Planta de biomasa de 50 MW de Ence en Huelva, de generación eléctrica, en 2013.
El Ministerio para la Transición Ecológica ha aprobado una fórmula propia para calcular la retribución a la operación (Ro) de las nuevas plantas de cogeneración con biomasa. La Orden TED/1152/2026, publicada hoy en el BOE y en vigor desde mañana, 3 de noviembre, modifica la Orden TED/526/2024 y le añade un artículo 12 bis para las instalaciones tipo de cogeneración de los grupos b.6 y b.8, con una metodología distinta de la que se aplica a la biomasa que solo produce electricidad.
El nuevo artículo 12 bis solo se aplicará a las instalaciones que obtengan el régimen retributivo específico a partir de la entrada en vigor de la orden, lo que en la práctica significa a los adjudicatarios de las subastas reguladas por el Real Decreto 530/2026. Las plantas de biomasa existentes seguirán con el artículo 12 y la cogeneración de gas, con el artículo 10. La orden cambia además un trámite de las actualizaciones trimestrales: el informe previo del Ministerio de Hacienda sobre los nuevos valores de la Ro pasa a ser una simple comunicación previa.
La fórmula nueva no cambia nada para las plantas que ya funcionan. En todos los casos se parte de la misma idea: el sistema paga a la planta tipo la diferencia entre lo que le cuesta operar y lo que se espera que ingrese en el mercado. Las de biomasa existentes siguen con la regla general de la biomasa, pensada para centrales que solo producen electricidad, en la que no se descuenta nada por el calor. La cogeneración de gas ya tenía la suya, que suma el coste del CO2 y descuenta el valor del calor que vende a la industria.
Biomasa existente: Ro = combustible + mantenimiento + impuesto − precio de mercado
Cogeneración de gas: Ro = gas + CO2 + mantenimiento + impuesto − precio de mercado − calor útil
Nueva cogeneración con biomasa: Ro = biomasa + mantenimiento + impuesto − precio de mercado − calor útil
En la fórmula nueva también se restan la electricidad que consume la propia planta y los ingresos no eléctricos, y no hay término de CO2. El precio de mercado se estima con los futuros de OMIP: pesan un 25 % el contrato anual, un 30 % el trimestral y un 15 % cada uno de los tres mensuales. El precio de la biomasa se actualiza con un índice que combina precios industriales de bienes de equipo (40 %), transporte por carretera (36 %) y salario mínimo (24 %). Ni el gas de MIBGAS ni los derechos de emisión entran en el cálculo.
La cogeneración produce la mitad que en 2020
La fórmula llega a un sector que ha encogido. Según el indicador 2051 de e·sios, con el que Red Eléctrica mide en tiempo real la generación de la cogeneración junto con la de las plantas de residuos, la producción bajó de 30,1 TWh en 2020 a 15,2 TWh en 2025, con el mayor descenso en 2022, cuando cayó a 19,6 TWh desde los 28,7 TWh de 2021. En 2026 suma 10,2 TWh hasta el 1 de noviembre, un 19% menos que en el mismo periodo de 2025. Los datos consolidados de REData, que desde 2023 son entre un 8% y un 14% más altos que los de tiempo real, sitúan la cogeneración sola en 27,0 TWh en 2020 y 15,5 TWh en 2025.
El parque se ha reducido en paralelo. Según las liquidaciones del régimen retributivo específico de la CNMC, la cogeneración pasó de 5.065 MW y 824 instalaciones en diciembre de 2020 a 3.036 MW y 433 instalaciones en junio de 2026, mientras que la biomasa se ha mantenido estable, con 939 MW y 205 instalaciones al cierre de 2020 y 948 MW y 180 instalaciones a mediados de este año.
Cómo se retribuye la cogeneración con biomasa y la de gas
La Ro forma parte del régimen retributivo específico que crearon la Ley 24/2013 y el Real Decreto 413/2014, cuyos parámetros fijó la Orden IET/1045/2014 para 2014-2019 y, tras el Real Decreto-ley 17/2019, la Orden TED/171/2020 para 2020-2025. La Orden TED/53/2026 los ha actualizado para el periodo 2026-2031, como contamos en febrero. En las tecnologías cuyo coste depende del combustible, la Ro cubre la diferencia entre los costes de explotación de la instalación tipo y sus ingresos, y se revisa cada trimestre desde la TED/526/2024.
En la nueva fórmula de la cogeneración con biomasa, a los costes de combustible, operación y mantenimiento e impuesto sobre la generación se les restan la venta de electricidad, el calor útil (IH), la electricidad que consume la propia planta (IEAC) y los ingresos no eléctricos (INE). No hay término de CO2. Del mercado solo toma el precio eléctrico, estimado con futuros de OMIP ponderados al 25% el contrato anual, al 30% el trimestral y al 15% cada uno de los tres mensuales. La biomasa se actualiza con un índice que pondera en 0,4 los precios industriales de bienes de equipo, en 0,36 el transporte de mercancías por carretera y en 0,24 el salario mínimo interprofesional, sin que el gas de MIBGAS ni los derechos de emisión entren en el cálculo.
El calor útil se valora al mismo precio que la biomasa, de modo que el crédito por calor sube y baja con el coste del combustible. Según un cálculo de Day-Ahead News, en la planta tipo nueva ITR-0116 ese crédito cubre aproximadamente el 84% del término de combustible, que no del coste total, porque responde al cociente entre el calor útil y el consumo de combustible de la instalación tipo (8,72 entre 10,38). Como ambos se valoran al mismo precio, el porcentaje no depende de lo que cueste la biomasa, y vale también para la ITR-0117.
La cogeneración de gas mantiene la metodología del artículo 10 de la TED/526/2024, con la misma estructura y un término más, el coste de los derechos de emisión de CO2, estimado con los futuros de EUA de ICE. El gas se valora con las cotizaciones de MIBGAS en el punto virtual de balance (PVB) más los peajes, y el calor útil se descuenta al mismo precio del gas.
En los dos casos, el precio de la electricidad juega en contra de la Ro: cuanto más ingresa la planta en el mercado, menos tiene que completar el sistema. Entre el segundo y el cuarto trimestre de 2026, el precio de mercado que usa la fórmula subió de 45,8 a 113,8 €/MWh y la mediana de la Ro de las instalaciones tipo de biomasa bajó de 81,2 a 11,7 €/MWh, con 19 de las 45 a cero, según la resolución del cuarto trimestre. La mediana de la cogeneración y los residuos se sitúa en 77,3 €/MWh.
Una simulación ilustrativa
Para medir el efecto del cambio, Day-Ahead News ha aplicado la nueva fórmula a la ITR-0116, la planta tipo nueva de cogeneración con biomasa de 65 MW, con los datos oficiales del cuarto trimestre de 2026, un precio de mercado de 113,789 €/MWh y una biomasa a 64,75 €/t. Los números son ilustrativos y no proceden del ministerio. Los costes de explotación suman 278,7 €/MWh de electricidad (192,6 de combustible, 69,7 de operación y mantenimiento y 16,4 del impuesto) y se cubren con 113,8 €/MWh de venta de electricidad, 161,8 de calor útil y solo 3,1 de Ro. Sin el crédito por calor, como en la fórmula anterior, el sistema pagaría 177,1 €/MWh, una comparación también ilustrativa. La retribución a la inversión se paga aparte y no entra en el cálculo.
El método reproduce los valores oficiales. Con las entradas de la resolución del primer trimestre de 2026, el cálculo de Day-Ahead News da 55,405 €/MWh para la ITR-0116, frente a los 55,398 €/MWh publicados, y 52,740 €/MWh para la ITR-0117, frente a 52,733 €/MWh. Según el mismo cálculo, cada euro que sube el precio de mercado reduce la Ro exactamente en un euro, y la de la ITR-0116 llega a cero con un precio de unos 117 €/MWh. Con los futuros de OMIP, el precio del primer trimestre de 2027 rondaría los 143 €/MWh, por lo que estas plantas no cobrarían Ro.
La primera subasta, en diciembre
La primera ocasión de aplicar el artículo 12 bis será la subasta prevista para diciembre. La Orden TED/672/2026 contempla 600 MW en 2026 y otros 600 MW en 2027, dentro de los 1.200 MW aprobados para renovar la cogeneración industrial, y, según la nota de prensa del MITECO del 30 de julio, la primera convocatoria incluirá 505 MW de gas y 95 MW de biomasa, como informamos entonces. La propuesta de resolución de convocatoria publicada por el ministerio plantea celebrar la subasta el 10 de diciembre y reparte los 95 MW de biomasa entre 65 MW para la ITR-0116 y 30 MW para la ITR-0117. Es una propuesta: Day-Ahead News no ha localizado todavía en el BOE la convocatoria definitiva.
Seis años después de la Orden TED/171/2020, la cogeneración vuelve a tener una vía para renovar su parque, con parámetros para 2026-2031, subastas y, desde mañana, una fórmula específica para la biomasa que reconoce el valor del calor. En ese tiempo, la potencia de cogeneración en el régimen retributivo específico ha perdido 2.029 MW y 391 instalaciones, y su producción se ha reducido a la mitad. La fórmula nueva rebaja lo que el sistema paga por cada megavatio hora de biomasa, y con los precios a plazo actuales la Ro de las primeras plantas que la estrenen sería nula.
