Boletín Electrónico de la Asociación Española de Cogeneración
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MARZO

2017
Mercados y precios energéticos

 
  Compras electricidad

El precio del mercado de energía eléctrica en Mibel ha revertido tendencia. Precio contado (OMIE) ha perdido 19,8 €/MWh (-27,6%) en febrero, cerrando a 51,74 €/MWh. Dicha bajada es 3,4 €/MWh (-6.6%) menor que la media esperada hace un mes. La nueva previsión del Precio Carga Base para 2017 es de 48,07 €/MWh, lo cual implica una subida de 8,4 €/MWh (+21,2%)... Leer +

   
  Compra Gas Natural
Los Futuros interanuales del crudo DATED Brent pierden (-6,9%), y los del Tipo de Cambio US$/€ se deprecian (-0,2%), efecto caída neta media de (+1,9%) 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 pierden (-2,2%). Nuevos yacimientos y menor demanda están influyendo en una contención de 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.... Leer +
   
 

 

Camino a la integración de los mercados energéticos europeos

 

Como habitual viajero del puente aéreo Madrid-Bruselas, quisiera comenzar este editorial recordando que en pocos días se celebrará el 60 aniversario de la firma del Tratado de Roma, germen de lo que hoy conocemos como Unión Europea.

Aquel 25 de marzo, un fallo reprográfico hizo que los signatarios firmaran un documento que solamente tenía impresas las páginas de inicio y final. El resto estaba en blanco. La anécdota era premonitoria –casi una metáfora- de lo que ha sido y es la construcción europea: un camino lento en el que paso a paso vamos rellenando entre todos esas páginas centrales... Leer +

Rodrigo Álvarez
Director Regulación ACOGEN


   
Actividad ACOGEN

 
 

La Asociación Española de Cogeneración 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... 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 el marco normativo... Leer +

 
 
Panorama Sectorial

 

ACOGEN afirma que el sector acometerá las inversiones "que hagan que el Gobierno confíe en la cogeneración"

«La cerámica resiste mejor, sólo ha parado el 15% de su cogeneración»; entrevista al director general de ACOGEN

El Gobierno veta la ley de autoconsumo propuesta por la oposición porque restaría 162 millones

Nadal rechaza los beneficios atribuidos al autoconsumo: "No es medida de ahorro"

La pesadilla del industrial

El Constitucional devuelve al Supremo la decisión del impuesto a la generación

Arias Cañete destaca que el paquete de invierno de la CE generará unos 100.000 empleos en Espana

Energía evitará ofertas temerarias en la subasta de renovables limitando descuentos y triplicando avales

Energía retrasa a junio la subasta de 3.000 megavatios de renovables

Energía cifra en solo 30 millones el coste en primas de la subasta de renovables

La demanda de electricidad cae un 4,7% en febrero

El precio de la luz se disparó un 26% en enero y los carburantes, un 16%

El MIBGAS, ese mercado que ‘progresa adecuadamente’

Energía incrementa en unos 600 millones anuales la retribución de las renovables, cogeneración y residuos

Europa reforma las bolsas eléctricas para acercarse a un precio único

España defiende aumentar y potenciar las interconexiones y la eficiencia energética en la UE

La EDAR de Ciudad Real tendrá una planta de cogeneración eléctrica

Neoelectra gestionará la central de cogeneración del grupo lácteo Clun en Ames

El Parlamento francés aprueba un proyecto de ley de autoconsumo de electricidad

Mercado virtual de energía renovable basado en intercambio distribuido inteligente

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Socios Protagonistas

 

IMASA INGENIERIA Y PROYECTOS, S.A., IMASA, es una compañía de Ingeniería y Construcción, especializada en el desarrollo y ejecución de proyectos "llave en mano", en la prestación de servicios especializados (operación y mantenimiento) y en la fabricación de bienes de equipo para los sectores energético, cementero, siderúrgico, Oil & Gas, minería y manejo de graneles.

Con más de 35 años de actividad, en la actualidad desarrolla proyectos EPC, pudiendo ejecutar todas sus fases: ingeniería, suministro, construcción, montaje, puesta en marcha, operación y mantenimiento.

Con sede en Oviedo, IMASA tiene una gran experiencia internacional con referencias de proyectos ejecutados en Europa, América, África, Oceanía y Asia. 

Somos especialistas en producción de energía diversificada con especial énfasis en ciclos térmicos. Diseñamos plantas de Cogeneración y  Biomasa de alta eficiencia. Para ello nos basamos en nuestro ciclo térmico (Ciclo Higroscópico) que permite la mejor tecnología Dry Cool para plantas térmicas del mercado.

¿Qué es el Ciclo Higroscópico?

IMASA, de la mano de su inventor Francisco Javier R. Serrano, ha desarrollado un ciclo de vapor de alta eficiencia, cuya principal ventaja radica en la posibilidad de maximizar la generación eléctrica. Se trata de un ciclo de potencia caracterizado por poder trabajar con alto vacío a la salida de la turbina y buenas condiciones de refrigeración, siendo compatible con todas las mejoras del ciclo Rankine convencional.

Nuestro ciclo utiliza equipos disponibles en el mercado, suficientemente probados y confiables. IMASA los integra en una configuración innovadora. Además, posibilita tener sistemas  Dry Cool de refrigeración en turbinas de condensación con prestaciones muy superiores a las actualmente existentes en el mercado. Es la tecnología con menor huella hídrica del mundo.

Permite diseñar con alta eficiencia en sistemas con turbinas de condensación, posibilitando  la cogeneración con biomasa, haciendo más rentable los proyectos  Waste to Energy y aumentando los rendimientos en ciclos combinados... Leer +

 
 
 
 
 
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Camino a la integración de los mercados energéticos europeos

 

Como habitual viajero del puente aéreo Madrid-Bruselas, quisiera comenzar este editorial recordando que en pocos días se celebrará el 60 aniversario de la firma del Tratado de Roma, germen de lo que hoy conocemos como Unión Europea.

Aquel 25 de marzo, un fallo reprográfico hizo que los signatarios firmaran un documento que solamente tenía impresas las páginas de inicio y final. El resto estaba en blanco. La anécdota era premonitoria –casi una metáfora- de lo que ha sido y es la construcción europea: un camino lento en el que paso a paso vamos rellenando entre todos esas páginas centrales.

A este proceso se ajusta también la tramitación del paquete de energía limpia, publicado a finales de 2016 en el marco del proyecto de Unión de la Energía. Un paquete amplísimo -sus páginas crecen y crecen-, que busca homogeneizar y adaptar el marco legislativo europeo a una realidad, la de los mercados eléctricos y el creciente papel de las renovables, que evoluciona con gran celeridad. Es un paso necesario para poder alcanzar los objetivos marcados para 2030 sin comprometer por ello la correcta operación de los sistemas eléctricos, y también siendo capaces de proteger la competitividad de nuestras empresas.

Como en toda propuesta hay claroscuros que se deben mejorar. En este sentido, y como primer punto, es preciso dotar al paquete de un enfoque integral del que ahora mismo carece, pasando de modelos independientes para el gas y la electricidad a otro transversal de la energía, vertebrador del puzzle que es actualmente el acervo comunitario. Un marco en el que no siempre encajan todas las piezas a la perfección.

Como Arias Cañete ha destacado, la eficiencia energética y el consumidor son dos de los ejes centrales del paquete presentado. En ambos puntos la realidad de la cogeneración coincide  plenamente con la propuesta de la CE: la eficiencia debe ser una prioridad y el consumidor (incluyendo por supuesto al industrial) debe gozar de un rol central en el sistema energético europeo, integrándolo con el concepto de autoconsumidor y autogenerador que también reconoce y potencia el paquete, figuras cada vez más cercanas al consumidor doméstico y terciario y en las que la cogeneración tendrá un papel creciente.

Igualmente, es buena noticia la revisión al alza del objetivo de eficiencia hasta el 30%, en adelante vinculante, así como el hecho de que deba alcanzarse tanto en términos de energía primaria como final.

Alegra también comprobar que la Directiva de eficiencia sigue constituyendo nuestro marco europeo de referencia, reconociendo con ello la condición de herramienta de eficiencia que tiene la cogeneración. Una herramienta cuya razón de ser es aportar calor de alta eficiencia a instalaciones intensivas en energía térmica y, con ello, una competitividad muchas veces clave para la supervivencia de dichas instalaciones.

También resulta positiva la continuidad hasta 2030 -y más allá- de los sistemas de obligaciones de eficiencia energética y la clarificación de la posibilidad de adoptar en ese ámbito medidas que ahorren energía primaria, como es el caso de la cogeneración. Abriendo un inciso, a nivel nacional queda todavía pendiente el necesario desarrollo de mercados de certificados de eficiencia o equivalentes, que posibiliten que los distintos actores puedan cumplir con sus obligaciones en la materia con una mayor eficiencia económica.

Como elemento a mejorar, echo en falta en esta propuesta de reforma una apuesta más decidida por el calor eficiente, reforzando las actuales provisiones relativas a la promoción de la eficiencia en la calefacción y refrigeración, a semejanza de los objetivos introducidos para el  crecimiento del calor renovable.

En lo relativo a electricidad, el paquete hace una clara apuesta por los mercados y por la participación de todas las tecnologías en igualdad de condiciones en él, previéndose solamente en casos muy específicos la introducción de mecanismos de capacidad. Poco a poco, la Comisión quiere que se progrese hacia los llamados “mercados de sólo energía”, en los que el precio del mercado eléctrico debe ser suficiente para recuperar la inversión de las instalaciones que el sistema necesite para operar con seguridad. Actualmente, los mercados muestran fallos estructurales no reflejando el verdadero valor de la electricidad: elementos como la garantía de potencia, por ejemplo, no se ven recogidos en el mercado spot. Con las modificaciones propuestas esto deberá cambiar. Pero veremos, no obstante, si el consumidor (y la Administración, por extensión) está dispuesto tanto a disfrutar de precios bajos como a tolerar precios altos.

Entre otros elementos, aparte de trazar los principios que deben guiar todo esquema de apoyo tecnológico y rechazar claramente la introducción de medidas retroactivas, es destacable la propuesta de eliminar (no retroactivamente) la prioridad de despacho, ya aplicada en España a la cogeneración, así como las restricciones que introduce a la posibilidad de que el Operador del Sistema ordene reducciones de producción de cogeneración. La Comisión reconoce con ello la importancia que la cogeneración tiene para la continuidad de la actividad productiva asociada.

Finalmente, hay que mencionar una de las iniciativas que, pese a su críptico nombre (Gobernanza energética), es uno de los elementos clave del paquete presentado, al conminar a los Estados a publicar planificaciones a largo plazo en materia de energía y cambio climático -como mínimo a 2030, y hasta a 50 años vista-, aportando con ello una muy bienvenida referencia para el inversor. Esperamos con gran interés la publicación de los largamente esperados escenarios españoles.

Al momento actual podría aplicársele la máxima de “hazlo, o no lo hagas, pero no lo intentes”. El camino hacia la integración de los mercados energéticos europeos está trazado. Es el tiempo de seguir avanzando.

Rodrigo Álvarez
Director Regulación ACOGEN

 
Mercados y precios energéticos

 
 
Compras de Electrícidad
 

El precio del mercado de energía eléctrica en Mibel ha revertido tendencia. Precio contado (OMIE) ha perdido 19,8 €/MWh (-27,6%) en febrero, cerrando a 51,74 €/MWh. Dicha bajada es 3,4 €/MWh (-6.6%) menor que la media esperada hace un mes.

La nueva previsión del Precio Carga Base para 2017 es de 48,07 €/MWh, lo cual implica una subida de 8,4 €/MWh (+21,2%) por encima del año 2016 (39,67). El Calendar 2017 dejó de cotizar en OMIP a 46,0 a finales de diciembre 2016, siendo máximo 51,05, media 45,74 y mínimo 39,70. Por tanto, el 2017 está en contango, entre valores máximo y medio de los futuros, debido al repunte histórico de enero.

Los futuros a corto y medio plazo caen mientras suben a largo plazo respecto a valores de hace un mes.

  • Q1 2017: baja de 58,35 a 54,77 €/MWh. Caída -3,57 €/MWh (-6,1%).
  • Q2 2017: baja de 43,90 a 43,00 €/MWh. Caída -0,90 €/MWh (-2,0%).
  • Q3 2017: baja de 48,70 a 48,08 €/MWh. Caída -0,62 €/MWh (-1,3%).
  • Q4 2017: sube  de 46,35 a 46,50 €/MWh. Subida 0,15 €/MWh (+0,3%).

Así, el precio para todo el 2017 se corrige -1,22 €/MWh (-2,5%) pasando de 49,29 a 48,07.

El Calendar 2018 pierde -0,8 €/MWh (-1,8%) pasando de 43,3 a 42,5.

Los tres años siguientes 2019-2021 ganan uniformemente +0,05 €/MWh (+0,1%) pasando de 42,25 a 42,3 el 2019,  de 41,87 a 41,92 tanto 2020 como 2021 (ambos cotizando a mismo nivel desde inicios de enero).

El benchmarking a partir de las previsiones de mercado a medio plazo arroja precios mayores que los de las ofertas de comercializadoras más competitivas a precio fijo. Si persisten contratos a precios indexados o compras como consumidores directos (agentes de mercado mayorista), es recomendable realizar coberturas parciales en algunos trimestres mediante swaps (contratos por diferencias), o bien un CAP (precio techo) para evitar subidas especulativas del pool, aprovechando bajadas por debajo del CAP (depende de prima de riesgo).

Como ya sabemos, Gestión de Demanda Interrumpible (GDI) y 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, 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.

El 27 de enero de este año entraron en vigor oficialmente las nuevas tasas regionales aplicables a la electricidad, inicialmente en cuatro comunidades autónomas (CCAA): Cataluña, Valencia, Castilla-La Mancha y La Rioja. Estas 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 problema de cobro de dichas tasas a las comercializadoras de energía eléctrica, o bien a las distribuidoras en el caso de que el ATR esté contratado directamente con el cliente. Será muy difícil que un consumidor pague este sobrecoste. De momento, no se han emitido facturas al respecto. Seguiremos informando.

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 pierden (-6,9%), y los del Tipo de Cambio US$/€ se deprecian (-0,2%), efecto caída neta media de (+1,9%) 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 pierden (-2,2%). Nuevos yacimientos y menor demanda están influyendo en una contención de 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 caen de 55,25 a 51,45 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio pasan de 1,0755 a 1,0733 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX pasan de 3,25 a 3,17 US$/MMBtu.

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 preocupación del euro frente al dólar. Es recomendable realizar coberturas sobre divisa por la desconfianza que pueda generar el Brexit.

Igual que la corrección de precios del Mibel, los precios del Mercado Ibérico de Gas (España/Portugal) MIBGAS caen brutalmente en Febrero, después de un Enero distorsionado. Después de haber tocado techo en Ene2017, con un precio medio de 34,8 €/MWh, tenemos una reducción de (-36%), es decir, -12,5 €/Wh, cerrando Feb2017 a 22,3 €/MWh.

El producto day-ahead acumula una media en Marzo de 16,7 €/MWh, lo cual supone una caída de (-25%), o sea -85,6  €/MWh respecto a Febrero.

Este nuevo escenario de funcionamiento ha aumentado la 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.
  • Marzo 2017: ha tenido 9 días de actividad en Febrero, con un precio futuro medio de 20,6 €/MWh, máximo 24,83 y mínimo de 17,8.

La media acumulada del MIBGAS en 2016 alcanzó 17,2 €/MWh, con fuertes subidas hasta fin de año.  Mientras la media acumulada en 2017 alcanza 27,4 €/MWh, con fuertes corrección a la baja.

Como ya hemos anticipado, los futuros de mercados internacionales del gas y del crudo siguen cayendo. La incertidumbre se centra más en el Tipo de Cambio €/US$ que está oscilando entre 1,05-1,07 US$/€.

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 entrada del primer market-maker en el Mibgas a finales de enero, se está empezando a notar muy positivamente en un aumento de confianza y liquidez, dando lugar a un mayor número de cierres a precios más competitivos que los que había hace un mes.

Los agentes esperan que 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.

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

 
 

La Asociación Española de Cogeneración 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 en estas fechas y el seguimiento de los mercados.

El jueves 16 de febrero, ACOGEN celebró una reunión del Comité de Regulación, en la que se analizaron las diversas materias de la actualidad regulatoria con afección para el cogenerador y a la que asistieron un centenar de miembros de la Asociación.

El director general, Javier Rodríguez, asistía el día 21 a la entrega de Premios del Club de la Energía, que contó con la intervención de Alvaro Nadal, ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital. Ese mismo día ACOGEN se trasladó al Parlamento para acudir a una reunión con Joan Capdevila, diputado de ERC. Al día siguiente, nuestro presidente, Antonio Pérez Palacio, participaba en el Comité Rector del Enerclub.

El jueves día 23, la Asociación Española de Cogeneración tomaba parte en la reunión del Grupo de Trabajo de REE con generadores para la implementación del código de red correspondiente.  También el 23 de febrero, el director general participaba en la Jornada sobre Autoconsumo de Electricidad, organizada por la Junta de Andalucía en Almería, con la colaboración la Asociación Española Fotovoltaica (UNEF), la Asociación Española de Cogeneración (ACOGEN) y el Clúster Andaluz de Energías Renovables y Eficiencia Energética (CLANER).

El director de Regulación, Rodrigo Álvarez, acudía el 27 de febrero a la presentación del informe de la Agencia Internacional de la Energía “Global Gas Security Review – How flexible are LNG Markets in practice?”.  Un día después, ACOGEN celebraba, en colaboración con Cogen España, la Jornada de Cogeneración “Perspectivas para el sector de la cogeneración en 2017: Renovación y nuevos cupos”, en el marco de Genera, que otro año más contó con una gran asistencia de público, con aforo completo.

El mes de marzo comenzaba con la participación de Javier Rodríguez, director general de ACOGEN, en la reunión del Círculo Energético Español en Bruselas, celebrada el día 2 en la sede del Parlamento Europeo y que contó con representantes de los principales partidos españoles con presencia en el PE, así como con la asistencia de miembros de la REPER.

El lunes 6, el director de Regulación se trasladaba a la sede de Cogen Europe para asistir a una reunión monográfica sobre el paquete de invierno y sus implicaciones para la cogeneración; mientras que el día 14, participaba en una cena organizada por el Foro Europeo de la Energía, en la sede del Parlamento en Estrasburgo, también centrada en el análisis del paquete de invierno.

La reunión de la Junta Directiva de ACOGEN tiene lugar el día 15. Ese mismo día el director general asiste al acto organizado por el Grupo de la Alianza Progresista de los Socialistas y Demócratas en la sede del Círculo de Bellas Artes, bajo el título “La transición hacia un nuevo modelo energético en Europa”. Al día siguiente, la Asociación acude a la presentación organizada con motivo de la II Gira de la Unión de la Energía, que contará con la presencia de Maroš Šef?ovi?, vicepresidente de la Comisión Europea, y de Álvaro Nadal, ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital.

El Club de la Energía celebrará el 17 de marzo el tradicional Balance Energético 2016 y Perspectivas de 2017, en el que estará presente ACOGEN. A la semana siguiente, el martes 21, Javier Rodríguez acudirá a la reunión del Comité de Agentes de Mercado de OMIE. El director de Regulación, en el marco de la implementación de los códigos de red, asistirá a la reunión del Grupo de trabajo de REE con consumidores y, un día después, la Asociación estará presente en la reunión del Grupo de Trabajo de REE con generadores. Ese mismo día, el director general participará en la reunión del Comité de Agentes de Mercado de Mibgas. A la semana siguiente, el martes 28, participará en el Energy Policy Summit, en Bruselas.

Como citas previstas en el mes de abril, el presidente de ACOGEN, Antonio Pérez Palacio, intervendrá en la Jornada organizada por el Club de la Energía “La eficiencia energética como prioridad: nuevas medidas de la UE y estado de la normativa española”, en concreto en la mesa redonda de presidentes de asociaciones para aportar la visión sectorial sobre la eficiencia energética.

Coincidiendo con la próxima reunión del  Comité de Eficiencia y Promoción de ACOGEN, el martes 18 de abril, la Asociación Española de Cogeneración organiza la jornada técnica,  “Cogeneración hoy: principales retos de gestión en las plantas”, en el Hotel Intercontinental de Madrid –jornada de día completo, sesiones de mañana y tarde-, orientada a  la gestión en las cogeneraciones.

 
 
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.

Europapress se hacía eco de las palabras del presidente de ACOGEN, Antonio Pérez Palacio, en la apertura de la jornada de cogeneración de Genera 2017, donde aseguraba que el sector va a presentar soluciones y a acometer inversiones que hagan "que el Gobierno confíe en la cogeneración". Para ello, señala que el primer paso es mejorar y mantener la eficiencia energética de 2.500 MW de cogeneración en funcionamiento y preparar la segunda etapa hasta 2030, en la que se podrán añadir 1.800 MW de nuevas cogeneraciones, que serán fundamentales para cumplir los objetivos nacionales de eficiencia energética. ACOGEN considera que sería razonable desarrollar el 50% del potencial económico identificado hasta 2030, que supone implantar unos 250 MW adicionales de nueva cogeneración en la industria, y 1.550 MW de nueva cogeneración en el sector terciario.

Asimismo, el presidente destacó que la cogeneración es un indicador del compromiso para lograr, con un marco propio, "mayores metas a medio y largo plazo, para que el Gobierno y el país sigan contando con un aliado fiable con aportaciones tangibles a la reindustrialización, la eficiencia energética y la acción por el clima”; e insiste en que la cogeneración habla de soluciones con una fórmula "sencilla y factible" que propicia más eficiencia, menores emisiones y mayores ahorros.

Esta información la podíamos leer en elEconomista.es, El Periódico de la EnergíaEnergía Diario, Bolsamania, La Vanguardia.com, Finanzas.com, Prefieres, o El Dia.es, entre otros.

Con motivo de la celebración de Cevisama, Castellón al Día, la edición castellonense de El Mundo entrevistaba al director general de ACOGEN, Javier Rodríguez y titulaba  «La cerámica resiste mejor, sólo ha parado el 15% de su cogeneración». En la entrevista, Rodríguez  reivindica que el sector cerámico es un motor de actividad industrial, de exportaciones y  de empleo, y la cogeneración es fundamental para ello.

El director general de ACOGEN constata que apostar por la cogeneración es apostar por la eficiencia y por una excelente opción estratégica para que nuestras industrias intensivas en energía sean competitivas y, por extensión, que el país sea eficiente. Afirma que los cogeneradores están haciendo un enorme esfuerzo para optimizar su gestión en los mercados energéticos de electricidad, donde compiten, y en los mercados gasistas, donde se aprovisionan, para poder trasladar competitividad a las industrias cerámicas, alimentarias, químicas, papeleras, etc. en las que operan.

El directivo recuerda que el Ministerio ha realizado un gran trabajo regulatorio para desarrollar el nuevo marco tras la reforma energética, posibilitando la participación en los mercados de ajuste, promulgando un marco de generación con autoconsumo, desarrollando el mercado organizado de gas, actualizando las retribuciones y preparando nuevas subastas de renovables. “Han sido muchas las necesidades y prioridades que ha retomado el Gobierno tras un año en funciones y precisamente ahora es cuando toca aprovechar las oportunidades que la cogeneración puede ofrecer al país y a la reindustrialización”, señala Rodríguez.

Este año El Nuevo Luneseditaba un especial con motivo de su trigésimo sexto aniversario, sobre 2017: Las reformas precisas”. El director general de ACOGEN recuerda que los cogeneradores industriales están a la espera de que el Gobierno active el Plan Renove de la cogeneración, donde los cogeneradores invertirán hasta 1.500 millones de euros en cuatro años. “Tenemos un ilusionante año por delante para dotarnos de más reformas para la energía, con más energía y eficiencia para la industria, los consumidores y los sistemas energéticos a través de los mercados y de la Unión de la Energía en Europa”, concluye.

Por su parte, la revista Futur Energy dedicaba un número para analizar el año 2016 en los diferentes ámbitos del sector energético y que, por supuesto, contó con la tribuna del presidente de ACOGEN, “Cogeneración, una vía para seguir haciendo industria”.  Pérez Palacio destaca que hace tres décadas, algo más de una docena de industriales y varias patronales sectoriales fundaron la primera asociación de cogeneradores. Señala que los cogeneradores llevamos 30 años haciendo industria en España, algo que se evidencia en que un 20% de nuestro PIB industrial se fabrica con cogeneración. El presidente de ACOGEN afirma que a la cogeneración española le ha llegado el momento de  renovarse, de abrir un nuevo ciclo con una nueva hoja de ruta. “Pero para hacer realidad esa renovación tan necesaria para las industrias y para el país, tendremos que lograr la confianza en un marco normativo que nos permita invertir y continuar nuestra actividad en los mercados”, matiza.

 
Socios Protagonistas

 
 

IMASA INGENIERIA Y PROYECTOS, S.A., IMASA, es una compañía de Ingeniería y Construcción, especializada en el desarrollo y ejecución de proyectos "llave en mano", en la prestación de servicios especializados (operación y mantenimiento) y en la fabricación de bienes de equipo para los sectores energético, cementero, siderúrgico, Oil & Gas, minería y manejo de graneles.

Con más de 35 años de actividad, en la actualidad desarrolla proyectos EPC, pudiendo ejecutar todas sus fases: ingeniería, suministro, construcción, montaje, puesta en marcha, operación y mantenimiento.

Con sede en Oviedo, IMASA tiene una gran experiencia internacional con referencias de proyectos ejecutados en Europa, América, África, Oceanía y Asia. 

Somos especialistas en producción de energía diversificada con especial énfasis en ciclos térmicos. Diseñamos plantas de Cogeneración y  Biomasa de alta eficiencia. Para ello nos basamos en nuestro ciclo térmico (Ciclo Higroscópico) que permite la mejor tecnología Dry Cool para plantas térmicas del mercado.

¿Qué es el Ciclo Higroscópico?

IMASA, de la mano de su inventor Francisco Javier R. Serrano, ha desarrollado un ciclo de vapor de alta eficiencia, cuya principal ventaja radica en la posibilidad de maximizar la generación eléctrica. Se trata de un ciclo de potencia caracterizado por poder trabajar con alto vacío a la salida de la turbina y buenas condiciones de refrigeración, siendo compatible con todas las mejoras del ciclo Rankine convencional.

Nuestro ciclo utiliza equipos disponibles en el mercado, suficientemente probados y confiables. IMASA los integra en una configuración innovadora. Además, posibilita tener sistemas  Dry Cool de refrigeración en turbinas de condensación con prestaciones muy superiores a las actualmente existentes en el mercado. Es la tecnología con menor huella hídrica del mundo.

Permite diseñar con alta eficiencia en sistemas con turbinas de condensación, posibilitando  la cogeneración con biomasa, haciendo más rentable los proyectos  Waste to Energy y aumentando los rendimientos en ciclos combinados.

¿Qué mejora supone el ciclo higroscópico en el diseño de una planta de cogeneración?

Las principales ventajas son la mejora de rendimiento del 1 al 5% y la mejora de la refrigeración.  Además, permite sustituir torres de refrigeración y aerocondensadores por aerorefrigerantes; anular el consumo de agua de refrigeración; ahorros en el consumo de agua DEMI entorno al 50%; reducción sustancial del impacto acústico frente a las tecnologías utilizadas actualmente; eliminación de los problemas de legionella; eliminación de impactos visuales, penachos, altura de las construcciones, etc; eliminación de vertidos, evitando el calentamiento de los ecosistemas acuáticos; reducción consumo de combustible y reducción C02 por kWh producido. En conjunto, una mayor competitividad.

Más en http://www.imasa.com

 
Panorama Sectorial

 
 

ACOGEN afirma que el sector acometerá las inversiones "que hagan que el Gobierno confíe en la cogeneración"
El presidente de la Asociación Española de Cogeneración, Antonio Pérez Palacio, ha asegurado  que el sector va a presentar soluciones y a acometer inversiones que hagan "que el Gobierno confíe en la cogeneración". Estas declaraciones las hacía en la apertura de la jornada 'Perspectivas para el sector de la cogeneración en 2017: Renovación y nuevos cupos', celebrada en la feria Genera 2017. Pérez Palacio señala que el primer paso es mejorar y mantener la eficiencia energética de 2.500 MW de cogeneración en funcionamiento y preparar la segunda etapa hasta 2030, en la que se podrán añadir 1.800 MW de nuevas cogeneraciones, mayoritariamente en el sector terciario, que serán fundamentales para cumplir los objetivos nacionales de eficiencia energética.
ACOGEN considera que sería razonable desarrollar el 50% del potencial económico identificado hasta 2030, que supone implantar unos 250 MW adicionales de nueva cogeneración en la industria, y 1.550 MW de nueva cogeneración en el sector terciario.
El presidente destacó que la cogeneración es un indicador del compromiso para lograr, con un marco propio, "mayores metas a medio y largo plazo, para que el Gobierno y el país sigan contando con un aliado fiable con aportaciones tangibles a la reindustrialización, la eficiencia energética y la acción por el clima”; e insiste en que la cogeneración habla de soluciones con una fórmula "sencilla y factible" que propicia más eficiencia, menores emisiones y mayores ahorros.
elEconomista.es, 28/02/2017

«La cerámica resiste mejor, sólo ha parado el 15% de su cogeneración»; entrevista al director general de ACOGEN
El director general de ACOGEN reivindica que el sector cerámico es un motor de actividad industrial, exportaciones y empleo, ejemplo de recuperación industrial, y la cogeneración es fundamental para ello.
El director general de la Asociación Española de Cogeneración constata que apostar por la cogeneración es apostar por la eficiencia y por una excelente opción estratégica en cualquier escenario para que nuestras industrias intensivas en energía sean competitivas y, por extensión, que el país sea eficiente.
El directivo afirma que los cogeneradores están haciendo un enorme esfuerzo para optimizar su gestión en los mercados energéticos de electricidad, donde compiten, y en los mercados gasistas, donde se aprovisionan, para poder trasladar competitividad a las industrias cerámicas, alimentarias, químicas, papeleras, etc. en las que operan.
ACOGEN señala que el Gobierno deber activar el plan de renovación tecnológica de la cogeneración, recogido ya hace tres años en la Ley del sector eléctrico y sin el cual no es posible que las plantas cambien sus máquinas para elevar su eficiencia y competitividad. Asimismo, recuerda que el Ministerio ha realizado un gran trabajo regulatorio para desarrollar el nuevo marco tras la reforma energética, posibilitando la participación en los mercados de ajuste, promulgando un marco de generación con autoconsumo, desarrollando el mercado organizado de gas, actualizando las retribuciones y preparando nuevas subastas de renovables. Indica que han sido muchas las necesidades y prioridades que ha retomado el Gobierno tras un año en funciones y precisamente ahora es cuando toca aprovechar las oportunidades que la cogeneración puede ofrecer al país y a la reindustrialización.
Rodríguez destaca que en 2016 un 44% de las plantas de cogeneración de la Comunitat Valenciana, que suman el 31% de la potencia, estuvieron paradas; unos paros afectaron especialmente a cogeneraciones de mediano tamaño, las mayoritarias en consonancia con la estructura mayoritaria del tejido productivo valenciano.
El Mundo, Castellón al Día, especial CEVISAMA, 23/02/2017

El Gobierno veta la ley de autoconsumo propuesta por la oposición porque restaría 162 millones
El Gobierno ha vetado la proposición de Ley que todos los partidos políticos excepto el PP y Foro Asturias habían presentado a finales de enero a favor de un autoconsumo que no se viera gravado. Como argumento, que se dejarían de recaudar 162 millones de euros anuales vía impuestos. Tal y como estaba previsto, un recurso llevará el caso al Tribunal Constitucional.
La propuesta pedía favorecer el consumo energético compartido y colectivo, modificar el actual régimen sancionador y eliminar el impuesto al sol. El Gobierno está en minoría en el Parlamento, pero ha podido vetar la iniciativa por motivos presupuestarios.
En el texto actual, se establece la obligatoriedad de pagar un impuesto por toda energía generada incluso aunque no saliera a la red.
"No se puede dejar en manos de 3 o 4 empresas la generación de electricidad en todo el país", señalaba Morales, de la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético. "Con el autoconsumo se puede ahorrar en el recibo de la luz y hacerlo sin ninguna subvención"
Voz Populi, 13/03/2017

Nadal rechaza los beneficios atribuidos al autoconsumo: "No es medida de ahorro"
En el argumentario con el que el Gobierno rechaza la proposición de ley de todos los partidos del arco parlamentario a favor de quitar trabas al autoconsumo, la Secretaría de Estado argumenta por qué considera que el decreto actual 900/2015 es el adecuado y por qué no tomará en consideración la proposición de ley. En el texto se rechazan uno por uno los argumentos que todos los partidos políticos -excepto el PP y Foro Asturias- aportaron en la proposición de ley. También rechaza que el autoconsumo ahorre energía: "No es una medida ni de ahorro ni de eficiencia energética, por lo que no es correcto equipararlo con ambos conceptos. Es evidente que el consumo del autoconsumidor es el mismo tanto si la energía proviene de la red como si la genera él mismo". Aunque reconoce que "en determinadas circunstancias, que la generación esté distribuida podría reducir ligeramente las pérdidas en distribución pero, en otros casos, sin embargo, esas pérdidas podrían llegar a aumentar si se vertiera a la red cantidades significativas desde puntos dispersos y alejados de los centros de consumo".
UNEF ha contraargumentado que las declaraciones del Gobierno son ideológicas y no técnicas: "El autoconsumo es una medida de ahorro energético para el sistema eléctrico puesto que con la autogeneración distribuida próxima a los centros de consumo se está consiguiendo un ahorro del 14% en la generación, ya que se producen pérdidas en el sistema de transporte de la electricidad desde las grandes centrales de generación hasta los diferentes puntos de consumo. Además es una medida de ahorro económico para los consumidores ya que es, en muchos casos, más económica la energía generada por las instalaciones de autoconsumo que la energía que se compra en el mercado eléctrico, y más teniendo en cuenta los altos precios energéticos que se están registrando en los últimos meses".
El Gobierno señala que "no es cierto que el autoconsumo sea competitivo por sí mismo como demuestra el hecho de que la propia proposición plantea una subvención para los autoconsumidores derivada de la exención de cargos". A lo que UNEF responde que "lo que se demanda es que la energía autoconsumida que no pasa en ningún momento por la red no pague por los costes ni cargos del sistema. Esto no es en ningún caso una ayuda o subvención".
Como la Mesa del Congreso el PP no tiene mayoría, la proposición llegará al Pleno y el Ejecutivo la recurrirá al Tribunal Constitucional. De esta manera suman 24 las iniciativas legislativas de la oposición que ha vetado el Gobierno.
Voz Pópuli, 14/03/2017

La pesadilla del industrial
A continuación, la tribuna de Juan Vila, presidente de GasINDUSTRIAL, publicada el 10 de marzo en Expansión.
Desde fuera parece que la industria despega, pero desde la industria la cosa no está aún tan clara. Tras tan devastadora y larga crisis, la industria española se encuentra como el oso al levantarse de la hibernación: vivo pero débil aún para crecer y reproducirse. Necesita rápidamente buenos alimentos. El caso es similar al de muchas empresas industriales que han superado la crisis e intentan despegar pero -al igual que el oso necesita alimento-, precisan aumentar su competitividad, debilitada en muchos casos por el peso del coste de la energía.
Es verdad que la caída en picado del PIB manufacturero se ha frenado y comienza a cambiar de dirección. Pero aunque la competitividad de la industria ha mejorado en costes de mano de obra, por la flexibilización de contratos y plantillas gracias a la reforma laboral, la energía es el elemento que sigue impactando negativamente con respecto a nuestros competidores europeos.
La energía mantiene insomnes a los industriales españoles. El PIB industrial tiene dos componentes: el de la industria manufacturera, que produce bienes tangibles como automóviles, productos químicos, cerámicos, textiles, alimentarios o papeleros, y el de la industria de la energía, en la que el componente es el suministro de gas y electricidad, seguida a distancia por la industria del agua y de la minería, esta última en caída constante.
Es paradójico que en el periodo de crisis -entre 2008 y 2014-, el PIB manufacturero bajó del 13,5 al 12,5 por ciento; un declive materializado y visible en las miles de industrias cerradas y trabajadores enviados al paro, destruyéndose el 25 por ciento del empleo. Por contra, el PIB energético creció del 1,7 al 2,1 por ciento a pesar de la caída del consumo eléctrico en más de un13 por ciento y también del gas, tanto en empresas como en hogares. ¿Cómo es posible?
El incremento del PIB energético no viene sólo por el precio del petróleo -en 2008 el barril tuvo un pico de 140 dólares- o por el efecto de las renovables en el déficit. Eso ha influido, sí, pero… ¿tanto?
Los datos evidencian que España tiene una de las energías eléctricas más caras de toda la Europa industrial. Y lo mismo nos pasa con el gas -utilizado para hacer la energía eléctrica marginal y en el foco del problema del precio eléctrico del pasado enero. Nuestra energía es muy cara por concretas razones que pueden abordarse y solucionarse perfectamente.
Cinco problemas con solución
Para ganar competitividad y estar en igualdad de condiciones con nuestros competidores europeos, la industria manufacturera precisa que se solucionen únicamente cinco  problemas concretos. El primero es que necesitamos más conexiones de gas por tubo con Centroeuropa. La conexión MidCat, amordazada por la Francia del norte, debe llevarse a cabo cuanto antes. La DG Energy de Bruselas debe apoyarlo y España no puede aceptar un no por respuesta. El segundo problema es MibGas, nuestro incipiente mercado de gas que necesita aumentar su liquidez. El Gobierno debe incidir con un relato que lleve a las empresas comercializadoras a introducir gas en el sistema, porque la industria no puede comprar gas si el mercado no lo ofrece.
El tercer asunto son las infraestructuras gasistas –tan excesivas como ociosas-, que deben utilizarse al máximo a través de subastas. Los industriales estamos pagando por espacios y tubos semivacíos, que además no fueron construidos en aras de una demanda industrial.
El cuarto punto son los impuestos al gas que se introdujeron para pagar el déficit eléctrico y que ahora deben ser revisados y rebajados. Y los peajes del gas –esta es la quinta cuestión- que en estos momentos son entre el doble y el cuádruple más caros que los de los países con los que nuestras industrias compiten. No vale justificarlos con que debemos pagar las infraestructuras construidas, hay que buscar formulas para hacer el gas más competitivo.
No deseo parecer pesimista pero si queremos aumentar el PIB manufacturero industrial y tener empleo estable y de calidad, debemos apoyar a la industria como a un oso tras la hibernación. Tenemos que dotar a las industrias manufactureras de una energía competitiva en igualdad de condiciones con las industrias europeas vecinas. Ese es el alimento que necesita nuestra industria manufacturera nacional para despegar de verdad y ser el gran  motor económico que el país necesita.
El camino no es fácil, pero la inacción nos lleva a la regresión y a la evaporación del tímido avance. La industria no es el problema, es la solución.Tribuna de Juan Vila, presidente de GasINDUSTRIAL, publicada el 10 de marzo en Expansión

El Constitucional devuelve al Supremo la decisión del impuesto a la generación
El Tribunal Constitucional (TC) le devuelve al Tribunal Supremo (TS) el hecho de tener que pronunciarse sobre la legalidad de varios impuestos sobre la energía que recaudan unos 1.900 millones al año para sufragar costes del sistema eléctrico, al no admitir cuatro cuestiones de constitucionalidad sobre ellos. El TS indica al TC que antes de preguntarle sobre su constitucionalidad debe resolver sus dudas consultando a la UE o no aplicarlos.
Como parte de la reforma eléctrica, el Gobierno aprobó la Ley 15/2012, que establecía una serie de gravámenes de carácter presuntamente ambiental cuya recaudación se destina a cubrir costes del sistema eléctrico. El más importante es el Impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica, que grava con un 7% la facturación de las empresas generadoras. El sector eléctrico rechazó estos impuestos y apeló a la Justicia. El TS decidió elevar al TC estas cuestiones de constitucionalidad.
El TS criticaba que los impuestos podían no ser acordes con la normativa europea al no cumplían los requisitos para ser considerados así, sino que eran recaudatorios. Sin embargo, al TC le pregunta por su superposición con otros tributos –el Impuesto de Actividades Económicas y varios impuestos nucleares autonómicos– y la posibilidad de producirse la prohibida doble imposición. El TC, siguiendo la doctrina “juicio de aplicabilidad”, inadmitió las cuestiones en diciembre, indicando que el TS debe aclarar sus dudas elevando una cuestión prejudicial al Tribunal de Justicia de la UE (TJUE) para descartar la incompatibilidad de la norma nacional con el derecho comunitario; y le dio la opción de “no aplicar” la Ley 15/2012 directamente, pero el TS aún no ha hecho ninguna de las dos cosas.
Apelar al TJUE puede derivar en la anulación de los tributos. El impuesto sobre el 7% de la facturación de los generadores de electricidad y por otros dos impuestos sobre la energía nuclear desde su aplicación, han recaudado 7.600 millones de euros. En el caso de que el TS pregunte por su legalidad al TJUE y éste los considere contrarios al Derecho europeo, Hacienda tendría que devolverlo, de manera que el sistema eléctrico incurriría en déficit nuevamente. Un caso muy parecido es el del céntimo sanitario, que la Corte europea rechazó y que forzó al Gobierno a devolver unos 5.000 millones.
El Economista, 11/03/2017

Arias Cañete destaca que el paquete de invierno de la CE generará unos 100.000 empleos en Espana
El comisario europeo de Acción por el Clima y Energía afirmaba que las medidas del paquete de invierno de la Comisión Europea generarán unos 100.000 puestos de trabajo en España, además de aportar unos 12.000 millones de euros a su PIB en 2030, algo más del 1,2%.
Entre las medidas contempladas, el comisario hizo especial referencia a las orientadas a mejorar la eficiencia energética. Explicó que el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital trabaja junto al Banco Europeo de Inversiones (BEI) y el Instituto de Crédito Oficial (ICO) para crear nuevos instrumentos financieros que permitan agrupar proyectos.
Por otro lado, apuntó que la Comisión quiere que los gastos de las administraciones públicas en eficiencia energética dejen de computar como déficit y defendió que este tipo de inversiones en eficiencia energética deben ser consideradas como estructurales, ya que generan ahorros que permiten que sus inversiones sean financiadas en un plazo muy razonable.
elEconomista.es, 17/02/2017

Energía evitará ofertas temerarias en la subasta de renovables limitando descuentos y triplicando avales
En la próxima subasta de renovables, el Ministerio de Energía incorporará nuevos elementos para impedir la aparición de ofertas temerarias, entre los que figuran la fijación de un descuento máximo y la presentación de unos avales tres veces superiores a los contemplados.
La subasta utiliza un sistema marginalista en el que los interesados pujan a la baja hasta completar la bolsa de megavatios. Las ofertas se van ordenando de más barata a más cara, y la última en llenar el cupo es la que marca el precio para el conjunto.
Ahora, los interesados podrán hacer ofertas negativas. Este valor negativo de las ofertas será una señal de que el inversor no solo no generará un sobrecoste al sistema eléctrico, sino incluso un ahorro.El borrador establece que, en caso de que las ofertas sean negativas, se tomará el valor cero. Frente a esta media, Energía aprobará previsiblemente una resolución posterior que fijará el descuento máximo y que será clave para evitar las ofertas temerarias.
En cuanto a los avales necesarios para participar, el borrador de resolución establece que pasarán de los 20 euros kW incluidos en la primera subasta a un valor tres veces superior, de 60 euros.
El periodo de alegaciones estará abierto hasta el 21 de marzo, previo a la publicación de la resolución en el BOE.
elEconomista.es, 07/03/2017

Energía retrasa a junio la subasta de 3.000 megavatios de renovables
El ministro de Energía afirmaba la ampliación del plazo para realizar la subasta de renovables hasta el primer semestre de este año, ante las peticiones del sector y las diferentes opiniones  sobre cómo debe ser el proceso.
Nadal ha señalado que el objetivo es realizar el concurso, previsto inicialmente para el primer trimestre y en el que se licitarán incentivos para una potencia de hasta 3.000 MW, dentro del primer semestre del año. El concurso se encuentra actualmente en audiencia pública, "opinando todos los interesados sobre qué tipo de subasta les gustaría tener", indica el ministro, que señala que es un "proceso de diálogo" para hacer la subasta "lo más perfecta desde el punto de vista técnico y lo más neutral desde el punto de vista económico".
Se trata de la segunda subasta tras el levantamiento el año pasado de la moratoria a la instalación de nueva potencia renovable primada.
El País.com, 07/02/2017

Energía cifra en solo 30 millones el coste en primas de la subasta de renovables
El ministerio de Energía está haciendo cálculos de lo que supondrá la subasta de potencia de energías renovables (3.000 megavatios) y parece que los proyectos que se presenten estarán muy cerca del mercado, con un coste en primas muy reducido. “El coste puede oscilar entre 30 y 40 millones de euros” anuales, indican las fuentes del ministerio, según unos  preliminares. De esta manera, el departamento de Nadal apuesta porque la anunciada subasta pueda realizarse “a un precio competitivo”, frente a lo sucedido con el real decreto 661/2007
Según la memoria de orden ministerial en la que se regula la subasta, el coste máximo anual para el sistema derivado de la retribución a la inversión a los 3.000 MW ‘verdes’ nuevos será de 176 millones de euros anuales a partir de 2019. Este escenario es el más costoso de los contemplados por Energía.
En relación al autoconsumo de electricidad, el Gobierno se muestra dispuesto a incorporar novedades como parte de su acuerdo con Ciudadanos siempre que esta actividad se realice de forma “eficiente” y considera que hay margen para realizar mejoras técnicas en la normativa, por lo que ha solicitado a los grupos políticos que remitan sus propuestas.
Cinco Días.com, 02/03/2017

La demanda de electricidad cae un 4,7% en febrero
La demanda peninsular de electricidad se situó en febrero en 19.876 GWh, un 4,7% menos  con respecto a la registrada en el mismo mes del año anterior. La eólica fue la primera fuente de generación, según datos de Red Eléctrica de España.
La generación procedente de fuentes de energía renovable en febrero representó el 39% de la producción. El 63% de la producción eléctrica de este mes procedió de tecnologías que no emiten CO2. Durante el mes, la cogeneración aportó el 10,9%de la electricidad.
En lo que llevamos de año la demanda peninsular de electricidad ascendió a 42.752 GWh, un 1% más que en 2016.
El Periódico de la Energía.com, 28/02/2017

El precio de la luz se disparó un 26% en enero y los carburantes, un 16%
Según el Instituto Nacional de Estadística, el IPC se situó en enero en el 3% interanual. La razón de que la inflación se haya disparado en el primer mes del año se debe al precio de la luz, que alcanzó un nivel récord. El aumento del precio de la electricidad fue de un 26,2% respecto al mismo mes del año pasado. En términos mensuales, la subida de la electricidad en enero es del 8,8%. La subida contrasta, además, con las bajadas del 13% que experimentaba esta partida en enero de 2016.
El País.com, 15/02/2017

El MIBGAS, ese mercado que ‘progresa adecuadamente’
El Mercado Ibérico del Gas no va mal, “progresa adecuadamente”, pero podría ir mejor. Es la conclusión de los expertos reunidos en la Jornada “El Mercado Organizado de Gas en la Península Ibérica” organizada por Enerclub en febrero.
El año 2016 fue de cambios en el suministro de gas de nuestro país. Desde 2013 el suministro de gas de España mediante gasoducto es superior al suministro mediante GNL, representado el 57,66% del total el pasado año. El principal suministrador de España fue Argelia, que a través de los gasoductos, ha enviado casi un 60% del total de las importaciones.
El MIBGAS ha experimentado entre enero de 2016 (primer mes completo de operación) y noviembre de 2016, un incremento sistemático, creciendo a una tasa mensual de negociación del 31,2%. En un solo año se ha pasado de 7 agentes iniciales a más de 50. “Hay un cierto nivel de participación, sobre todo si tenemos en cuenta que alrededor de la mitad están activos casi diariamente en el mercado”, indica el director de Operaciones de MIBGAS. En diciembre ya se había negociado alrededor de 1 TWh, aunque supone tan solo el 2% del total que se negocia en el país.
Sin embargo, aunque las cifras son positivas, todavía queda mucho recorrido para alcanzar los datos de los dos grandes hubs europeos, el TTF holandés y el NBP británico. Mientras que en 2016 se negociaron 6,57 TW en el MIBGAS, tanto el TTF como el NBP superaron los 1.000 TW .
A pesar de ello, MIBGAS ha logrado que sus precios converjan rápidamente con los de sus homólogos europeos, y desde el mes de octubre, con la aplicación de la normativa del sistema de balance, ha podido aumentar el volumen de gas negociado en el mercado. A partir de mayo habrá plena convergencia con el resto de mercados de gas europeos y a partir de otoño los precios se desacoplan el MIBGAS y el TFR, el de Francia Sur, de los del resto de Europa. Y ocurre especialmente en enero, donde la subida es muy notable respecto a los precios del norte.
Por lo tanto, el Mercado Ibérico evoluciona pero necesita aumentar la liquidez si hay un mayor compromiso de los agentes, si hay mayor firmeza de las transacciones y si se continúan con las medidas regulatorias de apoyo, aunque la negociación libre es la que dará el empuje definitivo para que se convierta en un mercado maduro.
El Periódico de la Energía, 10/02/2017

Energía incrementa en unos 600 millones anuales la retribución de las renovables, cogeneración y residuos
El Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital ha publicado en el BOE una orden por la que se actualizan las retribuciones de las instalaciones de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos para el segundo semiperiodo regulatorio que va de los años 2017 a 2019, lo que va a suponer un incremento de la retribución de estas instalaciones de unos 600 millones de euros al año, que se llevará a cabo sin subir los peajes.
Con esta actualización se garantiza una rentabilidad razonable del 7,4% a las instalaciones. La Ley Eléctrica establece que, al finalizar cada semiperiodo regulatorio de tres años (ahora), se revisen para el resto del periodo regulatorio las estimaciones de ingresos por la venta de la energía en el mercado. Al finalizar cada periodo regulatorio de seis años, se podrán revisar todos los parámetros retributivos de las instalaciones tipo, excepto la vida útil regulatoria y el valor estándar de la inversión inicial.
elEconomista.es, 22/02/2017

Europa reforma las bolsas eléctricas para acercarse a un precio único
Europa está avanzando en la creación de un mercado único de la energía. Los mercados organizados de electricidad junto con los gestores de las redes de transporte de 12 países, preparan una modificación del sistema de venta de energía que comenzará a funcionar en octubre y que permitirá optimizar la formación de precios de la energía para acercarse a un precio único europeo.
El denominado Proyecto XBID creará un mercado intradiario integrado transfronterizo que facilitará el comercio de energía entre las distintas zonas de Europa de manera continua. Este nuevo sistema permitirá vender la electricidad generada en España en otro país de la Unión Europea siempre que exista capacidad disponible. Participan 16 operadores del sistema.
Red Eléctrica y la portuguesa REN consideran que la alternativa más conveniente para la primera fase será un modelo como el italiano, que permitiría mantener las seis subastas Mibel para que el mercado siga manteniendo la mayor liquidez. Además se facilitará la participación gradual de los agentes en el mercado continuo.
elEconomista.es, 02/03/2017

España defiende aumentar y potenciar las interconexiones y la eficiencia energética en la UE
El Consejo de Ministros de Energía de la Unión Europea, celebrado en Bruselas, se reunió a finales de febrero para intercambiar opiniones sobre las medidas de energía y clima para 2030 del llamado “Paquete de Invierno” propuestas por la Comisión Europea.
Las medidas se concretan en ocho propuestas legislativas que marcarán la hoja de ruta para la consecución de los objetivos de energía y clima de la UE a 2030. El objetivo final es que la Unión Europea lidere la transición energética, con inversiones necesarias y el fortalecimiento del mercado interior.
El secretario de Estado de Energía español ha acogido favorablemente los objetivos y el contenido de la hoja de ruta propuesta por la Comisión y ha señalado que España ya aplica algunas de las propuestas, como la integración de renovables en los mercados mayoristas.  Navia resalta que las propuestas deben tener en cuenta que un verdadero mercado interior sólo resulta posible si existe un nivel elevado de interconexiones con los países vecinos. Así, España ha defendido adoptar medidas urgentes para aumentar el nivel de interconexión de los países que se encuentran por debajo del objetivo de interconexiones, como el caso de nuestro país.
Al referirse al potencial de la eficiencia energética para alcanzar los objetivos de energía y clima, el secretario de Estado ha señalado que este potencial no está siendo plenamente explotado y que deben eliminarse todas las barreras regulatorias y financieras que actualmente frenan las inversiones a largo plazo en eficiencia energética.
Antes del Consejo de Ministros, Navia se ha reunido con su homólogo portugués, y han manifestado la voluntad de intercambiar experiencias regulatorias y han acordado cooperar estrechamente en la defensa de asuntos de interés común en las negociaciones europeas, en particular para aumentar las interconexiones y para eliminar las barreras a las inversiones a largo plazo en eficiencia energética. Asimismo, han subrayado la importancia de dar un impulso a la integración del mercado ibérico de gas, acordando avanzar en una estructura de MIBGAS que acomode adecuadamente las necesidades de ambos países.
Nota de Prensa Minetad, 27/02/2017

La EDAR de Ciudad Real tendrá una planta de cogeneración eléctrica
La Estación de Aguas Residuales de Ciudad Real tendrá una planta de cogeneración eléctrica a partir del biogás que se genera en la propia depuradora. La Consejería de Economía, Empresas y Empleo, a través de su dirección provincial en Ciudad Real, ha sometido a información pública la solicitud de autorización administrativa para su construcción.
Se trata de una iniciativa que se está generalizando con el objetivo de conseguir infraestructuras más sostenibles y más respetuosas con el medio ambiente” aseguran desde  Acuona en Ciudad Real. En este sentido, explican que las plantas de cogeneración instaladas en otras depuradoras permiten aprovechar el gas metano que se genera en la instalación para transformarlo en la energía necesaria para que funcione la EDAR sin necesidad de un consumo externo.
La instalación de cogeneración se revalorizará el biogás producido en los procesos de digestión y equipos de medida y protección asociados para disminuir el consumo energético de la planta y hacerla más sostenible, de forma que se cumpla con un doble objetivo económico y medioambiental.
Lanza Digital, 16/02/2017

Neoelectra gestionará la central de cogeneración del grupo lácteo Clun en Ames
La empresa Neoelectra cierra un acuerdo con el grupo lácteo Clun para gestionar la planta de cogeneración de Ames. Actualmente, gestiona 14 plantas de cogeneración, dos de biomasa y cuatro de recuperación de dióxido de carbono.
El grupo Clun, que une a las cooperativas Feiraco, Melisanto y Os Irmandiños, mejorará sus índices de eficiencia al reducir el coste energético asociado a la planta industrial. La central de cogeneración de Ames inició su actividad en agosto del año 2000 con una capacidad total instalada de 7,3 megavatios proporcionada por dos motores que aportan una producción anual media de 60,8 gigavatios por hora.
La Voz de Galicia, 17/02/2017

El Parlamento francés aprueba un proyecto de ley de autoconsumo de electricidad
El Parlamento francés ha aprobado un proyecto de ley encaminado a incitar el consumo de electricidad para los hogares o las empresas que generan electricidad, generalmente a partir de paneles solares. El proyecto había sido ultimado por un comité conjunto, para establecer un marco regulador para el autoconsumo.
El proyecto de ley obliga a los operadores de la red eléctrica a facilitar las operaciones de autoconsumo y a determinar una tarifa específica para el uso de la red. Asimismo, también incluye detalles para el autoconsumo colectivo (varios usuarios consumen la electricidad de una instalación, por ejemplo, en un edificio de viviendas múltiples).
Los decretos de aplicación y las órdenes de tarifas se sucederán en las próximas semanas. Las pequeñas instalaciones de autoconsumo pueden beneficiarse de una prima de inversión de 800 € / kWc (hasta 2.400 € / kWc para instalaciones de 3 kWc), a pagar más de 5 años. La tarifa de venta excedente se reducirá a 6 € / kWh.
Enerdata.net, 17/02/2017

Mercado virtual de energía renovable basado en intercambio distribuido inteligente
El consorcio formado por la Agencia Australiana de Energías Renovables (ARENA) y la empresa GreenSync ha lanzado un mercado virtual de energía renovable denominado “deX” (Decentralised Energy Exchange), un sistema de intercambio energético distribuido inteligente que permitirá que los propietarios domésticos puedan alquilar su capacidad de generación y almacenamiento de energía solar fotovoltaica.
De esta manera, Australia se convierte en el primer país del mundo en contar con un mercado de semejantes características, que además está apoyado por el gobierno.
Se trata de una red virtual de centrales eléctricas constituidas por redes inteligentes de tejados. Dentro de esta red distribuida, el sistema deX puede controlar el flujo de energía en todas las direcciones y reconducirla hacia los puntos donde más exista mayor demanda.
Smart Grids Info, 10/03/2017

 
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