Las plantas de cogeneración comienzan a vislumbrar la luz al final del túnel

Es el paso que faltaba tras lograr el año pasado un nuevo régimen retributivo para la operación de estas infraestructuras, que viene a compensar sobre todo los costes que tienen las centrales de cogeneración por el combustible utilizado y sus derechos de emisión. El anterior modelo de retribuciones se había quedado obsoleto a causa de la crisis energética provocada por la guerra en Ucrania y por las nuevas condiciones que han llegado al mercado. Solo hay que recordar las épocas en las que el precio de gas se multiplicó por cinco.

«Nuestro marco regulado quedó desfasado (era de 2015). Y como consecuencia, desde 2021, la producción de las plantas de cogeneración ha descendido un 37%. El año pasado tocamos fondo, pero a partir de junio se consiguió ese nuevo marco regulado para la operación que es flexible y que actualiza nuestras retribuciones cada tres meses, adaptándose a la volatilidad de los mercados y permitiéndonos una mejor planificación y gestión de los riesgos. Y ahora, con la subasta, la industria competirá por tener el derecho a recibir una retribución por las inversiones que realice», explica Javier Rodríguez, director general de Acogen, la patronal de la industria cogeneradora.

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Se trata de que con estos incentivos (el régimen retributivo a la operación y para la inversión) las cerca de 600 plantas de cogeneración que existen en el país (con unos 5.500 MW de potencia instalada) puedan cubrir los costes de sus inversiones, obtener una rentabilidad razonable por su actividad y competir en el mercado en igualdad de condiciones que el resto de tecnologías, algunas más baratas pero menos eficientes y sostenibles. De estos modelos de retribución también se benefician otras instalaciones que generan electricidad a partir de fuentes renovables y de residuos.

Son todas actividades que están reguladas, porque se trata de tecnologías de elevada eficiencia, a las que les cuesta más producir y los beneficios que generan a la sociedad no se ven compensados por los ingresos que obtienen a través de la venta de su energía en el mercado. De ahí que existan incentivos para que sigan en funcionamiento.

La cogeneración es vital para nuestra industria porque afecta directamente a su competitividad. «Optimiza el uso de la energía al generar simultáneamente electricidad y calor, mejorando la eficiencia y reduciendo costes. Por eso un marco retributivo adecuado es necesario para potenciar y mantener la viabilidad económica de estas instalaciones», asegura Eduardo González, socio responsable de Energía y Recursos Naturales de KPMG en España. Además, se trata de una tecnología que también cumple un papel en el mix energético. En 2024 el 6,5% de la electricidad que se generó en España fue a partir de cogeneración. En 2021, ese porcentaje ascendió al 10%. Y es que el año pasado apenas han operado 500 plantas con unos 3.500 MW.

Fábricas de alimentos, de lácteos, de azulejos, papeleras, cerámicas, químicas, refino... tienen 'in situ' una planta de cogeneración, que les proporciona la energía que necesitan para sus procesos de fabricación. Suelen ser propiedad de las industrias y «cada vez entran más empresas de servicios energéticos para operar estas instalaciones ya que el mercado energético es cada vez más complejo y se necesita equipos especializados para obtener una rentabilidad de la planta. Para conocer los precios del mercado, a qué horas está la electricidad más cara o más barata...», cuenta Javier Rodríguez. Es una tecnología que produce el 20% del PIB industrial de sectores que son muy intensos en calor y que además precisan operar los 365 días del año.

Ocurre en la industria del papel. «Necesitamos mucho calor para llevar a cabo nuestros procesos productivos y lo tenemos que conseguir de la forma más eficiente, eficaz y competitiva posible porque nuestras fábricas funcionan unas 8.500 horas anuales de las poco más de 8.700 que tiene el año», afirma Rodrigo Álvarez, director de Energía e Innovación en Aspapel, la patronal del sector papelero, una actividad que demanda mucho calor para operar. En la fabricación de papel se «utiliza agua para poner en suspensión las fibras de celulosa. Y luego ese agua se seca para que las fibras se solidifiquen. Así formamos las láminas de papel», explica Álvarez.

También la industria alimentaria se ve en la misma situación. Es además el mayor sector industrial del país y el que cuenta con mayor número de plantas de cogeneración. Aglutina el 25% de las existentes y generan el 2,5% de la electricidad nacional. «La cogeneración nos permite ahorrar grandes cantidades de energía y contribuye a la descarbonización que persigue el sector. Es un sistema ideal para nuestra industria, dada la gran variedad de necesidades, procesos y operaciones energéticas implicados en la fabricación de alimentos y bebidas», defiende Paloma Sánchez, directora de Competitividad y Sostenibilidad de FIAB, la patronal del sector de alimentación y bebidas.

El calor puede representar entre el 60 y 70% de las necesidades energéticas que son necesarias para el procesado de alimentos, para esterilizar, cocer, pasteurizar, secar, evaporar... «La recuperación de calor y la producción de vapor, electricidad y calor en el sitio, utilizando la cogeneración, puede reducir la demanda, ahorrando significativamente en costes y en emisiones», asegura Paloma Sánchez. Además, la cogeneración ofrece una ventaja muy apreciada: garantiza el suministro de energía.

En España es una tecnología que se utiliza casi siempre para alimentar procesos industriales, pero en otros países europeos y en Estados Unidos, la cogeneración también se aplica en redes de distrito para proporcionar calefacción, refrigeración y electricidad a barrios, edificios, recintos universitarios, hospitales, hoteles.... Aquí, hay alguna experiencia en Barcelona y la T-4 del aeropuerto Aeropuerto Madrid-Barajas cuenta con una planta de cogeneración. En nuestro país esta tecnología no se ha desarrollado en las ciudades porque nuestro clima no es tan frío como, por ejemplo, en Alemania.

Pues bien, la industria de la cogeneración está trabajando ahora en plantear sus alegaciones a la forma en que se van a adjudicar esos 1.200 MW para realizar nuevas inversiones. Esta misma semana se reunían más de 200 profesionales para ello. El Gobierno quiere que esa capacidad se distribuya en tres pujas anuales, empezando por este 2025 (luego en 2026 y 2027), de 400 MW cada vez. Pero el sector cree que esa capacidad no será suficiente. «Nos preocupa que se queden muchas empresas fuera», reconoce Rodrigo Álvarez. «Va a haber una gran demanda», asegura Javier Rodríguez.

Y no es para menos. En 2024, el 25% de las plantas de cogeneración (145 instalaciones de 1.100 MW) habían llegado al final de su vida retributiva (25 años), es decir ya no reciben compensación alguna por su actividad por tanto o han cerrado porque no son rentables o están en el límite de la rentabilidad. Y en dos años, según datos de Acogen, otras 170 instalaciones (1.800 MW) estarán en la misma situación. De tal forma que «para mantener el parque actual se necesitarán 2.400 MW de aquí a 2030, y la subasta es solo para 1.200 MW como recoge el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima. Necesitamos el doble», asegura Javier Rodríguez.

La subasta es una buena oportunidad para reabrir centrales, renovar equipos por otros más sofisticados tecnológicamente, para avanzar en digitalización, en descarbonización... «Nos va a permitir realizar una modificación profunda, sustituir los equipos existentes por otros que podemos adaptar a las nuevas necesidades de las fábrica», cree Rodrigo Álvarez.

Pero la subasta exige ciertos requisitos para participar, que quizá no puedan alcanzar parte de las empresas cogeneradoras. «Las inversiones deben superar ciertos umbrales para acceder a la retribución y las modificaciones pueden incluir mejoras de eficiencia, flexibilidad o reducción de emisiones. Sin embargo, no garantiza la reapertura de todas las plantas cerradas, ya que muchas han alcanzado el final de su vida útil sin un mecanismo de transición», indica el consultor González.

Por tanto, la subasta tal y como está planteada se queda corta. También el periodo de vida regulatoria que ha propuesto el Gobierno: 10 años para las cogeneraciones que operan con gas natural y 20 para las de biomasa. Antes esa vida útil eran 25 años. «Son instalaciones complejas, de gas sobre todo que tienen que estar preparadas para hidrógeno verde y gases renovables. Diez años es un periodo de retorno muy corto para recuperar la inversión», defiende Rodrigo Álvarez.

Incluso un reciente informe de la Comisión Nacional de los Mercados y Competencia (CNMC) consideraba la cogeneración como una tecnología viable para prolongar la vida útil de las instalaciones. Señalaba la CNMC que es la «opción más económica», ya que permitiría maximizar la inversión inicial y aprovechar unas infraestructuras que todavía tienen capacidad para funcionar.

Hasta ahora las plantas de cogeneración operaban con mucha flexibilidad con la energía eléctrica (el calor tiene que ser para el propio autoconsumo de la fábrica a la que alimentan). Las cogeneradoras podían vender toda la electricidad que producían a una factoría o a la red eléctrica y comprar la que necesitaban. O podían autoconsumirla y luego exportar los excedentes. «Esa flexibilidad nos permite tener mayor rentabilidad. Pero ahora, la nueva subasta nos obliga a autoconsumir el 30% de la electricidad que generamos y solo vender un 70%. Hay fábricas que tienen mucha demanda de calor, pero no tanta de electricidad por ejemplo solo consumen un 10% de la que generan. Por tanto, no van a poder alcanzar el 30% de autoconsumo que requiere la subasta», señala Álvarez.

Pero además las que concurran a la subasta deberán aportar una «elevada eficiencia». «Según la normativa europea la alta eficiencia son aquellas instalaciones que tienen un 10% de ahorro de energía primaria», especifica Álvarez. Sin embargo, el Gobierno exige concurrir a la subasta con un 5% de ahorro para potencias menores de 1 MW y un 15% para mayores. «Esto es un 50% más de exigencia. A muchos cogeneradores pequeños les va a costar llegar a ese nivel. Además, esto discrimina a las cogeneradoras españolas frente a europeos que compiten con el 10%», se queja Álvarez.

La subasta introduce que las plantas adjudicatarias podrán ser tanto cogeneraciones de gas (es el combustible más utilizado) y, por primera vez, también de biomasa y que deberán estar preparadas para consumir al menos un 10% de hidrógeno renovable. Se da paso así a tecnologías que avanzan en la descarbonización. «Las cogeneraciones evolucionarán a ser mucho más flexibles para seguir siendo útiles a las fábricas y al sistema eléctrico. Y tenderán a la hibridación con más tecnologías como paneles fotovoltaicos, almacenamiento en baterías, caldera de biomasa pequeñas que complementan al biogás... La cogeneración es un traje a medida para cada fábrica», garantiza Álvarez.

Y luego hay un recurso de último hora que ofrece Surus, una empresa que busca soluciones circulares y sostenibles a activos que llegan al final de su vida útil a través de su portal de subastas Escrapalia. Con las nuevas inversiones que se acometerán en la cogeneración para actualizar tecnológicamente una planta, mejorar su eficiencia o flexibilidad o por avanzar en digitalización, numerosos equipos serán sustituidos: motores de combustión, calderas, turbinas, compresores...

«Hay empresas que están dispuestas a comprar estos equipos por separado o plantas de cogeneración completas a precios más competitivos que si fueran nuevos. Además están en países donde la cogeneración tiene unas condiciones favorables. Por ejemplo, Dinamarca cuenta con grandes plantas que generan el 11% de la electricidad del país», expone Francisco Azores, director de Marketing y Comunicación de Surus. Esta empresa ya ha realizado varias «desimplantaciones circulares», como lo denomina. Vendió íntegra la planta de la empresa Cogeneración J. Vilaseca situada en Capellades (Barcelona) y también la de la papelera RDM. De la Cogeneración de Garnica (La Rioja) se ofertaron los equipos.

Así parece que empieza a brillar el sol en el futuro de la cogeneración española después de una racha de grandes nubarrones.