La decisión de Red Eléctrica de rechazar numerosas fechas de mantenimiento revela las dificultades para mantener suficiente generación disponible. Hasta un 35 % de la potencia de los ciclos combinados llegó a estar fuera de servicio durante el verano.
España se enfrenta a una situación incómoda para su sistema eléctrico: el operador necesita que las centrales estén disponibles para garantizar la estabilidad de la red, pero esas mismas instalaciones necesitan detenerse para someterse a revisiones y reparaciones. La tensión entre ambas necesidades ha provocado un conflicto con las grandes compañías eléctricas y ha reabierto el debate sobre la seguridad del suministro tras el apagón del 28 de abril de 2025.
Red Eléctrica de España (REE) ha mostrado su disconformidad con numerosos calendarios de mantenimiento previstos entre octubre de 2026 y septiembre de 2027. La medida afecta a más de un centenar de instalaciones, entre ellas centrales nucleares, ciclos combinados de gas e instalaciones hidráulicas de bombeo, según las informaciones publicadas por Xataka y Cinco Días.
El motivo es el aumento de las instalaciones de generación que permanecen indisponibles por causas no programadas. Según los datos atribuidos al operador, durante el verano llegó a estar disponible únicamente el 65 % de la potencia instalada de los ciclos combinados. En otras palabras, hasta el 35 % de la capacidad de esta tecnología no estaba disponible en determinados momentos.
El episodio plantea una pregunta de fondo: ¿dispone el sistema eléctrico español de suficiente margen para afrontar averías, revisiones y picos de demanda sin poner en dificultades la operación de la red?
Red Eléctrica pide cambiar los calendarios de mantenimiento
La decisión de REE no equivale a una orden general para prohibir que las centrales se apaguen. El operador ha declarado que no considera adecuadas determinadas fechas propuestas por las compañías y les ha solicitado que planteen periodos alternativos.
La diferencia es importante. Las eléctricas deben comunicar al operador las indisponibilidades previstas de sus instalaciones, y REE analiza esos calendarios para coordinar la generación y preservar la seguridad del suministro.
El procedimiento de operación 2.5 regula la planificación de los mantenimientos de las unidades de producción. De acuerdo con las informaciones publicadas por Cinco Días, el operador ha utilizado este marco para expresar su disconformidad con determinadas fechas.
Sin embargo, la decisión ha provocado malestar en el sector. Las compañías sostienen que algunos trabajos son necesarios por razones técnicas, de seguridad industrial o por las obligaciones de mantenimiento establecidas por los fabricantes.
La controversia no es menor: mantener una central disponible cuando el sistema la necesita puede ser prioritario, pero aplazar una revisión imprescindible también puede incrementar los riesgos técnicos.
El dato que preocupa: solo estaba disponible el 65 % de los ciclos combinados
Los ciclos combinados son centrales que utilizan gas natural para producir electricidad. Su principal valor para el sistema español reside en que pueden aportar generación gestionable cuando la producción renovable resulta insuficiente y contribuir a determinados servicios necesarios para mantener la estabilidad eléctrica.
El porcentaje de disponibilidad comunicado por REE pone de relieve el problema. Si solo está disponible el 65 % de la potencia instalada de esta tecnología, el operador dispone de un margen menor para responder a incidencias o a cambios en la demanda.
Eso no significa que España se encuentre automáticamente al borde de un apagón. La seguridad eléctrica depende de múltiples factores: la demanda prevista, la producción disponible, las interconexiones, la distribución geográfica de las centrales y los servicios que necesita la red para funcionar correctamente.
Pero sí significa que la capacidad instalada sobre el papel no equivale a la capacidad que puede utilizarse en cada momento. Una central averiada, sometida a una revisión o indisponible por cualquier otra causa no puede aportar toda su potencia cuando el sistema la necesita.
Esta diferencia resulta esencial para comprender por qué REE está tratando de modificar los calendarios de mantenimiento.
El apagón de abril de 2025 sigue pesando sobre el sistema
La situación actual se produce después del apagón eléctrico del 28 de abril de 2025, un episodio que puso bajo escrutinio la operación del sistema eléctrico español y la respuesta de las instalaciones de generación.
Desde entonces, Red Eléctrica ha reforzado determinadas medidas operativas y ha recurrido con mayor frecuencia a centrales de ciclo combinado para disponer de recursos capaces de contribuir al equilibrio del sistema.
La información publicada por Xataka, que recoge datos y explicaciones de otros medios, señala que el peso de esta tecnología en la generación peninsular habría pasado de representar un 8 % a un 19,4 % en el periodo analizado. Estas cifras deben interpretarse dentro de su contexto temporal y no como una proporción fija para todos los días del año.
El mayor recurso a las centrales de gas tiene una consecuencia técnica: las instalaciones necesitan estar disponibles con más frecuencia y pueden acumular mayores exigencias de funcionamiento.
Muchas de estas centrales fueron construidas hace alrededor de dos décadas. Sus equipos necesitan revisiones periódicas y no todas están diseñadas para soportar indefinidamente ciclos de arranque y parada más frecuentes de lo previsto.
De ahí surge una paradoja: el sistema necesita estas centrales para reforzar la seguridad del suministro, pero su mayor utilización puede aumentar las necesidades de mantenimiento que ahora se pretende reprogramar.
Un círculo vicioso entre disponibilidad y desgaste
El conflicto puede resumirse en cuatro pasos:
- Aumentan las necesidades de generación gestionable para responder a las exigencias operativas del sistema.
- Las centrales de ciclo combinado adquieren mayor protagonismo y deben permanecer disponibles durante más tiempo.
- El uso más intensivo y los arranques frecuentes pueden elevar las necesidades de inspección y mantenimiento.
- Las paradas previstas coinciden con un periodo en el que REE necesita conservar más potencia disponible, por lo que solicita modificar determinadas fechas.
Este círculo explica la dificultad de encontrar una solución sencilla. Retrasar una revisión puede aliviar las necesidades operativas a corto plazo, pero no elimina el trabajo técnico que la instalación necesita.
Además, las intervenciones no son intercambiables. Una inspección rutinaria puede tener un margen de reprogramación distinto al de una reparación urgente o una operación que resulte imprescindible para preservar la integridad de los equipos.
Por eso, no todas las paradas pueden tratarse como si fueran opcionales ni todos los aplazamientos tienen las mismas consecuencias.
Las eléctricas rechazan aplazar algunos trabajos
Las compañías afectadas han expresado su oposición a modificar parte de sus calendarios. Según la información de Cinco Días publicada el 21 de octubre, algunas mantienen las fechas previstas, mientras otras estudian las circunstancias de cada instalación o reclaman garantías sobre la responsabilidad en caso de producirse una incidencia técnica.
El sector también ha cuestionado el cambio de criterio después de haber planificado trabajos y contratado recursos para ejecutarlos. Según las informaciones publicadas, las tareas más especializadas en determinadas turbinas dependen de un número reducido de fabricantes y proveedores, entre ellos Siemens, Mitsubishi y General Electric.
A ello se suma la existencia de mantenimientos que no pueden aplazarse indefinidamente. En las centrales nucleares, por ejemplo, las recargas de combustible requieren paradas programadas. Las instalaciones térmicas también tienen límites de funcionamiento y necesidades de revisión que dependen de las horas de operación y de las especificaciones técnicas.
Las compañías, por tanto, se enfrentan a una disyuntiva: aceptar una reprogramación que puede resultar complicada o defender la necesidad de realizar los trabajos cuando corresponde.
El desacuerdo deja una cuestión abierta: ¿cómo debe repartirse la responsabilidad cuando las necesidades de seguridad del sistema entran en conflicto con las obligaciones técnicas de una central?
La respuesta depende de las circunstancias concretas de cada instalación, de la normativa aplicable y de las decisiones de los organismos competentes. No basta con atribuir automáticamente toda la responsabilidad al operador o a las empresas generadoras.
La industria también puede verse afectada por las medidas de emergencia
La tensión del sistema no solo afecta a las compañías eléctricas. También puede repercutir sobre determinados consumidores industriales cuando el operador necesita recurrir a mecanismos para equilibrar la oferta y la demanda.
Uno de ellos es el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), que permite solicitar reducciones temporales del consumo a instalaciones participantes bajo las condiciones establecidas en el mecanismo.
Según Xataka, REE activó este servicio once veces durante 2026 hasta la fecha de su publicación, frente a ninguna activación en 2025. El dato apunta a un mayor recurso a esta herramienta, aunque por sí solo no permite determinar el riesgo de apagón ni medir el estado general de toda la red.
Estos mecanismos forman parte de la gestión del sistema eléctrico y no significan necesariamente que los hogares vayan a sufrir cortes. Sí evidencian que la operación puede requerir medidas adicionales cuando los recursos disponibles no encajan con las necesidades del momento.
La cuestión económica también merece atención. Cuando aumentan las necesidades de operación y ajuste, el coste de mantener el equilibrio del sistema puede repercutir en los costes del sector eléctrico y, según los mecanismos de liquidación y su traslado, en los consumidores.
Por ello, la transparencia sobre las causas de estas intervenciones y su coste resulta fundamental. Los consumidores necesitan saber qué medidas se adoptan, cuánto cuestan y qué mejoras aportan a la seguridad del suministro.
¿Existe riesgo de otro apagón en España?
La información disponible no permite afirmar que vaya a producirse otro apagón. Red Eléctrica ha defendido que sus decisiones responden a la necesidad de garantizar el suministro y ha rechazado que su actuación implique, por sí misma, un riesgo inevitable de interrupción generalizada.
Conviene distinguir tres conceptos:
- Indisponibilidad de generación: una central no puede producir electricidad durante un periodo determinado, ya sea por mantenimiento, avería u otra causa.
- Tensión operativa: el operador dispone de menos margen o afronta mayores dificultades para coordinar los recursos necesarios.
- Apagón: una interrupción del suministro que puede deberse a distintas causas y que no se deduce automáticamente de los dos factores anteriores.
La falta de disponibilidad de parte de las centrales puede reducir el margen de maniobra, pero para evaluar el riesgo real es necesario conocer la situación conjunta del sistema, las previsiones de demanda, la capacidad de respuesta disponible y las medidas preventivas aplicadas.
El precedente de abril de 2025 hace razonable exigir explicaciones claras y verificables. Sin embargo, utilizar el apagón como prueba de que un nuevo incidente es inminente sería ir más allá de los datos conocidos.
La información publicada sí justifica preguntar por la planificación del mantenimiento, la evolución de las averías y las medidas previstas para evitar que las necesidades de operación y las revisiones técnicas vuelvan a coincidir de forma problemática.
La cuestión de fondo: planificación, inversión y seguridad energética
El episodio también abre un debate sobre la planificación energética española. La transición hacia una mayor presencia de energías renovables exige coordinar la producción variable con recursos capaces de responder cuando las condiciones meteorológicas reducen la generación eólica o solar.
No se trata de contraponer automáticamente las renovables a las centrales convencionales. La seguridad eléctrica depende de que el conjunto de tecnologías, las redes, el almacenamiento, las interconexiones y los servicios de ajuste funcionen de forma coordinada.
Pero la experiencia reciente pone de relieve que disponer de una potencia instalada elevada no basta. También hacen falta equipos en buen estado, inversiones adecuadas, previsiones realistas y mecanismos transparentes para gestionar las paradas programadas y las incidencias inesperadas.
En este contexto, las autoridades y el operador deberían explicar qué instalaciones necesitan cambiar sus calendarios, qué revisiones pueden aplazarse con seguridad y cuáles deben ejecutarse sin demora. También resulta relevante conocer si las dificultades son coyunturales o responden a un problema persistente de disponibilidad y envejecimiento de los equipos.
La seguridad del suministro no debería depender de posponer indefinidamente el mantenimiento de las infraestructuras que lo sostienen. Una solución duradera debe combinar la disponibilidad inmediata con la fiabilidad a largo plazo.
Qué falta por aclarar
Para evaluar con precisión la situación del sistema eléctrico español, sería necesario disponer de información pública y detallada sobre varios puntos:
- El listado de instalaciones afectadas y las fechas de mantenimiento que REE ha considerado inadecuadas.
- Las razones técnicas de cada reprogramación y el margen real para modificar los trabajos.
- La evolución de la disponibilidad de los ciclos combinados desde el verano.
- Las inversiones previstas para conservar y modernizar las centrales existentes.
- El coste de las medidas operativas adicionales y su repercusión en el sistema.
- La evaluación actualizada de los riesgos para el suministro, diferenciando los problemas locales de una eventual contingencia general.
Sin estos datos, es posible describir la tensión entre el operador y las eléctricas, pero no determinar por completo sus causas ni atribuir responsabilidades definitivas.
Conclusión: mantener las centrales encendidas no puede sustituir a una buena planificación
La petición de Red Eléctrica es una señal de que la disponibilidad de determinadas centrales se ha convertido en una preocupación operativa relevante. El hecho de que hasta el 35 % de la potencia instalada de los ciclos combinados llegara a estar indisponible durante el verano ayuda a entender la decisión, pero no demuestra por sí solo que España esté al borde de otro apagón.
El verdadero desafío consiste en garantizar que las centrales puedan responder cuando la red lo necesita sin comprometer las revisiones que permiten mantenerlas en condiciones seguras. Para lograrlo hacen falta planificación, inversión, coordinación y explicaciones públicas sobre las decisiones que afectan a una infraestructura esencial.
Tras el apagón de 2025, la confianza de los ciudadanos depende también de que las instituciones comuniquen los problemas con precisión, sin minimizar las dificultades ni exagerar los riesgos.
La pregunta que debe resolver el sector eléctrico español no es únicamente cómo evitar que una central se apague hoy, sino cómo garantizar que pueda funcionar de forma segura mañana.
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