El otro riesgo de la eólica: ha hecho tanto viento en España que los aerogeneradores se han desconectado
España se ha despertado este miércoles, 28 de enero de 2026, bajo los efectos de un temporal de frío, nieve y viento que ha ido más allá de los colapsos en las carreteras. La borrasca Kristin no solo ha cubierto de blanco el centro de la Península, provocando grandes atascos y un repunte del teletrabajo en Madrid, sino que ha forzado al operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE), a ejecutar medidas de urgencia para evitar que el equilibrio eléctrico se viera comprometido.
Dos horas de tensión. Entre las 08:00 y las 10:00 de la mañana, REE se vio obligada a activar el llamado Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD). El motivo fue un desajuste puntual pero severo entre la generación y la demanda disponible. Según datos del operador, el sistema sufrió un déficit de algo más de 2 gigavatios (GW).
La previsión apuntaba a una potencia en funcionamiento de 38.526 MW, pero la realidad se quedó en un pico de 36.517 MW a las 08:50 horas. Este desajuste, que se conoce técnicamente como un problema en las llamadas «rampas de la mañana«, se debió a un fenómeno paradójico: el exceso de viento. Aunque la eólica es una pieza clave del mix eléctrico, cuando las rachas superan determinados umbrales de seguridad los aerogeneradores deben desconectarse para evitar daños estructurales.
El «apagón eólico». Este fenómeno hizo que la producción real se desplomara hasta los 7.500 MW, frente a los 12.500 MW inicialmente previstos. A este factor se sumó un «efecto secundario» desde Portugal, donde el temporal también causó estragos, obligando a reducir las importaciones de electricidad hacia España de 2.300 MW a apenas 800 MW.
Como explica el experto en energía eólica Sergio Fernández Munguía en sus redes sociales, esta desconexión no es una anomalía, sino un mecanismo automático de protección. En situaciones de vientos extremadamente fuertes, superiores a los límites operativos de los aerogeneradores —en torno a los 25 metros por segundo, unos 90 kilómetros por hora—, las turbinas se paran de forma preventiva para garantizar su integridad. Un límite físico que convierte al viento extremo en un factor de riesgo operativo para la generación renovable.
El «botón rojo» para la industria. El SRAD es el sucesor de la antigua «interrumpibilidad». Se trata de un mecanismo recogido en el Procedimiento de Operación (PO) 7.5 que permite a REE ordenar a grandes consumidores industriales que reduzcan o detengan temporalmente su consumo para aliviar la red y garantizar los niveles de reserva.
En el servicio participan en torno a una treintena de empresas de distintos sectores y tamaños, con una demanda mínima de 1 MW. Estas compañías reciben una retribución tanto por estar disponibles como por cada activación efectiva. En la última subasta, celebrada el 28 de noviembre de 2025, se adjudicaron 1.725 MW para el primer semestre de 2026, con un coste total de 255 millones de euros que acaba repercutiendo en el recibo de la luz de los consumidores.
La ejecución de este miércoles se realizó en dos bloques. El primero, de 865 MW, a un precio de 116,47 euros por MWh; y un segundo bloque de 860 MW a 120,90 euros por MWh. En total, se paralizaron 1.725 MW de potencia industrial, el máximo disponible en este periodo.
El papel del gas y las críticas al sistema. Ante la caída de la eólica y la prácticamente nula producción solar a esas horas tempranas, el sistema dependió del respaldo del gas. Los ciclos combinados pasaron de generar unos 3.000 MW a las 6:00 de la mañana a más de 8.000 MW a las 9:00. Sin embargo, este esfuerzo no fue suficiente para compensar completamente la pérdida de generación renovable.
Según fuentes del sector consultadas por El Periódico de la Energía, una veintena de centrales de ciclo combinado —alrededor de 8.000 MW adicionales— no estaban acopladas ni en reserva operativa inmediata, lo que impidió su entrada rápida en el sistema y precipitó la orden de detener el consumo industrial.
¿Qué podemos esperar en los próximos meses? Pese a lo aparatoso de la medida, el mensaje oficial es de calma. Red Eléctrica ha subrayado en sus comunicados que «la continuidad del suministro no se ha visto en ningún momento comprometida» y que la activación del SRAD tiene como único objetivo garantizar los niveles de reserva de seguridad del sistema.
No obstante, el escenario para 2026 plantea retos relevantes. El operador estima que durante este primer semestre podrían emitirse en torno a una veintena de órdenes de activación del SRAD si se repiten situaciones de estrés similares. Este mecanismo no es el último eslabón de la cadena de seguridad, pero sí una defensa crítica ante variaciones abruptas de potencia en un sistema con una elevada penetración de energías renovables variables.
El reto de la intermitencia. Lo ocurrido este miércoles vuelve a poner sobre la mesa los desafíos de operar un sistema eléctrico cada vez más dependiente del clima. La rápida activación del SRAD y el respaldo del gas evitaron males mayores, pero el episodio refuerza la necesidad de contar con reservas firmes —como la hidráulica y los ciclos combinados— y con mecanismos de flexibilidad industrial capaces de blindar la red ante los imprevistos meteorológicos del futuro.
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