Naturgy y Siemens Energy han sellado un acuerdo para reducir el coste de arranque de los ciclos combinados en aproximadamente un 50%, según ha podido saber este medio. La colaboración se centra en la implementación de herramientas de software predictivo y mejoras en las turbinas de gas de las plantas de Sagunto, Palos de la Frontera y Campo.
El objetivo es doble: abaratar los costes operativos de unas centrales que cada vez funcionan de forma más intermitente y adaptarlas a un sistema eléctrico donde la generación renovable marca el ritmo. Los ciclos combinados españoles operan hoy con perfiles mucho más variables que hace una década, entrando y saliendo del sistema para cubrir los huecos que dejan la eólica y la solar. Y cada arranque supone un consumo extra de gas que, hasta ahora, apenas se había optimizado.
Flexibilidad digital para ahorrar gas en cada arranque
Las turbinas afectadas son del modelo SGT5-4000F, un caballo de batalla de Siemens que en España solo está presente en esas tres plantas de Naturgy. La actualización no es mecánica, sino que se basa en la inyección de software: Flex-Power Services para ampliar los límites operativos y Omnivise Performance para la optimización económica en tiempo real. Ambas soluciones se integran en el sistema de control Omnivise T3000, que actúa como el cerebro de la central.
Una de las funcionalidades más relevantes es la reducción de la carga mínima de operación. En la práctica, esto significa que la turbina puede funcionar a un régimen muy bajo sin necesidad de apagarse, lo que evita el ciclo completo de parada y arranque. Cuando sí hace falta un arranque, el control predictivo no lineal calcula la secuencia óptima teniendo en cuenta el precio de la electricidad, el coste del gas y el desgaste del equipo.
El ahorro en consumo de gas durante los arranques y paradas alcanza así cerca del 50%, según cifras de Siemens Energy. Para una central que puede arrancar varias veces al día, el impacto acumulado es considerable. La compañía alemana subraya que, además, se acelera el proceso de parada, reduciendo el tiempo en que la turbina consume gas sin generar electricidad.
Naturgy opera en España 11 centrales de gas, con una capacidad conjunta de 7.400 MW. Desde un centro de control remoto situado cerca de Valencia, la compañía supervisa el funcionamiento de de las 11 plantas, lo que ya ha contribuido a reducir costes operativos y a mejorar la disponibilidad de una flota compuesta por equipos de distintos fabricantes. La centralización permite, además, integrar estas nuevas herramientas digitales sin necesidad de grandes obras en cada emplazamiento.
La clave no es generar más, sino consumir menos gas cuando el sistema no te necesita.
El respaldo necesario ante un sistema con 160 GW renovables en 2030
La apuesta por la flexibilidad no es un capricho. Siemens Energy recuerda que España prevé alcanzar 160 GW de capacidad renovable dentro de un parque total estimado de 214 GW en 2030. En ese escenario, los ciclos combinados dejarán de ser generación de base para convertirse en un servicio de respaldo casi permanente. Su papel, en palabras de la compañía, es “garantizar estabilidad, rapidez de respuesta y seguridad de suministro”.
Las plantas de Sagunto, Palos y Campo están situadas en puntos estratégicos del sistema. Sagunto, en particular, presta apoyo a instalaciones críticas en la zona de Valencia, incluidas refinerías y plantas petroquímicas que no pueden permitirse ni un microcorte. Con el nuevo esquema, Naturgy puede evaluar antes de cada arranque los ingresos y costes esperados, decidiendo si poner en marcha la unidad con criterios estrictos de rentabilidad. Este enfoque convierte a las centrales de gas en activos flexibles que solo entran cuando el precio de la electricidad compensa el gasto.
No es casualidad que la optimización se haya aplicado primero en centrales que dan servicio al corredor mediterráneo. La demanda industrial de la zona es elevada y muy sensible a la calidad del suministro. Además, la proximidad del centro de control remoto a las plantas facilita la implantación de soluciones digitales que requieren una supervisión constante. De hecho, Naturgy tiene previsto extender este tipo de mejoras a otros ciclos combinados de su flota si los resultados acompañan.
Más que ahorro: un modelo de negocio para el gas flexible
¿Tiene sentido invertir en mejorar centrales de gas en plena transición energética? La respuesta, a mi juicio, es que sí, siempre que se entienda el gas no como un sustituto de las renovables, sino como su complemento indispensable. Las voces más críticas con el gas argumentan que es un combustible fósil y, por tanto, incompatible con los objetivos climáticos. Sin embargo, la realidad del sistema eléctrico español, con picos de demanda que la renovable no puede cubrir sola, obliga a mantener una capacidad firme. El gas, si se usa de forma quirúrgica y eficiente, seguirá siendo parte de la solución durante al menos una década más. Mientras el almacenamiento a gran escala siga siendo una promesa, la red necesita plantas capaces de responder en minutos. Y eso cuesta dinero. El reto es que ese dinero se gaste de la forma más eficiente posible.
La digitalización lo cambia todo. El control predictivo no lineal permite que la turbina arranque consumiendo exactamente el gas necesario, sin despilfarros. Esto puede marcar la diferencia entre una central que cierra el año en números rojos y otra que, incluso con pocas horas de funcionamiento, resulta rentable. En un mercado donde los precios cero y negativos son cada vez más frecuentes, la eficiencia en los arranques se convierte en una ventaja competitiva brutal. Y quien la consiga primero, se llevará el pastel.
La flexibilidad se cotiza más alto que los megavatios en un sistema inundado de sol y viento.
Naturgy, con sus 11 centrales y una capacidad de 7.400 MW, está en una posición inmejorable para convertir el gas de respaldo en un servicio premium. Si logra que cada arranque sea un negocio en sí mismo, habrá encontrado la fórmula para que los ciclos combinados sigan siendo relevantes más allá de 2030. Siemens, mientras tanto, coloca su tecnología en el corazón de esa transformación. No es descabellado pensar que, en pocos años, todas las centrales de gas de la península incorporen sistemas similares.
La alianza con Siemens no es solo una cuestión técnica; es un aviso a navegantes. Las utilities que no digitalicen sus centrales de gas corren el riesgo de quedarse con activos varados. En un sector que mueve miles de millones, cada arranque cuenta.
