El histórico apagón ocurrido en España y Portugal el pasado 28 de abril supuso un auténtico shock, a la vez que un recordatorio de la importancia de contar con un sistema eléctrico seguro y estable, que garantice en todo momento el suministro. Pero el proceso de vuelta a la normalidad tras el “cero eléctrico” puso de relieve a su vez la relevancia de contar con fuentes de generación que respalden el sistema, capaces de sostenerlo en situaciones críticas. Los ciclos combinados, junto con toda la infraestructura del sistema gasista, constituyen una de esas garantías, y no solo en situaciones excepcionales como la ocurrida con motivo del apagón.

Juan Carlos Giménez

El conjunto del sistema de suministro eléctrico de la península ibérica experimentó, a mediodía del 28 de abril de 2025, la mayor prueba de esfuerzo y resistencia de toda su historia, cuando un conjunto de problemas técnicos -aún por dilucidar de forma definitiva- provocaron un desplome en la generación de energía. En el breve lapso de unos pocos minutos la producción se desplomó, dejando sin suministro eléctrico a la práctica totalidad de España y Portugal.

Una confluencia de fallos técnicos condujo a que buena parte de las instalaciones de generación, ante una situación sin precedentes, se protegiera por la vía de la desconexión con el sistema eléctrico. Desconexión que fue especialmente acusada en el caso de la energía solar fotovoltaica, que en ese momento cubría en torno al 55% de la demanda. Todo ello obligó a un reinicio paulatino de todo el sistema, con el imprescindible apoyo fuentes de generación mucho más estables y flexibles, entre las que destacan los ciclos combinados de gas.

De hecho, en torno a la medianoche del mismo día 28, y con una cobertura que alcanzaba ya al 85% de la demanda, los ciclos combinados y la energía hidráulica aportaban el 70% del suministro, 25 puntos porcentuales más de lo habitual. Y, durante las horas posteriores al apagón, las centrales de generación a gas llegaron a aportar hasta el 48% de la electricidad disponible, con un pico registrado a las 6:30 horas del martes 29 de abril, y un promedio del 36,5% durante todo ese día.

Claves para recuperar el sistema

Los ciclos combinados fueron, en definitiva, claves para recuperar el sistema. España cuenta con una potencia instalada de unos 26 GW, equiparable a toda la demanda energética española el día del incidente. También resultó fundamental el conjunto de las infraestructuras del sistema gasista, sin el cual las centrales de generación no serían operativas. Desde Sedigas se apunta en este sentido que “las infraestructuras gasistas contribuyeron de forma esencial a la recuperación del sistema eléctrico, atendiendo la demanda de gas para la producción de electricidad con ciclos combinados”.

En cualquier caso, este papel de garante del sistema que cumplen las centrales a gas ya se había evidenciado en diciembre de 2024, cuando, ante una baja aportación de renovables, los ciclos cubrieron el 85% de la demanda eléctrica en días de temperaturas extremas, alcanzando un récord de 1.671 GWh.

Red Eléctrica ya alertó, en su último informe anual, del riesgo que supone para el sistema el hecho de que algunas tecnologías convencionales abandonen el sistema. El operador detalló por primera vez que “el cierre de centrales de generación convencional como las de carbón, ciclo combinado y nuclear implica una reducción de la potencia firme y las capacidades de balance del sistema eléctrico, así como su fortaleza e inercia”. Según este documento de Red Eléctrica, difundido en febrero pasado, “esto podría aumentar el riesgo a corto y medio plazo de incidentes operacionales que puedan afectar el suministro y la reputación de la empresa”. Una declaración que tuvo un carácter casi profético, apenas dos meses antes del histórico apagón.

La opinión del sector

Hay que recordar que el ciclo combinado es la principal fuente de suministro durante las noches, cuando desaparece la generación solar y las grandes industrias demandan un gran flujo de electricidad. Pero el incidente del 28 de abril ha consolidado su rol como garante de la seguridad y estabilidad energética.

Así lo destacó Joan Batalla, presidente de Sedigas, en una declaración posterior al apagón, en la que subrayó la “firmeza y flexibilidad” de esta tecnología para respaldar la red en momentos críticos. “A veces damos por descontada la seguridad del suministro, pero es en eventos excepcionales como éste donde se pone en valor la contribución de cada tecnología”, afirmó.

En esa misma comparecencia pública, Joan Batalla advirtió sobre la necesidad de garantizar la viabilidad económica de los ciclos combinados, diseñados para operar 4.000 horas al año, pero que actualmente funcionan en un régimen de arranque-parada de apenas 1.000 horas, lo que incrementa considerablemente sus costes de operación y mantenimiento.

En este contexto, Batalla abogó por la implementación de mercados de capacidad, una propuesta en la que el Ministerio para la Transición Ecológica ya trabaja y que cuenta con el respaldo del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que prevé mantener la potencia instalada de ciclos combinados hasta 2030. “El PNIEC reconoce claramente el papel de los ciclos en la descarbonización y la seguridad del suministro”, apuntó en este sentido el presidente de Sedigas.

Es necesario considerar que, con el cierre total del carbón y el parcial y progresivo de la nuclear, los ciclos se convertirían en 2030 en la principal tecnología térmica convencional del sistema y, por tanto, en la principal tecnología de respaldo. Y, en este escenario de alta penetración de renovables (que son por definición intermitentes e imprevisibles), las necesidades de generación firme aumentarán para cubrir cualquier déficit inesperado y mantener la fiabilidad del sistema eléctrico.

“Pilar invisible”

Naiara Ortiz de Mendibil, secretaria general de Sedigas, se ha referido a esta misma cuestión, calificando a los ciclos combinados como el “pilar invisible de nuestra seguridad energética” en un artículo en que señala que “el 28 de abril quedará marcado para siempre en la historia energética de nuestro país”.

Según su análisis, “la interrupción masiva del suministro de electricidad que mantuvo en vilo a España y Portugal nos ha dejado pocas certezas hasta el momento, pero sí al menos una muy evidente: necesitamos contar con un sistema eléctrico resiliente, flexible y robusto” que constituye “una condición imprescindible para garantizar el funcionamiento de nuestro tejido productivo y la calidad de vida y seguridad de los ciudadanos de nuestro país”. Y añade que, en el momento crítico del apagón, “los ciclos combinados demostraron su papel crucial para restaurar la estabilidad del sistema eléctrico gracias a su capacidad de respuesta inmediata, su fiabilidad y su flexibilidad”.

A juicio de la secretaria general de Sedigas, ha quedado demostrado que este tipo de centrales constituyen “una solución con presente, pero también con futuro, para acompañar la creciente integración de energías renovables variables e intermitentes como la solar y la eólica”. Y a este respecto precisa que “la esencialidad demostrada por estos activos reabre el debate sobre la necesidad de garantizar señales regulatorias adecuadas que aseguren su viabilidad económica y su disponibilidad operativa”.

“A falta de alternativas firmes y flexibles que actúen como respaldo -apunta Ortiz de Mendibil-, resulta evidente que la estabilidad del sistema eléctrico se ha visto comprometida”. A su juicio, esta situación resulta aún más crítica al considerar otras circunstancias como el proceso de descarbonización de la economía, el despliegue de nuevas infraestructuras de alto consumo energético, el previsto cierre progresivo de centrales nucleares o el aún insuficiente desarrollo de sistemas de almacenamiento energético.

Posición estratégica

Todo ello, a su juicio, pone en evidencia que el papel de las tecnologías que aportan firmeza y flexibilidad al sistema está llamado a ser más relevante que nunca, y en este sentido “los ciclos combinados ocupan una posición estratégica no solo por su capacidad de respuesta rápida ante picos de demanda, sino también por su potencial para operar progresivamente con gases renovables como el biometano o el hidrógeno renovable”.

Partiendo de todo ello, la secretaria general de Sedigas incide: “Desde la Asociación reiteramos la importancia estratégica de estos vectores e insistimos en la necesidad de contar con un marco regulatorio que reconozca su papel clave, aportando estabilidad, claridad e incentivos adecuados para atraer inversión y fomentar la innovación”.

Al mismo tiempo, recuerda que “la transición energética no se construye con una única solución, necesita una combinación de tecnologías”. Y apunta en este sentido a los gases renovables “por su flexibilidad, escalabilidad y capacidad de integración con las infraestructuras existentes” como “una de las más eficientes para dar respuesta a las necesidades de descarbonización de amplios sectores del tejido productivo difíciles de descarbonizar, como la industria gas-intensiva, el transporte pesado por carretera o el marítimo”.

El artículo de Naiara Ortiz de Mendibil finaliza reivindicando “un modelo energético flexible, resiliente y basado en el principio de neutralidad tecnológica, que aproveche de forma eficiente todos los recursos disponibles”. España cuenta, a su juicio, con todos los elementos necesarios para liderar este proceso: recursos, tecnología, infraestructuras y conocimiento. “Nos falta -concluye- la determinación política, ambición regulatoria y visión estratégica para liberar todo ese potencial”.

También indispensables frente a las olas de calor

El apagón fue una circunstancia excepcional, pero existen otras que en la práctica forman parte de las rutinas anuales en época estival, y que probablemente aumenten su incidencia si se cumplen las previsiones científicas en torno a la evolución del cambio climático. Se trata de las olas de calor, un fenómeno de especial incidencia en el sur de Europa, y más concretamente en España.

También en este caso, el papel de los ciclos combinados viene resultando crucial para garantizar el suministro, como se puso de relieve durante la de 2023, una de las más intensas de las registradas en los últimos años. El miércoles 19 de julio de aquel año se registró un pico de generación diaria de 871,16 GWh, y en esta circunstancia las centrales a gas constituyeron la primera tecnología de generación en el mix eléctrico, al cubrir el 29% de la demanda.

Y, a lo largo de todo el periodo de temperaturas especialmente altas, entre el 1 de junio y el 19 de julio, la producción de electricidad con gas natural representó un 22% del total, posicionándose de nuevo como la principal tecnología de generación para garantizar el suministro de energía a los hogares y a la industria.

Papel imprescindible en la seguridad de suministro

A finales de 2023, la Fundación Naturgy publicó un extenso y detallado informe, elaborado por expertos de la consultora PwC, titulado precisamente “El papel imprescindible de los ciclos combinados en la seguridad de suministro. Pasado, presente y futuro”. En este documento se analizaba cómo la participación de este tipo de centrales eléctricas en el mix de generación es clave para aportar flexibilidad y respaldo al sistema eléctrico español, tanto en la actualidad como en los escenarios futuros de alta penetración de renovables.

En el contexto de la crisis en los precios de la energía de 2021-2022, tras el estallido de la guerra en Ucrania, la volatilidad del mercado se convirtió en una preocupación constante. La crisis de precios fue un recordatorio contundente de las complejidades de la transición energética, donde la creciente inversión en energías renovables ha generado desafíos en la gestión de la red, debido a la variabilidad e intermitencia de la generación solar y eólica.

Ante esta situación, los ciclos combinados, desempeñan un papel crucial, y emergen como una fuente de generación esencial para mantener la estabilidad de un sistema energético en transformación. En el caso concreto de España, su papel es crucial por dos características clave:

• La capacidad para generar electricidad cuando sea necesario, así como su disponibilidad para cubrir los picos de demanda máxima.
• La factibilidad de arrancar y detenerse rápidamente, lo que los convierte en ideales para adaptarse a las fluctuaciones en la demanda. Esto es esencial en un mercado que requiere una respuesta ágil a las variaciones en la generación renovable, así como a las subidas y bajadas de potencia disponible que estas provocan.

Mayor exigencia

De esta forma, el peso de los ciclos combinados en el mix de generación eléctrica ha aumentado considerablemente, incrementando la exigencia y puesta al límite de esta tecnología. Por contra, en términos de aportación de energía al sistema, se ha identificado una tendencia a la baja que ha tenido que ver con la entrada de nueva potencia renovable. Hecho, este, que puede haberse agravado por un uso más extremo de esta tecnología, con menos horas de funcionamiento de las previstas y arranques y paradas continuos.

El análisis de la flexibilidad muestra cómo ha aumentado la exigencia de adaptación de las centrales de ciclo combinado a la nueva potencia instalada del sistema eléctrico (sobre todo renovable). El ejemplo más claro es la entrada de generación solar durante el día y su salida durante la noche. Sin embargo, la entrada de más potencia renovable también ha traído consigo la reducción del tiempo de generación en los ciclos: en concreto, una reducción del 45% en las horas de funcionamiento en las últimas dos décadas, lo que ha afectado a los precios de mercado y a los ingresos de estas centrales, que se mantienen muy por debajo de las expectativas de funcionamiento previstas en los planes de negocio originales.

El análisis histórico de esta tecnología constata que los ciclos combinados se diseñaron para ser una tecnología protagonista en la generación de electricidad, aportando capacidad firme y generando una parte significativa de la energía. Sin embargo, en la actualidad y en el futuro, su papel se centrará básicamente en proporcionar respaldo y flexibilidad, siendo menos relevante en términos de generación de energía.

Las curvas de generación estimadas para el año 2030 muestran una previsible caída de la generación de los ciclos combinados durante las horas solares por la alta penetración renovable. Durante las horas no solares, debido al impacto del almacenamiento, podría llegar a ser prácticamente constante, eliminándose los picos de generación característicos para este tipo de centrales.

También se prevé un aumento de contribución de los ciclos combinados al sistema en términos de respaldo. Se han estimado generaciones máximas horarias que llegan hasta los 23 GW con la actualización del PNIEC, lo que implica que existe un riesgo potencial de que no se pueda satisfacer la demanda eléctrica, ya que sería necesaria una capacidad de generación mayor de la que los ciclos han proporcionado al sistema en los últimos años.

En su previsión para el año 2030, el informe de la Fundación Naturgy estima que los requisitos de respaldo y flexibilidad de las centrales de generación a gas aumentarán, mientras que su contribución en términos de energía disminuirá. En consecuencia, las proyecciones para 2030 destacan la necesidad de reconocer y retribuir adecuadamente el papel de respaldo y la característica flexibilidad que estas plantas proporcionan al sistema.