El parque de ciclos combinados de gas en España se está deteriorando a pasos agigantados. Desde el apagón de abril de 2025, Red Eléctrica (REE), operador del sistema eléctrico, ha intensificado el uso de estas centrales para garantizar la estabilidad de la red.

Sin embargo, se quejan de que al obligarlas a entrar y salir de funcionamiento en respuesta a las necesidades del sistema, está sometiendo a las máquinas a un desgaste acelerado y que coincide con una disponibilidad cada vez más limitada de parte del parque.

"Esta tecnología no está preparada para estar encendiéndose y apagándose constantemente a lo largo de un día, sino para funcionar durante muchas horas", explican fuentes de ARMIE (Asociación de Representantes en el Mercado Ibérico de Electricidad) a EL ESPAÑOL-Invertia.

"Y en el estado en el que venían de un pasado en el que cada vez tenían menos participación en el mix eléctrico, la 'operación reforzada' ha venido a poner la puntilla para dejarles fuera de juego", puntualizan.

De los 25 gigavatios (GW) de potencia instalada en ciclos combinados que hay en España, alrededor de 10 GW están inoperativos, según los datos aportados por el sector de los representantes de producción eléctrica.

Es decir, casi el 40% de la capacidad no está disponible para generar electricidad, en un contexto en el que estas instalaciones han adquirido un papel fundamental para mantener la seguridad del suministro y la estabilidad de la red.

La paradoja es que las centrales de gas, diseñadas para producir electricidad durante largos periodos de funcionamiento, están siendo utilizadas cada vez más para responder a las necesidades puntuales del sistema.

Ciclos y mecanismos de capacidad

"Hay más que preguntarse por qué REE ha recurrido al SRAD (Servicio de Respuesta Activa de la Demanda) al menos 11 veces en 2026, nueve de ellas en verano, para pedir a la industria que reduzca temporalmente su consumo eléctrico, teniendo todo el parque de ciclos combinados disponible a pleno pulmón", continúan desde ARMIE.

"Eso es porque no puede contar con más de 15 GW de los supuestos 25 GW de capacidad existente. Y si en un momento puntual no hay viento y ya no es horario solar, no queda otra que pedir a la industria que se desconecte de la luz", puntualizan.

Los continuos arranques, paradas y cambios de carga someten a sus equipos a esfuerzos térmicos y mecánicos que aceleran el deterioro de componentes esenciales, como turbinas, calderas de recuperación y otros elementos sometidos a fuertes variaciones de temperatura.

El problema se agrava en unas instalaciones que, durante años, han tenido dificultades para rentabilizar su actividad.

La elevada penetración de las renovables y su prioridad económica en el mercado mayorista han reducido las horas en las que muchas centrales de gas pueden vender electricidad de forma continuada.

Con menos ingresos procedentes de la generación ordinaria, algunas instalaciones han afrontado dificultades para acometer las inversiones y los mantenimientos necesarios para conservar sus equipos en condiciones óptimas.

"Por eso, son más necesarias que nunca las subastas de capacidad. Puede que ahora se las esté retribuyendo muy por encima a lo de los últimos años, pero hay que prever que estas centrales tienen que seguir estando como energía de respaldo para los próximos años", advierten.

Ahora, el sistema necesita recurrir a ellas con mayor frecuencia, pero su estado técnico limita la capacidad de respuesta. La combinación de envejecimiento, mantenimiento pendiente y un régimen de funcionamiento más exigente amenaza con más fallos en el suministro.

Los ingresos de la 'operación reforzada'

Los datos de ingresos de los ciclos combinados peninsulares publicados en redes sociales por Xavier Cugat, fundador de Revenergetica Consulting, muestran hasta qué punto ha cambiado el papel económico de esta tecnología.

Entre el 1 de enero y el 17 de julio de 2026, los 50 ciclos combinados analizados registraron unos ingresos valorados de 3.522 millones de euros. De ellos, 3.100 millones, el 88%, procedieron de órdenes de Red Eléctrica vinculadas a los mercados de ajuste.

Estas cifras incluyen las restricciones técnicas de los mercados diario y del día anterior (D-1 y D), así como los servicios de terciaria y balance. No incorporan la regulación secundaria o aFRR, cuyos ingresos no publica REE desglosados por unidad de generación.

Por grupos empresariales, Naturgy encabeza la clasificación, con 1.307 millones de euros de ingresos valorados, de los que el 90% procedió de órdenes del operador del sistema. Le siguen Iberdrola, con 631 millones y un 87% vinculado a esas órdenes; Endesa, con 469 millones y un 88%; y Repsol, con 265 millones y un 79%.

El grupo denominado 'Resto' (TotalEnergies, Alpiq o Engie) sumó 750 millones de euros, con un 88% procedente de las órdenes de REE, mientras que EDP registró 102 millones, de los que el 84% correspondió a esta actividad.

En conjunto, los datos reflejan que los mercados de ajuste han pasado a representar la principal fuente de ingresos valorados para los ciclos combinados. En lugar de depender fundamentalmente de la venta de electricidad en el mercado diario, estas centrales obtienen ahora la mayor parte de sus ingresos de las necesidades operativas del sistema.