El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha sometido a audiencia pública la propuesta que regulará una subasta de cogeneración de 600 MW en diciembre de 2026. La convocatoria distribuirá potencia entre instalaciones de gas natural y biomasa mediante diez productos diferenciados.
La consulta permanecerá abierta hasta el 15 de septiembre. El procedimiento pondrá en marcha la primera mitad de un programa de 1.200 MW para 2026 y 2027, destinado tanto a proyectos nuevos como a la renovación de centrales existentes.
La subasta de cogeneración abre un programa de 1.200 MW
El Real Decreto 530/2026 estableció el marco general de las convocatorias, mientras que la Orden TED/672/2026 desarrolló el sistema de asignación y sus parámetros económicos. El calendario reserva 600 MW para 2026 y otros 600 MW para 2027.
La subasta adjudicará potencia con derecho a percibir el régimen retributivo específico. Cada participante propondrá un porcentaje de descuento sobre el valor estándar de la inversión inicial correspondiente a su instalación tipo de referencia. El resultado de la puja servirá después para calcular la retribución a la inversión aplicable a cada planta.
La Comisión Europea autorizó previamente esta retribución regulada como ayuda de Estado. Según el marco aprobado por el Gobierno, el mecanismo pretende movilizar nuevas inversiones y sustituir equipos de cogeneración que hayan agotado o estén próximos a agotar su vida útil regulatoria.
La propuesta ahora sometida a consulta traslada esa arquitectura general a la primera convocatoria. Además de situar la celebración en diciembre, incorpora el calendario del procedimiento, las reglas operativas y los formularios que deberán utilizar los aspirantes.
El gas concentra 505 MW y la biomasa 95 MW
El MITECO ha repartido los 600 MW entre diez productos definidos por combustible, potencia y características técnicas:
- Cogeneración con gas natural: ocho productos que reúnen 505 MW.
- Cogeneración con biomasa: dos productos que suman 95 MW.
Por tanto, el gas concentra el 84,2% de la potencia, mientras que la biomasa recibe el 15,8% restante. Las categorías reservadas a las instalaciones de gas abarcan desde 2 MW hasta 100 MW. En biomasa, los dos cupos ascienden a 30 MW y 65 MW.
La división responde a los diferentes rangos de potencia y a las particularidades técnicas de cada tecnología. Así, cada producto queda vinculado a una instalación tipo de referencia, con parámetros técnicos y retributivos homogéneos.
Requisitos para las plantas adjudicatarias
Podrán competir instalaciones nuevas y modificaciones de centrales existentes. El marco incluye cogeneraciones de gas natural del subgrupo a.1.1 y plantas de biomasa de los grupos b.6 y b.8. Además, las inversiones deberán emplear equipos nuevos y sin uso previo, y su ejecución tendrá que comenzar después de la subasta.
La potencia máxima admitida alcanza los 100 MW por instalación. En los sistemas eléctricos no peninsulares, las cogeneraciones que superen los 15 MW netos no podrán acceder al régimen retributivo.
Las centrales de gas también tendrán que disponer de los equipos necesarios para utilizar gas natural con una concentración mínima del 10 % de hidrógeno renovable en volumen. Esta condición deberá cumplirse para que la instalación pueda inscribirse en el registro en estado de explotación y comenzar a percibir la retribución.
Todas las plantas deberán acreditar su condición de cogeneración de alta eficiencia. Con carácter general, el ahorro de energía primaria tendrá que superar el 10%. A las instalaciones inferiores a 1 MW se les exigirá un ahorro positivo, aunque no deberán alcanzar ese umbral.
La vida útil regulatoria será de 12 años para las cogeneraciones de gas natural y de 20 años para las instalaciones de biomasa. Durante ese periodo, las adjudicatarias podrán recibir la retribución calculada a partir de los parámetros aprobados y del descuento obtenido en la subasta.
OMIE organizará el proceso y la CNMC lo supervisará
El Operador del Mercado Ibérico de la Electricidad (OMIE) asumirá la administración de la subasta. Por su parte, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) controlará el desarrollo del procedimiento y comprobará que los participantes compitan en igualdad de condiciones.
Ninguna empresa o grupo empresarial podrá recibir más del 50 % de la potencia ofrecida en la convocatoria. Asimismo, quienes quieran participar tendrán que constituir una garantía de 20 euros por kilovatio para la potencia incluida en sus ofertas.
La Orden TED/672/2026 exige que, en cada producto, el volumen presentado supere el cupo disponible en al menos un 20%. Si las ofertas no alcanzan esa proporción, el procedimiento reducirá la potencia de ese producto hasta recuperar el nivel mínimo de competencia.
Audiencia pública hasta el 15 de septiembre
El portal de participación pública del MITECO admite aportaciones desde el 31 de julio y cerrará el trámite el 15 de septiembre de 2026.
El Ministerio tratará las respuestas como información pública, salvo los datos personales y aquellos fragmentos cuya confidencialidad se solicite y justifique expresamente. Mientras no se publique la resolución definitiva, el reparto de potencia, el calendario y las demás condiciones mantienen su naturaleza de propuesta.
Si el calendario se confirma, la convocatoria de diciembre activará la mitad del programa previsto hasta 2027. Más de cuatro quintas partes de la potencia corresponderán al gas y algo menos de una sexta parte a la biomasa. La puja determinará el descuento sobre la inversión reconocida y, con él, las condiciones económicas de las instalaciones adjudicatarias.
