La primera central de ciclo combinado que entró en operación en España fue en el año 2002. Desde entonces, el peso de estas plantas, que suman una potencia total de 26.250 MW, ha sido creciente en el mix de generación eléctrica, jugando un papel relevante para garantizar el suministro eléctrico en el país y demostrando, de manera recurrente, su capacidad para dar respaldo al sistema.
Sin embargo, la falta de crecimiento de la demanda, la crisis de la primera década de los años 2.000 y la creciente penetración de renovables, han provocado que el número de horas equivalentes de funcionamiento de estas centrales se haya ido reduciendo paulatinamente en los últimos años, pasando de funcionar a altas cargas y con relativamente pocos arranques al año, a funcionar con muchos arranques y cargas en general bajas.
En 2024, los ciclos combinados sumaron una producción de 35.755 GWh, equivalente al 13,6% de la demanda. El parque nacional de ciclos registró más de 8.000 arranques el pasado año, casi cuatro veces más que en 2019. Solo la falta de sol, agua y viento, frío o calor elevados o indisponibilidades de centrales nucleares, suelen ser los factores que hacen que los ciclos combinados sean requeridos.
Como principal operador de ciclos combinados en España, con un total de 18 instalaciones en 10 plantas, las centrales de Naturgy registraron una producción de 9,5 TWh en 2024, equivalente al consumo anual de un millón de hogares. La compañía que lidera Francisco Reynés, invierte alrededor de 100 millones de euros cada año en estas plantas, lo que les permite mantener una tasa de disponibilidad del 98%.
En el caso de Iberdrola, con siete ciclos combinados que suman algo más de 5.600 MW de potencia, sus unidades han pasado de funcionar a altas cargas y con pocos arranques en los primeros años, a estar algunas de ellas entre dos y cuatro años sin funcionamiento alguno en la primera parte de los años 2010 y, a partir de 2017, a funcionar con arranques de entre dos y seis horas. De media, la utilización máxima de la flota de Iberdrola en los últimos cinco años ha sido de un 20%, siendo la de 2024 cercana a un 9%. A su vez, a lo largo del año pasado sus centrales han realizado 1.186 arranques, lo que implica una media de cuatro arranques al día.
Este cambio de modelo en la operación de los ciclos combinados en España, apuntan desde el sector, ha supuesto una reducción de sus ingresos y, en paralelo, un incremento de los costes vinculado a que la operación de estas centrales se haya vuelto más compleja y exigente. Su funcionamiento actual, -señalan-, ha ido desgastando las unidades de forma significativa, a la vez que, debido a la falta de operación continuada, ha provocado que no sean rentables desde hace años.
A pesar de todos estos inconvenientes, tanto el PNIEC como los escenarios más conservadores estiman que en 2030 habrá más de 20 GW de potencia de ciclos combinados disponible. De hecho, desde el sector manifiestan que su disponibilidad se hará incluso más necesaria en los próximos años según avance el plan de desmantelamiento de las centrales nucleares, ya que la potencia generada por estas plantas no podrá ser absorbida, al menos con las tecnologías actuales, por generación renovable. Además, -añaden-, será necesario un backup gestionable para aquellos momentos en los que la potencia renovable no sea suficiente para cubrir la demanda.
Mecanismos de capacidad
Para garantizar la disponibilidad de la generación térmica y asegurar que las necesidades de firmeza y flexibilidad del sistema estén cubiertas, el sector apuesta por la existencia de un mecanismo de capacidad que permita recuperar los sistemas que requieren de renovaciones/sustituciones y poner la flota 'al día'.
El primer borrador que creaba un mercado de capacidad en España se publicó en 2021. Pero no ha sido hasta el pasado 18 de diciembre cuando el Ministerio de Transición Ecológica ha lanzado a audiencia pública el Proyecto de Orden, con el objetivo de implantar un mercado de capacidad para reforzar la seguridad de suministro, la firmeza y la flexibilidad del sistema eléctrico, y facilitar la integración de renovables. Una iniciativa que ha sido valorada muy positivamente por el sector y que evitará que España se quede rezagada respecto a otros países como Bélgica, Finlandia, Francia, Alemania o Reino Unido, que ya cuentan con este tipo de mecanismo.
En líneas generales, el mecanismo de capacidad propuesto plantea un mercado en el que participen las instalaciones de generación y de almacenamiento, así como la demanda (consumidores y agregadores), que percibirán una retribución por aportar firmeza al sistema eléctrico. La prestación del servicio de capacidad se otorgará mediante subastas, que serán de tres tipos: principal, de ajuste anual y transitoria.
Desde el sector apuntan que el mecanismo es relevante porque definirá las centrales que son necesarias para garantizar la seguridad de suministro, de manera que todas aquellas que no sean adjudicadas, significará que no son necesarias, pudiendo cerrar o hibernar. De ahí que sea muy importante que el mecanismo calcule bien la cobertura que España necesita y valore bien la firmeza que cada central aporta para esta cobertura, ya que un error en esta definición podría poner en riesgo el suministro en España.
Asimismo, también indican que, teniendo en cuenta que cada tecnología ofertará su potencia corregida por un factor proporcional a la estabilidad y seguridad que aporta al sistema, es crítico que este factor esté bien definido y valore la potencia real. Especial cuidado consideran que se debe prestar a las baterías, de manera que el valor de corrección refleje una firmeza real, puesto que en el caso de fijar mal este parámetro, se podrían potenciar baterías y cerrar ciclos y, que en el momento crítico, España tenga que cortar suministro.
Desde Repsol apuntan que la Orden Ministerial "es bienvenida y debería implementarse cuanto antes", a la vez que indican que, para tecnologías como los ciclos combinados, tendría más sentido que la prestación del servicio "contemple no un año, sino dos o tres, lo que permite tener visibilidad sobre la viabilidad de las instalaciones, la necesidad de mantenimientos, inversiones, etc. en plazos más acordes con la realidad de la tecnología". De hecho, añaden desde la energética, "a la planificación, que contempla que se mantengan más allá de 2030, debería acompañar una señal económica realista que permita que se cumpla".
Desde Endesa afirman que "las inversiones deberán ir encaminadas a la fiabilización de los activos y su flexibilidad". En este sentido, la compañía señala que "participará con sus instalaciones, ofreciendo el servicio que demande el operador del sistema para facilitar la penetración de renovables y aportando seguridad de suministro al sistema".
Desde TotalEnergies afirman que la estabilidad regulatoria que se persigue con la medida "es esencial para mantener las instalaciones existentes y atraer nuevas inversiones, especialmente para los ciclos combinados", de ahí que consideren crucial "establecer criterios claros y transparentes de acceso al mercado de capacidad". En esta línea, apuestan por la necesidad de "concretar un calendario de subastas que agilice la puesta en marcha de este mecanismo en su fase transitoria". "Una primera subasta excepcional en 2025 -añaden- permitirá a los participantes conocer el funcionamiento de las mismas y beneficiarse de los incentivos del servicio de capacidad a corto plazo, permitiendo que instalaciones más justas en rentabilidad puedan seguir funcionando y aportando flexibilidad al sistema".
Desde EDP valoran "positivamente" este mecanismo, que califican de "necesario para garantizar que se cubren las necesidades de potencia firme (en MW) detectadas en los análisis de cobertura de la demanda llevados a cabo por REE". Al basarse en el principio de neutralidad tecnológica, "tanto la generación, el almacenamiento como la demanda podrán participar en dicho mecanismo, pudiendo facilitar la instalación, entre otros, de sistemas de almacenamiento que ayuden a la integración de más capacidad de generación renovable", añaden.
Desde Alpiq piden al Miteco "acelerar plazos", que se otorgue mayor visibilidad y certeza a los propietarios de instalaciones existentes, que se clarifiquen algunos parámetros previstos como confidenciales para que los agentes puedan contar con más información para optimizar sus ofertas en las subastas y que el mecanismo incorpore medidas anti-concentración para que, tanto la participación en la subasta como la prestación del servicio, puedan realizarse en un marco de competencia efectiva y real".
Apuesta por la hibridación y los gases renovables
La irrupción de los gases renovables abre una vía de descarbonización que puede extenderse a los ciclos combinados. Naturgy ya está realizando pruebas para que sus centrales puedan funcionar con la quema de gases renovables en sustitución del gas natural. El siguiente reto de la compañía será adaptar las fábricas a los nuevos combustibles no fósiles como el biometano, "lo que podría aumentar la vida de estas centrales, al menos, 20 años más", augura Pedro Larrea.
En materia de hibridación, TotalEnergies ha presentado Ramal Sur, un proyecto para hibridar su central de ciclo combinado de gas (Navarra) con renovables. A Castejón 1 se añadirán una planta solar FV de casi 76.000 módulos y una planta eólica de 13 aerogeneradores, que sumarán una capacidad conjunta de 131 MW. Ambas instalaciones tendrán una generación anual estimada de más de 350 GWh y reducirán las emisiones en unos 5,3 millones de toneladas de CO2. El proyecto, que ha salido a información pública, tiene una inversión inicial de 100 M€. EDP también está desarrollando en su ciclo de Soto de Ribera un proyecto de hidrógeno renovable de 5 MW de capacidad de electrólisis que ya ha superado la tramitación ambiental.
