En una mañana marcada por condiciones meteorológicas adversas, el sistema eléctrico español se ha enfrentado un nuevo desafío operativo. Red Eléctrica de España (REE), el operador del sistema, ha tenido que activar nuevamente el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) para paralizar temporalmente el consumo de varias industrias electrointensivas. Esta medida, implementada entre las 8 y las 10 horas de esta misma mañana, se debió a un significativo desajuste entre la generación prevista y la real, agravado por un exceso de generación eólica inicial que derivó en paradas forzadas y una reducción en los intercambios eléctricos con Portugal.
La activación del SRAD se produjo en un momento crítico del día, durante la transición entre la generación nocturna y diurna, cuando la demanda comienza a aumentar con la actividad diaria. Según los datos de REE, se esperaba una generación total de 38.526 MW, pero el pico real alcanzado a las 08:50 horas fue de apenas 36.517 MW, lo que generó un desfase superior a los 2 gigavatios (GW). Esta discrepancia puso en riesgo la estabilidad de la red, obligando al operador a intervenir rápidamente para evitar mayores complicaciones, como posibles desconexiones no planificadas o incluso un escenario cercano a un apagón generalizado.
El SRAD, un mecanismo de emergencia que permite reducir el consumo industrial a cambio de compensaciones económicas, se activó en dos bloques a partir de las 08:01 horas. El primero involucró 430 MW de potencia desconectada, equivalente a 852 MWh de energía no consumida, remunerada a 116,47 euros por MWh. El segundo bloque sumó 435 MW para 862,7 MWh al mismo precio. En total, se paralizaron 865 MW de demanda industrial durante aproximadamente dos horas, afectando a plantas que habían participado en la subasta del SRAD celebrada en noviembre de 2025.
Fuentes de REE explicaron que la medida fue necesaria para «amortiguar el efecto en el sistema peninsular» y garantizar los niveles de reserva exigidos por la normativa operativa. Aunque no se comprometió la continuidad del suministro general, el incidente resalta las vulnerabilidades del sistema ante variaciones imprevisibles en la generación renovable.
Contrariamente a lo que podría intuirse, el problema no surgió por falta de viento, sino por un exceso del mismo. Rachas que superaron los 90 km/h —y alcanzaron hasta 130 km/h en algunas zonas de la península, como Cádiz— obligaron a los aerogeneradores a activar sus mecanismos de seguridad y detenerse automáticamente para evitar daños estructurales. La generación eólica, prevista en más de 11.000 MW para esa franja horaria, se desplomó hasta alrededor de 7.500 MW. Esta caída comenzó cerca de las 6:00 horas, dejando un hueco significativo en la producción.
Para compensar esta pérdida, REE recurrió a las centrales de ciclo combinado en reserva, incrementando su producción de 3.000 MW a casi 9.000 MW entre las 6:00 y las 9:00 horas. Sin embargo, aproximadamente 8.000 MW adicionales de ciclos combinados no estaban en posición de reserva operativa, limitando la capacidad de respuesta inmediata.
Un factor agravante fue la reducción drástica en las importaciones de electricidad desde Portugal, afectadas por el mismo temporal adverso. Normalmente, España recibe alrededor de 2.300 MW a través de las interconexiones, pero esta cifra cayó a apenas 800 MW durante el incidente. Las autoridades lusas, en coordinación con REE, trabajaron para restablecer la normalidad en el suministro, aunque el impacto temporal contribuyó al desequilibrio en el sistema peninsular.
Esta no es la primera vez que REE activa el SRAD en condiciones similares. La subasta del 28 de noviembre de 2025 asignó 1.725 MW en 2.279 horas para el primer semestre de 2026, con mayor participación industrial que en años anteriores. Sin embargo, en 2025 no se activó ni una sola vez, lo que hace de esta la primera intervención en más de un año.
Organismos como ENTSO-E han advertido sobre riesgos invernales para 2025-2026, incluyendo «tormentas perfectas» que podrían requerir activaciones frecuentes del SRAD. Incidentes previos, como apagones en 2025 atribuidos a excesos de solar y eólica, han avivado debates sobre la necesidad de modernizar la red y mejorar las previsiones.