España subastará 1.200 MW de cogeneración de alta eficiencia con requisito de un 10% de hidrógeno renovable

El Consejo de Ministros ha aprobado el marco regulatorio que permitirá convocar dos subastas de cogeneración industrial, una en 2026 y otra en 2027, con un total de 1.200 MW destinados a la renovación del parque existente mediante instalaciones de alta eficiencia. La medida, impulsada por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), contempla la adjudicación de un régimen retributivo específico para nuevas plantas de cogeneración que utilicen gas natural o biomasa, así como para instalaciones existentes que se adapten a estos combustibles.

La iniciativa se enmarca en la actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030, que identifica la cogeneración como una tecnología capaz de aportar flexibilidad y respaldo a un sistema eléctrico con una elevada penetración de energías renovables, al tiempo que mejora la eficiencia energética de los procesos industriales.

Las dos subastas adjudicarán 600 MW cada una y otorgarán un régimen retributivo específico cuya compatibilidad como ayuda de Estado ya ha sido autorizada por la Comisión Europea. Las instalaciones deberán cumplir requisitos de alta eficiencia energética, con un ahorro de energía primaria superior al 10 % para ser consideradas de alta eficiencia, salvo las plantas de menos de 1 MW, para las que únicamente se exige que generen ahorro energético.

El nuevo marco introduce por primera vez la posibilidad de que participen proyectos de cogeneración alimentados con biomasa, además de las plantas de gas natural. Las instalaciones de gas deberán limitar sus emisiones a un máximo de 270 gCO₂/kWh y estar preparadas para utilizar al menos un 10 % de hidrógeno renovable. En el caso de la biomasa, los proyectos deberán cumplir los criterios europeos de sostenibilidad y de reducción de emisiones. Según las estimaciones del Gobierno, la incorporación de estos 1.200 MW permitirá evitar la emisión de aproximadamente 8,4 millones de toneladas de CO₂ durante la vida útil regulatoria de las instalaciones.

La potencia máxima de cada instalación participante será de 100 MW, límite que se reduce a 15 MW en los sistemas eléctricos no peninsulares. La normativa establece además doce Instalaciones Tipo de Referencia (ITR), que servirán de base para clasificar las distintas tecnologías y calcular la retribución regulada correspondiente.

Las subastas se celebrarán mediante un procedimiento de sobre cerrado con sistema marginal descendente. Los promotores ofertarán un porcentaje de reducción sobre el valor estándar de inversión inicial correspondiente a la instalación tipo en la que se encuadre su proyecto. La retribución se calculará conforme al sistema previsto en el Real Decreto 413/2014, utilizando una rentabilidad razonable del 7,09 % para el periodo regulatorio 2026-2031. La vida útil regulatoria será de 12 años para las plantas de gas natural y de 20 años para las instalaciones de biomasa.

El reparto de potencia también incorpora mecanismos para favorecer la competencia. Ninguna empresa podrá resultar adjudicataria de más del 50 % de la capacidad subastada en cada convocatoria, mientras que los cupos específicos por tecnología e instalación se concretarán en las resoluciones que convoquen oficialmente cada subasta.

El Gobierno estima que el coste anual asociado al régimen retributivo específico de los 1.200 MW oscilará entre 414 y 582 millones de euros, dependiendo de la potencia finalmente adjudicada a cada instalación tipo, los descuentos obtenidos durante el proceso competitivo y la evolución de los precios de mercado y del funcionamiento efectivo de las plantas.

La organización de las subastas corresponderá al Operador del Mercado Ibérico de la Electricidad (OMIE), mientras que la supervisión del procedimiento recaerá en la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).