Ciclos combinados de gas: por qué siguen generando en la sombra
El gas desaparece del mercado diario, pero no de la red
Las turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT) han reducido drásticamente su presencia en el mercado eléctrico diario español. Si hace cinco años estas centrales fijaban precio en el 59% de las horas de la subasta day-ahead, en 2026 esa cifra se ha desplomado hasta apenas el 16%. El motivo es conocido: el avance imparable de la energía solar fotovoltaica y eólica ha desplazado al gas de buena parte de las horas de casación de precios.
Sin embargo, la producción real de electricidad con gas no ha caído en la misma proporción. Según un informe de la consultora Argus recogido por El Periódico de la Energía, la generación con CCGT se ha mantenido en 2026 unos 100 MW por encima de la media de los tres últimos años. La pregunta que se plantea el sector es evidente: si el gas apenas participa en el mercado, ¿dónde se esconde esa generación?
Servicios de ajuste: la vía de escape del gas
La respuesta está en los servicios de ajuste del sistema, un mecanismo que gestiona Red Eléctrica de España (REE) de forma independiente al mercado diario y que resulta significativamente más caro para los consumidores. Mientras el precio medio del mercado spot se situó en 65,26 €/MWh en 2025 —uno de los más bajos de Europa—, los ajustes técnicos para fijar el programa de funcionamiento verificado costaron de media 165 €/MWh, y los ajustes en tiempo real llegaron a alcanzar los 248 €/MWh.
Esta diferencia tan pronunciada entre el precio del mercado y el coste real de operar el sistema refleja la magnitud de la necesidad de que el gas siga aportando estabilidad, incluso cuando su presencia en la subasta diaria es residual. En la primera mitad de 2026, las centrales de ciclo combinado estuvieron ausentes en casi el 85% de las horas de planificación del día siguiente, frente al 75% del primer semestre de 2025.
A pesar de este retroceso en el mercado, el peso del gas en el conjunto de la matriz de generación española se ha mantenido prácticamente estable durante los últimos ocho años. La clave está en que los ajustes al alza vinculados a la seguridad del sistema —el llamado modo operativo reforzado— representaron alrededor del 90% de toda la producción de los ciclos combinados en 2025.
Renovables reducidas para dar paso al gas
Dado que la energía eólica y solar no pueden ofrecer por sí mismas la estabilidad síncrona que aportan las centrales térmicas convencionales, los incrementos de generación con gas suelen producirse precisamente a costa de reducir la producción renovable. De hecho, la energía eólica y solar concentraron el 94% de todos los ajustes a la baja realizados en 2025.
Los datos muestran una tendencia preocupante para el sector: los recortes de seguridad aplicados a la energía solar, prácticamente inexistentes en 2021, se han más que duplicado cada año entre 2022 y 2026, hasta alcanzar cerca de 1 GW por período horario, con picos aún mayores durante las horas de verano de máxima producción solar. En el caso de la eólica, las reducciones han crecido un 75% de media anual en el mismo periodo.
El fenómeno coincide con un crecimiento notable de la capacidad solar instalada en España, que en 2025 sumó unos 11 GW adicionales hasta superar los 50 GW totales. Entre enero y junio de 2026, la generación solar en horario diurno (8:00 a 18:00 horas) creció un 26,6% interanual, lo que presionó a la baja el precio del mercado spot, que cayó un 45,8% en ese tramo horario.
El reto de las horas sin sol
Esta presión a la baja en precios explica por qué los operadores de ciclos combinados apenas obtuvieron ingresos en el mercado diario durante buena parte de 2026: en torno al 90% de las horas diurnas del primer semestre no tuvieron programada producción de gas en el mercado del día anterior, frente al 84% en el mismo periodo de 2025 y el 78% en 2024. Aun así, la generación total de CCGT solo se redujo un 1,5% interanual en ese tramo horario, lo que confirma que el gas sigue entrando por la vía de los servicios de ajuste.
El otro momento crítico se produce al atardecer, cuando la producción fotovoltaica cae en picado justo cuando la demanda eléctrica repunta. Es en ese tránsito entre el ocaso solar y el pico de consumo nocturno donde los ciclos combinados recuperan protagonismo como respaldo firme del sistema, un papel que el mercado diario ya no refleja pero que la operación real de la red sigue necesitando.
El debate que abre este análisis apunta directamente a la necesidad de acelerar el despliegue de almacenamiento energético y de mecanismos de flexibilidad que permitan reducir la dependencia de estos servicios de ajuste, cuyo coste termina repercutiendo en la factura eléctrica de los consumidores.