La energía solar ocupa cada vez más horas del mercado diario. Sin embargo, las centrales de gas mantienen una producción elevada. La aparente contradicción se explica fuera del mercado spot, en los servicios de ajuste.
Los ciclos combinados en España actúan como respaldo cuando la red necesita potencia, control de tensión o equilibrio inmediato. Comprenderlo resulta esencial para interpretar los precios y planificar la factura energética industrial.
¿Cómo puede una empresa reducir su exposición a estos costes en un sistema eléctrico cada vez más renovable, pero también más complejo?
Los ciclos combinados en España
¿Por qué el gas desaparece del mercado diario, pero sigue produciendo?
Según el análisis publicado por El Periódico de la Energía, las centrales de ciclo combinado estuvieron presentes únicamente en el 16% de las horas del mercado diario durante 2026. Cinco años antes aparecían en el 59%.
Su producción no ha descendido en la misma proporción. Durante 2026 se mantiene unos 100 MW por encima de la media de los tres años anteriores. Observar solo el mercado diario ofrece una visión incompleta.
El mercado diario programa la electricidad de la jornada siguiente. Después, el operador corrige desviaciones, congestiones y necesidades técnicas mediante los llamados servicios de ajuste.
Así, una central puede no resultar casada inicialmente y entrar después por una necesidad operativa. Su producción aparece en otro segmento del sistema eléctrico.
Servicios de ajuste: el coste que no refleja el precio spot
Los servicios de ajuste equilibran generación y consumo. También resuelven restricciones técnicas y cambios imprevistos para mantener la seguridad y calidad del suministro.
El problema económico está en su coste. La información recogida por el medio señala que, durante 2025, los ajustes técnicos alcanzaron una media de 165 euros/MWh. Los ajustes en tiempo real llegaron a 248 euros/MWh. En cambio, el mercado spot promedió 65,26 euros/MWh.
Por eso, un precio diario bajo no garantiza un coste final reducido. La factura incorpora operación, redes, desvíos y comercialización.
En 2025, cerca del 90% de la producción de los ciclos combinados en España habría procedido de ajustes al alza vinculados a la seguridad. Mientras tanto, la solar y la eólica representaron el 94% de los ajustes a la baja.
En ciertos momentos se reduce generación renovable disponible y aumenta producción gestionable. Se protege así la seguridad del sistema, aunque el resultado sea más caro y genere más emisiones.
Más energía solar y una necesidad creciente de flexibilidad
España incorporó alrededor de 11 GW solares durante 2025 y superó los 50 GW instalados. Entre enero y junio de 2026, la generación solar entre las 8:00 y las 18:00 aumentó un 26,6% interanual. A la vez, el precio spot en esa franja cayó un 45,8%.
La producción de los ciclos cayó solo un 1,5% en esas horas. La fotovoltaica desplaza al gas del mercado diario, pero todavía no elimina su función operativa.
La rampa del atardecer obliga a reaccionar con rapidez
La situación se vuelve especialmente exigente cuando cae el sol. La generación fotovoltaica disminuye con rapidez después de las 19:00, mientras la demanda doméstica suele aumentar.
En 2024 eran necesarios unos 600 MW de ciclos para cubrir el tramo aproximado entre las 20:00 y las 22:00. En 2026, esa necesidad habría aumentado hasta 3,3 GW, cinco veces más.
La red necesita tecnologías que cambien su entrega con rapidez. Esa función recae en el gas, la hidráulica, el bombeo, las interconexiones y otras fuentes de flexibilidad.
Las renovables también pueden prestar ciertos servicios mediante inversores avanzados y sistemas híbridos. Para ello necesitan equipamiento, regulación y remuneración adecuados.
Baterías y control: cómo reducir la dependencia del respaldo fósil
La solución no consiste únicamente en instalar más generación renovable. También hay que almacenar excedentes, reforzar redes, gestionar la demanda y mejorar el control dinámico de tensión.
Los sistemas BESS cargan electricidad durante los excedentes y pueden entregarla en el pico vespertino. Algunos equipos grid-forming también contribuyen a la estabilidad de la red.
El Ministerio para la Transición Ecológica considera el almacenamiento una herramienta para aportar flexibilidad e integrar renovables. Su convocatoria de 2025 preveía apoyar más de 100 proyectos y entre 2,5 y 3,5 GW de nueva potencia.
Las baterías pueden reducir vertidos renovables y cubrir parte de la rampa vespertina. Cada proyecto debe estudiar capacidad, degradación, conexión, ingresos y retorno.
Qué implica este escenario para la industria de Navarra y Euskadi
Para una industria, el precio horario es solo una parte del coste. También importan potencia, reactiva, excesos, curva de consumo y contrato.
Navarra y Euskadi concentran empresas con consumos intensivos y procesos continuos. La evolución de los ciclos combinados en España puede trasladarse a los costes del sistema y aumentar la incertidumbre presupuestaria.
Una estrategia energética industrial debería combinar varias medidas:
- Analizar la curva de carga y localizar consumos desplazables.
- Revisar potencias, periodos tarifarios y penalizaciones.
- Valorar instalaciones de autoconsumo con o sin almacenamiento.
- Comparar contratos indexados, fijos y fórmulas mixtas.
- Estudiar PPA corporativos para estabilizar parte del suministro.
- Implantar monitorización y telegestión a tiempo real.
Los cargadores de vehículos eléctricos también deben planificarse. La gestión de potencia permite coordinar recarga, producción y autoconsumo sin crear nuevos picos.
Consultoría energética integral para anticipar costes
Ingeniería Prodesa presta servicios energéticos a grandes cuentas y pymes desde San Sebastián. Su trabajo en Euskadi y Navarra combina asesoramiento, mercados, ingeniería y seguimiento de suministros.
Una consultoría energética integral revisa contrato, facturación, curvas de demanda e instalaciones. También considera cambios regulatorios y escenarios del mercado eléctrico.
La monitorización energética detecta sobreconsumos, fallos, excesos de potencia y actividad fuera de horario. Además, facilita prefacturas e informes para verificar los recibos.
Las instalaciones de autoconsumo reducen compras en horas solares. Si consumo y producción no coinciden, conviene estudiar baterías o desplazar cargas.
Los PPA corporativos pueden aportar previsibilidad. Su conveniencia depende del volumen, perfil horario, garantías y condiciones de salida.
Preguntas frecuentes sobre gestión y estabilidad energética
¿Qué ventajas aporta la monitorización y telegestión energética a tiempo real?
Permite saber cuándo, dónde y cómo se consume la energía. Genera alertas y ayuda a verificar facturas. Los datos cuarto-horarios permiten ajustar potencias y medir ahorros.
¿Por qué es importante contratar una consultoría energética integral?
Porque precio, contrato e instalación están conectados. La consultoría cruza consumos, tarifas, mercados y soluciones técnicas para priorizar medidas rentables y reducir riesgos.
Conclusión: gestionar la energía más allá del mercado diario
Los ciclos combinados en España siguen siendo una pieza relevante, aunque aparezcan menos en el mercado diario. Su actividad en los servicios de ajuste revela que la transición energética necesita más almacenamiento, flexibilidad, redes y gestión de la demanda.
Para la industria, la conclusión es clara: no basta con seguir el precio spot. Es necesario entender la factura completa, medir el consumo y evaluar cada inversión con criterios técnicos y económicos.
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