Boletín Electrónico de la Asociación Española de Cogeneración
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FEBRERO

2017
Mercados y precios energéticos

 
  Compras electricidad

El precio de contado del mercado de energía eléctrica en el Mibel ha seguido la tendencia de finales del año pasado, empezando el nuevo año por las nubes con la excusa de precios de balance de gas el doble de lo máximo en ciertos días en el Mibgas cuando se sabe que el coste de importación del gas es más estructural y competitivo, estando indexado a fórmulas sobre derivados del petróleo y tipo de cambio euro/dólar americano, y estos no se han disparado... Leer +

   
  Compra Gas Natural
Los Futuros interanuales del crudo DATED Brent suben levemente (0,2%), y los del Tipo de Cambio US$/€ ganan (+1,1%), efecto subida neta media de (+0,3%) en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de hace un mes. En mismo sentido, los Futuros interanuales del gas NYMEX ganan (+0,2%)... Leer +
   
 

 

Esperando una política energética a medio y largo plazo

 

España progresará de una u otra forma en función de la política energética que ahora se defina para el medio y largo plazo y el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital juega desde ya mismo un papel protagonista en este guión de futuro por sus enormes implicaciones energéticas y tecnológicas. La industria, que consume un tercio de la electricidad y dos tercios del gas nacional, espera expectante y preocupada cuál será la dirección de esa política energética del Gobierno de la que depende en gran manera su competitividad y su capacidad de reindustrialización. Hoy por hoy se desconocen las prioridades y los horizontes... Leer +

Javier Rodríguez
Director General ACOGEN


   
Actividad ACOGEN

 
 

ACOGEN ha continuado con su actividad de carácter institucional y asociativo orientada a la atención e implementación de los aspectos pendientes para los cogeneradores, tanto con reuniones con los partidos políticos e instituciones, como atendiendo la ingente... Leer +

 
 
 
ACOGEN en los medios

 
 

La Asociación Española de Cogeneración, referente sectorial de la cogeneración, mantiene una relación continuada con los medios de comunicación, con el objetivo de informar sobre los diferentes temas de la actualidad del sector y sobre sus posicionamientos y requerimientos ante... Leer +

 
 
Panorama Sectorial

 

Señor ministro, active ya el plan Renove de la Cogeneración

La industria española pide soluciones para equiparar sus costes energéticos los de sus competidores europeos

El precio del gas se dispara en Europa por la ola de frío

La electricidad roza el nivel de 2013, cuando el Gobierno intervino los precios

Bruselas va en serio: España "infringe sin ambigüedad" las directivas energéticas

Las Jornadas Técnicas de GENERA 2017 analizarán las perspectivas del sector de las energías renovables y la eficiencia energética

El sistema gasista recurre a los almacenes subterráneos ante el repunte de demanda por la ola de frío

Nadal obliga a las gasistas a que actúen para bajar la luz

El ‘hub’ tendrá dos “creadores de mercado”

La producción industrial regresa en noviembre a niveles de 2010

España sigue sin atajar los elevados costes eléctricos de la industria vasca

El coste eléctrico industrial es el mismo que en el año 2012

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Socios Protagonistas

 

Caterpillar Energy Solutions S.A. es la subsidiaria española de Caterpillar Energy Solutions GmbH. Compañía fundada en 1871, en la actualidad está especialmente dedicada a la producción de motores a gas altamente eficientes y respetuosos con el medio ambiente. Nuestros motores MWM se utilizan en todos los campos de la industria en las más diversas aplicaciones, desde plantas de cogeneración, instalaciones de continuidad, módulos integrados en contenedor, hasta instalaciones de emergencia.

Caterpillar Energy Solutions GmbH es hoy en día una compañía multinacional consolidada con presencia mundial en los cinco continentes.

Nuestra gama de motogeneradores ofrece tanto motogeneradores para gas, biogás como para gases especiales. El rango de potencias comprende desde 400 hasta 4.500 kWe.

¿Cuál es el recorrido de MWM en la cogeneración?
A lo largo de nuestra historia como fabricantes hemos desarrollado una innovadora y eficiente gama de grupos motogeneradores y servicios de alta calidad, que es ya conocida por nuestros clientes... Leer +

 
 
 
 
 
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Esperando una política energética a medio y largo plazo

 

España progresará de una u otra forma en función de la política energética que ahora se defina para el medio y largo plazo y el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital juega desde ya mismo un papel protagonista en este guión de futuro por sus enormes implicaciones energéticas y tecnológicas. La industria, que consume un tercio de la electricidad y dos tercios del gas nacional, espera expectante y preocupada cuál será la dirección de esa política energética del Gobierno de la que depende en gran manera su competitividad y su capacidad de reindustrialización. Hoy por hoy se desconocen las prioridades y los horizontes que el MINETAD tiene pensado adoptar.

Los acontecimientos en los mercados y precios de la electricidad -y sus derivadas gasistas- han marcado la actualidad de los últimos dos meses, confirmado una vez más que España no tiene una política energética a medio y largo plazo. Necesitamos una estrategia energética de amplio consenso basada en un ejercicio de prospectiva y planificación que identifique los temas claves y las prioridades y  las traslade a una agenda de reformas, una agenda regulatoria en consonancia con el contexto de la Unión de la Energía en Europa.

La avalancha de información y opinión en el panorama mediático, en la que afortunadamente no ha faltado el humor, ha desbordado al ciudadano medio que debe estar pensando: “He averiguado tantas cosas sobre la Electricidad que he llegado al punto en que no puedo entender ni explicar nada”, frase de Pieter van Musschenbroek -médico y físico del siglo XVIII-,  que descubrió los condensadores cuando uno de sus asistentes recibió una fuerte descarga eléctrica haciendo el experimento con una botella cargada y llena de agua.

La preocupación de la opinión pública sobre los aspectos económicos, sociales y éticos de la energía no es pasajera, irá creciendo en la medida en la que no se trasmita confianza y solo se perciba una apresurada y poco sólida gestión de las crisis puntuales sin apreciarse una verdadera estrategia que incluya el medio y largo plazo de lo que se ha venido en llamar la transición energética.

La percepción de cada cual sobre la situación de nuestros mercados, sistemas, suministros y empresas energéticas -en definitiva, la política energética-, es libre pero la vuelta a la actualidad social de posiciones nacionalizadoras retrógradas, antisistema e involucionistas, denota la urgente necesidad de dotarnos de reformas de mayor alcance, con transparencia, diálogo, ejemplaridad y sobre todo con resultados, porque las reformas están para aportar resultados tanto en lo social como en lo industrial.

Se cumplen 20 años del inicio de la liberalización del sector energético en España y los cogeneradores y numerosas actividades industriales somos conscientes de la urgencia de dar un impulso a las reformas y acuerdos pendientes en el ámbito eléctrico y gasista, para conseguir más competitividad en la industria, más opciones para los consumidores y mayores cotas de liberalización y desarrollo de los mercados en la Unión por la Energía en Europa y en los compromisos de acción por el clima.

España necesita política energética con mayúsculas más allá de los ciclos de una legislatura, con etapas al 2020 y 2030 y ahora tenemos la coyuntura política idónea para hacerlo. Más allá de los debates de contexto – autoconsumo, impuestos energéticos, generación distribuida, bono social...-,  el Gobierno debe emprender y liderar una iniciativa de largo alcance, sistémica, integral e integradora, adelantándose a las obligaciones que desde la gobernanza de la UE están en camino.

Los cogeneradores industriales –producimos el 10% de la electricidad del país, utilizando el 25% del consumo de gas natural, para fabricar el 20% del PIB industrial- estamos esperando que el Gobierno active un diálogo sobre el plan de renovación de instalaciones – 1.500 millones de euros de inversión en cuatro años-, que impulse la competitividad energética y la reindustrialización de nuestro tejido industrial con claro efecto en la creación de empleo, logrando así más eficiencia energética, ahorros de energía y emisiones, seguridad de suministro y sostenibilidad económica para los sistemas eléctrico y gasista.

La industria mira siempre a medio y largo plazo y necesita confianza y diálogo para que los decisores apuesten por invertir –que no es ni más ni menos que más competitividad y empleo para España-, y eso requiere tener una perspectiva energética, más especialmente cuando como es el caso hablamos de industrias intensivas en energía.

En una política energética de futuro para la industria española, la cogeneración mantiene su vigencia, con renovada tecnología y más eficiencia, flexibilidad y alcance para incrementar su contribución a la economía y a la eficiencia de los sistemas energéticos e industriales. Los cogeneradores estamos convencidos de que para todas las circunstancias -llueva, haga viento, temporal de frio, ola de calor, sol, volatilidad, precios de escasez, se disparen o se hundan los mercados… nacionales, europeas o globales-, cogenerar con la mayor eficiencia sigue siendo una gran opción.

Javier Rodríguez
Director General ACOGEN

 
Mercados y precios energéticos

 
 
Compras de Electrícidad
 

El precio de contado del mercado de energía eléctrica en el Mibel ha seguido la tendencia de finales del año pasado, empezando el nuevo año por las nubes con la excusa de precios de balance de gas el doble de lo máximo en ciertos días en el Mibgas cuando se sabe que el coste de importación del gas es más estructural y competitivo, estando indexado a fórmulas sobre derivados del petróleo y tipo de cambio euro/dólar americano, y estos no se han disparado.
Precio contado (OMIE) repuntó adicionalmente +11,0 €/MWh (+18,2%) en enero, cerrando a 71,49 €/MWh. Dicha subida es 3,63 €/MWh (+5,1%) mayor que la media esperada hace un mes. No obstante, los ruidos de inexpertos y algunas opiniones infundadas de periodistas y políticos desconocedores de la realidad más la primera intervención inaudita de la Fiscalía General del Estado debido a la ausencia de una supervisión estricta con penalizaciones ridículas por parte de la autoridad competente han frenado el precio a inicios de este mes de febrero, provocando correcciones a la baja a corto y medio plazo en los futuros.
Aún así, la previsión del Precio Carga Base para 2017 se dispara a 49,29 €/MWh, lo cual implica una subida escandalosa de 9,62 €/MWh (+24,3%) por encima del año 2016 (39,67). El Calendar 2017 dejó de cotizar en OMIP a 46,0 a finales de diciembre de 2016, siendo máximo 51,05, media 45,74 y mínimo 39,70. Por tanto, el 2017 está en agresivo contango, muy cerca del valor máximo de los futuros, debido a los tremendos repuntes desde el pasado verano hasta finales de enero. Como anécdota, merece la pena destacar que el precio horario máximo en enero llegó a alcanzar 101,99 €/MWh y se produjo cuando se pagan las jubilaciones y pensiones (día 25). Curiosamente, el precio horario mínimo fue de 40,80 €/MWh el día 28. Dicho precio mínimo es superior al precio medio de todo el año 2016 (39,67).
Los futuros se han comportado francamente mejor que el contado (spot) respecto a valores de hace un mes, experimentando leves  bajadas.

  • Q1 2017: cayó de 58,93 a 58,35 €/MWh. Caída -0,58 €/MWh (-1,0%).
  • Q2 2017: se mantiene en 43,90 a €/MWh. (Repite).
  • Q3 2017: cayó de 49,35 a 48,70 €/MWh. Caída -0,65 €/MWh (-1,3%).
  • Q4 2017: cayó de 47,35 a 46,35 €/MWh. Caída -1,00 €/MWh (-2,1%).

Así, el precio para todo el 2017 se corrige -0,56 €/MWh (-1,1%) pasando de 49,85 a 49,29.
El Calendar 2018 pierde -1,55 €/MWh (-3,5%) pasando de 44,85 a 43,30.
Los tres años siguientes, 2019-2021, caen uniformemente -1,5 €/MWh (-3,5%) pasando de 43,75 a 42,25 el 2019,  de 43,37 a 41,87 tanto 2020 como 2021. 2021 sigue cotizando a mismo nivel que el 2020 desde el 2 de enero.
Concluyendo, el benchmarking a partir de las previsiones de mercado a medio plazo arroja precios inaceptables respecto a ofertas de comercializadoras más competitivas a precio fijo. Si persisten contratos a precios indexados, deberían realizarse coberturas para tramos de potencia (branches) o bien para parte o todo el consumo previsto en algunos meses o trimestres interesantes. La estrategia más astuta observada para aquellos consumidores directos (agentes de mercado mayorista) o bien que optan por contratos indexados a precios del pool, ha sido la de un CAP (precio techo), evitando las subidas especulativas del pool, aprovechando las bajadas del pool por debajo del CAP (depende de la prima de riesgo).
Las liquidaciones tanto de Gestión de Demanda Interrumpible (GDI) como la Garantía de Potencia (GP o Cargo por Capacidad) son susceptibles de actualización mensual o al final del año o del contrato por el carácter provisional de la GDI y de las pérdidas óhmicas en redes de distribución y transporte. El precio de referencia de la GDI se mantiene en torno a (2,0-2,2 €/MWh) en barras de central.
Las tarifas de ATR de electricidad para 2017 siguen igual que en 2016, dado que se prevé una demanda en 2017 superior en 0,7% a la de 2016, así como las tarifas de garantía de potencia y los FEE’s de remuneración de operadores mercado (OMIE) y sistema eléctrico (REE). Los peajes de autoconsumo son los únicos que se han ajustado a la baja, tanto el término de potencia como el de energía.
Y por si las subidas exageradas del mercado mayorista no fuesen suficientes, el día 27 de enero han entrado en vigor oficialmente las nuevas tasas regionales aplicables a la electricidad, inicialmente en 4 Comunidades Autónomas (CCAA): Cataluña, Valencia, Castilla-La Mancha y La Rioja. Estas malas intenciones (ansiedad para aumentar la recaudación de las arcas regionales sin un beneficio claro para los consumidores, en general) se han planteado como suplementos territoriales de forma aditiva en formato binómico de las tarifas de ATR. En principio, se han definido como tarifas de ATR adicionales moderadas y sólo para el año 2013, para dos subperiodos: 7 meses (Ene-Jul) y 5 meses (Ago-Dic). Si bien el impacto de estas tarifas es inicialmente bajo, se teme que con el tiempo vayan incrementándose y extendiéndose a otras CCAA. Es cuanto menos un trato discriminatorio, penalizar a los consumidores de energía eléctrica en cuatro CCAA rompiendo la unicidad y homogeneidad que existía en todo el territorio peninsular español. Muy difícil de explicar a una industria que tenga plantas conectadas al mismo nivel de tensión en diferentes CCAA, y tengan que pagar más tarifas de ATR en Cataluña, Valencia, Castilla-La Mancha y La Rioja. Aunque la factura por la cuantía total por este importe no va a ser una cuestión impagable, el Gobierno y esas CCAA han pasado el marrón a las comercializadoras que hayan tenido contrato de suministro de energía eléctrica con los consumidores en 2013, o bien a las distribuidoras en el caso de que el ATR esté contratado directamente con el cliente, para recaudar la nueva tarifa de ATR. Será muy difícil que un consumidor pague a una comercializadora que pudo haber tenido hace cuatro años y haya cambiado a otra comercializadora en la actualidad. Más difícil cobrar a un suministro que haya cambiado de titular o se haya dado de baja. El hecho de que la Ley del Sector Eléctrico haya dejado abierta esa posibilidad, hasta ahora no se había desarrollado nada al respecto. No está el horno para bollos. Además, “no vende” políticamente hablando.
El impacto económico de estos suplementos de ATR territoriales, supone un aumento del precio medio total diferente en cada Comunidad Autónoma, aproximadamente, de menos a más:

  • Cataluña: 0,1 €/MWh, 0,1% sobre precio medio total del suministro de energía eléctrica en la actualidad.
  • Valencia: 0,2 €/MWh, +0,2% sobre precio medio total.
  • La Rioja: 0,6 €/MWh, +0,6%
  • Castilla-La Mancha: 0,7 €/MWh, 0,7%.

Adjuntamos las tablas de los ATR adicionales. Para el primer subperiodo: Ene-Jul 2017, las nuevas tarifas suponen un incremento al ATR que se pagó en esos mismos meses:

  • Cataluña: +0,006% en potencia y 0,01% en energía, excepto en periodos p4-p6 para tarifa 6.2A y p3-p6 para tarifas 6.3A y 6.4A, que no tienen subida.
  • Valencia: +0,26% tanto potencia como energía.
  • La Rioja: +1,7% tanto potencia como energía.
  • Castilla La Mancha: +2% tanto potencia como energía.

Para el segundo subperiodo: Ago-Dic 2017, las nuevas tarifas suponen un incremento al ATR que se pagó en esos mismos meses (cuyas tarifas subieron realmente desde 3 de agosto de 2013, en su momento, y no desde 1 de agosto, pero vamos se nota que no se ha prestado suficiente atención al respecto):

  • Cataluña: +0,006% en potencia y 0,01% en energía, excepto en periodos p4-p6 para tarifa 6.1A,  p3-p6 para tarifas 6.2A y 6.3A, y todos los periodos de la tarifa 6.4A, que no tienen subida.
  • Valencia: +0,26% tanto potencia como energía.
  • La Rioja: +1,7% tanto potencia como energía.
  • Castilla La Mancha: +2% tanto potencia como energía.


 

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 -€nérgita$-, ajeno a ACOGEN, 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.

 

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Compras de Gas
 

Los Futuros interanuales del crudo DATED Brent suben levemente (0,2%), y los del Tipo de Cambio US$/€ ganan (+1,1%), efecto subida neta media de (+0,3%) en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de hace un mes. En mismo sentido, los Futuros interanuales del gas NYMEX ganan (+0,2%). La toma de posesión del nuevo gobierno en EEUU, ha moderado los precios del gas y del crudo, con una tendencia de cierta estabilidad a medio y largo plazo después de alcanzar niveles máximos meses atrás.

Así, la media de los futuros interanuales del DATED Brent suben de 55,15 a 55,25 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio suben de 1,0635 a 1,0755 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX pasan de 3,24 a a 3,25 US$/MMBtu (muy estables).

No obstante, los futuros del crudo y derivados mantienen perfil de contango, y precios del gas también a medio plazo, en ambos relajándose las tensiones alcistas. A largo plazo (2018) se observa cierta recuperación del euro frente al dólar. No se recomiendan coberturas en gas hasta que se estabilicen los precios.

De forma descarada, los precios del Mercado Ibérico de Gas (España/Portugal) MIBGAS siguieron repuntando de forma estrepitosa y alarmante, causando decepción antes y después de su primer aniversario. Después de haber tocado fondo en mayo 2016, con un precio de 13,2 €/MWh, el precio de Octubre 2016 cerró a 19,0 €/MWh, en Noviembre subió 13,5% hasta alcanzar 21,6 €/MWh, y en Diciembre había subido 11,2% más, hasta llegar a 24,0 €/MWh.

Y si esas subidas nos parecían descomunales, en enero 2017 la media ha tocado un techo de 34,8 €/MWh, es decir, ha experimentado una subida impredecible de un 45% respecto al pasado mes de Diciembre. Se ha observado un mínimo diario (day-ahead) de 22,86 y un máximo que ha llegado hasta 43 €/MWh, más del doble de lo normal.
El producto day-ahead acumula una media en febrero de 26,5 €/MWh, lo cual supone una caída de 24% (-8,3  €/MWh) respecto a enero.

Este estadio de funcionamiento ha supuesto una pérdida de liquidez en el contrato del month-ahead (Futuro para el mes siguiente):

  • Diciembre 2016: ha tenido sólo 2 días de actividad en noviembre, con un precio futuro medio de 21,0 €/MWh, máximo 21,9 y mínimo de 20,2
  • Enero 2017: ha tenido 6 días de actividad en diciembre, con un precio futuro medio de 23,7 €/MWh, máximo 25 y mínimo de 22.
  • Febrero 2017: ha tenido sólo 3 días de actividad en enero, con un precio futuro medio de 29,11 €/MWh, máximo 29,18 y mínimo de 29,0.

La media acumulada del MIBGAS en 2016 alcanzó 17,2 €/MWh, con fuertes subidas hasta fin de año.

La media acumulada del MIBGAS en 2017 alcanza 33,1 €/MWh, con fuertes subidas hasta finales de enero. Ya en febrero los precios se están relajando revirtiendo a niveles máximos del año pasado.

Como ya hemos anticipado, los futuros de mercados internacionales del gas y del crudo están empezando a caer. Y el Tipo de Cambio €/US$ revalorizándose. Todo ello tiene que empezar a notarse en el MIBGAS en cuanto a señales de precios.

Según la orden de peajes y cánones gasistas para 2017 se mantienen las tarifas de acceso de terceros a la red de gas, excepto la tarifa del gas para uso como materia prima, que sube un 8% (ambos términos: fijo y variable).

La falta de un market-maker en el Mibgas y ciertas imperfecciones de la regulación del mercado gasista, especialmente relativa a los precios de los balances de gas, así como cierta escasez de gas en el mercado libre, ha permitido que algunos (más bien uno) de los agentes del mercado gasista haya ejercido unas prácticas abusivas y los demás no han protestado, sino más bien lucrado de esa situación anómala que hemos sufrido hasta finales de Enero.

Afortunadamente ya se han tomado ciertas medidas regulatorias y de procesos de inhabilitación de alguna(s) empresa(s) comercializadoras contra los elevadísimos precios del hub de gas ibérico, desconocidos en casi todos los medios de prensa. Asimismo, ya se está notando la aparición del primer market-maker en el Mibgas, que esperemos sea el principio del inicio del comienzo… de un mercado más eficiente, que induzca mayor interés en compra y venta de los diferentes productos. Ojalá pronto se puedan cotizar trimestres o balances de trimestres o de año, y que el hub de gas secundario evolucione a un mercado organizado con futuros a medio plazo (anual) y largo plazo (hiperanual) para que podamos disponer de un precio de referencia eficiente para nuevos contratos de suministro de gas.

Cabe decir que los precios del Mibgas en enero 2017 se estaban utilizando como excusa por algunos agentes del mercado eléctrico (Mibel) para marcar precios de ofertas de venta de energía que han batido récords históricos de los últimos años. El hecho de que haya tenido que entrar en acción la Fiscalía General del Estado para investigar qué es lo que está pasando en el mercado eléctrico, seguramente tendrá en cuenta lo que estaba ocurriendo también en el mercado gasista, y debemos esperar los resultados de esas actuaciones. Es muy probable que se produzcan eventuales sanciones ejemplares contra aquellos que distorsionan o han intentado distorsionar el mercado gasista y el mercado eléctrico en Iberia.

Todos necesitamos mercados energéticos eficientes con señales correctas basadas en drivers de oferta-demanda que nos permitan analizar sus tendencias y gestionar los riesgos de variación de precios a corto, medio y largo plazo. Esperemos que el mes de enero quede como una mera anécdota.

Se espera una mayor supervisión y control de los mercados energéticos con penalizaciones severas que eviten prácticas abusivas. Asimismo, es necesario que se garantice la disponibilidad del gas en el Mibgas de todas las plantas de ciclo combinado (CCGT’s) que estén cobrando la garantía de potencia en el mercado eléctrico. No puede ser que algunos barcos metaneros se desvíen a otros destinos internacionales provocando escasez de gas en mercado libre en España, con la excusa de evitar pérdidas por cláusulas take-or-pay de gas al no utilizarse todo el parque de CCGT’s cuando se supone una menor demanda que la que realmente sabemos que vamos a tener (en invierno siempre hace frío). Si no viene gas suficiente por barco, entonces para qué estamos pagando el enorme gasoducto internacional MEDGAZ, infrautilizado.

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 -€nérgita$-, ajeno a ACOGEN, 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.

 

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Actividad Acogen

 
 

ACOGEN ha continuado con su actividad de carácter institucional y asociativo orientada a la atención e implementación de los aspectos pendientes para los cogeneradores, tanto con reuniones con los partidos políticos e instituciones, como atendiendo la ingente actividad regulatoria y el seguimiento de los mercados.

El viernes 20 de enero, la Asociación se reunía con la portavoz por Ciudadanos en la Comisión de Energía, Turismo y Agenda Digital del Congreso de los Diputados, Melisa Rodríguez.

El  director de Regulación se trasladaba a Bruselas el 23 y 24 de enero para asistir a la jornada anual de ACER-CEER, “The new energy market design”. El miércoles 25, ACOGEN participaba en la séptima reunión del Grupo de Trabajo de Integración de la Cogeneración en la Operación del Sistema, con REE. Al día siguiente, el director general, Javier Rodríguez, tomaba parte en la reunión del Comité de Agentes de Mercado de MibGas.

Y concluyendo el mes, el día 30 la Asociación Española de Cogeneración estaba presente en la reunión del Grupo de Trabajo de REE con consumidores para la implementación de los códigos de red.

Febrero comenzaba con la reunión del grupo equivalente de REE con generadores, el jueves día 2. Días después, el director de Regulación, Rodrigo Álvarez, participaba en las reuniones de los Grupos de Trabajo de Política Energética y de Mercado Eléctrico de Cogen Europe, en Bruselas. Mientras tanto, ese mismo día el director general asistía en Barcelona al “V Simposio Empresarial Internacional: los Retos del Sector Energético” organizado por FUNSEAM, la Fundación para la Sostenibilidad Energética y Ambiental, inaugurado por el Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, D. Álvaro Nadal.

El día 8, ACOGEN asistía a la jornada sobre Mercado Organizado Gasista, organizada por el Club de la Energía en cooperación con Sedigas. El viernes 10 de febrero, ACOGEN asiste a la jornada “Compromisos adquiridos en cambio climático y energías renovables”, organizada  por el diario Expansión y que contará con la participación de D. Miguel Arias Cañete, comisario de Energía y Acción Climática. Este mismo día Javier Rodríguez, director general de ACOGEN, acude a la reunión informativa del Comité de Agentes del Mercado de MIBEL sobre la propuesta del modelo de funcionamiento del mercado intradiario del MIBEL, una vez entre en operación el mercado intradiario continuo.
A la semana siguiente, el lunes 13 la directora técnica de ACOGEN, Virginia Guinda, participará en la primera sesión -de las tres previstas- del Ciclo de Debates sobre la Transición Energética en Cataluña, que se iniciará con la transición energética en el contexto de España. En sus siguientes sesiones, previstas para el 13 de marzo y el 8 de mayo, se tratará la transición energética en el contexto europeo y de Cataluña, respectivamente.

También el 13 de febrero, el director general asistirá al desayuno organizado por Olleros Abogados, que contará con la intervención de la directora de la Oficina Española de Cambio Climático, Valvanera Ulargui,.

La reunión mensual de la Junta Directiva de ACOGEN se celebrará el miércoles 15 y, al día siguiente, tendrá lugar la reunión del Comité de Regulación, donde repasaremos las principales iniciativas en tramitación a nivel europeo y nacional.

Otros eventos previstos en la agenda de la Asociación para las próximas semanas son la jornada “El paquete de invierno de la Unión Europea. Análisis económico e implicaciones para España”, organizada por la Asociación Española para la Economía Energética (AEEE) y el Club Español de la Energía, con la asistencia de Miguel Arias-Cañete, Comisario Europeo de Acción por el Clima y Energía, el 17 febrero 2017. El día 22 el presidente de ACOGEN, Antonio Pérez Palacio, asistirá a la reunión del Comité Rector del Club Español de la Energía, ENERCLUB.

Y concluimos informando de la celebración de la jornada de cogeneraciónPerspectivas para el sector de la cogeneración en 2017: Renovación y nuevos cupos”, coorganizada por ACOGEN y Cogen España, que tendrá lugar en el marco de GENERA 2017, la Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente, el 28 de febrero de 10:00 a 18:15 horas (sala N-109/110 Recinto Ferial IFEMA). La inauguración estará presidida por Francisco Javier Abajo Dávila, director general de Industria, Energía y Minas de la Comunidad de Madrid, junto con Antonio Pérez Palacio y Julio Artiñano, presidentes de ACOGEN y Cogen España.

Se celebrarán cinco sesiones técnicas bajo los siguientes temas: paquete de medidas sobre energía limpia, plan de renovación tecnológica del sector, implementación de códigos de red eléctricos, aspectos ambientales y actualización del mercado.

 
 
ACOGEN en los medios

 
 

La Asociación Española de Cogeneración, referente sectorial de la cogeneración, mantiene una relación continuada con los medios de comunicación, con el objetivo de informar sobre los diferentes temas de la actualidad del sector y sobre sus posicionamientos y requerimientos ante el marco normativo.

El Grupo TPI editaba a principios de año su Anuario, una publicación que ofrece una perspectiva global de la actividad empresarial española, diseccionando los sectores de la energía, infraestructuras, medioambiente, etc. ACOGEN estaba presente con la tribuna e su presidente, Antonio Pérez Palacio, “Hoja de Ruta de la Cogeneración 2017-2020: Renovación y eficiencia para la industria”. Los cogeneradores, a través de la Encuesta ACOGEN´16, hemos expuesto nuestra situación tras la reforma energética, objetivos y expectativas normativas, que conducen a proponer la Hoja de Ruta 2017-2020: para invertir, renovar tecnológicamente, adquirir mayor competitividad e impulsar la eficiencia energética de nuestro tejido industrial español. La inversión es imprescindible para seguir operando las cogeneraciones y participar con éxito en los mercados energéticos, por eso reclamamos un Plan Renove, afirma el presidente.

El 13 de enero, El Periódico de la Energía señala que el precio del gas en los hubs europeos se ha incrementado en los últimos meses del pasado año por un aumento de la demanda y en las últimas semanas por la ola de frío. El digital recoge datos del pasado boletín ee+ de ACOGEN, que señala que “los precios del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS siguieron repuntando de forma estrepitosa y alarmante, causando decepción antes y después de su primer aniversario. Después de haber tocado fondo en mayo 2016, con un precio de 13,2 €/MWh, el precio de octubre 2016 cerró a 19,0 €/MWh, en noviembre subió 13,5% hasta alcanzar 21,6 €/MWh, y en Diciembre ha subido 11,2% más, hasta llegar a 24,0 €/MWh”.

Por su parte, días después Energy News publica Señor ministro, active ya el plan Renove de la Cogeneración, una información sobre el sector de la cogeneración que recoge las peticiones de ACOGEN, en palabras de su director general. Rodríguez  recuerda que como consecuencia de los cinco años de moratoria reguladora se han desactivado más de 300 plantas de cogeneración que ya no eran rentables y las casi 700 restantes están a la espera de la puesta en marcha un plan Renove de la cogeneración que incentive la modificación técnica de sus equipos para mejorar su eficiencia energética. De la decisión de Alvaro Nadal depende una inversión de más de 1.400 millones de euros.

La revista Energía elEconomista recogía en su número de enero la opinión de los líderes de las 50 entidades más representativas del sector energético sobre la transición energética en España. Para el director general de ACOGEN, “la transición energética debe hacerse impulsando mayores reformas estructurales que eleven la competitividad energética del país y de las industrias. Estas reformas potenciarían a las empresas para competir con éxito y liderazgo en los mercados energéticos asociados a la Unión de la Energía en Europa, y aprovechar las oportunidades globales que brinda el objetivo de una economía baja en carbono con acción por el clima y eficiencia energética. Más industria, eficiencia y acción por el clima; y más interconexión a través del desarrollo de los mercados, la regulación eficaz y la tecnología”.

La industria española pide soluciones para equiparar sus costes energéticos los de sus competidores europeos, titular de la información de la Agencia EFE que recoge la opinión de varias patronales del sector. Tal como indica la información, los altos precios marcados en las últimas semanas en el mercado eléctrico mayorista recuerdan nuevamente la importancia del componente energético para las empresas y su competitividad frente a otros países. Por ello, ACOGEN recuerda que "La cogeneración es una vía para mejorar la competitividad industrial además de un elemento de flexibilidad para las empresas que pasan a ser no solo consumidoras sino productoras". Su director general, Javier Rodríguez, insiste en la necesidad de poner en marcha un "plan renove". Actualmente, alrededor del 20 % del PIB industrial de España se fabrica con cogeneración en empresas de sectores como el papelero, el químico, el refino, el automóvil o el textil.

Esta información era recogida por Expansión.com, El Confidencial y elEconomista.es, entre otros.

Y concluimos recordando la celebración de la jornada de cogeneración en GENERA 2017, la Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente, que este año lleva por título “Perspectivas para el sector de la cogeneración en 2017: Renovación y nuevos cupos”.

 
Socios Protagonistas

 
 

Caterpillar Energy Solutions S.A. es la subsidiaria española de Caterpillar Energy Solutions GmbH. Compañía fundada en 1871, en la actualidad está especialmente dedicada a la producción de motores a gas altamente eficientes y respetuosos con el medio ambiente. Nuestros motores MWM se utilizan en todos los campos de la industria en las más diversas aplicaciones, desde plantas de cogeneración, instalaciones de continuidad, módulos integrados en contenedor, hasta instalaciones de emergencia.

Caterpillar Energy Solutions GmbH es hoy en día una compañía multinacional consolidada con presencia mundial en los cinco continentes.

Nuestra gama de motogeneradores ofrece tanto motogeneradores para gas, biogás como para gases especiales. El rango de potencias comprende desde 400 hasta 4.500 kWe.

¿Cuál es el recorrido de MWM en la cogeneración?

A lo largo de nuestra historia como fabricantes hemos desarrollado una innovadora y eficiente gama de grupos motogeneradores y servicios de alta calidad, que es ya conocida por nuestros clientes, en el ámbito de la generación de energía. MWM además de ser exclusivamente un fabricante de motores y motogeneradores ofrece también soluciones integrales de sistemas energéticos. Para nuestros clientes esto se traduce en que; MWM le ofrece soluciones, según sus necesidades concretas, para así contribuir a un aumento de su valor añadido, así como también para hacer el mejor uso posible de aspectos ecológicos y tecnológicos.

MWM tiene una potencia instalada en España y Portugal de 1.260 MWe, con 611 motores, de los cuales hay más de 100 con contrato de mantenimiento.

¿Qué servicio de mantenimiento puede proporcionar MWM?

Nos encargamos del control de horas de todos los motores bajo contrato de mantenimiento de forma que se cumpla el plan de mantenimiento específico para cada tipo de motor, realizando la previsión de materiales para la ejecución de cada escalón de mantenimiento. Los respectivos servicios técnicos coordinan la solicitud y envío de materiales a plantas (gas, biogás y diésel).

Adicionalmente, desde los dos servicios técnicos disponibles (Madrid y Galicia) nos desplazamos con personal especializado a las instalaciones del cliente para solucionar in situ las averías que se producen en los motores de cogeneración. Disponemos de dos almacenes capaces de enviar repuestos a planta en plazos cortos, manteniendo la operativa de las instalaciones en valores de disponibilidad muy elevados.

Asimismo, contamos con un taller con todos los medios necesarios para realizar desde el trabajo más sencillo, a la sustitución completa de todos los motores de nuestra gama.

Además, MWM dispone de personal propio para la operación de plantas de cogeneración. En la actualidad, realizamos la operación de 5 instalaciones con más de 50 MW en gas natural.

Para más información pueden consultar: http://www.mwm.net

 
Panorama Sectorial

 
 

Señor ministro, active ya el plan Renove de la Cogeneración
Energy News publica una información sobre el sector de la cogeneración, donde el director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, recuerda que como consecuencia de los cinco años de moratoria reguladora se han desactivado más de 300 plantas de cogeneración que ya no eran rentables y las casi 700 restantes están a la espera de la puesta en marcha un plan Renove de la cogeneración que incentive la modificación técnica de sus equipos para mejorar su eficiencia energética. De la decisión de Alvaro Nadal depende una inversión de más de 1.400 millones de euros.
Ver la información completa en Energy News, 17/01/2017

La industria española pide soluciones para equiparar sus costes energéticos los de sus competidores europeos
Los altos precios marcados en las últimas semanas en el mercado eléctrico mayorista recuerdan nuevamente la importancia del componente energético para las empresas y su competitividad frente a otros países.
ACOGEN recuerda que "La cogeneración es una vía para mejorar la competitividad industrial además de un elemento de flexibilidad para las empresas que pasan a ser no solo consumidoras sino productoras". Su director general, Javier Rodríguez, insiste en la necesidad de poner en marcha un "plan renove". Actualmente, alrededor del 20 % del PIB industrial de España se fabrica con cogeneración en empresas de sectores como el papelero, el químico, el refino, el automóvil o el textil.
Por su parte, Aspapel, la Asociación Española de Fabricantes de Pasta, Papel y Cartón, indica que "El problema no es tanto la volatilidad o los altos precios de unas semanas concretas sino que en España sistemáticamente los precios eléctricos para la industria son más altos que en otros países competidores cercanos"; mientras que para GasINDUSTRIAL recuerda que "Hay que fomentar más el MibGas, que tenga más liquidez y sea más transparente, pero también deben acelerarse las interconexiones y adecuarse los costes regulados". "Seguir perdiendo competitividad frente a otros países en los costes energéticos sólo aumenta los riesgos de deslocalizaciones", concluye.
Expansión.com, 05/02/017

El precio del gas se dispara en Europa por la ola de frío
El precio del gas en los hubs europeos se ha incrementado en los últimos meses del pasado año por un aumento de la demanda y en las últimas semanas más debido a la ola de frío. Según datos de Sedigas, en España también ha aumentado el precio del gas, el frío en Europa ha provocado un aumento de la demanda y por tanto una subida de precios, y aunque nuestro país se abastece por gasoducto en torno al 55%, el precio del GNL se ha disparado y cotiza a 30 euros/MWh. Estos precios se han trasladado a la producción de electricidad de los ciclos combinados, que han aumentado su participación en el mix eléctrico. Han entrado en mayor proporción las centrales térmicas de carbón y los ciclos de gas, que son los que están marcando el precio final en el mercado marginalista del “pool”.
En el último boletín de ACOGEN, se señala que “los precios del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS siguieron repuntando de forma estrepitosa y alarmante, causando decepción antes y después de su primer aniversario. Después de haber tocado fondo en mayo 2016, con un precio de 13,2 €/MWh, el precio de octubre 2016 cerró a 19,0 €/MWh, en noviembre subió 13,5% hasta alcanzar 21,6 €/MWh, y en Diciembre ha subido 11,2% más, hasta llegar a 24,0 €/MWh”.
El Periódico de la Energía, 13/01/2017

La electricidad roza el nivel de 2013, cuando el Gobierno intervino los precios
El precio del mercado mayorista de la electricidad (pool) en picos máximos por la ola de frío. La subasta celebrada el 17 de enero por el operador del mercado ibérico, OMIE, marcó para el día siguiente un precio de 85,79 euros MWh, un repunte que supone un aumento del 8% respecto a las cotizaciones medias y se acerca al máximo de 91,89 euros MWh del 18 de diciembre de 2013, cuando el Gobierno intervino los precios y suspendió el mecanismo de subasta Cesur por el llamado precio de venta al pequeño consumidor.
La falta de viento y agua y los problemas en el suministro de gas desde Argelia han obligado a las comercializadoras a traer barcos de GNL desde Estados Unidos, así como otros problemas con este combustible en el sur de Francia. El precio del gas se ha duplicado en un año y con él la producción de electricidad en las centrales de ciclo combinado.
Según los expertos otro de los factores es el efecto de los altos precios que se registran en Europa. Francia teme no poder cubrir la demanda y está importando electricidad trasladando las altas cotizaciones a España. Con todo, muchos generadores reconocen no entender del todo lo que está pasando
Cinco Días.com, 18/01/2017

Bruselas va en serio: España "infringe sin ambigüedad" las directivas energéticas
Según la Comisión Europea, España “infringe sin ambigüedad” la política energética establecida en las directivas comunitarias sobre el mercado interior del gas y de la electricidad. El denominado tercer paquete energético es de 2009, pero los anteriores gobiernos no incorporaron al derecho español los principios básicos adoptados por Bruselas.
La Comisión Europea tiene abierto desde el 29 de septiembre un dictamen derivado de un procedimiento de infracción contra España por la regulación singular con que se manejan los precios de la luz.
La Comisión Europea exige que los precios de los peajes eléctricos sean transferidos a la CNMC, algo a lo que el Gobierno se resiste. El ministro entiende que el organismo regulador dispone de funciones suficientes para determinar la metodología de las tarifas, pero eso no implica que su departamento tenga que ceder el control efectivo sobre la fijación de los peajes eléctricos. La Unión Europea opina lo contrario y considera que la legislación española vulnera las competencias exclusivas concedidas por el derecho de la Unión a las autoridades regulatorias nacionales, que en nuestro país es la CNMC. Además, recuerda que los reguladores deben tener independencia total de cualquier interés público o privado, “incluida la implicación gubernamental”.
Tal como recoge el diario El Confidencial, el dictamen de Bruselas afirma que “no existen disposiciones en las directivas que confíen a los gobiernos el cometido de establecer las cadenas de conexión y acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad y de gas ni a las instalaciones de gas natural licuado GNL”.
El Confidencial.com, 02/02/2017

Las Jornadas Técnicas de GENERA 2017 analizarán las perspectivas del sector de las energías renovables y la eficiencia energética
Un total de 18 sesiones conformarán este el programa de Jornadas Técnicas de Genera 2017, Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente. Del 28 de febrero al 3 de marzo todos los interesados en temas de sostenibilidad medioambiental y ahorro energético se citarán en la capital.
Como todos los años, ACOGEN, en colaboración con Cogen España, organiza la jornada de cogeneración “Perspectivas para el sector de la cogeneración en 2017: Renovación y nuevos cupos”. La inauguración de la jornada estará presidida por Francisco Javier Abajo Dávila, director general de Industria, Energía y Minas de la Comunidad de Madrid, junto con Antonio Pérez Palacio y Julio Artiñano, presidentes de ACOGEN y Cogen España. A continuación se celebrarán cinco sesiones técnicas bajo los siguientes temas: paquete de medidas sobre energía limpia, plan de renovación tecnológica del sector, implementación de códigos de red eléctricos, aspectos ambientales y actualización del mercado.
EsEficiencia, 16/01/2017

El sistema gasista recurre a los almacenes subterráneos ante el repunte de demanda por la ola de frío
Según informa Europapress, el sistema gasista está recurriendo al gas guardado en los almacenamientos subterráneos como medida de flexibilidad para hacer frente al repunte de demanda provocado por la ola de frío que azota España. Esta medida se adopta en un momento en el que el operador del sistema gasista, Enagás, prevé datos récord de consumo de gas en enero.
España dispone de tres almacenamientos subterráneos que guardan unos 5 bcm (5.000 millones de metros cúbicos) de gas, siendo la demanda nacional de unos los 35 bcm. Estos almacenamientos están concebidos precisamente para ejercer de colchón frente a situaciones como la actual.
Las plantas de regasificación se están convirtiendo en infraestructuras críticas para el sistema, en un momento en el que los suministros procedentes de Argelia están sufriendo problemas técnicos que afectan a varios países de Europa, incluido España.
Expansion.com, 18/01/2017

Nadal obliga a las gasistas a que actúen para bajar la luz
El ministro de Energía considera que el mercado secundario del gas, Mibgas, es el causante principal –no único- de los fuertes repuntes de los precios de la electricidad en el pool eléctrico. El ministro anunció medidas de intervención para dotar de más liquidez al hub de gas, como consecuencia de las pesquisas de la CNMC y las opiniones de los operadores de los sistemas de gas (Enagás) y eléctrico (REE).
Nadal indicó, en una rueda de prensa de urgencia, que va a obligar a los operadores dominantes del mercado del gas “a presentar ofertas” por un volumen y un precio que determinará mediante una metodología que debe elaborar la CNMC. En esta lista solo figuran Gas Natural y Endesa. Para aplicar esta medida, el ministerio “activará” el real decreto/984 de 20015 sobre el mercado organizado de gas en España, una norma que permite al Gobierno tomar medidas para dotar de mayor liquidez e incrementar la capacidad al Mibgas, lo que bajaría el precio de la producción de electricidad con gas.
Actualmente en MibGas solo se negocia un 5% del gas del mercado, pero el precio que marca sirve de referencia para todo el gas. Estas medidas que dotarán de mayor liquidez y harán más competitivo este mercado, era una reivindicación de la gran industria. Por ello, la asociación GasINDUSTRIAL, se felicitó por la medida y recordó que en otros países europeos ya se ha obligado a los operadores dominantes a negociar en sus hubs, como es el caso de Engie (antigua GDF) en Francia.
Cinco Días.com, 19/01/2017

El ‘hub’ tendrá dos “creadores de mercado”
El titular de Energía ha anunciado la creación de la figura del creador de mercado (market makers) para conseguir más ofertas y que aumente la competencia de Mibgas. Se trata de dos creadores de mercado, uno voluntario, cuya puesta en funcionamiento estaba prevista para principios de enero, y otro obligatorio, activado recientemente.
Los market makers actúan como agentes que, a cambio de una remuneración, tienen disponible un volumen de energía para vender (a un precio algo inferior al de mercado) y  comprar (algo por encima del mercado). Según indicó el ministro, este papel lo desempeñará un operador comercial seleccionado mediante concurso.
El mercado eléctrico español se ha visto afectado estas semanas por los altos precios de Asia, los problemas de suministro de Argelia y la situación ajustada de Francia, que ha tenido que tirar de la producción con fuel para cubrir un 5% de su demanda, está importando toda la capacidad de interconexión con la península, lo que ha hecho que afecte a España sus altos precios eléctricos.
El Gobierno ha recibido fuertes presiones de la oposición para poner freno a la reciente subida de los precios eléctricos. Fuentes del sector consideran que las medidas del Gobierno no servirán a corto plazo, ya que el fuerte repunte de los precios eléctricos solo se frena “declarando el estado de emergencia o limitando las exportaciones con Francia”, señalan estas fuentes.
Cinco Días.com, 19/01/2017

La producción industrial regresa en noviembre a niveles de 2010
Según datos del INE, la producción industrial creció un 2% anual entre enero y noviembre y ha provocado que el índice se haya situado en niveles de 2010. Se trata del segundo mayor crecimiento en 12 años.
Otro dato que avala el aumento de la producción industrial es la importación de crudo: la industria estaría incrementando sus compras para hacer frente a una mayor actividad. Las compras de petróleo hasta noviembre se sitúan en 58,8 millones de toneladas, un 0,7% menos que en el mismo período de 2015. Las importaciones de crudo en noviembre crecieron un 18,3% anual.
Cinco Días.com, 12/02/2017

España sigue sin atajar los elevados costes eléctricos de la industria vasca
El ministro de Energía y la consejera de Desarrollo Económico e Infraestructuras del País Vasco coinciden en que es necesario fomentar la competitividad de las plantas industriales, pero sin embargo, según expresa la comunidad autónoma, el Gobierno central no toma medidas concretas. La consejera de Desarrollo Económico e Infraestructuras, Arantxa Tapia, reclamó al ministro de Energía medidas para acabar con “la discriminación” que sufren las empresas vascas respecto a las europeas y las españolas por los elevados costes energéticos, en especial sectores de alto consumo como la siderurgia. Fue entonces cuando el Gobierno central y el PNV alcanzaron un acuerdo para cubrir el sobrecoste que paga la industria vasca respecto a la española. No obstante, esto no ha solventado el problema.
Tapia recordó a Nadal que la industria intensiva es la que más sufre por los elevados peajes, lastrando su competitividad respecto a las fábricas de Francia o Alemania. Por ello, solicitó medidas concretas al Ejecutivo español. “El ministro comparte la preocupación pero vamos a ver si hay un desarrollo”, señaló la consejera, que apuntó que hay “posturas diferentes” entre el Gobierno español y el vasco sobre las medidas a tomar.
Noticias de Gipuzkoa, 12/01/2017

El coste eléctrico industrial es el mismo que en el año 2012
El Grupo ASE elabora un índice de precios denominado ASE PTEI (de Precios de Tarifas Eléctricas Industriales) basado en 600 puntos de suministro conectados a redes eléctricas de alta tensión en todo el país, con una factura conjunta de 320 millones de euros anuales. Es el  único índice que responde a datos reales de contratación de energía, ya que el resto de índices, como los de Eurostat o el INE, se elaboran a partir de cuestionarios, no de datos reales.
A la luz del índice, se aprecia una gran volatilidad de los precios, lo que dificulta enormemente la gestión de la energía en las actividades fabriles. Así, los precios finales de la electricidad para la industria han experimentado una fuerte volatilidad en los últimos cuatro años, y sólo se han podido contener por la reducción que ha experimentado la potencia contratada.
En opinión del Grupo ASE, sería mucho más coherente aplicar un sistema de precios basados en la utilización de la potencia contratada, de modo que cuánto más potencia se utilice, menos se pagaría unitariamente por la energía consumida. Un sistema que beneficiaría a la industria, que emplea entre un 35% y un 64% de la potencia contratada en punta.
elEconomista.es, 16/01/2017

 
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