Actualidad | jueves 19 septiembre, 2019

El precio de la electricidad en agosto se desmarca de todas las previsiones

MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

Precios negociados por Creara en agosto

A continuación, se muestran los mejores precios negociados por Creara durante este mes para contratos de 12 meses de duración. Se aporta información en la modalidad de precio fijo y de precio indexado, este último es un valor estimativo.

Modalidad precio fijo

precio fijo electricidad

Modalidad precio indexado

precio electricidad idexado

MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

Agosto da un respiro a la cotización Spot

El precio promedio de la energía durante el mes de agosto se ha situado en 45 €/MWh, un valor que ha sido 12,81% inferior con respecto al mes de julio. Por otro lado, comparándolo con el precio medio del mes de agosto de 2018 se ha reducido en 19,19 €/MWh notándose una disminución notable del 29,89 %. Si analizamos los extremos:

  • El máximo diario se ha registrado el miércoles 28 con un precio de 51,19 €/MWh, en este día la aportación eólica alcanzó mínimos (27 GWh). Debido a esto, el hueco dejado por la eólica se cubrió con ciclos combinados, que registran un valor máximo durante este día de 315 GWh. Durante ese día, solo el 22,46% de la energía demandada provino de fuentes renovables.
  • El mínimo diario se cruzó el domingo 18 a 38,88 €/MWh, este valor está relacionado con la bajada de la demanda característica de un día no laborable. Además, este mínimo coincide con los mínimos de generación provenientes de las tecnologías fósiles, que marcaron un total de 155 GWh.

El mes de agosto ha registrado una temperatura media de 24,8 ºC, continuando una tendencia creciente respecto al mismo periodo de años anteriores. Estas temperaturas han podido influir en el descenso del 3,29% de la demanda respecto al mismo periodo del año pasado. Respecto a las precipitaciones se ha marcado una media de 23 l/m2, sucediéndose episodios con lluvias torrenciales en distintas zonas del país.

La cotización de los derechos de emisión ha revertido su tendencia alcista. En agosto, la cotización ha disminuido un 3.61% respecto al mes de julio, cerrando el mes con una media de 26,95 €/tnCO2.Aun así, hay un incremento del 27,96% respecto a agosto de 2018. Este descenso en la cotización de CO2 puede estar relacionado con la bajada de precios de la energía.

En agosto las cotizaciones del Brent también han descendido a valores de 59,04$/bbl. Este descenso del precio en agosto viene producido por la disminución de las tensiones entre China y EEUU. Por otro lado, el carbón se mantiene relativamente estable durante todo el mes, a excepción de un descenso el día 26 en el precio que se ve reflejado en un aumento de la generación que continúa hasta finalizar el mes. La evolución de la paridad €/$ continua la tendencia de julio, los valores se han movido entre los 1,1123- 1,0963. En cuanto al gas natural, ha presentado una subida que viene unida a un ligero aumento de la demanda de ciclos combinados.

Las reservas hidrológicas se han visto reducidas, el mes finaliza con una máxima teórica disponible es de 8.944 GWh, un 38,4 % de la total disponible y un 77,1 % de la disponible el mismo mes del año pasado. Si analizamos el balance de generación, la aportación de la tecnología hidráulica se ve reducida en un 21,61% con respecto a julio. La energía generada por esta tecnología ha sido de 1.247GWh en el mes de agosto lo que supone un 5,84 % del mix, valor un 40,9 % inferior al marcado durante el mismo periodo de 2018.

La tecnología nuclear continúa segunda en el ranking de generación durante este mes, la potencia nuclear se ha encontrado durante todo el mes al 100 % de su producción. Esta tecnología ha supuesto un 23,79 % dentro del mix generación lo que se traduce en 5.083 GWh. La tecnología eólica sigue manteniéndose en la tercera posición durante este mes, la aportación dentro del mix ha sido del 12,77 % de la generación total, 2.727 GWh.

Por su parte, este mes la generación de carbón ve reducida drásticamente su presencia dentro el mix. Este mes, es la séptima fuente de generación con 364 GWh, un 1,71 %. Por otro lado, el ciclo combinado continúa situándose en primer lugar en aportación a la generación, aumentando ligeramente su presencia con un 33,29 % suponiendo 7.112 GWh. La cogeneración disminuye su presencia respecto a julio en un 4,27 % aportando 2.365 GWh.

El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de agosto ha sido importador de energía eléctrica, en 346 GWh. En la parte exportadora se encuentra Portugal con 583 GWh, Andorra con 17 GWh y Marruecos con 22 GWh. En la parte importadora se encuentra, Francia con 969 GWh. La interconexión con Francia continúa a media carga debido a las tareas de mantenimiento que se están realizando.

La suma de componentes que forman el precio final se ha reducido en un 18 % respecto al mes de julio. Estos componentes suponen el 7,93 % del precio finales del mercado Spot.

Agosto se desmarca de todas las previsiones, se han alcanzado los precios más bajos de todo el año debido a la bajada en las cotizaciones del Brent y de los futuros de los derechos de emisión y con ello se han hecho más competitivos a los ciclos combinados.

Comparativa interanual del precio medio del Mercado Diario

Evolución precio medio Mercado Diario. Año móvil.

precio medio electricidad

Generación por tecnologías

precio electricidad generacion tecnologias

Variación de generación por tecnología

variacion por tecnologias

Resto de componentes del Precio Horario Final

MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

Bajadas en los productos en el mercado a plazos

Los productos de futuros inician el mes de agosto con unas bajadas en las cotizaciones que se mantienen hasta finales de mes. La cotización del año móvil ha oscilado entre los 60,62 €/MWh y los 44,85€/MWh cerrando el mes con un valor de 54,07 €/MWh, 0,92 €/MWH por debajo del valor marcado en julio.

Los futuros de los productos asociados a la compra de derechos de emisión continúan con la tendencia bajista de la mano con el mercado spot.  Finalizan el mes rondado los 26,32 €/tnCO2, dos euros por debajo del cierre durante julio. Para 2020 y 2021 las cotizaciones se mantienen estables entre 26 – 27 €/tnCO2.

Los futuros del Brent inician el mes con una tendencia bajista, llegando a un valor de 56,23 $/bbl, pero durante la segunda semana se invierte la tendencia manteniéndose en valores en torno a 60 $/bbl. En cuanto a los años 2020 y 2021, la evolución de los futuros del Brent se posiciona entre los 63,43 y los 56,07 $/bbl. Los futuros para el cambio euro-dólar presentan un tendencia bajista durante el 2020 con valores inferiores a 1,14€/$, revirtiéndose esta tendencia en marzo de 2021 llegando a cotizaciones de 1,16€/$ a finales de este año.

La tendencia de carbón se mantiene estable durante 2020 y 2021.

Durante agosto, el producto que más ha bajado es el FTB M Sep-19, con una bajada del 10,24%, marcando un valor de 47,49 €/MWh. El valor promedio del producto de futuro del mes de agosto (FTB M Aug-19) cerró su cotización media a 50,43 €/MWh durante el mes de julio, 50,43 €/MWh por encima del precio promedio del Mercado Spot.

Corto Plazo:

La cotización media del producto de mes de septiembre de 2019 (FTB M Sep-19) ha sido de 47,49 €/MWh, un 10,24 % inferior a la cotización del mes anterior.

El precio medio del producto mensual de octubre (FTB M Oct-19) reduce su valor, cruzandose un valor promedio de 50,33 €/MWh, un 7,84 % inferior a la cotización promedio obtenida en el mes de julio.

El producto futuro del mes de noviembre de 2019 (FTB M Nov-19) también ha disminuido su valor. En este caso, la cotización promedio se situó en 57,96 €/MWh siendo 4,31 % inferior a la cotización promedio durante el mes anterior.

Medio Plazo:

El producto del cuarto trimestre de 2019 (FTB Q4-19) cerró el mes de agosto bajo una cotización promedio de 55,43 €/MWh. Este producto ha disminuido su cotización respecto al mes pasado en un 5,73%.

El primer trimestre de 2020 (FTB Q1-20) cierra agosto con un valor medio de 56,34 €/MWh decrementando su valor respecto a la cotización media ruante el mes de julio en un 3,95 %.

El segundo trimestre de 2020 (FTB Q2-20) cierra agosto con un valor medio de 51,64 €/MWh disminuyendo su valor respecto al mes anterior en un 0,59 %.

Largo Plazo:

Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo reducen el valor marcado durante julio contagiándose esta tendencia en los demás productos. El producto anual más lejano de 2022 (FTB) se sitúa en 49,55 €/MWh durante agosto reduciendo su cotización en un 0,77 % con respecto al mes anterior. El producto anual de 2021 (FTB YR-21) registra un incremento de un 0,23 % respecto a su cotización en junio situándose en 52,97 €/MWh. El producto anual de 2020 (FTB YR-20) cierra el mes de agosto con una cotización de 56,13 €/MWh, un 0,85 % inferior al mes anterior.

Este mes ha sido un buen mes para formalizar los contratos de suministro anuales, los datos históricos de años anteriores indican un aumento de los precios para los meses venideros.

Promedio mensual de cotización del mes siguiente OMIP frente al resultado medio del Mercado Diario

mercado diario electricidad

Evolución de cotizaciones mercado de futuros OMIP carga base

mercado futuros OMIP

Cotizaciones producto mensual carga base OMIP

Cotizaciones producto mensual carga base OMIP

Cotizaciones producto trimestral carga base OMIP

Cotizaciones producto trimestral carga base OMIP

Cotizaciones producto anual carga base OMIP

Cotizaciones producto anual carga base OMIP

Fuentes: OMIE; OMIP; EIA; EEX; PEGAS; CME Group; REE; Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente; Weather Underground; AEMET.

Sin categorizar | miércoles 14 noviembre, 2018

La transición energética impulsará el uso del coche eléctrico
  • El 13 de noviembre se dio a conocer el contenido de la que será la futura Ley de Cambio Climático y Transición Energética que el Gobierno quiere aprobar antes de finalizar el año.
  • Entre otros objetivos, la Ley de Cambio Climático y Transición Energética fomentará el uso del coche eléctrico como medida para la descarbonización de la economía española para 2050.

Pese a que en algunas comunidades autónomas  ya tienen preparadas sus propias leyes de Cambio Climático, en España aún no existe una legislación específica a nivel nacional.

Los objetivos  para 2013 recogidos en esta ley -20% para reducción de emisiones, 35% de cuota de renovables y 35% de ahorro y eficiencia energética- serán más ambiciosos y urgentes que los establecidos en las directivas europeas. De modo que, para 2050, se consiga una descarbonización completa de la economía española.

Para conseguir estos objetivos, antes del 31 de diciembre, se espera presentar el Plan Nacional de Energía y Clima y la Estrategia de Bajas emisiones 2050. Además, económicamente, al menos el 20% de los Presupuestos Generales del Estado deberán dedicarse a la lucha contra el Cambio Climático y se deberán “movilizar más de 100.000 millones de financiación privada”, según menciona el Ministerio de Transición Ecológica.

Puntos clave de la ley de Cambio Climático y Transición Energética

Movilidad
Según esta ley, a partir de 2040, no estará permitida la venta y matriculación de turismos y vehículos comerciales ligeros propulsados mediante combustibles fósiles.
Además, para 2050 no debería haber ningún vehículo de gasolina o diésel circulando.

El coche eléctrico es la alternativa y, para ello, el Gobierno obligará a todas las gasolineras con gran volumen de ventas a instalar puntos de recarga de coche eléctrico.

Para el transporte aéreo, el Gobierno fomentará el uso de los biocarburantes sostenibles.

Además, los municipios mayores de 50.000 habitantes deben hacerse, antes de 2023, con zonas de bajas emisiones.

Esta ley, además de abordar el sector transporte también afectará al sector de la construcción y de la energía.

Eficiencia energética en edificios
Se buscará la eficiencia energética, con la renovación no solo de los edificios públicos, sino también de 100.000 viviendas al año entre 2021 y 2030, con el objetivo de alcanzar en 2050 edificios de energía casi nula.

Energías renovables
Se trata de obtener un sistema eléctrico 100% renovable para 2050, mediante la instalación de 3.000 MW de potencia al año de producción energía eléctrica con energías renovables.

No habrá nuevas autorizaciones para la exploración, investigación o explotación de yacimientos de combustibles fósiles dentro del territorio nacional (terrestre o marino), ni se darán más subvenciones que favorezcan su consumo.

Industria
Los grandes consumidores industriales eléctricos dispondrán de un “Estatuto de Consumidores Electrointensivos”

Sin categorizar | martes 23 octubre, 2018

[FAQS] Ayudas para instalación de puntos de recarga de coche eléctrico en Madrid

La Comunidad de Madrid abre una de las líneas de ayuda dentro de su plan de ayudas “Emite Cero”  que prevé destinar tres millones y medio de euros para el fomento del coche eléctrico. Dentro de este plan, dos millones serán destinados a la adquisición de vehículos eléctricos y los 1,5 millones restantes, a la instalación de puntos de recarga.

El 22 de octubre se abrió el plazo para la solicitud de las ayudas a la instalación de puntos de recarga de coche eléctrico. En este post intentaremos dar respuesta a todas las dudas que puedan surgir sobre esta convocatoria.

Ayudas para la instalación de puntos de recarga de coche eléctrico

¿Qué se subvenciona?
Esta línea de ayudas permite la adquisición directa de sistemas de recarga de baterías de vehículos eléctricos (convencional, semirrápida, rápida y ultra rápida) y la preinstalación eléctrica en estacionamientos colectivos en edificios de régimen de propiedad horizontal.

¿Puedo beneficiarme de esta ayuda para instalar un punto de recarga de coche eléctrico en mi domicilio o empresa? 
Sí. Estas ayudas incluyen la instalación de puntos de recarga para los siguientes usos públicos y privados:
– Para uso público (no residencial) en aparcamientos públicos, hoteles, centros comerciales, polígonos industriales, etc. También en vía pública y en red de carreteras.
– En empresas, para uso privado para dar servicio a su flota de vehículos. O bien de uso público, para que sus trabajadores y clientes puedan cargar sus coches eléctricos.
– Para uso privado residencial para comunidades de propietarios.

¿Cuánto me cubre la ayuda?
Si la instalación la hacen entidades locales y otros organismos públicos, la cuantía de la ayuda corresponde al 60% de la inversión.

En el caso de comunidades de propietarios y particulares, la ayuda cubre el 50% de los costes subvencionables.

Recibirán el 40% las empresas, autónomos y otras personas jurídicas.

En todo caso, la ayuda no podrá superar los 50.000 por proyecto ni los 100.000 euros por beneficiario.

¿Quién puede optar a estas ayudas?
Pueden solicitar estas ayudas:
– Entidades locales y sociedades mercantiles locales de titularidad pública.
– Empresas, autónomos, excluidas las sociedades civiles y las comunidades de bienes.
– Comunidades de propietarios y particulares.

¿Cuándo puedo solicitarlo?
Se abre el plazo de la solicitud el 22 de octubre y se cerrará el 13 de noviembre.

Las solicitudes de ayuda se tramitarán y resolverán por su orden de presentación hasta que se agoten de los fondos disponibles.

¿Qué necesito para poder solicitarlo?
Para poder realizar la solicitud se debe disponer de DNI electrónico y darse de alta en el servicio de Notificaciones Telemáticas de la Comunidad de Madrid.

Puedes descargarte las bases AQUÍ.


¿Quieres recibir avisos e información acerca de las ayudas para implementar proyectos de eficiencia energética y ahorro de energía en tu email?

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CTA_ayudas eficiencia energética y fotovoltaica

Post | martes 16 octubre, 2018

Las 3 barreras que rompe el RD Ley 15/18 para impulsar el autoconsumo solar fotovoltaico

Repasamos en este post las tres grandes mejoras del RD Ley 15/2018 en materia de autoconsumo solar fotovoltaico: elimina el “impuesto al sol”, reduce al mínimo los trámites administrativos y aumenta la capacidad de autoconsumir.

Eliminando barreras al autoconsumo solar fotovoltaico

En los últimos años, las empresas del sector fotovoltaico en España hemos alzado la voz para protestar por una regulación que ponía puertas al campo del autoconsumo solar fotovoltaico.

El foco mediático ha estado siempre en el famoso “impuesto al sol”, los peajes impuestos a la generación fotovoltaica destinada a autoconsumir. Realmente, dichos peajes no afectaban a instalaciones domésticas y, desde el punto de vista financiero su efecto era limitado: simplemente retrasaba en unos meses la amortización de la instalación solar. Había otros dos grandes problemas, desde mi punto de vista, mucho mayores para un desarrollo masivo del autoconsumo solar: los trámites para poder “legalizar” una instalación solar y las limitaciones al tamaño o la multipropiedad de la instalación.

Se trataba de tres puertas al campo del autoconsumo que jibarizaban su potencial: el impuesto al sol lo hacía más caro, los trámites administrativos complicaban hasta el extremo su puesta en marcha, y las limitaciones impostadas de tamaño o titularidad minimizaban su impacto.

Repasemos cómo el RD Ley 15/18 supera dichas barreras:

1. Fin del impuesto al sol
La energía autoconsumida de fuentes renovables estará exenta de todo tipo de cargos y peajes. Además, se abre la posibilidad de compensar la energía renovable excedentaria con la deficitaria, esto es, un balance neto para instalaciones hasta 100 kW.

2. Simplificación administrativa y técnica
Esta simplificación facilitará enormemente las instalaciones, ya que para aquéllas sin excedentes hasta 100 kW de potencia, no tendremos que tramitar nada con la Distribuidora. Bastará con sacar la pertinente licencia de obras y presentar el boletín del instalador autorizado en Industria para su legalización. Otras simplificaciones a resaltar recogidas en el texto:

– No necesitan obtener permisos de acceso y conexión las instalaciones hasta 15 kW de potencia ubicadas en suelo urbanizado, aunque se trate de autoconsumo con excedentes.
– Se elimina la obligación de darse de alta en el Registro de Autoconsumo para instalaciones hasta 100 kW.
– Se elimina la obligación de colocar nuevos contadores

3. Eliminación de limitaciones al tamaño y la propiedad
La regulación anterior buscaba minimizar el porcentaje de autoconsumo que podía lograr un consumidor, fundamentalmente mediante dos trabas que ahora se superan:

– Autoconsumo compartido: Al permitirse el autoconsumo compartido, se pueden generar eficiencias de escala en grupos de consumidores, especialmente comunidades de vecinos, lo que redunda en mayores tasas de autoconsumo con menor inversión. – Límite de potencia contratada: La anterior regulación fijaba un tope para la potencia instalada de autoconsumo: la potencia contratada. Teniendo en cuenta que la eficiencia máxima de una instalación fotovoltaica es aproximadamente del 75% (y sólo se alcanza a mediodía en verano), con esta limitación perdíamos potencial de autogenerar un mayor porcentaje de la energía que consumimos.

La consecuencia de eliminar estas tres barreras es clara: hoy un consumidor puede cubrir un porcentaje mayor de su consumo con una instalación fotovoltaica, a un menor coste. Y todo, mucho más rápido. Bueno para su bolsillo, para el planeta, y para las empresas que nos dedicamos a esto, que así podremos crecer y generar más riqueza.


Si quieres conocer más sobre la rentabilidad de las plantas fotovoltaicas para autoconsumo puedes ver el vídeo del siguiente webinar:

Sin categorizar | miércoles 30 mayo, 2018

Plan de ayudas al coche eléctrico y puntos de carga 2018

  • Los Ministerios de Industria y Energía han estado trabajando juntos en la elaboración de un plan de ayudas para la adquisición de coche eléctrico y otros vehículos alternativos, aunando planes anteriores Movalt y Movea.
  • El Plan Movea fue impulsado en octubre de 2017 por el Ministerio de Economía, Industria y Competitividad en el que se dotaban con 14,26 millones de euros para la compra de vehículos alternativos. Este presupuesto se agotó en 24 horas. En noviembre, menos de un mes después, entró en vigor el Plan Movalt, promovido por el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, que se centró especialmente en el impulso del coche eléctrico en España. Este último plan distribuyó 50 millones de euros en 3 líneas de ayudas: 20 millones para la compra del coche eléctrico, 15 millones para la instalación de puntos de recarga y otros 15 millones para una tercera línea de apoyo a la I+D+i de la movilidad eléctrica. Las dos primeras líneas agotaron su presupuesto también en 24 horas.

    Nuevos incentivos al coche eléctrico para 2018

    El Gobierno lleva meses preparando un plan realizando un trabajo conjunto por parte de los dos ministerios, Ministerio de Economía, Industria y Competitividad y Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, con objeto de incentivar la compra de vehículos alternativos en España. Este nuevo plan se llamará Plan VEA (vehículos con energías alternativas), prevén saldrá en julio y  contará con un presupuesto similar a los planes anteriores. El alcance de este nuevo plan incluiría ayudas para:
    • adquisición de coche eléctrico
    • adquisición de vehículos con combustibles alternativos
    • creación de la infraestructura para la recarga de los coches eléctricos
    • apoyo a la investigación y desarrollo de la industria del sector

    Ventas del coche eléctrico

    Gracias a estos planes de impulso al vehículo eléctrico ya es posible ver avances en el mercado del coche eléctrico en España. Las ventas de coche eléctrico se han duplicado con respecto al año pasado con un crecimiento de un 101 por ciento. De hecho, en febrero se han registrado los mejores valores en ventas de coche eléctrico registrados hasta la fecha en nuestro país, según mantiene la Asociación Empresarial para el Desarrollo e Impulso de Vehículo Eléctrico (AEDIVE). Concretamente, las matriculaciones cerraron en febrero con un total de 1.088 vehículos eléctricos (incluyendo tanto puros eléctricos como híbridos enchufables), lo que supone un 187% y un 224% respectivamente, con respecto a febrero de 2017.]]>

    Actualidad | martes 8 octubre, 2019

    [CONVOCATORIA] Taller práctico ISO 50001 para empresas

    Con el fin de dotar a los profesionales de la gestión de la energía y del medioambiente de empresas y organizaciones de las herramientas necesarias para entender por qué y cómo implantar un Sistema de Gestión de la Energía en su propia organización, nuestros expertos en ISO 50001 impartirán un taller práctico.

    Se han programado, de aquí a finales de año, dos convocatorias a elegir entre las siguientes fechas:

    • 6 de noviembre, de 9.30 a 17.30 horas.
    • 20 de noviembre, de 9.30 a 17.30 horas.

    Las plazas son limitadas. El precio del curso es de 250 euros e incluye la comida.

    Para más información acerca de los cursos y solicitud de plazas, escríbenos aquí, o bien llámanos al 660866496.

    curso_iso50001

    Nuestra experiencia

    Como miembro integrante del Comité Técnico de Normalización 216 de AENOR “Energías renovables, cambio climático y eficiencia energética”, CREARA participó de manera activa en la elaboración de la  norma ISO 50001 cuando todavía era norma española y europea -UNE 216 301 y UNE EN 16001, respectivamente-, así como en el proyecto piloto de implantación en España en 2007.

    Tanto en España como en Latinoamérica, Creara es un referente en la implantación de sistemas de gestión de la energía, habiendo desarrollado proyectos de este tipo para empresas líderes de todo tipo de sectores. Algunos ejemplos de proyectos de este tipo son los realizados para empresas como Airbus del sector aeronaútico; General Motors y Antolín del sector automoción; Agroofood del agroalimentario; Alsa del sector transporte; Ilunion y Aena del sector servicios; Iberdrola del sector energético; hotel Plaza San Francisco del sector turismo…

    Actualidad | sábado 5 octubre, 2019

    FAQs sobre puntos de recarga del coche eléctrico para la empresa privada

    En este post analizamos las dudas más frecuentes que nos hacen llegar nuestros clientes acerca de la instalación de puntos de recarga en la empresa.

    ¿Qué es un punto de recarga de empresa? ¿Tiene alguna particularidad?

    • Un equipo que proporciona corriente eléctrica al vehículo de una manera segura para la instalación, el vehículo y las personas.
    • Puede incorporar software y/o comunicaciones que permitan gestionar parámetros como horarios de carga, encendido remoto, reconocimiento de usuarios, etc.
    • Puede ser un punto de recarga pensado para recargar de forma habitual vehículos comerciales, vehículos de flota, o incluso vehículos privados de empleados que carecen de garaje privado en su domicilio.
    • También puede ser un punto de recarga ocasional para visitantes: proveedores, clientes u otros usuarios.

    ¿Cómo afecta la recarga de vehículos eléctricos al consumo y la potencia contratada de la instalación?

    Un edificio comercial o industrial suele tener una potencia contratada ajustada a la potencia demandada. La potencia contratada es uno de los principales costes en la factura eléctrica. La implantación del vehículo eléctrico, especialmente si se instalan puntos de recarga rápida y dicha carga se realiza durante el día, incrementará la potencia demandada en las horas de mayor consumo. Por ello, es conveniente realizar previamente un estudio de cargas para conocer las implicaciones y calcular los costes de incorporar infraestructura de movilidad eléctrica en un emplazamiento empresarial.

    ¿Quién puede llevar a cabo la instalación de un sistema de recarga en mi empresa?

    Un instalador autorizado. En caso de que la instalación tenga una potencia instalada superior a 50 kW (o 10 kW en exterior), se precisa presentar proyecto firmado por un técnico competente.

    ¿Es rentable reemplazar flota de vehículos de combustión por flota de vehículos eléctricos?

    Depende de varios factores, como el número de kilómetros que se realicen, el tipo de vehículo requerido, el rango diario de desplazamientos, etc. Pero como norma general, podemos decir que sí es rentable si se realizan más de 12.000 km anuales. Esto sin tener en cuenta otros beneficios medioambientales, de acceso a zonas urbanas con aparcamiento limitado, carriles BUS VAO, …

    ¿Puedo disponer de una plataforma que facilite la operación de los puntos de recarga?

    Sí. Una plataforma que está conectada con los puntos de recarga y permita identificar y autorizar al usuario, disponer de información de consumos, tiempos de carga y costes, facilitar una aplicación al usuario, contar con un servicio de soporte 24 horas, …

    ¿Cuánto cuesta un punto de recarga de empresa?

    • Varía en función de parámetros como velocidad requerida de la carga, distancia a cablear, si es necesario realizar obra civil para enterrar cables, etc.
    • Un ejemplo reciente: instalar llave en mano un punto de recarga de 22 kW para hasta 3 vehículos que duermen en el garaje de empresa ha costado 3.500 €.
    • Con las diferentes ayudas regionales del plan MOVES se puede cubrir el 30% del coste de la instalación para empresas privadas y el 40% para entidades públicas y particulares. Son subvencionables tanto la compra directa de puntos de carga como su financiación por renting.

    ¿Puedo generar la electricidad que consume el vehículo eléctrico con paneles solares?

    Sí, si bien la electricidad que se genera con el espacio equivalente a una plaza de garaje no cubriría toda la demanda del vehículo. Una pérgola fotovoltaica es ideal para el vehículo eléctrico, y su coste se amortiza gracias a la electricidad producida y autoconsumida.

    ayudas_punto_carga_coche_electrico_empresas

    Actualidad | viernes 4 octubre, 2019

    Trabas a la financiación de proyectos de eficiencia energética

    La calidad de los servicios ofrecidos por las empresas de servicios energéticos en el punto de mira de los inversores

    • El próximo 10 de octubre, tendrá lugar en Madrid la jornada “Aseguramiento de la calidad en los servicios de eficiencia energética” (de 9,30 a 14:00 horas en el hotel NH Habana. Paseo de la Habana nº 73).

    Los asistentes podrán obtener una visión más clara sobre las posibilidades que existen para generar confianza tanto en los consumidores, a la hora de contratar servicios de eficiencia energética, como en los inversores de este tipo de proyectos.
    Además, el programa de la jornada incluye la intervención de Fernando de Roda, Founder & Managing Partner de GREENWARD PARTNERS, empresa centrada en la estructuración de la financiación para la renovación energética de edificios, que pretende levantar, antes de que acabe el año, un fondo de entre 100 y 150 millones de euros con los que financiar proyectos de eficiencia energética.

    Teniendo en cuenta que, según los datos del Ministerio para la Transición Ecológica, España necesitará 40.191 millones de euros en los próximos 10 años para financiar proyectos de mejora de la eficiencia energética en edificios, parece que este sector presenta una clara oportunidad de mercado.

    TRABAS A LA FINANCIACIÓN DE PROYECTOS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA
    Además de las barreras “tradicionales” para el desarrollo del mercado de las ESEs, como la falta de conocimiento y la ausencia de información, los problemas de financiación, la falta de apoyo a las normas de contratación, el riesgo de rendimiento, la crisis financiera y la recesión económica, etc., la desconfianza en la calidad de los servicios de eficiencia energética desempeña un papel importante. Algunas de las razones por las que los mercados energéticos no han madurado en muchos países son la falta de ESEs que aseguren la calidad de sus servicios, así como la ausencia de sistemas de acreditación y normalización.

    Esta temática será tratada en esta jornada, aportando a los asistentes una visión más clara de la situación y perspectivas del sector. De libre asistencia hasta completar el aforo, la convocatoria esta dirigida a un público bastante diverso:

    • Por un lado, ESEs, proveedores y clientes de servicios energéticos, consultoras, ingenierías, fabricantes y empresas TIC. Los profesionales de estas empresas encontrarán muy interesante esta convocatoria, centrada en la importancia que tiene la calidad de los servicios energéticos para ganar la confianza de clientes e inversores. Este factor es una de las principales trabas para la obtención de financiación y explica que los mercados de servicios energéticos no hayan madurado en muchos países, entre ellos España.

    • Por otro, a promotoras inmobiliarias y socimis, grandes propietarios de oficinas y centros comerciales y, en general, a toda aquella empresa que pretenda ahorrar energía y mejorar sus planes de sostenibilidad; y esté buscando posibles vías de financiación para ejecutar proyectos de eficiencia energética. En este sentido, la ponencia de GREENWARD PARTNERS les resultará muy útil, pues se presentarán productos de financiación específicos que aseguran a los propietarios de los inmuebles la recuperación de la inversión por la vía de los ahorros energéticos conseguidos mediante distintas actuaciones.

    • Por último, a inversores, instituciones financieras, administraciones públicas y responsables políticos interesados en el sector de la eficiencia energética y el medio ambiente.

    Este evento está coorganizado por la Asociación de Empresas de Eficiencia Energética A3e y Creara Energy Experts, en el marco del proyecto europeo QualitEE. Financiado con fondos H2020, QualitEE persigue crear un marco de certificación de la calidad de los servicios ofrecidos por las Empresas de Servicios Energéticos (ESE) europeas para reducir la incertidumbre y promover las inversiones.

     

     

     

     


    PROGRAMA de la jornada

    09:30 – 10:00 Inscripción y bienvenida

    10:00 – 10:30 Presentación: Introducción al proyecto QualitEE
    Daniela Bachner, coordinadora del proyecto
    Rodrigo Morell de CREARA, socio español del proyecto

    10:30– 12:00 Mesa redonda: Asegurar la calidad en los proyectos de Eficiencia Energética; diferentes roles y desafíos. Incluye ronda de preguntas

    Modera: Klemens Leutgöb – Managing Director, e-Sieben
    Participan:
    Johan Coolen– Managing Partner, Factor 4
    Marcel Lauko – Managing Director, Energy Centre Bratislava
    Antonio López-Nava – Manager, Asociación de Empresas de Eficiencia Energética

    12:00 – 12:30 Coffee Break -networking

    12:30 – 13:00 Presentación: La importancia del aseguramiento de la calidad para el financiador
    Modera: Rodrigo Morell, CREARA.
    Participa: Fernando de Roda – Founder & Managing Partner, GREENWARD PARTNERS.

    13:00 – 13:30 Ronda de preguntas y respuestas y observaciones finales.


    ¿DÓNDE Y CUÁNDO?

    Fecha: 10 de octubre
    Horario: de 9,30 a 13:30 h.
    Lugar: Hotel NH Habana. Paseo de la Habana nº 73 (Madrid)
    Idioma: inglés
    Inscripciones: escríbenos un email con tus datos a comunicacion@creara.es

     

    Actualidad | lunes 30 septiembre, 2019

    España, cuarto país de Europa y el mundo con más centros certificados ISO 50001
    • España, se mantiene como cuarto país de Europa y del mundo en número de centros certificados ISO 50001, con más de 3.000 centros y 603 organizaciones certificadas.
    • Este certificado ayuda a gestionar y reducir el consumo de energía en las empresas y, por tanto, a rebajar sus costes energéticos y sus emisiones de gases de efecto invernadero.
    • Certificar su Sistema de Gestión de la Energía de acuerdo a la Norma ISO 50001 es, para las empresas, una forma de dar cumplimiento al requisito de realizar auditorías energéticas cada cuatro años establecido en el Real Decreto 56/2016.

    Aumento continuo de la demanda internacional de certificaciones en la norma ISO 50001 de Sistemas de Gestión Energética

    Como cada año, la Organización Internacional de Normalización ISO publica un informe anual que muestra la evolución de la certificación de sistemas de gestión en el mundo de acuerdo con normas internacionales ISO.

    Desglosamos a continuación los datos que consideramos más relevantes de este informe, correspondiente al año 2018:

    • En el mundo ya hay 46.770 organizaciones certificadas.
    • España, se mantiene como cuarto país de Europa y del mundo por número de centros certificados ISO 50001, con más de 3.000 centros y 603 organizaciones certificadas de acuerdo a la Norma ISO 50001.
    • España el cuarto país a nivel mundial en número de certificados detrás de Alemania, Francia e Italia.

    EVOLUCION_ISO50001_2018

    Nuestro análisis

    La norma internacional ISO 50001 de Sistemas de Gestión Energética certifica la existencia de un sistema optimizado para el uso correcto de la energía en cualquier tipo de organización. Tiene como objetivo facilitar a las organizaciones, independientemente de su sector de actividad o su tamaño, una herramienta que permita la reducción de los consumos de energía, así como de los costos financieros asociados y, en consecuencia, de las emisiones de gases de efecto invernadero.

    Entre los beneficios derivados de la implantación de la norma ISO 50001 destacan:

    • Ahorro de energía en el corto, medio y largo plazo.
    • Control de la cantidad de energía consumida en cada proceso.
    • Detección de las medidas de ahorro energético más adecuadas en función de los procesos de consumo de energía en la organización.
    • Reconocimiento externo (clientes, proveedores, accionistas, opinión pública) del compromiso de la organización con el desarrollo sostenible.
    • Facilita el acceso a las licitaciones tanto públicas como privadas, que cada vez más lo están valorando más.Es importante considerar que  las grandes empresas pueden utilizar el Sistema de Gestión de la Energía certificado de acuerdo a la Norma ISO 50001 para dar cumplimiento al requisito de realizar una auditoría energética cada cuatro años establecido en la Directiva 27/2012 traspuesta en el caso de España a través del Real Decreto 56/2016.

    Nuestra experiencia

    Como miembro integrante del Comité Técnico de Normalización 216 de AENOR “Energías renovables, cambio climático y eficiencia energética”, CREARA participó de manera activa en la elaboración de la  norma ISO 50001 cuando todavía era norma española y europea -UNE 216 301 y UNE EN 16001, respectivamente-, así como en el proyecto piloto de implantación en España en 2007.

    Tanto en España como en Latinoamérica, Creara es un referente en la implantación de sistemas de gestión de la energía, habiendo desarrollado proyectos de este tipo para empresas líderes de todo tipo de sectores, especialmente para el sector industrial (aeronáutico, automoción, agroalimentario, químico, energético…) y el sector servicios (comercial, hostelería, transporte…).

    Formación especializada

    Con el fin de dotar a los profesionales de la gestión de la energía y del medioambiente de empresas y organizaciones de las herramientas necesarias para entender por qué y cómo implantar un Sistema de Gestión de la Energía, nuestros expertos en ISO 50001 imparten esta jornada presencial.

    Se han programado, de aquí a finales de año, dos convocatorias a elegir entre las siguientes fechas:

    • 6 de noviembre, de 9.30 a 17.30 horas.
    • 20 de noviembre, de 9.30 a 17.30 horas.

    Las plazas son limitadas. El precio del curso es de 250 euros e incluye la comida.

    Para más información acerca de los cursos y solicitud de plazas, escríbenos aquí, o bien llámanos al 660866496.

     

    curso_iso50001

    Actualidad | miércoles 18 septiembre, 2019

    5 trabas a la venta de excedentes en las instalaciones de autoconsumo fotovoltaico

    El Real Decreto 244/19 regula las modalidades de autoconsumo fotovoltaico, detallando las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades CON excedentes, que engloban:

    • aquellas acogidas a compensación de excedentes (el modelo simplificado), que necesariamente tienen que tener una potencia inferior a 100 kW.
    • las que venden sus excedentes al mercado (no acogidas a compensación).

    Entre estas últimas se enmarcarían empresas del sector terciario, comercial e industrial con instalaciones de autoconsumo fotovoltaico más grandes y que quieren rentabilizar sus excedentes apostando por el modelo de venta de los mismos.

    Transcurridos varios meses de su publicación, y una vez que hemos comenzado la tramitación de varias instalaciones de autoconsumo con venta de excedentes, resumimos en este post las 5 principales trabas que nos encontramos en este tipo de instalaciones:

    1. Exigencia de Aval

    Antes de solicitar el acceso a la red de distribución, se debe presentar un aval de 40 € por kW a instalar. Por ejemplo, para solicitar una instalación de 500 kW de potencia, deberemos depositar un aval de 20.000 €. En caso de que desistamos de la construcción de la instalación o que se incumplan los plazos previstos, corremos el riesgo de que se ejecute el aval.

    2. Implicaciones como “productor eléctrico”

    Ser productor de electricidad (incluso si es de origen fotovoltaico) implica declarar los beneficios obtenidos por esta actividad, inscribirse en el IAE en el epígrafe de productor y modificar los estatutos de la sociedad. Esto puede evitarse si el titular de la instalación fotovoltaica y por tanto, el productor, es un tercero diferente del “autoconsumidor”.

    3. Incertidumbre de costes de conexión

    Para conectar una instalación fotovoltaica a la red de distribución y así poder vender los excedentes, es necesario solicitar dicha conexión al gestor de la red de distribución de la zona. Los costes de conexión dependen fundamentalmente de la potencia demandada y la distancia al punto. Conviene contemplar posibles extracostes en el proyecto de autoconsumo fotovoltaico por esta partida, que sólo conoceremos con exactitud tras depositar el aval y remitir la solicitud de punto de conexión a la Distribuidora.

    4. Retrasos en tener la instalación fotovoltaica operativa

    Aunque el Real Decreto fija los plazos para que la Distribuidora responda a la solicitud de punto de conexión (quince días), posteriormente se ha de presentar el proyecto básico de la instalación y el programa de ejecución. Además, hay que contemplar que la Distribuidora puede requerir que se subsanen errores, ampliar información, etc. Por ello, debemos contemplar que este tipo de instalaciones con venta a red pueden tardar varios meses más de la cuenta en estar operativas.

    5. Baja rentabilidad

    El retorno del kWh de energía excedentaria que se vende bajo esta modalidad es menor que el kWh compensado (para instalaciones pequeñas), y mucho menor que el kWh autoconsumido:

    a. La energía vendida está sujeta al pago de impuestos y peajes (Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (IVPEE) del 7%; peaje de generación: 0,5%),

    b. El productor está obligado a suscribir un contrato de representación en el mercado, que también implica un coste.

    c. Bajo precio de la energía excedentaria: los edificios consumidores (por ejemplo, centros comerciales o industrias) reducen su consumo en fines de semana, el mes de agosto, o días festivos, y por tanto las instalaciones fotovoltaicas asociadas generan excedentes en esos días. Con el problema de que son días no laborables, donde la electricidad es muy barata y por tanto la remuneración al productor es menor.

    d. En el caso del kWh producido por la instalación FV y autoconsumido, no sólo ahorramos el precio de la energía, sino todos los peajes asociados al kWh.

    Webinar | lunes 16 septiembre, 2019

    ¿Qué modalidad de autoconsumo encaja mejor en tu empresa?

    El actual marco legal de autoconsumo fotovoltaico propone nuevas fórmulas para autoconsumir, compensar o vender la energía obtenida por las instalaciones solares.

    En este webinar…

    • Repasaremos las principales claves que incorpora la regulación en materia de autoconsumo fotovoltaico.
    • Analizaremos con ejemplos las modalidades de autoconsumo establecidas en España, sus ventajas, incovenientes y riesgos. De este modo, cada empresa podrá decidir qué modalidad de autoconsumo encaja mejor según su curva de demanda eléctrica y particularidades.
    • Expondremos qué factores hay que tener en cuenta a la hora de decidir si el autoconsumo es una opción rentable para tu empresa.
    • Repasaremos los trámites para la compensación o venta de excedentes.

    Dirigido a: técnicos y responsables de la gestión energética en empresas.

    Actualidad | viernes 6 septiembre, 2019

    Más de 700 mil euros de fondos disponibles para instalar puntos de carga para coche eléctrico en Madrid
    • A día de hoy, en la Comunidad de Madrid quedan más de 700 mil euros de fondos disponibles para ayudas a la instalación de puntos de carga de vehículo eléctrico del Plan MOVES.
    • En otras comunidades autónomas como Baleares, Castilla y León, Cataluña, Navarra y País Vasco los fondos ya se han agotado.

    El Plan MOVES de ayudas a la adquisición de vehículos eléctricos y puntos de carga se empezó a activar en el mes de abril. Coordinado por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), este programa de ayudas establecía que cada comunidad autónoma abriría y gestionaría los fondos dedicados a su territorio. Muchas comunidades como Baleares, Castilla y León, Cataluña, Navarra y País Vasco ya han agotado sus fondos. En otras, como Madrid, aún quedan fondos.

    En concreto Madrid dispone, en este momento, de 712.696 disponibles, que se conceden por orden de solicitud hasta que los fondos se agoten o termine el plazo (31 de diciembre de este año).

    Cuantía de las ayudas y tramitación

    La cuantía de las ayudas será del 30% del coste de la instalación para empresas privadas y el 40% para entidades públicas y particulares. Son subvencionables tanto la compra directa de puntos de carga como su financiación por renting.

    Una vez concedida la ayuda, el beneficiario tiene 12 meses para entregar la documentación justificativa de la instalación de los puntos de carga, que no puede haberse iniciado antes de haber hecho la solicitud de la ayuda.

    Como empresa instaladora adherida al Plan Moves en la Comunidad de Madrid, desde Creara tramitamos la solicitud de las ayudas. Contacta con nuestro equipo técnico-comercial para más información.

    Más info:

    Actualidad | jueves 29 agosto, 2019

    El precio de la electricidad al alza, aunque sin subidas bruscas en julio

    MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

    Precios negociados por Creara en mayo

    A continuación, se muestran los mejores precios negociados por Creara durante este mes para contratos de 12 meses de duración. Se aporta información en la modalidad de precio fijo y de precio indexado, este último es un valor estimativo.

    Modalidad precio fijo

    precio_electricidad_fijo

    Modalidad precio indexado

    Escalada de precios propia de la época con aceleración suave

    Durante el mes de julio el precio del mercado diario se ha visto influenciado por la tendencia alcista propia de esta época del año. Sin embargo, esta escalada de precios no ha sido tan abrupta como la sufrida en años anteriores debido, principalmente, al aumento de la producción con ciclos combinados derivada de la bajada de precios que está sufriendo el gas, asociada principalmente a la reducción de la demanda global propia de esta época del año.

    El precio promedio de la energía durante el mes de julio se situó en 51,46 €/MWh, valor superior al marcado durante el mes de junio, un 9,36 % superior. Si la referencia la tomamos en julio de 2018, el precio medio de este mes se ha situado en 6,85 €/MWh por debajo, un 11,72 % inferior.

    Analizando los extremos:

    • El máximo diario se cruzó a 57,09 €/MWh el viernes día 12, este día la aportación de la eólica marcó valores mínimos, esto unido a una elevada demanda propia de un día laborable. El hueco dejado por la eólica se cubre con ciclos combinados. La producción de plantas de ciclo combinado registró el valor de 274 GWh, mientras que la producción eólica marcó el valor de 63 GWh. Solo el 24,12 % de la energía demandada durante este día provino de fuentes renovables.
    • El mínimo diario se cruzó el domingo día 28 a 45,59 €/MWh, este dato está asociado a la baja demanda propia de un día no laborable, la eólica no marca durante este día valores importantes, 87 GWh, siendo la tecnología principal el ciclo combinado, con 171 GWh. El 32,14 % de la energía generada fue de origen renovable.

    Durante el mes de julio la climatología ha sido bastante húmeda y calurosa, los valores de precipitaciones han estado por encima de lo que viene siendo habitual durante este mes. Con respecto a las temperaturas, durante el periodo comprendido entre el 21 al 24 la Península ha sufrido la segunda ola de calor del año, alcanzándose máximos anuales, la temperatura media ha estado 1,2 ºC por encima de la media de este mes. Las precipitaciones, como se ha comentado, han marcado valores superiores a lo que suele ser habitual durante este mes, según la AEMET estas han sido un 20 % superiores a la media marcada durante los últimos 30 años. Las temperaturas favorecen el incremento en la demanda, esta ha sido un 13,63 % superior a la demanda de junio de 2019, y con respecto a la demanda del mismo periodo de 2018 esta es superior en un 2,20 %.

    La cotización de los derechos de emisión continúa la tendencia alcista. Julio ha cerrado bastante por encima del valor marcado durante el mes de junio, en un valor medio de 27,92 €/tnCO2. La cotización de junio ha sido un 9,58 % superior a la marcada durante el mes de junio, sin embargo, esta ha sido un 68 % superior al valor de julio de 2018, como vemos la revalorización de este derecho parece no tener techo.

    Durante este mes las cotizaciones del Brent mantienen valores de junio, cerrando el mes en un valor de 64,07 $/bbl. Los continuos conflictos de EEUU con países productores y consumidores dan respuesta a este comportamiento. Por otro lado, el carbón ha invertido su tendencia al alza, esto unido al incremento en las cotizaciones de los derechos de emisión hacen que la producción con carbón se haya visto reemplazada por otras tecnologías durante este mes. Los principales beneficiados han sido los ciclos combinados favorecidos por las bajas cotizaciones mardas por el gas asociadas principalmente al exceso derivado de la reducción de la demanda propia de estos meses del año. El promedio de cotización para el producto D+1 de MIBGAS marca valores superiores a la media de junio sin embargo, hacia finales de mes los precios de cierre se ven reducidos considerablemente. El TTF también reduce su cotización, esta tendencia se justifica por la reducción de la demanda.

    Las reservas hidrológicas se han visto reducidas ya que el mes de julio, el mes finaliza con una máxima teórica disponible es de 10.117 GWh, un 43,5 % de la total disponible y un 76,4 % de la disponible el mismo mes del año pasado. Si analizamos el balance de generación, la aportación de la tecnología hidráulica se ve reducida en un 1,31 % con respecto a junio. La energía generada por esta tecnología ha sido de 1.591GWh en el mes de julio lo que supone un 6,98 % del mix, valor un 13,52 % inferior al marcado durante el mismo periodo de 2018.

     La tecnología nuclear se sitúa como la segunda en el ranking de generación durante este mes, la potencia nuclear se ha encontrado durante todo el mes al 100 % de su producción. Esta tecnología ha supuesto un 22,52 % dentro del mix generación lo que se traduce en 5.131 GWh. La tecnología eólica mantiene la tercera posición durante este mes, la aportación dentro del mix ha sido del 13,79 % de la generación total, 3.141 GWh.

    Por su parte, este mes la generación de carbón ve reducida drásticamente su presencia dentro el mix debido al aumento en la cotización de los derechos de emisión principalmente. Este mes, es la séptima fuente de generación con 669 GWh, un 2,94 %. Por otro lado, el ciclo combinado continúa aumentando su presencia con un 30,98 % suponiendo 7.057 GWh. La cogeneración aumenta su presencia respecto a junio en un 5,29 % aportando 2.471 GWh.

    El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de julio ha sido importador de energía eléctrica, en 655 GWh. En la parte exportadora se encuentra Portugal con 159 GWh y Andorra con 1,46 GWh. En la parte importadora se encuentra, Marruecos con 43,53 GWh y Francia con 772 GWh. La interconexión con Francia continúa a media carga debido a las tareas de mantenimiento que se están realizando.

    La suma de componentes que forman el precio final mantiene los valores marcados durante junio. Estos componentes suponen el 8,24 % del precio final del coste de la energía.

    Julio se ha comportado como viene siendo habitual en un mes de verano, los precios tienden a incrementarse, sin embargo, se han alcanzado datos moderados debido a la aportación de los ciclos combinados a precios competitivos debido a las bajas cotizaciones del suministro de gas natural.

    Comparativa interanual del precio medio del Mercado Diario

    Evolución precio medio Mercado Diario. Año móvil.

    Generación por tecnologías

    precio_electricidad_generacion_tecnologias

    Variación de generación por tecnología

    variación_generación_precio_electricidad

    Resto de componentes del Precio Horario Final

    Mercado a plazo de electricidad

    Incrementos en el mercado a plazo durante julio

    Los productos de futuros inician el mes de julio incrementado su valor para finalizar el mes con valores marcados durante junio. Hacia mediados del mes la tendencia se invierte en la mayoría de los productos sin embargo para el producto mes de agosto esta tendencia a la baja se enfatiza, corrigiendo su valor quedando el cierre incluso por debajo de la última cotización marcada durante el mes de junio. La cotización del año móvil ha oscilado entre los 57,44 €/MWh y los 54,72 €/MWh cerrando el mes en el valor de 54,99 €/MWh, 0,64 €/MWh por encima del valor marcado en junio.

    Los futuros de los productos asociados a la compra de derechos de emisión continúan con la tendencia alcista al igual que en el mercado spot.  Finalizan el mes rondado los 27,9 €/tnCO2, casi un euro por encima del cierre durante junio. La cotización para los años 2020, 2021 se mueve por encima de los 28,5 €/tnCO2. Este comportamiento da respuesta a la revalorización que está sufriendo este producto a causa de la tendencia a la descarbonización que se va implantando cada vez más.

     La tendencia del carbón se invierte respecto al mes anterior, marca cotizaciones máximas desde marzo durante la última semana del mes, finaliza el mes corrigiendo valores un poco a la baja. Los productos asociados al gas, como se ha comentado en el mercado Spot han tenido precios competitivos sin embargo se prevé que, en los próximos meses, con el inicio de la temporada alta para este producto las cotizaciones se incrementen influyendo negativamente en el precio de la electricidad. Al respecto del Brent, Las cotizaciones de los productos con fecha de entrega cercana se han movido este mes entre los 60 y los 66 $/bbl.

    Durante julio, el producto que más ha subido es el FTB Yr-20, con un incremento del 2,27%, marcando un valor de 56,61 €/MWh. El valor promedio del producto de futuro del mes de julio (FTB M Jul-19) cerró su cotización media a 49,65 €/MWh durante el mes de junio, 1,82 €/MWh por debajo del al precio promedio del Mercado Spot.

    Corto Plazo:

    La cotización media del producto de mes de agosto de 2019 (FTB M Aug 19) ha sido de 50,43 €/MWh, un 3,02 % superior a la cotización del mes anterior.

    El precio medio del producto mensual de septiembre (FTB M Sept-19) incrementa su valor, cruzandose un valor promedio de 52,91 €/MWh, un 0,49 % superior a la cotización promedio obtenida en el mes de junio.

    El producto futuro del mes de octubre de 2019 (FTB M Oct-19) es el único que ha decrementado su valor. En este caso, la cotización promedio se situó en 54,61 €/MWh siendo 2,98 % inferior a la cotización promedio durante el mes anterior.

    Medio Plazo:

    El producto del cuarto trimestre de 2019 (FTB Q4-19) cerró el mes de julio bajo una cotización promedio de 58,80 €/MWh. Este producto ha incrementado su cotización respecto al mes pasado en un 1,28 %.

    El primer trimestre de 2020 (FTB Q1-20) cierra julio con un valor medio de 58,66 €/MWh incrementando su valor respecto a la cotización media ruante el mes de junio en un 1,80 %.

    El segundo trimestre de 2020 (FTB Q2-20) cierra julio con un valor medio de 51,95 €/MWh incrementando su valor respecto al mes anterior en un 2,19 %.

    Largo Plazo:

    Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo, las variaciones son al alza. El producto anual más lejano de 2022 (FTB) se sitúa en 49,93 €/MWh durante julio incrementando su cotización en un 1,32 % con respecto al mes anterior. El producto anual de 2021 (FTB YR-21) registra un incremento de un 1,85% respecto a su cotización en junio situándose en 52,85 €/MWh. El producto anual de 2020 (FTB YR-20) cierra el mes de julio con una cotización de 56,61 €/MWh, un 2,27 % inferior al mes anterior.

    El mercado a plazo durante julio se ha comportado de manera similar al spot, los precios se han incrementado pero las cotizaciones han sido moderadas teniendo en cuenta el año anterior.

    Promedio mensual de cotización del mes siguiente OMIP frente al resultado medio del Mercado Diario

    precio_electricidad_mensual_OMIP

    Evolución de cotizaciones mercado de futuros OMIP carga base

    mercado_electrico_futuros_cargabase

    Cotizaciones producto mensual carga base OMIP

    producto_anual_carga_baseOMIP

    Cotizaciones producto trimestral carga base OMIP

    trimesdtral_carga_baseOMIP

    Cotizaciones producto anual carga base OMIP

    producto_anual_carga_base_OMIP

    Fuentes: OMIE; OMIP; EIA; EEX; PEGAS; CME Group; REE; Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente; Weather Underground; AEMET.

    Actualidad | lunes 24 junio, 2019

    La inscripción en el registro de huella de carbono será clave para obtener contratos en licitaciones públicas

    El Plan de contratación ecológica de la Administración General del Estado, publicado en febrero de 2019, incluye el registro de huella de carbono, los planes de compensación y proyectos de absorción de dióxido de carbono como criterios favorables para la adjudicación de un grupo de 20 categorías de bienes, obras y servicios prioritarios entre los que están construcción, alimentación, restauración, transporte, etc… Además establece que estos criterios estén recogidos en el 15% de las licitaciones actuales, en el 2022 en el 30% y en 2025 en el 50% de los contratos licitados.

    El plan establece que progresivamente se incluya en los contratos licitados un criterio de adjudicación que valore la inscripción en el Registro de huella de carbono, compensación y proyectos de absorción de dióxido de carbono (Real Decreto 163/2014, de 14 de marzo) o esquema similar. Este registro garantiza que la organización no solo calcula las emisiones derivadas de su actividad, sino que también tiene en marcha un plan de reducción.

    Criterios para la inscripción

    La inscripción de una huella de carbono y su compromiso de reducción se rige por los siguientes criterios básicos marcados por el Ministerio de Transición Ecológica:

    • El tipo de huella de carbono a inscribir corresponde a la huella de carbono de organización.
    • El alcance mínimo necesario para la inscripción corresponde a las emisiones de gases de efecto invernadero de alcance 1 y 2. En todo caso, se anima a calcular las emisiones del alcance 3; éstas también pueden ser inscritas.
    • Todas las emisiones correspondientes al alcance 3 y las de alcance 1 y 2 en el caso de organizaciones no PYMES o PYMES que cuenten con emisiones de proceso deberán estar verificadas por un tercero independiente.
    • Su organización debe disponer de un plan de reducción de la huella de carbono.

    La contratación verde permitirá a la administración reducir su huella de carbono y a su vez adquirir bienes, servicios o productos con la menor huella de carbono.

    Actualidad | lunes 17 junio, 2019

    Mayo abre la puerta a una tregua de precios

    MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

    Precios negociados por Creara en mayo

    A continuación, se muestran los mejores precios negociados por Creara durante este mes para contratos de 12 meses de duración. Se aporta información en la modalidad de precio fijo y de precio indexado, este último es un valor estimativo.

    Modalidad precio fijo

    Modalidad precio indexado

    MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

    Mayo abre la puerta a una tregua de precios

    El precio promedio de la energía durante el mes de mayo se situó en 48,39 €/MWh, valor superior al cerrado durante el mes de abril, un 0,48 % superior. Por otro lado, el precio medio de este mes ha sido 6,53 €/MWh inferior al valor medio de mayo de 2018, esto es, un 6,53 % inferior. Si analizamos los extremos:

    • El máximo diario se cruzó a 57,99 €/MWh el miércoles día 22, el valor se justifica con que este día la aportación de la eólica ha marcado el mínimo del mes de mayo unido a una elevada demanda propia de un día laborable. El hueco dejado por la eólica se cubrió con ciclos combinados. La producción de plantas de ciclo combinado registró el valor máximo mensual, alcanzando casi 204 GWh, mientras que la producción eólica marcó el valor de 43 GWh. Solo el 26 % de la energía demandada durante este día provino de fuentes renovables.
    • El mínimo diario se cruzó el domingo día 5 a 33,87 €/MWh, este dato está asociado a una baja demanda propia de un día no laborable y a la elevada cuota de aportación de la tecnología eólica. La generación eólica marca el valor de 175 GWh. El 54% de la energía generada el domingo 5 fue de origen renovable.

    El mes de mayo ha sido uno de los más secos de los últimos años unido a unas cálidas temperaturas propias de esta época del año. Las precipitaciones han marcado valores inferiores a lo que suele ser habitual en este mes, según la AEMET estas han sido un 39% inferiores a la media marcada durante los últimos 30 años. Las temperaturas han influido en la recuperación de la demanda, esta ha sido un 1,89 % superior a la demanda de mayo de 2019, respecto a la demanda del mismo periodo de 2018 esta es ligeramente inferior.

    La cotización Spot de los derechos de emisión continúa en niveles de meses anteriores. Mayo ha cerrado ligeramente por debajo de abril, en un valor medio de 25,50 €/tnCO2 continuamos en valores muy superiores a los marcados a inicio de año y la previsión es alcista. La cotización de mayo ha sido un 1 % inferior a la marcada durante el mes de abril, sin embargo, esta ha sido un 73 % superior al valor de mayo de 2018, este último dato es muy relevante para apreciar el incremento de precio que está teniendo este mercado en un periodo de tiempo tan reducido.

    El Spot el Brent mantuvo precios hasta mediados de mes para repuntar hasta valores cercanos a los 72,50 $/bbl para después caer en picado hasta tocar casi los 63 $/bbl con los que finaliza el mes. Las tensiones geopolíticas entre EEUU, China y México unido a la incertidumbre sobre la cumbre de la OPEP de junio parecen respaldar este comportamiento.

    Lo que sí es cierto es que este mercado se encuentra en un momento muy inestable, veremos qué pasa durante los próximos meses. En cuanto a la evolución de la paridad €/$, esta ha mantenido la tendencia de abril.

    La horquilla en la que se han movido las cotizaciones ha sido entre los 1,1236 y los 1,1135. Por otro lado, el carbón continúa con su tendencia a la baja unido al gas natural que también marca cotizaciones inferiores a las marcadas durante el mes anterior, MIBGAS y el TTF marcan una clara tendencia a la baja durante el mes de mayo, esto justifica en parte el incremento de la presencia de los ciclos dentro del mix.

    Las reservas hidrológicas se han visto reducidas ya que el mes de mayo ha sido un mes seco la máxima teórica disponible es de 12.390 GWh, un 53,02% de la total disponible y un 78 % de la disponible el mismo mes del año pasado.

    Si analizamos el balance de generación, la aportación de la tecnología hidráulica se ve reducido en un 45,07 % con respecto a abril. La energía generada por la tecnología hidráulica ha sido de 1.896 GWh en el mes de mayo lo que supone un 9,52 % del mix, valor muy similar al marcado durante el mismo periodo de 2018.

     La tecnología nuclear se posiciona como la segunda en el ranking de generación durante este mes debido a que la central Ascó II continúa en parada programada para la recarga de combustible iniciada el mes pasado. Esta tecnología ha supuesto un 20,07 % dentro del mix generación. Lo que se traduce en 3.996 GWh. La tecnología eólica continúa como la primera tecnología que más presencia tiene dentro del mix su contribución, se traduce en un 22,85 % de la generación total, situándose como la primera fuente de generación, 4.548 GWh.

    Por su parte, la generación de carbón continúa reduciendo su presencia dentro el mix. Este mes, se sitúa como la sexta fuente de generación con 361 GWh, un 1,81 %. Por otro lado, el ciclo combinado aumenta su presencia con un 42,87 % suponiendo 3.939 GWh, este cambio continúa derivándose de la caída de los precios en los mercados de gas natural. La cogeneración aumenta su presencia respecto a marzo en un 2,09 % aportando 2.546 GWh.

    El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de mayo ha sido importador de energía eléctrica, en 749 GWh. En la parte exportadora se encuentra Portugal con 408 GWh y Andorra con 13 GWh. En la parte importadora se encuentra, Marruecos con 80 GWh y Francia con 1.090 GWh.

    La suma de componentes que forman el precio final se ha decrementado en un 16 % respecto al mes de abril. Estos componentes suponen el 9,13 % del precio final del coste de la energía.

    La estampa es muy parecida a la que se tenía el mes pasado eso sí, se aprecia una tendencia a la baja en algunas commodities como son el gas natural, las emisiones y el carbón que pueden ayudar al mercado a virar su evolución a la baja. Veremos si esta tendencia se mantiene durante el mes de junio.

    Comparativa interanual del precio medio del Mercado Diario

    Evolución precio medio Mercado Diario. Año móvil.

    Generación por tecnologías

    Variación de generación por tecnología

    Resto de componentes del Precio Horario Final

    MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

    Repunta el mercado de futuros durante el mes de abril

    Los productos de futuros inician el mes de mayo con la tendencia iniciada en el mes de abril, sin embargo, esta se invierte hacia el 17 de mayo cuando las cotizaciones sufren unas bajadas que se mantienen hasta finalizar el mes. Aunque el mes finaliza con una tendencia bajista, las cotizaciones continúan siendo elevadas para lo que suele ser habitual en esta época del año. La cotización del año móvil ha oscilado entre los 54,63 €/MWh y los 57,82 €/MWh cerrando el mes en el valor de 55,04 €/MWh.

    Al igual que en el mercado Spot, los futuros de los productos asociados a la compra de derechos de emisión, sufren ligeras bajadas. Durante el mes de mayo se han marcado valores que han rondado los 25,00 €/tnCO2, para los años 2020 y 2021. La cotización hasta final de 2019 se encuentra estabilizada alrededor de los 24,50 €/tnCO2. Durante 2020 y 2021 ve incrementado ligeramente su valor situándose en valores cercanos a los 25,00 €/tnCO2.

    Los futuros de Brent inician el mes con la tendencia alcista heredada del mes de abril pero hacia la tercera semana invierte la tendencia para dejar caer el precio desde los 73 $ el barril hasta los 63 $ el barril con los que finaliza el mes.

    En cuanto a los años 2020 y 2021, la evolución de los futuros del Brent se posiciona entre los 64 y los 59 $/bbl. Los futuros para el cambio euro-dólar durante el año 2019, oscilan entre los valores de 1,12105 y los 1,14 €/$. De cara al año 2020 y 2021 la previsión es bajista, situándose su valor por encima de los 1,19 €/$.

    La tendencia del carbón continúa siendo ligeramente bajista.

    Durante marzo, el producto que más ha bajado es el FTB M Jun-19, con una bajada del 6,44 %, marcando un valor de 50,52 €/MWh. El valor promedio del producto de futuro del mes de mayo (FTB M May-19) cerró su cotización media a 52,28 €/MWh durante el mes de abril, 3,89 €/MWh superior al precio promedio del Mercado Spot.

     

    Corto Plazo:

    La cotización media del producto de mes de junio de 2019 (FTB M Jun 19) ha sido de 53,77 €/MWh, un 4,28 % inferior a la cotización del mes anterior.

    El precio medio del producto mensual de julio (FTB M Jul-19) incrementa su valor, cruzandose un valor promedio de 53,33 €/MWh, un 4,31 % inferior a la cotización promedio obtenida en el mes de abril.

    El producto futuro del mes de agosto de 2019 (FTB M Ago-19) también ha decrementado su valor. En este caso, la cotización promedio se situó en 53,33 €/MWh siendo 4,31 % inferior a la cotización promedio del mes anterior.

    Medio Plazo:

    El producto del tercer trimestre de 2019 (FTB Q3-19) cerró el mes de mayo bajo una cotización promedio de 54,36 €/MWh. Este producto también ha rebajado su cotización respecto al mes pasado en un 4,27 %.

    El cuarto trimestre de 2019 (FTB Q4-19) cierra abril con un valor medio de 61,51 €/MWh decrementando su valor respecto a la cotización media ruante el mes de abril en un 1,04 %, recordemos que este producto sufrió un gran incremento durante el mes de abril.

    El primer trimestre de 2020 (FTB Q1-20) cierra abril con un valor medio de 59,29 €/MWh prácticamente manteniendo el valor con el que finalizó el mes anterior.

    Largo Plazo:

    Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo, por el contrario, incrementan ligeramente su cotización. El producto anual más lejano de 2022 (FTB) se sitúa en 48,96 €/MWh durante mayo incrementando su cotización en un 0,58 % con respecto al mes anterior. El producto anual de 2021 (FTB YR-21) registra un incremento de un 0,93 % respecto a su cotización en abril situándose en 51,46 €/MWh. El producto anual de 2020 (FTB YR-20) cierra el mes de mayo con una cotización de 55,69 €/MWh, un 0,28 % superior al mes anterior. Como se ha comentado en el largo plazo se han visto incrementos, pero no tan bruscos como los sufridos durante el mes de abril.

    Parece que la tendencia bajista de las principales commodities relacionadas con la generación están poniendo freno al incremento de precios que tuvo lugar durante el mes de abril. Aunque los precios no son habituales para esta época del año, desde Creara recomendamos que valoren la opción de cerrar parte o todo su consumo para el ejercicio siguiente.

    Promedio mensual de cotización del mes siguiente OMIP frente al resultado medio del Mercado Diario

    Evolución de cotizaciones mercado de futuros OMIP carga base

    Cotizaciones producto mensual carga base OMIP

    Cotizaciones producto trimestral carga base OMIP

    Cotizaciones producto anual carga base OMIP

    Fuentes: OMIE; OMIP; EIA; EEX; PEGAS; CME Group; REE; Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente; Weather Underground; AEMET.

    Boletines | viernes 24 mayo, 2019

    Inicio de una tendencia alcista en el spot en el mes de abril

    MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

    Precios negociados por Creara en abril

    A continuación, se muestran los mejores precios negociados por Creara durante este mes para contratos de 12 meses de duración. Se aporta información en la modalidad de precio fijo y de precio indexado, este último es un valor estimativo.

    Modalidad precio fijo

    Modalidad precio indexado

    MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

    Inicio de una tendencia alcista en el Spot sin recuerdos de bajadas significativas

    El precio promedio de la energía durante el mes de abril se situó en 50,41 €/MWh, valor superior al cerrado durante el mes de marzo, un 3,59 % superior. Por otro lado, el precio medio del mes de abril fue 7,74 €/MWh superior al valor medio de abril de 2018, esto es, un 18,13 % superior. Si analizamos los extremos:

    • El máximo diario se cruzó a 58,78 €/MWh el martes día 30, Este valor está asociado a una elevada demanda y a una baja aportación de la energía eólica cuyo hueco se cubre con tecnologías de generación fósiles. La producción de plantas de ciclo combinado registró el valor máximo mensual, alcanzando casi 129 GWh, mientras que la producción eólica marcó el valor de 62 GWh. Solo el 30 % de la energía generada durante este día provino de fuentes renovables.
    • El mínimo diario se cruzó el jueves día 25 a 29,69 €/MWh, día poco habitual para marcar el precio mínimo del mes ya que la demanda de este día no ha sido baja. La causa de esta situación la encontramos en la elevada cuota de generación eólica (297 GWh) siendo el dato más elevado del mes y del año 2019. El 56% de la energía generada el domingo 17 fue de origen renovable.

    La meteorología durante el mes de abril ha sido la habitual en un mes de primavera, húmedo y con temperaturas suaves. Las precipitaciones han marcado valores superiores a más de la mitad de lo que suele ser habitual durante este mes. Las temperaturas han influido en la caída de la demanda, esta ha sido un 1,86 % inferior a la demanda de abril de 2018.

    La cotización Spot de los derechos de emisión continúa su tendencia al alza iniciada durante el mes de marzo. En abril, la cotización se ha incrementado, cerrando la cotización media del mes en un valor medio de 25,67 €/tnCO2 superándose el máximo marcado durante el mes de enero 23,24 €/tnCO2. La cotización de abril ha sido un 17 % superior a la marcada durante el mes de marzo, incremento cuanto menos significativo.

    El Spot el Brent durante este mes ha continuado con la tendencia alcista siguiendo la inercia de los meses anteriores, durante la última semana del mes, esta tendencia se ve intensificada llegando a marcarse cotizaciones superiores a los 75 $/bbl. El precio cierre del mes de abril fue de 72,36 $/bbl. Ahora vamos a ocuparnos de la evolución de la paridad €/$, esta ha marcado valores bajos durante todo el mes mancando mínimos durante la última semana, mínimos no vistos desde mayo de 2017. La horquilla en la que se han movido las cotizaciones ha sido entre los 1,1233 y los 1,1134. Por otro lado, se encuentran dos factores que han influido en que el precio no se haya ido a niveles elevados, el precio del gas natural se mantiene en niveles relativamente bajos unido a que los precios del carbón se encuentran estables asociado a la reducción de la demanda por parte de Asia.

    Las reservas hidrológicas se han visto incrementadas gracias a las precipitaciones, actualmente la máxima teórica disponible es de 11.461 GWh, un 65,9% de la total disponible y un 19 % inferior a la disponible el mismo mes del año pasado.

    Si analizamos el balance de generación, la aportación de la tecnología hidráulica se ve reducido en un 15.18 % con respecto a marzo. La energía generada por la tecnología hidráulica ha sido de 1.857 GWh en el mes de abril lo que supone un 9,51 % del mix. En comparación con el año 2018, la presencia de la tecnología hidráulica

    baja dentro del mix (abril-18, 4.714 GWh un 24,13 % de la demanda).

    La tecnología nuclear se sitúa como la segunda en el ranking de generación durante este mes debido a que algunas de las centrales han sufrido incidencias en su funcionamiento. El día 4 de abril la central de Vandellos II sufre una parada no programada por un fallo en el sistema de refrigeración del reactor el 18 entra de nuevo en funcionamiento. La central Ascó II entra en parada programada para recarga de combustible a partir del 27 de abril. Esta tecnología ha supuesto un 23,76 % dentro del mix generación. Lo que se traduce en 4.641 GWh.

    La tecnología eólica es la primera tecnología que más presencia tiene dentro del mix su contribución, se traduce en un 24,22 % de la generación total, situándose como la primera fuente de generación, 4.732 GWh.

    Por su parte, la generación de carbón continúa reduciendo su presencia dentro el mix un 12,45 %. Este mes, se sitúa como la sexta fuente de generación con 732 GWh, un 3,75 %. Por otro lado, el ciclo combinado aumenta su presencia con un 27,21 % suponiendo 2.750 GWh, cambio asociado a los precios reducidos del gas natural y a la necesidad de cubrir parte del hueco térmico dejado por la energía importada desde Marruecos. La cogeneración reduce su presencia respecto a marzo en un 3,30 % aportando 2.494 GWh.

    El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de abril ha sido importador de energía eléctrica, en 1.087 GWh. En la parte exportadora se encuentra Portugal con 304 GWh y Andorra con 14 GWh. En la parte importadora se encuentra, Marruecos con 101 GWh y Francia con 1.304 GWh.

    La buena tasa de aportación eólica unido a los precios contenidos del gas natural y del carbón, han ayudado a mantener el precio del MWh, sin embargo, los valores alcanzados no han sido para nada propios de esta época del año.

    La suma de componentes que forman el precio final se ha incrementado en un 16 % respecto al mes de marzo. Estos componentes suponen el 10,45 % del precio final del mercado spot.

    Comparativa interanual del precio medio del Mercado Diario

    Evolución precio medio Mercado Diario. Año móvil.

    Generación por tecnologías

    Variación de generación por tecnología

    Resto de componentes del Precio Horario Final

    MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

    Repunta el mercado de futuros durante el mes de abril

    Los productos de futuros inician el mes de abril con la tendencia marcada durante los primeros meses de 2019 sin embargo, hacia la segunda semana sufren una inversión en su tendencia alcanzando el pico de precio entre el día 9 y el día 12 de mes. A partir de este día el precio se mantiene contenido, pero en niveles altos comparados con lo que es habitual durante este mes del año. La cotización del año móvil ha oscilado entre los 54,79 €/MWh y los 59,77 €/MWh cerrando el mes en el valor de 58,43 €/MWh.

    Los futuros de los productos asociados a la compra de derechos de emisión, durante el mes de abril han marcado valores que han rondado los 25,70 €/tnCO2. La tendencia hasta final de 2019 es claramente alcista, la cotización media se sitúa en torno a los 26,30 €/tnCO2. Durante 2020 mantiene este valor, viéndose incrementado ligeramente a partir de 2021 situándose en valores cercanos a los 27 €/tnCO2.

    Los futuros de Brent hacia la última semana del mes invierten la tendencia marcada durante los últimos meses, para dejar caer su valor desde los 75 $ el barril hasta los 71,5 $ el barril, la influencia sobre el resto de los meses de 2019 es la misma, fijando valores en torno a los 68 $ el barril. En cuanto a los años 2020 y 2021, la evolución de los futuros del Brent se posiciona entre los 64 y los 62 $/bbl. Los futuros para el cambio euro-dólar durante el año 2019, oscilan entre los valores de 1,12105 y los 1,14135 €/$. De cara al año 2020 y 2021 la previsión es alcista, situándose su valor por encima de los 1,21 €/$.

    La tendencia del carbón es bajista repuntando su valor de cara al final del año 2019 y para los años 2020 y 2021.

    Durante marzo, el producto que más ha bajado es el FTB M May-19, con una bajada del 0,261 %, marcando un valor de 52,28 €/MWh. El valor promedio del producto de futuro del mes de abril (FTB M Apr-19) cerró su cotización media a 48,33€/MWh durante el mes de marzo, 2,08 €/MWh inferior al precio promedio del Mercado Spot.

    Corto Plazo:

    La cotización media del producto de mes de mayo de 2019 (FTB M May-19) ha sido de 52,28 €/MWh, un 0,281 % inferior a la cotización del mes anterior.

    El precio medio del producto mensual de junio (FTB M Jun-19) incrementa su valor, cruzandose un valor promedio de 53,99 €/MWh, un 0,752 % superior a la cotización promedio obtenida en el mes de marzo.

    El producto futuro del mes de julio de 2019 (FTB M Jul-19) también ha incrementado su valor. En este caso, la cotización promedio se situó en 56,17 €/MWh siendo 3,42 % superior a la cotización promedio del mes anterior.

    Medio Plazo:

    El producto del tercer trimestre de 2019 (FTB Q3-19) cerró el mes de abril bajo una cotización promedio de 56,79 €/MWh. Este producto ha incrementado su cotización respecto al mes pasado en un 3,365 %.

    El cuarto trimestre de 2019 (FTB Q4-19) cierra abril con un valor medio de 62,16 €/MWh incrementando fuértemente su valor respecto a la cotización media ruante el mes de marzo un 5,142 %.

    El primer trimestre de 2020 (FTB Q1-20) cierra abril con un valor medio de 59,27 €/MWh aumentando respecto al valor medio del mes de marzo un 0,599 %.

    Largo Plazo:

    Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo incrementan el valor marcado durante marzo. El producto anual más lejano de 2022 (FTB) se sitúa en 48,68 €/MWh durante abril incrementando su cotización en un 0,112 % con respecto al mes anterior. El producto anual de 2021 (FTB YR-21) registra un incremento de un 0,127 % respecto a su cotización en marzo situándose en 50,98 €/MWh. El producto anual de 2020 (FTB YR-20) cierra el mes de abril con una cotización de 55,53 €/MWh, un 3,05 % superior al mes anterior.

    Las previsiones alcistas en las cotizaciones de las principales commodities relacionadas con la generación marcan la tendencia que se está viendo en el mercado de futuros. Este trimestre suele ser habitualmente el más ventajoso se cara a conseguir un mejor precio para el suministro de electricidad, sin embargo, no se están marcando valores atractivos. Desde Creara recomendamos estar pendientes de la evolución de cara a optar por la opción de precio más conveniente para nuestro negocio.

    Promedio mensual de cotización del mes siguiente OMIP frente al resultado medio del Mercado Diario

    Evolución de cotizaciones mercado de futuros OMIP carga base

    Cotizaciones producto mensual carga base OMIP

    Cotizaciones producto trimestral carga base OMIP

    Cotizaciones producto anual carga base OMIP

    Fuentes: OMIE; OMIP; EIA; EEX; PEGAS; CME Group; REE; Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente; Weather Underground.

    Actualidad | jueves 23 mayo, 2019

    Ventajas del GPRS frente al GSM en la telemedida de equipos

    La comunicación móvil ha sufrido, desde que apareció en la década de los 80, un gran avance. Desde la 1º generación (1G) hasta la 5º generación (5G), que está a punto de implantarse, la tecnología ha ido evolucionando para ofrecer a los usuarios una mejor calidad y una mayor velocidad de conexión.

    Estos adelantos, no solo afecta a nuestros día a día, si no que permiten mejorar el control y la telemedida de energía. Tradicionalmente, la comunicación más utilizada es el GSM (Global System for Mobile communications) si bien resulta muy interesante utilizar el GPRS (General Packet Radio Service) por las ventajas que aporta.

    Así, la tecnología GSM, considerada la 2º generación, es un estándar de trasmisión que permite el envío tanto de voz como de datos, aunque la velocidad de trasmisión de datos es baja unos 9,6 kbps teóricos. Así mismo, el hecho que se comparta el ancho de banda entre usuarios puede provocar interferencias en las conexiones.

    Por su lado, la tecnología GPRS es una versión mejora del GSM orientada a la trasmisión de datos. Esta tecnología surge por la necesidad de mejorar la velocidad de trasferencia, de forma que sitúa la velocidad teórica por encima de 40 kbps. El uso del GPRS introdujo la posibilidad de utilizar el protocolo IP, lo que permite que los equipos se puedan conectar a Internet. Los equipos conectados por GPRS siempre conectados, pero sin estar hacer uso de recursos de red, lo que hace que el tiempo de establecimiento de conexión sea inferior a un segundo.

    Estas características son muy interesantes para el sector de la monitorización de la energía, puesto que permite que los equipos puedan conectarse de una forma más estable y más rápida.

    Contadores de tarificación

    En el caso de la telemedida de equipos en contadores de tarificación utilizar módem con tecnología GPRS mejora el control sobre ellos y reduce las incidencias relacionadas con la comunicación, ya que esos equipos están siempre conectados y la velocidad de conexión es mucho más rápida lo que permite extraer más información en menos tiempo.

    En definitiva, la comunicación móvil vía GPRS garantiza un control más rápido y veloz de los equipos medidores de energía, ya que mejora la velocidad de transferencia y el tiempo de establecimiento de conexión con respecto al GSM.

    Actualidad | jueves 25 abril, 2019

    Las 5 cosas que debes tener en cuenta a la hora de poner un punto de recarga para vehículos eléctricos en casa

    A la hora de instalar un punto de recarga para vehículos eléctricos en nuestro domicilio, es importante tener en cuenta ciertos factores que determinan las características del punto y su instalación. Resumimos en este post los principales puntos técnicos a considerar:

    1. Tipología de la vivienda

    En bloques de viviendas, se instalará el punto de carga en el garaje del edificio y generalmente se sacará la energía del contador eléctrico, situado en la planta baja o en el sótano del edificio.

    En viviendas unifamiliares, es posible obtener la alimentación eléctrica del punto de carga, bien del contador eléctrico o bien del cuadro eléctrico de la vivienda. Decidir de donde sacaremos la alimentación eléctrica vendrá definido principalmente por la ubicación del punto de carga, de forma que simplifique lo máximo posible la instalación eléctrica.

    • Si el punto de carga se va a ubicar cerca de la fachada de acceso, lo habitual es sacar la alimentación del contador eléctrico, que generalmente se localiza en el muro exterior.
    • Si el punto de carga se va a ubicar en el interior de la finca, es más simple obtener la alimentación del cuadro eléctrico, ya que, salvo que haya arquetas, no tener que realizar zanjas para llevar el cableado simplificará los trabajos.2. Ubicación del contador y de la plaza de garaje

    2. Ubicación

    La ubicación del contador y de la plaza de garaje también condicionan la forma en que se debe realizar la instalación. De los obstáculos que podemos encontrarnos, los forjados son los más complejos de salvar. Los muros también dificultan la instalación, pero suponen un problema menor. En función del recorrido que se deba realizar, se emplearán más o menos metros de cableado.

    3. Preinstalación eléctrica de bandejas y calas

    En algunos casos, las comunidades de vecinos realizan una preinstalación, dejando preparadas bandejas y calas, lo cual simplifica la instalación de los puntos de recarga.

    En este caso, si la energía va a extraerse del contador de nuestra vivienda, los metros de cable que se deberán emplear, puede que se incrementen ligeramente, ya que deberá desviarse el recorrido para pasar por la preinstalación comunitaria. También es posible que la preinstalación permita centralizar el uso de los puntos de recarga desde el contador de la comunidad, en cuyo caso se deberá establecer un sistema para refacturar la energía consumida a cada usuario, a través de un sistema de gestión de consumos con sistema de identificación del usuario en los puntos de carga.

    4. Prestaciones del punto de carga

    De entre los tipos de conectores que se pueden instalar en los puntos de carga, las opciones generalizadas son las tomas Mennekes y las tomas Schuko (la toma habitual de alimentación doméstica).

    • Instalar una toma Schuko permite cargar en Modo 1 o en Modo 2, a una potencia máxima de 2,3 kW.
    • Una toma Mennekes es un tipo de toma dedicada exclusivamente para la carga del vehículo eléctrico y permite cargar en modo 3 a 3,7 kW.

    Generalmente, la instalación de las tomas Schuko no está preparada para soportar elevadas intensidades de carga durante largos periodos de tiempo, como ocurre con la carga de los vehículos eléctricos, lo cual puede derivar en problemas eléctricos por sobrecalentamiento de cable. Las instalaciones con un sistema de alimentación de vehículo eléctrico (SAVE), las que presentan las tomas Mennekes, se dimensionan para soportar estas situaciones. Por otro lado, las tomas dedicadas, además de permitir cargar el vehículo más rápido, aportan mayor seguridad a la carga, ya que tienen dos bornas de comunicación entre el punto de carga y el vehículo, para asegurar tanto la instalación como el vehículo.

    En bloques de viviendas, es conveniente instalar un sistema de identificación RFID que impida que otras personas se conecten a nuestro punto de carga.

    5. Potencia de carga

    Debe tenerse en cuenta la potencia de carga que es capaz de aceptar nuestro vehículo, para evitar sobredimensionar la instalación con más potencia de la necesaria. También es importante tener en cuenta la potencia contratada en nuestra vivienda, para evitar que se supere la potencia contratada y que eso suponga un incremento de los costes mensuales de la factura eléctrica.

    Si nuestra idea es dejar el coche cargando durante toda la noche, será suficiente con instalar 3,7 kW de potencia de carga para cargar su batería. Si eso lo combinamos con una programación de carga nocturna, cuando la demanda de potencia es mínima, no se necesitará realizar ninguna modificación en el contrato eléctrico.

    De la misma manera, es posible adaptar la tarifa eléctrica contratada para reducir los costes cargando por la noche. La mayoría de los vehículos eléctricos permiten programar la carga del coche para elegir en qué momentos cargar y poder aprovechar así las tarifas con discriminación horaria.

    Noticias | martes 23 abril, 2019

    Ayudas para la compra de vehículos eléctricos e instalación de puntos de recarga en Baleares
    • El 21 de abril se abrió en Baleares el plazo para solicitar las ayudas para la compra de vehículos eléctricos e instalación de puntos de recarga dirigidas a empresas y particulares.
    • Para las empresas, las ayudas serán de 5.500 euros por turismo eléctrico. Para híbridos enchufables, la ayuda será de entre 1.100 y 4.000 euros en el caso de pymes, y entre 1.000 y 3.000 euros en el caso de grandes empresas.
    •  Las ayudas para los puntos de recarga en empresas podrían llegar al 30% del coste de la instalación.

    Baleares cuenta con un total de 1.078.000 euros para subvencionar la adquisición de vehículos no contaminantes y fomentar la movilidad sostenible en el marco del plan de ayudas estatales MOVES. Las ayudas MOVES van dirigidas a personas físicas, autónomos, comunidades de propietarios, empresas privadas, entidades públicas (locales,  regionales o de la Administración General del Estado).

    Actuaciones subvencionables

    El plan prevé que se puedan recibir ayudas para las siguientes actuaciones:

    • Adquisición de vehículos eléctricos, híbridos enchufables, GNC, GNL, autogás, o pila de combustible.
    • Implantación de puntos de recarga.
    • Implantación de sistemas de préstamo de bicicletas eléctricas.
    • Implantación de medidas contenidas en planes de transporte al trabajo en empresas.

    Cuantía de la ayuda

    La cuantía total es de 540.000 euros para la adquisición de vehículos no contaminantes. El objetivo principal es subvencionar coches eléctricos, aunque también se reservan 50.000 euros para vehículos de gas natural y 60.000 euros para híbridos enchufables.

    Las ayudas también reservan 323.000 euros para la instalación de puntos de recarga, de los cuales 200.000 euros están destinados a puntos de carga rápida o ultrarrápida. Los particulares pueden recibir hasta el 40% del coste de la instalación y las empresas hasta el 30%.

    Plazos

    El plazo para presentar las solicitudes se inició el 21 de abril. Finaliza cuando se agote el crédito  de las ayudas o, como máximo, el 31 de diciembre del año en curso.

    El plazo para la justificación es de 12 meses desde la concesión de la subvención.

     

    Las solicitudes se realizarán de forma telemática a través de la página web de la Direcció General d’Energia i Canvi Climàtic

    Noticias | domingo 21 abril, 2019

    Las empresas de Baleares tendrán que registrar su huella de carbono dentro de seis meses

    La  ley de cambio climático y transición energética de las Iles Balears incluye entre sus disposiciones la obligatoriedad de que las grandes y medianas empresas que desarrollen total o parcialmente su actividad en las islas calculen y registren su huella de carbono a partir del 1 de enero de 2020. Además, a partir de 2025 tendrán que presentar planes de reducción con objetivos mínimos vinculantes.

    Esta ley obliga a las grandes y medianas empresas que desarrollen total o parcialmente su actividad en Idlas Baleares y que no estén sometidas al régimen de comercio de emisiones a lo siguiente:

    • Calcular anualmente la huella de carbono y registrarla en un registro Balear que se coordinará con el del Ministerio.
    • Elaborar y ejecutar planes de reducción de emisiones.
    • La reducción podrá se sustituida en parte por mecanismos de compensación.

    Para tal fin se creará un Registro Balear de huella de carbono que establecerá las obligaciones concretas para las empresas, consistentes en calcular, registrar y, respecto de las difusas, reducir las emisiones de carbono. El Gobierno Balear y el resto de administraciones de las Islas realizarán un análisis de los impactos sobre el cambio climático, que deberán tener en cuenta en sus decisiones relativas a licitaciones, inversiones y proyectos de obras, infraestructuras, etc. Este registro, tal y como se establece en la Ley, será compatible con el correspondiente registro estatal, lo que permite unificar bases de datos y establece una vía de transmisión de información directa para que el Estado pueda computar adecuadamente las reducciones de emisiones alcanzadas en el territorio de las Islas Baleares.

    Alcance del cálculo de huella de carbono

    La cuantificación de las emisiones de gases de efecto invernadero por parte de la empresa podrá contemplar los siguientes alcances:

    • Alcance 1: emisiones de gases de efecto invernadero directos.
    • Alcance 2: emisiones indirectas asociadas a la generación de electricidad adquirida y consumida por la organización.
    • Alcance 3: el resto de las emisiones indirectas.

    La ley diferencia entre:

    • grandes y medianas empresas que estén sometidas al régimen de comercio de emisiones de gases: estarán obligadas a calcular y a acreditar anualmente la correspondiente huella de carbono en las actividades que lleven a cabo en las islas, de acuerdo con lo que se establezca reglamentariamente.
    • grandes y medianas empresas que no estén sometidas al régimen de comercio de emisiones de gases: estarán obligadas a reducir progresivamente las emisiones con el fin de alcanzar los objetivos establecidos en esta ley. Los indicadores de referencia para la reducción de emisiones difusas se fijarán en los anexos del Plan de Transición Energética y Cambio Climático y representarán el objetivo para la eficiencia expresado en emisiones específicas para cada una de las categorías de actividades, en función del sector, del subsector o de la correspondiente rama de actividad. Los indicadores de referencia podrán ser de servicios, de procesos, de actividades o de instalaciones; se referirán a los alcances de emisiones 1 y 2, y permitirán la comparación de la eficiencia en condiciones homogéneas. Se determinarán teniendo en cuenta las particularidades de cada sector, las reducciones ya conseguidas y las mejores técnicas y tecnologías disponibles en cada momento, así como su viabilidad técnica y económica.En los casos en que las empresas no presenten los planes de reducción de emisiones en el plazo establecido, no hayan fijado objetivos adecuados de reducción o no hayan justificado la realización de las actuaciones necesarias para alcanzar estos objetivos, la dirección general competente en materia de energía formulará los requerimientos necesarios para corregir la actuación empresarial.

    Noticias | lunes 15 abril, 2019

    Ayudas para mejorar la eficiencia energética en empresas del sector industrial
    • El Gobierno destina 307 millones de euros a ayudas para mejorar la eficiencia energética y reducir el consumo de energía en pymes y grandes empresas del sector industrial.
    • Las ayudas apoyarán actuaciones de mejora de la tecnología en equipos y procesos industriales o la implantación de sistemas de gestión energética.
    • Las empresas recibirán la financiación de forma directa, por orden de solicitud, si cumplen con las condiciones fijadas en la norma.
    Gestionado por las comunidades y ciudades autónomas bajo la coordinación del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), este programa de ayudas se financia con el Fondo Nacional de Eficiencia Energética y el Fondo Europeo de Desarrollo Regional. Su objetivo es reducir el consumo de energía final según establece el artículo 7 de la Directiva Europea 2012/27/UE: alcanzar un ahorro de energía final de 15.979 toneladas equivalentes de petróleo (ktep) en 2020 para todos los sectores, incluido el de la industria.
    Regula las bases para la concesión de ayudas el Real Decreto 263/2019, del 12 de abril, que fue aprobado el pasado viernes por el Consejo de Ministros.

    Beneficiarios

    Las ayudas están destinadas tanto a pymes como a grandes empresas del sector industrial, que representan el 25% del consumo final de energía en nuestro país según datos del Ministerio de Transición Ecológica.

    Actuaciones subvencionables

    Las acciones que serán financiables deben ir destinadas a la mejora de la tecnología en equipos y procesos industriales o la implantación de sistemas de gestión energética.

    Cuantía

    Se destina un total de 307.644.906,00 euros, procedentes del Fondo Nacional de Eficiencia Energética, que se nutren con aportaciones de las empresas comercializadoras de electricidad.
    Las ayudas pueden ser cofinanciadas por aportaciones del Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER).
    La distribución de los fondos es la siguiente:

    Plazos

    Las comunidades y ciudades autónomas deberán publicar convocatorias en sus respectivos territorios para el reparto de los importes que tienen asignados. Transcurridos dos meses desde la publicación del Real Decreto en el BOE, las comunidades dispondrán de otros dos meses para publicar sus correspondientes convocatorias de ayudas.

    Más información: Real Decreto 263/2019, de 12 de abril, por el que se regula el Programa de ayudas para actuaciones de eficiencia energética en PYME y gran empresa del sector industrial.

    Fuente: IDAE.

    Boletines | viernes 12 abril, 2019

    En marzo siguen las bajadas del precio de la electricidad en el mercado Spot

    MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

    Siguen las bajadas en el mercado Spot

    El precio promedio de la energía durante el mes de marzo se situó en 48,82 €/MWh, valor muy por debajo del cerrado durante el mes de febrero, un 9,60 % inferior. Por otro lado, el precio medio del mes de marzo fue 8,64 €/MWh superior al valor medio de marzo de 2018, esto es, un 17,69 % superior. Si analizamos los extremos:

    • El máximo diario se cruzó a 55,73 €/MWh el viernes día 22, día inhabitual para que se cruce la cotización máxima del mes. Este valor está asociado a una elevada demanda y a una baja aportación de la energía eólica cuyo hueco se cubre con tecnologías de generación fósiles. La producción de plantas de ciclo combinado registró el valor máximo mensual, alcanzando casi 101 GWh, mientras que la producción eólica fue la mínima mensual (84 GWh).
    • El mínimo diario se cruzó el domingo día 17 a 34,75 €/MWh, debido a una alta generación eólica (192GWh) junto con una mayor aportación de otras tecnologías renovables, unido a la baja demanda peninsular. El 52% de la energía generada el domingo 17 fue de origen renovable.

    Durante el mes de marzo se ha mantenido la meteorología anormalmente suave para este mes vivida durante el mes de febrero. Las altas temperaturas han influido en la caída de la demanda, esta ha sido un 6,14 % inferior a la demanda de marzo de 2018.

    La cotización Spot de los derechos de emisión vuelve a repuntar tras tocar mínimos desde diciembre durante el mes de febrero, el precio medio estuvo en torno a los 20,99 €/tnCO2. Durante el mes de marzo la cotización se ha incrementado, cerrando la cotización media del mes en un valor medio de 21,95 €/tnCO2 sin embargo, no se han alcanzado los máximos marcados durante el mes de enero 23,24 €/tnCO2.

    El Spot el Brent continúa con su tendencia alcista iniciada en diciembre cuando se marcó la cotización mínima del año 2018, el precio cierre del mes de marzo fue de 67,37 $/bbl por el contrario, la paridad €/$ continúa con valores bajos estos se han movido durante el mes de marzo entre los 1,1431 y los 1.1207. Por otro lado, la tendencia del carbón está siendo distinta, durante todo el mes de marzo el valor del producto se ha visto reducido.

    Las reservas hidrológicas continúan reduciéndose, actualmente la máxima teórica disponible es de 11.182 GWh, un 48% de la total disponible y un 13,1 % inferior a la disponible el mismo mes del año pasado.

    Si analizamos el balance de generación, la aportación de la tecnología hidráulica se ve reducido en un 13,44 % con respecto a febrero. La energía generada por la tecnología hidráulica ha sido de 2.189 GWh en el mes de marzo lo que supone un 10,55 % del mix. En comparación con el año 2018, la presencia de la tecnología hidráulica baja dentro del mix (marzo-18, 6.457 GWh un 31,11 % de la demanda).

    La tecnología nuclear continúa en la primera posición dentro de mix de generación al encontrarse a pleno rendimiento todo el parque. Esta tecnología ha supuesto un 25,40 % dentro del mix generación. Lo que se traduce en 5.270 GWh.

    La tecnología eólica es la segunda tecnología que más presencia tiene dentro del mix su contribución, se traduce en un 23,15 % de la generación total, situándose como la primera fuente de generación, 2.189 GWh.

    Por su parte, la generación de carbón reduce su presencia dentro el mix un 62,92 % debido principalmente a que se está importando energía de países que no tienen compromisos adquiridos que motivan la reducción de las emisiones. Este mes, se sitúa como la sexta fuente de generación con 836 GWh, un 4,03 %. Por otro lado, el ciclo combinado también ve reducida su presencia con un 13,68 % suponiendo 2.162 GWh. Igualmente, la cogeneración reduce su presencia respecto a febrero en un 8,42 % aportando 2.579 GWh.

    El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de marzo ha sido importador de energía eléctrica, en 1.411 GWh. En la parte exportadora se encuentra Portugal con 788 GWh y Andorra con 33 GWh. En la parte importadora se encuentra, Marruecos con 212 GWh y Francia con 2.021 GWh. La energía importada de Marruecos continúa incrementando su peso dentro del mix de generación.

    La recuperación de la nuclear y la posición de la eólica como primeras energías productoras dentro del mix de generación, unido al incremento de la importación de energía “libre” de penalización por emisión de gases contaminantes procedente de Marruecos y a la reducción de la demanda, ha ayudado a reducir el impacto derivado del incremento en el precio de las emisiones de CO2 y del Brent.

    La suma de componentes que forman el precio final se ha reducido en un 1 % respecto al mes de febrero. Estos componentes suponen el 9,79 % del precio final del mercado spot.

    Comparativa interanual del precio medio del Mercado Diario

    Evolución precio medio Mercado Diario. Año móvil.

    Generación por tecnologías

    Variación de generación por tecnología

    Resto de componentes del Precio Horario Final

    MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

    Bajadas en el mercado de futuros.

    Los productos de futuros en el mes de marzo sufren una ligera bajada en sus cotizaciones, hacia mediados del mes la cotización de los productos intensifica su tendencia a la baja marcándose el mínimo para el año móvil en 54,35 €/MWh. Durante la última semana de marzo se inicia de nuevo una ligera tendencia al alza para corregir valores hasta rozar los 55 €/MWh con los que se inicia abril.

    Los futuros de los productos asociados a la compra de derechos de emisión, durante el mes de marzo han marcado valores que han rondado los 21,5 €/tnCO2 para los meses restantes de 2019, durante 2020 mantiene este valor sin embargo a partir de 2021 se inicia un crecimiento importante en su valor, superándose el valor de los 22 €/tnCO2.

    Los futuros de Brent marcan la misma tendencia alcista del mercado Spot, los futuros de abril a diciembre oscilan entre los 67 y los 69 $ el barril, los futuros para el cambio euro-dólar oscilan entre los valores de 1,14 y los 1.12 €/$. De cara al año 2020, el tipo de cambio recupera algo su valor situándose entorno a los 1,16 €/$, para los años siguientes su valor se posiciona por encima de los 1,21 €/$. En cuanto a los años 2020 y 2021, la evolución de los futuros del Brent se posiciona entre los 65 y los 62 $/bbl.

    La tendencia del carbón de cara al final del año 2019 y para los años 2020 y 2021, al igual que en el mercado Spot, la tendencia es bajista.

    Durante marzo, el producto que más ha bajado es el FTB M Jun-19, con una bajada del 5,87 %, marcando un valor de 53,59 €/MWh.

    El valor promedio del producto de futuro del mes de marzo (FTB M Mar-19) cerró su cotización media a 50,64 €/MWh durante el mes de febrero, 1,82 €/MWh superior al precio promedio del Mercado Spot.

    Corto Plazo:

    La cotización media del producto de mes de abril de 2019 (FTB M Abr-19) ha sido de 48,33 €/MWh, un 2,24 % inferior a la cotización del mes anterior.

    El precio medio del producto mensual de mayo (FTB M May-19) reduce su valor, cruzandose un valor promedio de 52,43 €/MWh, un 4,10 % inferior a la cotización promedio obtenida en el mes de febrero.

    El producto futuro del mes de junio de 2019 (FTB M Jun-19) también ha bajado su valor. En este caso, la cotización promedio se situó en 53,59 €/MWh siendo 5,87 % superior a la cotización promedio del mes anterior.

    Medio Plazo:

    El producto del segundo trimestre de 2019 (FTB Q2-19) cerró el mes de marzo bajo una cotización promedio de 51,46 €/MWh. Este producto ha disminuido su cotización respecto al mes pasado en un 4,16 %.

    El tercer trimestre de 2019 (FTB Q3-19) cierra marzo con un valor medio de 54,94 €/MWh disminuyendo respecto al valor medio del mes de enero un 4,25 %.

    El cuarto trimestre de 2019 (FTB Q4-19) cierra marzo con un valor medio de 59,12 €/MWh aumentando respecto al valor medio del mes de enero un 2,96%.

    Largo Plazo:

    Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo reducen el valor marcado durante febrero contagiándose todos los productos de las bajadas experimentadas por el resto. El producto anual más lejano de 2022 (FTB) se sitúa en 48,63 €/MWh durante marzo reduciendo su cotización en un 1,26 % con respecto al mes anterior. El producto anual de 2021 (FTB YR-21) registra una bajada de un 1,45 % respecto a su cotización en febrero situándose en 50,92 €/MWh. El producto anual de 2020 (FTB YR-20) cierra el mes de marzo con una cotización de 53,88 €/MWh, un 1,21 % inferior a la de febrero.

    La tendencia en el mercado Spot marca en cierta medida la tendencia en el mercado de futuros. Las previsiones de incremento en el precio tanto de la cotización del Brent como el coste de las emisiones de CO2 frenan la bajada de las cotizaciones propia de esta época del año.

    Novedades y recomendaciones de cierre

    Durante los próximos meses se abrirán oportunidades de cara a conseguir un mejor precio para el suministro eléctrico. De cara al mes de abril habrá que estar pendiente del impacto de la finalización del periodo temporal de exención al impuesto a la generación eléctrica.

    Promedio mensual de cotización del mes siguiente OMIP frente al resultado medio del Mercado Diario

    Evolución de cotizaciones mercado de futuros OMIP carga base

    Cotizaciones producto mensual carga base OMIP

    Cotizaciones producto trimestral carga base OMIP

    Cotizaciones producto anual carga base OMIP

    Fuentes: OMIE, OMIP, EIA, EEX, PEGAS, CME Group, REE, Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, Weather Underground.

    Noticias | lunes 8 abril, 2019

    Aprobado el Real Decreto para autoconsumo solar con fotovoltaica

    El Consejo de Ministros aprobó el pasado viernes el Real Decreto por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo solar con fotovoltaica en España. Este hito, entre otras medidas, asienta las bases legales y técnicas para hacer posible el autoconsumo colectivo, facilita los trámites administrativos de registro para pequeños consumidores  y propone un mecanismo simplificado de compensación de excedentes.

    Autoconsumo solar con fotovoltaica colectivo

    Previamente a la aprobación del Real Decreto, solo se reconocía el autoconsumo solar con fotovoltaica individual. La nueva regulación hace posible el autoconsumo colectivo, de modo que varios consumidores pueden usar una misma planta de generación. Esta posibilidad es muy interesante para empresas o industrias que comparten localización, como por ejemplo las que se encuentran en polígonos industriales. En este caso, todos los consumidores deberán pertenecer a la misma modalidad de autoconsumo y deberán presentar a la distribuidora o comercializadora un mismo acuerdo firmado por todos los participantes, que recoja los criterios de reparto.

    Bajo acuerdo entre las partes, también se hace posible instalar placas fotovoltaicas en edificios contiguos con mejor orientación. Esta modalidad se define en el real decreto como “instalación de producción próxima a las de consumo y asociada a las mismas”.

    Compensación mensual de excedentes

    El mecanismo de compensación de la energía autoproducida que se inyecta a la red y que no es consumida instantáneamente se simplifica para aquellas instalaciones con una potencia de hasta 100 kilovatios (kW), siempre que produzcan electricidad a partir de energía de origen renovable.La compensación económica puede llegar hasta el 100% de la energía consumida por el usuario en ese mes.

    La energía excedente que se vierta a la red se pagará como energía “producida en el mercado” mediante el sistema de compensación establecido por las eléctricas. La comercializadora de energía compensará al usuario por la energía excedentaria en cada factura mensual.

     

    La normativa también contempla la posibilidad de que un consumidor pueda aprovechar los excedentes de su vecino y coparticipe de autoconsumo, si éste no está consumiendo su parte proporcional de energía.

     

    Más información: Real Decreto 244/2019, de 5 de abril.

    Fuente: Ministerio Para la Transición Ecológica.

    Noticias | lunes 8 abril, 2019

    Obligatoriedad de las empresas de reportar sus emisiones de carbono y sus planes para reducirlas

    La nueva Ley 11/2018 sobre información no financiera y diversidad exige reportar anualmente información no financiera entre la que se incluye lo siguiente:

    • elementos importantes de las emisiones de gases de efecto invernadero generados como resultado de las actividades de la empresa
    • metas de reducción establecidas voluntariamente a medio y largo plazo para reducir las emisiones de GEI
    • medios implementados para tal fin.

    Para los ejercicios económicos que se inicien a partir del 1 de enero de 2018 y en el plazo de tres meses desde el cierre del ejercicio:

    Las empresas obligadas son aquellas en las que concurran los siguientes requisitos:

     

    • El número medio de trabajadores empleados por las sociedades del grupo durante el ejercicio sea superior a 500.
    • Que o bien, tengan la consideración de entidades de interés público de conformidad con la legislación de auditoría de cuentas, o bien, durante dos ejercicios consecutivos reúnan, a la fecha de cierre de cada uno de ellos, al menos dos de las circunstancias siguientes:
      – Que el total de las partidas del activo consolidado sea superior a 20.000.000 de euros.
      – Que el importe neto de la cifra anual de negocios consolidada supere los 40.000.000 de euros.
      – Que el número medio de trabajadores empleados durante el ejercicio sea superior a doscientos cincuenta.

    Esta norma es de aplicación retroactiva, con efectos desde el 1 de enero de 2018 y de aplicación a las juntas de accionistas que se celebran ya este mismo año. Obligará, por tanto, a muchas sociedades a adaptar, este mismo año, sus memorias anuales para incluir la información no financiera.

    A partir del 30/12/2021 la obligación aplicará a más empresas:

    • sociedades con más de 250 trabajadores que o bien tengan la consideración de entidades de interés público de conformidad con la legislación de auditoría de cuentas, exceptuando a las entidades que tienen la calificación de empresas pequeñas y medianas de acuerdo con la Directiva 34/2013, o bien, durante dos ejercicios consecutivos reúnan, a la fecha de cierre de cada uno de ellos, al menos una de las circunstancias siguientes:
      – Que el total de las partidas del activo sea superior a 20.000.000 de euros.
      – Que el importe neto de la cifra anual de negocios supere los 40.000.000 de euros.

     

    Reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero

    Haber realizado un cálculo de huella de carbono o tener definido un plan estratégico de reducción de gases de efecto invernadero (GEI) con base científica y que tome como referencia los indicadores de la actividad de la empresa facilita el cumplimiento del requisito de esta ley de facilitar información acerca de las emisiones de la misma.

    ¿Cómo reportar?

    Las empresas deberán utilizar marcos y estándares reconocidos internacionalmente para preparar y publicar la información solicitada. Algunas de las normas internacionales más comúnmente utilizadas en el contexto de la presentación de información no financiera son:

    • Global Reporting Initiative (GRI)
    • Pacto Mundial de Naciones Unidas
    • Integrated Reporting Framework
    • Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de Naciones Unidas

    La información reportada debe ser verificada por un prestador independiente de servicios de verificación capaz de detectar errores y aportar fiabilidad al proceso. Tendrá que ponerse a disposición del público de forma gratuita y debe estar fácilmente accesible en el sitio web de la sociedad en los 6 meses posteriores a la fecha de finalización del año financiero y por un periodo de 5 años.

     

    Noticias | domingo 7 abril, 2019

    Arranca el plan MOVES de ayudas a la compra de coches eléctricos y otros vehículos eficientes para 2019

    El plan MOVES de incentivos a la Movilidad Eficiente Sostenible incluye las siguientes líneas de ayudas:

    • para la compra de coches eléctricos (hasta 6000 euros)
    • para la instalación de puntos de carga (30-40%)
    • implantación de sistemas de préstamos de bicicletas eléctricas (entre un 5% y el 20% del presupuesto asignado)
    • de apoyo a planes de transporte en centros de trabajo (10%)
    • de apoyo proyectos singulares de movilidad sostenible en ciudades Patrimonio de la Humanidad, municipios con alto índice de contaminación o en islas, o iniciativas de innovación en electromovilidad (presupuesto total de 15 millones de euros).

    BENEFICIARIOS

    Las ayudas MOVES van dirigidas a personas físicas, autónomos, comunidades de propietarios, empresas privadas, entidades públicas (locales,  regionales o de la Administración General del Estado).

    ACTUACIONES SUBVENCIONABLES y CUANTÍA DE LA AYUDA

    La línea de ayudas para la compra de vehículos de energías alternativas tiene una dotación de 45 millones de euros:

    • hasta 700 euros para motos eléctricas.
    • hasta 5.000 euros para coches eléctricos. A este importe se le sumarían los mil euros que otorgarían los concesionarios.
    • hasta 15.000 euros para camiones y autobuses con propulsión alternativa.

    Para la línea de ayudas para puntos de recarga eléctrica de vehículos eléctricos (públicos y privados) y a los sistemas de préstamos de bicicletas eléctricas se establece un 30% – 40% del coste subvencionable, dependiendo del tipo de beneficiario, con un límite de 100.000 euros.

    Para la implantación de Planes de Transporte a los Centros de Trabajo, se establece un límite de 200.000 euros de ayuda por beneficiario para  con una ayuda del 50% del coste subvencionable.

    PLAZOS

    Serán las comunidades autónomas las encargadas de gestionar el presupuesto que les corresponda, por lo que tendremos que esperar a que cada región informe de fechas y forma de concesión. Euskadi ha sido la primera comunidad en activar el Plan Moves (bases para la presentación de solicitudes en el Boletín Oficial del País Vasco). En la web del IDAE se ha creado un espacio en el que se irá actualizando el listado de comunidades autónomas que activan el programa de ayudas.

    Entre tanto se abren las convocatorias del resto de comunidades, recomendamos ir solicitando un pre estudio, especialmente para el caso de proyectos de instalación de puntos de carga en edificios de comunidades de propietarios o en empresas.

    Actualidad | miércoles 3 abril, 2019

    ¿Qué 3 cosas he de tener en cuenta de cara a las auditorías energéticas del RD 56/2016 en 2020? 

    El año 2016 fue un año de gran revuelo en el sector de la eficiencia energética tras la publicación del Real Decreto 56/2016 sobre auditorías energéticas. Aquel año se llevaron a cabo en nuestro país miles de auditorías energéticas, unas con más calidad técnica que otras. Muchas empresas de ingeniería se reconvirtieron a realizar las mismas para acabar en tiempo y forma.

    Durante 2017 todavía se dejó notar aquella ola de proyectos de auditorías energética; el año pasado ya nadie hablaba de ello. Y de nuevo, en 2019 se empiezan a oír algunos ecos de esos años ante el cumplimiento de los 4 años marcados por el RD 56/2016 para realizar la siguiente auditoría energética.

    Desde Creara queremos ayudarte a que de cara a ese año se puedan realizar los proyectos de la mejor manera posible, ahorrando esfuerzo económico y recursos técnicos. Para ello, has de plantearte 3 principales cosas:

    Tiempo

    Recuerda que la auditoría energética debe hacerse cada 4 años, es decir, si la auditoría la hiciste en 2016, deberás hacerla en 2020. Pero si la hiciste un año antes, este es tu año de llevarla a cabo. Igualmente, si se hizo en 2017 -ya fuera de plazo- no deberás llevarla a cabo hasta 2021.

    Es interesante recordar en este ámbito, que si la empresa tomó en su momento -o va a tomar la determinación este año- de implantar un sistema de gestión energética certificado por una entidad independiente, este plazo desaparece. Normalmente este tipo de sistemas se lleva a cabo bajo el paraguas de la ISO 50001, que este años acaba de tener su primera revisión por parte de ISO.

    Empresas con cultura de sistemas de gestión y que además quieran ofrecer una imagen de compromiso en la línea de la lucha contra el cambio climático, sin duda, esta es la mejor opción, y más si tienen otros sistemas de gestión implantados.

    Calidad

    En 2016 se llevaron a cabo muchas auditorías de muy baja calidad. A Creara nos han llegado muchas empresas muy insatisfechas con la calidad de las auditorías energéticas que les hicieron en su momento. Os recordamos que es necesario cumplir con los requerimientos del artículo 3 de la normativa, en la que se especifica que las auditorías deben estar basadas en datos medibles, han de ser proporcionadas respecto a su alcance y los cálculos han de recoger variables que permitan tomar una decisión de inversión, más que en periodos de retorno simples. Por tanto, hacer las auditorías basados sólo en facturas o mediante algoritmos o indicadores no nos valdría.

    Respecto a esto, recordaros que la fiscalización de las auditorías energéticas está en manos de las Comunidades Autónomas y que por tanto son sus técnicos quienes tienen la potestad de determinar si una auditoría está mal o bien hecha. En Creara no son pocas las auditorías que nos han reclamado desde diferentes Comunidades Autónomas y en las que el técnico ha mirado con detalle el fiel cumplimiento de la normativa.

    Precio

    Por último, entendemos que una auditoría energética realizada en una instalación sobre la que no se han acometido grandes modificaciones en sus instalaciones, tendría sentido realizar una auditoría sobre la que ya se hizo en 2016. Es decir, actualizar mediciones y las nuevas instalaciones o modificaciones que se hayan llevado a cabo. Y sobre esos nuevos datos, construir la auditoría energética de cara al cumplimiento normativo. Esto, en teoría y seguramente en la práctica en la mayoría de los casos, hará que el precio de la auditoría pueda reducirse sustancialmente.

    Boletines | viernes 8 marzo, 2019

    Boletín Mercado Eléctrico Febrero 2019

    MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

    Precios negociados por creara en febrero

    A continuación, se muestran los mejores precios negociados por Creara durante el mes de febrero para contratos de 12 meses de duración. Se aporta información en la modalidad de precio fijo y de precio indexado, este último es un valor estimativo.

    Modalidad precio fijo

    Modalidad precio indexado

    MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

    Continúa la tendencia a la baja iniciada en los últimos días de enero

    El precio promedio de la energía durante el mes de febrero se situó en 54,01 €/MWh un 12,87 % superior al valor promedio cruzado en enero. Por otro lado, el precio medio del mes de febrero fue 0,87 €/MWh inferior al valor medio de febrero de 2018, esto es, un 1,59 % inferior. Llevábamos mucho tiempo sin ver cotizaciones inferiores al año anterior. La bajada en la cotización de los derechos de emisión y el gas, unido a la completa recuperación del parque nuclear y a una demanda inferior a la habitual durante un mes de invierno, ha favorecido a la bajada de los precios. Las tan poco habituales temperaturas marcadas durante este mes han influido en la caída de la demanda, esta ha sido un 11% inferior a la demanda de enero y un 5% inferior a la de febrero de 2018.

    El precio medio de mercado se ha asemejado bastante al de febrero de 2018, pero hay que tener en cuenta que el valor tan poco habitual en este mes de la demanda ha propiciado dicha bajada.
    • El máximo diario se cruzó a 61,51 €/MWh el miércoles día 13, coincidiendo con una elevada demanda que se cubre principalmente con tecnologías de generación fósiles. La producción de plantas de ciclo combinado registró el valor máximo mensual, alcanzando casi 147 GWh, mientras que la producción eólica fue la mínima mensual (71,57 GWh).
    • El mínimo diario se cruzó el domingo día 10 a 37,70 €/MWh, debido a una alta generación eólica (243 GWh) junto con una mayor aportación de otras tecnologías renovables, unido a la baja demanda peninsular. El 56% de la energía generada el domingo 10 fue de origen renovable.

    Si analizamos el balance de generación, la aportación de la tecnología hidráulica aumenta un 16,18 % con respecto a enero. La energía generada por la tecnología hidráulica ha sido de 2.529 GWh en el mes de febrero lo que supone un 12,53 % del mix. En comparación con el año 2018, la presencia de la tecnología hidráulica aumenta dentro del mix (febrero-18, 2.352 GWh un 11,02 % de la demanda).

    La tecnología nuclear pasa a la primera posición dentro de mix de generación después de recuperarse de las paradas sufridas durante meses anteriores. Esta tecnología ha supuesto un 23,58 % dentro del mix generación. Lo que se traduce en 4.760 GWh.

    La tecnología eólica es la segunda tecnología que más presencia tiene dentro del mix su contribución, se traduce en un 18,07 % de la generación total, situándose como la primera fuente de generación, 3.647 GWh.

    Por su parte, la generación de carbón reduce su presencia dentro el mix un 27,23 % debido principalmente a la caída de la demanda y a que el hueco nuclear que existía meses atrás ha desaparecido. Este mes, se sitúa como la quinta fuente de generación con 2.504 GWh, un 11,17 %. Por otro lado, el ciclo combinado también ve reducida su presencia con un 12,41 % suponiendo 2.504 GWh. Igualmente, la cogeneración reduce su presencia respecto a enero en un 10,22 % aportando 2.379 GWh.

    El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de febrero ha sido importador de energía eléctrica, en 1.006 GWh. En la parte exportadora se encuentra Portugal con 697 GWh y Andorra con 16 GWh. En la parte importadora se encuentra, Marruecos con 180 GWh y Francia con 1.539 GWh. Continuamos importando energía desde Marruecos.

    La suma de componentes que forman el precio final ha aumentado en un 2 % respecto al mes de enero. Estos componentes suponen el 9,48 % del precio final del mercado spot.

    Comparativa interanual del precio medio del Mercado Diario

    Evolución precio medio Mercado Diario. Año móvil.

    Generación por tecnologías

    Variación de generación por tecnología

    Resto de componentes del Precio Horario Final

    MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

    Bajadas en el mercado de futuros
    Los productos de futuros en el mes de febrero sufren una ligera bajada en sus cotizaciones, arrastrados por la tendencia en el mercado Spot. La bajada en las cotizaciones del precio de gas y los derechos de emisión están influyendo en tendencia. Durante febrero, el producto que más ha bajado es el FTB M Mar-19, con una bajada del 8,08 %, marcando un valor de 50,64 €/MWh.

    El valor promedio del producto de futuro del mes de febrero (FTB M Feb-19) cerró su cotización media a 61,34 €/MWh durante el mes de enero, 7,33 €/MWh superior al precio promedio del Mercado Spot.

    Corto Plazo:
    La cotización media del producto de mes de marzo de 2019 (FTB M Mar-19) ha sido de 50,64 €/MWh, un 8,08 % inferior a la cotización del mes anterior.

    El precio medio del producto mensual de abril (FTB M Apr-19) reduce su valor, cruzandose un valor promedio de 49,43 €/MWh, un 6,65 % inferior a la cotización promedio obtenida en el mes de enero.

    El producto futuro del mes de mayo de 2019 (FTB M May-19) también ha bajado su valor. En este caso, la cotización promedio se situó en 54,67 €/MWh siendo 3,36 % superior a la cotización promedio del mes anterior.

    Medio Plazo:
    El producto del segundo trimestre de 2019 (FTB Q2-19) cerró el mes de febrero bajo una cotización promedio de 53,69 €/MWh. Este producto ha disminuido su cotización respecto al mes pasado en un 5,94 %.

    El tercer trimestre de 2019 (FTB Q3-19) cierra enero con un valor medio de 60,92 €/MWh disminuyendo respecto al valor medio del mes de enero un 5,10 %.

    El cuarto trimestre de 2019 (FTB Q4-19) cierra enero con un valor medio de 60,92 €/MWh aumentando respecto al valor medio del mes de enero un 5,10 %.

    Largo Plazo:
    Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo prácticamente mantienen el valor marcado durante enero salvo el producto más cercano que se contagia de las bajadas experimentadas por el resto de procuctos. El producto anual más lejano de 2022 (FTB) se sitúa en 49,25 €/MWh durante febrero aumentando sutilmente su cotización en un 0,16 % con respecto al mes anterior. El producto anual de 2021 (FTB YR-21) registra una ligera subida de un 0,28 % respecto a su cotización en enero situándose en 51,67 €/MWh. El producto anual de 2020 (FTB YR-20) cierra el mes de febrero con una cotización de 54,54 €/MWh, un 2,45 % inferior a la de enero.

    Novedades y recomendaciones de cierre
    Durante los próximos meses se abrirán oportunidades de cara a conseguir un mejor precio para el suministro eléctrico. Desde Creara os recomendamos valorar la posibilidad de adelantar las negociaciones de vuestros contratos de suministro eléctrico.

    Promedio mensual de cotización del mes siguiente OMIP frente al resultado medio del Mercado Diario

    Evolución de cotizaciones mercado de futuros OMIP carga base

    Cotizaciones producto mensual carga base OMIP

    Cotizaciones producto trimestral carga base OMIP

    Cotizaciones producto anual carga base OMIP

    Fuentes
    OMIE, OMIP, REE, Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, Weather Underground

    Actualidad | lunes 4 marzo, 2019

    Ventajas para una comercializadora eléctrica de un servicio DaaS

    Cuando una comercializadora eléctrica tiene acceso a los datos de consumo horario de su cliente, gozará de algunas ventajas comerciales y de operación.
    Un servicio a comercializadoras de energía DaaS (Data as a Service), que recoja y envíe la curva de carga horaria del consumidor, implica instalar equipos de lectura y envío de datos (normalmente el propio contador fiscal) que serán propiedad del cliente. Hay que señalar que el servicio consiste en enviar datos de consumo periódicamente. Por tanto, habría un pago periódico.

    Es importante entender que este servicio proporciona datos de calidad, lo cual implica dos cosas:

    1. los datos se envían con la periodicidad que se pacte (p ej. cada hora, cada 8 horas, cada día)
    2. los datos se envían sin huecos o errores, ya que es normal que los datos que envían las distribuidoras no estén completos.

    Así, las ventajas que tiene este servicio DaaS de curva de consumo se resumen en dos grupos:

    Ventajas comerciales

    • La comercializadora podrá mejorar su servicio al cliente, ya que al disponer de su curva de carga, abre la posibilidad de ofrecerle un abanico de servicios de optimización del gasto eléctrico (gráficos de consumo, alarmas por consumo, alarmas por consumo de potencia…)
    • Las facturas llegarán al cliente casi sin retraso, ya que la comercializadora no debe esperar a recibir los datos de consumo de la distribuidora.
    • La comercializadora podrá cargar un margen de beneficio al coste que el proveedor del servicio DaaS cobre.
    • Supone una nueva vía para vincularse con el cliente, ya que este servicio de entrega de datos de consumo es estable en el tiempo y puede continuar vivo aunque el consumidor decida cambiar de comercializadora.

    Ventajas operativas

    • Mayor independencia de la distribuidora, ya que la comercializadora puede tomar los datos de consumo directamente del contador.
    • Adelantar la facturación, lo cual adelanta el día de cobro y por tanto acelera la entrada de caja.
    • Reducción de los costes de desvío, gracias a alarmas de consumo que permiten corregir la previsión (semanal) de consumo.
    • Reducción de los costes de desvío, gracias a una mejor estimación de consumo futuro por entender mejor la curva de carga del cliente.

    De modo general, contar con la curva de carga horaria del cliente es un elemento que potencia las herramientas SW de gestión energética. Una plataforma de gestión energética que no cuente con buenos datos, es poco útil. Si en cambio, los datos con los que cuenta la plataforma llegan regularmente, y sin errores, entonces las plataformas de gestión energética podrán sacar el máximo partido a sus funcionalidades.

    Noticias | lunes 25 febrero, 2019

    Todos los coches de alquiler de Baleares serán eléctricos para 2030

    Las empresas de alquiler de coches de las islas tendrán que ir sustituyendo su flota actual por vehículos eléctricos en un 10% anual hasta llegar al 100% en 2030. Con esta medida, enmarcada en la Ley de Cambio Climático y Transición Energética de las Islas Baleares, se pretende  la reducir en un 35% las emisiones de dióxido de carbono, así como rebajar la contaminación acústica.

    De los 1,3 millones de desplazamientos que realizan los turistas que visitan Baleares, el 35% corresponde a vehículos de alquiler. No es de extrañar entonces que el Govern haya puesto en el punto de mira a estas empresas.

    Para hacer realidad este propósito, como primer paso hay que asegurar una red de puntos de carga eficiente. Actualmente se ofrecen en Baleares 300 puntos de carga semi-rápida y la intención del Govern es destinar una inversión pública de 12 millones de euros, financiados por el Impuesto de Turismo Sostenible, para la instalación de entre 500 y 700 puntos nuevos de carga eléctrica rápida en un periodo de cinco años.

    Un mes después de la entrada en vigor de la Ley, las empresas de alquiler de coches eléctricos de las islas tendrán que informar a la Administración de la lista de los vehículos que tienen matriculados, de los que son de emisiones cero y de si son contaminantes. Un distintivo identificará la flota de alquiler y si los vehículos son de emisiones cero.

    Actualidad | viernes 22 febrero, 2019

    Todos los aparcamientos de más de mil m2 en Baleares deberán contar con placas fotovoltaicas
    • Todos los aparcamientos públicos o privados de grandes superficies con una superficie mayor a mil metros cuadrados de Baleares deberán tener instaladas placas fotovoltaicas sobre marquesinas antes de 2025,
    • Se estima que esta medida se traduzca en 140 megavatios de potencia instalados, que permitirían generar un 3,5 % del consumo total de energía de las islas.

    Estas medidas se contemplan en la futura ley de cambio climático aprobada recientemente por el Govern, que persigue avanzar en la transición hacia un modelo energético basado en las renovables en las islas.

    Ademas de a las grandes superficies comerciales, las medidas afectarán a otros grandes espacios de uso público y a todas aquellas edificaciones de obra nueva de uso industrial o comercial con esas dimensiones.

    Solo estarán exentos de esta obligación los aparcamientos en suelos rústicos de cierto valor paisajístico y en zonas urbanas donde instalar placas fotovoltaicas pueda generar un impacto, o  donde no sea técnicamente viable.

    Noticias | viernes 22 febrero, 2019

    Renovables y coche eléctrico para la primera Ley de Cambio Climático en Baleares

    El Gobierno Balear ha sido pionero en España en la aprobación de una Ley de Cambio Climático y Transición Energética con la que se pretende lograr la autosuficiencia energética en las islas, mediante el abandono progresivo de los combustibles fósiles, y aumentar la capacidad para generar, mediante energías renovables, al menos el 70% de la energía final que se consuma en ese territorio en el 2050. Además, esta ley marca una hoja de ruta para conseguir el objetivo intermedio de reducción del 23% del consumo energético y del 40% en las emisiones de CO2  para 2030.

    Las medidas planteadas para conseguir estos objetivos se basan en cuatro pilares: energías renovables, movilidad sostenible, eficiencia energética y eliminación de centrales contaminantes.

    Movilidad sostenible

    • Para reducir las emisiones del tráfico, se prohíbe la circulación de los vehículos diésel a partir de 2025 y los de gasolina a partir de 2035 en las islas.
    • Se instalarán de aquí a 2025 un total de 1.000 puntos de recarga de coches eléctricos  y se prohibirá la matriculación de nuevos vehículos diésel. Esta prohibición se extenderá a todos los vehículos de combustión para 2035.
    • Las empresas de alquiler de vehículos deberán ir sustituyendo progresivamente sus flotas por vehículos eléctricos, que deberá llegar a ser 100% eléctrica para 2035.
    • Los barcos también deberán ser propulsados con energías renovables. Se ha declarado el mar Balear zona ECA (zona de control de emisiones).

    Energías renovables

    Los aparcamientos existentes de más de 1.500 m2 y los nuevos mayores a 1000 m2, así como edificios con más de 1.000 m2, nuevos o los que se haga cambio de uso o reforma integral, estarán obligados a instalar energía solar fotovoltaica.

    Eficiencia energética

    Cierre centrales contaminantes
    A partir de 2020, se deberán ir cerrando las centrales térmicas contaminantes. La central de Es Murterar (Mallorca) tiene previsto su cierre para 2020 y las de Mahón, Ibiza y Formentera para 2025.

    Para ejecutar todas estas medidas el Instituto Balear de la Energía contará con un millón de euros de presupuesto para el primer año.
    Las empresas y particulares podrán ir adaptándose a este nuevo modelo descarbonizado con las ayudas y subvenciones que van saliendo.

    Boletines | martes 19 febrero, 2019

    Boletín Mercado Eléctrico Enero 2019

    MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

    Precios negociados por creara en enero

    A continuación, se muestran los mejores precios negociados por Creara durante el mes de enero para contratos de 12 meses de duración. Se aporta información en la modalidad de precio fijo y de precio indexado, este último es un valor estimativo.

    Modalidad precio fijo

    Modalidad precio indexado

    MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

    Se mantiene la bajada de precios de noviembre

    El precio promedio de la energía durante el mes de enero se situó en 61,99 €/MWh un 0,29 % superior al valor promedio cruzado en diciembre.

    Por otro lado, el precio medio del mes de enero fue 12,01 €/MWh más alto que el valor medio de enero de 2018, esto es, un 19,37 % superior.

    Los buenos niveles marcados por la producción eólica durante la última quincena del mes, no se han visto reflejados en la cotización del precio del MWh. Quizás en parte pueda justificarse esta situación con el aumento de la demanda en los últimos días del mes, derivada de la bajada de temperaturas sufrida en la Península.

    Los precios del mercado eléctrico se mantienen altos, teniendo en cuenta los valores habituales en este mes, el mínimo se ha cruzado en los 43,98 €/MWh.

    • El máximo diario se cruzó a 69,43 €/MWh el miércoles día 16, coincidiendo con una elevada demanda que se cubre principalmente con tecnologías de generación fósiles. La producción de plantas de ciclo combinado registró el valor máximo mensual, alcanzando casi 193GWh, mientras que la producción eólica fue la mínima mensual (55 GWh).

    • El mínimo diario se cruzó el domingo día 27 a 43,98 €/MWh, debido a una alta generación eólica (292 GWh) junto con una menor generación fósil combinada con la baja demanda peninsular. Más del 55% de la energía generada el domingo 27 fue de origen renovable.

    Si analizamos el balance de generación, la aportación de la tecnología hidráulica disminuye un 13,20 % con respecto a diciembre. La energía generada por la tecnología hidráulica ha sido de 2.177 GWh en el mes de enero lo que supone un 9,32 % del mix.

    En comparación con el año 2018, la presencia de la tecnología hidráulica es similar en el mix (enero-18, 806 GWh un 9,51 % de la demanda).

    La tecnología eólica es la tecnología que más presencia tiene dentro del mix su contribución, se traduce en un 25,21 % de la generación total, situándose como la primera fuente de generación, 5.892 GWh.

    La tecnología nuclear pasa a una segunda posición dentro de mix de generación, suponiendo dentro del mix un 21,58 % de la generación total. Lo que se traduce en 5.043 GWh. La producción nuclear ha estado la mayor parte del mes a plena carga salvo los primeros días del año que Vandellos se ha encontrado en parada y del día 19 al 22 que Cofrentes sufrió una parada no programada.

    Por su parte, la generación de carbón aumenta su presencia dentro el mix un 13,26 % debido hueco dejado por la nuclear. Este mes, se sitúa como la cuarta fuente de generación con 3.098 GWh, un 13,26 %.

    Por otro lado, el ciclo combinado incrementa su generación un 13,89 % suponiendo 3.247 GWh. La parte de cogeneración se mantiene a niveles similares al mes de octubre con 2.650 GWh.

    El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de enero ha sido importador de energía eléctrica, en 106 GWh. En la parte exportadora se encuentra Portugal con 158 GWh y Andorra con 27 GWh. En la parte importadora se encuentra, Marruecos con 120 GWh y Francia con 311 GWh.

    La puesta en marcha de una central de 1,4 GW en el país vecino durante el mes de diciembre ha propiciado que el balance de intercambio haya invertido su sentido, recordemos que Marruecos se encuentra fuera del sistema ETS europeo de derechos de emisión por lo que no paga por emitir CO2 dando lugar a unos costes energéticos inferiores de los cuales España se está beneficiando mediante la importación de electricidad de este país.

    La suma de componentes que forman el precio final ha disminuido en un 0,67 % respecto al mes de diciembre. Estos componentes suponen el 7,52 % del precio final del mercado spot.

    Comparativa interanual del precio medio del Mercado Diario

    Evolución precio medio Mercado Diario. Año móvil.

    Generación por tecnologías

    Variación de generación por tecnología

    Resto de componentes del Precio Horario Final

    Las cotizaciones del precio de productos de futuro siguen la tendencia marcada en el mercado diario.

    Los productos de futuros en el mes de enero mantienen tendencia arrastrada desde octubre a corto, medio y largo plazo. Durante enero, el producto que más ha bajado es el FTB M Mar-19, con una bajada del 4,80 %, marcando un valor de 55,09 €/MWh.

    El valor promedio del producto de futuro del mes de enero (FTB M Jan-19) cerró su cotización media a 61,34 €/MWh durante el mes de diciembre, 0,65 €/MWh inferior al precio promedio del Mercado Spot.

    Corto Plazo:
    La cotización media del producto de mes de febrero de 2019 (FTB M Feb-19) ha sido de 61,34 €/MWh, un 3,73 % inferior a la cotización del mes anterior.

    El precio medio del producto mensual de marzo (FTB M Mar-19) reduce su valor, cruzandose un valor promedio de 55,09 €/MWh, un 4,80 % inferior a la cotización promedio obtenida en el mes de diciembre.

    El producto futuro del mes de abril de 2019 (FTB M Apr-19) ha aumentado su valor. En este caso, la cotización promedio se situó en 52,96 €/MWh siendo 3,03 % superior a la cotización promedio del mes anterior.

    Medio Plazo:
    El producto del segundo trimestre de 2019 (FTB Q2-19) cerró el mes de enero bajo una cotización promedio de 57,08 €/MWh. Este producto ha disminuido su cotización respecto al mes pasado en un 2,48 %.

    El tercer trimestre de 2019 (FTB Q3-19) cierra enero con un valor medio de 61,40 €/MWh disminuyendo respecto al valor medio del mes de octubre un 1,15 %.

    El cuarto trimestre de 2019 (FTB Q4-19) cierra enero con un valor medio de 64,19 €/MWh aumentando respecto al valor medio del mes de diciembre un 64,19 %.

    Largo Plazo:
    Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo experimentan bajadas. El producto anual más lejano de 2022 (FTB) se sitúa en 49,17 €/MWh durante enero aumentando sutilmente su contización en un 0,85 % con respecto al mes anterior.

    El producto anual de 2021 (FTB YR-21) es el producto que registra una ligera bajada, un 0,16 % respecto a su cotización en diciembre situándose en 51,53 €/MWh. El producto anual de 2020 (FTB YR-20) cierra el mes de enero con una cotización de 55.91 €/MWh, un 1,36 % superior a la de diciembre.

    Novedades y recomendaciones de cierre

    La principal novedad ocurrida durante este mes has sido la inversión en el balance de intercambio con Marruecos, debido a que en este país los costes energéticos son menores debido a que no pagan tasa por emisión de CO2. España se está beneficiando de esto, pero, como miembro de la UE, ¿hasta qué punto se está cumpliendo con el compromiso adquirido de reducción de gases de efecto invernadero? Veremos en los próximos meses si desde Europa dicen algo al respecto.

    En la parte regulada del coste del kWh, la única novedad ha sido la actualización de los costes de los operadores del sistema y del mercado a la baja, que ha supuesto un decremento en el precio de -0,0022 cent€/kWh. Por otro lado, el concepto de interrumpibilidad, tras la subasta que tuvo lugar durante el mes de diciembre, ha visto reducido su peso dentro del coste energético. A partir del 1 de enero estamos pagando -0,0296 cent€/kWh menos para sufragar este servicio.

    Durante los próximos meses el mercado, como es habitual en estas fechas, parece que va a dar un respiro abriendo la posibilidad de negociar precios más competitivos para los contratos eléctricos. Desde Creara os recomendamos prestar atención a las oportunidades que van a aparecer.

    Promedio mensual de cotización del mes siguiente OMIP frente al resultado medio del Mercado Diario

    Evolución de cotizaciones mercado de futuros OMIP carga base

    Cotizaciones producto mensual carga base OMIP

    Cotizaciones producto trimestral carga base OMIP

    Cotizaciones producto anual carga base OMIP

    Fuentes
    OMIE, OMIP, REE, Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, Weather Underground

    Actualidad | jueves 31 enero, 2019

    Ayudas para actuaciones de ahorro y eficiencia energética para pymes extremeñas
    • La Consejería de Economía e Infraestructuras de la Junta de Extremadura articula una línea de ayudas para actuaciones y proyectos de ahorro y eficiencia energética y al aprovechamiento de la energía en instalaciones existentes dirigida a pequeñas y medianas empresas.
    • El plazo de solicitud de ayudas termina el 1 de agosto de 2019.

    BENEFICIARIOS

    Microempresas, pequeñas y medianas empresas, y sus agrupaciones; siempre que dispongan de personalidad jurídica; así como a empresarios individuales, y a proveedores de servicios energéticos.

    ACTUACIONES SUBVENCIONABLES y CUANTÍA DE LA AYUDA

    • Auditorías energéticas.
      La intensidad máxima de la ayuda para la realización de las auditorías será de un 40% de la inversión subvencionable, con un importe máximo de la subvención de 4.800 euros.
    • Implantación de Sistema de Gestión Energética ISO 50001.
      Ayuda del 40% de la inversión subvencionable, correspondiente tanto al coste de la implantación de la norma realizado por una empresa externa, como al de la primera certificación, con un importe máximo de 7.200 €.
    • Sustitución o mejora de equipos y/o instalaciones consumidoras de energía de procesos productivos.
      Ayuda del 40% de la inversión subvencionable, con un importe máximo de 180.000 € en el conjunto de actuaciones realizadas.
    • Renovación equipos producción calor y frío.
      Ayuda del 40% de la inversión subvencionable, con un importe máximo de 100.000 euros.
    • Mejora eficiencia energética instalaciones de iluminación interior y/o de los equipos de elevación y manutención.
      Ayuda del 40% de la inversión subvencionable, tanto en el caso de las actuaciones de mejora de la iluminación interior como en el caso de la mejora de los equipos de elevación y manutención.
    • Mejora eficiencia energética instalaciones de iluminación exterior.
      La intensidad máxima de ayuda del 40% de la inversión subvencionable, con un importe máximo de la subvención de 100.000 euros. La inversión mínima subvencionable será de 3.000 €.
    • Sustitución o mejora de equipos e instalaciones consumidores de energía en instalaciones de depuración de aguas  residuales y sistemas de abastecimiento de agua potable.
      Ayuda del 40% de la inversión subvencionable, con un importe máximo de la subvención de 180.000 euros. La inversión mínima subvencionable será de 3.000 €, incluido el IVA.
    • Actuaciones de rehabilitación y mejora envolvente térmica de los edificios.
      Ayuda del 40% de la inversión subvencionable, con un importe máximo de la subvención de 180.000 euros. La inversión mínima subvencionable será de 3.000 €, incluido el IVA.
    • Implantación medidas contabilización, monitorización y telegestión.
      Ayuda del 40% de la inversión subvencionable, con un importe máximo de 10.000 euros.
    • Instalación de cogeneración de alta eficiencia.
      Ayuda será del 40% de la inversión subvencionable, con un importe máximo de 180.000 euros.
    • Instalación de energías renovables (térmicas que usen biomasa, solares térmicas de baja temperatura, solares fotovoltaicas y mixtas fotovoltaica/eólica, geotermia y otras tecnologías renovables). El importe máximo de la subvención para este tipo de tecnologías van de los 30.000 a los  180.000 euros, dependiendo de la tecnología instalada.
    • Acciones de difusión e información de las soluciones tecnológicas innovadoras aplicadas y sus resultados (campañas divulgativas en papel, material audiovisual de divulgación, jornadas divulgativas).
      Ayuda del 40% de la inversión subvencionable, con un importe máximo de 10.000 euros para el conjunto de las acciones.

    La subvención no podrá exceder en ningún caso de 200.000 euros por el conjunto de actuaciones subvencionables y por beneficiario.

    PLAZOS

    La convocatoria permanecerá abierta hasta el  1 de agosto de 2019.

    Consulta aquí las bases reguladoras.

    Actualidad | miércoles 30 enero, 2019

    Entra en vigor la reducción del IBI para edificios de Madrid que incorporen una instalación fotovoltaica
    • Desde principios de año, las  empresas madrileñas que incorporen en sus edificios una instalación fotovoltaica con paneles solares para autoconsumo podrán recibir bonificaciones en el Impuesto de Bienes Inmuebles (IBI).
    • El porcentaje de bonificación será de 25% para inmuebles de uso no residencial.

    El Ayuntamiento de Madrid ya ofrecía descuentos del 50%, durante tres ejercicios y hasta un máximo del 60% del coste de la instalación fotovoltaica o térmica, en el IBI a las viviendas que instalaran paneles solares. Ahora esta ayuda se amplía a los edificios de uso empresarial.

    Además, en el marco del Real Decreto Ley 15/2018, de 15 de octubre de Medidas urgentes para la Transición energética y Protección de los consumidores, se simplifican los requisitos para acceder a esta bonificación.

    A esta reducción del IBI para aquellas empresas que opten por instalar paneles solares en sus edificios se añade una bonificación del 95% en el Impuesto sobre Construcciones Instalaciones y Obras (ICIO). Este tributo local quedaría por tanto, prácticamente eliminado en aquellos casos en los que se incorpore una instalación fotovoltaica.

    Más información y trámites en la sede electrónica del Ayuntamiento de Madrid