La planta de ciclo combinado de Naturgy en Palos de la Frontera.
Los ciclos combinados doblan su participación en el mix desde el apagón de abril por la 'operación reforzada' de REE
Las centrales de ciclo combinado (gas) están llegando a ser hasta el 20% de la generación eléctrica desde el apagón por la necesidad de buscar estabilidad.
Más información: El motivo por el que Redeia no pudo encontrar ciclos de gas disponibles para estabilizar la red eléctrica y frenar el apagón
En España tenemos 26 GW de ciclos combinados, todos operativos en el horizonte del PNIEC (Plan Nacional de Energía), sin embargo, su participación en el mix eléctrico fue bajando a medida que se incorporaba más generación renovable.
Hasta que se produjo el apagón general del 28 de abril. Desde entonces, entró en funcionamiento la 'operación reforzada' de Red Eléctrica, el operador del sistema, es decir, se multiplicó la aplicación de restricciones técnicas y con ello, la puesta en marcha de los ciclos combinados (centrales térmicas de gas).
Tanto es así, que si en 2023 representaron entre el 17% y el 18% el mix eléctrico, y en 2024 cayeron al entorno del 13‑14% sobre el total de generación anual, este año podrían llegar a ser el 20%. Unas cifras que le situarían en el primer o segundo puesto de la tecnología más empleada en España para generar energía, por delante de la nuclear, e incluso de la eólica.
"Con la operación reforzada, utilizamos entre 3 GW en las noches y 12 GW en la punta de la tarde. Es decir, que tenemos generación marginal de sobra para alimentar la potencia de centros de datos que se instalen" señalan los expertos en redes sociales.
Desde mayo, la producción con gas se ha incrementado en torno a un 50% frente a niveles previos, porque se necesita programar más generación síncrona (que lo dan ciclos combinados) para estabilizar tensión y frecuencia, lo que los coloca en carga incluso cuando hay recurso renovable disponible.
Subida de precios
Los componentes del precio final de la energía (Restricciones PBF, Restricciones TR, Reserva de potencia, Banda Secundaria y Coste de Desvíos) sumaron en noviembre 16,98 euros/MWh, lo que supone un incremento del 33,78% respecto al mismo mes del año anterior, señalan los analistas del Grupo ASE.
En el periodo de enero a noviembre de 2025, los costes del sistema han sido de unos 16,74 euros/MWh, frente a los 11,53 euros/MWh, con el objetivo de reforzar la estabilidad del sistema mediante una mayor presencia de generación síncrona.
Todo indica que esta política se mantendrá durante bastante tiempo, por lo que es previsible que los costes continúen situándose en niveles elevados.
En el periodo de enero a noviembre de 2025, los costes del sistema han sido de media 16,74 euros/MWh, frente a los 11,53 euros/MWh registrados en 2024.
En noviembre, los ciclos combinados se situaron como segunda fuente de generación del mes con un 18,4% del mix. Su producción se mantuvo por encima de la media histórica para noviembre (+6,2%), impulsada por la menor disponibilidad hidráulica, la reducción temporal de la generación nuclear y el aumento de las exportaciones, según el Grupo ASE.
En las horas punta, los precios superaron con facilidad los 100 euros/MWh, pese a la caída del precio del gas, debido al recalentamiento de la demanda en días laborables.
Red de seguridad
La participación de los ciclos combinados es clave porque, aunque su cuota energética baje con más renovables, son la “red de seguridad” que permite que el sistema funcione con muchas horas de eólica y fotovoltaica sin perder estabilidad ni seguridad de suministro.
Los ciclos combinados pueden arrancar y modular potencia en cuestión de minutos, algo esencial para seguir la variabilidad de la eólica y la solar y cubrir caídas bruscas de generación renovable o picos de demanda.
Al ser centrales síncronas, aportan inercia, regulación de frecuencia y tensión, servicios que las renovables no gestionables proporcionan de forma limitada, especialmente en escenarios de baja hidráulica o poco viento.
En episodios críticos, como el apagón del pasado mes abril, su aportación fue esencial para recuperar y mantener el suministro.
"Algunas centrales hidráulicas de bombeo pueden comenzar a encender el sistema, especialmente las que cuentan con un 'black start', pero son los ciclos los que dieron la tensión necesaria para seguir activando por áreas las redes eléctricas", explican fuentes del sector a EL ESPAÑOL-Invertia.
