Luz verde a las esperadas subastas de cogeneración. Este 28 de diciembre, han salido a información pública, por parte de MITECO, las convocatorias para adjudicar una retribución regulada a un total de 1.200 MW de cogeneración durante los próximos tres años. Se trata de una propuesta de Real Decreto y una propuesta de Orden ministerial.

Las instalaciones podrán operar con gas natural o biomasa. Deberán aportar una elevada eficiencia y estar preparadas para consumir al menos un 10% de hidrógeno renovable y autoconsumir más del 30% de la producción de electricidad.

El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030 contempla el impulso de 1.200 MW de cogeneración de muy alta eficiencia. Puede impulsarse renovando el parque existente o a través de nuevas instalaciones. En cualquier de los casos, 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.

Las subastas otorgarán un régimen retributivo específico a las centrales de cogeneración en estas magnitudes: 351 MW para 2022, 442 MW para 2023 y 407 MW para 2024. Se pretende que estén totalmente operativas en 2027.

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 ofertante). Será 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. 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.

Prioridad para la cogeneración con biomasa.

Se priorizarán las instalaciones de biomasa así como aquellas que supongan la sustitución de combustibles fósiles por alternativas menos contaminantes.

Las centrales de cogeneración 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 (se hará una excepción con aquellas que hayan firmado un contrato de venta de energía a largo plazo).

Las instalaciones no podrán superar una potencia máxima de 50 MW (15 MW en sistemas no peninsulares). Deberán cumplir 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. 

Importante rol de la cogeneración en la industria.

En la actualidad, la cogeneración cuenta con más de 5.500 MW de potencia instalada. Tiene una fuerte presencia en el sector industrial, donde se localiza un 92% de las instalaciones, 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. Existen también instalaciones que consumen otros combustibles fósiles o renovables.

Está abierto el plazo para remitir alegaciones hasta el 30/01/22. Puede hacerse a través de este e-mail, indicando en el asunto “Alegaciones Orden RRE para cogeneración”.