Red Eléctrica de España (REE) ha prohibido a las grandes generadoras parar centrales de gas por mantenimiento durante los próximos doce meses. La decisión llega después de un verano en el que hasta el 35% de los ciclos combinados se declararon no disponibles y la potencia disponible de esta tecnología llegó a caer por debajo del 65%.
El operador del sistema ha denegado la conformidad a las fechas de parada que habían planteado más de un centenar de instalaciones. La información, adelantada por varios medios económicos esta semana, ha sido confirmada por fuentes próximas al propio operador. No es una prohibición general, matizan desde REE, pero el rechazo se extiende a buena parte del calendario que las compañías habían propuesto para el año móvil.
Todo se sustenta en el procedimiento de operación 2.5, el que regula los planes de mantenimiento de las unidades de producción eléctrica. REE ha pedido a las generadoras que propongan ‘otros horizontes temporales más adecuados’ en lugar de las ventanas que habían solicitado.
REE reordena el calendario de mantenimientos hasta septiembre de 2027
El periodo sobre el que se analizan y deciden las conformidades corresponde al año móvil que va de octubre de 2026 a septiembre de 2027. Ahí está el nudo del conflicto. Las compañías querían concentrar parte de sus paradas en los meses de menor demanda y el operador considera que ese plan deja demasiado gas fuera de juego.
Desde REE insisten en que no se impide ningún mantenimiento. Su argumento es que la no conformidad ‘no afecta ni a todas las plantas de generación ni a todo el año móvil’. Y detallan las excepciones aprobadas: los mantenimientos de las instalaciones hidroeléctricas sin bombeo, los de las hidroeléctricas con bombeo en modo consumo durante todo el ejercicio, y las indisponibilidades programadas de nuclear y ciclo combinado entre marzo y junio de 2027, además de septiembre.
La disponibilidad del ciclo combinado no es un asunto de confort: es la última red que separa al sistema de un episodio como el de abril de 2025.
La mayor parte del calendario, en cambio, queda en el aire. Las generadoras tendrán que renegociar fechas con el operador y esa negociación no se antoja rápida.
Del 65% de disponibilidad al pulso con las eléctricas
El detonante es la fotografía que el verano dejó en el sistema. En los peores momentos, según las mismas fuentes, estuvo disponible únicamente el 65% de la potencia instalada de ciclo combinado. Es un nivel que enciende las alarmas de cualquier operador, porque el gas es la tecnología que respalda al sistema cuando la renovable no sopla o no luce.
La situación llega en un contexto enrarecido. Nos situamos año y medio después del cero energético del 28 de abril de 2025, aquel apagón peninsular que dejó al sistema al borde del colapso. Desde entonces, REE aplica una ‘operación reforzada’ con más uso del gas, una decisión que las eléctricas miran con recelo porque encarece el sistema y penaliza sus márgenes.
El pulso es de fondo. Las compañías sostienen que buena parte de sus ciclos combinados apenas se usan y que mantenerlos disponibles cuesta dinero sin retorno claro. El operador del sistema, por su parte, tiene la obligación de garantizar el suministro y no está dispuesto a quedarse sin margen. En medio, el mecanismo SRAD, el sistema de respuesta activa de la demanda, ya ha obligado a decretar paradas puntuales de industrias que reciben una retribución por ello.
Qué se juegan las cotizadas del sector
Para las cotizadas energéticas, la orden de REE no cambia el resultado de un trimestre, pero sí toca una fibra sensible: la retribución de la capacidad. Iberdrola o Naturgy operan los principales ciclos combinados del país, y cada hora que una de esas plantas queda obligada a estar disponible sin producir es un coste que alguien tiene que pagar. En mi lectura, aquí está el verdadero envite del comunicado: no es un problema de mantenimiento, es un problema de quién asume el coste de tener el sistema preparado para lo peor.
El precedente juega en contra de las eléctricas. Tras el apagón de 2025, el operador del sistema ganó peso regulatorio y la ‘operación reforzada’ se convirtió en la respuesta oficial a cualquier duda sobre la seguridad del suministro. Eso deja a las compañías en una posición incómoda: cualquier negativa a mantener sus plantas disponibles se lee como una dejación, y cualquier exigencia de mayor retribución se lee como un aprovechamiento de la coyuntura.
Hay, además, una contradicción que conviene subrayar. El mismo sistema que pide a las eléctricas tener el gas listo es el que empuja el despliegue renovable que hace cada vez menos rentable ese mismo gas. Es un equilibrio inestable. Si el marco retributivo no reconoce esa disponibilidad, las compañías seguirán declarando indisponibilidades en cuanto tengan el menor resquicio. Y si lo reconoce, el recibo de la luz lo notará. Para seguir el rastro de estos movimientos, los hechos relevantes de las generadoras cotizadas se canalizan a través de la CNMV.
Veredicto Merca2
Cotización al cierre o apertura: Redeia, matriz del operador del sistema, cotiza en el IBEX 35 y las utilities del Mercado Continuo digieren la orden a lo largo de la sesión. Iberdrola, Endesa y Naturgy concentran la mayor parte de los más de cien ciclos combinados afectados.
Clave técnica: El dato a vigilar es la disponibilidad del parque de ciclo combinado, hoy en el 65%. Si recupera el 80% antes de marzo de 2027, la tensión se rebajará sin nuevas órdenes; si no, el operador ampliará las restricciones.
Apunte macro: El pulso entre generadoras y operador se libra con la seguridad de suministro como telón de fondo. La ‘operación reforzada’ con más gas lleva activa desde el 28 de abril de 2025 y el mecanismo SRAD ya ha obligado a parar industrias con retribución.
