Red Eléctrica exprime los cortes de luz a la industria por los vaivenes de la eólica
El operador del sistema dispara el uso del SRAD ante la imprecisión de las renovables este verano
La presidenta no ejecutiva de Redeia, Beatriz Corredor; el CEO de Redeia, Roberto García Merino, y la directora general de Operación de Red Eléctrica, Concha Sánchez, ofrecen una rueda de prensa en la sede de Red Eléctrica en Tres Cantos
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Red Eléctrica está haciendo un uso intensivo del mecanismo que le permite parar la actividad de determinadas fábricas para evitar desajustes en el sistema eléctrico. Una herramienta que da mayor flexibilidad al operador del sistema para actuar en un contexto cada vez más complejo, marcado especialmente la inestabilidad de la energía eólica.
El sistema de respuesta activa de la demanda (SRAD) no es un mecanismo para evitar apagones, sino que sirve para gestionar el sistema cuando hace falta equilibrar la oferta y la demanda.
Red Eléctrica subasta una cantidad de megavatios (MW) para que empresas electrointensivas (siderurgia, metalurgia, química, gases industriales) estén disponibles cuando se les requiera y, a cambio, son compensadas económicamente con una cantidad fija a lo que se suman pagos extras cada vez que se les solicita su desconexión.
Puesto en marcha a finales de 2022, su protagonismo en el sistema había sido más bien discreto, pero en 2026 se ha consagrado como una de las herramientas más utilizadas por Red Eléctrica.
La compañía que preside Beatriz Corredor ha ordenado a la industria desconectarse del sistema hasta ocho veces este año, seis de las cuáles se han producido en los dos últimos meses. La cifra ya supera a la de su empleo en el conjunto de los años anteriores desde su creación.
«Es importante entender que no es un producto antiapagones ni de seguridad de suministro, sino de gestionabilidad del sistema», explica Pedro Gónzalez, presidente de la Asociación de empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE), cuyas asociadas prestan el 50% de este servicio actualmente.
Desde el sector industrial consideran que es un instrumento «útil» y «tiene todo el sentido», además de conllevar un alto grado de exigencia al tener que parar cuando se les requiera en un plazo de 12,5 minutos, así como estar consumiendo al menos la potencia eléctrica adjudicada en la subasta.
No obstante, también conlleva un riesgo para las empresas que pueden tener problemas en la parada o en la reactivación de la actividad y que se les rompan equipos, por ejemplo.
Imprecisión de las renovables, interconexiones y paradas inesperadas
De este modo, el SRAD dota al operador del sistema de reservas de sobra para tener la capacidad de reaccionar en cualquier momento ante desequilibrios de casación entre la energía que se consume y la que está disponible en el sistema.
En cuanto a los escenarios en los que Red Eléctrica emplea este mecanismo, los desvíos en la producción de energía renovable, los cambios de flujo en la interconexión eléctrica con Francia o las paradas inesperadas de grupos térmicos como lo son las centrales nucleares son los más aludidos.
Pero, siendo un mecanismo más para la gestión del sistema, destaca el elevado número de veces que se ha empleado recientemente. «¿Qué es lo que ha sucedido ahora en este verano? Creo que sobre todo ha habido problemas con la precisión de las renovables, es decir, que se esperaba más aporte renovable del que finalmente está pasando». indica González.
El representante de los electrointensivos pone de ejemplo las tormentas de agosto en el este de la península que redujo mucho la aportación de la energía fotovoltaica al sistema. «Se hace de noche y la fotovoltaica deja de aportar. Eso es difícil de prever, y al final se produjo la activación».
No obstante, la explicación que ha dado Red Eléctrica la mayoría de las veces que ha activado el SRAD este año se encuentra en que ha habido menos generación eólica de la prevista inicialmente para el día programado. En cualquier caso, desde el operador del sistema trasladan a la industria que no es un escenario al que puedan anticiparse.
El coste y los supuestos ahorros que Red Eléctrica tiene que justificar
Para el primer semestre de 2026, Red Eléctrica adjudicó 1.725 MW y para la segunda mitad del año fueron 1.775 MW, con unos precios que ascienden a casi 434 millones de euros en el conjunto del año.
Se trata de un pago fijo sólo para que las empresas estén disponibles, a lo que hay que añadir un extra cada vez que se desconectan y que este año ya ronda los 1,6 millones de euros.
La cantidad destinada para este mecanismo es cada vez es mayor y supone un coste extra que se reparte en la factura de la luz de todos los consumidores. En el total acumulado desde su puesta en marcha, la cifra supera los 950 millones de euros.
«La potencia que queda adjudicada en la subasta cada vez es más alta, es decir, cada vez hay más megavatios adjudicados, y esto a Red Eléctrica le da un grado de libertad mayor para poder utilizar el instrumento. Por eso estamos viendo como todas las llamadas que ha hecho en este semestre es por la mitad de la potencia adjudicada», señala González.
De los 1.777 MW que se subastaron para el segundo semestre, cada vez que se ha activado el SRAD sólo se ha mandado a parar en torno a la mitad de la potencia que prestan las fábricas para este servicio.
¿Y esta mayor libertad en qué se traduce? Desde AEGE explican que Red Eléctrica necesita tener tantas centrales de gas en el sistema porque tiene este respaldo. «Al final, esto lleva a que Red Eléctrica meta menos ciclos combinados en el sistema o active menos ciclos en la reserva terciaria y genera un ahorro», indica su presidente.
Es decir, la teoría es que Red Eléctrica va generando ahorros en la operación diaria al tener que programar menos ciclo combinados todos los días, que es una de las tecnologías más caras.
Cabe señalar que, desde el apagón del 28 de abril de 2025, el operador del sistema ha venido utilizando una especie de ‘escudo antiapagones’ denominado operación reforzada, mediante el cual ha utilizado en mayor medida las centrales de gas para dar estabilidad al sistema. Herramienta que también supone un coste extra para el consumidor.
En cualquier caso, Red Eléctrica debe detallar tanto el coste que supone el SRAD como los ahorros generados en un informe a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que debe posteriormente trasladar esa justificación a la Comisión Europea.
El objetivo es demostrar que no se trata de una subvención encubierta a la industria, sino que el empleo de este mecanismo corresponde a una necesidad real del sistema eléctrico.
