Red Eléctrica (REE), operador del sistema eléctrico español, ha rechazado las fechas de revisión que tenían previstas más de un centenar de centrales nucleares, de ciclo combinado y de bombeo de octubre de 2026 a septiembre de 2027, según Xataka, que cita a Cinco Días. Alega paradas no programadas de centrales térmicas.
Qué hace el operador del sistema
Red Eléctrica de España (REE) es el operador del sistema eléctrico nacional. Su tarea principal, según la propia compañía, es que la electricidad que se produce (la generación) iguale en todo momento a la que se consume (la demanda). Como la energía eléctrica no se puede guardar en grandes cantidades, REE trabaja en tiempo real, todos los días del año y a cualquier hora.
Para cuadrar oferta y consumo usa los llamados servicios de ajuste, un conjunto de herramientas que fija la normativa. Uno de ellos es la solución de restricciones técnicas: cuando una incidencia pone en riesgo la seguridad, la calidad o la fiabilidad del suministro, el operador limita o cambia lo que tienen programado ciertas centrales, consumidores o instalaciones de almacenamiento, y busca hacerlo al menor coste para el sistema, según la descripción de REE.
De los segundos a los cortes pactados con la industria
Los desvíos de segundos y minutos los cubren los servicios de balance. La regulación secundaria compensa automáticamente las diferencias frente al programa y las de frecuencia, en un plazo de entre 20 segundos y 15 minutos, y se paga tanto por la banda de regulación que se ofrece como por la energía que se usa. La terciaria corrige los desequilibrios entre generación y consumo y repone la reserva secundaria; REE la mide como la mayor variación de potencia que una unidad puede hacer en un máximo de 15 minutos. La secundaria y la terciaria se intercambian con otros sistemas europeos a través de las plataformas PICASSO y MARI.
El Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) permite al operador reducir la potencia de consumo cuando detecta que no tiene medios suficientes para mantener el equilibrio, según REE. Lo prestan sobre todo industrias que aceptan que se les interrumpa el suministro cuando el operador lo pida, a cambio de un pago, de acuerdo con Cinco Días.
Qué ha pedido a las centrales
Las eléctricas tienen que avisar a REE cada mes, antes del día 15, de las fechas en que prevén tener paradas sus centrales térmicas (nucleares y ciclos combinados) e hidráulicas, según Cinco Días, citado por Xataka. El operador ha rechazado esas fechas de revisión en más de un centenar de plantas nucleares, de ciclo combinado y de bombeo, para los meses de octubre de 2026 a septiembre de 2027, según la misma información. Cinco Días publicó el 4 de noviembre de 2026 que REE había pedido varias semanas antes a Iberdrola, Endesa y Naturgy que aplazaran esas paradas.
REE atribuye su decisión al elevado número de centrales térmicas declaradas no disponibles por causas no programadas, y niega que haya una prohibición general, porque en algunos periodos sí ha dado su conformidad a los trabajos, según recoge Xataka. Según declaraciones del operador que recogió elDiario.es y cita Xataka, la potencia disponible de los ciclos combinados ha llegado a quedarse en el 65 % de la instalada. REE no puede obligar a cambiar las fechas, y las eléctricas han rechazado aplazar las revisiones y mantienen sus calendarios, según Xataka.
El papel del gas desde el apagón
El 28 de abril de 2025, a las 12.33, un apagón dejó sin luz a la Península Ibérica. Según La Razón, la recuperación se apoyó en las centrales hidroeléctricas y en la conexión con las redes de Francia y Marruecos, y los informes técnicos señalaron una suma de causas, como las oscilaciones de la red y un control de tensión deficiente.
Desde entonces, REE recurre más a los ciclos combinados de gas, que aportan potencia firme y control dinámico de la tensión, según Xataka. Su peso en la generación peninsular ha subido del 8 % al 19,4 %, según El Economista, citado por Xataka y La Razón. Según Cinco Días, los costes de las restricciones técnicas se han encarecido desde el apagón, sobre todo por la programación masiva de centrales de ciclo combinado de gas.
Según La Razón, usarlas más implica más desgaste. Muchas rondan los 20 años y no se diseñaron para tantos arranques, según Cinco Días, citado por Xataka. Según fuentes del sector que cita el mismo diario, el problema es el momento: la negativa llega después de que REE aprobara las revisiones y de que las empresas contrataran al personal, y solo tres compañías hacen ese trabajo, Siemens, Mitsubishi y General Electric.
Más cortes a la industria y costes en disputa
El uso del SRAD también ha crecido. REE lo ha activado once veces en 2026, cuando en 2025 no lo hizo ninguna, según Xataka y La Razón. En el primer semestre de 2027 el operador pide 2.405 MW de potencia que se pueda interrumpir, por 2.339 MW en cada semestre de 2026, y las condiciones admiten 25 órdenes de activación, un 19 % más que las 21 de la subasta vigente, según Cinco Días. Según fuentes del sector citadas por el diario, el endurecimiento puede reducir las ofertas o encarecer el servicio, que los consumidores pagan en su factura.
Lo que cuesta el ajuste está en discusión. Según Aelec, que agrupa a las grandes eléctricas, los costes de ajuste crecieron un 41 % de enero a octubre de 2026 y llegaron a 4.360 millones de euros. Según REE, con datos que recoge Cinco Días, ese dinero son ingresos de las propias generadoras: 4.350 millones en ese periodo. El operador, por su parte, ha descartado el riesgo de otro apagón, según Xataka.
Claves
- REE tiene como función principal que la generación de electricidad cubra la demanda en cada momento, y para ello usa los servicios de ajuste, según la compañía.
- La negativa de REE afecta a más de un centenar de plantas nucleares, de ciclo combinado y de bombeo, según Xataka.
- REE no puede imponer otras fechas, y las eléctricas mantienen sus calendarios de revisión, según Xataka.
- Desde el apagón del 28 de abril de 2025, el peso de los ciclos combinados en la generación peninsular ha crecido del 8 % al 19,4 %, según El Economista.
- El SRAD, que interrumpe el consumo de industrias a cambio de un pago, se ha activado once veces en 2026 y ninguna en 2025, según Xataka y La Razón.
Qué pasará ahora
Según Cinco Días, REE ha convocado para el jueves 26 de noviembre de 2026 la subasta que asignará el SRAD del primer semestre de 2027. Del 1 de enero al 30 de junio de 2027, el operador tendrá margen para 25 órdenes de activación, en hasta 50 periodos horarios.
Preguntas frecuentes
¿Cuánto cobran las industrias que prestan el SRAD?
Según Cinco Días, las empresas adjudicatarias recibieron en 2026 un pago fijo que suma 434 millones de euros, más lo que cobran en cada interrupción, que resulta de multiplicar los megavatios que dejan de consumir por el precio de mercado de ese momento.
¿Qué es el SRAP?
El Sistema de Reducción Automática de Potencia (SRAP) es otro mecanismo de REE, pensado para los generadores, que sirve para resolver por anticipado posibles restricciones técnicas vinculadas a la seguridad del sistema, según la compañía.
