Red Eléctrica activó el SRAD tres veces en 2026. No fue un corte de luz ni exceso de demanda: te explicamos qué pasó y por qué se repite.
Las paradas de la gran industria en julio de 2026: qué ha pasado realmente
23 de julio de 2026.- Entre el 15 y el 22 de julio de 2026, Red Eléctrica (REE) solicitó en tres ocasiones a grandes consumidores industriales que redujeran su consumo. El hecho es cierto y está confirmado por fuentes del operador. Sin embargo, la cobertura mediática lo ha presentado con un marco —"el sistema se tambalea", "corte de luz a la industria"— que no se corresponde con la naturaleza del mecanismo empleado.
Las tres conclusiones centrales de esta nota:
- No fue un corte de suministro, sino la activación de un servicio voluntario y retribuido diseñado precisamente para evitar problemas de suministro.
- No es un fenómeno estival. Las activaciones históricas se reparten por todo el calendario, y las más severas han sido invernales.
- El detonante no fue el exceso de demanda, sino caídas súbitas e imprevistas de generación eólica.
Cronología de los hechos
| Fecha | Hora | Detalle |
|---|---|---|
| 15-16 julio 2026 | 21:43 y 22:11 | Dos activaciones consecutivas. Solicitud de reducción de 1.200 MW y después 1.500 MW. Se movilizaron finalmente 943 MW. |
| 22 julio 2026 | 22:18 – 24:00 | Tercera activación del año. Causa declarada: reducción no prevista de la producción eólica. |
En ambos casos REE sostuvo que la continuidad del suministro no se vio comprometida en ningún momento, y que el objetivo era garantizar los niveles de reserva establecidos en los procedimientos de operación.
Qué es el SRAD
El Servicio de Respuesta Activa de la Demanda es un mecanismo de balance regulado por el Procedimiento de Operación 7.5, implantado en 2022 en sustitución del antiguo servicio de interrumpibilidad.
Características clave:
- Voluntario y retribuido. Las industrias se inscriben libremente y cobran por su disponibilidad, se active o no el servicio.
- Retribución 2º semestre 2026: precio marginal de 42,62 €/MW y hora de disponibilidad. Cada activación efectiva se liquida aparte, al precio de la regulación terciaria correspondiente.
- Potencia contratada: 1.775 MW para julio-diciembre de 2026, el 76% de los 2.339 MW requeridos en la subasta.
- Duración máxima: 2 horas por activación, una sola vez al día por proveedor.
- Preaviso mínimo: 12,5 minutos.
- Franjas horarias: de lunes a viernes de 8:00 a medianoche; fines de semana y festivos de 22:00 a 23:59.
Se aplica únicamente cuando el operador identifica que no dispone de recursos suficientes para mantener el nivel adecuado de reserva a subir del sistema peninsular. Es, por tanto, una herramienta preventiva, no una señal de emergencia.
Por qué ocurre: la hora crítica
El patrón común de los episodios de julio es la franja 21:00–23:00, el momento de transición más delicado del día:
- La generación solar fotovoltaica cae de forma abrupta al ponerse el sol.
- La eólica, en condiciones anticiclónicas propias de una ola de calor, aporta poco.
- La demanda sigue siendo alta por el uso de climatización.
A esto se suma un factor estructural: la elevada penetración de generación basada en electrónica de potencia reduce la inercia del sistema, lo que obliga al operador a extremar precauciones y a recurrir con más frecuencia a servicios de ajuste.
¿Es un fenómeno de verano? No
Historial de activaciones desde la puesta en marcha del mecanismo:
| Año | Activaciones |
|---|---|
| 2023 | 1 (principios de septiembre) |
| 2024 | 4 (22 mayo, 10 julio, 11 y 12 diciembre), con 609 MW |
| 2025 | Varias, incluidas tardes de invierno previas al apagón de abril |
| 2026 | 28 enero (temporal Kristin), 15-16 julio, 22 julio |
El episodio del 28 de enero de 2026 fue posiblemente el más severo: se activó de 8:00 a 10:00 por una caída de generación eólica combinada con un desplome de cerca de 2.000 MW en las importaciones desde Portugal en pocos minutos. Los ciclos combinados tuvieron que pasar de unos 2.500 MW a cerca de 8.000 MW.
El denominador común no es el calor, sino la pérdida súbita e imprevista de generación coincidiendo con reservas ajustadas. En mayo de 2024 el detonante fue una parada no programada de la central nuclear Ascó I.
Lo que sí es tendencia: la frecuencia y el dimensionamiento crecen.
| Periodo | Potencia SRAD contratada |
|---|---|
| 2024 | 609 MW |
| 2025 | ~1.150 MW |
| 1er semestre 2026 | 1.725 MW (+50% sobre 2025) |
| 2º semestre 2026 | 1.775 MW |
El factor climático: influye, pero no es el detonante
Argumentos a favor de la relevancia del calor:
- El 8 de julio de 2026 la demanda peninsular alcanzó 813 GWh, el segundo mayor registro diario desde enero de 2021.
- Durante el pico de la ola de calor de junio, la potencia instantánea llegó a 40,18 GW, casi un 25% más que la semana anterior.
- ENTSO-E prevé un aumento de la demanda estival del 2,5% en Europa, con España a la cabeza con un 8,9%.
- La AIE advierte de que la demanda eléctrica para refrigeración podría duplicarse en Europa antes de 2040.
Matices que complican esa lectura:
- El récord absoluto sigue siendo el 16 de julio de 2022 (819 GWh), no 2026.
- En Cataluña, la punta de 8.119 MW del 15 de julio fue la tercera de la serie histórica, por detrás de 2006 (8.305 MW) y 2010 (8.150 MW). Los picos actuales siguen por debajo de los de hace veinte años.
- El autoconsumo fotovoltaico absorbe parte relevante del incremento en horas centrales; sin él los picos habrían sido mayores.
- El efecto es bidireccional: los inviernos más suaves han reducido el gasto medio en calefacción de 680 €/vivienda/año en 2022 a 570 € en 2025.
Conclusión del apartado: el calentamiento eleva la demanda base y aumenta la frecuencia de episodios de estrés, pero ninguna de las tres activaciones de 2026 se produjo porque la demanda superara a la oferta. Además, atribuir un episodio concreto de baja eólica al cambio climático es científicamente discutible: la tendencia a largo plazo de los regímenes de viento en Europa no está establecida con la solidez con la que sí lo está el calentamiento.
La red de distribución: problema real, pero distinto
La saturación de la red de distribución está bien documentada:
- Más de 8 de cada 10 puntos de conexión no admiten nueva demanda (datos de Aelec).
- De 18 GW de acceso solicitados por la industria a finales de 2024, solo se concedieron 2 GW; más del 50% de las peticiones se rechazaron por falta de capacidad.
- Un estudio del Foro Industria y Energía sobre 6.102 subestaciones encontró que en marzo de 2026 unas 5.265 ya no tenían capacidad disponible.
Sin embargo, es un cuello de botella de conexión, no de operación. Que una subestación no pueda enganchar un centro de datos nuevo no provoca una activación del SRAD. El SRAD es un servicio de balance de ámbito peninsular que gestiona reservas del sistema y opera sobre la red de transporte. Son fallos distintos de un mismo sistema, no causa y efecto.
Dónde sí se conectan ambos problemas:
- El coste de las restricciones técnicas ha crecido de forma sostenida: 724 M€ (2021), 1.104 M€ (2022), 1.751 M€ (2023), 2.057 M€ (2024) y 3.347 M€ (2025).
- La flexibilidad como parche. Una red con menos margen obliga a apoyarse más en herramientas del lado de la demanda, lo que explica la escalada en la contratación de SRAD.
- El debate regulatorio de fondo, que es donde está la verdadera disputa política.
El debate de fondo: quién tiene la culpa
Cada actor localiza el problema en otro sitio. Conviene tenerlo presente al leer cualquier cobertura:
- REE (nota del 23/07/2026) apunta a los generadores: en 2025 ofertaron la energía de restricciones a 165 €/MWh frente a un precio medio de mercado de 65,26 €/MWh, bajo un esquema pay as bid. También reclama acelerar la habilitación de renovables para el control de tensión: solo el 17% de las plantas de generación existentes ha obtenido esa habilitación.
- Las distribuidoras critican la tasa de retorno propuesta por la CNMC para 2026-2031, que consideran insuficiente para financiar la ampliación de red. Endesa ha anunciado 4.000 M€ para 2025-2027, un 45% más que el plan anterior.
- El sector eléctrico critica a REE por haber invertido por debajo de su límite máximo durante años y señala la lentitud administrativa.
- La presidenta de REE, Beatriz Corredor, ha afirmado que ninguna industria ha dejado de conectarse por falta de infraestructura de Red Eléctrica, algo que el sector disputa abiertamente.
Nota metodológica
Cuestiones a tener en cuenta al verificar esta información:
- REE no publica notas de prensa por cada activación del SRAD. Su sala de prensa no contiene ningún comunicado sobre los episodios del 15-16 ni del 22 de julio. Las declaraciones entrecomilladas en los medios proceden de respuestas del gabinete de comunicación, no de comunicados publicados.
- Hay errores factuales en la cobertura. Al menos un medio de tirada nacional describió el episodio del 15 de julio como la primera activación desde la puesta en marcha del mecanismo, lo que la propia nota de REE del 28 de mayo de 2026 desmiente al citar la aplicación del 28 de enero.
- El histórico de 2025 es difícil de reconstruir a partir de fuentes secundarias.
- Los datos duros están en esios.ree.es, la plataforma de transparencia del operador, donde se publican volúmenes y horarios reales de cada activación. Es la fuente recomendada para verificación independiente.
- La cobertura está polarizada. Los medios consultados se alinean con posiciones distintas en el debate renovables/nuclear y Gobierno/eléctricas. Las cifras que se citan dependen bastante de a quién se pregunte.
Conclusión
Que el SRAD se active dos veces en una semana es llamativo y merece atención periodística. Pero lo estructural no es el verano ni el calor: es que un sistema con creciente peso de generación renovable variable y menos generación síncrona necesita recurrir con más frecuencia a herramientas de flexibilidad que antes apenas se usaban.
Es un cambio en el modo de operar el sistema, no una crisis puntual.
La pregunta relevante no es si el sistema estuvo al borde del apagón —no lo estuvo—, sino si el ritmo de inversión en red, almacenamiento y servicios de ajuste va a la velocidad que exige la transformación del mix.
Documento elaborado a partir de notas de prensa de Red Eléctrica, cobertura de El Español-Invertia, Vozpópuli, El Debate, Libre Mercado, Crónica Económica y análisis de AleaSoft, Endesa y Aelec. Julio de 2026.
