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Las centrales de gas marcan un mínimo histórico de disponibilidad: en octubre solo operó el 60,2% de su potencia y el coste de los servicios de ajuste ya supera los 4.570 millones

Las centrales de ciclo combinado que funcionan con gas natural registraron en octubre su peor dato de disponibilidad de la última década: solo el 60,2% de su potencia estuvo operativa de media, según datos de la consultora Revenergetica a los que ha tenido acceso elDiario.es. Este desplome, marcado por un número inusual de paradas no programadas, llega en un momento de máxima tensión para el sistema eléctrico español, aún convaleciente del apagón de abril de 2025 y en pleno cruce de acusaciones entre Red Eléctrica de España (REE) y las grandes compañías del sector. Mientras tanto, el coste de los mecanismos de ajuste para garantizar el suministro se ha disparado un 40% en lo que va de año, hasta los 4.570 millones de euros, un sobrecoste que recae directamente en la factura de hogares, pymes y grandes industrias.

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Fotografía que ilustra la noticia: Las centrales de gas marcan un mínimo histórico de disponibilidad: en octubre solo operó el 60,2% de su potencia y el coste de los servicios de ajuste ya supera los 4.570 millones
(elDiario.es)

Un mínimo histórico que supera el peor registro de la última década

El factor de disponibilidad de los ciclos combinados españoles, es decir, el porcentaje de potencia que está en condiciones de generar, se situó en el 60,2% de media durante el pasado mes de octubre. Este dato es sensiblemente inferior a la media del mismo mes en los últimos diez años, que es del 77,84%, y queda muy lejos del promedio anual del 82,3%. El anterior mínimo mensual databa de junio del año pasado, cuando el indicador cayó al 66,5% inmediatamente después del histórico apagón ibérico del 28 de abril de 2025.

La gravedad del dato se acentúa al analizar los momentos puntuales. Según los registros de Revenergetica, hubo un fin de semana de octubre en el que ni siquiera la mitad del parque de generación con gas estuvo disponible. 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, lo que dejó el 52,7% de la potencia fuera del mercado diario y de los servicios de ajuste, una cifra sin precedentes.

Lo más preocupante para el operador del sistema es la naturaleza de estas indisponibilidades. De media, el 30,9% de la potencia teórica de los ciclos durante octubre se declaró en situación de "parada forzada", es decir, no planificada, debido al desgaste, la detección de problemas inminentes o averías. Solo el 8,9% del parque estaba fuera de servicio por paradas "planificadas" de mantenimiento. Este desglose ha llevado a REE a trasladar su "no conformidad" a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ante el "incremento inusual" de estas paradas.

La sombra del apagón de 2025 y el pulso entre REE y las eléctricas

La situación actual no se entiende sin el contexto del apagón del 28 de abril de 2025. Según los informes oficiales, aquel evento "multifactorial" puso de manifiesto los problemas para controlar la tensión en una red con un peso cada vez mayor de las renovables. Desde entonces, REE aplica la denominada "operación reforzada", que ha disparado la utilización de los ciclos combinados para mantener la tensión del sistema mediante potencia reactiva. La consecuencia directa es un uso mucho más intensivo de unas centrales que fueron diseñadas hace dos décadas para un funcionamiento más estable.

Las cifras lo confirman. Mientras que el día del apagón REE solo programó siete centrales de gas, ahora refuerza el sistema programando entre 20 y 30 ciclos diarios de los 40 que existen en España. Esta nueva realidad ha disparado la producción de esta tecnología cerca de un 28% en el último año, hasta los 45.750 GWh, y su peso en el mix eléctrico ya alcanza el 17,2% en lo que va de año. En octubre, los ciclos combinados fueron la segunda fuente de generación (21,4%), ligeramente por encima de la fotovoltaica (21%) y solo por detrás de la nuclear (21,7%).

Este incremento de la actividad tiene un coste operativo claro. Las cuentas de Naturgy, la compañía con más ciclos del país (17), para el ejercicio 2025 reflejan que el negocio de centrales de gas vio dispararse su facturación un 59%, hasta los 2.438 millones, y abandonó las pérdidas para anotarse 344 millones de beneficio. La propia compañía explica en sus cuentas 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". La declaración de indisponibilidad de las centrales está regulada en un procedimiento de operación (el 3.6), y tanto REE como la CNMC han confirmado que ya están al tanto de esta situación.

Un sobrecoste de 4.570 millones que pagan los consumidores

La otra cara de esta tensión es económica y la pagan directamente los consumidores. Según el último informe del Observatorio del coste de los servicios de operación, impulsado tras el apagón por las patronales de las grandes eléctricas (Aelec), las comercializadoras independientes (ACIE y Acenel), la gran industria electrointensiva (AEGE) y la CEOE, el coste de los servicios de ajuste alcanzó los 4.570 millones de euros entre enero y octubre, un 40% más que el año anterior.

Estos servicios, que incluyen las restricciones técnicas para resolver problemas puntuales de la red y la "operación reforzada", han añadido un sobrecoste medio de 22,46 euros por megavatio hora (MWh) en lo que va de año, un nivel que el observatorio compara con el coste de las propias redes. Solo en la segunda quincena de octubre, el sobrecoste estimado fue de 23,18 euros/MWh, lo que supuso más de 250 millones en ese periodo.

El impacto en la factura es notable. El observatorio calcula que el peso de estos costes representa un 7% del recibo de un consumidor doméstico, un 9% para una pyme y hasta un 13% para un electrointensivo. La entidad aplaude la reciente decisión del regulador portugués (ERSE) de incorporar a la tarifa regulada el 40% del coste de las restricciones técnicas, y lo considera "una referencia sobre cómo trasladar estos costes". Mientras tanto, REE matiza que el grueso de estos costes se lo embolsan las generadoras y limita el coste específico de la "operación reforzada" a 275 millones en los diez primeros meses del año, lo que supondría unos dos céntimos al día para un usuario con tarifa regulada y un consumo medio de 300 kWh.

La comparación con Portugal y la sombra de los pagos por capacidad

La anomalía española se hace más visible al comparar con el vecino luso. Portugal, que comparte mercado eléctrico con España a través del Mibel y también sufrió las consecuencias del apagón de 2025, registró en octubre un factor de disponibilidad de sus ciclos del 84,8%, casi 25 puntos más que en España, y con apenas un 2,6% de indisponibilidades "forzadas". Esta diferencia de comportamiento entre dos sistemas integrados refuerza la tesis de que el problema no es solo técnico.

En este contexto, el experto en renovables Pedro Fresco ha señalado en redes sociales una "coincidencia temporal" que ha elevado el nivel de sospecha en el sector: el incremento inusual de las indisponibilidades y la activación anormalmente elevada del SRAD (Sistema de Respuesta Activa de la Demanda) se produce justo antes de que se saquen las convocatorias de los pagos por capacidad, un sistema autorizado por la Comisión Europea la pasada primavera y largamente reclamado por el sector gasista. "Las propietarias de los ciclos combinados quieren quedarse estos pagos en detrimento de las baterías", apuntó Fresco, que añadió que "si REE sospecha deberá llevarlo a la CNMC y esta investigar".

El SRAD, que permite paradas puntuales de la industria a cambio de una retribución, es una herramienta de balance para mantener el equilibrio entre generación y consumo. La puesta en marcha de las subastas del sistema de capacidad requiere el desarrollo de algunos aspectos de una Orden Ministerial (TED/966/2026), cuya aprobación corresponde a la Secretaría de Estado de Energía, un asunto que ha quedado pendiente ante la convocatoria de elecciones generales del próximo 29 de noviembre. Mientras tanto, la CNMC se limita a indicar que "continúa ejerciendo sus funciones de supervisión" y que comunicará "cuando haya expedientes o informes que comunicar".