Teresa Ribera, ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. MADRID (EP). El Gobierno lanzará el próximo año las subastas para adjudicar 1.200 megavatios (MW) de cogeneración en los próximos tres años, según consta en las propuestas de Real Decreto y orden ministerial sacadas a información pública por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.
En concreto, el gabinete dirigido por Teresa Ribera prevé realizar sucesivas subastas para otorgar un régimen retributivo específico a las centrales de cogeneración, poniendo en juego 351 MW en 2022, 442 MW en 2023 y 407 MW en 2024, con vistas a que estén totalmente operativas en 2027.
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 destinar al autoconsumo más del 30% de la producción de electricidad, a menos que hayan firmado un contrato de venta de energía a largo plazo, informó el Ministerio.
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.
El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) a 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.
Además, se fomentarán las instalaciones de biomasa y aquellas que eliminen combustibles más contaminantes. De esta manera, 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.
Además, 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.
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.
Según consta en la memoria de la propuesta de orden, que estará a consulta hasta el próximo 22 de enero, los sobrecostes derivados de la percepción de la retribución a la inversión y la retribución a la operación de las instalaciones del desarrollo de estos 1.200 MW de cogeneración se estima entre 272 y 431 millones de euros anuales.
El valor concreto del impacto económico dependerá de la potencia asignada a cada instalación tipo de referencia, ya que el coste asociado a cada una de ellas varía en función de las características técnicas y económicos de las cogeneraciones en ella representadas y el rango de sobrecoste representa valores máximos, que se verán reducidos gracias a los descuentos obtenidos en la subasta.
Además, el Ministerio estima que la incorporación y modificación de 1.200 MW de potencia de cogeneración evitará en torno a 7,6 millones de toneladas de emisiones de CO2 durante el periodo de vida útil regulatoria de las plantas.
La cogeneración, con más de 5.500 MW de potencia instalada, cuenta con 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.
