El Ministerio de Transición Ecológica ha aprobado una resolución que incluye la convocatoria de la primera subasta de cogeneración, con una potencia de 650 MW, que se celebrará el próximo 23 de febrero, según confirman en este ministerio. La resolución se publicará en breve en el Boletín Oficial del Estado (BOE).
Se adjudicarán 650 MW, en 10 bloques, a instalaciones que operen con gas natural y biomasa y estén preparadas para consumir un 10% de hidrógeno verde
El Ministerio de Transición Ecológica ha aprobado una resolución que incluye la convocatoria de la primera subasta de cogeneración, con una potencia de 650 MW, que se celebrará el próximo 23 de febrero, según confirman en este ministerio. La resolución se publicará en breve en el Boletín Oficial del Estado (BOE).
El pasado 23 de junio, el Consejo de Ministros, a petición del departamento que dirige Sara Aagesen, aprobó el real decreto que fijó el marco regulatorio para las convocatorias de subastas para otorgar el denominado “régimen específico” a instalaciones de cogeneración. Unas ayudas que los consumidores eléctricos pagan a través de los cargos de la factura. Estas instalaciones, que producen electricidad y calor al mismo tiempo, están ligadas esencialmente a industrias, como las de la alimentación, papel o cerámica.
La citada norma estableció la adjudicación de 1.200 MW de capacidad (en dos subastas de unos 600 MW cada una) para renovar el parque de cogeneración con centrales de alta eficiencia que operen con gas natural y, por primera vez, con biomasa, y que estén preparadas para consumir al menos un 10% de hidrógeno verde. El Gobierno pudo aprobar el real decreto después de que la Comisión Europea autorizara dicha retribución como una Ayuda de Estado. El ministerio prevé que el sobrecoste para el sistema de ambas subastas oscilará entre 414 y 582 millones de euros, aunque dependerá del precio y de la potencia asignada
Posteriormente, el 30 de julio, se publicó otra resolución por la que se sometía a audiencia pública la propuesta, cuyo plazo terminó el 15 de septiembre, y que preveía la convocatoria de dos pujas: la primera se anunció para el 10 de diciembre y la segunda para una fecha indeterminada de 2027. Finalmente, aquella fecha no se ha cumplido, “porque el sector solicitó en sus alegaciones más tiempo para presentar ofertas robustas, por la complejidad de la ingeniería”, según fuentes empresariales.
De esta manera, la primera subasta se celebrará el 23 de febrero, según la nueva resolución, en la que figuran las especificaciones de la misma, como el calendario de presentación de ofertas, que comenzará el siguiente día hábil en la Comunidad de Madrid tras su publicación en el BOE y termina el 22 de febrero; el de precalificación y calificación de las mismas; el de reclamaciones y la fecha del resultado definitivo.
Se subastan 650 MW con 10 productos o cupos de potencia, según el tipo de de instalación: ocho para centrales de gas, por 505 MW, y dos para biomasa, con 145 MW. El porcentaje de exceso del cupo en el proceso de casación se establece en el 10% para todos los productos. De tal modo que “la potencia que finalmente se asigne de cada producto no podrá ser superior a su cupo anteriormente establecido incrementado en dicho porcentaje”, indica la resolución. La subasta estará organizada por el operador del mercado (OMIE) y supervisada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).
Entre las dos subastas previstas inicialmente, se movilizarán inversiones de 2.200 millones de euros para nuevas cogeneraciones y modernización de las existentes, según datos del sector. En la puja podrán participar centrales de cogeneración de gas natural y biomasa, o de otros combustibles fósiles que se transformen para consumir aquellas energías, con lo que se pretende la construcción de plantas con un menor impacto medioambiental, evitando la emisión de 8,4 millones de toneladas de C02.
Las subastas son una vieja reivindicación del sector para evitar su hundimiento. Según la asociación Acogen, entre 2019 y 2025, la producción de electricidad con cogeneración cayó a la mitad y su aportación pasó del 12% al 6%. En 2026, este dato ha descendido por debajo del 5%, mientras en la Unión Europea es del 12%. En aquel periodo, unas 300 plantas, con una potencia de 2.300 MW, pararon al agotar su vida retributiva mientras esperaban un marco para su renovación, el que finalmente se aprobó en junio, y ante la ausencia de medidas que permitieran mantener su operación.
Según datos de las distintas asociaciones del sector, otras 100 instalaciones, de 1.000 MW, agotarán su vida retributiva entre 2026 y 2029. “Si no se completan las inversiones y no se establecen medidas de continuidad, dos de cada tres cogeneraciones podrían estar paradas en 2029″, señalaban recientemente en Acogen. Es por ello que reclamaron en su día una retribución por extensión de vida útil (REVU) para seguir operando hasta 2031, mientras completan sus inversiones y siempre manteniendo los requisitos de eficiencia energética. En la subasta figura un cupo con dicho fin.
El sector calcula que aquellas paradas han supuesto una pérdida de competitividad de 1.800 millones de euros anuales de facturación energética industrial, además de una importante pérdida de eficiencia energética: en términos de energía primaria, el impacto equivale a un aumento del 4% del consumo de gas del país.
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