Las peores semanas que ya hemos tenido

El sábado 10 de octubre de 2026, el viento se detuvo en Portugal continental. En los tres días siguientes, la eólica produjo menos de una décima parte de su potencia instalada. De media, durante ese periodo, llegaron de España 2,8 GW, más de la mitad del consumo; en una de las horas, 4,4 GW. Las centrales de gas, con unos 4,4 GW instalados, produjeron de media menos de 0,7 GW. Pasó inadvertida. Fue la vigésima calma de viento de cuatro o más días desde 2015.

En los debates técnicos sobre la seguridad de suministro, la falta prolongada de viento suele tratarse con cifras de escenario. Siempre queda una objeción abierta: son modelos. Este artículo responde con lo que ocurrió. Reuní, a partir de la plataforma de transparencia de la red europea de gestores de redes de transporte (ENTSO-E), el consumo, la producción por tecnología y los intercambios con España, hora a hora, del 1 de enero de 2015 al 13 de octubre de 2026: 103 274 horas.

En la práctica. En lugar de suponer cuántas semanas sin viento tendremos, fui a contar las que ya hemos tenido, a ver cuánto duraron y a ver quién mantuvo la luz en las casas mientras el viento no soplaba.

I. Los datos

Los datos son los que REN (el gestor de la red de transporte de Portugal) comunica a ENTSO-E: el consumo total real, la producción real por tecnología, la potencia instalada por tecnología y los flujos físicos en la frontera con España, en los dos sentidos. Antes de usarlos, los comprobé. El consumo de 2025 da 53,04 TWh; REN publicó 53,1 TWh. La producción más el saldo de los intercambios con España cuadra con el consumo, año a año, salvo la energía gastada en bombear, que la plataforma no incluye en el consumo.

Hay una limitación que conviene decir desde ya. La potencia y la producción solar registradas en la plataforma corresponden a las centrales que informan al gestor; no incluyen el autoconsumo ni gran parte de la generación distribuida. Por eso, uso la solar como parte de la producción, pero no calculo su factor de capacidad. Las calmas de viento se definen por la eólica.

Defino un día de calma como un día en que la eólica produce, de media, menos del 10 % de la potencia instalada; y una calma de viento como una sucesión de días seguidos en esas condiciones. El umbral es convencional; los resultados con el 8 % o el 12 % están en la nota metodológica y no cambian las conclusiones.

II. Cuántas calmas de viento, y cuándo

La Figura 1 muestra cada día de los doce años, un año por fila. Cada celda tiene el color del factor de capacidad medio de la eólica ese día: verde oscuro cuando la eólica produjo más de la mitad de su potencia, naranja oscuro cuando produjo menos del 10 %. Dos cosas saltan a la vista. La primera es que los días de viento flojo no son raros: entre 33 y 62 al año. La segunda es que se concentran al final del verano y en otoño, en septiembre y octubre, y en primavera, en abril y mayo. En los meses de mayor consumo, de diciembre a febrero, el naranja oscuro es menos frecuente. La figura desmiente la imagen habitual de que el problema del viento es sobre todo un problema de invierno.

En cifras: uno de cada cuatro días de septiembre fue de calma (23 %); en octubre, uno de cada cinco (19 %); en diciembre y enero, alrededor de uno de cada diez. Desde 2015 ha habido 20 calmas de viento de cuatro o más días, nueve de ellas de cinco o más. La más larga duró ocho días, en septiembre de 2018. Solo dos cayeron en enero: la del 2 al 8 de enero de 2015, con siete días, y la del 2 al 5 de enero de 2023.

III. La peor semana real es más pequeña que el escenario

Un escenario de referencia usado en esos debates es el de 2 GW que faltan durante 120 horas: 240 GWh. Los datos permiten medir cuánto dejó de producir la eólica en la peor ventana de cinco días de cada año, frente a su producción media de ese año. El resultado es notablemente estable: entre 116 y 158 GWh, en todos los años. El máximo fue en octubre de 2025.

La explicación es física. Con unos 5,4 GW instalados, la eólica portuguesa produce de media 1,5 GW. Aunque se parara por completo durante cinco días, faltarían unos 180 GWh. Los 240 GWh del escenario solo son posibles en un sistema con mucha más eólica que el actual, que es precisamente lo que prevé el Plan Nacional de Energía y Clima de Portugal. Esto corrige la escala del artículo anterior, no sus conclusiones: los costes por unidad de energía y el orden entre soluciones se mantienen, y el escenario pasa a leerse como el problema de 2030 y no como el de hoy.

En la práctica. Hoy, la peor semana de viento le quita al sistema unos 150 GWh, el equivalente a un día entero de consumo del país. Con el doble de eólica, la misma semana le quitará el doble.

IV. Quién sostiene el sistema cuando el viento se para

La Figura 2 muestra, para siete calmas de viento de cuatro o más días, la producción media de cada fuente durante el episodio; la línea negra es el consumo medio, y la parte de las barras por encima de ella es sobre todo la energía usada para bombear. Leída de izquierda a derecha, cuenta la transformación del sistema en once años. En enero de 2015, la calma la sostuvieron el carbón (1,7 GW), el agua (1,7 GW) y el gas (1,1 GW), con 1 GW de España. En septiembre de 2018, Portugal incluso exportó durante la calma. En octubre de 2022, sin carbón y sin agua, fue el gas (2,9 GW) con España (1,7 GW). En octubre de 2025 y en octubre de 2026, España pasó a ser la primera fuente: 2,3 y 2,8 GW de media, con el gas reducido a 1,2 y 0,7 GW. La figura dice una sola cosa: la reserva para las calmas de viento ha cambiado de lado de la frontera.

La Tabla 1 muestra que el patrón es general. En las calmas de viento hasta 2019, la importación media fue de algunos centenares de MW y, en tres de ellas, Portugal exportó. En las calmas de viento desde 2022, la importación media estuvo entre 1,3 y 2,8 GW, con máximos horarios entre 2,5 y 4,4 GW. La excepción es la de enero de 2023, con los embalses llenos: la hidráulica produjo 3,3 GW de media y Portugal exportó.

V. Cuando faltan el agua y el viento a la vez

El escenario más temido por los planificadores es la coincidencia de un año seco con una calma de viento. Ocurrió en octubre de 2022.

La Figura 3 muestra, hora a hora, diez días de octubre de 2022; la zona sombreada es la calma de viento, del 10 al 14 de octubre. La capa azul oscuro, la hidráulica fluyente y de embalse, casi desaparece: produjo de media 107 MW y, en algunas horas, 6 MW. El sistema aguantó con el gas, que llegó a 3,2 GW, con el bombeo en las puntas y con España, que llegó a 3,8 GW al final de la tarde. La figura muestra lo que el informe de seguridad de suministro describe en abstracto: en un año seco, la reserva hidráulica se encoge precisamente cuando falta el viento, y lo que queda es la potencia térmica y la interconexión.

En 2022, Portugal aún tenía unos 4,5 GW de centrales de gas funcionando el 41 % del tiempo, de media. Hoy, esas centrales funcionan alrededor del 20 % del tiempo, y una de ellas, la de Tapada do Outeiro, tiene prevista su clausura. La misma calma de viento, con la misma sequía, tendría que sostenerse hoy con más España.

VI. España ha pasado a ser la reserva

La Figura 4 resume el cambio en dos cifras por año. A la izquierda, las horas en que Portugal importó más de 3 GW netos de España: una en 2015, ninguna entre 2016 y 2018, 1562 en 2026 hasta octubre. A la derecha, la utilización media de las centrales de gas, en porcentaje de la potencia instalada: entre el 36 % y el 43 % de 2017 a 2022, el 13 % en 2024, alrededor del 20 % en 2025 y 2026. Las dos mitades cuentan la misma historia. Desde el cierre del carbón y, sobre todo, desde 2023, la energía que falta en las horas difíciles viene cada vez más de España, y las centrales de gas, que son la reserva firme nacional, funcionan cada vez menos. Funcionar menos es exactamente lo que las hace no rentables en el mercado, como concluyó la evaluación europea de cobertura.

La Tabla 2 añade tres datos. Las horas en que más de la mitad del consumo vino de España pasaron de 5, en 2015, a 1451 en 2026, hasta octubre. La importación máxima en una hora subió de 3,1 GW a 5,2 GW (el 4 de septiembre de 2026). Y la producción máxima de gas en una hora bajó de 4,4 GW, en 2021, a 2,5 GW en 2026. La capacidad sigue instalada; los datos miden lo que produjo, no lo que estaría disponible si se la llamara.

VII. El peor final de tarde

Las dos horas de mayor consumo de estos doce años ilustran la diferencia entre un buen y un mal invierno. El 12 de enero de 2021, a las 19:00, durante una ola de frío, el consumo llegó a 9828 MW con la eólica produciendo solo 229 MW. El sistema aguantó con el gas a 4,1 GW, cerca del máximo instalado, el agua a 2,9 GW, el bombeo a 1,4 GW, la central de carbón de Pego todavía en servicio y 0,5 GW de España. El 20 de enero de 2026, también a las 19:00, el consumo batió el récord: 10 176 MW. Esta vez había viento (2,8 GW) y agua (3,2 GW más 2,4 GW de bombeo), y bastó 1,2 GW de gas, casi sin importación.

El invierno de 2026 fue, por tanto, el caso favorable. No desmiente el «estádio de rutura» (fase de ruptura) que el informe de seguridad de suministro preveía para este año, porque esa prueba de resistencia pregunta qué ocurre en el caso desfavorable: un enero como el de 2021, sin viento y con frío, pero sin la central de carbón de Pego y con menos gas disponible. Los datos muestran que ese caso ocurrió en enero de 2021.

VIII. Lo que los datos dicen a los modelos

La evaluación europea de cobertura supone que la interconexión con España está siempre disponible, y los datos muestran que, en las calmas de viento recientes, España aportó de hecho entre 2 y 4,4 GW. Pero los mismos datos no dicen si España tenía excedente o si estaba ella misma al límite: para eso hacen falta las series españolas. El modelo europeo sugiere que, cuando le falta a Portugal, casi siempre le falta también a España. Los datos medidos aún no permiten confirmarlo ni desmentirlo.

Del lado del informe nacional, los datos confirman lo que este teme: la hidráulica falta en los años secos, el carbón ha desaparecido y el gas, que todavía sostuvo las calmas de viento hasta 2022, funciona cada vez menos y puede cerrar. Muestran también algo que los informes dicen poco: las calmas de viento portuguesas más largas y más frecuentes no son de invierno, sino de final de verano y de otoño, cuando los embalses están en su punto más bajo del año.

Conclusión

En doce años, Portugal tuvo 20 calmas de viento de cuatro o más días, unas dos al año, y la más larga duró ocho días. La peor semana de viento le quitó al sistema entre 116 y 158 GWh, menos que los 240 GWh del escenario de referencia, que solo se hacen posibles con mucha más eólica. Las calmas de viento son más frecuentes en septiembre y octubre que en invierno, y coinciden con los embalses bajos.

El cambio más importante no está en el viento, que es el mismo, sino en quién lo sustituye. Hasta 2019, las calmas de viento las sostuvieron el carbón, el gas y el agua. Desde 2023, las sostiene sobre todo España, con el gas nacional funcionando cada vez menos. Es una solución barata mientras España tenga excedente. La pregunta que los datos portugueses no responden, y que lo decide todo, es qué ocurre el día en que la calma de viento sea ibérica.

En una frase. Las peores semanas sin viento ya ocurrieron, unas dos veces al año, y quien hoy las sostiene es España; el riesgo no está en la calma, está en el día en que sea ibérica.

Gaspar do Amaral

Texto, tablas, figuras y cálculos del autor, con ayuda de IA en el tratamiento de los datos y en la verificación. © Aprecisa.com

Nota metodológica

Qué es esta página. Traducción del texto que el autor publicó en LinkedIn el 13 de octubre de 2026, con el PDF adjunto; la versión portuguesa íntegra está en este sitio. Las cuatro figuras y las dos tablas son las imágenes originales, con los textos en portugués, y leyendas traducidas. Los datos horarios utilizados (archivo Excel, encabezados en portugués) se pueden descargar de la página portuguesa: as-piores-semanas-que-ja-tivemos_dados-horarios.xlsx. Las referencias anotadas siguen el orden del original (A. Datos: 1 y 2; B. Informes oficiales citados: 3 y 4).

Datos. Plataforma de transparencia de ENTSO-E, área de control de Portugal, horas en UTC, del 1 de enero de 2015 al 13 de octubre de 2026, exportados manualmente por el autor: Actual Total Load [6.1.A]; Actual Generation per Production Type [16.1.B&C]; Installed Capacity per Production Type [14.1.A]; Cross-border Physical Flows [12.1.G], frontera Portugal–España, en los dos sentidos. Los flujos de 2026 vienen en cuartos de hora y se convirtieron en medias horarias. El conjunto tiene 103 274 horas sin huecos de consumo ni de producción.

Verificación. El consumo anual coincide con el publicado por REN (53,04 frente a 53,1 TWh en 2025). La suma de la producción y del saldo importador supera el consumo en 1,6 a 5,5 TWh al año, valor coherente con la energía gastada en bombear, que crece con la entrada en servicio del sistema del Tâmega.

Calmas de viento. Factor de capacidad eólico horario = (eólica terrestre + eólica marina) ÷ potencia eólica instalada en el año. Día de calma: media diaria inferior al 10 %. Calma de viento: días de calma seguidos. Con el umbral del 8 %, hay 355 días de calma y 16 calmas de viento de tres o más días; con el 10 %, 582 días y 55 calmas; con el 12 %, 843 días y 103 calmas. La calma de viento en curso el 13 de octubre de 2026 se analizó con los datos disponibles hasta las 02:00 de ese día.

Déficit eólico en cinco días. Para cada hora, la producción eólica media del año menos la producción eólica en esa hora; suma móvil en 120 horas; máximo de cada año.

Cobertura de las calmas de viento. Medias horarias de cada fuente durante el episodio. Hidráulica = fluyente + embalse; bombeo = producción en turbinación de las centrales reversibles; importación neta = flujo de España a Portugal menos flujo de Portugal a España. La suma de las fuentes supera el consumo en la energía usada para bombear y en las diferencias de perímetro entre series.

Límites. Los flujos son físicos, no comerciales. La solar registrada excluye la mayor parte de la generación distribuida, por lo que la producción total y las cuotas de la solar están subestimadas. La producción de gas medida no es la potencia de gas disponible. No analicé las series españolas, que son necesarias para saber si las calmas de viento fueron también ibéricas.

Referencias

1. ENTSO-E, Transparency Platform — consumo, producción por tecnología, potencia instalada y flujos físicos de Portugal, 2015–2026; datos exportados por el autor e incluidos en el paquete.
2. ECO (2026), citando a REN — consumo de 53,1 TWh en 2025, usado en la verificación.
3. DGEG/REN, RMSA-E 2025 — prueba de resistencia para 2026 y previsión de cierre de Tapada do Outeiro.
4. ENTSO-E, ERAA 2025 — evaluación europea de la cobertura; supuesto de una interconexión siempre disponible.

Gaspar do Amaral · Original en portugués del 13 de octubre de 2026, publicado en este sitio; traducción emitida el 27 de octubre de 2026 · Figuras y tablas © Aprecisa.com · Con ayuda de IA