Red Eléctrica cortó 831 MW a la industria el viernes: sexta activación en menos de dos meses. El operador del sistema eléctrico español, Red Eléctrica, volvió a recurrir al Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) a las 21.02 horas del 4 de septiembre para ajustar la oferta y la demanda en un momento de desajuste en la red.
Según los datos publicados en ESIOS, la plataforma oficial del operador, la activación afectó a una potencia industrial interrumpida de 831 megavatios. La orden obligó a consumidores industriales que forman parte del servicio a detener parte de sus procesos productivos. En el momento de la activación, ni la duración exacta ni el precio que cobrarán las empresas por este servicio se conocían. La previsión inicial apuntaba a una hora, pero el operador no descartaba ampliarla si el desajuste persistía. El SRAD es una pieza relativamente joven del sistema español. Nació como un mecanismo de emergencia, pero los datos del verano de 2026 muestran que se ha convertido en una válvula de ajuste ordinaria.
Es la sexta vez que Red Eléctrica activa este mecanismo desde el pasado 15 de julio. En aquella primera fecha, lo hizo en dos ocasiones a lo largo del día. Una semana después volvió a recurrir al SRAD. En agosto, las activaciones se produjeron los días 11 y 20. Con la de este viernes, el operador acumula seis cortes a la industria en menos de dos meses, un récord desde que el servicio se puso en marcha hace cinco años.
El desencadenante de estas paradas no es una amenaza de apagón. Tal y como recuerda el propio operador, no hay riesgo de suministro. La razón es más operativa: cuando la generación renovable, especialmente eólica y fotovoltaica, se desvía de las previsiones, se abre un hueco entre la electricidad disponible y la demanda. El verano de 2026 ha combinado altas temperaturas con una generación solar muy variable en las horas de la tarde, justo cuando la demanda de refrigeración se mantiene alta. Llenar ese hueco con un ciclo combinado implica arrancar una central que puede tardar más en entrar en servicio y cuyo coste suele ser mayor.
La sexta activación del SRAD: 831 MW a las 21.02 horas
El Servicio de Respuesta Activa de la Demanda es un mecanismo que Red Eléctrica paga para disponer de flexibilidad rápida. Las empresas industriales que se adhieren al servicio aceptan reducir o interrumpir su consumo eléctrico en momentos puntuales. A cambio, reciben una retribución fija por estar disponibles y, en su caso, una compensación por cada activación.
La activación del viernes se ejecutó a las 21.02 horas, en pleno descenso de la generación solar. La cifra de 831 MW es comparable a la capacidad de una gran central de ciclo combinado, aunque en este caso la energía liberada se reasigna al equilibrio del sistema, no al consumo doméstico.
La sexta activación en menos de dos meses confirma que la flexibilidad de la demanda dejó de ser una herramienta excepcional para convertirse en parte cotidiana de la operación del sistema.
La lista de fechas es reveladora. El 15 de julio se activó dos veces el SRAD. Una semana después, la tercera. En agosto, los días 11 y 20 sumaron la cuarta y la quinta. Y la de este viernes, la sexta. Ninguna de las anteriores había coincidido con un periodo de riesgo de suministro severo; todas respondieron a desajustes operativos vinculados a la previsión de renovables.
Por qué Red Eléctrica para la industria antes que encender un ciclo combinado
La prioridad del operador es la seguridad del sistema. Ante un desajuste previsto o real entre generación y consumo, Red Eléctrica dispone de varios recursos: subir la producción de las centrales que ya están en servicio, arrancar otras que están paradas o reducir la demanda. El SRAD es una herramienta de esta última categoría.
Un ciclo combinado parado necesita un tiempo para sincronizarse a la red y alcanzar la potencia requerida. Además, el coste de arranque y del combustible —gas natural en la mayoría de las configuraciones— puede superar el precio que el operador pagaría por la respuesta de la demanda. No obstante, el cálculo no siempre es evidente: cada activación del SRAD tiene su propio precio, determinado en la subasta de flexibilidad.
La flexibilidad de la demanda tiene ventajas estructurales. Es más rápida de activar que un arranque de central, no consume combustible fósil y no emite CO₂. Sin embargo, no es gratis: las empresas industriales pagan un coste de oportunidad real cuando detienen máquinas que podrían estar produciendo. En la quinta activación, registrada en agosto, el precio pagado por el servicio superó al del mercado mayorista en ese momento. En la activación del 4 de septiembre, el precio no se conocía aún en las horas posteriores al corte, según los datos preliminares recogidos en ESIOS.
Lo que la frecuencia de los cortes revela sobre el sistema eléctrico español
El récord de activaciones no es una anécdota. Es la consecuencia directa de un sistema eléctrico cada vez más expuesto a la variabilidad meteorológica. La generación renovable, especialmente la fotovoltaica en las horas centrales del día, puede sufrir desviaciones relevantes cuando la meteorología cambia de forma repentina. Cuando la nubosidad o el viento no coinciden con las previsiones, el operador debe reaccionar en minutos.
Los errores de previsión de renovables no son nuevos. Lo que cambia es la escala. Con una penetración renovable por encima del 50% en el mix anual, cualquier desviación de unos pocos puntos porcentuales se traduce en cientos de megavatios. La fotovoltaica depende de la radiación solar, y la eólica, de la constancia del viento. Ninguna de las dos se controla desde una sala de operación. En los primeros cinco años del SRAD, las activaciones eran esporádicas y se contaban con los dedos de una mano cada ejercicio. El verano de 2026 ha roto ese patrón.
La contradicción es evidente. Cuanto más éxito tiene la transición energética en incorporar renovables, más frecuente es la necesidad de herramientas de equilibrio como el SRAD. La industria, que además soporta precios energéticos elevados en algunos periodos, asume ahora un nuevo papel: aportar la flexibilidad que el sistema necesita.
Cada corte de SRAD es una radiografía del sistema: la renovable se desvía y la industria paga con su proceso productivo la flexibilidad que el sistema no encuentra en otro lado.
El coste de esta flexibilidad también merece atención. Si la respuesta activa de la demanda se activa con más frecuencia, las empresas industriales acabarán internalizando ese papel en sus cálculos de producción. El resultado puede ser una mayor reticencia a ofrecer este servicio si el precio no refleja el coste real de detener una línea de producción.
El debate de fondo va más allá de la remuneración de las empresas. El sistema necesita más herramientas de flexibilidad: almacenamiento con baterías, bombeo reversible, interconexiones y una respuesta de la demanda más sofisticada. El SRAD ha funcionado como parche de urgencia, pero la repetición de los cortes sugiere que hace falta una estrategia de flexibilidad más completa y con incentivos estables.
La remuneración del SRAD ha sido objeto de revisión en los últimos tiempos. La gran industria cobrará un 35% menos por desconectarse de la red en caso de ser necesario, según las últimas actualizaciones regulatorias. Ese ajuste puede parecer menor en el papel, pero reduce el incentivo para que las empresas sigan ofreciendo esta flexibilidad. Y, sin embargo, la frecuencia de los cortes demuestra que el operador la necesita cada vez más.
La pregunta no es si Red Eléctrica volverá a activar el SRAD. Lo hará. La cuestión es cómo evolucionará la relación entre el operador, la industria y la remuneración de la flexibilidad en un sistema que ya no se opera solo con centrales tradicionales. El próximo escrutinio llegará con la publicación de los precios de estas activaciones y con los datos definitivos de un verano que ha puesto a prueba los mecanismos de equilibrio del sistema.
