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Acogen - Energía Eficiente CABECERA e + e On-line Enero 2018
nº106
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EDITORIAL ENE 18
Javier Rodríguez Javier Rodríguez
Director General ACOGEN
 
Editorial
España y Alemania ¿quién descubrió a quién?

En España nos encanta la marca Alemania. Es un cariño recíproco. Los españoles incluso admiramos -y anhelamos- la amplitud de miras de sus políticos y partidos y su eficacia para lograr pactos y coaliciones. Y también su franqueza para decir las cosas como son. Sin embargo, cuando se trata de política energética de Alemania y de España me viene a la cabeza la canción de Juan Luis Guerra, El costo de la vida: “¿pero quién descubrió a quién?”.

La “Energiewende” ha originado que los consumidores alemanes tengan una de las facturas eléctricas más caras de los países desarrollados; una senda en la que los españoles les precedimos, si bien el alemán medio es consciente de su causa principal -el respaldo legislativo a las energías renovables para que a futuro puedan competir con el carbón y el gas-, que consecuentemente apoya con su esfuerzo personal, asumiendo como propio ese compromiso ambiental y climático.

El reciente anuncio, refrendado por la coalición política en ciernes, de que Alemania retrasará unos años el cumplimiento de sus objetivos de emisiones, que no cumplirá en 2020, reduciéndolas un 30% pero sin llegar al objetivo marcado del 40% , ha originado ríos de tinta y sesudos análisis de su mix y de su política energética...

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Mercados y precios energéticos
triángulo

Precios Electricidad

Precios electricidad

El precio del mercado de energía eléctrica en Mibel ha empezado a ceder a corto y medio plazo después de incoarse expedientes sancionadores con multas ridículas a dos operadores ... Leer más
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Precios Electricidad

Precios Gas

Los Futuros interanuales del crudo DATED Brent repuntan 8,6%, frenados por una revalorización interanual del Tipo de Cambio US$/€ (+3,9%), efecto subida neta media de (+2,0%) en el Término Energía... Leer más
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Precios Electricidad

Precios CO2

Como muestra el gráfico de estacionalidad, el precio del EUA se incremento de forma considerable en el mes diciembre. El EUA Dic18 aumentó un 8,2% alcanzando un nuevo máximo de 2017...  Leer más
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Actividad ACOGEN
Actividad ACOGEN  

ACOGEN continúa con su actividad de carácter institucional y asociativo para atender las necesidades actuales de las plantas, así como las necesidades estratégicas para su futuro. El jueves 14 de diciembre, el director de Regulación asistía a una presentación en la sede de la CNMV...

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  ACOGEN en los medios
ACOGEN en los medios  

Comenzamos el año con la entrevista de El Mundo, edición Castellón al director general de ACOGEN, Javier Rodríguez. La cogeneración se perfila como un pilar energético para muchas industrias y la cerámica es una de ellas, un sector de gran importancia en esta provincia del Levante. 

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Cogeneración sin fronteras
punto Primera subasta para plantas de cogeneración en Alemania
punto La Universidad de Illinois en Chicago obtiene una subvención de $ 4,2 millones para avanzar en sistemas energéticos eficientes
punto El Hospital General de Lancaster instala el Centro de Energía del Futuro
punto Canal de Isabel II aumentará la producción de la planta de compostaje y secado térmico con cogeneración de Loeches
punto El Interpuerto Monterrey explora proyectos de cogeneración mediante gas natural
punto MAN Diesel & Turbo gana un contrato para una unidad de cogeneración en el sur de Alemania
punto El grupo de refinación y petroquímicos más grande de Israel construirá una planta de cogeneración
punto Sistemas de cogeneración: segmentos y demanda de suministro 2016-2026
punto COGEN Europe renueva su nueva web
punto Lanzamiento el Observatorio de la UE sobre la pobreza energética
punto El proyecto europeo ene.field demuestra que la microcogeneración está tecnológicamente preparada para contribuir a los objetivos de energía y clima de Europa

  Cogenerando por el mundo con MTU
Una marca del Grupo Rolls-Royce
Nos trasladamos al pequeño pueblo alemán de Waldenbuch, cerca de Stuttgart, donde se encuentra la fábrica de chocolates Ritter Sport, con una producción de tres millones de barritas al día, que ha confiado en MTU Onsite Energy para realizar una planta de cogeneración que genera un tercio de la demanda de potencia que tiene la fábrica, que produce más de 70.000 metros cúbicos de chocolate al año. La producción de chocolate requiere tanto frío como calor. La energía necesaria para este proceso es suministrada por la central situada dentro del edificio de producción, equipada con un grupo MTU. Su núcleo es una planta de cogeneración provista de un grupo a gas que cuenta con un motor de 16 cilindros de la serie 4000 de MTU Onsite Energy. 
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  Logo MTU, Rolls-Royce

Motor MTU cogeneracion
De un vistazo
De un vistazo
punto 'Es urgente dotar de un marco al pilar energético de la cerámica', entrevista al director general de ACOGEN
punto 'Cogeneración, eficiencia a gran escala'; tribuna del presidente de ACOGEN
punto 'Cogeneración: eficiencia para la industria intensiva en calor'; tribuna del presidente de ACOGEN
punto El CES respalda la cogeneración y el desarrollo de interconexiones
punto 'La generación tradicional y centralizada está evolucionando rápidamente hacia un nuevo sistema descentralizado'
punto La CNMC interpone ante el Tribunal Supremo un recurso contencioso administrativo contra el Real Decreto 903/2017 sobre reordenación del Ministerio de Energía
punto Economía regula el apoyo financiero público a la reindustrialización
punto Los precios de la producción industrial suben un 0,6% en la UE y la eurozona
punto Nadal y los países periféricos consiguen que el Consejo Europeo apoye las interconexiones
punto El sistema eléctrico español dispara sus emisiones un 18% en 2017 hasta las 74,8 millones de TCO2
punto El déficit eléctrico se sitúa en 1.443 millones, 365 menos de lo previsto
punto Competencia advierte de que el sector del gas acabará con un déficit de 120 millones este año
punto Bruselas enfría el objetivo de renovables y lo deja en el 27%
punto Los países de la UE acuerdan su posición sobre gobernanza de Unión de la Energía
punto El mito de una reducción progresiva de los combustibles fósiles
punto Engie España desarrollará la tarea de creador de mercado voluntario en Mibgas durante el primer semestre de 2018
 
Cogeneración en la industria chocolatera
Cogeneración en la industria chocolatera
Cogeneracion en la industria chocolatera

Eficiencia energética y viabilidad económica con cogeneración: MTU.

La producción de chocolate requiere tanto frío como calor. Por ello, el fabricante de chocolates Ritter Sport ha confiado en MTU Onsite Energy para instalar una planta de cogeneración en su factoría de Waldenbuch, Stuttgart (Alemania). La energía de la fábrica es suministrada por la central situada dentro del edificio de producción, equipada con un grupo MTU. Su núcleo es una planta de cogeneración provista de un grupo a gas con motor de 16 cilindros de la serie 4000 de MTU Onsite Energy. El módulo de cogeneración no sólo suministra la energía necesaria para fundir el chocolate, sino que también se encarga del sistema de aire acondicionado de la nave de producción.

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Editorial

España y Alemania ¿quién descubrió a quién?

EDITORIAL ENE 18 En España nos encanta la marca Alemania. Es un cariño recíproco. Los españoles incluso admiramos -y anhelamos- la amplitud de miras de sus políticos y partidos y su eficacia para lograr pactos y coaliciones. Y también su franqueza para decir las cosas como son. Sin embargo, cuando se trata de política energética de Alemania y de España me viene a la cabeza la canción de Juan Luis Guerra, El costo de la vida: “¿pero quién descubrió a quién?”.
 
La “Energiewende” ha originado que los consumidores alemanes tengan una de las facturas eléctricas más caras de los países desarrollados; una senda en la que los españoles les precedimos, si bien el alemán medio es consciente de su causa principal -el respaldo legislativo a las energías renovables para que a futuro puedan competir con el carbón y el gas-, que consecuentemente apoya con su esfuerzo personal, asumiendo como propio ese compromiso ambiental y climático.
 
El reciente anuncio, refrendado por la coalición política en ciernes, de que Alemania retrasará unos años el cumplimiento de sus objetivos de emisiones, que no cumplirá en 2020, reduciéndolas un 30% pero sin llegar al objetivo marcado del 40% , ha originado ríos de tinta y sesudos análisis de su mix y de su política energética, con titulares como “fracaso” o “desastre” y el cuestionamiento de su reputación y liderazgo ambiental y, por ende, su replicabilidad para la UE en el escenario global y del acuerdo de París. Nada más lejos de la realidad.
 
La realidad alemana y de la UE sigue siendo un éxito. Alemania alcanzó el año pasado su récord de 33% de electricidad renovable –con un incremento del 5% sobre 2016- y Europa sigue en la senda de cumplimiento de sus objetivos de emisiones a 2020 y avanza firme en la construcción de la Unión de la Energía y de su marco regulatorio –renovables, eficiencia, mercados, gobernanza…– a 2030 y más allá.
 
España también registró en 2017 un 33% de electricidad renovable idéntico al récord alemán, pero que en nuestro caso supone una caída desde el 41% alcanzado un año antes, siendo el peor dato de los últimos 5 años.
 
El récord de electricidad renovable de Alemania iguala el peor dato de España del último lustro, por la sequía. Por tanto, los resultados y compromiso de España siguen siendo todo un éxito.
 
Crecimiento económico, mejores perspectivas… no dormirse y seguir tomando medidas
 
El incumplimiento de Alemania de sus objetivos de emisiones se origina por un crecimiento económico mayor del esperado y por las decisiones sobre la energía nuclear. Ese país ha alcanzado la menor tasa de desempleo de los últimos 27 años –menos del 6%-, con un crecimiento del PIB en 2017 del 2,3% y con previsión del 2,5% para 2018. Los salarios suben, se dispone de enormes superávits presupuestarios y de gasto público, lo que se dice una fase expansiva de la economía y el bienestar para Alemania y también para su papel tractor de Europa.
 
En España –pese a la alta tasa de desempleo, 16,7% al cierre de 2017-, también nos ha ido muy bien: crecimiento del PIB del 3% en 2017 con previsiones más moderadas para 2018, un 2,3%. Sin embargo nuestro déficit público del orden del 3% del PIB y nuestros compromisos de reducirlo hacen que debamos seguir manteniendo un férreo control del gasto, dificultando la reducción de la enorme presión impositiva que soportamos y preservando y perseverando en la competitividad de nuestra economía.
 
Alemania atisba la reforma del sistema impositivo de recargos a los consumidores finales de electricidad sobre el que se ha sustentado buena parte de su desarrollo renovable, del autoconsumo y de su competitividad industrial. No parece, a pesar de la bonanza económica, que se vayan a incluir nuevos costes y subsidios, y deben encontrar otras vías sujetas también a las directrices europeas de competencia y ayudas de estado. Como ejemplo, la progresiva aplicación de cargos al autoconsumo de electricidad renovable en Alemania de los que se les venía eximiendo en aras de la sostenibilidad financiera tras el boom artificial del autoconsumo. En cogeneración -15% de la electricidad en Alemania- también se han empezado a hacer experimentos –una reciente subasta de 82 MW- tratando de encontrar nuevos esquemas que consoliden su mantenimiento y fomenten su desarrollo.
 
En España la reforma energética -realizada e implementada con éxito-, nos han situado un paso más allá de algunas problemáticas que ahora afronta la transición energética en Alemania. Aquí se ha logrado un equilibrio económico -metaestable- en los costes regulados del sistema eléctrico, y en la senda del gasista, y se ha implementado y recientemente aprobado por la Comisión Europea el sistema de apoyo a las energías renovables, cogeneración y residuos con el que se han realizado con eficiencia económica las subastas de 5.000 MW de energías renovables para cumplir los objetivos de CO2.
 
En cogeneración –el 10% de la electricidad nacional- el actual esquema español permite desarrollar la continuidad de vida útil hasta el año 2030 de los 2.700 MWe instalados en 304 fábricas. Una decisión óptima que garantizará escenarios exitosos y sostenibles a nuestros objetivos nacionales de eficiencia, reducción de emisiones y competitividad a los consumidores, especialmente a las industrias.
 
En España, las reformas estructurales realizadas nos sitúan en la vanguardia de las políticas energéticas. Hay que seguir poniendo en valor el esfuerzo que hemos abordado como país, sin complejos, con optimismo sobre la situación de transición energética de nuestras economías, con la vista en el largo plazo, en la sostenibilidad económica, ambiental y social. Con desarrollos a la medida de cada estado -sea España o Alemania- llegaremos a conformar un “traje común” de cumplimiento de los objetivos establecidos y comprometidos como Unión Europea que potencia, flexibiliza y da cobertura a los objetivos individuales, generando así  mayores sinergias y seguridad para todos los Estados miembros.
 
Al arranque de este 2018, con los pies bien anclados en la realidad, podemos y debemos ser optimistas con la situación de Alemania y con la de España y también con la UE. Unidos e interconectados, alcanzaremos grandes logros en política energética y acción por el clima.

Javier Rodríguez
Director General ACOGEN

Mercados y precios energéticos

Precios electricidad
Precios electricidad

El precio del mercado de energía eléctrica en Mibel ha empezado a ceder a corto y medio plazo después de incoarse expedientes sancionadores con multas ridículas a dos operadores del mercado eléctrico en plenas navidades por presunta manipulación de los precios mayoristas a través de ofertas de venta de generación especulativas (tecnología térmica basada en turbinas de gas de ciclos combinados),…, un año después de haberse producido. Tarde, mal y sin enviar las señales adecuadas (ejemplarizantes) para evitar o mitigar este tipo de actuaciones en el libre mercado.

El precio spot o de contado del mercado diario (Commodity) ha cerrado a 57,94 €/MWh en el mes de diciembre. Dicho nivel supone un valor menor -3,84 €/MWh (-6,6%) sobre media esperada (Spot & Balance Dic) hace un mes (cotizaba 61,78). La mayor demanda (invierno), el repunte inducido (manipulado por algunos países miembros OPEP) de los precios internacionales de los combustibles y el abuso excesivo de más exportaciones de España a Francia ha evitado mayores caídas. Los consumidores dentro de España no deberíamos pagar la factura de la luz de los franceses, a menos que se nos compense los daños y perjuicios de esos intercambios de energía de apoyo continuo ante eventuales planes de mantenimiento y revisión de plantas nucleares, por ejemplo. Hay que hacérselo ver. Muy bonito el mercado europeo, hasta que se ven abusos como éstos, quizás porque deberían haber dos precios, unos hasta cubrir la demanda nacional y otro para las exportaciones. Pero “es de locos” estar pagando el precio marginal para toda la demanda (nacional + internacional).

La volatilidad y los movimientos especulativos de los precios de la generación se repiten estacionalmente en la campaña de fin de año, volviendo a asustar a los consumidores industriales con precios desorbitantes tanto de pool como de operación técnica, para cerrar contratos de suministro lo más alto posible en próxima temporada. Se recomienda negociar con aquellos proveedores que disponen de coberturas year-ahead realizadas en la primavera. Otra recomendación es cambiar la fecha de vencimiento de contratos, extendiéndola del 31 de diciembre a 31 de marzo, coincidiendo con el calendario interanual de muchas multinacionales (que va de 1 de abril del año actual a 31 de marzo del año siguiente). Si un suministro opta por indexarse al mercado a través de comercializadora o generadora, o bien por comprar directamente en pool, debe tratar de realizar coberturas cuando más barato sea el precio futuro. Toca espabilar.

Así, el Precio Carga Base 2017 (media aritmética de todas las horas del año) ha cerrado en el Spot a 52,24 €/MWh, lo cual supone una caída de 0,33 €/MWh (0,6%) respecto a la previsión de hace un mes. El Calendar 2017 dejó de cotizar en OMIP a 46,0 a finales Dic 2016, siendo máximo 51,05, media 45,74 y mínimo 39,70. Por tanto, el 2017 ha cerrado en tremendo contango respecto al Carga Base 2016 (39,67 €/MWh), inclusive superando el valor máximo de los futuros, debido a repunte histórico del Spot en enero-febrero y segundo semestre del año. Igual no nos sorprenderemos si dentro de un año se abre otro tímido expediente sancionador.

Los Reyes Magos nos han traído algo de lluvias (aumento del producible hidráulico tanto fluyente como almacenable), de viento (debido a variaciones del tiempo atmosférico) y de sol (más producción fotovoltaica) en el mes de enero de 2018, llegando muchas horas a precios nulos (0 €/MWh) no porque la demanda se satisface sólo con renovables, sino porque hay mucha generación (especial y convencional) tomadora de precio (Price Takers) que oferta a precio cero bien porque no les compensa parar la planta y volver a arrancarla o bien esperando que otros marquen el precio marginal (térmica o hidráulicas regulables).

Así, lo que llevamos de mes y el futuro de balance de enero anticipan un Precio Carga Base de 48,72 €/MWh, que supone una espectacular caída de 29,4% (14,33 €/MWh) respecto a los futuros de Ene 2018 (63,05 €/MWh) de hace un mes.

Cuidado, que “no todo lo que brilla es oro”. Aún con la caída de enero, la previsión del Precio Carga Base 2018 cae tan solo un 0,9% (0,44 €/MWh) respecto a valores de hace un mes, bajando de 52,35 a 51,91 €/MWh.

Cabe enfatizar que el Calendar 2018 dejó de cotizar en OMIP a 52,41 a finales Dic 2017, siendo máximo 53,38, media 44,85 y mínimo 39,83. Por tanto, el 2018 está en leve backwardation, pero rozando el máximo futuro, debido a precios con tendencia alcista para resto del año.

Los futuros suben en toda la curva forward (a corto, medio y largo plazo), respecto a valores de hace un mes.

-Q4 2017: Cae de 59,2 (última previsión) a 57,9 (Cierre OMIE). Perdiendo -1,3 €/MWh (-2,2%).

-Q1 2018: Cae de 56,63 a 50,43 €/MWh. Perdiendo -6,2 €/MWh (-10,9%).

-Q2 2018: Sube de 49,23 a 50,50 €/MWh. Ganando +1,27 €/MWh (+2,6%).

-Q3 2018: Sube de 51,05 a 53,25 €/MWh. Ganando +2,20 €/MWh (+4,3%).

-Q4 2018: Sube de 52,55 a 53,40 €/MWh. Ganando +0,85 €/MWh (+1,6%).

El Calendar 2019 prácticamente se mantiene en torno a 49,0 €/MWh (nivel similar hace un mes).

El Calendar 2020 ha subido +0,71 €/MWh (+1,49%) pasando de 47,54 a 48,25.

El Calendar 2021 ha subido +0,69 €/MWh (+1.47%) pasando de 47,06 a 47,75.

El Calendar 2022 ha empezado a cotizar desde el 2 de enero al mismo nivel del 2021, demostrando falta de liquidez, si bien repuntando los próximos 4 años. Ojalá pronto la comercialización pueda evolucionar con clientes valientes que puedan contratar el suministro quinquenalmente (4 ó 5 años vista), requiriendo mayor transparencia, competencia y eficiencia, así como una supervisión más dura, continua y especializada de los mercados energéticos.

Benchmarking a partir de previsiones de mercado a medio plazo sigue arrojando precios mayores que las ofertas de comercializadoras más competitivas a precio fijo, si bien la brecha se va estrechando un poco. De hecho, hay algunas comercializadoras de las grandes utilities que ya no quieren ir a pérdidas (hipotéticamente frente a precios Spot o Futuros), y están ofertando sólo a precio indexado (pass-pool / pass-through).

Las tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR) de electricidad para 2018 se mantienen sin cambios en baja, media y alta tensión, dado que se prevé una demanda en 2018 superior (0,5-1,0%) a la de 2017.

Las tarifas de garantía de potencia (definidas como tarifas variables para los consumidores) también siguen congeladas, si bien es importante destacar que hay un enorme descuadre entre los costes del sistema (352,46 Millones €) asociados a la remuneración del cargo por capacidad que cobran los generadores térmicos (CCGT’s) frente a lo que pagamos todos los consumidores (736,55 Millones €) de forma directa en mercado mayorista (OS) o a través de comercializadora. Estamos hablando de un concepto que ha venido utilizando el Gobierno desde la liberalización del mercado, como una variable de holgura, para financiar otros conceptos ajenos al objetivo para el cual se ha constituido esa tarifa (cobro a consumidores) o incentivo (pago a generadores). Son unos 384 Millones € para “encaje de bolillos”.

Respecto a los peajes de autoconsumo, su publicación en BOE se produjo el 28 de diciembre, por medio de corrección a la Orden ETU/1282/2017, de 22 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2018 (en la citada orden no se incluyeron inicialmente). En la Memoria de Informe Preceptivo de la CNMC se indica una recaudación nula de ingresos por cargos por autoconsumo.

Respecto a los FEE’s de remuneración de operadores del mercado (OMIE) y del sistema eléctrico (REE), después de un cierto tiempo que llevaban congelados, se ha producido una subida media de 35,5% y 17,6%, respectivamente:

Generadores > 1 MW:

.  Fee OMIE sube de 8,73 a 11,83 €/MW disponible.

.  Fee OS sube de 38,43 a 48,18 €/MW disponible.

Consumidores (de forma indirecta por Comercializadora):

.  Fee OMIE sube de 0,02476 a 0,03357 €/MWh.

.  Fee OS sube de 0,10865 a 0,12772 €/MWh.

Respecto al FEE por Gestión de la Demanda, la subasta para 2018 celebrada antes de Nochebuena, ha supuesto una caída del 29% del coste total anual, en línea con lo que habíamos anticipado.

SUBASTAS DE INTERRUMPIBILIDAD (GESTION DEMANDA INTERRUMPIBLE)

 

Capacidad

Precio Medio

Coste Anual

Variación

Meses

Año

MW

€/MW/año

Millón€/año

M€/año

%

 

2015

3.020

168.166

      507,9 €

 

 

12

2016

2.890

173.973

      502,8 €

-    5,1 €

-1,0%

12

2017

2.975

176.420

      524,8 €

    22,1 €

4,4%

12

2018

2.600

143.393

      372,8 €

- 152,0 €

-29,0%

5

Es muy importante saber gestionar esta información, ya que podría suponer una subida de aproximada de 1,3 €/MWh en el Término de Energía de los contratos de suministro eléctrico en vigor o recientemente suscritos antes del 1 de enero de 2018, pero sólo durante los primeros 5 meses del año (Ene-May), y una bajada de aprox. 3,3 €/MWh a partir del 1 de junio de 2018. Dichos precios han sido estimados en barras de central, por tanto, deben considerarse los coeficientes de pérdidas para facturación a cliente final. “Quien calla, otorga”. Desde luego, es muy probable que las comercializadoras “no muevan ficha” por la variación de este concepto, excepto en aquellos casos en los que se factura de forma “transparente” y explícita (pass-through del Operador del Sistema a Cliente Final). Nosotros encantados de aportar valor (servicio) analizando caso por caso y haciendo escuela, ya que la facturación de este concepto no es nada trivial.

Respecto a los coeficientes de pérdidas horarios, también es posible que las comercializadoras trasladen aquellas subidas derivadas del incremento horario respecto a los valores definidos antiguamente en periodos tarifarios. De hecho, ya hay algunas que lo están haciendo y están en su derecho.

Respecto a los peajes regionales, nos consta que muchas comercializadoras ya los han venido facturando a cliente final, si bien suponen poco coste, de momento, pero vamos que debería dañar (desgastar) a los políticos en aquellas Comunidades Autónomas (CCAA) que han hecho de “conejillo de indias” (Cataluña, Valencia, Castilla-La Mancha y La Rioja). Ese cambio regulatorio ha tenido muy poca difusión en medios de prensa, radio y TV, convencionales y digitales. Ya veremos si se contagian otras CCAA o si por el contrario desaparece de una vez ese complemento territorial del ATR, especialmente si entra en la agenda de próximas elecciones regionales y locales. Desde luego, nadie sacó este asunto en las recientes elecciones en Cataluña, quizás porque no tocaba o por ser el menor complemento territorial aplicable.

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

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Precios Gas
Precios Gas

Los Futuros interanuales del crudo DATED Brent repuntan 8,6%, frenados por una revalorización interanual del Tipo de Cambio US$/€ (+3,9%), efecto subida neta media de (+2,0%) en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de hace un mes. Por su parte, los Futuros interanuales del gas NYMEX también se disparan en invierno por la mayor demanda (olas de frio) un (+4,5%) con una curva forward que anticipa una fuerte corrección estacional después del invierno.

El accidente ocurrido el 12 de diciembre en una estación de gas en Austria (Terminal de Baumgarten, al este de Viena, del consorcio petrolero austriaco OMV) sigue afectando con fuertes volatilidades en todos los hubs de gas europeos. El centro de distribución de Baumgarten, una infraestructura inaugurada en 1959, recibe anualmente unos 40.000 millones de metros cúbicos de gas y lo redistribuye a otros lugares de Europa, incluidos Alemania y el norte de Italia.

Los futuros interanuales del DATED Brent se han disparado de 61,8 a 67,1 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio han mejorado de 1,1893 a 1,2359 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX pasan de 2,79 a 2,92 US$/MMBtu, esperando un suelo de 2,7 en verano.

Todos los futuros del crudo y los productos refinados (derivados del petróleo) muestran un perfil en backwardation. Los precios del gas muestran un perfil estacional con perfil estable a medio plazo (2018) y bajista a largo plazo (2019).

A medio y largo plazo (2018-2020) el euro frente al dólar sigue mostrando una fuerte revalorización pudiendo alcanzar un target de 1,26 US$/€ a finales 2018, luego 1,28 a finales 2019 y 1,30 a finales de 2020. Esto sin duda nos ofrece una posibilidad de mitigación de las subidas esperadas de los derivados del petróleo que inciden en los precios de los contratos de suministro de gas. Interesante para hacer coberturas en cuanto se alcancen esos objetivos.

Los precios del Mercado Ibérico de Gas (España/Portugal) MIBGAS, producto day-ahead, habían caído progresivamente en verano, pasando de 17,94 €/MWh (May) a 17,63 (Jun) a 16,80 (Jul) a 16,5 (Ago) pero habían rebotado en (Sep) alcanzando 17,6, y ha seguido repuntando en (Oct) a 21,0, en (Nov) a 23,7 y en (Dic) 26,1 (valores estimados según todos los días cotizados). La subida en diciembre supone un incremento de +10,1% (+2,4 €/MWh) respecto noviembre.

Para Enero se anticipa una corrección a la baja del -15,4%  (-4,0 €/MWh) cotizando media acumulada 22,1 €/MWh en lo que llevamos de mes. Desde luego, los precios del Hub de gas ibérico no están siguiendo la senda de otros hubs.

En cuanto a los contratos del month-ahead (Futuro para el mes siguiente) ha mejorado la liquidez, pero sigue siendo inferior a la de junio:

-Jun 2017: ha tenido 18 días de actividad en May, con un precio futuro medio igual a 17,88 €/MWh, máximo 18,4 y mínimo de 17,52.

-Jul 2017: ha tenido 6 días de actividad en Jun, con un precio futuro medio igual a 17,59, máx 17,95 y mín de 17,10.

-Ago 2017: ha tenido 13 días de actividad en Jul, con un precio futuro medio igual a 17,17, máx 17,72 y mín 16,80.

-Sep 2017: ha tenido 9 días de actividad en Ago, con un precio futuro medio igual a 17,68, máx 18,40 y mín 16,95.

-Oct 2017: ha tenido sólo 6 días de actividad, en Sep, con un precio futuro medio de 18,82, máx 19,25 y mín 18,53.

-Nov 2017: ha tenido 13 días de actividad, en Oct, con un precio futuro medio de 23,10, máx 24,86 y mín 21,0.

-Dic 2017: ha tenido 14 días de actividad, en Nov, con un precio futuro medio de 24,71, máx 26,37 y mín 22,9.

-Ene 2018: ha tenido 13 días de actividad, con un precio futuro medio de 27,0, máx 28,38 y mín 24,91.

-Feb 2018: ha tenido 8 días de actividad en lo que llevamos de mes, marcando un precio futuro máximo de 25,25 €/MWh después de Nochevieja, pero desde entonces sigue cayendo hasta 22,8 €/MWh… sin tocar fondo.

La menor utilización de gas por parte de las plantas de ciclos combinados (CCGTs) para satisfacer la demanda en el mercado eléctrico supone excedentes de gas de traders que tratan de colocarlos en el mercado secundario de gas, para minimizar impacto de cláusulas ToP (Take-or-Pay).

La media acumulada del MIBGAS en 2016 cerró a  17,2 €/MWh, con fuertes subidas hasta fin de año.  La media en 2017 ha subido a 20,9 €/MWh, un 22% (+3,8 €/MWh). La tendencia alcista en enero 22,1 debería alertar a las autoridades supervisoras y reguladoras.

La incertidumbre que más podría afectar los precios del gas en España son los del Tipo de Cambio €/US$, si éstos llegasen a caer por debajo de 1,15 US$/€. Está fluctuando alrededor de 1,22 a medio plazo con fuerte tendencia alcista.

La figura de market-maker en Mibgas  se sigue notando, aumentando confianza y liquidez en transacciones a un mes vista. El efecto de mayor demanda (mayor actividad industrial y mayor demanda doméstica por uso de calefacción) durante el invierno puede estar afectando los balances de gas a corto plazo, pero no es motivo suficiente para justificar una especulación con un coste de oportunidad tan elevado.

Los agentes siguen esperando que coticen 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) para que podamos disponer de un precio de referencia eficiente, y así poder asimilar contratos de suministro de gas indexados al MIBGAS. No obstante, ya se empiezan a ofertar valientemente contratos de este tipo.

Las tarifas de acceso de terceros a la red de gas se vuelven a mantener en 2018, excepto la tarifa temporal del gas para uso como materia prima, que vuelve a subir, esta vez un 5,08% y desaparecerá a finales de este año. A partir de Ene 2019 dichos consumidores deberán acogerse al ATR que les corresponda por nivel de presión y consumo anual.

El FEE de remuneración del Operador del Mercado (MIBGAS) se mantiene en 3,92 Millones €.

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

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Precios CO2
Precios CO2

Evolución de precios

Como muestra el gráfico de estacionalidad, el precio del EUA se incremento de forma considerable en el mes diciembre. El EUA Dic18 aumentó un 8,2% alcanzando un nuevo máximo de 2017 en 8,30 euros el día 22 de diciembre. El volumen negociado también aumentó en un 14,3% comparado con noviembre. En el año 2017, los precios del carbono aumentaron en más del 20%.

Hubo varias razones que influenciaron el mercado de carbono en diciembre. La más importante fue el acuerdo tripartito sobre la reforma post-2020 del EU ETS que endurecerá el sistema al reducir la oferta de derechos de emisión. 2018 será el último año sin ninguna intervención en el mercado por parte de la Comisión Europea. Los volúmenes de 2019 se verán afectados por la reserva de estabilidad del mercado.

También en el aspecto político, el parlamento británico adoptó después de Navidad una enmienda a la regulación existente que obligaría a las instalaciones británicas a informar de sus emisiones verificadas y a entregar los derechos de emisión antes de que el Reino Unido abandone la UE el 29 de marzo de 2019. De esta manera, los derechos de emisión del Reino Unido no estarán marcados en el Registro de la Unión, mantendrán su elegibilidad en EU ETS y el país podrá subastar y distribuir los derechos de emisión en 2018.

Las subastas diarias de derechos se suspendieron desde el 18 de diciembre hasta el 8 de enero de 2018. Dicha falta de suministro dificultó a las empresas (y en mayor medida a los productores de energía) la cobertura de sus emisiones a finales de año.

Además, muchas compañías tienen una política interna que las obliga a cubrir sus emisiones en el mismo año para poder mostrar esa partida de costes en su ejercicio contable.

Los fundamentos de la energía también tuvieron un impacto positivo en el mercado de carbono. La menor disponibilidad de energía nuclear francesa y la sequía en la península ibérica hicieron que aumentasen las formas tradicionales de generación de energía (a partir del gas y el carbón). El precio de la energía alemana (referencia europea de precios) finalizó el año en su máximo anual.

Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos de CO2, son elaboradas por un analista externo - VERTIS-, 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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Fundada en 1998, Vertis Environmental Finance es una de las primeras empresas en el mundo en participar en los mercados de carbono. Nuestro equipo multinacional de expertos en comercio de carbono, acceso directo a las bolsas (ICE y EEX) y más de 1000 relaciones bilaterales con operadores e instituciones financieras en toda Europa, garantizan a nuestros clientes un servicio personal galardonado, mejores precios y un proceso de transacción rápido y seguro. Con oficinas en Budapest, Madrid, Varsovia y Bruselas, Vertis ayuda a sus socios en su transición a una economía baja en carbono.

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Actividad ACOGEN

Actividad ACOGEN ACOGEN continúa con su actividad de carácter institucional y asociativo para atender las necesidades actuales de las plantas, así como las necesidades estratégicas para su futuro.
 
El jueves 14 de diciembre, el director de Regulación, Rodrigo Álvarez, asistía a una presentación en la sede de la Comisión Nacional del Mercado de Valores en torno a las Implicaciones prácticas de la regulación financiera sobre los mercados energéticos.
 
La agenda del nuevo año se abría con la presentación del informe de la Agencia Internacional de la Energía relativo al Mercado Mundial del Carbón el día 11 de enero, acto al que asistía el director de Regulación.
 
El martes 16 de enero, ACOGEN estuvo presente en la reunión del Comité de Agentes del Mercado de OMIE. Este mismo día, el director de Regulación acudió a la reunión de la Comisión de Unión Europea de CEOE, que contó con la participación del secretario de Estado para la Unión Europea.
 
La Asociación Española de Cogeneración celebra su reunión de la Junta Directiva el 17 de enero en su sede de Madrid. Al día siguiente, ACOGEN asiste al desayuno “Una nueva política Industrial para España”, moderado por Miguel Sebastián Gascón, ex ministro de Industria, Turismo y Comercio, y organizado por el Club Diálogos para la Democracia. Asimismo, la Asociación acudirá al seminario Escenarios energéticos para España, organizado por Enerclub en colaboración con la AEEE.  
 
El miércoles 24, el director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, participará en un seminario sobre Gestión de los Mercados de Servicios de Ajuste del Sistema. La semana concluye con la asistencia al Pöyry Energy Breakfast y la participación en la segunda reunión de la Mesa para el Autoconsumo de Andalucía, mesa constituida, entre otros, por ACOGEN.
 
La agenda de actividad de enero finaliza con la asistencia del director de Regulación, Rodrigo Álvarez, al Comité de Seguimiento del Sistema Gasista, el 31 de enero. Por la tarde, ACOGEN asiste a la presentación del informe La industria, motor de crecimiento: análisis y recomendaciones”, elaborado por la Comisión de Industria y Energía de CEOE. En el acto participará el Presidente y los portavoces en materia de industria de la Comisión de Economía, Industria y Competitividad del Congreso de los Diputados. Asimismo, se debatirá cómo llegar a alcanzar el objetivo del 20% del sector industrial en el PIB para el año 2020, y cuáles son los retos y oportunidades a los que se enfrenta el sector industrial. El acto será clausurado por el ministro de Economía, Industria y Competitividad, Luis de Guindos.
 
En febrero, el equipo de ACOGEN acudirá a los XXVIII Premios de la Energía, organizados por el Club Español de la Energía, un acto que tendrá lugar el día 6 y que estará presidido por el ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, Álvaro Nadal. 

ACOGEN en los medios

ACOGEN en los medios Comenzamos el año con la entrevista que realizaba El Mundo, edición Castellón, al director general de ACOGEN, Javier Rodríguez. La cogeneración se perfila como un pilar energético para muchas industrias y la cerámica es una de ellas, un sector de gran importancia en esta provincia del Levante. El presidente de la Asociación Española de Cogeneración alerta de que varias instalaciones se pueden ver abocadas al final de su vida útil regulada antes de 2025 si el Gobierno no dota de un marco regulatorio a esta actividad energética, que supone una fuente de competitividad para múltiples sectores. No obstante, Rodríguez indica que “la administración ya está trabajando en ello”.
 
Según las estimaciones realizadas por ACOGEN, entre los años 2017 y 2025, el 60% del parque cogenerador español finalizará su vida útil regulada. Aunque es muy complicado desagregar datos por sector de actividad y provincia, concretamente en Castellón, al menos 4 instalaciones de unos 19,5 megavatios vinculadas a actividades industriales del sector cerámico, finalizarán su vida útil regulada en 2020. En las cifras manejadas aparecen también otras once instalaciones -con más de 43 megavatios- sin precisar sector de actividad. Incluyendo las anteriores, un total de 22 instalaciones con 110,7 megavatios estarían finalizando su vida útil antes del año 2025 y 11 de ellas pertenecerían al sector cerámico.
 
Por ello, para las industrias intensivas en calor que cogeneran es necesario y urgente contar con un marco que garantice la continuidad de las plantas. La propuesta de extender la vida útil de las cogeneraciones en funcionamiento impulsará las inversiones con la consiguiente mejora de la eficiencia energética y los planes de futuro para nuevas plantas. ACOGEN está convencido de que las soluciones llegarán de la mano del Gobierno, que ya está trabajando en ello, porque la continuidad de la cogeneración es clave para las políticas y medidas en las que administración e industriales están de acuerdo.
 
El director general de ACOGEN concluye destacando que el Plan de Energía Sostenible de la Comunidad Valenciana 2020 contiene valiosas referencias de apoyo a la mejora de las cogeneraciones existentes y al impulso para nuevas plantas de cogeneración. La Comunidad Valenciana está entre las de mayor potencia instalada en España y desde la Generalitat siempre se ha apoyado su utilización, especialmente en los sectores cerámico, textil o alimentario, donde juega un papel vital por su contribución a la economía industrial de la región. “Esto para nosotros es muy importante pues conllevará que cuando se desarrolle el marco nacional se puedan tomar medidas locales de mayor desarrollo”, señala Rodríguez.
 
La revista Energética XXI publica su especial Balance 2017 y Perspectivas para el 2018, que incluye la tribuna del presidente de ACOGEN, Antonio Pérez Palacio, “Cogeneración, eficiencia a gran escala. ACOGEN pide un marco de continuidad para las plantas hasta 2030”. A lo largo del año 2017, la actividad industrial y la cogeneración han caminado de la mano y a buen ritmo, mostrando una tendencia a futuro positiva que indica que las industrias intensivas en calor van a continuar necesitando más cogeneración. Sin embargo, destaca Perez Palacio, “los cogeneradores mostramos nuestra preocupación por la ausencia de un marco que de continuidad a esas plantas actualmente activas que ven como se acerca el final de su vida útil regulada sin garantía de poder seguir funcionando”.
 
Tal como indica el presidente de ACOGEN, en los informes encargados por la Asociación se constata que en 2017 había 48 industrias cogeneradoras -470 MW de potencia- que estaban en plazos límite para decidir las inversiones que aseguren su funcionamiento a futuro. En 2020, serán 1.200 MW más en 141industrias y, en 2025 alcanzarán los 2.800 MW en más de 300 industrias. “Esta realidad hace que  el sector reclame urgentemente un marco regulatorio estable que permita planificar con la antelación suficiente la continuidad de todas estas cogeneraciones que ahora funcionan con alta eficiencia energética y considerables ahorros económicos y medioambientales para los sistemas energéticos. Estas plantas son un factor de competitividad no sólo para cientos de industrias españolas cogeneradoras sino para el país en su conjunto. La ausencia de marco normativo que de solución a la situación congela importantes proyectos industriales y cuantiosas inversiones en las propias instalaciones de cogeneración y en la modernización y ampliación de sus industrias asociadas”.
 
Para el presidente de ACOGEN ”la transición energética debe realizarse de forma compatible con la competitividad de la industria intensiva en calor, y en ello la cogeneración puede jugar un papel clave. Es fundamental que el país pueda seguir disfrutando de las contribuciones económicas y medioambientales de la cogeneración y sobre todo de su capacidad para impulsar la eficiencia energética del país. Por ello, es necesario y urgente contar con un marco regulatorio que garantice la continuidad a las instalaciones en funcionamiento y su actividad a largo plazo. La Unión Europea promueve la cogeneración como eje fundamental de la Directiva de Eficiencia Energética, que la reconoce como un factor de eficiencia a gran escala, clave para conseguir gran parte del objetivo nacional de eficiencia energética y descarbonización”.
 
La revista OilGas publicaba en noviembre la tribuna “Cogeneración: eficiencia energética para la industria intensiva en calor. La cogeneración en el sector de refino”, del director general de ACOGEN. El directivo destaca que últimos doce meses han sido positivos para la cogeneración industrial, que ha crecido significativamente. Pero a pesar de lo positivo que pueda parecer este entorno las buenas noticias tienen sobre sí una amenaza: marco de incertidumbre, ya que muchas de las instalaciones de cogeneración que ahora funcionan bien y consolidan su actividad dejando atrás la crisis, también perciben como se acerca el final de su vida útil sin tener definido aún un marco de continuidad. 
 
En cuanto al sector del refino en España y la cogeneración, Rodríguez señala que la industria del refino cuenta en todas sus refinerías con instalaciones de cogeneración. Las plantas cogeneradoras vinculadas al sector refino suman una potencia eléctrica en funcionamiento de unos 600 MWe, lo que supone el 10% de toda la potencia instalada de cogeneración en nuestro país y  con la que produce el 1,5% de la electricidad nacional, unos 4.200 GWh, que equivalen al 14% del total de la producción de la cogeneración en España. El valor de mercado de la electricidad producida en las refinerías españolas supera anualmente los 350 millones de euros.
 
La cogeneración se emplea en la industria del refino en todo el mundo, recuerda Rodríguez, es consustancial al proceso, pues produce conjuntamente la electricidad y el calor que aportan eficiencia, descarbonización y competitividad a los productos del refino, contribuyendo al país con ahorros de energía primaria del orden del 20%. La cogeneración en las refinerías conlleva  numerosas ventajas adicionales al ser un suministro más fiable y resiliente, mejorando la calidad de suministro y minimizando la dependencia energética de los suministros externos. Además, añade el director general de ACOGEN, mejora el medio ambiente de forma asociada a la mejora de eficiencia en los procesos.
 
Las instalaciones de cogeneración en funcionamiento en las refinerías españolas están acondicionadas técnicamente para su continuidad durante la próxima década y para seguir aportando eficiencia, ayudando a la reducción de emisiones e impulsando la competitividad del sector refino y, como consecuencia, del país. Para ACOGEN, es preciso y urgente asegurar su continuidad a través del desarrollo de un marco regulatorio acertado que se implante de forma inmediata y después poder plantear mayores metas de mejora de eficiencia energética o de aprovechamientos del potencial de desarrollo de cogeneración presente en el sector refino.
 
Y concluimos con la tribuna del presidente de ACOGEN en Futur Energy, “Cogeneración: eficiencia para la industria intensiva en calor. Pérez Palacio señala que el balance de la cogeneración en los últimos doce meses ha sido positivo. Las industrias intensivas en calor que utilizan cogeneración han mostrado un notable incremento de su actividad, fabricando y exportando más, lo que ha supuesto mayores necesidades de calor y de electricidad que han sido cubiertas de la manera más eficiente con cogeneración. A lo largo del año 2017, la actividad industrial y la cogeneración han ido de la mano a buen ritmo y la tendencia también es positiva, así que las industrias intensivas en calor van a continuar necesitando ese calor eficiente que les da la cogeneración.
 
Sin embargo, 2017 se cierra con una gran incertidumbre, ya que muchas de las plantas que están funcionamiento de forma tan eficiente ven como va acercándose el final de su vida útil regulada sin que exista un marco normativo que de respuesta a su continuidad. La ausencia de marco normativo para solucionar la continuidad de estas plantas va más allá, ya que congela importantes proyectos industriales y cuantiosas inversiones, tanto en las propias instalaciones de cogeneración como en la modernización y ampliación de sus industrias asociadas.
 
El presidente de ACOGEN concluye destacando que la cogeneración es clave para que la transición energética se realice de forma compatible con la competitividad de la industria intensiva en calor. “Es fundamental que el país pueda seguir disfrutando de las contribuciones económicas y medioambientales de la cogeneración y de su capacidad para impulsar la eficiencia energética”, afirma. La Unión Europea promueve la cogeneración como eje fundamental de la Directiva de Eficiencia Energética, que la reconoce como un factor de eficiencia a gran escala, clave para conseguir gran parte del objetivo nacional de eficiencia energética y descarbonización.

Cogenerando por el mundo con MTU

Una marca del Grupo Rolls-Royce

Logo MTU, Rolls-Royce Nos trasladamos al pequeño pueblo alemán de Waldenbuch, cerca de Stuttgart, donde se encuentra la fábrica de chocolates Ritter Sport, con una producción de tres millones de barritas al día, que ha confiado en MTU Onsite Energy para realizar una planta de cogeneración que genera un tercio de la demanda de potencia que tiene la fábrica, que produce más de 70.000 metros cúbicos de chocolate al año.
La producción de chocolate requiere tanto frío como calor. La energía necesaria para este proceso es suministrada por la central situada dentro del edificio de producción, equipada con un grupo MTU. Su núcleo es una planta de cogeneración provista de un grupo a gas que cuenta con un motor de 16 cilindros de la serie 4000 de MTU Onsite Energy. El módulo de cogeneración no sólo suministra la energía necesaria para fundir el chocolate, sino que también se encarga del sistema de aire acondicionado de la nave de producción.
 
29ºC de temperatura de producción y tuberías calefactadas
La producción de chocolate está en funcionamiento durante las 24 horas diarias en un sistema de tres turnos, consiguiendo tener una operación de 300 días anuales” explica el jefe de producción de Ritter Sport. La planta de producción consta de 6 unidades de alta potencia y una de empaquetado. 350 toneladas de materias primas se procesan cada día para lograr una producción de 2,7 toneladas de chocolate cada hora.
Todo el chocolate se obtiene a partir de granos de cacao que, una vez secos, se limpian, tuestan y trituran, logrando una masa quebradiza que se mezcla con manteca de cacao, leche en polvo y azúcar. La máquina amasa todos los ingredientes a 40ºC durante 10 minutos. El chocolate líquido se mantiene en tanques de almacenamiento, a la espera de ser bombeado a través de tuberías de gran diámetro que comunican con las líneas de producción.
La tubería es un conducto doble. Por el interior circula el chocolate y entre el interior y el exterior se crea una camisa de agua. La planta CHP de MTU calienta tanto el tubo interior como el agua que circula entre ambos conductos, lo que evita que el chocolate se solidifique antes de finalizar el proceso de producción. Para lograr un chocolate perfecto es muy importante lograr la temperatura. Si la temperatura se mantiene constante en 29ºC, el chocolate desarrolla su mayor potencial de sabor, consigue el color deseado y además logra tener una superficie brillante.


Necesidad constante de energía
El calor residual procedente del refrigerante del motor se usa para calentar la fábrica” explica Dirk Rozema, gestor de la energía a cargo de la planta de cogeneración. “Esta planta es perfecta para nuestras necesidades, tenemos un requerimiento constante de energía durante todo el año, la energía y el calor que se producen se consumen aquí mismo” indica Rozema. La planta tiene un nivel de eficiencia del 90% y suministra 1.280 kW de potencia eléctrica y 1.580 kW de energía térmica. “Está perfectamente diseñada para nuestras necesidades. Opera al 100% de su potencia nominal durante todo el año” señala.
El programa energético de Ritter Sport se basa en dos pilares fundamentales. Una parte de la energía se produce a través de la planta de cogeneración de MTU Onsite Energy y por paneles solares. El resto procede de una empresa alemana pionera en eco-energía. “Somos pioneros en cogeneración dentro de la industria alimentaria con esta planta. Dadas las subidas en el precio de la electricidad de los últimos años, que la cogeneración nos permita generar nuestra propia energía es muy valioso” indica el jefe de la planta CHP. “No sólo ayuda a nuestro coste energético sino también al medio ambiente” añade.
 
Refrigeración de 15 minutos
Y, ¿cómo se introducen los sabores en el chocolate? El chocolate caliente se canaliza a través de la cinta de producción, las máquinas lo vierten en moldes precalentados que son dados la vuelta, eliminando el sobrante de chocolate. Se coloca mazapán o galleta y se inyectan las masas líquidas de sabores. Los chocolates se refrigeran a 8ºC para esperar su posterior procesamiento.
La energía generada por la planta de cogeneración calienta el borde del molde de chocolate para que el chocolate líquido cubra todo el contenido. La reciente barra de chocolate está casi terminada y se despega para ser enfriada. El calor de escape de la planta CHP pasa a través de un enfriador de absorción para producir energía de refrigeración usada para conservar el producto fresco durante el proceso de producción y almacenaje. El chocolate se mantiene en la cámara frigorífica durante 15 minutos a 8ºC.

Motor MTU cogeneracion FABRICA CHOCOLATE MTU

Cogeneración en la industria chocolatera

Cogeneración en la industria chocolatera

Cogeneracion en la industria chocolatera Eficiencia energética y viabilidad económica con cogeneración: MTU.
La producción de chocolate requiere tanto frío como calor. Por ello, el fabricante de chocolates Ritter Sport ha confiado en MTU Onsite Energy para instalar una planta de cogeneración en su factoría de Waldenbuch, Stuttgart (Alemania). La energía de la fábrica es suministrada por la central situada dentro del edificio de producción, equipada con un grupo MTU. Su núcleo es una planta de cogeneración provista de un grupo a gas con motor de 16 cilindros de la serie 4000 de MTU Onsite Energy. El módulo de cogeneración no sólo suministra la energía necesaria para fundir el chocolate, sino que también se encarga del sistema de aire acondicionado de la nave de producción.

ACOGEN - Asociación Española de Cogeneración | A. de Baviera, 15-bajo | 28028 Madrid
Tel.: 91 724 03 69 | Fax: 91 577 47 10
e-mail: acogen@acogen.es | www.acogen.es