España ha incrementado un 19 % el consumo de gas natural destinado a producir electricidad durante los nueve primeros meses de 2026, según los resultados presentados este martes, 20 de octubre, por Enagás. El dato revela que las centrales de ciclo combinado siguen siendo esenciales para el funcionamiento del sistema eléctrico, incluso después de varios años de expansión de las energías renovables.
La demanda total de gas natural alcanzó los 242 teravatios hora (TWh) entre enero y septiembre, un 2,6 % más que en el mismo periodo de 2025. Enagás atribuye este crecimiento principalmente al mayor consumo de combustible en las centrales que generan electricidad.
La paradoja es que el incremento coincide con un fuerte avance de la producción fotovoltaica. Según las estadísticas provisionales de Red Eléctrica, hasta finales de septiembre la generación solar había crecido alrededor de un 20 % en la España peninsular, mientras que los ciclos combinados también producían considerablemente más electricidad.
Los resultados ponen sobre la mesa una cuestión económica fundamental: cuánto cuesta garantizar el suministro eléctrico cuando la producción renovable no coincide con las necesidades de consumo.
El consumo de gas aumenta un 19 % y alcanza su mayor crecimiento en generación eléctrica
Los resultados de Enagás muestran que el incremento del consumo de gas no ha sido uniforme entre sus diferentes aplicaciones.
La demanda destinada a generar electricidad aumentó un 19 %, mientras que el consumo total del país creció un 2,6 %.
Esta diferencia indica que las centrales eléctricas han sido el principal motor del aumento de la utilización del combustible.
| Indicador | Datos de 2026 | Variación respecto a 2025 |
| Demanda total de gas natural | 242 TWh | +2,6 % |
| Gas destinado a generación eléctrica | — | +19 % |
| Beneficio neto de Enagás | 204,1 millones € | −22,3 % |
| Beneficio neto recurrente | 195,8 millones € | −5,4 % |
| EBITDA de Enagás | 491,5 millones € | −2,9 % |
Los datos corresponden al periodo enero-septiembre de 2026. El comunicado de resultados no desglosa en esta presentación el volumen absoluto de gas consumido para generación eléctrica.
El incremento del 19 % no significa que España haya consumido un 19 % más de electricidad.
Tampoco implica que el precio de la luz haya aumentado en esa proporción.
Lo que refleja es que las instalaciones eléctricas alimentadas con gas han necesitado más combustible para funcionar que durante el mismo periodo del año anterior.
La comparación que explica la situación: crecen el gas y la energía solar al mismo tiempo
Para interpretar el dato de Enagás es necesario examinar qué ha ocurrido con otras fuentes de generación.
Las estadísticas de Red Eléctrica permiten comprobar que el mayor uso de ciclos combinados no ha coincidido con una caída generalizada de la producción renovable.
De hecho, la energía solar fotovoltaica ha experimentado un crecimiento considerable.
La comparación de los datos provisionales de la España peninsular hasta el 28 de septiembre muestra una evolución muy diferente entre tecnologías.
| Tecnología | Generación acumulada | Variación interanual |
| Solar fotovoltaica | 47.833 GWh | +20,2 % |
| Eólica | 40.524 GWh | +0,8 % |
| Nuclear | 39.609 GWh | +0,6 % |
| Ciclo combinado | 30.229 GWh | +15,8 % |
| Hidráulica | 24.222 GWh | −8,8 % |
Datos provisionales de Red Eléctrica para el sistema peninsular, acumulados hasta el 28 de septiembre de 2026. No tienen exactamente el mismo ámbito territorial ni el mismo cierre temporal que las cifras de consumo de gas de Enagás.
La comparación revela tres circunstancias relevantes.
La primera es que la producción fotovoltaica ha crecido con fuerza. Por tanto, el mayor consumo de gas no puede explicarse afirmando que las renovables hayan dejado de avanzar.
La segunda es que la generación hidráulica ha descendido un 8,8 %, reduciendo la aportación de una tecnología capaz de producir electricidad de forma regulable cuando dispone de suficientes recursos hídricos.
La tercera es que la generación eólica apenas ha aumentado un 0,8 %, un crecimiento muy inferior al registrado por la solar.
Estos factores ayudan a comprender la evolución del sistema, aunque no permiten atribuir todo el incremento del gas a una sola causa.
Para establecer esa relación con precisión también deben considerarse la demanda eléctrica, las exportaciones, las importaciones, la disponibilidad de las centrales y las decisiones de operación de la red.
Por qué España sigue necesitando centrales de gas
El principal problema no es producir suficiente electricidad renovable a lo largo de un año, sino disponer de ella en cada momento.
Las instalaciones solares generan principalmente durante las horas de luz. Los aerogeneradores dependen de las condiciones del viento.
Esto significa que puede existir una elevada producción renovable durante determinadas horas y una aportación mucho menor en otras.
La electricidad, además, debe producirse y consumirse de manera equilibrada para garantizar el funcionamiento estable de la red.
Cuando la generación disponible no cubre las necesidades del sistema, deben intervenir otras tecnologías.
Las centrales de ciclo combinado utilizan gas natural para producir electricidad y tienen capacidad para adaptar su funcionamiento a los requerimientos de la red, dentro de sus límites técnicos.
También pueden contribuir a determinados servicios de estabilidad y seguridad del sistema eléctrico.
Su principal inconveniente económico es que necesitan comprar combustible, cuyo precio depende en buena medida de los mercados internacionales.
A esto se añaden los costes de funcionamiento y los derechos de emisión de dióxido de carbono.
La combinación provoca que mantener centrales de gas disponibles y utilizarlas cuando son necesarias tenga un coste que debe considerarse al evaluar el modelo energético español.
El descenso de la producción hidráulica también influye en el equilibrio eléctrico
La evolución de la energía hidráulica merece especial atención.
Las centrales hidroeléctricas con embalse pueden aumentar o reducir su producción dentro de sus posibilidades operativas y de la disponibilidad de agua.
Por ese motivo, representan una fuente valiosa de generación gestionable.
Sin embargo, su producción depende de las reservas disponibles, las aportaciones de agua, las restricciones ambientales y las decisiones de explotación.
La caída del 8,8 % registrada hasta finales de septiembre ha reducido su aportación respecto al mismo periodo del año anterior.
Esto no demuestra que toda esa electricidad haya sido sustituida mediante gas.
Sí indica que el sistema ha contado con menos generación hidráulica en términos acumulados, mientras aumentaba la utilización de los ciclos combinados.
El comportamiento de ambas tecnologías constituye una de las variables que deben analizarse para comprender por qué el consumo de gas ha crecido durante 2026.
¿Pagaremos más por la luz debido al mayor consumo de gas?
El incremento del uso de gas puede influir en los costes eléctricos, pero no supone automáticamente una subida de la factura de los hogares.
El efecto depende de cuándo funcionen las centrales y de qué tecnología determine el precio del mercado mayorista en cada periodo.
Cuando una central de gas resulta necesaria para cubrir la demanda y fija el precio marginal, el coste del combustible puede influir directamente en el precio de la electricidad.
Durante las horas con abundante generación solar o eólica, en cambio, los precios mayoristas pueden situarse en niveles mucho menores.
También deben tenerse en cuenta los costes de los servicios utilizados para mantener el equilibrio y la seguridad de la red.
El sistema eléctrico necesita disponer de recursos que permitan responder ante desviaciones de producción, cambios de demanda o problemas técnicos.
Estos servicios generan costes con independencia de que el precio de la energía en determinadas horas resulte bajo.
Qué ocurre con los hogares y las empresas
Los consumidores acogidos al PVPC están expuestos a la evolución de los precios eléctricos mediante una fórmula que combina referencias del mercado diario con precios de los mercados a plazo.
En los contratos de precio fijo, la repercusión depende de las condiciones pactadas con la comercializadora.
Las industrias electrointensivas pueden verse especialmente afectadas cuando los precios energéticos aumentan, aunque también influye el tipo de contrato que tengan.
Por tanto, para evaluar el impacto económico real del aumento del consumo de gas sería necesario conocer cuánto costó generar electricidad mediante ciclos combinados, durante qué horas fueron necesarios y cómo evolucionaron los precios del mercado.
Los resultados de Enagás no proporcionan por sí solos esa información.
El coste de mantener centrales de respaldo también importa
Uno de los aspectos menos visibles de la transición energética es que disponer de capacidad eléctrica tiene un coste, incluso cuando no se utiliza continuamente.
Las instalaciones necesitan personal, mantenimiento, revisiones técnicas y recursos para mantenerse operativas.
En el caso de los ciclos combinados, estos costes se suman a la compra del gas consumido durante su funcionamiento.
Pero prescindir de esas centrales también exige desarrollar alternativas capaces de cubrir las mismas necesidades.
Las baterías permiten almacenar electricidad y responder rápidamente durante periodos limitados.
El bombeo hidroeléctrico puede trasladar energía de unas horas a otras mediante el almacenamiento de agua.
Las centrales hidráulicas con embalse ofrecen generación regulable, mientras que las interconexiones internacionales permiten intercambiar electricidad con países vecinos.
La energía nuclear aporta producción estable durante su funcionamiento, aunque también está sujeta a paradas programadas y necesidades de mantenimiento.
Cada alternativa presenta ventajas, limitaciones y costes diferentes.
| Tecnología | Principal utilidad | Limitación económica u operativa |
| Ciclos combinados | Generación regulable y respaldo | Compra de gas y derechos de emisión |
| Nuclear | Producción firme durante su operación | Altas necesidades de inversión y mantenimiento |
| Hidráulica con embalse | Electricidad gestionable | Dependencia de los recursos hídricos |
| Bombeo hidroeléctrico | Almacenamiento de energía | Inversión e instalaciones específicas |
| Baterías | Respuesta rápida y almacenamiento | Coste y duración limitada de descarga |
| Interconexiones | Intercambio de electricidad | Capacidad disponible y situación de países vecinos |
El desafío consiste en determinar qué combinación permite garantizar el suministro al menor coste total posible.
Comparar únicamente el coste de producir un megavatio hora con cada tecnología no resulta suficiente si unas pueden generar cuando se necesitan y otras dependen de condiciones variables.
España continúa dependiendo del gas importado
El aumento de la utilización de ciclos combinados también tiene consecuencias para la seguridad energética.
España cuenta con una importante infraestructura de almacenamiento, transporte y regasificación, pero obtiene la mayor parte del gas natural mediante importaciones.
Una parte llega a través de gasoductos internacionales y otra mediante buques que transportan gas natural licuado.
Esta diversificación proporciona flexibilidad, aunque mantiene la exposición a los mercados exteriores.
Conflictos internacionales, dificultades de suministro, variaciones de la demanda mundial y alteraciones logísticas pueden influir en el precio del combustible.
Por ello, la dependencia del gas no es exclusivamente una cuestión ambiental.
También afecta a los costes de producción, la balanza energética y la competitividad de las empresas españolas.
La expansión de fuentes nacionales de electricidad puede reducir la necesidad de importar combustible, siempre que vaya acompañada de suficientes capacidades de respaldo, almacenamiento y gestión de la demanda.
Enagás gana 204 millones de euros hasta septiembre
El aumento del consumo de gas se ha conocido durante la presentación de los resultados financieros de Enagás correspondientes a los nueve primeros meses del año.
La compañía obtuvo un beneficio neto de 204,1 millones de euros, un 22,3 % menos que en el mismo periodo de 2025.
Sin embargo, esta reducción está condicionada por operaciones extraordinarias que afectan a la comparación entre ejercicios.
El beneficio neto recurrente alcanzó los 195,8 millones de euros, con un descenso del 5,4 %.
Por su parte, el resultado bruto de explotación, conocido como EBITDA, se situó en 491,5 millones de euros.
La empresa mantiene sus objetivos para el cierre de 2026, entre ellos alcanzar aproximadamente 235 millones de euros de beneficio neto recurrente y 620 millones de EBITDA.
Los resultados también reflejan el efecto del marco regulatorio 2021-2026 sobre sus ingresos, parcialmente compensado por otras aportaciones al negocio.
Aunque estos datos son relevantes para conocer la situación financiera de la compañía, la principal novedad económica de la jornada es la evolución del consumo de gas para producir electricidad.
El dato de Enagás plantea una cuestión decisiva para el futuro energético de España
El aumento del 19 % del consumo de gas para generación eléctrica no demuestra que las energías renovables hayan fracasado. La producción fotovoltaica ha crecido considerablemente durante 2026 y continúa aumentando su aportación al sistema.
Pero tampoco permite sostener que ampliar la potencia renovable sea suficiente, por sí solo, para reducir la necesidad de centrales térmicas en todos los periodos.
Los datos muestran que ambas realidades pueden coexistir: más electricidad solar y mayor utilización del gas.
La política energética española deberá afrontar esa situación mediante decisiones sobre almacenamiento, redes, interconexiones, centrales convencionales y seguridad del suministro.
Todas ellas tienen consecuencias económicas que terminarán afectando, de una forma u otra, a consumidores y empresas.
La verdadera medida del éxito del sistema eléctrico no será únicamente cuánta potencia renovable consiga instalar España, sino cuánta dependencia exterior logre reducir sin comprometer la seguridad del suministro ni disparar su coste total. El 19 % de aumento del gas registrado en 2026 demuestra que esa transformación todavía tiene importantes desafíos pendientes.