El Gobierno impulsa 1.200 MW de nueva cogeneración preparada para funcionar con hidrógeno renovable

El Consejo de Ministros ha aprobado, a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), el Real Decreto que establece el marco regulatorio de las futuras convocatorias para adjudicar un régimen retributivo específico a instalaciones de cogeneración.

La norma permitirá renovar parte del parque de cogeneración existente mediante la adjudicación de 1.200 MW de potencia, repartidos en dos subastas de 600 MW en 2026 y otros 600 MW en 2027, destinadas a impulsar instalaciones de alta eficiencia capaces de operar con gas natural, biomasa y preparadas para incorporar hidrógeno renovable.

Las futuras subastas adjudicarán un total de 1.200 MW de nueva cogeneración entre 2026 y 2027

La medida se enmarca en la actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030, que identifica la cogeneración como una tecnología clave para aportar flexibilidad al sistema eléctrico, mejorar la eficiencia energética industrial y facilitar la integración de energías renovables.

Dos subastas autorizadas por Bruselas

El nuevo régimen retributivo específico constituye una Ayuda de Estado, por lo que ha requerido la autorización previa de la Comisión Europea, obtenida recientemente.

Las convocatorias estarán abiertas a instalaciones de cogeneración que utilicen gas natural, biomasa u otros combustibles fósiles que se transformen para operar con estas fuentes energéticas.

Las centrales de gas natural deberán cumplir un límite máximo de 270 gramos de CO₂ por kilovatio hora generado, mientras que las instalaciones de biomasa tendrán que acreditar el cumplimiento de los criterios europeos de sostenibilidad y reducción de emisiones.

La incorporación de los 1.200 MW permitirá evitar 8,4 millones de toneladas de CO₂ durante la vida útil regulatoria de las instalaciones

El Gobierno considera que esta renovación contribuirá a la descarbonización de la industria y al despliegue de tecnologías más eficientes y menos intensivas en carbono.

Preparadas para consumir hidrógeno renovable

Uno de los aspectos más destacados de la nueva regulación es que las centrales de gas natural deberán diseñarse para poder utilizar al menos un 10% de hidrógeno renovable.

Asimismo, todas las instalaciones deberán cumplir requisitos de alta eficiencia energética, alcanzando ahorros de energía primaria superiores al 10%, salvo aquellas con potencias inferiores a 1 MW, que únicamente deberán acreditar ahorro energético.

Las plantas de gas natural deberán estar preparadas para consumir al menos un 10% de hidrógeno renovable

La normativa establece además un límite máximo de potencia de 100 MW por instalación, que se reduce a 15 MW en los sistemas eléctricos no peninsulares.

Reparto de potencia y condiciones económicas

La orden ministerial asociada al Real Decreto contempla un total de 12 Instalaciones Tipo de Referencia (ITR) que servirán de base para organizar las futuras subastas.

Las empresas participantes competirán mediante un sistema de sobre cerrado y mecanismo marginal descendente, ofertando descuentos sobre los valores estándar de inversión fijados para cada categoría tecnológica.

Ninguna empresa podrá adjudicarse más del 50% de la potencia subastada

Para calcular la retribución específica se aplicará una rentabilidad razonable del 7,09% correspondiente al periodo regulatorio 2026-2031.

Las instalaciones de cogeneración con gas natural tendrán una vida útil regulatoria de 12 años, mientras que las plantas de biomasa dispondrán de una vida útil reconocida de 20 años.

Renovación industrial y respaldo al sistema eléctrico

El MITECO considera que las subastas tendrán un impacto positivo sobre la competitividad industrial al facilitar la renovación de equipos y la incorporación de tecnologías más eficientes.

Según las estimaciones del Ministerio, el coste anual asociado a la retribución regulada de los 1.200 MW oscilará entre 414 y 582 millones de euros al año, aunque esta cifra dependerá de los descuentos obtenidos en las subastas, del precio de la energía y del funcionamiento efectivo de las instalaciones.

El coste regulado estimado para los 1.200 MW se situará entre 414 y 582 millones de euros anuales

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