- El Gobierno aprueba el marco regulatorio para la subasta de 1.200 MW de cogeneración de alta eficiencia entre 2026 y 2027.
- Se introducen estrictos criterios de eficiencia y emisiones y las nuevas plantas tendrán capacidad para evitar hasta 8,4 millones de toneladas de CO2 al año.
- Las petroleras seguirán obligadas a informar a la CNMC del precio de los carburantes hasta finales de año
A petición del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), el Consejo de Ministros ha aprobado el Real Decreto por el que se establece el marco de las convocatorias para el otorgamiento del régimen retributivo específico a instalaciones de cogeneración. Junto con una orden ministerial de inminente publicación, la norma aprueba la adjudicación de 1.200 MW de potencia para la renovación del parque de cogeneración existente con centrales de alta eficiencia que operen con gas natural o, por primera vez, con biomasa, y que se hallen en disposición de consumir al menos un 10% de hidrógeno verde.
Con la actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030, se contempla el impulso a la cogeneración mediante actualizaciones del parque existente y nuevas instalaciones. Todas ellas habrán de ser capaces de ofrecer flexibilidad y respaldo a un sistema eléctrico con una gran penetración de energías renovables y de mejora de la eficiencia de la industria cogeneradora.
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Ayudas a las instalaciones de cogeneración
Será en 2026 y 2027 cuando el MITECO celebre dos subastas para otorgar un régimen retributivo expecífico a las centrales de cogeneración, con 600 MW por ejercicio. La retribución regulada constituye una ayuda de Estado que la Comisión Europea ha autorizado recientemente.
Con el objetivo de construir instalaciones con menor impacto medioambiental, podrán participar en las subastas las centrales de cogeneración de gas natural y biomasa, o de otros combustibles fósiles que se transformen para consumir los anteriores. En el caso de las de gas natural, deberán emitir un máximo de 270 gCO2/kWh, mientras que las de biomasa deberán cumplir los criterios de sostenibilidad y reducción de emisiones establecidos.
Según informa el MITECO, se prevé que la incorporación de los 1.200 MW de subastas evite la emisión de 8,4 millones de toneladas de CO2 durante la vida útil regulatoria de las plantas.
Objetivo: lograr la mayor eficiencia
Los criterios establecen que las instalaciones no pueden superar una potencia máxima de 100 MW (15 MW en los sistemas no peninsulares) y deberán cumplor unos niveles de ahorro de energía primaria suficientes para ser consideradas de alta eficiencia, superior al 10% excepto para las menores de 1 MW, que solo tendrán que aportar ahorro. Respecto a las centrales de gas natural, deberán estar preparadas para consumir un mínimo de un 10% de hidrógeno verde.
En virtud de la orden, se contemplan 12 Instalaciones Tipo de Referencia (ITR) para las tipologías de instalaciones que podrán participar en las subastas. El detalle de los cupos de potencia de cada subasta se publicará en las resoluciones que convoquen cada subasta, al igual que las fechas de celebración. Además, ninguna empresa podrá ser adjudicataria de más del 50% de la potencia subastada.
Por último, los participantes en las subastas, de sobre cerrado con sistema marginal descendente, ofertarán un porcentaje de reducción sobre el valor estándar de inversión inicial de la ITR en la que se encuadre la instalación ofertante. Para calcular la retribución, se hará uso del valor de rentabilidad razonable del 7,09% considerado en el periodo regulatorio 2026-2031. Cabe destacar que las cogeneraciones de gas natural tendrán una vida útil regulatoria de 12 años y las que operen con biomasa de 20 años.
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