El MITECO lanza las subastas para adjudicar 1.200 MW de cogeneración hasta el año 2024

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha sacado a información pública el marco de las convocatorias para adjudicar una retribución regulada a un total de 1.200 MW de cogeneración durante los próximos tres años, formado por una propuesta de Real Decreto y una propuesta de Orden ministerial. Las instalaciones de los adjudicatarios podrán operar con gas natural o biomasa y, además de aportar una elevada eficiencia, deberán estar preparadas para consumir al menos un 10% de hidrógeno renovable, así como autoconsumir más del 30% de la producción de electricidad. Los ganadores obtendrán una retribución específica con una rentabilidad razonable fijada en el 7,09%.

El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030 contempla el impulso de 1.200 MW de cogeneración de muy alta eficiencia, bien renovando el parque existente, bien con nuevas instalaciones, todas ellas capaces de ofrecer flexibilidad a un sistema eléctrico con una gran penetración de energías renovables y de mejorar la competitividad y la eficiencia de la industria cogeneradora.

A tal efecto, el MITECO celebrará sucesivas subastas para otorgar un régimen retributivo específico a las centrales de cogeneración, a razón de 351 MW en 2022, 442 MW en 2023 y 407 MW en 2024, con vistas a que estén totalmente operativas en 2027.

Los participantes en las subastas ofertarán un porcentaje de reducción sobre el valor estándar de inversión inicial de la instalación tipo de referencia en la que se encuadre la instalación ofertante, de acuerdo con el sistema establecido por el Real Decreto 413/2014. Su rentabilidad razonable, según el Real Decreto-ley 17/2019, será del 7,09%, valor fijado para el segundo período regulatorio 2020-2025.

Las cogeneraciones que operen con gas natural tendrán reconocida una vida útil regulatoria de 10 años y las que operen con biomasa de 20 años. El detalle de los cupos de potencia para cada rango de potencia y tipología de instalación se publicará en las resoluciones que convoquen cada subasta, al igual que las fechas de celebración.

Avanzar en la transición energética

Con el objetivo de acelerar el proceso de transición energética, se priorizarán las instalaciones de biomasa así como aquellas que supongan la sustitución de combustibles fósiles por alternativas menos contaminantes. Además, las centrales tendrán que estar preparadas para consumir al menos un 10% de hidrógeno renovable mezclado con su combustible habitual y deberán tener un nivel mínimo de autoconsumo de electricidad del 30%, individual o compartido, a menos que hayan firmado un contrato de venta de energía a largo plazo.

Las instalaciones no podrán superar una potencia máxima de 50 MW –de 15 MW en los sistemas no peninsulares– y cumplirán unos niveles de ahorro de energía primaria suficientes para ser consideradas de alta eficiencia o de muy alta eficiencia. Estos niveles serán del 10% para potencias superiores a 1 MW en el caso de la biomasa, y del 15% para el caso de las plantas de gas natural con más de 1 MW y del 5% para las menores.

Cada instalación deberá presentar un plan estratégico de evaluación de impacto con las estimaciones iniciales sobre el empleo local y la cadena de valor industrial, así como un plan de evaluación de impacto definitivo, que recogerá el nivel de cumplimiento de las previsiones inicialmente presentadas.

Elemento clave para la industria

Con más de 5.500 MW de potencia instalada, la cogeneración tiene una fuerte presencia en el sector industrial, donde se localiza del orden del 92%, mientras que el 8% restante está en el sector terciario y residencial. El combustible mayoritariamente consumido por las plantas es el gas natural, que representa el 84% en la producción de electricidad y el 86% en la producción de calor, aunque existen también instalaciones que consumen otros combustibles fósiles o renovables.