El Ministerio para la Transición Ecológica ha lanzado el marco normativo de las subastas para adjudicar 1.200 megavatios (MW) de cogeneración hasta 2024, según el cual las instalaciones deberán destinar un 30 % a autoconsumo y estar preparadas para consumir al menos un 10 % de hidrógeno renovable.

Este departamento del Gobierno ha indicado este martes que ha sacado a información pública el marco de las convocatorias (una propuesta de real decreto y otra de orden ministerial) para adjudicar una retribución regulada a 1.200 MW de cogeneración durante los próximos tres años.

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.

El Gobierno, en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030, prevé el impulso de 1.200 MW de cogeneración de muy alta eficiencia, bien renovando el parque existente o con nuevas instalaciones.

Para ello, celebrará subastas para otorgar un régimen retributivo específico a las centrales de cogeneración, que repartirán 351 MW en 2022, 442 MW en 2023 y 407 MW en 2024 para que estén totalmente operativas en 2027.

El mecanismo de subasta consiste en que los participantes 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.

RETRIBUCIÓN DEL 7,09 %

La 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 diez años y las que lo hagan con biomasa de veinte.

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.

En la subasta, se priorizarán las instalaciones de biomasa y aquellas que supongan la sustitución de combustibles fósiles por alternativas menos contaminantes a fin de acelerar la transición energética.

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 LOS 50 MW DE POTENCIA

Las instalaciones no podrán superar una potencia de 50 MW, un límite que será de 15 MW en los sistemas no peninsulares.

Además, deberán cumplir unos niveles de ahorro de energía primaria suficientes para ser consideradas de alta eficiencia o de muy alta eficiencia.

Los niveles son del 10 % para potencias superiores a un megavatio en el caso de la biomasa, del 15 % para las plantas de gas natural con más de un megavatio y del 5 % para las de menos de esa potencia.

Cada instalación deberá presentar un plan estratégico de evaluación de su impacto, con las estimaciones iniciales de repercusión 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.

La cogeneración, de la que en España hay instalados 5.500 MW de potencia, es una tecnología con fuerte presencia en el sector industrial, que concentra el 92 % de la potencia instalada, mientras que el 8 % restante corresponde al sector terciario y residencial.

El combustible que consumen mayoritariamente las plantas de cogeneración es el gas natural, que representa el 84 % en la producción de electricidad y el 86 % en la producción de calor, aunque hay también instalaciones que utilizan combustibles fósiles o renovables.

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