Cogeneración: balance 2023 y horizonte 2024

En 2023 la producción de electricidad en cogeneración ha caído un 20% frente al 2022 y registra un descenso del 40% frente a 2019, a pesar de que la cogeneración es una herramienta imprescindible para la competitividad de nuestras industrias que ahorra al país un 30% de energía frente a los ciclos combinados. Además, la industria manufacturera que cogenera lleva meses viviendo con gran incertidumbre regulatoria y solicitando insistentemente a los reguladores que se publiquen unas retribuciones firmes y en plazo para poder operar con seguridad y estabilidad.

La cogeneración ha llegado a producir el 11,5% de la electricidad nacional (más un 50% autoconsumo aproximadamente) y, ahora, en 2023 está produciendo el 5.8% (gráfico 1). Históricamente, la cogeneración ha consumido un 20 % del gas natural del país, hasta 2022 que bajó al 15,5% (gráfico 2).

El 20% del PIB Industrial de España se fabrica con cogeneración en unas 600 industrias que mantienen más de 200.000 empleos directos.

Gráfico 1.

La nueva metodología retributiva del sector no ha podido completarse en esta legislatura, a pesar de las numerosas reuniones técnicas mantenidas. El borrador de reforma integral del modelo de retribución de la cogeneración ha suscitado múltiples alegaciones y desencuentros con las empresas, por lo que esperamos que se resuelvan positivamente mediante un proceso de diálogo con el nuevo ejecutivo tras las elecciones generales del pasado mes de julio.

Para entender la situación actual de la cogeneración es necesario conocer el contexto de dónde venimos y tener una perspectiva de lo que nos puede deparar el futuro próximo en el ámbito de la eficiencia energética (térmica mayormente) industrial.

Por un lado, cabe recordar que venimos de una crisis de gas. Damos por hecho está acabada pero aún estamos inmersos en una guerra en la Europa continental; además, las infraestructuras de gas para cambiar el suministro de gas ruso por GNL de importación están aun en desarrollo. Cualquier volatilidad en los mercados de gas mundiales, como la reciente huelga de Australia, crea una reacción casi inmediata en nuestros mercados. Antes del verano, los precios del gas se situaban entorno a los 30€/MWh, ahora, con esta última sacudida austral, vemos que han subido a los 50€/MWh y esta es la perspectiva que se mantiene hasta 2025.

Por otro lado, nos encontramos que el mercado eléctrico tiene otra dinámica donde, poco a poco, el desarrollo de las renovables va desacoplándolo del gas, aunque siga siendo un mercado marginalista marcado por el gas de los ciclos combinados (y la hidráulica tomadora de precio).

Gráfica 3. Power Spain Base Load - YR-24/33 Fuente: https://www.omip.pt/es

Hay varios factores que están jugando un papel decisivo en esta transición energética que ayudan a entender la bajada que se ve en los futuros de electricidad anteriores, a pesar de la estabilidad de precios de gas comentada.

El empuje de las renovables a nivel mundial es un hecho. Según la AIE, de los 2.8 billones de dólares que se van a invertir, más de 1.7 billones de dólares son para estas tecnologías renovables y 1 para combustibles fósiles. No es una cantidad despreciable lo que se sigue invirtiendo en gas y petróleo y aun augura unos cuantos años de transición.

La situación de España es muy buena en renovables, con 42 GWh actualmente operativos, que podrían incrementarse en otros 138 GWh (50 fotovoltaicos más 62 eólicos) según la propuesta del PNIEC 2023-2030, mandada a la Comisión Europea el pasado julio. Es una apuesta muy ambiciosa, ya que la versión anterior, de 2021, preveía el incremento en 89 GWh (39 fotovoltaicos más 50 eólicos). Se ha pasado de un objetivo del 74% de electricidad renovable en 2030 al 81%, y en energía es casi la mitad (48%).

No obstante, el reto será el integrar estas energías renovables en el sistema, que tiene una demanda máxima histórica de 45 GWh, y evitar el “curtailment”, o sea, que no haya desajustes entre oferta y demanda en las horas centrales del día con mucho sol (y viento potencialmente).

Las soluciones para este enorme reto y evitar vertidos más allá del 2% actual o del 5% admisible -que podrían llegar al 10%% en el nuevo PNIEC - es incluir el almacenamiento en la ecuación para hacer gestionable el sistema (y los contratos a largo plazo -PPA- y por diferencias -CfD— y por el aumento de la demanda). El PNIEC prevé aumentar el almacenamiento de 6 GWh a 19 GWh (sin termosolar), pero los plazos de desarrollo de proyectos de almacenamiento hidráulico pueden llegar a una década, y las tecnologías de almacenamiento de baterías y de H2 tienen una curva de aprendizaje aun importante por recorrer.

La cogeneración puede dar un paso adelante en la gestionabilidad de las demandas térmicas industriales a las cuales está asociada, pues el almacenamiento es parte de su evolución histórica. Se ha venido haciendo en forma de agua/vapor, por ejemplo, en muchas instalaciones actuales.

El nuevo desarrollo de otras tecnologías de almacenamiento, vía sales o sólidos en sus diferentes versiones de cemento, rocas, acero, … son un salto cualitativo para desacoplar oferta y demanda y poder funcionar cuando el sistema lo necesite.

Para esto es básico el poder invertir cuanto antes, a poder ser durante este mismo año o en 2024 a más tardar, en el “retrofit” de las plantas actuales para adecuar su diseño a las nuevas demandas de la industria, dejando preparado el tránsito de los combustibles fósiles actuales a los gases renovables (biogás & biometano, gases sintéticos y el H2).

Asimismo, las iniciativas con fondos europeos para introducir nuevas tecnologías renovables como el RENOCOGEN, son compatibles y ayudarán al desarrollo temprano de proyectos que de otra forma serían inviables. Pero es necesario contar con todas las herramientas posibles, que permitan desde la renovación de las cogeneraciones a gas, así como la eliminación del uso de combustibles fósiles sólidos y líquidos.

Este año hemos superado muchas dificultades y no fue hasta el penúltimo día del primer semestre que se publicó la Orden 741/2023 con los parámetros del 1º semestre del 2023, basados en le RDL 5/23 de unos días antes. No obstante, los parámetros del 2º semestre se han quedado en borrador. Por ello, urge seguir dando pasos para acabar el trabajo empezado para el desarrollo de la nueva metodología antes de fin de año, que ampare las inversiones citadas de renovación de la cogeneración.

Es preciso dar confianza al industrial o dejará de producir por falta de competitividad. Hay que evitar que los retrasos en la publicación del marco regulatorio pasen de coyunturales a endémicos. La cogeneración es una herramienta imprescindible para la competitividad de nuestras industrias que ahorra al país un 30% de energía frente a los ciclos combinados, reduce notablemente las emisiones y es tractor de la descarbonización industrial y del desarrollo de la nueva economía con gases renovables. Todo ello teniendo en cuenta que el sector de la cogeneración ya ha desarrollado las tecnologías necesarias para el uso de H2 y biometano/biogás.