Economía.- El Gobierno aprueba las subastas de 1.200 MW para renovar el parque de cogeneración industrial
Celebrará dos subastas de 600 MW, una este año y otra en 2027, para nuevas centrales de gas natural y biomasa o para mejorar las existentes
MADRID, 23 (EUROPA PRESS)
El Consejo de Ministros, a petición del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, ha aprobado este martes el Real Decreto que establece el marco de las convocatorias para el otorgamiento del régimen retributivo específico a instalaciones de cogeneración, que irá acompañada de una orden ministerial, de inminente publicación, y aprueba la adjudicación de 1.200 megavatios (MW) de potencia con el objetivo de renovar el parque de cogeneración industrial existente en España.
En concreto, se celebrarán dos subastas de 600 MW cada una, que se llevarán a cabo este año y en 2027 -frente a las tres subastas entre 2025 y 2027 que preveía la propuesta que se lanzó a consulta inicialmente-, destinadas tanto a la construcción de nuevas centrales como a la mejora de las ya operativas.
Estas subastas se centrarán en instalaciones de alta eficiencia que utilicen gas natural o, por primera vez dentro de este marco normativo, biomasa. Además, se exigirá a las plantas de gas que estén preparadas para consumir al menos un 10% de hidrógeno renovable, informó el gabinete dirigido por Sara Aagesen.
El sector cogenerador venía demandando la necesidad de estas demandas, tras estimar una pérdida del 50% de su capacidad de cogeneración industrial, pasando de aportar el 12% de la electricidad nacional al 6%, y después de abocar a más de 300 plantas -unos 2.000 MW- al cierre al agotar su vida útil retributiva sin que llegara el marco regulatorio prometido para su renovación.
El pasado mes de enero, la Comisión Europea dio luz verde al plan español en ayudas públicas para apoyar la producción de electricidad en nuevas o modernizadas plantas de cogeneración de alta eficiencia, desbloqueando así el camino hacia estas subastas.
En las subastas podrán participar centrales de cogeneración de gas natural y biomasa, o de otros combustibles fósiles que se transforman para consumir estos, fomentándose de este modo la construcción de instalaciones con menor impacto medioambiental que redunden en la descarbonización de la economía.
Así, las de gas natural deberán emitir un máximo de 270 gCO2/kWh y las de biomasa tendrán que cumplir los criterios de sostenibilidad y reducción de emisiones establecidos.
De esta manera, el Ministerio estimó que la incorporación de los 1.200 MW de las subastas evite la emisión de 8,4 millones de toneladas de CO2 durante la vida útil regulatoria de las plantas.
Respecto a las condiciones técnicas fijadas, las instalaciones no podrán rebasar una potencia máxima de 100 MW, límite que se reduce a los 15 MW en el caso de los sistemas eléctricos no peninsulares.
Asimismo, deberán asegurar un nivel de ahorro de energía primaria superior al 10% para obtener la consideración de alta eficiencia, con la única excepción de las centrales menores de 1 MW, a las que únicamente se les exigirá aportar algún tipo de ahorro energético.
12 INSTALACIONES TIPO DE REFERENCIA.
Por otro lado, el marco regulatorio contempla un total de 12 Instalaciones Tipo de Referencia (ITR) para clasificar las diversas tipologías de plantas que aspiren a participar en los concursos.
El detalle de los cupos de potencia de cada subasta se publicará en las resoluciones que convoquen cada subasta, al igual que las fechas de celebración. Igualmente, ninguna empresa podrá ser adjudicataria de más del 50% de la potencia subastada.
Las subastas se articularán bajo la modalidad de sobre cerrado y emplearán un sistema marginal descendente. En ellas, los promotores interesados deberán presentar una oferta que consistirá en un porcentaje de reducción sobre el valor estándar de la inversión inicial asignado a la ITR en la que se encuadre su instalación.
Para el cálculo final de la retribución, y siguiendo el sistema del Real Decreto 413/2014, se aplicará el valor de rentabilidad razonable del 7,09% fijado para el periodo regulatorio 2026-2031.
En lo relativo a los plazos de explotación, la normativa determina que las plantas de cogeneración que utilicen gas natural dispondrán de una vida útil regulatoria de 12 años, mientras que el plazo se ampliará hasta los 20 años para aquellas instalaciones que operen con biomasa.
El Gobierno prevé un impacto económico netamente positivo para las industrias adjudicatarias, ya que les facilitará la renovación e instalación de equipos industriales de gran relevancia para su actividad.
SOBRECOSTE EN EL SISTEMA DE ENTRE 414 Y 582 MILLONES ANUALES.
Finalmente, el Ejecutivo estima que el sobrecoste repercutido en el sistema eléctrico por la retribución regulada de estos 1.200 MW oscilará entre los 414 y los 582 millones de euros anuales.
No obstante, estas cifras definitivas variarán según los precios reales de la energía, el funcionamiento efectivo de las centrales y las rebajas que se logren mediante los descuentos ofertados en las propias subastas, cuya organización recaerá en el Operador del Mercado Ibérico de la Electricidad (OMIE) bajo la supervisión de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).
La actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030 contempla el impulso de estos 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 eficiencia de la industria cogeneradora.