La primera subasta de cogeneración ultima su diseño con la flexibilidad como eje y el sector pendiente del calendario

Una orden ministerial casi cerrada, a la espera de fecha y cupos

El contenido técnico y económico de la subasta está definido en un 98% o 99%, según explicó Jesús Ferrero, subdirector general de Energías Renovables del Ministerio para la Transición Ecológica, durante el XXII Congreso Anual de Cogeneración. La resolución de convocatoria, todavía pendiente, deberá concretar fundamentalmente la fecha y los cupos de potencia.

El Ministerio ya ha recibido el informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sobre la propuesta de resolución y está trabajando sobre sus observaciones. El objetivo, según Ferrero, es cerrar los últimos aspectos pendientes y ofrecer al sector suficiente certidumbre y tiempo para preparar proyectos técnicamente sólidos una vez se publique la convocatoria.

La tramitación ha incluido un amplio proceso de diálogo con el sector, que ha llevado a evolucionar la orden ministerial desde sus primeras versiones. La CNMC considera que el diseño actual ha mejorado, especialmente por una menor fragmentación de los productos y una mayor flexibilidad, según señaló José Antonio Castro, vocal de la Dirección de Energía del organismo.

Flexibilidad y almacenamiento: las claves del nuevo diseño

La flexibilidad se ha convertido en uno de los elementos centrales del diseño de la subasta. La nueva regulación amplía el catálogo de equipos elegibles para las modificaciones sustanciales de las instalaciones, permitiendo incorporar soluciones como almacenamiento térmico, baterías o calderas, entre otros elementos.

El planteamiento parte de una realidad de mercado: la retribución se calcula tomando como referencia un precio medio, mientras que el mercado eléctrico presenta horas con precios muy bajos y otras con precios elevados. La incorporación de almacenamiento y otros recursos flexibles pretende permitir que las plantas adapten mejor su funcionamiento a esas señales de precio.

Lope del Amo Martínez, jefe del Departamento de Transformación de la Energía del IDAE, situó la futura subasta como una oportunidad para acometer una renovación profunda de la cogeneración industrial. A su juicio, los proyectos deberán estar vinculados a las necesidades reales de calor útil de las industrias y no limitarse a reproducir la potencia eléctrica de las instalaciones existentes.

Del Amo defendió que los costes elegibles permitan redimensionar las plantas y combinar la cogeneración con otras tecnologías, como calderas eléctricas, sistemas de recuperación de calor y, especialmente, almacenamientos de energía térmica y eléctrica. El objetivo es avanzar hacia un sistema energético industrial más integrado y no concebir la nueva cogeneración únicamente como una sustitución de la capacidad existente.

El calendario y los permisos de acceso, claves para la participación

La fecha de convocatoria se presenta como uno de los últimos elementos que debe concretarse. El sector ha trasladado al Ministerio la necesidad de disponer de un plazo suficiente entre la publicación de la resolución y la celebración de la subasta para poder diseñar los proyectos y cerrar todos los aspectos técnicos y económicos.

La propia CNMC considera fundamental que el calendario no se convierta en una barrera de entrada. José Antonio Castro señaló que la cuestión de fondo es la dimensión de la capacidad que se pretende preservar: los 2.200 MW contemplados en la planificación energética se han quedado alejados de la realidad de un sector que ha perdido "más del doble" de esa capacidad.

Por ello, la CNMC plantea analizar los resultados de la primera subasta antes de cerrar el modelo futuro, y no dar por hecho que la cogeneración se mantendrá por inercia. El organismo considera que, además de las subastas, existen otros mecanismos de concurrencia competitiva y distintas fórmulas de apoyo económico que podrían estudiarse posteriormente, incluso dentro del modelo de subastas, como el pay-as-you-go.

La prioridad inmediata, sin embargo, es poner en marcha el proceso. "Es el momento de celebrarla ya por fin cuanto antes", resumió el representante de la CNMC, para después evaluar si los 600 MW previstos inicialmente son suficientes y decidir los siguientes pasos.

El IDAE también puso el foco en la viabilidad de los proyectos: la elevada exigencia de eficiencia de las plantas tipo y el escenario retributivo obligan a que los promotores calculen con precisión las inversiones y los costes que podrán asumir. A ello se suma un elemento crítico: los permisos de acceso a la red. Del Amo advirtió del riesgo de que proyectos adjudicatarios no puedan finalmente ejecutarse por no disponer de los permisos necesarios, una situación que ya ha provocado la caída de proyectos en otros programas de ayudas.

La cogeneración pierde peso en el mix y busca nuevas vías de ingresos

La pérdida de capacidad de cogeneración también se refleja en su participación en el mercado eléctrico. Yolanda Cuéllar, directora de Operación del Mercado de OMIE, señaló que en los nueve primeros meses de 2026 la cogeneración no alcanza el 5% del mix, aproximadamente la mitad o menos de lo que representaba años atrás.

En paralelo, los mercados eléctricos están evolucionando hacia horizontes temporales cada vez más próximos al tiempo real. OMIE ha impulsado el acercamiento de los mercados intradiarios y apunta a seguir avanzando hacia periodos de media hora. Para Cuéllar, esta evolución abre una oportunidad para que la cogeneración aproveche mejor las diferencias de precios y aumente su participación en estos mercados.

La flexibilidad también puede permitir a las plantas participar de forma más activa en los servicios de ajuste del sistema. Laura Moreno, jefa del Departamento de Mercados de Operación de Red Eléctrica, destacó que la cogeneración puede contribuir a un mix energético más diversificado y que, por sus características, responde adecuadamente a las señales de precio. Moreno apuntó a la posibilidad de que las instalaciones combinen generación, almacenamiento y otros recursos para responder a las necesidades del sistema y aprovechar las señales económicas.

El gas y la retribución: las implicaciones para el sistema gasista

La modernización de la cogeneración tendrá además implicaciones para el sistema gasista. Eduardo García, director de Operación de Enagás y del Gestor Técnico del Sistema, destacó el peso que mantiene la industria en la demanda de gas española y la importancia de la cogeneración dentro de ese consumo: representa actualmente entre el 15% y el 20% de la demanda nacional de gas, aunque su peso ha variado significativamente en los últimos años.

Esta evolución refuerza, a su juicio, la necesidad de contar con infraestructuras y sistemas suficientemente flexibles para adaptarse a cambios bruscos en los patrones de consumo. García vinculó esta flexibilidad no solo a la descarbonización, sino también a la seguridad de suministro y a la autonomía estratégica.

En este escenario, el desarrollo de gases renovables, especialmente el biometano y el hidrógeno, está llamado a adquirir mayor protagonismo. El marco regulatorio aprobado en los últimos años ya contempla las condiciones para la integración de estos gases en el sistema y el desarrollo de nuevas conexiones. El representante de Enagás destacó además que la cogeneración ha quedado excluida de determinados mecanismos de gestión de la demanda en situaciones de insuficiencia de suministro, atendiendo al papel que desempeña en el sistema eléctrico y en determinadas actividades industriales.

Raúl Santamaría, director general de MIBGAS, puso el foco en otro de los cambios que afectan directamente a la cogeneración: la modificación de la metodología de la retribución a la operación y la vinculación de una parte de sus costes de gas a referencias de mercado. A su juicio, este cambio ha permitido una señal más ajustada al coste real del aprovisionamiento y puede contribuir a generar mayor liquidez en los mercados gasistas.

MIBGAS ha detectado un incremento de la actividad y la aparición de agentes que tratan de replicar en el mercado los componentes de la referencia utilizada para la retribución. Para Santamaría, esta evolución demuestra que la cogeneración puede jugar un papel relevante no solo como consumidor de gas, sino también como elemento capaz de contribuir al desarrollo de los mercados y a una mayor transparencia de las señales de precio.

El representante de MIBGAS añadió que la eficiencia energética será otro de los elementos relevantes en la nueva etapa. OMIE y MIBGAS trabajan conjuntamente en una plataforma para el registro de certificados de eficiencia energética, un mecanismo que podría adquirir importancia para las inversiones que deberán acometer las instalaciones industriales.