España al borde del apagón: el viento “desaparece” y se pierde un 13% de potencia en plena borrasca
En plena borrasca de lluvia, viento y nieve, la generación eólica se desplomó unos 5.000 megavatios frente a lo previsto, obligando a Red Eléctrica de España (REE) a declarar una situación de emergencia operativa y a activar protocolos especiales para sostener la red. El operador tiró de todos los resortes: puso en marcha el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) —paradas retribuidas de grandes consumidores— y movilizó centrales de ciclo combinado para tapar el agujero que dejaban los aerogeneradores, que tuvieron que pararse en varios puntos del país por las rachas extremas de viento. El episodio llega menos de un año después del gran apagón del 28 de abril de 2025, cuando la península ibérica sufrió un “cero energético” sin precedentes, y vuelve a poner bajo el foco la fragilidad de un sistema cada vez más renovable, pero también más expuesto a fallos de previsión y a fenómenos meteorológicos extremos. La consecuencia es clara: la seguridad del suministro se está comprando a un precio creciente que acaba trasladándose, de una forma u otra, al recibo de la luz.
5.000 megavatios que desaparecen en plena borrasca
Según los datos manejados por el propio sistema, para la mañana de este miércoles se esperaba una generación en torno a 38.526 MW, pero la producción efectiva se quedó en 36.517 MW por el desplome de la eólica, un recorte cercano al 13% sobre la previsión. Los aerogeneradores, que ya son la primera tecnología del “mix” español, se vieron obligados a parar en distintos nodos por las rachas extremas de viento y la acumulación de nieve, justo lo contrario de lo que cabría esperar en un temporal donde, en teoría, debería soplar el viento a favor del sistema.
El episodio se produce en el contexto de una cadena de borrascas —Kristin, Joseph y otros frentes sucesivos— que han dejado rachas de más de 100 km/h, carreteras cortadas y suspensión de clases en varias comunidades autónomas, con avisos naranjas y rojos por viento, nieve y oleaje. En ese escenario de demanda elevada —por la ola de frío— y recursos renovables tensionados, los márgenes de maniobra de REE se estrechan de forma peligrosa. “Una desviación de 5.000 MW en un sistema ya muy cargado es suficiente para llevarte al límite si no reaccionas en cuestión de minutos”, resume un ingeniero del sector consultado por este medio.
El SRAD: el seguro invisible del sistema eléctrico
Para evitar males mayores, Red Eléctrica activó entre las 8.00 y las 10.00 horas el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), un mecanismo de balance que permite cortar o modular el suministro de grandes consumidores que han sido previamente adjudicatarios del servicio mediante subasta. A cambio, estas empresas cobran por estar disponibles para ser desconectadas cuando el operador lo requiera.
En la subasta celebrada el 28 de noviembre de 2025 se asignaron 1.725 MW de potencia de respuesta activa para el primer semestre de 2026, con un precio marginal de 65 euros/MWh. El importe total del servicio asciende a 255 millones de euros solo para estos seis meses, un coste que se repercute a través de los peajes de acceso en la factura de todos los consumidores, desde los hogares hasta las pymes. Si se extendiera a un año completo, la cifra equivaldría grosso modo a más de 500 millones anuales, lo que se traduciría en del orden de 15-20 euros al año por punto de suministro equivalente, sin contar el reparto real entre segmentos.
Lo más relevante es que este “seguro” se está encareciendo tras el apagón del 28-A: el precio del SRAD ha subido respecto a subastas anteriores precisamente por la percepción de mayor riesgo sistémico. “Cuanto más frágil es el sistema, más caro resulta comprar respaldo”, resume gráficamente otro directivo del sector.
Lecciones del gran apagón de abril de 2025
El episodio de este miércoles no se entiende sin mirar al espejo del 28 de abril de 2025, cuando España y Portugal sufrieron el peor apagón de su historia reciente. A las 12:33 horas, la red española perdió súbitamente unos 15 gigavatios de generación en apenas cinco segundos, aproximadamente el 60% de la energía que se estaba consumiendo, lo que provocó un “cero de tensión” en toda la península ibérica y la desconexión del sistema ibérico del resto de Europa.
Durante horas, millones de ciudadanos se quedaron sin luz, se colapsaron redes de transporte, telecomunicaciones y servicios básicos, y el Ejecutivo se vio obligado a declarar una crisis eléctrica formal al amparo del Reglamento europeo de preparación frente a riesgos. Los informes posteriores del comité de análisis apuntaron a un desequilibrio súbito entre oferta y demanda, agravado por una red históricamente poco interconectada con el resto del continente: la capacidad de interconexión con Francia ronda apenas el 2-4%, muy lejos del objetivo europeo del 15% para 2030.
Desde entonces, cualquier tensión en la red se lee bajo la sombra del 28-A. El SRAD, las reservas de potencia y los protocolos de emergencia se han endurecido, pero el episodio de hoy recuerda que, cuando se combinan meteorología extrema, alta cuota renovable y baja interconexión, el margen de error sigue siendo mínimo.
Renovables al límite: cuando el viento también es un riesgo
España es, sobre el papel, un caso de éxito de la transición energética. En 2024, las renovables aportaron alrededor del 56-57% de la generación eléctrica nacional, con récord histórico de producción verde, y la potencia renovable instalada ya roza los 85.000 MW, dos tercios del parque de generación. La eólica, con más de 31.000 MW, cubrió en torno al 23% de la demanda y se mantuvo como tecnología líder del “mix”.
Sin embargo, este éxito tiene una cara menos visible: un sistema con tanta penetración renovable se vuelve radicalmente más sensible a errores de previsión meteorológica y a episodios extremos en los que los aerogeneradores se ven obligados a pararse por exceso de viento o por hielo en las palas. Lo ocurrido este miércoles —un desvío de 5.000 MW sobre lo previsto— ilustra esa vulnerabilidad. No se trata de que falte potencia instalada, sino de que la producción real puede divergir muy rápido de la esperada.
Este hecho revela una tensión estructural: cuanta más eólica y fotovoltaica entran en el sistema, más imprescindibles se vuelven los recursos de flexibilidad —almacenamiento, gestión de la demanda, interconexiones, centrales hidráulicas modulables— y más caros pueden resultar los “seguros” de respaldo si esa flexibilidad no crece al mismo ritmo.
El papel del gas y el coste climático del rescate
En este episodio, como en tantos otros, la red de seguridad volvió a ser el ciclo combinado de gas. Ante la caída de la eólica, REE ordenó la entrada de centrales térmicas para cubrir el déficit y garantizar la estabilidad de frecuencia y tensión en la red. Son instalaciones rápidas de arrancar, capaces de subir potencia en pocos minutos, pero también más caras y emisoras que las renovables.
En 2024, pese al avance de la producción verde, el gas natural siguió aportando una porción relevante del “mix”, precisamente por su papel de respaldo. Cada vez que una borrasca obliga a parar aerogeneradores o un episodio de nubes densas recorta de golpe la fotovoltaica, la factura de esa flexibilidad se paga en más CO₂ y más coste variable.
Lo más grave, apuntan fuentes del sector, es que esta dependencia del gas se mantendrá mientras no se desplieguen almacenamientos masivos —bombeos hidráulicos reversibles, baterías de gran escala— y no se refuercen de verdad las interconexiones con Francia y Portugal. El Gobierno ha anunciado planes de inversión de más de 13.000 millones de euros en redes de transporte hasta 2030 y el desarrollo de nuevas interconexiones submarinas, pero buena parte de esas infraestructuras no estará disponible hasta la próxima década.
Impacto en la industria: paradas programadas, pérdidas reales
Entre las 8.00 y las 10.00 de la mañana, la activación del SRAD supuso cortes o modulaciones del suministro a un grupo de empresas que, paradójicamente, cobran por estar dispuestas a parar. Son compañías que han concurrido a la subasta organizada por REE, comprometiendo una potencia interrumpible a cambio de un pago fijo que se repercute a todos los consumidores.
Para estas industrias, el esquema tiene luces y sombras. Por un lado, ingresan una cantidad relevante por ofrecer flexibilidad al sistema; por otro, deben adaptar sus procesos a paradas súbitas de hasta dos horas, con pérdidas de producción, costes laborales y riesgos de dañar hornos, líneas continuas o equipamientos sensibles. “El modelo funciona si la activación es excepcional; si se convierte en costumbre, deja de ser asumible para muchos procesos industriales”, advierte el responsable energético de una compañía electrointensiva.
El contraste con otras regiones europeas resulta demoledor: en mercados mejor interconectados, parte de esta flexibilidad proviene del propio comercio transfronterizo de electricidad, que permite importar energía cuando faltan recursos internos. En el caso español, la “isla eléctrica” obliga a cargar más peso sobre la industria local y, en última instancia, sobre el bolsillo del consumidor nacional.
