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La CNMC ha publicado hoy los borradores de circulares, entre los que se encuentra el de metodología para el cálculo de tasas de retribución financiera de las redes eléctricas y gasistas, una esperada y necesaria circular para adaptar la normativa.

 

La aludida circular actualiza la retribución financiera de redes hacia una rentabilidad razonable, alineándose con las retribuciones y modelos europeos. Los peajes que paga un industrial se destinan a sufragar el coste del sistema gasista y esta actualización hacia una rentabilidad razonable es un paso adicional para recuperar unos peajes armonizados en línea con los europeos.

En España, la industria es la base del sistema gasista, supone el 62% del consumo nacional total de gas, con una factura que se eleva cada año hasta los 4.700 M€. La competitividad del gas español ha empeorado progresivamente para los consumidores industriales con precios un 20 y un 25% más alto que el de sus competidores europeos. En costes regulados, los peajes están en España un 45% por encima de los de la media europea.

Los peajes que soporta el industrial español suponen un sangrante diferencial, que lastra la competitividad e incide directamente en la rentabilidad de sectores como el papelero, siderúrgico, cerámico, cogeneración, químico, vidrio, refino… y otros cuyas actividades productivas son intensivas en gas. Las circulares de la CNMC incidirán en el coste que paga por el gas el consumidor industrial, conformando un nuevo marco regulatorio que normalizarán unos peajes que minan la competitividad de cientos de industrias españolas.

GasINDUSTRIAL ha promovido la unión de once asociaciones sectoriales seriamente afectadas, que apoyan a la CNMC y reclaman la resolución del problema ahora que se está diseñando el nuevo marco normativo. Con GasINDUSTRIAL se alían: ACOGEN, industrias cogeneradoras; ANFEVI, vidrio; ANFFECC, productores españoles de fritas, esmaltes y colores cerámicos; ASPAPEL, fabricantes de pasta, papel y cartón; AOP, operadores de productos petrolíferos; ASCER, cerámicas; CONSEJO INTERTEXTIL ESPAÑOL, textil; CONFEVICEX, vidrio y cerámica; FEIQUE, químicas; y UNESID, siderurgia. Las asociaciones trabajarán conjuntamente para colaborar con la CNMC haciendo visible la importancia del coste del gas en la competitividad de sus actividades.

Para estas industrias, el gas es estratégico y llega a suponer el 60% de su coste energético de producción, por lo que determina su competitividad, más al tratarse de sectores fundamentalmente exportadores.

Ante la publicación de las Circulares de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sobre la retribución del mercado del gas, el sector gasista español manifiesta su decepción ya que considera que la metodología de retribución propuesta desincentiva al Sector en su objetivo de impulsar la transición ecológica a la que España se ha comprometido.

 

Las medidas propuestas están totalmente desalineadas con la regulación europea, que claramente está apostando por el acoplamiento de los mercados de gas y electricidad además de la flexibilización y el desarrollo de gas como vector para impulsar la descarbonización de la economía. Europa apoya el papel del gas para conseguir los objetivos marcados para la transición energética, y así lo ha reconocido en la estrategia publicada para el 2050.

Según estimaciones del gobierno, el PNIEC requerirá de 235.000 M€ para su desarrollo y, por tanto, de capital extranjero para llevarlo a cabo. Los grandes inversores seleccionan sus países objetivo en función de la estabilidad regulatoria y las señales económicas adecuadas, por lo que se debería evitar que estas circulares causen un impacto negativo directo en el mercado inversor, afectando no sólo al mercado energético sino al de las inversiones en general, así como a la imagen y la economía española.

El recorte en la retribución de las actividades reguladas no está justificado en este escenario, ni está alineado con las señales de política energética elaboradas por Gobierno
La reforma retributiva podrá frenar la consecución de los objetivos medioambientales, energéticos y de sostenibilidad con los que España se ha comprometido y no se ajusta a lo definido en la Orden TEC/406/2019, de 5 de abril, por la que se establecen orientaciones de política energética a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

Entre sus múltiples ventajas, la red gasista actúa como sumidero de CO2 y almacenamiento de energía, a la vez que aporta firmeza y respaldo al sector eléctrico ante el cierre de la industria del carbón, la reducción progresiva de la energía nuclear y la intermitencia de las energías renovables, asegurando el suministro de energía eléctrica.

El modelo retributivo actual, alineado totalmente con la actual política energética del Gobierno, entendido de forma integral, permite, además de contener el coste al consumidor, trasladar el riesgo de inversión al promotor.Gracias a las infraestructuras existentes, el gas podría llegar a 1,3 puntos de suministro adicionales y 14 TWh industriales en 2050, consiguiendo un ahorro de 900 M€ aproximadamente.

Con el nuevo modelo retributivo propuesto, el gas, siendo imprescindible para alcanzar la transición ecológica, ve imposibilitada su expansión y desarrollo, y sin poder garantizar una adecuada calidad de servicio.

Acciona ha iniciado la puesta en marcha del parque eólico El Cortijo, de 183 MW en Tamaulipas, el primero de los asociados a la Reforma Energética en México. Quince meses después de iniciadas las obras, la compañía ha conectado a red los primeros aerogeneradores, un proceso que se prolongará en las próximas semanas hasta la puesta en operación comercial del conjunto de la instalación. La inversión asociada al parque ronda los 235 M$ (unos 200 M€ al cambio actual).

El Cortijo es el resultado de la adjudicación a Acciona de 585,5 GWh de energía y de los certificados de energía limpia correspondientes, en la primera subasta de electricidad a largo plazo en México derivada de la Reforma Energética. Acciona Energía inició las obras del parque en marzo de 2017, siendo la primera compañía que comenzaba los trabajos de instalaciones adjudicadas en esa subasta. El ritmo de construcción ha permitido que la instalación pueda estar concluida con antelación a la fecha prevista.

61 aerogeneradores de 3 MW

Ubicado a 40 kilómetros al sur de Reynosa, El Cortijo consta de 61 aerogeneradores Nordex, modelo AW125/3000, de 3 MW de potencia nominal y rotor de 125 metros de diámetro, sobre torre de hormigón de 120 metros de altura de buje.

El parque eólico producirá electricidad de origen renovable equivalente al consumo de 350.000 hogares mexicanos. Evitará con ello la emisión cada año de más de 429.000 toneladas de CO2.

Los resultados de la tercera subasta de electricidad a largo plazo en México, dados a conocer en noviembre de 2017 y que adjudicaron a Acciona 52,04 MW de potencia garantizados por este parque, supondrán un tercer tipo de ingreso para esta instalación, adicional a los derivados de venta de energía y certificados de energía limpia.

En la construcción de ‘El Cortijo’ han trabajado una media de casi 400 empleados –570 en el pico de mayor actividad-.

El Cortijo es el quinto parque eólico en propiedad de Acciona en México, donde totaliza 740 MW instalados -557 MW en Oaxaca y 183 MW en Tamaulipas. Adicionalmente ha instalado 303 MW eólicos para terceros.

Complejo fotovoltaico en Sonora

Acciona construye asimismo un complejo fotovoltaico de 404 MWp en Sonora. Parte de este complejo -229 MWp de potencia- irá destinado a garantizar el suministro de los 478,3 GWh de electricidad adjudicados a la sociedad formada por Acciona Energía y Tuto, propietarios del proyecto, en la segunda subasta de electricidad a largo plazo en México. Otra parte cubrirá el suministro acordado mediante PPA con un cliente privado y el resto irá a mercado.

Esta instalación estará plenamente operativa en primer trimestre de 2019, fecha en la que Acciona Energía dispondrá de 1.140 MW renovables totales en el país.

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La potencia eólica aumentó el año pasado en España en 38 MW, lo que situaba el total a 31 de diciembre de 2016 en 23.026 MW, según los datos recabados por la Asociación Empresarial Eólica (AEE) utilizando el criterio de Acta de Puesta en Servicio.

De esta cantidad, 32 MW (el 84% del total) corresponden a parques de Castilla y León que ya estaban inscritos en el antiguo Registro de Preasignación y no han sido instalados antes por problemas ajenos a los promotores, lo que les da derecho a la retribución de las instalaciones anteriores a la Reforma Energética. El resto corresponde a los primeros megavatios instalados del cupo canario (4,6 MW) y a una repotenciación en Galicia (2,1 MW).

 

Es decir, que continúa la parálisis en la que se encuentra sumido el mercado desde que entró en vigor la Reforma Energética: en los últimos tres años, sólo se han instalado en el país 65 MW eólicos, frente a los 2.334 MW del trienio anterior. Esto ha obligado a los fabricantes de aerogeneradores y componentes presentes en España a exportar prácticamente el 100% de lo manufacturado en el país en los últimos tres años, lo que complica su permanencia en el país. Según la Planificación Energética 2015-2020, el Gobierno considera que España necesita 8.500 MW renovables para cumplir con los objetivos europeos a 2020, de los que 6.400 MW (el 75%) deberían ser eólicos.

Evolución anual y acumulada de la potencia instalada en España (1998-2016)

potencia-eolica

Si en España no hubiese 23.000 MW eólicos que proporcionan energía limpia y autóctona a los consumidores, en 2016 el precio del mercado eléctrico hubiese sido 15,26 euros/MWh más alto –un 28%–, según los cálculos de AEE. En el conjunto del año, la eólica generó 47.721 GWh, una cantidad muy similar a la de 2015, y abasteció de electricidad al 18,4% de los españoles, según datos provisionales del operador del sistema, REE.

Las miradas se dirigen ahora hacia la subasta de 3.000 MW renovables anunciada por el Gobierno que podría poner fin a la parálisis de las inversiones desde la moratoria verde. AEE aboga por un sistema de subastas que encuentre el equilibrio entre fomentar la energía barata, autóctona y sin emisiones, con el fomento del tejido industrial español. Para ello, sería necesario contar con cupos diferenciados por tecnología, de modo que las empresas tuviesen visibilidad y pudiesen tomar decisiones en consecuencia. Un sistema que garantice no sólo el cumplimiento de los objetivos medioambientales de la UE de cara a 2020 y 2030, sino que también contribuya a la reactivación de la economía de las diferentes comunidades autónomas y a la creación de empleo industrial.

Debería tenerse en cuenta también que, para que se reactiven las inversiones en el sector en España, es necesario resolver determinados aspectos de la Reforma Energética –especialmente en el Real Decreto 413/2014– que son un obstáculo para el éxito de la subasta por la inseguridad jurídica del propio modelo.  Destaca el hecho de que la rentabilidad razonable de los proyectos pueda ser modificada cada seis años. En el caso de esta subasta, se da la paradoja de que los proyectos que resulten adjudicatarios han de estar instalados a finales de 2019, fecha en la que acaba el periodo regulatorio de seis años en el que el Gobierno puede modificar la rentabilidad razonable de las instalaciones. Es decir, que los proyectos que vayan a la subasta lo harán a ciegas, desconociendo la retribución que van a tener, lo que dificulta sobremanera el acceso a la financiación.

También es necesario eliminar los límites de la senda de precios de mercado prevista que impiden que se alcance la rentabilidad que garantiza la ley. Asimismo, se debería compensar a las empresas cada año en vez de cada tres. En la misma línea, AEE considera que para el año 2020 y siguientes se debe utilizar una senda de precios de mercado para calcular la retribución más acorde con la realidad, opinión que comparte la propia CNMC como ha expresado en sendos informes. Esto implicaría utilizar la cotización actual del futuro de OMIP para el año 2020, de 42,22 euros/MWh, frente a los 52 euros utilizados por el regulador en su propuesta, aún pendiente de publicación en el BOE a pesar de que es la norma que fija la retribución del sector con efectos desde el pasado 1 de enero. Es decir que, actualmente, las empresas eólicas españolas no saben con qué retribución cuentan.

Potencia eólica instalada por Comunidades Autónomas en 2016 (en MW y porcentaje de cuota de mercado)

CC-AA

Potencia instalada por promotores (en MW y porcentaje de cuota de mercado)

promotores

Potencia instalada por fabricantes (en MW y porcentaje de cuota de mercado)

fabricantes

Fuente: AEE

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La llegada del nuevo Gobierno coincide con el final del primer semiperiodo regulatorio de tres años previsto en la Reforma Energética. Es decir que, tal y como prevé la normativa, corresponderá al nuevo Ministerio revisar antes de fin de año algunos de los parámetros económicos con los que se fija la retribución de las renovables ya instaladas para los próximos años, como es la senda de precios de mercado. La Asociación Empresarial Eólica (AEE) advierte de que existe un riesgo importante: si las previsiones de precios del mercado a futuro que fije el Ministerio (parámetro fundamental para establecer la retribución) se alejan de la realidad y se mantienen en línea con las del semiperiodo anterior, la remuneración anual del sector eólico puede ser un 56% inferior a la que le corresponde, con lo que las empresas no llegarían a la “rentabilidad razonable” que les promete la ley.

Esto se sumaría a los impactos anteriores: en el semiperiodo que acaba, las empresas han dejado de ingresar 630 millones de euros por la diferencia entre las previsiones de precios y la realidad, con lo que sus ingresos se han quedado incluso por debajo de esta rentabilidad razonable prevista por el regulador en la Reforma. De hecho, en los últimos tres años las empresas han cobrado una media de 6,37 euros/MWh menos por la desviación a la baja de la senda de precios prevista en la ley.

 

De los 630 millones que se han dejado de ingresar en el primer semiperiodo, sólo se compensará al sector con el 36% (con lo que pierde el 64% de lo que le corresponde), debido a que el sistema incluye unos límites diseñados de tal modo que resulta improbable que la compensación sea por el total.

Según los cálculos de AEE, si se toma como referencia un precio de 52 euros/MWh a partir de 2020 –como se hizo para el semiperiodo anterior–, la eólica dejaría de ingresar en los próximos tres años otros 600 millones de euros. Esta cantidad equivale al 16% de lo percibido por el sector en el primer semiperiodo en concepto de retribución. Cabe recordar que la retribución de 2016 fue ya un 41% inferior a la de 2013, el año anterior a la Reforma Energética.

AEE considera que el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital debería introducir las modificaciones necesarias en la regulación para que las empresas lleguen a la rentabilidad razonable, a la vez que se suprimen elementos que generan incertidumbre y falta de confianza en los inversores. Además de eliminar los límites a las compensaciones, sería necesario evitar también que se pueda cambiar cada seis años la “rentabilidad razonable” de los proyectos.

Los antecedentes

La Ley del Sector Eléctrico establece que el regulador debe utilizar los futuros de OMIP para calcular la previsión de precios para los próximos tres años (2017, 2018 y 2019). A partir del tercer año, no hay referencias obligatorias, pero para 2020 sí existe la referencia de los futuros de OMIP, la mejor estimación posible a día de hoy.

El sistema establece que las instalaciones renovables anteriores a la ley tienen derecho a una rentabilidad “razonable” para ser competitivas en el mercado del 7,39% antes de impuestos durante los primeros seis años. Para garantizar que así sea, se retribuye a los parques con un incentivo o retribución a la inversión (Rinv) que se calcula en función de una serie de parámetros, incluida una previsión de los precios del mercado eléctrico para los siguientes años.

Pasado este tiempo, se revisa si ha habido desviaciones de precios sobre las previsiones en el semiperiodo y, si es necesario, se compensa a las empresas hasta que alcancen la rentabilidad razonable a lo largo de toda la vida útil regulatoria del parque (20 años). El problema es que los límites mencionados impiden que la compensación sea por el total.

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Canarias es, a día de hoy, uno de los pocos reductos que tiene el sector eólico en España. La adjudicación de los 450 MW del cupo que se le reservó al Archipiélago en la Reforma Energética supone una oportunidad no exenta de incógnitas que se tratarán de aclarar en el evento Los retos pendientes de la eólica en Canarias, que AEE organiza el 14 y 15 de noviembre en Santa Cruz de Tenerife.

El Ministerio de Industria, Energía y Turismo calcula que los 450 MW del cupo, exentos de participar en las subastas reservadas a los parques peninsulares, le ahorrarán al conjunto del sistema eléctrico español unos 140 millones de euros anuales. Canarias es la comunidad autónoma española con un coste más elevado por MWh, de 207 €/MWh de media en 2014. El archipiélago no ha añadido prácticamente potencia eólica en los últimos diez años: tan sólo se han instalado 16 MW desde 2005. Los aerogeneradores canarios están agotando su vida útil (el 65% de las máquinas tiene más de 15 años).

 

La instalación de esos 450 MW eólicos supondría una inversión de unos 630 millones de euros, la creación de aproximadamente 3.500 empleos en los años de construcción y unos 1.400 puestos de trabajo fijos en las islas, según los datos de la Asociación Empresarial Eólica. El ahorro total para los consumidores del conjunto del país sería de 2.240 millones en los veinte años de vida útil de los parques.

Para dar respuesta a las cuestiones pendientes, AEE ha invitado a la jornada a expertos del sector público y privado que clarificarán las dudas que persisten tras la adjudicación del cupo canario. A lo largo de la jornada, organizada en colaboración con la Asociación Canaria (AEOLICAN), intervendrán representantes de las administraciones autonómicas e insulares, de REE, de la CNMC, de diversas entidades e instituciones financieras. También participarán las principales empresas promotoras y fabricantes del sector eólico que hablarán, entre otros temas, sobre los riesgos de limitaciones, la integración en red, la operación de las máquinas, o los códigos de red.

Se abordarán también las previsiones de desarrollo de la eólica en Canarias, las modalidades específicas para el desarrollo de los proyectos, la autorización administrativa, las propuestas para reducir los costes de los sistemas eléctricos no peninsulares, los retos del operador del sistema en Canarias, la integración en la red de sistemas aislados, la operación de las máquinas, la mejora en el uso de las redes y en la operación del sistema, entre otras cosas.

Se espera que la amplia reforma energética de México, que comenzó en 2013, revierta la producción de petróleo en declive del país, aumente la proporción de energías renovables en el sector de la energía, y disminuya el crecimiento de las emisiones de carbono, proporcionando una base sólida para un crecimiento económico robusto en el las próximas décadas, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

El sector energético mexicano está siendo completamente refundido por la Reforma Energética. La reforma termina con el duradero predominio de Petróleos Mexicanos (PEMEX) en petróleo y gas, y de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en el sector de la electricidad, abriendo partes fundamentales del sector de la energía a nuevos jugadores, inversión y tecnología.

Como resultado de este importante esfuerzo, se prevé que la producción total de petróleo de México, que ha caído en picado en los últimos años, de un giro alrededor de 2020 y se eleve a 3,4 mb/d en 2040, hasta casi 1 mb/d más que actualmente. El incremento se produce en gran parte debido a los nuevos desarrollos offshore, incluidas las perforaciones en aguas profundas, y ayuda a restaurar la posición de México como un importante productor y exportador mundial de petróleo.

Estos resultados están recogidos en el informe México Energy Outlook, parte de la serie World Energy Outlook (WEO) de la AIE, que examina el impacto a largo plazo de la Reforma Energética en el sector energético, así como sus consecuencias económicas y ambientales.

El informe también revela que el innovador sistema de subastas de México proporciona un impulso considerable a la energía limpia en el sector energético mexicano. Más de la mitad de la nueva capacidad de generación eléctrica del país instalada entre ahora y 2040 está basada en las energías renovables, aprovechando los enormes recursos eólico y solar de México. La nueva inversión en energía eléctrica es esencial para satisfacer el rápido crecimiento de la demanda eléctrica, y permite a México para alcanzar su objetivo de producir el 35% de la electricidad de fuentes limpias para 2024.

El informe viene un año después de que México diera los primeros pasos en noviembre de 2015 para unirse a la AIE. La adhesión de México sería un gran paso adelante para la nueva política de “puertas abiertas” de la AIE y permite una cooperación más profunda en los próximos años.

El México Energy Outlook nos motiva a seguir en el camino trazado por la reforma energética y duplicar nuestros esfuerzos“, ha declarado Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía de México. “El reto para México es convertir en realidad las predicciones positivas presentadas por la AIE. El informe incluye algunos resultados muy convincentes de lo que México hubiera enfrentado si la reforma no se ha promulgado.

El informe indica que sin estas reformas energéticas la producción de petróleo sería 1 mb/d más baja en 2040, los costes de la electricidad serían más altos, y el gasto de los hogares se vería afectado. Además, el coste para la economía sería considerable, reduciendo el tamaño del PIB mexicano en un 4% en 2040, lo que resulta en una pérdida económica total de 1 billón de dólares durante el período considerado en el informe.

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El final del primer semiperiodo regulatorio de tres años previsto en la Reforma Energética llega el próximo 31 de diciembre. Y con él, la primera revisión de los parámetros económicos con los que se calcula la retribución de las renovables. Para el sector de la eólica, a las múltiples dificultades a las que se ha enfrentado desde que se puso en marcha, se suma ahora el hecho de que va a dejar de ingresar 630 millones de los que el propio sistema le reconoce como necesarios para alcanzar la rentabilidad razonable a la que se compromete la Reforma Energética, del 7,39% antes de impuestos.

El sistema introducido en la conocida como Reforma Energética elimina los incentivos para las nuevas instalaciones (salvo que les sean otorgados a través de subastas) y establece que las anteriores a la ley tienen derecho a una rentabilidad “razonable” para ser competitivas en el mercado del 7,39% durante los primeros seis años (periodo regulatorio tras el cual ésta se puede modificar). Para garantizar que así sea, se retribuye a los parques con un incentivo o retribución a la inversión (Rinv) que se calcula en función de una serie de parámetros, incluida una previsión de los precios del mercado eléctrico para los siguientes años. Pasado este tiempo, se revisa si ha habido desviaciones de precios sobre las previsiones en el semiperiodo y, si es necesario, se compensa a las empresas hasta que alcancen la rentabilidad razonable a lo largo de toda la vida útil regulatoria del parque (20 años).

 

En los últimos tres años, la senda de precios prevista por el regulador se ha desviado una media de 6,37 euros/MWh a la baja, fundamentalmente por tratarse de años de elevados vientos y lluvias y precios de los combustibles fósiles bajos. Como consecuencia, la eólica ha dejado de ingresar 630 millones de euros que la propia regulación establece como necesarios para alcanzar la rentabilidad razonable. Sin embargo, sólo se compensará al sector con el 36% de esa cantidad (con lo que pierde el 64% de lo que le corresponde), debido a que el sistema incluye unos límites diseñados de tal modo que resulta improbable que la compensación sea por el total.

Esta pérdida afecta a los parques con derecho a Rinv; los 6.300 MW (304 parques) que no tienen derecho a incentivo porque la regulación se lo retiró de manera retroactiva han sufrido una merma en los ingresos del mercado previstos de 235 millones de euros en tres años que no pueden recuperar.

El sector viene denunciando la Reforma Energética desde su entrada en vigor debido a la volatilidad que supone que los ingresos de las empresas estén ligados hasta tal punto al precio del mercado y el hecho de que las compensaciones previstas por el sistema se repartan a lo largo del resto de la vida útil de los parques y no cuando las empresas sufren la pérdida en su flujo de caja dificulta la gestión.

La Asociación Empresarial Eólica (AEE) cree que el Gobierno debería modificar los aspectos de la norma que generan inseguridad jurídica, evitando que se pueda modificar la rentabilidad razonable cada seis años y eliminando los límites de la senda de precios prevista que impiden que se alcance la rentabilidad que supuestamente garantiza la ley. Asimismo, asegura que se debería compensar a las empresas cada año en vez de cada tres.

Los cambios del próximo semiperiodo

El final del primer semiperiodo puede traer consigo más riesgos. La Ley del Sector Eléctrico establece que el regulador debe utilizar los futuros de OMIP para calcular la previsión de precios para los próximos tres años (2017, 2018 y 2019). A partir del tercer año, no hay referencias obligatorias, pero para 2020 sí existe la referencia de los futuros de OMIP, la mejor estimación posible a día de hoy. Por regla general el regulador debe basarse en los precios actuales y atender a los pronósticos que indican que seguirán una senda bajista. Sin embargo, si apuesta por precios más altos, el incentivo será más bajo sin garantías de recuperación. Según los cálculos de AEE, si se toman como referencia los 52 euros/MWh que figuran en la ley en vez de los 41, tomando la senda de los futuros, la eólica dejaría de ingresar en los próximos tres años sin garantía de recuperarlos otros 600 millones de euros necesarios para alcanzar la rentabilidad razonable.

El sector eólico ha sido en términos absolutos el más golpeado por la Reforma: en los primeros dos años completos desde su aplicación, 2014 y 2015, los ingresos del sector han descendido un 23%, lo que en muchos casos ha puesto a las empresas en dificultades para atender el servicio de la deuda. El mercado doméstico se ha paralizado: en 2014 y 2015, se instalaron 27 MW en España, y los fabricantes de aerogeneradores exportaron el 100% de su producción, lo que dificulta que permanezcan en España. Estas dificultades están teniendo su reflejo en la pérdida de valor de los activos y en los cambios de manos de estos a precios inferiores a los anteriores a la Reforma Energética.

Se ha presentado la Hoja de Ruta de la Cogeneración 2017-2020, elaborada tras el análisis de las conclusiones de la Encuesta Acogen´16 sobre la situación de las plantas tras la reforma energética, los planes de inversión, las demandas de cambios normativos y la participación en los mercados, entre otras cuestiones.

La Encuesta Acogen´16 ha sido respondida por 147 plantas industriales y de servicios con cogeneraciones que suman más de 3.200 MW de potencia y suponen más del 70% de la capacidad de cogeneración en funcionamiento. La muestra, que incluye las principales empresas de todos los sectores industriales cogeneradores – alimentarias, químicas, papel, cerámica, refino, tableros, automóvil, agrícola. etc. –  ha permitido definir la nueva hoja de ruta que marcará los siguientes quince años de actividad de más de 600 instalaciones españolas.

La cogeneración industrial cierra un ciclo que ha durado 30 años y se prepara para afrontar un tiempo nuevo marcado por la reindustrialización, la eficiencia energética, la acción por el clima y  el acceso a los mercados.

Los resultados de la Encuesta Acogen´16 revelan cuatro importantes bloques de conclusiones:

  • Situación actual: mayor flexibilidad, menos horas de funcionamiento, nula rentabilidad

Actualmente, tras la reforma energética, los cogeneradores compiten hoy en el mercado eléctrico en difíciles condiciones de funcionamiento y con grandes retos tecnológicos y de gestión. Las cogeneraciones han modificado su funcionamiento en 6 de cada 10 plantas industriales, flexibilizándose para producir en función del precio del pool y funcionando menos horas.

En el marco actual las cogeneraciones se han visto obligadas a aplazar y reducir sus programas de mantenimiento, con riesgo para su funcionamiento futuro. También, la gestión de las cogeneraciones se ha encarecido considerablemente y requiere de mayor apoyo externo.

La encuesta confirma que en 4 de cada 10 plantas industriales con cogeneración, ésta es la única tecnología disponible para poder fabricar.

  • Inversiones: pendientes de decisión para invertir 1.500 millones de euros en cuatro años

Más de la mitad de los cogeneradores afirman que invertirán en la renovación de sus plantas pero que están a la espera de un cambio normativo. Necesitan invertir en sus instalaciones para seguir operándolas y para participar con éxito en los mercados energéticos, por eso reclaman ya y de forma urgente un Plan Renove que les permita dotarse de tecnologías y capacidades de gestión que ahora no tienen, asegurando una mayor eficiencia y competitividad energética a sus industrias. 

Más del 52% de los cogeneradores afirman que invertirán –en conjunto, unos 1.500 millones de euros, en cuatro años-, si se da un contexto normativo propicio. El nuevo ciclo supone inversión estratégica en gran parte del tejido industrial español, lo que fortalecerá la competitividad energética, la acción por el clima e impulsará exportaciones, actividad y empleo.

  • Evolución en la normativa: necesidad de cambios para llevar a cabo la Hoja de Ruta 2017-2020

Pero para invertir, los cogeneradores reclaman ajustes y cambios normativos imprescindibles que permitan impulsar la eficiencia y competitividad energética de sus industrias, el autoconsumo, la seguridad de suministro y la generación distribuida.

Reclaman que se fundamente la normativa en el ahorro de energía primaria asociado a las cogeneraciones de alta eficiencia; que se haga viable el suministro competitivo de calor a las industrias cogeneradoras, se elimine indefinidamente el peaje de autoconsumo, y que se recupere el reconocimiento de la garantía de potencia y disponibilidad que aporta la cogeneración de alta eficiencia. Y solicitan que evolucionen los peajes eléctricos para la generación distribuida.

  • Mayor participación en los mercados, tanto en los actuales como en los futuros

Los cogeneradores españoles afirman en la Encuesta Acogen´16 que quieren tener una mayor participación en los desarrollos de los mercados energéticos, tanto en los actuales mercados eléctricos de ajuste como en los futuros de capacidad. Según los encuestados, esa mayor participación también requiere inversión y gestión de la incertidumbre.

Asimismo, las respuestas de los industriales cogeneradores, que utilizan el 25% de todo el gas natural que se consume en el país, confirman su interés mayoritario en impulsar el mercado ibérico gasista MibGas como referencia en sus actividades.

Hoja de Ruta de la Cogeneración 2017-2020: seis medidas concretas y un nuevo clima de confianza

ACOGEN considera que antes de 2017 debe lograrse una evolución acertada del actual marco regulatorio, con el objetivo de recuperar la confianza de los industriales y promulgar con éxito el Plan Renove de instalaciones de cogeneración más eficientes. Este plan para renovación de instalaciones de cogeneración y residuos movilizaría en cuatro años, entre 2017 y 2020, una inversión de 1.500 millones de euros y permitiría reindustrializar una buena parte del tejido industrial español con eficiencia.

En la agenda política del Pacto de Estado por la Energía en España, las propuestas de la industria cogeneradora apuntan cambios estructurales de los sistemas energéticos con la modificación de la Ley del sector Eléctrico para lograr el desarrollo de los mercados y la evolución de las tarifas de red.

ACOGEN espera que el futuro nuevo Ejecutivo logre mantener una estrecha colaboración entre los cogeneradores, los reguladores y las Comunidades Autónomas, para que se trabaje con confianza y los industriales cogeneradores puedan desarrollar unas inversiones que sin duda impulsarán el futuro de cientos de industrias que fabrican y exportan desde España.

La Hoja de Ruta 2017-2020 contempla seis bloques de cambios normativos –que se corresponden con mecanismos normativos concretos.

El primero se refiere a hacer viable el suministro competitivo de calor a las industrias cogeneradoras, fundamentar la normativa en los ahorros de energía primaria de las cogeneraciones y corregir los overhaul en los estándares de coste de mantenimiento de las cogeneraciones. Estos cambios se acometerían ya para la revisión prevista en la Orden IET/1045/2014 de aplicación al semiperiodo 2017-2019, lo que supone contemplar en los estándares de las instalaciones tipo de cogeneración los descuentos típicos en la venta de calor a las industrias, el ahorro de energía primaria y valores de referencia estipulados a nivel europeo, así como la realización de los overhaul acometidos en la vida útil.

El segundo cambio es la eliminación indefinida del peaje de autoconsumo, modificando el RD 900/2015, otorgando carácter permanente  a la exención prevista en la Disposición Adicional 4ª para las cogeneraciones.

El tercero se refiere a la promoción de la participación en el mercado organizado MibGas, que se materializa en la modificación de la Orden IET/1345/2015 para que este mercado organizado sea el de referencia para la revisión del combustible gas natural de las cogeneraciones en nuestro país.

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El primer trimestre de 2016 ha puesto el acento sobre una de las circunstancias del sector eólico que no se tuvieron en cuenta al elaborar la Reforma Energética: cuanto más produce la eólica, más bajos son los precios del mercado eléctrico y menos ingresa el sector. En trimestres con tanto viento como el que acabó el 31 de marzo, esta situación cobra tintes dramáticos para algunos parques.

El trimestre que acaba ha sido el tercero con más generación eólica de la historia de España, con un total de 17.114 GWh y una cobertura de la demanda del 27,3%, que sitúa esta tecnología como la primera del sistema, según datos provisionales de REE. A pesar de haber generado un 9% más que en los tres primeros meses de 2015, los ingresos del sector procedentes del mercado eléctrico (de 467 millones de euros) han sido un 26% inferiores a los de hace un año. Es decir, que el efecto caníbal se ha disparado.

El sector eólico tiene muy claro que una de sus principales ventajas en términos económicos es bajar el precio de la luz para todos los españoles: en el primer trimestre, los consumidores residenciales han disfrutado de un PVPC un 21,4% inferior al del mismo periodo del año anterior, mientras los industriales han pagado un 32,8% menos en su factura. Ahora bien, tras los recortes de incentivos sufridos como consecuencia de la Reforma Energética, que dejaron a un tercio de los parques españoles sin retribución regulada, en periodos de mucho viento y bajos precios del mercado hay instalaciones que tienen dificultades para hacer frente incluso a sus costes de operación y mantenimiento.

Los costes de mantenimiento (OPEX) de la eólica según la Orden IET/1459/2014, que fija los parámetros económicos del sector, son de entre 24 y 29 euros/MWh. Y la eólica percibió del mercado una media de 27,3 euros/MWh en el trimestre.  Como se puede ver en el gráfico, muchos de los parques anteriores a 2004 –los que no perciben retribución– han sufrido pérdidas en el trimestre, una vez descontado el OPEX de sus ingresos del mercado.

Por otro lado, la retribución a la inversión (Rinv) que le corresponde a la eólica en el primer trimestre asciende a 312 millones de euros, de la que sólo ha percibido el 8,6% (el 26% de la Liquidación 1, la correspondiente a enero).

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Fuente: OMIE, Orden IET 1045/2014 y elaboración AEE
Los ingresos de febrero y marzo corresponden al precio medio del mercado eléctrico ponderado por el apuntamiento de la eólica, tal como prevé la Orden IET 1045/2014.
El OPEX no incluye los cánones eólicos autonómicos.

El sector eólico español –que en 2015 no instaló ni un solo megavatio en el país– ha tenido que soportar un recorte de 1.500 millones de euros en sus ingresos en los últimos dos años, lo que lo convierte en el más perjudicado por la Reforma. En un momento en el que el sistema eléctrico espera un superávit cercano a 900 millones de euros en 2015 y con previsión positiva para 2016, se debería destinar un porcentaje a devolver parte de lo que se le ha recortado al sector, de modo que las instalaciones con problemas pudiesen recuperar la estabilidad.

La Asociación Empresarial Eólica (AEE) considera necesaria una revisión de la Reforma Energética que dé estabilidad regulatoria a las instalaciones existentes y mejore su situación económica, sobre todo en dos aspectos clave: que la rentabilidad no sea revisable cada seis años y que se recupere parte de lo perdido con los recortes, eliminando los límites de cálculo del precio de mercado. Además, es urgente dictar una normativa que lleve al cumplimiento de los objetivos europeos de 2020 y 2030, que incluya un calendario de subastas para adjudicar los 6.400 MW eólicos previstos en la Planificación Energética a 2020, así como la introducción de cambios en la fiscalidad de la energía que promuevan el desarrollo renovable.

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