Centrales de gas natural

El gas natural generó unos 6.900 TWh en 2025, cerca del 22 % de la electricidad mundial, solo por detrás del carbón. Es el combustible de ajuste de la mayoría de los sistemas eléctricos. Los ciclos combinados aportan el grueso de la energía, las turbinas y motores de arranque rápido cubren las puntas y, en muchos mercados, el gas marca el precio mayorista buena parte del año. Las centrales de gas son flexibles, baratas de construir y emiten más o menos la mitad de CO₂ por kWh que las de carbón. En el otro platillo de la balanza: precios del combustible volátiles, una fuerte dependencia de las importaciones en muchos países y las fugas de metano a lo largo de la cadena de suministro.

Cómo funciona

El gas de red es sobre todo metano (CH₄, normalmente un 85–95 %), con algo de etano, propano, nitrógeno y CO₂. Las centrales lo queman de tres maneras principales.

Turbinas de gas (ciclo Brayton). Un compresor eleva el aire a 15–25 veces la presión atmosférica (hasta unas 30 en las máquinas avanzadas). El combustible arde en la cámara de combustión a temperaturas de encendido que ya superan los 1.500 °C en los grupos de clase H y J. Los gases calientes se expanden en la turbina, que mueve a la vez el compresor y un generador. Los gases de escape salen a unos 450–650 °C.

Ciclo combinado. En una central de ciclo combinado (CCGT), esos gases de escape pasan por una caldera de recuperación de calor. El vapor mueve una turbina de vapor (ciclo Rankine) que añade cerca de un 50 % más de electricidad sin gastar más combustible. Las configuraciones habituales son una turbina de gas con una de vapor («1×1») o dos turbinas de gas que alimentan una sola de vapor («2×1»).

Motores alternativos. Grandes motores de encendido por chispa o bicombustible de 5–20 MW cada uno, como los que fabrican Wärtsilä, MAN y Jenbacher, se agrupan en centrales de decenas a cientos de megavatios. Arrancan en menos de cinco minutos y mantienen el rendimiento a carga parcial, lo que los hace muy adecuados para islas, minas y redes con mucha renovable variable.

Los ingenieros de planta expresan el rendimiento como consumo específico de calor (heat rate), la energía de combustible necesaria por kWh entregado:

Los datos de EE. UU. se dan sobre el poder calorífico superior (PCS). Los europeos y los de los fabricantes suelen referirse al poder calorífico inferior (PCI), con lo que la misma central parece cerca de un 10 % más eficiente, porque el PCI del gas natural es aproximadamente el 90 % de su PCS. La calculadora de contenido energético de combustibles convierte entre metros cúbicos, termias, MMBtu y MWh de gas.

Principales variantes

El récord de rendimiento de un ciclo combinado lo tienen grupos de clase H en Japón y Francia, con algo más del 63–64 % PCI. Aun así, cerca del 37 % de la energía del combustible sale como calor de baja temperatura, que las plantas de cogeneración aprovechan para redes de calor o para la industria.

Rendimiento y factor de capacidad

El factor de capacidad de las centrales de gas depende de su papel y del precio del gas. En EE. UU., los ciclos combinados promediaron alrededor del 55–60 % en los últimos años (EIA). El gas de esquisto era tan barato que algunos años funcionaron más que las centrales de carbón. Las turbinas de ciclo simple suelen trabajar al 5–15 % y solo arrancan en puntas de demanda, averías o tardes sin viento. En Europa, la utilización de los ciclos combinados es más baja y más volátil: sube cuando el gas sale más barato que el carbón con el coste del CO₂ incluido y baja cuando el gas es caro o la producción renovable es alta. La calculadora de factor de capacidad muestra qué significan esas horas en producción anual.

Las centrales de gas están entre las térmicas más flexibles. Los ciclos combinados modernos varían su carga a 30–80 MW por minuto, y los motores y las aeroderivadas arrancan en frío en cuestión de minutos. Por eso aportan buena parte de la potencia para la demanda punta, las reservas de operación y el respaldo de la eólica y la solar. La pega: tantos arranques y paradas encarecen el mantenimiento y bajan el rendimiento.

Costes

Una central de gas es barata de construir y cara de operar, justo al revés que las renovables y la nuclear.

• Lazard LCOE+ 2024 (EE. UU., sin subvenciones): ciclo combinado de gas 45–108 $/MWh; centrales de punta de gas 110–228 $/MWh. Los rangos suponen precios del gas en EE. UU. de unos pocos dólares por MMBtu y factores de capacidad del 30–90 % (CCGT) y del 10–15 % (centrales de punta).
• IEA/NEA Projected Costs 2020: mediana para CCGT de unos 71 $/MWh con una tasa de descuento del 7 %, incluido un precio del carbono supuesto de 30 $/t. Los precios regionales del combustible amplían mucho la horquilla.
• NREL ATB y EIA AEO sitúan el coste de inversión overnight de un ciclo combinado nuevo en unos 1.000–1.300 $/kW, y el de las turbinas de combustión algo por debajo por kW.

Lo que manda es el combustible. Con un consumo específico de 6,5 MMBtu/MWh, cada dólar por MMBtu que sube o baja el gas mueve el coste de generación unos 6,5 $/MWh. Con precios Henry Hub en EE. UU. de 2–4 $/MMBtu, el combustible cuesta 13–26 $/MWh. Con los precios TTF europeos de 2022, cuando las medias mensuales superaron brevemente los 200 €/MWh de gas (unos 60 $/MMBtu), solo el combustible costaba unos 350 €/MWh de electricidad. Un precio del carbono de 80 €/t encarece el ciclo combinado en unos 28–32 €/MWh. Haz tus propios números con la calculadora de LCOE. Pon el factor de capacidad en el 10 % y verás por qué las centrales de punta salen tan caras por MWh pese a ser baratas de construir.

El GNL y el mercado mundial del gas

Los países sin suministro por gasoducto importan gas natural licuado (GNL), enfriado a unos −162 °C y transportado en metaneros. La licuefacción, el transporte y la regasificación consumen alrededor del 10–15 % de la energía del gas y añaden varios dólares por MMBtu. También suben entre un 10 y un 40 % las emisiones de ciclo de vida, según la ruta. EE. UU. se convirtió en 2023 en el mayor exportador de GNL del mundo, por delante de Catar y Australia. El GNL ha conectado en parte lo que antes eran mercados regionales de gas: un invierno frío en Asia encarece ahora la electricidad en Europa.

Suelo, agua y materiales

La huella de la propia central es pequeña, a menudo unas pocas hectáreas para un ciclo combinado de un gigavatio. Los pozos, las líneas de recogida y los gasoductos aguas arriba ocupan mucho más terreno, sobre todo en las cuencas de esquisto. Un ciclo combinado necesita por MWh alrededor de un tercio del agua de refrigeración de una central de carbón o nuclear, porque la parte de turbina de gas evacua su calor con los gases de escape. La revisión de NREL (Macknick et al., 2012) da un consumo mediano de unos 200 galones estadounidenses por MWh para ciclos combinados con torre de refrigeración, frente a unos 700 para el carbón y la nuclear. Los aerocondensadores pueden bajarlo casi a cero a cambio de una pequeña pérdida de rendimiento. Las turbinas de ciclo simple apenas usan agua.

Emisiones de CO2 en el ciclo de vida

La chimenea solo cuenta una parte de la historia. Las fugas de metano en pozos, compresores, gasoductos y plantas de GNL suman mucho, porque el potencial de calentamiento global del metano es de unos 30 a 100 años y de unos 80 a 20 años (IPCC AR6).

• IPCC AR5 WGIII Annex III (2014): mediana del ciclo combinado 490 gCO2e/kWh, rango 410–650.
• UNECE 2021: ciclo combinado de gas (NGCC) 403–513 gCO2e/kWh sin captura. Con CCS, el rango baja a unos 90–220 gCO2e/kWh, limitado por las tasas de captura y el metano aguas arriba.
• Las turbinas de ciclo abierto emiten un 50–60 % más por kWh que los ciclos combinados por su menor rendimiento.

Nadie se pone de acuerdo sobre cuánto se escapa. Alvarez et al. (Science, 2018) midieron en la cadena de suministro de EE. UU. emisiones equivalentes a cerca del 2,3 % de la producción bruta de gas, aproximadamente un 60 % por encima del inventario oficial de la EPA. El Global Methane Tracker de la IEA calcula que en torno al 40 % del metano del petróleo y el gas podría evitarse sin coste neto. Los estudios de ciclo de vida sitúan el punto en que el gas pierde su ventaja climática frente al carbón, en un horizonte de 20 años, en fugas de pocas unidades porcentuales. A 100 años, el gas conserva una ventaja clara con la mayoría de las tasas de fuga realistas. Los satélites que detectan grandes emisores, los programas de detección y reparación de fugas y el reglamento europeo sobre metano (que también abarca las importaciones) apuntan a cerrar esa brecha.

Seguridad e impacto en la salud

El gas arde casi sin dióxido de azufre, partículas ni mercurio. Sí emite óxidos de nitrógeno, que se controlan con quemadores secos de bajo NOx y reducción catalítica selectiva. Por unidad de energía, daña la salud mucho menos que el carbón o el petróleo. Markandya y Wilkinson (Lancet, 2007) estimaron unas 4 muertes por TWh para el gas europeo. La síntesis de Our World in Data da unas 2,8 muertes por TWh, frente a unas 24,6 del carbón y 0,03 de la nuclear, la eólica y la solar. Entre los riesgos de la cadena de suministro están las explosiones de gasoductos, los reventones de pozos y los incidentes en almacenamientos como el de Aliso Canyon (California, 2015–2016), y los efectos locales sobre el aire y el agua cerca de las explotaciones de esquisto.

Opciones de descarbonización

Captura de carbono. La captura poscombustión con aminas es más difícil en un ciclo combinado que en una central de carbón, porque los gases de escape del gas están muy diluidos (cerca de un 4 % de CO₂, frente al 12–14 % del carbón). La penalización es de 7–10 puntos porcentuales de rendimiento. El proyecto británico Net Zero Teesside Power (unos 740 MW, decisión de inversión a finales de 2024) aspira a ser la primera central de gas con CCS a escala comercial, con una tasa de captura de hasta el 95 %.

Mezcla con hidrógeno. La mayoría de las turbinas nuevas pueden quemar un 30–50 % de hidrógeno en volumen, y los fabricantes apuntan al 100 % hacia 2030. El hidrógeno tiene alrededor de un tercio de la energía volumétrica del metano, así que una mezcla del 30 % en volumen solo reduce el CO₂ en torno a un 10 %, y el propio hidrógeno tiene que ser bajo en carbono. La calculadora de hidrógeno verde muestra la electricidad necesaria. En hidrógeno verde encontrarás los números económicos.

El biometano procedente de la digestión anaerobia puede sustituir directamente al gas fósil, pero la oferta es escasa comparada con la demanda del sector eléctrico.

Perspectivas

El rumbo de la generación con gas depende de la región. En EE. UU., el gas de esquisto desplazó al carbón entre 2008 y 2024, y hoy el gas aporta cerca del 40 % de la electricidad del país. La demanda de los centros de datos ha reactivado los pedidos de turbinas nuevas, y en 2025 los plazos de entrega de los grupos grandes se habían alargado a varios años. En Europa, el choque de precios de 2022 aceleró las renovables y la eficiencia, y el gas quemado para generar electricidad ha caído. Sigue siendo el principal respaldo en los periodos oscuros y sin viento, y obtiene ingresos en los mercados de capacidad. Oriente Medio, el Sudeste Asiático y partes de África siguen añadiendo grandes parques de ciclos combinados.

En un sistema de cero emisiones netas, las centrales de gas acaban vendiendo potencia firme más que energía. Funcionan menos horas como respaldo junto al almacenamiento en baterías y la energía eólica, y con el tiempo pasan a CCS, hidrógeno o biometano. El mapa mundial de la energía muestra qué países dependen más del gas, y la comparación de tecnologías enfrenta sus costes y emisiones con los de las alternativas.