El MITECO ha convocado para el 23 de febrero de 2027 la primera subasta de cogeneración de alta eficiencia, que adjudicará 650 MW. Tras años de retroceso de esta tecnología en España, la convocatoria abre la puerta a modernizar instalaciones industriales. La rentabilidad de las inversiones dependerá de unas previsiones sólidas de largo plazo de los precios de electricidad, gas y CO2, y de la evaluación de escenarios de riesgo
Una oportunidad para recuperar la cogeneración industrial
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha publicado la convocatoria de la primera subasta de cogeneración de alta eficiencia, que se celebrará el 23 de febrero de 2027 y adjudicará 650 MW. Las instalaciones ganadoras obtendrán el régimen retributivo específico. El operador del mercado, OMIE, será el administrador de la subasta y la CNMC se encargará de supervisarla. Se trata de la primera convocatoria al amparo del Real Decreto 530/2026 y de la Orden TED/672/2026, que fijan el marco para renovar el parque de cogeneración de la industria española.
La resolución reparte la potencia en ocho cupos para instalaciones de gas natural, que suman 505 MW, y dos cupos para biomasa, con 145 MW. Esta primera convocatoria forma parte de un programa para renovar 1200 MW de cogeneración industrial de alta eficiencia, mediante nuevas instalaciones o la modificación de las existentes.
Esta será la primera subasta específica para cogeneración de alta eficiencia en España, aunque estas instalaciones ya contaban anteriormente con mecanismos de apoyo económico. Hasta ahora, la retribución se establecía mediante parámetros regulados, sin un procedimiento de adjudicación competitivo. La principal novedad de esta subasta es que la retribución se determinará mediante un proceso competitivo. Este cambio busca fomentar la eficiencia económica en la asignación de las ayudas y facilitar la renovación del parque de cogeneración.
La iniciativa llega tras varios años de pérdida de peso de esta tecnología. Según los datos de Red Eléctrica, la cogeneración aportó el 11,4% de la generación eléctrica nacional en 2019, mientras que en 2025 su cuota se redujo al 5,7%.
Este descenso afecta especialmente a la industria, donde la cogeneración produce de forma simultánea electricidad y calor útil a partir de un mismo combustible. Su elevada eficiencia reduce el consumo de energía primaria y los costes de suministro en sectores como el químico, el alimentario, el papelero o el cerámico.
Las previsiones de largo plazo determinarán la viabilidad de las ofertas
La Orden TED/672/2026 establece que los participantes ofertarán un porcentaje de reducción sobre el valor estándar de la inversión inicial de la instalación tipo de referencia, a partir del cual se calculará la retribución a la inversión.
Obtener la adjudicación no asegura por sí solo la rentabilidad del proyecto. La vida útil regulatoria será de 12 años para las cogeneraciones de gas natural y de 20 años para las de biomasa, de modo que la oferta presentada en febrero condicionará los resultados económicos de la planta durante más de una década.
En las instalaciones de gas natural, los márgenes de explotación dependerán de la evolución conjunta de los precios del gas, de los derechos de emisión de CO2 y de la electricidad, además de las necesidades térmicas de cada proceso industrial. Una subida del gas no siempre se traslada en la misma proporción al precio de la electricidad, sobre todo en un mercado con cada vez más horas de producción fotovoltaica con precios bajos. Además, los repuntes y la volatilidad del gas durante 2026 muestran el riesgo de basar una decisión de inversión en un único escenario central.
Por ello, las empresas necesitarán previsiones coherentes de los tres precios y escenarios alternativos con gas y CO2 elevados, menores ingresos eléctricos o cambios en las horas de funcionamiento. Este análisis permite fijar el porcentaje de reducción que cada instalación puede ofertar sin comprometer su viabilidad.
Renovables, almacenamiento e hidrógeno renovable en la nueva cogeneración
El futuro de la cogeneración industrial también dependerá de su integración con otras soluciones de suministro y gestión de energía. La combinación con plantas fotovoltaicas y almacenamiento con baterías puede optimizar el consumo eléctrico y aportar flexibilidad a la operación, mientras que la biomasa y el hidrógeno renovable permiten avanzar en la descarbonización de los procesos térmicos. La orden exige que las instalaciones de gas natural dispongan de los equipos necesarios para utilizar gas con al menos un 10% de hidrógeno renovable en volumen, y que las que empleen combustibles fósiles finalicen el periodo de devengo del régimen retributivo antes del 31 de diciembre de 2045.
La calidad de las previsiones como factor decisivo
La primera subasta permitirá recuperar parte de la cogeneración industrial española. Su contribución a la competitividad de la industria dependerá de la modernización tecnológica y de la calidad de las decisiones de inversión. En este contexto, AleaGreen, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en previsiones de largo plazo, proporciona curvas de previsiones de precios de mercados eléctricos, gas y CO2 con bandas de confianza, que permiten valorar la oferta en la subasta y los ingresos de la planta durante toda su vida útil regulatoria. Por su parte, AleaConsulting elabora estudios de escenarios y riesgos para respaldar la financiación y las decisiones de inversión de los proyectos industriales.
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