Qué es un ciclo combinado
Una central de ciclo combinado combina dos turbinas:
- Turbina de gas: quema gas natural y mueve un generador. Eficiencia: ~35%.
- Turbina de vapor: aprovecha el calor residual de los gases de escape para producir vapor y mover otro generador. Eficiencia adicional: ~20%.
Combinado: ~55-60% de eficiencia eléctrica, comparado con el ~38% de una central de gas simple o el 33-37% de carbón. Es la tecnología térmica más eficiente comercialmente disponible.
El parque español
España tiene unos 26 GW de ciclo combinado instalado, repartidos en una treintena de centrales. Sus operadoras: Iberdrola, Endesa, Naturgy, EDP, Repsol y otros.
El parque español fue construido en plena década de los 2000, en una apuesta por reducir la dependencia del carbón. Llegó a producir el 30% de la electricidad española en 2008. La rampa renovable lo desplazó: en 2020 produjo solo el 17%. En 2024 ronda el 16-18%.
Por qué el gas marca el precio
El mercado mayorista español funciona por modelo marginalista: el precio horario lo fija la última tecnología necesaria para cubrir la demanda. Las tecnologías se llaman en orden de coste marginal:
1. Renovables (eólica, solar): coste marginal ~0 €/MWh. 2. Nuclear: coste marginal bajo y estable (~10-15 €/MWh). 3. Hidráulica: coste marginal flexible según embalses. 4. Cogeneración: coste marginal medio (~30-50 €/MWh). 5. Ciclo combinado de gas: coste marginal alto y volátil. Depende del precio del gas y del CO₂. 6. Carbón (ya residual en España).
En la mayoría de las horas, las renovables + nuclear + hidráulica no bastan para cubrir toda la demanda. Hace falta entrar gas. Y como el gas es marginal, su coste fija el precio para todas las tecnologías casadas en esa hora.
Resultado: aunque la mayor parte de la electricidad española sea renovable o nuclear, el precio horario suele estar determinado por el coste del gas.
El coste marginal del gas
Para producir 1 MWh eléctrico, una central de ciclo combinado consume del orden de 1,8-2 MWh de gas natural (eficiencia 50-55%) y emite 0,35-0,40 toneladas de CO₂.
Coste marginal de un MWh eléctrico producido con gas:
- Coste del gas: 1,9 MWh × precio TTF (€/MWh).
- Coste del CO₂: 0,37 t × precio EU ETS (€/t).
- Operación y otros: ~3-5 €/MWh.
Con gas a 30 €/MWh y CO₂ a 80 €/t (escenario típico 2024-2025): Coste marginal = 1,9 × 30 + 0,37 × 80 + 4 = 89 €/MWh ≈ 0,089 €/kWh.
Con gas a 200 €/MWh (escenario crisis 2022): Coste marginal = 1,9 × 200 + 0,37 × 80 + 4 = 414 €/MWh ≈ 0,41 €/kWh.
Por qué el TTF importa
El TTF (Title Transfer Facility) es el mercado holandés de gas natural que sirve de referencia para toda Europa, incluida España. Cuando el TTF se dispara, el coste marginal de los ciclos combinados se dispara con él.
La crisis 2021-2023 ocurrió porque el TTF pasó de 15-20 €/MWh (precios estables 2015-2020) a 250-300 €/MWh en agosto de 2022. Eso multiplicó por 10-15 el coste marginal de los ciclos combinados, y el modelo marginalista trasladó esa subida íntegra al precio mayorista español, aunque la mayor parte de la electricidad producida fuera de otras tecnologías.
La excepción ibérica como reacción
El RDL 10/2022 (excepción ibérica) intervino exactamente este mecanismo: puso un tope al precio del gas usado en generación eléctrica (40 €/MWh inicial), desacoplando el coste marginal del ciclo combinado del coste real del gas. La diferencia la asumían los compradores como cargo adicional.
Vigente entre junio 2022 y diciembre 2023, fue la respuesta más eficaz a la transmisión del shock del gas al recibo eléctrico.
El futuro de los ciclos combinados
El PNIEC 2030 prevé reducir drásticamente el uso del gas en generación. Los 26 GW instalados se mantendrán en su mayoría como reserva firme: estarán disponibles pero girando pocas horas al año. Los retribuirá un mecanismo de capacidad (en desarrollo).
A más largo plazo (post-2035), los ciclos combinados podrán reconvertirse a hidrógeno verde (que sustituye al gas natural) o quedarse como reserva de emergencia con uso muy limitado.