La subasta de cogeneración de 2.200 millones sigue sin fecha. El sector ya no habla de oportunidad, sino de ultimátum. Las patronales Acogen y Cogen España han reclamado al Gobierno que publique la convocatoria de 1.200 MW y confirme el calendario de la primera puja. Cinco años después del anuncio, la industria sostiene que tiene los proyectos y el dinero preparados; lo que le falta es el papel firmado.
Del 12% al 6% del sistema: así se ha apagado la mitad de la cogeneración
Los números que expuso el presidente de Acogen, José Ignacio Castillo, dibujan un desplome sin matices. La cogeneración de alta eficiencia produce electricidad y calor útil en un mismo proceso, y ese calor es el que sostiene la factura energética de buena parte de la industria manufacturera. Entre 2019 y 2025 la producción cogeneradora se redujo a la mitad y su aportación al sistema eléctrico español cayó del 12% al 6%. En lo que va de 2026 se sitúa por debajo del 5%.
El otro dato es el de las plantas que se han apagado mientras esperaban el nuevo marco. Alrededor de 300 instalaciones, con unos 2.300 MW de potencia, habrían detenido su actividad entre 2020 y 2025 tras agotar su vida útil retributiva. Otras cien, con cerca de 1.000 MW, afrontarán la misma situación en los próximos años, y los proyectos de renovación necesitan entre dos y cinco años para volver a estar operativos.
PwC puso cifra a la pérdida industrial asociada. Según el socio de Energía Alberto Martín, el consumo de gas industrial ha caído un 23% respecto a 2019, pero en las industrias vinculadas a la cogeneración el descenso alcanza el 52%. La potencia instalada de cogeneración y valorización de residuos pasó de unos 5 GW en 2020 a 3,3 GW en 2025, y la previsión es quedar por debajo de los 2 GW en 2030 si nada cambia. Ahí está el nudo.
Julio Artiñano, responsable de Cogen España, resumió el cambio de modelo con una idea: ‘Es una cogeneración diferente’. Las nuevas instalaciones combinarán generación con almacenamiento eléctrico y térmico, electrificación, recuperación de calor, captura de CO2, digitalización y combustibles renovables. El sector acepta la descarbonización. Lo que no acepta es hacerla con las plantas apagadas y el calor comprado fuera.
Subastas de 600 MW, un puente hasta 2031 y una campaña electoral que aprieta
La propuesta tiene dos patas. La primera consiste en activar las dos convocatorias de 600 MW previstas en el nuevo marco. La inversión estimada de 2.200 millones de euros cubre las nuevas plantas y la modernización de las existentes, incluidas instalaciones de gas preparadas para quemar hidrógeno y plantas de biomasa.
‘Cinco años después del anuncio, las empresas necesitan condiciones definitivas para obtener ofertas, cerrar proyectos y aprobar inversiones’, reclamó Castillo, que pidió publicar la convocatoria ya tramitada y confirmar el calendario definitivo de la primera subasta.
Con 2.300 MW ya apagados y otros 1.000 en riesgo, el calendario pesa hoy más que el importe de la subasta.
La segunda pata es el mecanismo transitorio. Acogen propone una retribución por extensión de vida útil hasta 2031 para las plantas que hayan agotado su régimen y mantengan los requisitos de eficiencia energética. Sin ese puente, advierte el sector, buena parte de la capacidad instalada podría quedar parada antes de que lleguen las nuevas inversiones.
En la apertura industrial del XXII Congreso de Cogeneración también intervinieron FTI y la Alianza por la Competitividad Industrial. Rubén Hernando, asesor de la consultora, defendió que la tecnología no compite con la electrificación, sino que la complementa: electrificar el calor industrial sigue siendo caro y exige infraestructuras nuevas. Carlos Reinoso, portavoz de la Alianza, resumió la demanda del sector en una sola palabra: certidumbre.
La mesa política dejó un diagnóstico compartido y recetas distintas. El PP reclamó neutralidad tecnológica, fiscal y regulatoria; el PSOE defendió la continuidad de las políticas energéticas desde 2018; Vox vinculó energía y reindustrialización; y el PNV respaldó mantener las subastas y prolongar la vida útil de las plantas mientras se ejecutan las inversiones. Todos coincidieron en algo incómodo: la energía difícilmente será protagonista de una campaña que termina el 29 de noviembre.
La prórroga hasta 2031 pesa más que los 2.200 millones
El calendario es la parte visible del problema, no la decisiva. Lo que de verdad separa a la industria del escenario anunciado es el mecanismo transitorio: la extensión de la vida útil retributiva hasta 2031 para las plantas que ya han agotado su régimen. Sin él, la secuencia se rompe. Las instalaciones cierran, los proyectos de renovación tardan entre dos y cinco años en estar operativos y, en ese hueco, el calor y la electricidad que alimentaban a miles de fábricas se compran fuera, con gas y con precios que no controlamos.
Hay un precedente que el sector conoce bien: entre 2020 y 2025 se apagaron unas 300 instalaciones esperando un marco que llegó tarde. El coste de esa espera no fue regulatorio, fue industrial. El consumo de gas en las industrias vinculadas a la cogeneración cayó un 52%, el doble que en el conjunto del gas industrial, y cuando una fábrica reorganiza su proceso para producir sin cogeneración rara vez vuelve atrás.
Mi lectura es que el Gobierno tiene margen para publicar en el BOE la convocatoria ya tramitada antes de que el calendario electoral cierre el ejercicio, y que esa decisión cuesta menos que cualquier plan de reindustrialización anunciado en campaña. Eso sí, conviene ser honesto con el alcance: las dos subastas de 1.200 MW no cubren por sí solas la capacidad que se está perdiendo, como advirtió PwC. Son un suelo, no una solución.
El hito a seguir es concreto. Si la primera convocatoria de 600 MW no está publicada y con calendario firme antes de la cita del 29 de noviembre, el sector entrará en 2027 con el mismo ultimátum y menos plantas. Y la pregunta que queda abierta no es cuánto dinero hay sobre la mesa, sino cuántas instalaciones habrán cerrado cuando por fin se convoque la puja.
