AleaSoft Energy Forecasting, 10 novembre 2026. Le MITECO a convoqué pour le 23 février 2027 la première enchère de cogénération à haut rendement, qui attribuera 650 MW. Après des années de recul de cette technologie en Espagne, cet appel ouvre la voie à la modernisation des installations industrielles. La rentabilité des investissements dépendra de prévisions solides à long terme des prix de l’électricité, du gaz et du CO2, ainsi que de l’évaluation de scénarios de risque.
Une opportunité pour relancer la cogénération industrielle
Le ministère de la Transition écologique et du Défi démographique (MITECO) a publié l’appel de la première enchère de cogénération à haut rendement, qui se tiendra le 23 février 2027 et attribuera 650 MW. Les installations lauréates bénéficieront du régime de rémunération spécifique. L’opérateur du marché, OMIE, administrera l’enchère et la CNMC sera chargée de la superviser. Il s’agit du premier appel au titre du décret royal 530/2026 et de l’arrêté TED/672/2026, qui fixent le cadre du renouvellement du parc de cogénération de l’industrie espagnole.
La résolution répartit la puissance en huit contingents pour les installations au gaz naturel, totalisant 505 MW, et deux contingents pour la biomasse, avec 145 MW. Ce premier appel s’inscrit dans un programme visant à renouveler 1200 MW de cogénération industrielle à haut rendement, au moyen de nouvelles installations ou de la modification d’installations existantes.
Il s’agira de la première enchère spécifique à la cogénération à haut rendement en Espagne, bien que ces installations aient déjà bénéficié de mécanismes de soutien économique. Jusqu’à présent, la rémunération était fixée au moyen de paramètres réglementés, sans procédure d’attribution concurrentielle. La principale nouveauté de cette enchère est que la rémunération sera déterminée par un processus concurrentiel. Ce changement vise à favoriser l’efficacité économique dans l’attribution des aides et à faciliter le renouvellement du parc de cogénération.
L’initiative intervient après plusieurs années de perte de poids de cette technologie. Selon les données de Red Eléctrica, la cogénération a représenté 11,4% de la production d’électricité nationale en 2019, tandis qu’en 2025 sa part est tombée à 5,7%.
Ce recul touche particulièrement l’industrie, où la cogénération produit simultanément de l’électricité et de la chaleur utile à partir d’un même combustible. Son rendement élevé réduit la consommation d’énergie primaire et les coûts d’approvisionnement dans des secteurs tels que la chimie, l’agroalimentaire, le papier ou la céramique.
Les prévisions à long terme détermineront la viabilité des offres
L’arrêté TED/672/2026 établit que les participants offriront un pourcentage de réduction sur la valeur standard de l’investissement initial de l’installation type de référence, à partir duquel sera calculée la rémunération de l’investissement.
Remporter l’enchère ne garantit pas à lui seul la rentabilité du projet. La durée de vie utile réglementaire sera de 12 ans pour les cogénérations au gaz naturel et de 20 ans pour celles à la biomasse, de sorte que l’offre présentée en février conditionnera les résultats économiques de la centrale pendant plus d’une décennie.
Dans les installations au gaz naturel, les marges d’exploitation dépendront de l’évolution conjointe des prix du gaz, des quotas d’émission de CO2 et des prix de l’électricité, ainsi que des besoins thermiques de chaque procédé industriel. Une hausse du gaz ne se répercute pas toujours dans la même proportion sur le prix de l’électricité, surtout dans un marché qui compte de plus en plus d’heures de production photovoltaïque à bas prix. En outre, les pics et la volatilité du gaz en 2026 montrent le risque de fonder une décision d’investissement sur un seul scénario central.
C’est pourquoi les entreprises auront besoin de prévisions cohérentes des trois prix et de scénarios alternatifs avec un gaz et un CO2 élevés, des revenus électriques plus faibles ou des changements dans les heures de fonctionnement. Cette analyse permet de fixer le pourcentage de réduction que chaque installation peut offrir sans compromettre sa viabilité.
Renouvelables, stockage et hydrogène renouvelable dans la nouvelle cogénération
L’avenir de la cogénération industrielle dépendra également de son intégration avec d’autres solutions d’approvisionnement et de gestion de l’énergie. La combinaison avec des centrales photovoltaïques et le stockage par batteries peut optimiser la consommation d’électricité et apporter de la flexibilité à l’exploitation, tandis que la biomasse et l’hydrogène renouvelable permettent de progresser dans la décarbonation des procédés thermiques. L’arrêté exige que les installations au gaz naturel disposent des équipements nécessaires pour utiliser du gaz contenant au moins 10% d’hydrogène renouvelable en volume, et que celles qui emploient des combustibles fossiles terminent la période de perception du régime de rémunération avant le 31 décembre 2045.
La qualité des prévisions, un facteur décisif
La première enchère permettra de récupérer une partie de la cogénération industrielle espagnole. Sa contribution à la compétitivité de l’industrie dépendra de la modernisation technologique et de la qualité des décisions d’investissement. AleaGreen, la division d’AleaSoft Energy Forecasting spécialisée dans les prévisions à long terme, fournit des courbes de prévisions des prix des marchés de l’électricité, du gaz et du CO2 avec des bandes de confiance, qui permettent d’évaluer l’offre à l’enchère et les revenus de la centrale sur toute sa durée de vie utile réglementaire. De son côté, AleaConsulting élabore des études de scénarios et de risques pour appuyer le financement et les décisions d’investissement des projets industriels.
Source : AleaSoft Energy Forecasting