Las centrales de gas baten récords de “indisponibilidad” y añaden más tensión al sistema eléctrico
Las centrales de ciclo combinado (que funcionan con gas natural) están marcando récords de lo que en el argot del sector se denomina “indisponibilidad”, en un momento de alta tensión en el sistema eléctrico tras el apagón de abril de 2025 y los cruces de acusaciones entre Red Eléctrica de España (REE) y las grandes compañías del sector por su responsabilidad en ese histórico cero energético.
Los datos de la consultora Revenergetica a los que ha tenido acceso elDiario.es reflejan que el mes pasado la disponibilidad de los ciclos combinados del sistema peninsular español se desplomó hasta una media del 60,2%, con momentos puntuales en los que no llegó a estar operativa ni la mitad de la potencia que tiene instalada esta tecnología.
Como muestra el gráfico que acompaña esta información, ese porcentaje del 60,2%, el denominado factor de disponibilidad de los ciclos, es un mínimo histórico. Es muy inferior a la media de octubre en la última década, que es del 77,84% (este mes suele registrar el factor de disponibilidad más bajo, pero nunca se ha situado en este nivel). El promedio anual de los diez últimos ejercicios alcanza el 82,3%.
El anterior mínimo mensual, del 66,5%, databa de junio del año pasado, tras el histórico apagón ibérico del 28 de abril de 2025. En ese evento “multifactorial”, según los informes oficiales, fueron determinantes los problemas para controlar la tensión, lo que propició la aplicación desde entonces de la denominada “operación reforzada”, con la que REE ha disparado la utilización de los ciclos para mantener la tensión del sistema mediante potencia reactiva.
Los datos de Revenergetica, una consultora de análisis del mercado eléctrico y de activos de generación renovable, reflejan que la mayor parte de las denominadas “indisponibilidades” del mes pasado se debieron a paradas no previstas o “forzadas” de las centrales de gas, como consecuencia del desgaste, la detección de problemas inminentes o, en última instancia, averías. De media, el 30,9% de la potencia teórica de los ciclos en octubre se declaró en esa situación. Solo el 8,9% del parque de generación con gas no estaba disponible por paradas “planificadas”.
El 14 de octubre trascendió que REE había mostrado su “no conformidad” a la realización de una serie de paradas de mantenimiento de las centrales con potencia firme (gas, nuclear e hidroeléctrica) tras detectar “un incremento inusual de la indisponibilidad de las instalaciones de ciclo combinado”, con momentos en los que “ha llegado a estar disponible únicamente el 65% de la potencia”, según explicó entonces la empresa semipública que preside la exministra Beatriz Corredor, que ya ha trasladado a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) esta elevada indisponibilidad. La realidad muestra que ese porcentaje es en realidad muy inferior y que el margen es todavía más corto.
Los datos de Revenergetica reflejan que el mes pasado hubo momentos puntuales en los que ni siquiera estuvo disponible la mitad de la potencia instalada de los ciclos combinados en el sistema peninsular español. Fue en un fin de semana, con mucha menor demanda que en una jornada laborable y mayor holgura para el sistema. En varias horas en torno al mediodía del sábado 17 de octubre, apenas se declararon operativos 11.596 megavatios (MW) de los 24.562 MW instalados y 12.966 MW no estaban disponibles.
Esto significa que, en porcentaje, el 52,7% de la potencia no estaba disponible para su casación en el mercado diario o en el de los servicios de ajuste, un porcentaje sin precedentes. Los servicios de ajuste, que incluyen la citada “operación reforzada”, son los mecanismos que REE activa después del cierre del mercado diario e intradiario para equilibrar en tiempo real la producción y el consumo, garantizando la seguridad, continuidad y calidad del suministro. Incluyen las denominadas restricciones técnicas para resolver problemas puntuales de la red, cuyo coste se ha incrementado exponencialmente en los últimos años, y más aún desde el apagón.
El coste de estos servicios de ajuste ha alcanzado 4.570 millones de euros entre enero y octubre, un 40% más, según el último informe del Observatorio del coste de los servicios de operación, que lanzaron tras el apagón las patronales de las grandes eléctricas Aelec, de las comercializadoras independientes (ACIE y Acenel), de la gran industria electrointensiva (AEGE) o la gran patronal empresarial CEOE.
Ese Observatorio estima que en la segunda quincena de octubre los consumidores eléctricos asumieron “un sobrecoste adicional” de 23,18 euros por megavatio hora (MWh) derivado de estos servicios de operación, superando los 250 millones en el periodo. En lo que va de 2026, este “sobrecoste promedia 22,46 euros/MWh, en niveles similares al coste de las redes”, lo que eleva la factura acumulada del año hasta esos 4.570 millones.
REE suele subrayar que ese coste se lo embolsan las generadoras, lo compara con los costes totales del sistema eléctrico, de 34.500 millones, y limita el coste de la “operación reforzada” en 275 millones en los 10 primeros meses del ejercicio, lo que supone dos céntimos al día para un usuario con la tarifa regulada -el denominado PVPC- con un consumo medio mensual de 300 kilovatios hora (kWh).
El Observatorio de las eléctricas calcula que el peso de estos costes de los servicios de operación representa un impacto del 7% para una factura de un consumidor doméstico, de un 9% para una pyme y de hasta un 13% para un electrointensivo. Y aplaude la reciente decisión del regulador energético portugués (ERSE) de incorporar a la tarifa regulada el 40% del coste de las restricciones técnicas. Lo considera “una referencia sobre cómo trasladar estos costes y puede contribuir a mejorar su previsibilidad y reducir la incertidumbre asociada”.
Los datos de Revenergetica, que se nutren de los que publican de REE y la entidad europea ENTSOe, reflejan que la disponibilidad de los ciclos españoles está muy por debajo de la de Portugal, que tiene su mercado eléctrico integrado con el español a través del denominado Mibel (mercado ibérico de electricidad) y también sufrió las consecuencias del apagón de 2025. En octubre, el factor de disponibilidad de los ciclos lusos se situó en el 84,8%, casi 25 puntos más que en España. Hubo apenas un 2,6% de indisponibilidades “forzadas”.
Arranques y paradas
Fuentes del sector indican que las indisponibilidades por mantenimiento son una consecuencia directa del mayor uso que se les ha dado a los ciclos desde el gran apagón. Ese día REE solo programó siete centrales de gas. Desde entonces ha reforzado el respaldo del sistema programando entre 20 y 30 ciclos diarios, de los 40 que existen en España.
El año pasado, la producción de los ciclos se disparó cerca de 28%, hasta los 45.750 GWh. Aportaron un 16,8% de la electricidad, porcentaje que hasta octubre ha subido hasta el 17,2%. El mes pasado fueron la segunda fuente de generación (21,4%), ligeramente por encima de la fotovoltaica (21%) y solo por detrás de la nuclear (21,7%).
La compañía con más ciclos en España (tiene 17) es Naturgy, que este año apunta a un nuevo beneficio récord de 2.200 millones. En 2025 la facturación de su negocio de centrales de gas se disparó un 59%, hasta 2.438 millones. Esto permitió a esa filial abandonar las pérdidas y anotarse 344 millones de beneficio, según sus cuentas de 2025, accesibles a través de Insight View. En ellas explica que, al haberse convertido esta tecnología en el respaldo de la producción renovable, “su número de arranques y paradas se ha incrementado notablemente con los desafíos operativos que conlleva”, al ser su funcionamiento distinto al que tenían cuando se inauguraron en la primera década de este siglo.
La declaración de indisponibilidad de las centrales está regulada en un procedimiento de operación (el 3.6). Fuentes de REE confirman que “el regulador está informado de la elevada y creciente tasa de indisponibilidad de ciclos”. Por su parte, desde la CNMC indican que el organismo, “como no podría ser de otra manera, continúa ejerciendo sus funciones de supervisión. Cuando haya expedientes o informes que comunicar, lo hará a través de los cauces habituales”.
Coincidencia
Como apuntaba hace unos días el experto en renovables Pedro Fresco en la red social Bluesky, este incremento inusual de las indisponibilidades de las centrales de gas se produce tras un verano en el que ha habido una activación anormalmente elevada del SRAD, el Sistema de Respuesta Activa de la Demanda [que permite paradas puntuales de la industria a cambio de una retribución en momentos de tensión en el sistema], que “está coincidiendo temporalmente con otro hecho relevante: se van a sacar las convocatorias de los pagos por capacidad, y las propietarias de los ciclos combinados quieren quedarse estos pagos en detrimento de las baterías”.
“¿Tienen estas dos cuestiones relación?”, se preguntaba Fresco, que añadía que “si REE sospecha deberá llevarlo a la CNMC y esta investigar”. El SRAD es una de las herramientas de balance de las que dispone el operador del sistema para mantener el equilibrio entre generación y consumo. Su activación no implica problemas para la cobertura de la demanda, sino escasez de recurso de balance para cubrir un posible desvío (de generación o demanda) en tiempo real.
Este sistema permite aprovechar la flexibilidad de los consumidores, que se comprometen a reducir su consumo cuando se activa el servicio. La participación en el SRAD es voluntaria y retribuida. Los participantes reciben una remuneración tanto por su disponibilidad para reducir su consumo como por la energía efectivamente reducida cuando REE activa el servicio. De este modo, la demanda participa en la operación del sistema y recibe una compensación económica por la flexibilidad que aporta. La decisión de participar en futuras subastas es voluntaria.
El sector gasista lleva años reclamando la puesta en marcha del citado sistema de capacidad, que fue autorizado por la Comisión Europea la primavera pasada. Las subastas para ponerlo en marcha requieren el desarrollo de algunos aspectos de una Orden Ministerial (TED/966/2026) a través de un procedimiento de operación del sistema. La aprobación de ese procedimiento y las convocatorias de las subastas corresponden a la Secretaría de Estado de Energía del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. Es uno de los asuntos que han quedado pendientes ante la convocatoria de elecciones generales del próximo 29 de noviembre.