MIN 30,7. Última cotización (12/Sep/25) en MIBGAS y OMIP ha sido 31,8 y 32,0, respectivamente. La media acumulada del futuro OMIP 34,5 con Máx/Mín de 42,3/30,2.
SEP 2025: ha tenido 21 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 34,5, medio 32,2 y MIN 30,7. Última cotización (29/Ago/25) en MIBGAS y OMIP ha sido 30,7 y 30,9, respectivamente. La media acumulada del futuro OMIP 35,7 con Máx/Mín de 44,3/30,5. Benchmark del Spot mensual de MIBGAS 32,0.
AGO 2025: ha tenido 23 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 35,5, medio 33,7 y MIN 31,9. Última cotización (31/Jul/25) en MIBGAS y OMIP ha sido 35,1 en ambos casos. La media acumulada del futuro OMIP 38,1 con Máx/Mín de 55,2/31,5. Spot mensual de MIBGAS ha cerrado a 32,5.
JUL 2025: ha tenido 21 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 41,1, medio 36,3 y MIN 33,2. Última cotización (30/Jun/25) en MIBGAS y OMIP ha sido 33,2 y 33,1, respectivamente. La media acumulada del futuro OMIP 40,5 con Máx/Mín de 55,4/31,2. Spot mensual de MIBGAS ha cerrado a 36,6.
JUN 2025: ha tenido 21 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 36,3, medio 34,4 y MIN 31,5. Última cotización (30/May/25) en MIBGAS y OMIP ha sido 34,1 y 33,6, respectivamente. La media acumulada del futuro OMIP 41,6 con Máx/Mín de 55,6/30,8. Spot mensual de MIBGAS ha cerrado a 36,6.
MAY 2025: ha tenido 20 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 40,6, medio 33,8 y MIN 30,2. Última cotización (30/Abr/25) en MIBGAS y OMIP ha sido 30,4 y 30,8, respectivamente. La media acumulada del futuro OMIP 43,1 con Máx/Mín de 55,9/30,3. Spot mensual de MIBGAS ha cerrado a 34,1.
ABR 2025: ha tenido 21 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 44,6, medio 40,9 y MIN 38,8. Última cotización (31/Mar/25) en MIBGAS y OMIP ha sido 39,7 y 39,2, respectivamente. La media acumulada del futuro OMIP 45,3 con Máx/Mín de 56,4/37,3. Spot mensual de MIBGAS ha cerrado a 33,7.
MAR 2025: ha tenido 20 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 56,5, medio 49,1 y MIN 41,7. Última cotización (28/Feb/25) en MIBGAS y OMIP ha sido 44,3 y 43,6, respectivamente. La media acumulada del futuro OMIP 47,2 con Máx/Mín de 56,5/39,9. Spot mensual de MIBGAS ha cerrado a 41,3.
FEB 2025: ha tenido 22 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 51,9, medio 47,9 y MIN 43,8. Última cotización (31/Ene/25) en MIBGAS y OMIP ha sido 51,9 y 51,3. La media acumulada del futuro en OMIP 46,0 con Máx/Mín de 51,3/39,2. Spot mensual de MIBGAS ha cerrado a 50,2
ENE 2025: ha tenido 20 días de actividad en MIBGAS, marcando MAX 48,4, medio 45,1 y MIN 40,2. Última cotización (31/Dic/24) en MIBGAS y OMIP ha sido 48,4 y 48,8, respectivamente. La media acumulada del futuro OMIP 43,4 con Máx/Mín de 48,8/38,5. Spot mensual de MIBGAS ha cerrado a 48,4.

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 ha cotizado 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 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). El contado ha cerrado a 34,9, casi la mitad de la media del futuro y +4,5 €/MWh por encima del valor mínimo del futuro.
Futuro 2025 ha cotizado desde 2 Ene 2023 hasta 30 DIC 2024, con valores acumulados entre 26,4 y 53,7 y media 40,0. Última cotización a 45,9 (30 DIC 2024). La media estimada para 2025 ha bajado a 36,7, lo cual supone una caída de -1,1 €/MWh (-2,9%) respecto a valores de hace dos meses (37,8).
Futuro 2026 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2024, con valores acumulados entre 25,5 y 43,9 y media 32,7. Última cotización a 31,5 (12 Sep 2025).
Futuro 2027 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2025, con valores acumulados entre 27,1 y 33,2 y media 29,3. Última cotización a 28,7 (12 Sep 2025).

Tarifa de último recurso (TUR)

El Gobierno ha actualizado la TUR para Q3 2025 a 41,22575 €/MWh, lo cual supone una caída de -2,5 €/MWh (-5,8%) respecto a Q2 2025 (43,75929 €/MWh), favoreciendo principalmente al sector doméstico y pequeños suministros de gas (oficinas), si bien sigue afectando la subida del IVA que ha pasado del 5% al 10% desde 1 ENE 2024 y al 21% desde 1 ABR 2024. Estamos pendientes de una bajada esperada de la TUR para Q4 si acaso llega a superar -2%.

El 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, en su artículo 25 modificó el artículo 93 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, añadiendo las letras b) y c), ampliando el ámbito de aplicación de la tarifa de último recurso a las comunidades de propietarios de viviendas de uso residencial y agrupaciones de ellas, a los edificios de titularidad pública destinados a viviendas de uso residencial, a los edificios de patronatos o de organizaciones sin ánimo de lucro destinados al mismo uso y a las empresas de servicios energéticos que presten servicio a todas las categorías anteriores. Por tanto, se pueden acoger a la TUR supuestamente de forma exclusiva los siguientes consumidores:

Consumidores individuales con presión de suministro igual o inferior a 4 bar y consumo anual inferior a 50.000 kWh.
Comunidades de propietarios de viviendas de uso residencial y agrupaciones de ellas, constituidas conforme los artículos 5 y 24 de la Ley 49/1960, de 21 de julio, sobre propiedad horizontal, así como a las empresas de servicios energéticos que les presten servicio.
Los edificios de titularidad pública destinados a viviendas de uso residencial y edificios de patronatos o de organizaciones sin ánimo de lucro destinados al mismo uso.
Las empresas de servicios energéticos que presten servicio a las anteriores.

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. Con las nuevas TUR’s, es probable que la Comercializadora de Referencia de la zona franquiciada pueda socorrer a una industria que no tenga contrato a mercado libre. Sin animar a ello, a modo de referencia se detallan las nuevas TUR’s en vigor desde 1 ABR 2025 y la reducción del Término Variable respecto a la tarifa del primer trimestre 2025. Cualquier industria en situación vulnerable podría desear la TUR que le pudiese corresponder (TUR8, TUR9, TUR10 equivalentes a RL8, RL9 y RL10) según Consumo Anual Contratado (CAC).

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.

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

Las coberturas de gas están a precios 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 han bajado por el efecto de treguas en las guerras en Oriente Medio, y entre Rusia y Ucrania, pero podrían reactivarse nuevamente. 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.

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.

MIBGAS ha anunciado la intención de crear un mercado organizado para la negociación de CAE’s (Certificados de Ahorro Energético) para contribuir así al desarrollo y fomento de la eficiencia energética. Este mercado se desarrollará en la plataforma electrónica de negociación de MIBGAS y contribuirá a potenciar la negociación de CAE’s entre los actores de este mercado, facilitando el intercambio de los CAE’s y creando señales de precio públicas. El desarrollo de un mercado secundario de CAE’s es clave para incentivar las actuaciones de ahorro energético y la generación de estos certificados, que al tener un precio de cotización transparente aumentarán su atractivo y posibilidad de rentabilizar las inversiones realizadas.

Precio del hidrógeno en España

MIBGAS ha lanzado el primer índice ibérico del precio del hidrógeno renovable el 16 DIC 2024, con un precio de 5,85 €/kg (148,36 €/MWh). La publicación de esta nueva señal de precios se actualiza semanalmente. El MIBGAS IBHYX refleja el coste de producción del hidrógeno renovable, es decir, el precio mínimo al que está dispuesto a vender un productor para obtener la rentabilidad esperada o, dicho de otro modo, la señal de precio de la oferta (Ask) de hidrógeno renovable producido en la península ibérica en una planta de electrólisis tipo. Esta señal representa el coste nivelado de producción del hidrógeno renovable de acuerdo con los criterios establecidos en los actos delegados de la UE para la obtención de hidrógeno RFNBO (Renewable Fuel of Non Biological Origin). La metodología empleada se ha basado en los costes de producción para, en un primer paso, llegar a definir y a aunar criterios para la obtención del precio de producción en Iberia de este vector energético, que es lo que representa el índice MIBGAS IBHYX. El siguiente paso será conocer el precio de la demanda (Bid), el que está dispuesto a pagar un demandante (off-taker) de hidrógeno renovable. El gap o diferencial entre estos dos precios determinará el grado de liquidez del mercado.

Tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) gasista

Respecto a la regulación de las ATR para la nueva temporada de Gas (desde 1 OCT 2025), ya disponemos publicaciones en BOE de la Resolución de 27 de mayo de 2025, 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 2026. Y la Resolución de 27 de mayo de 2025, de la CNMC, por la que se establece la retribución para el año de gas 2026 de las empresas que realizan actividades reguladas de plantas de gas natural licuado, de transporte y de distribución de gas natural.

Los nuevos peajes suben brutalmente los términos fijos y bajan en menores ratios los términos variables, lo cual implicará un aumento generalizado de los peajes actuales de aprox. +6% (RL11) hasta +57% (RL7), en posición PVB, a partir de 1 Oct 2025.

A finales de Julio, el MITERD ha propuesto los nuevos cargos del sistema gasista y la retribución y los cánones de los almacenamientos subterráneos básicos, que suponen una bajada de aprox. -5% y una subida del +6%, respectivamente, a partir del 1/OCT/2025. Esperemos indulgencia del gobierno en publicación final de estas tarifas definitivas, especialmente el almacenamiento, pues “no está el horno para bollos”. Que conste que la propuesta sube desmesuradamente los cánones de inyección y de extracción aprox. un +46% y +42%, respecto a los valores actuales.

Precios CO2

El precio spot del mercado de derechos de emisiones de CO2 en Europa vuelve a subir en AGO a 71,1 €/tCO2, un incremento de +0,8 €/tCO2 (+1,2%) respecto a JUL (70,3 €/CO2). En lo que llevamos de SEP alcanzamos un nivel medio acumulado de 75,2 €/tCO2, debido a cierta tensión alcista en los precios internacionales del gas, crudo y carbón.

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.

En 2021, la media ANUAL acumulada del CO2 repuntó abusivamente a 53,6 €/tCO2, después de la pandemia Covid-19, aprovechando bajadas históricas de las temperaturas (Filomena), lo cual ha supuesto una subida más del doble que los máximos históricos previos. La media ANUAL en 2022 subió a 80,9 €/tCO2. Dicho nivel ha sido 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.

El 2024, el spot ha sufrido un fuerte correctivo a 65,3 €/tCO2, una caída de -18,2 €/tCO2 (-21,8%) respecto a 2023.

En lo que llevamos de 2025, tenemos una media spot acumulada que sube a 71,2 €/tCO2, una variación insignificante de +6,0 €/tCO2 (+9,1%) respecto a todo el año 2024, quedando aún 3 meses y medio para atragantarnos las uvas.

Los futuros tienen libertad de repuntar porque permite posiciones especulativas para arbitrar entre el medio y largo plazo. Una degeneración del valor económico inducido del derecho a emitir CO2. Tendría que caer por debajo del nivel de 5 €/tCO2 para que estemos hablando de un commodity sensato y no un precio exorbitante y descontrolado, que está haciendo menos competitivo el coste final de la energía a nivel pan-europeo. Se ha vuelto un commodity de lujo en muy poco tiempo, afectando a todos (los consumidores) independientemente del país europeo donde se encuentre el sujeto pasivo, pero unos con menor capacidad económica que otros.

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 79,4.
Futuro Dic 2022 dejó de cotizar el 19 DIC/2022 a 84,1.
Futuro Dic 2023 dejó de cotizar el 18 DIC/2023 a 69,1.
Futuro Dic 2024 dejó de cotizar el 16 DIC/2024 a 63,3.

La curva de precios forward del CO2 a medio y largo plazo (2025-2033) mantiene un perfil de contango a partir de la última cotización de DIC 2024, con unos niveles entre 75,8 y 85,3 €/tCO2 a largo plazo (2025-2029) y entre 88,4 y 97,6 €/tCO2 a muy largo plazo (2030-2033). Los niveles de los futuros han subido, repuntando el perfil de precios a LP y MLP respecto a valores de hace dos meses, debido supuestamente a tensiones alcistas en los precios del gas, crudo y carbón.

El precio del CO2 repunta un 19,7% en 2025, y después crece a un ratio medio anual de 3,2% entre 2026 y 2031, pero entre 2032 y 2033 el ratio de crecimiento se duplica a +6,8%. Esto último es alarmante por la mayor demanda de derechos a cubrir.

Los especuladores se siguen “frotando las manos”, ya que persisten las reglas del juego y la demanda de derechos va en aumento. 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 (sin posiciones propias por cubrir), que no tienen industrias por cerrar, lo único que cierran son posiciones puramente financieras para monetizar y rentabilizar sus capitales.

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. 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.

Parece que después de cada Cumbre del Clima (típicamente entre NOV y DIC), tenemos una tregua con el precio del CO2, inclusive con un perfil correctivo de precios en todos los plazos (corto, medio y largo) hasta MAR/ABR del año siguiente. Sin embargo, ya hemos observado periodos temporales en los que el CO2 baja para volver a repuntar. Al ritmo actual 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.

El cambio de política de los EEUU puede que altere o retrase los objetivos de la Agenda 2030.

En todo caso, 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. Por ejemplo, la industria del sector del automóvil está llevándose a Marruecos (ya produce más de 1 millón de coches/año), obviamente sin pagar el coste de CO2, aparte de mano de obra más barata por condiciones laborales precarias, entre otros motivos.

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.

China ha anunciado sus primeros planes (conservadores) 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.

Actividad ACOGEN

El 21 de julio las asociaciones mantuvieron una reunión con el MITERD para continuar con los detalles del marco de subastas.

Ya en el mes de septiembre, el jueves 4, la patronal internacional COGEN World Coalition organizó el webinar “Greenhouse Gas Protocol and its impact on CHP”, al que asistió ACOGEN.

El martes 9, ACOGEN y COGEN España fueron recibidas por el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, y su equipo.

Al día siguiente se celebró la sesión 57 del Comité de Agentes del Mercado de MIBGAS, con participación de ACOGEN, y el viernes 12 de septiembre, ACOGEN asistió al evento “Electrificación de la economía española”, organizado por el MITERD, con la presencia de la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y Reto Demográfico, Sara Aagesen.

ACOGEN asistía el martes 16 a la sesión 199 del Comité de Agentes del Mercado de OMIE. El miércoles 17 de septiembre ACOGEN celebra su Comité de Eficiencia y Promoción en el hotel Novotel Madrid City Las Ventas, con más de 150 profesionales inscritos. Por la tarde se reúne la junta directiva mensual de la asociación. Además, ACOGEN acudirá al evento de celebración del 25 aniversario de ALPIQ en España.

Como próximas citas en la agenda, el lunes 22 de septiembre el presidente de ACOGEN, José Ignacio Castillo, participará en la jornada de ENERCLUB “Balance energético 2024 y perspectivas para 2025”, en la que participarán el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard y el vicepresidente de la CNMC, Ángel García. El martes 23, el director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, intervendrá en una mesa redonda del evento “Gas & Power Summit 2025” organizado por GALP.

Ya en octubre, se celebrará el XXI Congreso Anual de Cogeneración: “La cogeneración para un futuro industrial, eficiente, competitivo y descarbonizado”, que reunirá al sector el lunes en una cena de gala, para desarrollar al día siguiente, 14 de octubre, un intenso programa del mayor interés en el Hotel Palace de Madrid.

ACOGEN en los medios

Precisamente, uno de los mayores desajustes nacionales afecta a la cogeneración, tecnología estratégica para la industria, avalada por la Unión Europea y responsable del 15% de la electricidad mundial. Es la opción más eficiente y competitiva para sectores calorintensivos -alimentación, química, cerámica, papel, automóvil, refino, entre otros- que generan el 20% del PIB industrial español y sostienen 200.000 empleos. “Sin cogeneración, buena parte de esta industria no puede mantenerse competitiva en España”, afirma Rodríguez, que recuerda que desde 2019, la producción eléctrica en cogeneración ha caído un 50%, reduciendo su peso en el mix eléctrico del 12% al 6%, con una consecuencias preocupantes: 14 TWh/año de energía desperdiciada, equivalente al 4% del consumo nacional de gas; tres millones de toneladas adicionales de CO2 emitidas cada año y 1.500 millones de euros anuales de pérdidas en facturación energética industrial.

Desde 2020 han parado 1.300 MW en 250 instalaciones y, si no se cumplen los compromisos anunciados, otros 1.000 MW en 80 plantas se detendrán entre 2025 y 2027, truncando nuevos ciclos de inversión y renovación tecnológica y poniendo en riesgo a más industrias que siguen esperando poder mantener su producción competitiva con cogeneración.

ACOGEN apremia al ministerio a convocar ya las subastas de 1.200 MW de cogeneración, por ser esta tecnología imprescindible para la industria a día de hoy, y así lo demuestra en interés de las empresas: 82 plantas industriales, con una potencia conjunta de 1.224 MW, han manifestado su intención de participar en las subastas. Estas inversiones movilizarían más de 1.300 millones de euros en activos de nueva generación, con sistemas flexibles, digitales y multienergías preparados para el uso de gases renovables e hidrógeno.

“Las industrias están preparadas, pero también preocupadas”, señala Rodríguez, y es que no entienden que un sector 100% regulado como el de la cogeneración industrial tenga que soportar limitaciones que penalizan su gestión y discriminan a la industria española frente a sus competidores europeos, exigiendo condiciones y eficiencias inalcanzables para la mitad de las plantas.

“Las subastas pueden ser la palanca que reactive la cogeneración y refuerce la industria o convertirse en una trampa de exclusión que reduzca aún más el sector si se diseñan de espaldas a la realidad productiva”. “Pedimos al Gobierno que no imponga condiciones imposibles y que escuche a la industria”, señala.

Las empresas lo tienen claro, la cogeneración es una necesidad estratégica para mantener la producción industrial en España, garantizar empleo de calidad y avanzar hacia una descarbonización realista. El MITERD debe actuar ya, “porque sin industria no habrá transición energética que valga”, sentencia Rodríguez.

“La cogeneración cerámica logra crecer antes de otro verano incierto”, es el título del amplio reportaje que publica El Mundo Castellón. El diario señala la demora en la publicación de la convocatoria de las subastas de cogeneración que debe lanzar el Ministerio para la Transición Ecológica como causa de est incertidumbre, que está dificultando la rentabilidad y planificaciones de las empresas cogeneradoras.

Pese a ello, la cogeneración cerámica avanza en la provincia de Castellón respecto a 2024, en sintonía con la producción de azulejos. Según datos de ACOGEN, las plantas cogeneradoras de Castellón produjeron en el primer semestre de 2025 un total de 370.026 MWh de energía eléctrica, un 4,7% más que en el mismo periodo de 2024. Un hecho que demuestra que la cogeneración sigue siendo indispensable para la industria, pese a las incertezas que vierte la demora del Ministerio en la publicación del nuevo sistema de subastas.

El diario recuerda las alegaciones que realizaron tanto Ascer como ACOGEN, así como Generalitat Valenciana -entre otras administraciones- a la propuesta de criterios de acceso a la nueva subasta, al entrañar el riesgo de dejar fuera a industrias como la cerámica. En concreto, se refiere a los requisitos de cumplimentar con un 30% del autoconsumo eléctrico, inviable para el azulejo. La industria confía en que, finalmente, el Ministerio haya decidido priorizar otros criterios como la eficiencia de las plantas por encima de requisitos como el mencionado de autoconsumo eléctrico.

En este sentido, el reportaje recuerda que, tal como reflejan los resultados de la encuesta llevada a cabo por ACOGEN y Cogen España en junio, en la que se evidencia el interés firme de las industrias en concurrir a las subastas – 82 instalaciones con 1.224 MW se plantean concurrir, movilizando más de 1.300 millones de euros en inversiones-, advierten que la participación peligra si se incorporan nuevas exigencias de autoconsumo y eficiencia que muchas empresas consideran discriminatorias. Imponer nuevas limitaciones de autoconsumo podría excluir al 57% de las empresas, que suman el 36% de la potencia prevista, afectando en mayor medida a las pymes, señala El Mundo Castellón.

Días después, durante la presentación de resultados de Pamesa Grupo Empresarial, su presidente, Fernando Roig, al respecto de la cogeneración afirmó «Llevamos 4 años sin tomar decisiones» por los retrasos del Gobierno, tal como informaba El Mundo Castellón, en alusión a las subastas pendientes de publicar. A pesar de contar con 100 MW de potencia instalada, desde 2022 un 30% de las plantas de cogeneración de Pamesa han finalizado su vida útil sin que se haya habilitado un marco regulatorio que permita su renovación, lo que ha supuesto una pérdida significativa de competitividad. Roig lamentó que el borrador de subastas publicado en 2021 no tuvo ningún desarrollo posterior y el nuevo borrador previsto para 2025 contempla condiciones que, de mantenerse, “dejarían en clara desventaja a la industria cerámica”, especialmente por la exigencia de un 30% de autoconsumo obligatorio, difícilmente aplicable a este tipo de producción, indica el presidente de Pamesa Grupo Empresarial.

Además, la cogeneración ha sido noticia por la celebración de su Congreso Anual, que tendrá lugar el 14 de octubre en Madrid. Tal como informan medios como Energética, Metales y Máquinas, Climaeficiencia, Industria Química, IndustriAmbiente, Prefieres, Obras Urbanas, Interempresas, etc., el proceso de inscripción continúa abierto con posibilidad de acogerse a la cuota económica. Se esperan más de 150 asistentes al evento de cogeneración más importante del país.

Socio Protagonista

Shell en España: más de un siglo ofreciendo soluciones integradas para la industria

Desde hace más de una década, Shell trabaja para consolidarse como el socio energético preferente de las empresas cogeneradoras, ofreciendo tanto el suministro físico de gas como la representación en el mercado eléctrico (Route-To-Market). Su escala global y coordinación regional le permiten desarrollar soluciones energéticas innovadoras y competitivas, adaptadas a las necesidades de sus clientes industriales. Esto es posible gracias a la colaboración entre equipos locales y europeos, combinando eficiencia, sostenibilidad y competitividad.

Shell es también uno de los líderes mundiales en el negocio del Gas Natural Licuado, con presencia en toda la cadena de valor, desde la exploración y extracción del gas hasta el suministro a sus clientes, pasando por la licuefacción, el transporte marítimo y la regasificación.

A través del acceso directo al mercado, garantiza la compra de la energía generada por los cogeneradores a largo plazo, maximizando el valor de cada MWh generado y gestionando en tiempo real la producción y las garantías de origen. Además, ofrece la posibilidad de integrar estos dos servicios, lo que permite optimizar la cobertura del spark spread.

Es uno de los mayores traders de energía del mundo: su dimensión, experiencia y conocimiento del mercado le permiten desarrollar soluciones a medida que proporcionen el máximo valor a sus clientes, incluyendo la cobertura de los índices que conforman la fórmula de la Retribución a la Operación de los cogeneradores.

Además de ofrecer soluciones energéticas para clientes industriales, Shell España lidera el mercado de lubricantes. Su planta en Tarragona es una de las más avanzadas de Europa y cubre el 90 % del consumo nacional de lubricantes Shell, además de exportar su producción a otros países.

La evolución de los motores de gas estacionarios en plantas de cogeneración ha incrementado las exigencias técnicas, especialmente en lo que respecta a lubricación. Para responder a estas necesidades, Shell Lubricants ofrece la gama Shell Mysella, diseñada específicamente para motores estacionarios que operan en entornos exigentes.

La última formulación de Shell Mysella prolonga la vida útil del aceite, protege los componentes frente a la formación de depósitos, y reduce el tiempo de inactividad, contribuyendo a una mayor fiabilidad operativa y a la reducción del coste total de propiedad. Además, alarga los intervalos de cambio y disminuye la fricción, lo que deriva en una reducción de su consumo y, por lo tanto, emiten menos gases de efecto invernadero a la atmósfera.

Una transición energética equilibrada requiere soluciones integradas, flexibles y sostenibles. Por ello, Shell trabaja para acompañar a sus clientes industriales en su camino hacia una energía con menos emisiones, eficiente y competitiva, ofreciendo productos y servicios que combinan innovación tecnológica, experiencia global y compromiso local.

[1] La Cogeneración en España – ACOGEN

[1] Evolución demanda | Informes del sistema

El 14 de octubre Madrid se convierte en epicentro de la cogeneración

El plazo de inscripción está abierto. Hasta el 30 de septiembre aún es posible acogerse a una cuota más económica del congreso.

¡No te quedes sin tu plaza!

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