Red Eléctrica frena el mantenimiento de 100 centrales

Red Eléctrica rechaza el calendario de mantenimiento de más de 100 centrales

Red Eléctrica (REE) ha mostrado su no conformidad con los planes de mantenimiento de más de un centenar de instalaciones para el periodo comprendido entre octubre de 2026 y septiembre de 2027. Según recoge Cinco Días, el operador del sistema ha pedido a las eléctricas que propongan otras fechas para sus paradas. Fuentes del sector citadas por El Economista aseguran que algo así no había ocurrido nunca antes.

Para un founder, la señal es clara: el margen operativo del sistema eléctrico español se ha estrechado tanto que un mantenimiento programado —una rutina previsible— se ha convertido en un problema de seguridad de suministro. Y eso tiene implicaciones directas para cualquier negocio con consumo intensivo de energía o con planes de expansión en España.

¿Qué ha pedido exactamente Red Eléctrica y por qué es inédito?

El mecanismo es sencillo y está regulado. Antes del día 15 de cada mes, las empresas eléctricas deben comunicar a REE las fechas en las que sus instalaciones térmicas (nucleares y ciclos combinados de gas) e hidráulicas estarán indisponibles, con detalle de inicio, fin y potencia afectada. Ese procedimiento se rige por el PO 2.5, el procedimiento de operación que regula estas declaraciones.

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Lo excepcional es que REE no se ha limitado a tomar nota. Ha rechazado fechas concretas de más de cien instalaciones —incluidas nucleares, ciclos combinados y centrales de bombeo— y ha solicitado horizontes temporales alternativos. La compañía insiste en que no prohíbe el mantenimiento, sino que ha expresado su no conformidad con determinadas fechas, y subraya que la medida no afecta a todas las plantas ni a todo el año móvil.

El motivo que da el operador es el incremento inusual de indisponibilidades no programadas en los ciclos combinados. Durante el verano, la potencia disponible de esta tecnología llegó a situarse en torno al 65% de la capacidad instalada, según datos de la propia REE recogidos por ABC y Cinco Días. El texto original de Xataka apunta a que, en algunos momentos, hasta el 35% de la potencia instalada de ciclos combinados estuvo fuera de servicio.

El círculo vicioso: más uso, más necesidad de mantenimiento

Aquí está el nudo del problema. Desde el apagón del 28 de abril de 2025, REE recurre de forma sostenida a la llamada operación reforzada, que ha elevado la presencia de centrales de gas en la programación para aportar potencia firme y control dinámico de tensión.

El resultado es medible. Según El Economista, la presencia de ciclos combinados en la generación peninsular pasó de representar un 8% a un 19,4% del total. Y Cinco Días añade un dato de Enagás: en lo que va de año, la demanda de gas natural para producir electricidad ha aumentado un 19% respecto a 2025, un año en el que ya había subido un 33%.

El problema es que ese parque es viejo. La mayoría de los ciclos combinados españoles se inauguraron en la década de 2000 y, como señalan fuentes del sector a Cinco Días, no están diseñados para funcionar con arranques continuos. Al operar al ralentí y arrancar y parar con frecuencia, el desgaste se acelera y la necesidad de revisión llega antes. Es decir: cuanto más se usan para evitar un apagón, más mantenimiento exigen, y menos disponible está la máquina.

Las cifras que explican la tensión del sistema

SRAD activado 11 veces en 2026, de las cuales nueve se concentraron entre el 15 de julio y el 6 de octubre, según Economía Digital. En 2024 se activó cuatro veces y en 2025, ninguna.
Servicios de ajuste por casi 4.000 millones de euros entre enero y septiembre, según datos de REE citados por Cinco Días.
Solo tres compañías realizan el mantenimiento más delicado de las turbinas: Siemens, Mitsubishi y General Electric, según Cinco Días. Eso limita la capacidad de reprogramar trabajos a corto plazo.
Naturgy, con 17 ciclos combinados (7.400 MW), invirtió 147 millones de euros en mantenimiento en 2025, un 13% más que en 2024, según Cinco Días. Endesa tiene 13 plantas (4.600 MW) e Iberdrola 10 (5.600 MW).

El incidente más grave del año, según THE OBJECTIVE, se produjo el 6 de octubre, cuando una interrupción del SRAD se prolongó durante dos horas por un fallo en la central nuclear de Cofrentes.

¿Qué significa esto para tu startup?

Aunque parezca un conflicto entre grandes utilities, el impacto aterriza en cualquier empresa que consuma electricidad de forma relevante o que planifique su operación en España.

1. Revisa tu exposición al precio mayorista. El mismo medio señala que, mientras la solar canibaliza el precio en las horas centrales del día, en el resto de franjas el precio lo marca el gas, con el MWh superando los 200 euros y alcanzando los 300 algunos días. Si tu modelo de negocio tiene márgenes sensibles al coste energético, conviene modelar escenarios con precios altos sostenidos, no solo con la media anual.

2. Considera participar en mecanismos de flexibilidad. El SRAD remunera a grandes consumidores por reducir demanda cuando REE lo ordena, con respuesta en 12,5 minutos. La próxima subasta prevé 2.405 MW de potencia y unas 25 activaciones hasta junio, según Economía Digital. Para industrias electrointensivas —siderurgia, metalurgia, química, gases industriales— es una vía real de ingresos adicionales, siempre que la operación tolere interrupciones.

3. No asumas continuidad perfecta del suministro. La propia REE descarta el riesgo de otro apagón, pero el hecho de que un mantenimiento programado se haya vuelto negociable demuestra que el sistema opera con poco colchón. Si tu producto depende de servidores, plantas o equipos críticos, un plan de contingencia energética deja de ser un gasto teórico.

¿Qué vigilar en los próximos meses?

Hay tres frentes abiertos. El primero es el regulatorio: según fuentes jurídicas citadas por Cinco Días, la no conformidad de REE podría derivar en conflictos de gestión técnica ante la CNMC, que aprobó el PO 2.5 y podría abrir expedientes sancionadores. El segundo es el calendario: las eléctricas ya han rechazado total o parcialmente la petición y mantienen sus planes, en algunos casos tras haber contratado ya al personal para las revisiones. El tercero es estructural: REE avanza en la instalación de ocho compensadores síncronos, equipos que no generan electricidad pero aportan inercia y estabilidad a la red, con un coste aproximado de 100 millones de euros cada uno, según Xataka.

Conclusión

La decisión de Red Eléctrica es, en el fondo, un reconocimiento implícito de que el sistema eléctrico español vive con menos margen del que sería deseable. Posponer mantenimiento puede aliviar la tensión de este invierno, pero no resuelve el problema de fondo: una red que depende cada vez más de centrales de gas envejecidas para sostener la intermitencia renovable. Para los founders, la lectura práctica es doble: presupuestar la energía con escenarios de precio alto y explorar la flexibilidad de demanda como fuente de ingresos, no solo como riesgo.