- Nuevo centro de control remoto en Sagunto que opera las 17 centrales de ciclo combinado de Naturgy en España.
- Proyecto pionero a nivel mundial con una inversión de unos 8 millones de euros y 7,4 GW gestionados.
- El CCR integra herramientas digitales avanzadas e inteligencia artificial para coordinar arranques y paradas en tiempo real.
- Los ciclos combinados se consolidan como tecnología flexible clave para respaldar al sistema eléctrico y a las renovables.
Una sala repleta de pantallas en la central térmica de Sagunto se ha convertido en el nuevo punto neurálgico de la generación de gas de Naturgy en España. Desde este espacio, un reducido equipo de especialistas coordina en remoto, las 24 horas del día, el funcionamiento de las 17 centrales de ciclo combinado que la compañía tiene distribuidas por la geografía nacional.
La multinacional energética ha culminado así un proyecto considerado pionero en el sector eléctrico a escala internacional, que permite gestionar desde un único emplazamiento 7,4 gigavatios (GW) de potencia instalada. Con esta capacidad, Naturgy prevé aportar en torno a 15 teravatios hora (TWh) de electricidad al sistema, un volumen equivalente al consumo anual aproximado de 4,5 millones de hogares.
Un centro de control remoto sin precedentes en el sector
El nuevo Centro de Control Remoto (CCR) está ubicado en la propia central de ciclo combinado de Sagunto, una planta que aporta alrededor de 1.200 megavatios (MW) de potencia repartidos en tres grupos y que figura entre las instalaciones de gas más relevantes de la compañía en España. Desde allí se monitoriza en tiempo real lo que ocurre en cada uno de los grupos de generación, tanto los más veteranos, como San Roque o Besòs, como los de mayor capacidad, en Cartagena, Palos de la Frontera o la propia Sagunto.
Para levantar este centro, Naturgy ha destinado unos 8 millones de euros y casi tres años de trabajo, según explican directivos de la empresa, que sitúan el origen de la idea en torno a 2020. En total, alrededor de 17 profesionales trabajan en el CCR, que se suman a las cerca de 24 personas que ya operaban en la central de Sagunto, conformando un equipo especializado en operación remota de alta complejidad.
La elección de Sagunto no ha sido casual. La compañía subraya las buenas comunicaciones digitales y logísticas de la zona, su cercanía a uno de los puertos industriales más importantes del país, la disponibilidad de espacio para crecer y la existencia de personal cualificado. Todo ello ha pesado para que la localidad valenciana se convierta en el “cerebro” de los ciclos combinados de Naturgy.
Fuentes de la energética recalcan que no existe en el mundo otro centro que concentre la operación de un parque de ciclos combinados tan amplio, con unos 7.200-7.400 MW repartidos en diferentes puntos del territorio y gestionados en remoto desde un único punto. Por esa combinación de alcance y sofisticación tecnológica, algunos responsables internos se refieren al CCR de Sagunto como el “iPhone” de los ciclos combinados.
Tecnología digital e inteligencia artificial al servicio de la operación
El centro integra herramientas digitales avanzadas, sistemas de supervisión y algoritmos predictivos basados en inteligencia artificial, diseñados para manejar de forma coordinada un parque de generación complejo y distribuido. Desde Sagunto se controlan parámetros clave de todos los grupos de gas y se ejecutan maniobras delicadas como arranques y paradas en cuestión de segundos.
Gracias a esta infraestructura, el personal del CCR puede ajustar la respuesta de las centrales a las necesidades del sistema eléctrico en tiempo real, facilitando la integración de renovables, ya sea para atender picos de demanda, respaldar la caída repentina de producción renovable o colaborar en servicios de ajuste solicitados por el operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE). La operación es continua los 365 días del año y está pensada para reaccionar de forma inmediata ante cualquier incidencia.
Entre las funcionalidades del centro destacan los sistemas de análisis predictivo, que permiten anticipar posibles fallos o desviaciones en el comportamiento de los equipos y programar intervenciones de mantenimiento con mayor precisión. Esta capacidad es especialmente relevante en un contexto en el que las plantas de gas viven un uso más intensivo, con miles de arranques al año y una exigencia operativa al alza.
Directivos de la división de generación de Naturgy apuntan que, a medio plazo, el CCR podría extender su radio de acción más allá de España. Sobre la mesa está la opción de incorporar al sistema las centrales de ciclo combinado que la empresa opera en otros mercados, como México, donde cuenta con más de 2,3 GW instalados con esta tecnología.
Integración con otros centros de control de Naturgy
El CCR de Sagunto se suma a la red de centros desde la que Naturgy ya supervisa sus activos renovables. Desde A Coruña, la compañía gestiona parques eólicos y fotovoltaicos repartidos por España y México, mientras que el centro de control integrado (CCI) de Ourense se ocupa de la operación de las centrales hidráulicas.
Con la incorporación del nuevo hub de Sagunto, la empresa consolida una estructura de supervisión centralizada para la mayor parte de su parque de generación, tanto convencional como renovable. Esta arquitectura facilita que la compañía pueda coordinar mejor la complementariedad entre tecnologías, algo que se ha vuelto imprescindible en un sistema eléctrico cada vez más dominado por fuentes renovables variables.
Responsables de Naturgy subrayan que contar con un único punto de mando para todos los ciclos combinados les permite ganar en eficiencia y flexibilidad frente a un modelo de operación fragmentado en cada planta. Además, la integración de datos en tiempo real de todo el parque ayuda a optimizar la programación, reducir costes y mejorar la disponibilidad de los equipos.
Los ciclos combinados como respaldo del sistema eléctrico
Los ciclos combinados son centrales que generan electricidad a partir del gas natural combinando dos procesos consecutivos: primero, una turbina de gas, y después, una turbina de vapor que aprovecha el calor residual. Este esquema permite obtener rendimientos más altos que las antiguas térmicas de carbón y reducir de forma notable las emisiones por megavatio hora producido.
El funcionamiento básico arranca cuando el aire exterior se comprime a alta presión en un compresor. A continuación, ese aire se mezcla con el combustible en la cámara de combustión y los gases resultantes se expansionan a gran temperatura en la turbina de gas, generando energía mecánica que se transmite al eje y, de ahí, a un alternador que produce electricidad.
Lejos de desaprovecharse, los gases calientes que salen de la turbina de gas, en torno a 600 grados centígrados, se conducen a una caldera de recuperación de calor. En esa segunda etapa se produce vapor de agua, que se expande en una turbina de vapor acoplada a otro alternador, completando así el ciclo de generación eléctrica.
El vapor que ha cedido su energía atraviesa un condensador donde se enfría y vuelve a convertirse en agua líquida. Desde allí regresa de nuevo a la caldera para iniciar otro ciclo. Todo el proceso se repite de manera continua mientras la central está en servicio, lo que explica el alto aprovechamiento energético de este tipo de instalaciones.
Papel clave tras el apagón y en la transición energética
Aunque hace unos años hubo periodos en los que los ciclos combinados apenas se utilizaban, con plantas operando muy pocas horas e incluso paradas, su rol ha cambiado por completo en el contexto actual. En los últimos meses, estas centrales se han consolidado como la principal tecnología de respaldo del sistema eléctrico, especialmente para complementar a la fotovoltaica y la eólica.
Su capacidad para arrancar y parar con rapidez las convierte en un recurso esencial en momentos como el amanecer o el atardecer, cuando cae la producción solar, o en días de poco viento. Además, tienen un papel destacado en servicios técnicos como el control de tensión, la regulación de frecuencia o la respuesta a contingencias imprevistas.
El valor de esta flexibilidad se hizo especialmente visible tras el apagón general registrado el pasado 28 de abril, que dejó sin suministro a buena parte del sistema peninsular. Los ciclos combinados fueron fundamentales en la reposición del servicio y en la llamada “operación reforzada” posterior, en la que se priorizó la disponibilidad de generación flexible para reducir el riesgo de nuevos incidentes.
Los datos recientes reflejan este protagonismo. En octubre y noviembre, los ciclos combinados se situaron como primera tecnología de generación del mix eléctrico español, con cerca del 23,6 % de la producción nacional. En el conjunto del parque español, la generación acumulada hasta noviembre superó los 40 TWh, un incremento aproximado del 33 % respecto al año anterior.
Más arranques, más mantenimiento y nuevas inversiones
En el caso concreto de Naturgy, la exigencia operativa también se ha disparado. La compañía prevé que sus ciclos combinados superen los 3.000 arranques en el año, una cifra que cuadruplica los niveles de 2019. En esta tecnología, explican desde la empresa, tiene más sentido hablar de número de arranques que de horas de funcionamiento, porque su valor reside en la capacidad para encenderse y apagarse varias veces en una misma jornada.
Ese incremento de usos implica mayores exigencias en materia de cuidado de los activos. Naturgy destina en torno a 100 millones de euros anuales al mantenimiento y modernización de sus centrales de ciclo combinado, una cifra que, según sus previsiones, superará los 120 millones debido al mayor ritmo de operación actual.
Dentro de su plan estratégico 2025-2027, la compañía calcula que invertirá en torno a 300 millones de euros en su parque de ciclos combinados, fundamentalmente en actuaciones de mantenimiento mayor, actualización de equipos y mejora de la eficiencia. El nuevo centro de control remoto de Sagunto se enmarca en esta estrategia de reforzar el papel del gas como tecnología de respaldo mientras avanza la penetración de las renovables.
En el conjunto del sistema eléctrico español, los ciclos combinados aportan alrededor de 25.000 MW de potencia instalada. Junto con las plantas de otros operadores, conforman el grueso de la potencia flexible que entra en juego cuando el sol deja de brillar o el viento se debilita, un tipo de respuesta que no ofrecen tecnologías más rígidas como la nuclear, orientadas a producir de forma constante.
Emisiones, combustibles y preparación para el futuro
Aunque los ciclos combinados funcionan hoy principalmente con gas natural, un combustible fósil, sus emisiones por unidad de energía son sensiblemente inferiores a las de las antiguas térmicas de carbón, en torno a un tercio de las que emitían estas últimas. Además, muchas de estas instalaciones, incluidas las de Naturgy, se están adaptando para poder utilizar en el futuro gases de origen renovable.
La compañía destaca que sus plantas están siendo diseñadas o modificadas para admitir mezclas crecientes de gases renovables, como el biometano o el hidrógeno, a medida que estas soluciones vayan ganando peso en el mercado. Este enfoque busca reducir progresivamente la huella de carbono de la generación térmica sin renunciar a la flexibilidad que aporta.
En paralelo, Naturgy estudia desarrollar un gemelo digital del centro de control de Sagunto, una réplica virtual que permitiría probar maniobras, simular escenarios de operación y reforzar la seguridad del sistema sin afectar a la operación real. Este tipo de herramientas se están extendiendo en numerosos sectores industriales para mejorar el control y la planificación.
Contexto regulatorio y necesidad de mecanismos de capacidad
El cambio de rol de los ciclos combinados ha reabierto el debate sobre cómo retribuir los servicios de firmeza y flexibilidad que prestan al sistema. En años anteriores, la baja utilización de estas centrales ponía en cuestión su viabilidad económica, aunque siguieran siendo necesarias como seguro de suministro en caso de contingencia.
Desde el sector se insiste en la importancia de que se pongan en marcha mecanismos de capacidad, es decir, sistemas de remuneración específicos que reconozcan el valor de tener disponibles estas plantas incluso cuando no producen grandes volúmenes de energía. España ha elaborado un plan de implementación, actualizado a 2025, que prevé subastas principales y complementarias cuyo volumen se definirá en función de los análisis de cobertura de demanda a cinco años vista.
El objetivo declarado de estos mecanismos es garantizar la seguridad de suministro en un sistema con alta penetración renovable, enviando señales de inversión a aquellas tecnologías que aportan firmeza y capacidad de respuesta rápida. El borrador, pendiente todavía del visto bueno definitivo de Bruselas, sigue a la espera de aprobación, lo que genera cierta incertidumbre en parte del sector.
Mientras tanto, el aumento de la participación de los ciclos combinados en el mix —con cuotas cercanas al 20 % o superiores en algunos meses de “operación reforzada”— está permitiendo que estas plantas vuelvan a ser rentables desde el punto de vista operativo, aunque las empresas insisten en que la estabilidad a largo plazo requiere un marco regulatorio claro.
La puesta en marcha del centro de control remoto de Naturgy en Sagunto refleja cómo la digitalización y la operación centralizada de activos están ganando peso en el sistema energético europeo: un solo enclave coordina la respuesta de 17 ciclos combinados repartidos por España, refuerza la seguridad de suministro en momentos delicados y facilita la integración de renovables, al tiempo que abre la puerta a un uso más eficiente del gas y a una posible transición hacia combustibles de menor impacto climático.
