Dos horas al final de la tarde

Qué ocurrió y qué está en juego

El martes 6 de octubre de 2026, a las 19:43, en España, Red Eléctrica ordenó a un primer grupo de grandes industrias que parara la producción. Diecinueve minutos después, ordenó lo mismo a un segundo grupo. En total, 1 775 MW de consumo industrial salieron de la red durante unas dos horas, según la noticia de El Periódico de la Energía.

Fueron la décima y la undécima órdenes de activación del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) en 2026, en un total de ocho episodios, y la octava y la novena desde mediados de julio. Al mismo tiempo, el bombeo turbinaba al máximo y, según la misma noticia, la exportación a Portugal caía de unos 4 000 MW a 400 MW.

La tesis de este texto es sencilla. Lo que falló no fue la energía, fue la potencia firme durante dos horas al día. El SRAD funcionó como debía. El problema es que un mecanismo pensado para ser excepcional se ha vuelto rutina, y eso mide un margen de suficiencia que se ha estrechado.

En lenguaje sencillo. Imagine una casa con placas solares y una familia que llega toda a casa a las siete de la tarde: horno, lavavajillas, duchas, televisión. El sol acaba de ponerse. Durante el día sobró energía; a esa hora falta. Red Eléctrica hizo lo que hace un padre previsor: pidió a un vecino con un taller que apagara las máquinas durante dos horas, y le pagó por ello. Funciona. Pero si tiene que hacerlo once veces en un año, el problema ya no es aquella noche. Es la casa.

Qué es el SRAD

El SRAD es un servicio de balance en el que grandes consumidores cobran por estar disponibles para reducir su consumo cuando el operador del sistema lo pide. Está en funcionamiento desde 2022. Heredó la función del antiguo servicio de interrumpibilidad, pero con un diseño más próximo al mercado: la capacidad se asigna por subasta y la activación se paga al precio de la regulación terciaria.

La Tabla 1 muestra dos señales que la noticia no menciona. Primero, el propio operador pidió 2 339 MW y solo consiguió 1 725 MW: la necesidad de demanda interrumpible ya era superior a la oferta antes de que empezara el año. Segundo, la capacidad contratada creció un 50 % en un año. El operador previó el aprieto, y el aprieto llegó. En el segundo semestre, la capacidad asignada subió a 1 775 MW, a 42,62 € por MW y hora, y la totalidad se activó el 6 de octubre.

El marco europeo es el Reglamento (UE) 2019/943, que obliga a los Estados miembros a eliminar las barreras a la participación de la demanda en los mercados de balance y define la cobertura de recursos como una responsabilidad que debe evaluarse con una norma de fiabilidad explícita.

En lenguaje sencillo. El SRAD es como un seguro de piscina municipal: la fábrica recibe una pequeña mensualidad por estar dispuesta a cerrar el grifo cuando baja el depósito, y cobra un poco más cada vez que efectivamente lo cierra. La fábrica pierde unas horas de producción; el resto de la ciudad sigue teniendo agua. Es un buen negocio para todos, mientras se use rara vez.

La física del problema: la rampa de la puesta de sol

Lo que le importa al operador no es la demanda total, sino la demanda neta: la demanda menos la producción eólica y solar, que no se gestionan. En fórmula: demanda neta = demanda − solar − eólica.

Es esta demanda neta la que hay que cubrir, minuto a minuto, con centrales gestionables, almacenamiento, interconexiones o reducción de la demanda. Con mucha fotovoltaica, la demanda neta se hunde a mediodía y sube bruscamente al final de la tarde, cuando el sol se pone y la demanda doméstica alcanza su pico. Es la llamada «curva del pato», descrita por el operador de California en 2013 y analizada por el NREL en 2015.

La exigencia crítica es doble: la altura del pico de la demanda neta y la velocidad de la rampa, en MW por minuto. El 6 de octubre, las dos empeoraron a la vez. La puesta de sol en Madrid fue hacia las 19:50, la eólica estaba por debajo de 3 GW y parte del parque de ciclos combinados no estaba disponible. La activación de las 19:43 se produjo exactamente en el cuello del pato.

La Figura 1 muestra por qué el problema surge a esa hora y no a mediodía. La línea gris es la demanda total, que varía poco a lo largo del día. La línea azul es lo que queda para las centrales gestionables después de descontar el sol y el viento. Durante la tarde solar, esa necesidad se hunde; a la puesta de sol, sube unos 18 GW en cuatro horas. La franja roja marca la ventana en que se activó el SRAD: el punto donde la subida es más rápida y la demanda doméstica alcanza el máximo. El perfil es ilustrativo y no reproduce los datos horarios del 6 de octubre.

Obsérvese la diferencia con el apagón del 28 de abril de 2025. Aquel fue un problema de estabilidad: control de tensión, en segundos. El del 6 de octubre es un problema de suficiencia: que haya potencia bastante, en horas. Son dos fronteras distintas del mismo sistema, y exigen instrumentos distintos.

En lenguaje sencillo. Piense en la cola de un supermercado. Por la mañana sobran cajas y hay poca gente. A las siete de la tarde todo el mundo sale del trabajo a la vez, y la mitad de las cajas cierra porque los empleados del turno de mañana ya se han ido (el sol). Si el gerente no tiene empleados para el turno de noche (centrales y baterías), solo le queda pedir a algunos clientes que vuelvan más tarde (el SRAD). El problema no es que el supermercado tenga pocas cajas. Es que tenga pocas cajas a esa hora.

Qué dice la literatura

El caso del 6 de octubre no es una sorpresa teórica. Cada uno de sus elementos está descrito en la literatura y en los informes oficiales desde hace más de una década.

La Tabla 2 muestra una cadena causal completa. La literatura económica previó que un mercado solo de energía dejaría de pagar la potencia de punta. La literatura técnica previó que la solar desplazaría esa punta al final de la tarde. El propio operador cuantificó, en 2025, que se superaría la norma de fiabilidad. Y la respuesta política, el mercado de capacidad, se aprobó en mayo de 2026, pero las primeras subastas aún no han producido ni centrales ni baterías. El SRAD está tapando el hueco entre el diagnóstico y la obra.

El valor de 1,5 h/año merece una explicación. El LOLE es el número esperado de horas al año en que la oferta no alcanza para cubrir la demanda. Un valor de 4,08 h significa casi el triple del riesgo que el propio Estado español definió como aceptable.

En lenguaje sencillo. Los médicos saben desde hace años que un paciente con tensión alta y colesterol tiene más riesgo de infarto. Los análisis de 2025 ya lo mostraban, y el tratamiento se recetó en mayo de 2026. Pero el medicamento solo hará efecto dentro de unos años. Mientras tanto, el paciente va teniendo pequeños sustos, y el SRAD es la pastilla de emergencia que lleva en el bolsillo. Funciona, pero tomarla todas las semanas es señal de que la enfermedad de fondo sigue ahí.

Las cifras y las capas de defensa

Los datos oficiales de e·sios confirman el orden de magnitud de la noticia, pero la corrigen en un punto: el segundo bloque no se pagó a 99 €/MWh, como se publicó, sino a unos 201 €/MWh. Y el coste de las activaciones es solo la parte pequeña de la factura.

La Tabla 3 muestra que cada activación cuesta relativamente poco: unos 0,6 M€ por una noche en que se retiraron 1,8 GW. El coste grande está en otro sitio, en la retribución por disponibilidad, que se paga por cada hora en que la industria está lista para parar, pare o no. En el segundo semestre de 2026, a 42,62 € por MW y hora, para 1 775 MW y unas 2 170 horas de disponibilidad, la estimación ronda los 164 M€: más de cuarenta veces el coste de todas las activaciones del año. En el primer semestre, a 65 €/MW/h para 1 725 MW, la estimación ronda los 237 M€, suponiendo la misma ventana horaria. El método se explica en la nota metodológica.

Comparar este valor con el coste de centrales de punta o de baterías exige un estudio propio, que este artículo no hace. Lo que muestran las cifras es que la suficiencia ya se está pagando, y no es barata. Un seguro pensado para ser excepcional se ha vuelto, a la vez, caro y frecuente.

Lo que preocupa es la secuencia de recursos movilizados en esa hora:

La Figura 2 representa los recursos usados por Red Eléctrica como peldaños de una escalera, por el orden en que entraron: ciclos combinados al límite, bombeo al máximo, exportaciones recortadas y, por último, la demanda industrial. El quinto peldaño, en discontinuo, es el que no existía: si a esa hora hubiera disparado una central, no había otra capa a la que recurrir. El mensaje es que la seguridad se mantuvo a costa de agotar el margen, y no con margen de sobra.

La afirmación de que «no hubo riesgo de suministro» es cierta en ese instante. Pero se obtuvo usando cuatro capas a la vez. Si, a esa hora, un grupo de 400 MW hubiera disparado, no había una quinta capa.

En lenguaje sencillo. Imagine que va en coche a una reunión importante y llega a tiempo. Pero para ello usó la rueda de repuesto, el dinero de reserva, pidió al vecino que le llevara y llamó para avisar de que se retrasaba cinco minutos. Llegó, sí. La pregunta correcta no es «¿llegó?», sino «¿qué habría pasado si algo más hubiera salido mal?».

No fue una noche: fueron ocho

La noche del 6 de octubre no es un caso aislado. Los datos de e·sios registran once órdenes de activación del SRAD en 2026, repartidas en ocho episodios: 16 479 MWh de consumo industrial retirado de la red y unos 3,9 M€ pagados en activaciones. El registro completo está en la Tabla 6, en el anexo. Diez de las once órdenes cayeron entre las 18:00 y la medianoche.

La Figura 3 coloca cada episodio en una línea y cada orden de activación en la hora en que estuvo vigente; la marca azul señala la puesta de sol en Madrid ese día. El mensaje es inmediato: salvo el 28 de enero, una mañana de temporal en que la eólica cayó de repente, todas las órdenes se concentran en torno a la puesta de sol y en las horas siguientes. El sistema no falla al azar. Falla siempre en la misma ventana, la de la rampa del final de la tarde descrita en la Figura 1. Los 3,9 M€ se refieren solo a las activaciones; la retribución por disponibilidad se paga aparte y es mucho mayor, como se vio en la sección anterior.

En lenguaje sencillo. Imagine un restaurante que, ocho veces este año, ha tenido que pedir a los clientes que esperaran en la puerta. Nunca a la hora de comer, nunca a media tarde: siempre en la cena. No es mala suerte. Es falta de mesas a esa hora. Y la solución no es pagar más a los clientes para que esperen, sino tener más mesas para la cena.

Qué significa para Portugal

Para Portugal, el dato más importante de la noticia es una línea casi escondida: según la prensa española, la exportación a Portugal cayó de unos 4 000 MW a 400 MW en minutos.

Portugal importa de España sobre todo fuera de las horas de sol, precisamente cuando el sistema español también está más apretado. Es una correlación estructural, y no una casualidad. La península ibérica comparte el mismo sol, el mismo viento atlántico y la misma hora de cenar. Cuando falta potencia en España a las 20:00, es probable que falte también en Portugal.

La relación es simétrica. El 28 de enero de 2026, durante la borrasca Kristin, fue Portugal el que redujo la exportación a España en 1 500 MW en una hora, lo que contribuyó a una de las primeras activaciones del SRAD del año. Cada operador protege primero su sistema, como manda el Reglamento (UE) 2017/1485.

La Tabla 4 resume la lección. La suficiencia por importación es condicional, no firme. Portugal debe contar con España para optimizar, pero no para garantizar la punta. Esto no es un argumento contra la interconexión. Es un argumento contra presentarla como escudo.

En lenguaje sencillo. Dos vecinos comparten un generador en un edificio. La mayoría de los días funciona bien: cuando uno no lo necesita, lo usa el otro. Pero cuando se va la luz en todo el barrio, los dos necesitan el generador a la vez, y quien lo tiene en su garaje lo enciende primero en su casa. Contar con el generador del vecino es estupendo para ahorrar. Para las noches difíciles, cada casa necesita su linterna.

Qué hay que hacer

El SRAD no es el problema. Es el único instrumento que ya estaba listo. El problema es lo que falta a su alrededor.

La Tabla 5 ordena las medidas por el tiempo que tardan en surtir efecto. Las dos primeras pueden aplicarse ya y cuestan poco. Las siguientes exigen inversión, y ahí es donde se decide si el SRAD vuelve a ser excepcional.

Para Portugal, la consecuencia es directa. Sin una evaluación de suficiencia que trate la importación como condicional, y sin potencia firme y almacenamiento bajo mando nacional, el país queda dependiente del margen de un sistema vecino que, en las mismas horas, está gastando sus últimas reservas.

Conclusión

Las once órdenes de parada de la industria española no son un escándalo de pagos. Son un termómetro. Miden, hora a hora, la distancia entre un sistema que ha crecido en energía barata a mediodía y un sistema que no ha crecido en potencia firme al final de la tarde.

El coste de la suficiencia, a diferencia del coste de la estabilidad, ya tiene precio y ya se paga a quien presta el servicio. Falta pagar la obra que hace excepcional el servicio. Mientras tanto, Portugal debe aprender de las dos horas del 6 de octubre: una interconexión une sistemas, pero no presta la potencia que el vecino no tiene.

En lenguaje sencillo. Cuando el testigo del salpicadero del coche se enciende todas las semanas, el problema no se resuelve pagando más a la grúa. Se lleva el coche al taller. El SRAD es la grúa: está bien tenerla, pero la mensualidad ya no es barata. Solo el taller (baterías, bombeo, potencia firme) apaga el testigo.

Gaspar do Amaral

Anexo — Registro de las activaciones de 2026

La Tabla 6 reúne las once órdenes de activación del SRAD registradas en e·sios hasta el 6 de octubre de 2026. El precio medio implícito del episodio de enero, unos 424 €/MWh, refleja la urgencia de una mañana de temporal; los episodios del final de la tarde se situaron entre 145 y 212 €/MWh.

Referencias comentadas

• El Periódico de la Energía (07/10/2026), Ramón Roca — noticia de la décima orden de activación del SRAD; fuente de las horas de las órdenes (19:43 y 20:02) y del recorte de las exportaciones a Portugal.
• srad.energy — SRAD: ativações, custo e fornecedores — recopilación no oficial de los indicadores de e·sios (1929, 1931, 1932); fuente de la Tabla 3.
• Forbes España — REE contará com 1 725 MW de consumo no primeiro semestre — resultados de la subasta del SRAD para 2026.
• Xataka — Apagar fábricas para evitar apagões já custa quase 1 000 milhões aos espanhóis — retribución fija acumulada de 954 M€ desde 2022 y estimación de unos 434 M€ para 2026.
• El Independiente (29/01/2026) — Red Eléctrica e o «botão de paragem» da indústria — unos 1,4 M€ al día; algo más de 310 M€ en 2025; 255 M€ en el primer semestre de 2026.
• Ingeniería Prodesa — SRAD 2026: flexibilidade industrial — estimación de unos 256 M€ (1.er semestre) y 179 M€ (2.º semestre, 2 358 h).
• Red Eléctrica — Comunicado do leilão do SRAD para o 2.º semestre de 2026 (28/05/2026) — 1 775 MW a 42,62 €/MW/h; ventana de disponibilidad.
• Red Eléctrica — Comunicado do leilão do SRAD para o 1.º semestre de 2026 (28/11/2025) — 1 725 MW a 65 €/MW/h.
• Energías Renovables — SRAD, el sistema de respuesta activa de la demanda — reglas del servicio y cambios aprobados por la CNMC.
• Maldita.es — Espanha esteve à beira de um segundo apagão a 28 de janeiro de 2026 — borrasca Kristin, caída de la eólica y reducción de la exportación portuguesa.
• Red Eléctrica — Análisis de cobertura 2025 — LOLE proyectado por encima de la norma de 1,5 h/año en 2028 y 2030.
• pv magazine — A Comissão aprova o mercado de capacidade para Espanha (30/05/2026) — hasta 9 000 M€ en 2026–2036.
• ENTSO-E — ERAA 2025, relatórios e resultados — evaluación europea de la cobertura de recursos.
• Postal do Algarve — Portugal volta a importar mais eletricidade de Espanha, mas só fora do horário solar — límites de importación tras el apagón de 2025.
• Regulamento (UE) 2019/943 (EUR-Lex) — cobertura de recursos, norma de fiabilidad y participación de la demanda.
• Denholm, P. et al. (2015), Overgeneration from Solar Energy in California: A Field Guide to the Duck Chart, NREL/TP-6A20-65023 — análisis de referencia de la curva del pato.
• Joskow, P. (2008), Capacity payments in imperfect electricity markets: Need and design, Utilities Policy 16 — el problema del dinero que falta.
• Cramton, P., Ockenfels, A. e Stoft, S. (2013), Capacity Market Fundamentals, Economics of Energy & Environmental Policy 2(2) — fundamentos de los mercados de capacidad.
• Albadi, M. e El-Saadany, E. (2008), A summary of demand response in electricity markets, Electric Power Systems Research 78 — tipología y valor de la respuesta de la demanda.
• Hirth, L. (2013), The market value of variable renewables, Energy Economics 38 — canibalización del valor de la energía solar.

Ilustraciones y tablas: © Aprecisa.com, con ayuda de IA.

Nota metodológica

Todo lo que en este artículo no es dato publicado, sino cálculo o construcción del autor, está identificado a continuación.

1. Datos de las activaciones (Tablas 3 y 6, Figura 3). La potencia, el periodo, la energía y el coste de cada orden proceden de los indicadores 1929 (potencia activada), 1931 (energía) y 1932 (derechos de cobro) de e·sios, recopilados por el sitio no oficial srad.energy. Las horas de las órdenes (19:43 y 20:02) y el recorte de las exportaciones a Portugal proceden de la noticia de El Periódico de la Energía y no se han confirmado en e·sios.

2. Magnitudes derivadas. Duración equivalente = energía activada ÷ potencia. Precio medio implícito = coste de activación ÷ energía activada. Los totales son sumas simples. Ninguno de estos valores lo publica el operador.

3. Estimación de la retribución por disponibilidad. Coste ≈ potencia asignada × precio de disponibilidad × horas de disponibilidad. Para el segundo semestre de 2026: 1 775 MW × 42,62 €/MW/h × 2 174 h ≈ 164 M€. Las horas resultan de la ventana publicada por Red Eléctrica (días laborables de las 8:00 a la medianoche, 16 h; fines de semana y festivos nacionales de las 22:00 a las 23:59, 2 h): 129 días laborables y 55 días más entre el 1 de julio y el 31 de diciembre. Para el primer semestre: 1 725 MW × 65 €/MW/h × 2 112 h ≈ 237 M€, suponiendo la misma ventana, que el comunicado de esa subasta no especifica. La estimación supone que toda la capacidad se retribuye en todas las horas de la ventana; el valor real puede ser inferior si hay indisponibilidades o penalizaciones. Es un orden de magnitud, no un valor contable. Estimaciones independientes publicadas en la prensa española apuntan a valores del mismo orden: unos 256 M€ en el primer semestre y 179 M€ en el segundo, unos 434 M€ en el conjunto de 2026, y 954 M€ de retribución fija acumulada desde 2022. La diferencia con las estimaciones del autor se debe sobre todo al número de horas de disponibilidad supuesto (por ejemplo, 2 358 h en el segundo semestre, frente a 2 174 h).

4. Puesta de sol (Figura 3 y texto). Calculada con el algoritmo solar simplificado de la NOAA para Madrid (40,42° N, 3,70° O), convertida a la hora oficial española (CET en invierno, CEST en verano). La precisión es de uno a dos minutos. El valor para el 6 de octubre, 19:49, es el que se usa en el texto como «hacia las 19:50».

5. Figura 1. Es un perfil ilustrativo construido por el autor, con una demanda, una producción solar y una producción eólica sintéticas (eólica constante de unos 3 GW). Sirve para mostrar la forma de la curva del pato y no reproduce los datos horarios del 6 de octubre. Los valores que indica, como la subida de unos 18 GW en cuatro horas, son del perfil ilustrativo.

6. Figura 2. Es un esquema cualitativo de la secuencia de recursos movilizados, basado en la noticia y en los datos de e·sios. El orden de los peldaños es interpretativo.

7. Recuento de las activaciones. «Orden» es cada instrucción de activación a un bloque; «episodio» es cada día con una o más órdenes. Hasta el 6 de octubre de 2026 hubo once órdenes en ocho episodios.

Sobre esta traducción. Traducción del artículo que el autor publicó en LinkedIn el 9 de octubre de 2026; la versión íntegra en portugués está en este sitio. Las nueve imágenes originales (Tablas 1 a 6 y Figuras 1 a 3) se reproducen con sus textos en portugués y un pie traducido. Los títulos de las fuentes quedan como en el original; los enlaces son los del original.

Gaspar do Amaral · Original en portugués del 9 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