Los expertos coincidieron en que 2026 será un año decisivo, con la primera subasta prevista para renovar instalaciones y abrir paso a una generación más flexible, digital y preparada para integrar gases renovables.
“Estamos ante una oportunidad de relanzar la cogeneración en España, pero no podemos esperar indefinidamente”, advirtió Jesús Ferrero, subdirector general de Energías Renovables del MITECO, durante la mesa sobre visión regulatoria. “El objetivo es celebrar la primera subasta en el primer semestre de 2026”, confirmó, explicando que el proceso depende de la prórroga del marco retributivo europeo y de la revisión de parámetros que entrará en vigor ese mismo año.
El encuentro, que reunió a representantes del Ministerio, Red Eléctrica, Enagás, MIBGAS, OMIE, IDAE y las asociaciones europeas del sector, abordó los retos regulatorios, la transición hacia gases renovables, la digitalización de los mercados energéticos y el papel futuro del CHP (cogeneración de calor y electricidad) en la estrategia industrial europea.
Certidumbre regulatoria y nuevos modelos de mercado
En la segunda mesa redonda, centrada en la visión regulatoria y de mercados, se analizó la inminente convocatoria de subastas de cogeneración y los cambios normativos que determinarán su competitividad. Ferrero subrayó que el nuevo régimen retributivo “será marginalista, porque todos los adjudicatarios de una instalación tipo deben tener el mismo régimen económico”, en contraste con el modelo pay as bid de las renovables.
Desde Red Eléctrica de España, María Rodríguez destacó el papel esencial de la cogeneración en la cobertura de la demanda eléctrica: “En 2024 aportó un 6,6% del mix total, una cifra muy significativa que queremos mantener”.
Rodríguez explicó que la nueva normativa permite que plantas de más de 5 MW conectadas a la red de transporte participen en el control de tensión “de forma voluntaria y en tiempo real”, y animó a las empresas a avanzar en flexibilidad para integrarse en los servicios de balance del sistema: “Hoy su participación en regulación secundaria y terciaria es aún reducida, pero ahí está una gran oportunidad de futuro”.
Yolanda Cuéllar, directora de Operación del Mercado de OMIE, analizó el salto tecnológico que ha supuesto la implantación del mercado cuarto horario. “El mejor reflejo del esfuerzo de este año son mis ojeras”, bromeó, antes de resaltar el éxito de la transición europea al nuevo modelo de casación de precios cada 15 minutos. “Ha sido un reto informático enorme, pero un logro colectivo. Hemos pasado de publicar 24 precios diarios a 96, y los sistemas han respondido perfectamente”, afirmó. Según Cuéllar, esta reforma “favorece la integración de tecnologías flexibles, incluida la cogeneración, y también la gestión activa de la demanda”.
Desde Enagás, su directora general de Gestión Técnica del Sistema, María Junco, puso el foco en la seguridad de suministro y la transición hacia los gases renovables. “España cuenta con una infraestructura gasista robusta, con una disponibilidad del 100% en la última década y más de 13.000 kilómetros de red de transporte”, recordó.
Junco explicó que el país vive un “momento clave” para el biometano, con 19 plantas conectadas y más de 300 proyectos en tramitación. “El biometano está acelerando su penetración en España, y alcanzará pronto los objetivos del PNIEC 2030”, señaló, destacando además que el hidrógeno verde empieza a consolidarse con “proyectos más realistas y firmes”.
El director general de MIBGAS, Raúl Santamaría, reivindicó el papel del mercado gasista como “referencia transparente y competitiva”. “En apenas diez años hemos pasado de ser un mercado voluntario a negociar el 60% del gas que se consume a diario”, apuntó.
Santamaría destacó la “bendición de la liquidez”, que permite precios robustos y previsibles, y valoró el buen momento del sector: “Vivimos una fase de estabilidad de precios inédita en cinco años. El gas natural seguirá siendo un vector de transición, acompañado del biometano y el hidrógeno”.
Por su parte, Lope del Amo, del IDAE, anunció nuevas líneas de ayudas para modernizar instalaciones y avanzar en descarbonización: “Estamos trabajando en una nueva convocatoria antes de fin de año, con subvenciones que pueden superar el 60% de la inversión”, adelantó. También abogó por clarificar los criterios de eficiencia y la metodología de cálculo “para dar seguridad jurídica a los titulares de plantas”.
Una cogeneración flexible, híbrida y descarbonizada
En la tercera mesa, bajo el título “Cogeneración preparada para el futuro: hacia un acuerdo industrial limpio y ambicioso”, se presentó el estudio europeo sobre el papel del CHP en la transición energética.
El director general de COGEN Europe, Hans Korteweg, recalcó que la cogeneración “será esencial en la estrategia de calor y energía industrial de la UE”, que se publicará en 2026: “Europa necesita seguir siendo verde, pero también competitiva. El CHP será clave para ambas metas”.
Gerald Aue, vicepresidente de Compass Lexecon, expuso los resultados preliminares del análisis: “La cogeneración no compite con la electrificación, la complementa. Es una forma eficiente de usar combustibles renovables y una herramienta real de descarbonización”. Según el estudio, los sistemas híbridos —que combinan CHP con almacenamiento y energía solar— reducen emisiones y mantienen costes más competitivos que las soluciones 100% eléctricas, especialmente en la industria química española analizada como caso de estudio.
Desde Siemens Energy, Anders Stuxberg puso el acento en la flexibilidad operativa: “El futuro del CHP es flexible o no será. Las plantas deberán adaptarse al sistema, ofreciendo servicios de red, estabilidad y respaldo ante la intermitencia renovable”. Explicó que las nuevas turbinas “pueden operar en modos de baja carga, con respuesta rápida de frecuencia, e incluso en configuración isla en caso de fallo de red”.
Finalmente, el vicepresidente de COGEN España, Raimon Argemí, sintetizó la visión del sector: “El CHP no es una tecnología del pasado, es la base sobre la que construir la industria limpia del futuro. Pero necesitamos un marco regulatorio que lo entienda”.
La mesa concluyó con un mensaje claro desde la patronal. Javier Rodríguez, director general de ACOGEN, advirtió de la situación crítica del tejido industrial español: “Desde 2019 hemos perdido un 2% de microempresas y el consumo de gas industrial ha caído un 23%. Si no actuamos, la deslocalización será inevitable”.
Rodríguez se pronunció sobre los obstáculos al acceso a red y las trabas para hibridar instalaciones: “En algunos casos se ha llegado a prohibir instalar paneles fotovoltaicos junto a una planta de cogeneración. Eso es incomprensible”.
Según sus datos, 88 empresas están dispuestas a invertir 1.300 millones de euros en nuevas plantas, pero necesitan que se publique la orden de subastas y se clarifique la normativa. “Estamos listos para invertir, pero no podemos descarbonizar de forma no competitiva”, concluyó.
El XXI Congreso de Cogeneración cerró con una reivindicación común: la cogeneración debe ser reconocida como pieza estratégica de la política energética e industrial española y europea.
El sector reclama rapidez regulatoria, incentivos claros y flexibilidad normativa para integrar hidrógeno, biometano y nuevas tecnologías híbridas. Como resumió un ponente, “la transición no puede hacerse dejando atrás a la industria; la cogeneración es el puente entre la eficiencia del presente y la energía limpia del futuro”.
