Las decisiones del operador del sistema eléctrico, Red Eléctrica, en los últimos 10 días han desatado las alarmas en el sector ante el temor a que la red española pudiera estar sometida a tensiones que deriven en un nuevo apagón. Aunque todos los expertos consultados, consideran que el riesgo de apagón es mucho menor que el que había el 28 de abril de 2025, cuando España se quedó a oscuras, también son conscientes de que la red atraviesa una situación, cuanto menos delicada.
La noche del 15 de julio, Red Eléctrica activó el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), con el que solicita a las industrias adheridas paralizar su actividad con el fin de compensar con esa menor demanda algún problema en la oferta de generación eléctrica. Aquel día, buscaba contrarrestar una menor aportación de la energía eléctrica. La situación se repitió el pasado miércoles día 22, apenas siete días después y por los mismos motivos. El sábado 18, el operador pidió a la central nuclear de Almaraz que retrasase una parada programada de mantenimiento hasta un momento más seguro.
Las eléctricas detectan tensión en el sistema
“Si el sistema esta al borde de un apagón no lo podemos saber porque REE no hace públicos los datos que aplica en su operación reforzada. Son las órdenes que da a los operadores las que nos hacen sospechar de que el sistema no está bien”, apuntan fuentes del sistema eléctrico.
Otra de las compañías del sector corrobora la afirmación: “El sistema está muy tenso, fundamentalmente por la alta demanda y el bajo recurso eólico, a la que se han añadido indisponibilidades nucleares puntuales de estos días”, señalan. Se refieren a la desconexión de la central nuclear de Vandellós II, en Tarragona, el pasado día 11, que fue realizada de forma manual tras detectarse un incidente técnico.
Julio junto con enero suelen ser los dos meses en los que la demanda es más alta de todo el año. Este no es una excepción. Las tres olas de calor declaradas desde el inicio del verano, con concatenación de noches tropicales, hacen que el uso de aires acondicionados se dispare y el final del día, cuando la energía solar deja de aportar al sistema. “En las horas centrales no hay problema para soportar la alta demanda que genera el uso de aire acondicionado. El problema con estas temperaturas es que llega la noche y la temperatura apenas baja. Los consumidores siguen usando aire acondicionado, pero la generación eólica es menos eficiente. Es cuando se produce el desequilibrio”, explica Xavier Cugat, consultor de Energías Renovables. En lo que va de mes de julio, la demanda ha subido un 4% frente a julio del año pasado en la península, pero si se ajusta a los días laborables y la temperatura, la subida es de 0,6%.
Menos posibilidades de apagón
¿Son datos para pensar en que se repita el apagón? “Un apagón siempre puede suceder, pero hay bastantes menos posibilidades de que ocurra que en abril del 2025. Hemos aprendido muchas lecciones”, concluye Cugat.
“No hay un gran riesgo, pero el problema no está resuelto”, puntualiza Alberto Toril, también experto en el sector eléctrico. Desde el día del apagón, REE apostó por introducir un criterio de máxima prudencia planificando unos servicios de ajuste con más generación síncrona, que principalmente aportan los ciclos combinados. Pero el sistema es caro. REE ha reconocido que los servicios de restricciones técnicas costaron en 2025, 3.347 millones de euros. Y que la operación reforzada en concreto, la que afecta al uso de los ciclos combinados, ascendió a 711 desde el día del apagón hasta la primavera de 2026.
“Estos acontecimientos ofrecen una señal relevante sobre la evolución del sistema. Aunque en ningún momento se vio comprometido el suministro a los consumidores finales, el recurso simultáneo a la operación reforzada, a la activación de servicios de respuesta de la demanda y al incremento de los servicios de ajuste evidencia que la flexibilidad se ha convertido en un activo crítico para la seguridad de suministro.”, asegura Eduardo González, socio responsable de Energía y Recursos Naturales de KPMG en España
El reto de controlar un nuevo mix energético
La elección de REE de utilizar el SRAD para aportar esa flexibilidad a su gestión es lo que ha desatado la alarma en esta última semana. “Pero hay que aclarar que no estamos ante una herramienta de fuerza mayor, sino ante una de las opciones a disposición de REE para gestionar el sistema. El operador decide cuál usar en función de las necesidades de oferta y demanda que tiene que balancear y también hace un análisis económico de cuál le cuesta menos”, explican fuentes del sector.
Pese a ello su uso, hasta ahora ha sido excepcional, hacerlo dos veces en una semana implica un cambio, que bien podría estar explicado por ese segundo análisis económico.
El jueves la compañía emitió una nota en la que asegura estar implementando la integración de renovables en ese control para evitar la volatilidad del mercado. Un reto que no es fácil.
“Para garantizar la estabilidad en un sistema con el 80% de renovables, que es lo que queremos, las baterías son esenciales. Pero hay que esperar unos años; mientras llega ese momento, hay que mantener toda la potencia síncrona posible, como son las nucleares”, añaden desde el sector.
En la misma línea apunta Eduardo González, de KPMG. “El principal desafío al que se enfrenta actualmente el sistema eléctrico español es que la transformación del mix de generación está avanzando a una velocidad superior a la adaptación de determinadas infraestructuras y servicios de estabilidad necesarios para gestionarlo de forma segura. La cuestión fundamental para los próximos años es saber si España será capaz de desplegar con la rapidez necesaria las infraestructuras, tecnologías y mecanismos regulatorios que permitan sustituir progresivamente las medidas extraordinarias actualmente utilizadas para preservar la estabilidad del sistema”.
Red Eléctrica paga a la industria para que pare
El Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) es un mecanismo digital al servicio de REE para estabilizar el sistema eléctrico. Se implementó en 2022 para actualizar lo que hasta entonces se llamaba Servicios de Interrumpibilidad. “No existe en ningún otro país”, según explica REE. Las empresas participan voluntariamente acudiendo a una subasta que fija el precio del servicio. Las industrias que concurren reciben una cuantía solo por estar disponibles. La duración máxima de la suspensión de la actividad que se les puede solicitar es de dos horas y deben ser avisados con 12,5 minutos de margen.
En la última subasta, las empresas pusieron a disposición de REE 1.775 MW y reciben una remuneración de 42,62 euros/MW. A ello se suma la remuneración en el momento de la activación. Según los cálculos de REE, un consumidor que aporte 20 MW a este sistema, recibiría 2.009.959 euros solo por estar disponible. Si a ese consumidor se le activó el 15 de julio, cuando el precio es el de la regulación terciaria (uno de los precios diarios que calcula REE), fue de 176,24 euros MWh. La cuenta sería 20 por 176,24 por la hora que estuvo activo, Total 3.524,8 euros adicionales. Es decir, más de dos millones por un servicio de seis meses. ¿Mucho o poco?
Pues dependen de quién lo analice. “Hasta ahora este sistema se entendía como una subvención. REE no lo solía activar, por lo que a las empresas sí les interesaba participar en él. Este año van tres activaciones, si esto continúa así, el interés seguro que decae. Parar excepcionalmente puede interesar; parar recurrentemente es otra cosa. Lo veremos en la próxima subasta”, apuntan fuentes del sector eléctrico.
“Se usa bastante poco para lo que cuesta”, aseguran desde otra de las compañías del sector contactadas. La realidad es que solicitar a la gran industria que frene su consumo tiene sus beneficios frente a otras herramientas de REE. “Es más barato y más rápido que arrancar un ciclo combinado y responder de forma más flexible a un pico de demanda o una ralentización o caída de la energía eólica como ha ocurrido en esta ocasión”, explica Xavier Cugat, consultor de Energías Renovables.
