El Consejo de Ministros ha aprobado el marco de las subastas para renovar 1.200 MW de cogeneración industrial mediante instalaciones de alta eficiencia, con dos convocatorias de 600 MW previstas en 2026 y 2027. El esquema permitirá incorporar nuevas centrales o mejorar las existentes, tanto de gas natural como de biomasa, y exigirá que las plantas de gas estén preparadas para consumir al menos un 10% de hidrógeno renovable.
La decisión, adoptada a petición del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco), se articula mediante un Real Decreto que regula las convocatorias para otorgar el régimen retributivo específico a instalaciones de cogeneración. La norma se complementará con una orden ministerial de publicación inminente, que desarrolla la adjudicación de potencia para renovar el parque actual con centrales de menor impacto ambiental.
La actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030 incluye el impulso a la cogeneración mediante la modernización del parque existente y la entrada de nuevas instalaciones. El objetivo es que estas plantas aporten flexibilidad y respaldo a un sistema eléctrico con elevada penetración renovable, además de mejorar la eficiencia energética de la industria cogeneradora.
Subastas de cogeneración en 2026 y 2027
El Miteco convocará dos subastas, una en 2026 y otra en 2027, con 600 MW en cada ejercicio. La retribución regulada asociada a estas instalaciones tiene la consideración de ayuda de Estado y ha sido autorizada recientemente por la Comisión Europea.
Podrán participar instalaciones de cogeneración que utilicen gas natural o biomasa, así como centrales alimentadas por otros combustibles fósiles que se transformen para consumir estos recursos. En el caso del gas natural, las plantas deberán limitar sus emisiones a un máximo de 270 gCO2/kWh. Las instalaciones de biomasa tendrán que cumplir los criterios de sostenibilidad y reducción de emisiones establecidos.
La incorporación de los 1.200 MW previstos en las subastas evitaría, según la estimación incluida en el planteamiento aprobado, 8,4 millones de toneladas de CO₂ durante la vida útil regulatoria de las plantas. La medida se orienta a reducir el impacto ambiental del parque de cogeneración y a avanzar en la descarbonización de la economía.
Requisitos técnicos para las instalaciones de alta eficiencia
Las instalaciones que concurran no podrán superar los 100 MW de potencia, límite que se reduce a 15 MW en los sistemas no peninsulares. Además, deberán acreditar niveles de ahorro de energía primaria suficientes para ser consideradas de alta eficiencia, con un umbral superior al 10%. Las plantas de menos de 1 MW quedan exceptuadas de ese porcentaje, aunque también deberán aportar ahorro energético.
La orden ministerial contempla 12 Instalaciones Tipo de Referencia (ITR) para clasificar las tipologías que podrán concurrir a las subastas. Los cupos de potencia de cada convocatoria y las fechas concretas de celebración se detallarán en las resoluciones correspondientes. Ninguna empresa podrá resultar adjudicataria de más del 50% de la potencia subastada.
Las subastas se celebrarán mediante sobre cerrado y con sistema marginal descendente. Los participantes ofertarán un porcentaje de reducción sobre el valor estándar de inversión inicial de la ITR en la que se encuadre su instalación. Para calcular la retribución, se aplicará el sistema previsto en el Real Decreto 413/2014, con una rentabilidad razonable del 7,09% para el periodo regulatorio 2026-2031.
La vida útil regulatoria será de 12 años para las cogeneraciones de gas natural y de 20 años para las que funcionen con biomasa. El diseño económico prevé facilitar la instalación y renovación de equipos en las industrias adjudicatarias.
Impacto económico y supervisión de las convocatorias
El sobrecoste repercutido al sistema eléctrico por la retribución regulada de los 1.200 MW se estima entre 414 y 582 millones de euros anuales, en función de la potencia asignada a cada ITR. Estas cuantías se reducirán por los descuentos obtenidos en las subastas y variarán según los precios reales y el funcionamiento efectivo de las centrales.
El Operador del Mercado Ibérico de la Electricidad será el encargado de organizar las subastas. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) asumirá la supervisión de los procesos.