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Es muy positivo extender dos años la actividad de las plantas que alcanzan su vida útil, pero urge desarrollar un marco estable para la industria cogeneradora

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Para ACOGEN, la prórroga de vida hasta 2020 de las instalaciones de cogeneración es sin duda una excelente noticia. La medida, reclamada por la Asociación desde hace meses y necesaria para que sus industrias sigan operando, es un decisión de carácter urgente para evitar el cierre de decenas de instalaciones de cogeneración, que en 2018 y 2019 finalizan su vida útil, que habría significado una escalada de costes energéticos en las industrias, una pérdida de eficiencia del sistema energético y un aumento notable de las emisiones. Por ello, ACOGEN valora muy positivamente la medida legislativa realizada por el Gobierno.

Sin embargo, tras aplaudir esta medida que permitirá a las plantas continuar su operación por dos años, la industria cogeneradora se ve en la obligación de señalar la necesidad y urgencia de desarrollar un marco que posibilite la operación más allá de 2020 y que fomente nuevas inversiones en renovación de plantas existentes y en plantas nuevas, posibilitando así una mayor utilización de combustibles renovables, gas natural o de bajas emisiones. Para los industriales, dos años es apenas “un suspiro” para la actividad productiva y para cualquier decisión de futuro.

Javier Rodríguez, director general de ACOGEN, señala que “las industrias siguen precisando un desarrollo regulatorio que aporte la certidumbre y la seguridad necesarias para planificar su actividad industrial en el medio y largo plazo, manteniendo y potenciando las contribuciones de la cogeneración a la transición ecológica y a la competitividad de la industria en España.”

El RDL incorpora medidas para la cogeneración de alta eficiencia que superen su vida útil regulatoria después del 1 de enero de 2018, extendiéndola por dos años, un derecho que se extinguirá en caso de que se desarrolle un nuevo régimen regulador. Señala igualmente que la cogeneración es un instrumento relevante para la mejora de la eficiencia energética y la reducción de las emisiones en la industria y que resulta necesario y urgente extender su vida útil para que toda la capacidad siga operativa, evitando que cuantiosos recursos económicos tengan que ser destinados a su sustitución en un momento en que la financiación será un recurso escaso.

Según el RDL, la industria necesita seguir operando sus cogeneraciones con un mínimo de rentabilidad y su cierre significaría escalada de sus costes energéticos, pérdida de eficiencia del sistema energético y aumento de emisiones, dado que las empresas tendrían que sustituir la cogeneración por consumo eléctrico y equipos generadores de calor equivalente. El RDL señala que es urgente evitar la pérdida de eficiencia del sistema y de rentabilidad de sus operadores puesto que en 2018 y 2019 finalizan su vida útil decenas de instalaciones con una potencia estimada de 248 MW, de los que 237 MW pertenecen a instalaciones de cogeneración de alta eficiencia que utilizan combustibles renovables o gas natural.

Tras el reconocimiento del papel clave de la cogeneración y la señal a su continuidad, las industrias cogeneradoras continúan necesitando un marco estable que aporte certidumbre. Los cogeneradores están expectantes y brindan su colaboración en los próximos meses para ultimar los desarrollos reglamentarios que afiancen el futuro.

En España la cogeneración está en 600 industrias intensivas en consumo de calor, -alimentarias, químicas, papeleras, textiles, azulejeras, automóvil, refino, etc., que fabrican el 20% del PIB industrial y exportan la mitad de lo que producen. La cogeneración es la mejor respuesta económica y medioambientalmente y supone una inyección de eficiencia energética para el país.

La CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) ha publicado los informes correspondientes a la novena liquidación provisional de 2018 (mes de septiembre) del sector eléctrico, de energías renovables, cogeneración y residuos y del sector del gas natural. (Acceso a los informes al final de la nota de prensa). (Para conocer en qué consiste el régimen de liquidaciones del sector energético que gestiona la CNMC, consulta CNMCBlog).

Sector eléctrico

El desajuste provisional de ingresos registrado en la novena liquidación de 2018 fue de 1554,9 millones de euros, 680,2 millones de euros menos de lo previsto para esta liquidación. Esta reducción se debe, fundamentalmente, a la menor retribución adicional y específica de los Sistemas no peninsulares (-393,9 M€) y de la actividad de la distribución (-220,9 M€).

Por otra parte, la demanda en consumo registrada en esta novena liquidación (167.541 GWh) es un 1,6% superior al valor promedio observado en años anteriores.

Esta demanda en consumo declarada en esta novena liquidación representaría el 69,4% de la demanda prevista para el ejercicio 2018, valor superior al promedio registrado en el histórico de las liquidaciones de los ejercicios 2015 a 2017 (68,2%).

Dado que los ingresos no han sido suficientes para cubrir todos los costes reconocidos, se ha procedido al cálculo y aplicación del coeficiente de cobertura, conforme al artículo 19 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico que ha dado como resultado un Coeficiente de Cobertura[1] del 85,83% y se aplica a cada uno de los costes reconocidos para determinar los costes a pagar con cargo a la liquidación.

Energías renovables

Se han liquidado 63.622 de las instalaciones activas en el sistema de liquidaciones de la CNMC. La liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada en el ejercicio 2018 (desde el 1 de enero hasta el 30 de septiembre de 2018), asciende a 5.414,5 millones de euros (antes de IVA o impuesto equivalente)

Como consecuencia de los citados desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, es necesario aplicar el mencionado Coeficiente de Cobertura, resultando una cantidad a pagar a cuenta a los productores de 614,026 millones de euros (antes de IVA o impuesto equivalente).

La liquidación provisional a cuenta correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado asciende a 55,211 millones de euros antes de IVA o impuesto equivalente. En la fecha de cierre de la liquidación 9/2018 se habían recibido ingresos del Tesoro Público que permiten abonar el 100% de esta partida a los productores de energías renovables, cogeneración y residuos ubicadas en los territorios extrapeninsulares. La cantidad a pagar a cuenta a estos productores en la Liquidación 9/2018 asciende a 6,177 millones de euros, antes de IVA o impuesto equivalente.

Sector gasista

El total de ingresos liquidables declarados por las empresas al sistema liquidaciones por facturación de tarifas, peajes y cánones ha sido de 2.012 millones de euros. Esta cantidad es un 5,8% superior a la del mismo periodo del ejercicio anterior debido al incremento de los ingresos por peaje de transporte-distribución.

Para el ejercicio 2018, se incluyeron en el sistema de liquidaciones las retribuciones acreditadas en la Orden ETU/1283/2017 por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el año 2018, excepto la retribución por operación y mantenimiento del AS Castor afectada por la Sentencia del TC nº 152/2017. En esta novena liquidación del ejercicio, la retribución total acreditada a las empresas es de 2.122 millones de euros, que es un 0,3% superior a la del año anterior

El déficit en términos de caja fue de 326 millones de euros frente a un déficit de 396 millones de euros en el mismo periodo del ejercicio anterior, lo que representa una disminución del 17,8%. Teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación se ha calculado un índice de cobertura del 84,7% de la retribución acreditada.

La demanda nacional de gas en 2018 facturada hasta el 30 de septiembre ha sido de 227,1 TWh incluida carga de cisternas desde plantas (7,8TWh). Esta cantidad es 6,6TWh superior a la del mismo periodo de 2017, lo que supone un incremento del 3,0%.

Por otra parte, el número de consumidores declarado por las empresas distribuidoras a 30 de septiembre de 2018 ha ascendido a 7,88 millones, con un aumento interanual de 103.366 consumidores (+1,3%), de los que 1,59 millones se suministran con tarifa de último recurso.

MAN Energy Solutions ha ganado el contrato para proporcionar una nueva solución de producción combinada de calor y electricidad (cogeneración) para el aeropuerto Ben Gurion en Tel Aviv, Israel. Como futura principal fuente de energía, un motor dual MAN 9L51/60DF suministrará al aeropuerto 9,2 MW de energía eléctrica. El motor funcionará principalmente con un suministro doméstico de gas natural. La entrega de la planta, tras su construcción por la compañía israelí Telemenia, está planeada para finales de 2019.

El motor de la central eléctrica no solo generará electricidad, sino que también contribuirá al sistema de aire acondicionado del aeropuerto a través de la cogeneración. En lugar de un enfriador de compresión convencional alimentado por electricidad, el sistema de aire acondicionado explotará el calor generado por el motor para proporcionar refrigeración.

La solución de cogeneración no solo aumenta la eficiencia de la planta hasta más del 70%, sino que el aeropuerto también ahorrará la electricidad que de otro modo se habría requerido para operar la enfriadora.

Una solución indispensable

Con más de 16,5 millones de pasajeros al año, el aeropuerto Ben Gurión es el aeropuerto más grande e importante de Israel, lo que hace indispensable un suministro de energía fiable. La operación de la nueva instalación significará que el aeropuerto ya no extraerá su energía de la red nacional sino que, más bien, operará independientemente del suministro energético público.

Para cumplir con los altos estándares de seguridad, se debe garantizar el suministro de energía del aeropuerto en caso de cualquier crisis. En consecuencia, la fiabilidad de la tecnología utilizada es de gran importancia. Gracias a su capacidad de combustible dual, el motor MAN 9L51/60DF permanecerá en pleno funcionamiento, incluso durante cualquier interrupción del suministro de gas.

Bajo el lema “ECONOMÍA, ECOLOGÍA Y EFICIENCIA: LA COGENERACIÓN EN EL NUEVO MARCO”, ACOGEN, Asociación Española de Cogeneración, celebró hoy su Asamblea Anual 2018, en la que su presidente, Antonio Pérez Palacio mostró su confianza en que el Ministerio para la Transición Ecológica “actúe con celeridad y ponga en marcha las anunciadas medidas para la extensión de la vida de las plantas hasta la implantación del nuevo Plan Renove previsto en la ley Eléctrica desde 2013”.

Las intervenciones y mesas de la Asamblea giraron alrededor de la importancia de la energía en la competitividad industrial de España y en cómo la cogeneración es la solución eficiente para generar el calor y la electricidad que necesitan cientos de industrias en sus procesos productivos. En 600 plantas industriales repartidas por el país, la cogeneración genera de forma distribuida y eficiente casi el 12% de la electricidad del país. Más del 20% del PIB industrial -25.000 millones de euros de facturación y 200.000 empleos asociados-, está fabricado con cogeneración en instalaciones que consumen el 25% de la demanda de gas nacional.

La energía en la industria en España

La Asamblea se abrió con una ponencia del presidente, Antonio Pérez Palacio, titulada “Cogeneración, la respuesta económica y ecológica para el calor de la industria”. A continuación se desarrollo una mesa redonda sobre “Economía, eficiencia y competitividad de la energía en la industria”, en la que participaron Carmen Becerril, presidenta de OMEL; Javier Esteban, presidente de GASINDUSTRIAL; Sergio Figuerola, partner and managing director de BCG, y Fernando Soto, director General de AEGE. La mesa fue moderada por Javier Rodríguez, director general de ACOGEN.

La segunda mesa, sobre “Ecología, eficiencia y economía circular en la industria”, contó con Marta Margarit, directora general de SEDIGAS, Carlos Reinoso, director general de ASPAPEL, y Joan Groizard, director de Energías Renovables del IDAE, y fue moderada por Virginia Guinda, directora técnica de ACOGEN.

Cogenerador de Honor 2018 a SEDIGAS

Como cada año, ACOGEN entregó su “Cogenerador de Honor”, un galardón que pretende ser un reconocimiento a aquellas instituciones o personas que han contribuido al impulso a la cogeneración y que esta edición correspondió a SEDIGAS, por su labor de apoyo y fomento a la cogeneración y en reconocimiento del papel clave del gas en la eficiencia energética, reducción de emisiones y competitividad de la industria española. El galardón fue recogido por su presidenta, Rosa María Sanz.

El “Cogenerador de Honor” destaca este año a un sector, y la asociación que lo representa, de indudable y estrecha relación con la cogeneración: el gas. La cogeneración es su actividad productora y consumidora de energía utiliza el 25% de la demanda nacional de gas. SEDIGAS agrupa a todas las empresas, entidades y personas físicas comprometidas con el desarrollo de la industria del gas canalizado. Es el órgano representativo del sector e interlocutor ante las administraciones nacionales, autonómicas e internacionales, así como una pieza clave en la promoción del uso del gas a través de sus numerosas iniciativas y actividades.

Extender la vida útil y Plan Renove desarrollando el potencial identificado de nuevas plantas

Tras cinco años esperando que se desarrolle el Plan Renove, contemplado ya en la Ley 24/2013 del sector eléctrico, un gran número de cogeneraciones se acercan al final de su vida útil regulada de 25 años, por lo que urgen medidas que permitan la continuidad de esas plantas o de lo contrario se verán irremisiblemente abocadas al cierre. En los próximos dos años, 50 plantas de cogeneración -que suman 500 MW- llegan al final de vida útil y 99 industrias -con más de 900 MW- deben ya tomar decisiones de inversión sin que exista un marco legal que haga posible su actividad y esas nuevas inversiones. En cinco años las cogeneraciones en riesgo serán 250 -más de 2.300 MW. La magnitud del problema es muy significativa energética e industrialmente, ya que las plantas necesitan decidir las inversiones con tres años de antelación al fin de su vida útil.

Antonio Pérez Palacio, presidente de ACOGEN, señaló que “perder potencia activa de cogeneración sería desastroso para el sistema eléctrico y gasista, supondría perder sus positivas contribuciones a la eficiencia, acción por el clima, energía distribuida y conllevaría subidas en los mercados mayoristas de electricidad que alcanzarían a todos los consumidores, además de un batacazo para la competitividad de cientos de industrias españolas”.

Para evitar las paradas y dotar de un marco legal que permita la inversión, la solución propuesta por ACOGEN es mantener en operación de las plantas hasta 2030, extendiendo la retribución actual de aquellas que llegan al final de su vida útil regulada o hasta la llegada del Plan Renove. La situación es consecuencia del retraso de más de cinco años en desarrollar las medidas previstas en la Ley para regular la inversión en la renovación de las plantas.

El desarrollo requerido para lograr la continuidad de forma rápida, efectiva y sencilla antes de fin de 2018 pasa por una modificación y desarrollo de la Ley 24/13, y por el mandato para elaborar en 3 meses la propuesta de Plan Renove (ya incluida en la Ley desde 2013) a cargo de una Comisión para la Transición Ecológica de la Industria, coordinada por los Ministerios de Industria y Transición Ecológica (MINCOTUR + MITECO). La solución propuesta por ACOGEN mantendrá los ahorros que aportan las plantas de cogeneración a la vez que reducirá su coste regulado, siendo siempre los ahorros superiores a los costes.

Es vital que se desarrolle una planificación hasta 2030 que permita la incorporación del potencial identificado y realizable de nuevas plantas de cogeneración, con 1.800 MW en nuevas cogeneraciones que serán claves para contribuir a los objetivos de ahorro ecológico, eficiencia energética, garantía de suministro y competitividad en la transición energética.

Cuantificación de las contribuciones de la cogeneración al país

Las contribuciones anuales de la cogeneración al país se cuantifican en ahorros de 14 millones de barriles de petróleo al año, 8 millones de toneladas de CO2 y 25 millones de metros cúbicos de agua. El valor económico de estas aportaciones ecológicas de la cogeneración al sistema eléctrico suman en cifras de este año hasta 1.420 millones de euros, un ahorro que es retribuido parcialmente por el propio mercado y las actividades reguladas, resultando un superávit para el sistema eléctrico de hasta 667 millones de euros en este año 2018.

En la UE, la cogeneración genera el 12% de la electricidad y el 15% de la demanda de calor

La cogeneración está implantada en todo el mundo, especialmente en países desarrollados y en aplicaciones asociadas a la industria. En Estados Unidos hay 82.400 MW instalados, con más de 3.600 industrias, que producen el 12% de su electricidad nacional, el 70% con gas natural.

En la Unión Europea aún hay más, 125.000 MW de cogeneración que superan el 12% de la electricidad de la Unión y el 15% de su demanda de calor. Más de 100.000 consumidores de energía, como hogares, hospitales y fábricas, generan su propio calor y electricidad con cogeneración. Por países, Alemania es líder en cogeneración con más de 37.000 MW de cogeneración instalados, seguido de Italia con 8.500 MW, Holanda, Polonia, Finlandia y España, que con unos 4.600 MW operativos es el sexto país cogenerador de la Unión Europea.

La relevancia de la cogeneración industrial en Europa y en España es incontestable. La cogeneración llegó hace ya 30 años a la industria española como el método más eficaz para satisfacer las necesidades de calor que demandaban las fábricas en sus procesos -papeleros, químicos, cerámicos, alimentarios, textiles, de refino y de muchas otras actividades manufactureras más- a la vez que se genera la electricidad más eficiente y firme de forma distribuida.

La eficiencia máxima

La cogeneración es económicamente eficiente, implica un ahorro de energía, emplea menores recursos energéticos para producir las mismas demandas de calor y de electricidad, evitando emisiones y ahorrando además agua. Es el más por menos más evidente. Y este ahorro energético se traduce además directamente en mayor competitividad de las industrias y del país.

El conocimiento energético y su evolución es clave en la industria y la industria cogeneradora ha superado la etiqueta de “industria consumidora” para ser “industria autoproductora”, generando no sólo su energía sino también la que se demanda en su entorno próximo: la industria cogeneradora es generación distribuida de proximidad; los polígonos industriales y las ciudades cercanas a un cogenerador comparten su energía, una electricidad de alta eficiencia con menos emisiones y garantía de suministro.

La economía requiere de mercados eficaces y la cogeneración actúa como agente clave en los mercados de electricidad y del gas. Somos muchas industrias independientes imprescindibles para aumentar la actividad y la competencia en esos mercados, aportando generación, demanda y servicios al sistema eléctrico y gasista, y contribuyendo así de manera sostenible al mantenimiento y desarrollo de sus infraestructuras.

Contribución a los sistemas, eléctrico y gasista

La participación de la cogeneración en el mercado mayorista de electricidad logra que los precios de la electricidad sean entre 5,5 y 8 euros por MWh menores. Y en cuanto al gas, su desarrollo histórico y su futuro se asientan en la cogeneración y en la industria. Los cogeneradores apuntan el imprescindible papel de la industria y del gas para una transición ecológica del país con más eficiencia energética, menores emisiones y más competitividad industrial.

Ante la cada vez mayor volatilidad e incertidumbre, la cogeneración es una herramienta óptima de gestión energética para las industrias intensivas en calor. Una industria con cogeneración permite diversas opciones para gestionar mejor los retos de la transición energética y ecológica.

Portada_SepFEnergy_Octubre18

Especial dedicado a cogeneración, publicado a modo de separata de la edición de Octubre 2018 de FuturENERGY para su distribución especial en el XIV Congreso Anual de COGEN España, evento celebrado el día 23 de Octubre en Madrid, y en el que FuturENERGY participó activamente como media partner.

El contenido de este especial es el siguiente:

Cogeneración: el cambio ha empezado…pero no es suficiente
Estimación y distribución geográfica de la demanda térmica de México: Mapa de Calor
Estudio de la influencia de la limpieza del biogás en las prestaciones de sistemas de cogeneración
Producción y gestión energética de muy alta eficiencia para la fabricación de cerveza
Nueva gama de potentes motores en V de velocidad media
Energía sostenible para un camping en un entorno natural protegido, la isla de Ons

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MAN Energy Solutions se ha adjudicado un contrato EPC para construir una planta de cogeneración de alta eficiencia para Progressive Energy, el brazo energético del Grupo ElcaTex en Choloma, Honduras. La planta estará conformada por tres motores MAN 18V51/60 con una potencia total de 54,8 MW, y generará electricidad y vapor para una fábrica textil cercana.

MAN Energy Solutions asumirá un rol de EPC (ingeniería, adquisiciones y construcción) en el proyecto y será responsable de la construcción de toda la planta.

Para la fabricación de productos textiles, el vapor es tan importante como la electricidad, por lo que Elcatex Group buscaba una solución para producir electricidad y vapor de manera eficiente para impulsar su huella de fabricación. Gracias a la nueva planta, la compañía podrá aumentar su eficiencia energética al tiempo que se volverá más autónoma en su cadena de suministro de vapor.

Aunque los motores MAN 51/60 funcionarán con fuel oil pesado (HFO) una vez que se abra la nueva planta, Progressive Energy planea convertirlos a gas tan pronto como esté disponible un suministro seguro de LNG (Gas Natural Licuado, LNG). El cambio a gas reducirá aún más las emisiones de la planta.

Abengoa ha culminado con éxito el encendido de la turbina de gas, conocido como “primer fuego”, de la central de cogeneración eficiente A3T que la compañía construye en México.

Se trata de un importante hito para la próxima entrada en operación comercial de la planta, prevista para el cuarto trimestre de 2018, pues es la primera vez que la central recepciona gas y comienza a generar energía eléctrica. Los trabajos de construcción ya han sido completados y actualmente se encuentra en periodo de pruebas.

Tras este paso, el próximo será completar la puesta en marcha de la turbina de vapor y, consecuentemente, lograr la sincronización de la turbina de gas y de vapor para alcanzar el máximo rendimiento de la planta.

La central de cogeneración eficiente A3T, ubicada en el municipio de Centro (Villahermosa, Tabasco), contará con una capacidad garantizada de 220 MW y se regirá bajo el régimen legado de autoabastecimiento.

La energía producida por la planta, comprometida ya en más de un 75% a través de contratos de compraventa de energía (PPA), se comercializará a clientes de diferentes industrias de toda la República Mexicana durante los próximos nueve a quince años.

La CNMC ha publicado los informes correspondientes a la sexta liquidación provisional de 2018 (mes de junio) del sector eléctrico, de energías renovables, cogeneración y residuos y del sector del gas natural.

Sector eléctrico

El desajuste provisional de ingresos registrado en la sexta liquidación de 2018 fue de 1.815 M€, 554 M€ menos de lo previsto para esta liquidación. Esta reducción se debe fundamentalmente, a la menor retribución adicional de los sistemas no peninsulares (-287 M€), a la menor retribución específica peninsular (-55 M€) y a la menor retribución de la actividad de distribución (-147 M€), así como a una mayor facturación por peajes de acceso (+30 M€).

Por otra parte, la demanda en consumo registrada (103.914 GWh) fue un 2,5% superior al valor promedio observado en años anteriores.

Dado que los ingresos no han sido suficientes para cubrir todos los costes reconocidos, se ha procedido al cálculo y aplicación del coeficiente de cobertura, conforme al artículo 19 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico que ha dado como resultado un Coeficiente de Cobertura del 74,69% y se aplica a cada uno de los costes reconocidos para determinar los costes a pagar con cargo a la liquidación.

Por último, se advierte de la escasa relevancia de la Liquidación 6/2018 debido al desfase existente entre la declaración de los ingresos y la liquidación de las distintas partidas de coste.

Energías renovables

Se han liquidado 63.611 de las instalaciones activas en el sistema de liquidaciones de la CNMC. La liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada en el ejercicio 2018 (desde el 1 de enero hasta el 30 de junio de 2018), asciende a 3.553 M€ (antes de IVA o impuesto equivalente)

Como consecuencia de los citados desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, es necesario aplicar el mencionado Coeficiente de Cobertura, resultando una cantidad a pagar a cuenta a los productores de 425 M€ (antes de IVA o impuesto equivalente).

La liquidación provisional a cuenta correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado, asciende a 36,455 M€ antes de IVA o impuesto equivalente. En la fecha de cierre de la liquidación 6/2018 se habían recibido ingresos del Tesoro Público que permiten abonar el 100% de esta partida a los productores de energías renovables, cogeneración y residuos ubicadas en los territorios extrapeninsulares. La cantidad a pagar a cuenta a estos productores en la Liquidación 6/2018 asciende a 6,3 M€, antes de IVA o impuesto equivalente.

Sector gasista

El total de ingresos liquidables declarados ha sido de 1.505 M€. Esta cantidad es un 5,1% superior a los ingresos previstos para la liquidación 6/2018 y un 8,6% superior a la del mismo periodo del ejercicio anterior.

Para el ejercicio 2018, se incluyeron en el sistema de liquidaciones las retribuciones acreditadas en la Orden ETU/1283/2017, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el año 2018, excepto la retribución por operación y mantenimiento del AS Castor afectada por la Sentencia del TC nº 152/2017. En esta sexta liquidación del ejercicio, la retribución total acreditada a las empresas ascendió a 1.444 millones de euros, que es un 0,6% superior a la del año anterior

El déficit en términos de caja fue de 78 M€, frente a un déficit de 175 M€ en el mismo periodo del ejercicio anterior. Teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación, se ha calculado un índice de cobertura del 94,6% de la retribución acreditada.

La demanda nacional de gas en 2018 facturada hasta el 30 de junio ascendió a 153,6 TWh incluida carga de cisternas desde plantas (5,3 TWh). Esta cantidad es 10,9 TWh superior a la del mismo periodo de 2017, lo que supone un incremento del 7,6%.

Por otra parte, el número de consumidores declarado por las empresas distribuidoras a 30 de junio de 2018 ha ascendido a 7,86 millones, con un aumento interanual de 103.546 consumidores (+1,3%), de los que 1,6 millones se suministran con tarifa de último recurso.

Los cogeneradores llevan meses esperando un marco normativo que permita la continuidad a las plantas cuando finaliza su vida útil regulada y que establezca las bases para futuras inversiones

La Ministra de Transición Ecológica ha comparecido en el Congreso de los Diputados para exponer las líneas de su departamento. En su intervención, Teresa Ribera aludió a la necesidad de “revisar y actualizar” la cogeneración como una de las cuestiones prioritarias.

Ribera anunció un primer paquete de medidas urgentes de las que aunque no dio detalles, pero sí aludió a la elaboración de una propuesta ordenada respecto a la cogeneración, a la regulación del autoconsumo y a un marco regulatorio previsible y estable para los inversores.

Los cogeneradores necesitan una regulación que permita a las plantas continuar su operación al concluir su vida útil regulada y que fomente nuevas inversiones. Centenares de industrias no pueden seguir en esta incertidumbre sobre su futuro y el de las contribuciones que realizan a los sistemas energéticos.

ACOGEN reclama un marco regulatorio para las plantas que finalizan su vida útil regulada y para nuevas inversiones. Es vital y urgente contar con una regulación que permita a las plantas continuar su operación al concluir su vida útil regulada y que fomente nuevas inversiones en el potencial de crecimiento que la cogeneración tiene reconocida. Centenares de industrias clave para el país no pueden seguir en esta injustificada incertidumbre sobre su futuro y el de las positivas contribuciones que realizan a los sistemas energéticos.

Se trata de definir un marco que permita a las instalaciones existentes continuar su operación al concluir su vida útil regulada y que fomente nuevas inversiones, es decir un plan de renovación de la cogeneración que de certidumbre a la industria, una solución rápida y certera a este problema que cada día afecta a más industrias. La urgencia se incrementa conforme el tiempo pasa.

La filial mexicana de AESA (Asesoría Energética CHP México, S.A. de C.V.) ha obtenido en mayo la acreditación por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) como Unidad Acreditada (UA) para certificar centrales eléctricas limpias con tecnología de cogeneración eficiente.

Con esta acreditación, AESA amplía su gama de servicios a los cogeneradores en México, cubriendo la totalidad de las actividades necesarias a lo largo del desarrollo de una planta de cogeneración: estudios iniciales, ingeniería básica y de detalle, construcción, pruebas y puesta en servicio, operación y mantenimiento y, ahora, también certificación de centrales eléctricas limpias.

Todas las centrales eléctricas dentro de la Ley de la Industria Eléctrica (2014) están obligadas a certificar (por parte de una UA) su producción de Energía Libre de Combustible (ELC) para la obtención de Certificados de Energía Libre (CEL’s). Esta certificación será también necesaria para todas aquellos consumidores que dispongan de una central de cogeneración eficiente legada, que produzcan energía limpia en cuantía suficiente para cubrir la totalidad de su consumo eléctrico, y que deseen estar eximidos de la obligación de adquirir su correspondiente % de Certificados de Energía Limpia (5% en 2018, llegando hasta el 13,9% en 2022).

El proceso de acreditación es simple, requiriéndose de una primera visita técnica previa para comprobar la adecuación de la instalación y los instrumentos de medición, verificar los certificados de calibración de instrumentos y revisar documentación técnica. A continuación se puede planificar el realizar un prueba previa (que confirme los resultados esperables), o realizar directamente la prueba oficial. Para finalizar, la UA elabora el Dictamen Técnico y mediante registro vía OPE entrega toda la documentación a la CRE.

El importante ahorro en costes energéticos que esto supone resulta del mayor interés para los productores de energía limpia (cogeneradores, biomasa y energías renovables en general), que estarán en todo momento respaldados y asesorados por AESA, tratando su información con el máximo rigor y confidencialidad.