Las centrales de ciclo combinado de Castelnou (Teruel) y Cartagena (Murcia) cumplen veinte años en operación en un momento en que la seguridad del suministro eléctrico vuelve a ocupar un lugar central en el debate energético. El crecimiento de las renovables ha hecho más necesarias aquellas tecnologías capaces de responder cuando cae la producción eólica o solar, o cuando esta no basta para cubrir la demanda del sistema. En este contexto, el Gobierno ha aprobado el marco regulatorio del mercado de capacidad, que remunerará la disponibilidad de potencia firme.
La central de Castelnou, operada por Engie, cuenta con una potencia instalada de 790 megavatios (MW) y una eficiencia superior al 55%, según los datos difundidos por la compañía con motivo de su aniversario. Engie prevé, además, hibridar la instalación con una planta fotovoltaica de 155 MW, un proyecto para el que estima una inversión cercana a los 100 millones de euros.
En Cartagena, la central de ciclo combinado de Naturgy suma 1.200 MW de potencia instalada. Desde su entrada en operación comercial, ha producido más de 50 teravatios hora (TWh) de electricidad. La compañía cifra en más de 200 los empleos directos e indirectos vinculados a la instalación de media anual y sitúa en unos ocho millones de euros la inversión recurrente que destina cada año a la planta.
Ambas instalaciones ilustran la trayectoria de una tecnología que genera electricidad a partir de gas natural en dos etapas: una turbina de gas produce energía y, después, el calor residual de sus gases de escape se aprovecha para generar vapor, que acciona una segunda turbina. Esta combinación permite obtener más electricidad con el mismo combustible y ajustar la producción a las necesidades del sistema.
Potencia disponible: el respaldo a las renovables
El papel de los ciclos combinados no se mide solo por la electricidad que generan, sino por su capacidad para responder a la variabilidad e intermitencia de la producción renovable y a los aumentos de la demanda. Estas centrales pueden modular su producción y respaldar a la eólica y la solar, cuya disponibilidad depende de la hora del día y, sobre todo, de la meteorología.
El avance de las renovables en el mix de generación aumenta el valor de la estabilidad, la flexibilidad y la firmeza del sistema. El almacenamiento, la gestión de la demanda y otras tecnologías también pueden contribuir a cubrir las necesidades de suministro; la cuestión es qué combinación garantiza electricidad continua y suficiente en los momentos de mayor tensión y a qué coste.
El papel de los ciclos combinados no se mide solo por la electricidad que generan, sino por su capacidad para responder a la variabilidad e intermitencia de la producción renovable y a los aumentos de la demanda
El presidente de Sedigas, Joan Batalla, defendía en una reciente tribuna publicada en Cinco Días que el sistema debe conservar tecnologías capaces de responder cuando la meteorología reduce la aportación renovable. A su juicio, la transición energética exige no solo aumentar la generación limpia, sino también asegurar que haya recursos disponibles cuando se necesitan.
La diferencia está entre contar con potencia instalada y tenerla realmente preparada para producir en el momento requerido. Una central puede cumplir una función de respaldo sin operar de forma continuada, pero mantener esa capacidad disponible tiene costes. De ahí que el sector reclame un mecanismo que retribuya la disponibilidad y no solo la energía efectivamente generada.
Un mercado para remunerar la disponibilidad
Tras el visto bueno de Bruselas a finales de mayo, el Gobierno aprobó en septiembre, mediante la Orden TED/966/2026, el marco regulatorio del mercado de capacidad. El mecanismo prevé subastas para remunerar recursos que puedan aportar potencia firme o contribuir a reducir la demanda cuando el sistema lo necesite. Su alcance no se limita a los ciclos combinados: también pueden participar, conforme a las reglas aplicables, otras instalaciones de generación, sistemas de almacenamiento y recursos de demanda.
El diseño busca dar a la capacidad disponible un reconocimiento económico propio. Las subastas permitirán seleccionar los recursos que puedan prestar el servicio conforme a los criterios técnicos y económicos fijados. Para las instalaciones de generación, la norma establece además un límite de emisiones y exige requisitos de firmeza y flexibilidad.
Con todo, la aprobación de las reglas no garantiza que todas las centrales existentes vayan a ser remuneradas. Dependerá de las condiciones de cada convocatoria y del resultado de unas subastas en las que los distintos recursos competirán por prestar el servicio.
La aprobación de las reglas no garantiza que todas las centrales existentes vayan a ser remuneradas
Sedigas valora positivamente la creación del mercado, pero reclama que su puesta en marcha sea ágil y que se concrete cuanto antes el calendario de subastas, que no debería demorarse más allá del primer trimestre de 2027. Además, considera necesario que los coeficientes de firmeza reflejen adecuadamente la contribución de los ciclos combinados, que se aclare el tratamiento de las instalaciones no adjudicatarias y que las condiciones económicas ofrezcan un horizonte suficiente para planificar las inversiones necesarias para mantenerlas operativas.
Estas peticiones enlazan con una de las preocupaciones expresadas por Batalla: que la regulación reconozca la aportación de cada tecnología a la seguridad del suministro, sin favorecer a unas a costa de otras ni dejar sin valorar servicios que el sistema necesita. Importa, en definitiva, no solo qué instalaciones pueden generar electricidad, sino cuáles estarán disponibles cuando se las necesite y cuánto costará asegurarlo a todos los consumidores.
La incógnita de las subastas
El mercado de capacidad abre una nueva etapa para los ciclos combinados, dos décadas después de la puesta en marcha de instalaciones como las de Castelnou y Cartagena. Su futuro dependerá de la evolución del mix de generación, de las señales económicas que establezca el nuevo mecanismo y de la competencia con otras tecnologías capaces de aportar flexibilidad y firmeza.
La transición energética reducirá el peso relativo de los combustibles fósiles a medida que crezca la generación eléctrica renovable, pero obliga también a resolver cómo se cubren los periodos en que esta no basta para atender la demanda. El mercado de capacidad aspira a dar respuesta a esa necesidad mediante un sistema de remuneración eficiente, como ya existe en otros países europeos.
La incógnita está en cómo se traducirá este marco en las primeras subastas: qué recursos resultarán adjudicatarios, qué condiciones tendrán que cumplir y qué ingresos podrán obtener por mantenerse disponibles. Para los ciclos combinados, la respuesta determinará en buena medida su papel en el sistema eléctrico español en los próximos años.