Empresas y finanzas

Los cogeneradores piden que la vida útil de las plantas sea de 15 años

Este 2022 se celebrará la primera de las tres subastas de cogeneración que el Gobierno tiene previsto convocar hasta 2024, a razón de una por año, para una potencia total de 1.200 MW. Dichas subastas otorgarán un régimen retributivo específico a las centrales de cogeneración, a razón de 351 MW en 2022, 442 MW en 2023 y 407 MW en 2024, con vistas a que estén totalmente operativas en 2027. Los ganadores obtendrán una retribución específica con una rentabilidad razonable fijada en el 7,09%. Toda la información del sector está en la revista digital elEconomista Energía. La suscripción es gratuita

Según la propuesta de marco regulatorio de las convocatorias, que el Ministerio para la Transición_Ecológica sacó a información pública el pasado 28 de diciembre, las instalaciones de los adjudicatarios podrán operar con gas natural o biomasa. Las primeras tendrán reconocida una vida útil regulatoria de 10 años y las segundas de 20 años. De hecho, se priorizarán las instalaciones de biomasa, así como aquellas que sustituyan combustibles fósiles por alternativas menos contaminantes. Además, las centrales deberán estar preparadas para consumir, al menos, un 10% de hidrógeno renovable, así como para autoconsumir más del 30% de la producción de electricidad, individual o compartido, a menos que hayan firmado un contrato de venta de energía a largo plazo.

Las subastas parten con un requisito inicial de que las plantas alcancen un 50% más de ahorro de energía del nivel de alta eficiencia regulado y armonizado para la Unión Europea, lo que supone un enorme reto que el sector asume y que supone que la cogeneración en España lidere la muy alta eficiencia en Europa.

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, que 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.

La noticia de la puesta en marcha de las subastas ha sido bien acogida por el sector, a pesar de que llega con una década de retraso. Los cogeneradores señalan que, aunque la propuesta es positiva y va en la dirección correcta, requiere modificaciones para lograr un marco confiable para los inversores industriales.

Acogen y Cogen España han trasladado conjuntamente al Ministerio que, antes de promulgar el nuevo marco de inversión y renovación de plantas, es imprescindible actualizar el marco regulado de revisión de los precios del gas y del CO2, cuyas fórmulas están desfasadas y requieren ajustes estructurales urgentes para poder operar las plantas en el contexto de crisis energética que estamos viviendo, ya que solo reflejan en la mitad o en un tercio los precios de gas y CO2 a los que compran los cogeneradores en los mercados. De no ser así, afirman, la convocatoria de inversión en cogeneración resultaría estéril.

Aumentar la potencia a subastar

En las alegaciones remitidas al Ministerio, ambas asociaciones solicitan aumentar la potencia propuesta de 1.200 MW a 1.800 MW, al considerar que es insuficiente. Alegan que sólo para mantener el parque actual que finaliza su vida útil a 2025 son necesarios 1.800 MW de potencia, a los que habría que sumar la demanda de nuevas cogeneraciones y la introducción adicional que se ha hecho de potencia específica de cogeneración renovable.

Por otro lado, consideran excesivo y contraproducente que el Ministerio proponga reducir a 10 años la vida útil de las cogeneraciones a gas, cuando actualmente está siendo de 25 años, y proponen que se modere a 15 años. Una cifra que consideran razonable teniendo en cuenta que, entre otras cuestiones, se necesitarán mayores inversiones para lograr las exigencias de mayores ahorros de energía primaria que se proponen, que la rentabilidad que se pretende aplicar es menor (7,09%) y que la retribución total como coste del sistema es minorada por el efecto del autoconsumo mínimo exigido.

Tanto Acogen como Cogen España consideran, asimismo, que la propuesta del Ministerio elimina opciones de venta actuales de la electricidad cogenerada, estableciendo requisitos de autoconsumo excesivos con penalizaciones adicionales. A este respecto, ambas asociaciones solicitan que se mantengan las opciones actuales de venta para que las instalaciones de cogeneración puedan optar por vender toda la energía generada o acogerse a las modalidades de autoconsumo, ya que consideran que, en muchos momentos futuros, la producción renovable disponible en el sistema a buen precio, así como los precios de gas, pueden hacer que no tenga sentido económico mantener operando la cogeneración a gas para el autoconsumo eléctrico de su industria asociada. Asimismo, piden reducir la nueva obligación de autoconsumo del 30% semestral al 20% anual, y no penalizar con un 5% adicional a la penalización ya introducida por incumplir la obligación de autoconsumo, que en el extremo propuesto es inalcanzable técnicamente en decenas de instalaciones azulejeras y alimentarias entre otras.

Por otro lado, solicitan que el marco propuesto se complemente con información metodológica sobre las instalaciones tipo a subastar (ya que no aporta suficiente información), para que las industrias puedan evaluar y planificar sus inversiones. Con la información expuesta, explican en sus alegaciones, las industrias no pueden evaluar operativa, económica y financieramente su encaje concreto en el nuevo marco propuesto. Consideran que, tanto el sector cogenerador como el Ministerio, están interesados en que las definiciones metodológicas técnicas y económicas empleadas en las instalaciones tipo objeto de subasta sean transparentes para que las empresas puedan evaluar su situación e interés y las subastas sean un éxito.

Tanto Acogen como Cogen España creen necesario que se realice un ajuste de las inversiones de modificación de instalaciones existentes. Respecto a este punto, explican que las inversiones de una modificación que conlleva cambio de combustible, suelen ser mayores que las requeridas para la modificación de instalaciones sin cambio de combustible. Adicionalmente, dado que en las modificaciones de cogeneraciones a gas que realizan un uso directo de los gases de escape, las inversiones e instalaciones requeridas para la recuperación de calor pudieran ser generalizadamente menores, se solicita que la inversión mínima justificable pueda ser hasta un 15% inferior en consonancia con el porcentaje de reducción ofertado en el artículo 13 de la propuesta de Orden.

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