Subasta de cogeneración: 600 MW, gas preparado para un 10 % de hidrógeno y la ERM dentro de la inversión

Una alianza con la vista puesta en la subasta

Moeve y ENSO, un grupo dedicado a la bioenergía, anunciaron el 13 de octubre un acuerdo para ofrecer a la industria química, papelera y de alimentación alternativas a sus cogeneraciones de carbón y gas natural: biomasa avanzada, plantas de biogás reconvertidas para producir biometano y, más adelante, combustibles sintéticos a partir del CO₂ biogénico capturado en las propias plantas, con Moeve como posible comprador de esas moléculas. Las dos compañías enmarcan el acuerdo en las subastas de cogeneración que el Gobierno ha puesto en marcha este año. Esas subastas son las que deciden qué cogeneraciones industriales se renuevan, con qué combustible y con qué equipos.

El marco: 1.200 MW en dos convocatorias

El Real Decreto 530/2026, de 24 de junio, aprobó el otorgamiento del régimen retributivo específico a 1.200 MW de cogeneración de alta eficiencia: la de gas natural (subgrupo a.1.1) y la de biomasa (grupos b.6 y b.8). La Orden TED/672/2026, de 2 de julio, fija cómo se subasta y un calendario indicativo de 600 MW en 2026 y otros 600 en 2027; lo que no se adjudique en una convocatoria puede pasar a la siguiente.

La propuesta de resolución de la primera convocatoria, que el MITECO sometió a audiencia entre el 31 de julio y el 15 de septiembre, reparte los 600 MW en diez productos. Su calendario abría la entrega de documentación el 13 de octubre y situaba la subasta el 10 de diciembre, gestionada por OMIE; la resolución definitiva puede ajustarlo.

Más de la mitad de la potencia (348 MW) va a renovar cogeneraciones de gas que ya existen. La propuesta limita además a 25 MW las plantas de biomasa que pueden cobrar este régimen.

Los requisitos técnicos

El artículo 11 de la orden pone dos condiciones a las cogeneraciones de gas. La primera: tener los elementos y equipos necesarios para usar como combustible principal gas natural con al menos un 10 % en volumen de hidrógeno renovable; si durante el periodo retributivo se comprueba que no se cumple, se abre el procedimiento para cancelar su inscripción. La segunda, común a todas, es cumplir los criterios de alta eficiencia del Real Decreto 616/2007. Las instalaciones tipo de gas aprobadas tienen además asociadas emisiones de ciclo de vida inferiores a 250 gCO₂e/kWh.

Para las modificaciones, la orden exige superar una inversión elegible mínima (entre 320 y 740 €/kW según el tipo) y detalla qué cuenta como tal. En la lista figuran las turbinas y motores, los compresores de gas, los sistemas de adecuación a hidrógeno y, expresamente, las estaciones de regulación y medida, las plantas de GNL y las instalaciones de conexión gasista.

Qué significa para tu instalación

Si tu cogeneración va a la subasta, la ERM que la alimenta no es un coste aparte: su renovación computa para alcanzar la inversión elegible mínima. Y el requisito del 10 % de hidrógeno obliga a revisar la estación con ese criterio: compatibilidad declarada por el fabricante de reguladores, válvulas de seguridad y filtros, y una medida cuyo contador y corrector PTZ admitan una composición distinta del gas natural de hoy. Conviene pedir esa documentación antes de cerrar la oferta, no después de la adjudicación. Tienes el alcance de una estación industrial en la página de ERM para gas natural en la industria.