AleaSoft Energy Forecasting, 10 novembre 2026. Il MITECO ha indetto per il 23 febbraio 2027 la prima asta di cogenerazione ad alto rendimento, che assegnerà 650 MW. Dopo anni di declino di questa tecnologia in Spagna, il bando apre la strada all’ammodernamento degli impianti industriali. La redditività degli investimenti dipenderà da solide previsioni a lungo termine dei prezzi di elettricità, gas e CO2 e dalla valutazione di scenari di rischio.
Un’opportunità per rilanciare la cogenerazione industriale
Il Ministero per la Transizione Ecologica e la Sfida Demografica (MITECO) ha pubblicato il bando della prima asta di cogenerazione ad alto rendimento, che si terrà il 23 febbraio 2027 e assegnerà 650 MW. Gli impianti aggiudicatari otterranno il regime retributivo specifico. L’operatore del mercato, OMIE, amministrerà l’asta e la CNMC si occuperà di supervisionarla. Si tratta del primo bando ai sensi del Regio Decreto 530/2026 e dell’Ordine TED/672/2026, che fissano il quadro per il rinnovo del parco di cogenerazione dell’industria spagnola.
La risoluzione ripartisce la potenza in otto contingenti per impianti a gas naturale, per un totale di 505 MW, e due contingenti per la biomassa, con 145 MW. Questo primo bando fa parte di un programma per rinnovare 1200 MW di cogenerazione industriale ad alto rendimento, tramite nuovi impianti o la modifica di quelli esistenti.
Sarà la prima asta specifica per la cogenerazione ad alto rendimento in Spagna, sebbene questi impianti disponessero già di meccanismi di sostegno economico. Finora la remunerazione veniva stabilita tramite parametri regolati, senza una procedura di aggiudicazione competitiva. La principale novità di questa asta è che la remunerazione sarà determinata attraverso un processo competitivo. Questo cambiamento mira a promuovere l’efficienza economica nell’assegnazione degli aiuti e a facilitare il rinnovo del parco di cogenerazione.
L’iniziativa arriva dopo diversi anni in cui questa tecnologia ha perso peso. Secondo i dati di Red Eléctrica, la cogenerazione ha fornito l’11,4% della generazione elettrica nazionale nel 2019, mentre nel 2025 la sua quota è scesa al 5,7%.
Questo calo colpisce in particolare l’industria, dove la cogenerazione produce simultaneamente elettricità e calore utile a partire dallo stesso combustibile. La sua elevata efficienza riduce il consumo di energia primaria e i costi di approvvigionamento in settori come la chimica, l’alimentare, la carta o la ceramica.
Le previsioni a lungo termine determineranno la fattibilità delle offerte
L’Ordine TED/672/2026 stabilisce che i partecipanti offriranno una percentuale di riduzione sul valore standard dell’investimento iniziale dell’impianto tipo di riferimento, a partire dal quale sarà calcolata la remunerazione dell’investimento.
Ottenere l’aggiudicazione non garantisce di per sé la redditività del progetto. La vita utile regolatoria sarà di 12 anni per gli impianti di cogenerazione a gas naturale e di 20 anni per quelli a biomassa, per cui l’offerta presentata a febbraio condizionerà i risultati economici dell’impianto per più di un decennio.
Negli impianti a gas naturale, i margini operativi dipenderanno dall’evoluzione congiunta dei prezzi del gas, delle quote di emissione di CO2 e dei prezzi dell’elettricità, oltre che dal fabbisogno termico di ciascun processo industriale. Un aumento del gas non si trasferisce sempre nella stessa proporzione sul prezzo dell’elettricità, soprattutto in un mercato con sempre più ore di produzione fotovoltaica a prezzi bassi. Inoltre, i picchi e la volatilità del gas nel 2026 mostrano il rischio di basare una decisione di investimento su un unico scenario centrale.
Per questo motivo, le aziende avranno bisogno di previsioni coerenti dei tre prezzi e di scenari alternativi con gas e CO2 elevati, minori ricavi elettrici o variazioni delle ore di funzionamento. Questa analisi consente di fissare la percentuale di riduzione che ciascun impianto può offrire senza comprometterne la fattibilità.
Rinnovabili, accumulo e idrogeno rinnovabile nella nuova cogenerazione
Il futuro della cogenerazione industriale dipenderà anche dalla sua integrazione con altre soluzioni di fornitura e gestione dell’energia. La combinazione con impianti fotovoltaici e accumulo con batterie può ottimizzare il consumo elettrico e apportare flessibilità all’esercizio, mentre la biomassa e l’idrogeno rinnovabile consentono di avanzare nella decarbonizzazione dei processi termici. L’ordine richiede che gli impianti a gas naturale dispongano delle apparecchiature necessarie per utilizzare gas con almeno il 10% di idrogeno rinnovabile in volume, e che quelli che impiegano combustibili fossili concludano il periodo di maturazione del regime retributivo prima del 31 dicembre 2045.
La qualità delle previsioni come fattore decisivo
La prima asta permetterà di recuperare parte della cogenerazione industriale spagnola. Il suo contributo alla competitività dell’industria dipenderà dall’ammodernamento tecnologico e dalla qualità delle decisioni di investimento. AleaGreen, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting specializzata nelle previsioni a lungo termine, fornisce curve di previsione dei prezzi dei mercati elettrici, del gas e della CO2 con bande di confidenza, che consentono di valutare l’offerta nell’asta e i ricavi dell’impianto durante tutta la sua vita utile regolatoria. Da parte sua, AleaConsulting elabora studi di scenari e rischi per supportare il finanziamento e le decisioni di investimento dei progetti industriali.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting