Red Eléctrica apaga la industria por novena vez este año ante una nueva desviación de la generación eólica

El operador redujo este lunes en 943 MW el consumo de las empresas participantes durante cerca de dos horas. El Servicio de Respuesta Activa de la Demanda, que no se utilizó en 2025 y se activó solamente cuatro veces en 2024, acumula nueve intervenciones este año, siete de ellas desde mediados de julio. Las compañías cobrarán alrededor de 434 millones de euros este año por mantener disponible su capacidad, a los que se añade la energía que dejan de consumir cada vez que reciben una orden.

Red Eléctrica activó este lunes, 28 de septiembre, el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) para reducir temporalmente el consumo de una parte de la industria y recuperar margen de reserva en el sistema eléctrico peninsular. La orden, emitida a las 21.16 horas, movilizó 943 MW, el 53 % de los 1.775 MW contratados para el segundo semestre, durante cerca de dos horas y evitó el consumo de aproximadamente 1.634 MWh.

Con esta intervención, el operador del sistema ha recurrido nueve veces al SRAD en lo que va de 2026, contando como activaciones independientes las órdenes escalonadas emitidas en una misma jornada. Dos correspondieron al episodio del 28 de enero y las siete restantes se han concentrado desde el 15 de julio. El contraste con los años anteriores es considerable: en 2025 no se activó ninguna vez y en 2024 se empleó en cuatro ocasiones, los días 22 de mayo, 10 de julio y 11 y 12 de diciembre.

El SRAD no es un mecanismo automático de deslastre de cargas ni un relé de emergencia contra apagones. Se trata de un producto específico de balance, asimilable a la reserva para la recuperación de la frecuencia con activación manual (mFRR, por sus siglas en inglés), que permite actuar sobre el lado de la demanda cuando resulta insuficiente la reserva terciaria “a subir”.

Desde el punto de vista del balance eléctrico, reducir 943 MW de consumo produce un efecto equivalente a incrementar en esa misma magnitud la generación neta disponible. La actuación no aporta por sí misma inercia síncrona ni sustituye a los servicios de control de tensión, pero disminuye instantáneamente la potencia que debe ser atendida por las centrales y libera margen operativo para responder a nuevas desviaciones o indisponibilidades.

Procedimiento de operación

El procedimiento de operación, aprobado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, establece que Red Eléctrica debe activar el servicio cuando la reserva disponible de regulación terciaria a subir sea inferior a la requerida conforme a los criterios de seguridad del sistema. La decisión es manual y preventiva: no significa que el suministro haya estado a punto de interrumpirse, sino que el operador ha detectado que el colchón de potencia capaz de reaccionar en pocos minutos era menor del establecido.

Las empresas participantes reciben la consigna a través de centros de control conectados en tiempo real con Red Eléctrica. Desde el envío de la orden disponen de 12,5 minutos para ejecutar la reducción comprometida. Pueden hacerlo deteniendo temporalmente procesos, disminuyendo cargas eléctricas o desplazando consumos, siempre que la respuesta sea medible y verificable mediante telemedidas de potencia activa.

Cada proveedor puede ser activado una sola vez al día y durante un máximo de dos horas. El servicio está disponible de lunes a viernes entre las 8.00 y las 24.00 horas y, durante los fines de semana y festivos, entre las 22.00 y las 23.59 horas. Las unidades se seleccionan mediante turnos rotatorios y la reducción se verifica en periodos cuarto-horarios comparando las telemedidas con su programa de consumo.

Retribución

La retribución tiene dos componentes claramente diferenciados. El primero es el pago por disponibilidad: las empresas cobran por mantener una potencia preparada para reducirse, aunque Red Eléctrica no llegue a utilizarla. En la subasta correspondiente al segundo semestre se adjudicaron 1.775 MW durante 2.358 horas a un precio marginal de 42,62 euros por MW y hora. Esto supone unos 100.498 euros por cada megavatio comprometido durante el semestre y un coste agregado próximo a 178,4 millones de euros.

Durante los seis primeros meses del año se habían contratado 1.725 MW para 2.279 horas a un precio considerablemente superior, 65 euros por MW y hora. El coste de disponibilidad de ese periodo ascendió a aproximadamente 255,5 millones. En conjunto, los adjudicatarios del SRAD percibirán alrededor de 434 millones de euros en 2026 solamente por mantener disponible su capacidad, frente a unos 283 millones en 2025 y 142,8 millones en 2024. El incremento responde tanto al mayor volumen contratado como a los precios resultantes de las subastas.

La cifra de 1.775 MW adjudicada para este semestre cubre, además, únicamente el 76 % de los 2.339 MW que Red Eléctrica había considerado necesarios. En la subasta participaron 36 proveedores, con 2.413 MW ofertados, aunque la aplicación de las reglas de competencia y del presupuesto máximo limitó el volumen finalmente asignado. Desde 2026 pueden agregarse instalaciones de menor tamaño a través de comercializadoras, siempre que la unidad conjunta alcance al menos 1 MW.

Unos 322.000 euros sólo el lunes que pagan los consumidores

El segundo componente económico aparece cuando el servicio se utiliza efectivamente. La energía que las empresas dejan de consumir se remunera al máximo precio marginal de las asignaciones programadas y directas de regulación terciaria a subir de cada periodo cuarto-horario. No se trata, por tanto, de una cantidad incluida en los 434 millones de disponibilidad, sino de un pago adicional por la energía de balance realmente entregada al sistema.

La activación del lunes se valoró en torno a 196,91 euros por MWh, uno de los precios más elevados registrados este año. Aplicado a los aproximadamente 1.634 MWh reducidos, arroja una retribución provisional cercana a 322.000 euros, antes de los ajustes y liquidaciones definitivas. Sumadas las intervenciones anteriores, el coste variable de las activaciones de 2026 se aproxima a 2,3 millones de euros, una cantidad muy inferior a la retribución fija por disponibilidad.

El mecanismo incluye penalizaciones. Si una unidad no mantiene la potencia comprometida durante las horas de disponibilidad, debe devolver el importe correspondiente, multiplicado por un coeficiente que puede llegar a 1,5. Si, una vez activada, entrega menos energía de la requerida, el incumplimiento se valora al precio de la regulación terciaria a subir multiplicado por dos. La reiteración de incumplimientos puede provocar la inhabilitación del proveedor y la pérdida de la remuneración futura.

El coste no constituye un ingreso de Red Eléctrica. De acuerdo con el Procedimiento de Operación 14.4, se integra en la liquidación de los servicios de ajuste y se distribuye entre la demanda y los sujetos responsables del balance —comercializadoras, productores y consumidores directos—, en parte conforme a sus desvíos. Finalmente acaba incorporándose al coste de la energía soportado por los consumidores.

Desviación de la producción eólica

Los datos disponibles apuntan a que la activación del lunes estuvo motivada por una desviación especialmente intensa de la producción eólica. En la casación del mercado diario se habían programado inicialmente cerca de 9 GW eólicos para las 21.00 horas. En el programa final P48, una vez incorporados los mercados intradiarios y ajustes posteriores, la previsión ya se había reducido a unos 6,8 GW. Sin embargo, la generación real rondaba solo 4,5 GW cuando comenzó la activación y descendió hasta aproximadamente 3,8 GW durante la intervención.

Este desfase agotó parte de la reserva disponible para compensar errores de previsión y dejó al sistema con menos capacidad “a subir” de la requerida. Red Eléctrica ha señalado que la continuidad del suministro no estuvo comprometida. El SRAD se utilizó precisamente para recuperar el margen preventivo exigido por los procedimientos de operación.

La concentración de activaciones durante el verano no responde a una única causa. Varios de los episodios han coincidido con una producción eólica inferior a la prevista, elevada demanda por las temperaturas y el rápido descenso de la generación fotovoltaica al anochecer. El 15 de julio concurrió además la indisponibilidad del reactor Vandellós II. Cuando estas circunstancias coinciden, los ciclos combinados, la hidráulica, el almacenamiento y los intercambios internacionales pueden no aportar suficiente reserva adicional en el plazo requerido o hacerlo a precios muy elevados.

Importancia de la previsión meteorológica y de la flexibilidad

El aumento de potencia renovable no implica por sí mismo una pérdida de seguridad, pero sí incrementa la importancia de la previsión meteorológica y de la flexibilidad. Una desviación de varios gigavatios entre la eólica programada y la producción real puede consumir rápidamente las reservas contratadas. La rampa solar del atardecer agrava el problema: en pocas horas desaparece una parte importante de la generación fotovoltaica al mismo tiempo que se mantiene la demanda residencial e industrial.

También puede estar influyendo una gestión más conservadora de las reservas y de la operación del sistema, aunque Red Eléctrica no ha publicado todavía un análisis que cuantifique cuánto del incremento de activaciones obedece a cambios en los criterios operativos y cuánto a condiciones meteorológicas o indisponibilidades concretas. Desde el apagón de abril de 2025, el sistema funciona en determinados periodos con una operación reforzada, con mayor programación de generación gestionable y necesidades adicionales de reserva y control dinámico.

El récord de activaciones no demuestra, por tanto, una situación permanente de emergencia, pero sí evidencia que la flexibilidad de la demanda ha dejado de ser un recurso testimonial. También plantea una cuestión económica: el sistema destinará cerca de 434 millones de euros a garantizar una reserva industrial que en 2025 no se utilizó y que en 2026 está siendo requerida con una frecuencia inédita.

La repetición de estos episodios refuerza la necesidad de mejorar la predicción renovable, ampliar el almacenamiento y el bombeo, disponer de generación flexible, aumentar las interconexiones y desarrollar una respuesta de la demanda más distribuida. El SRAD aporta una solución rápida, pero su utilización recurrente muestra que el equilibrio de una red con una elevada penetración renovable exige más recursos capaces de modificar su producción o consumo en cuestión de minutos.