Red eléctrica ordena por segundo día consecutivo la paralización de la gran industria ante la falta de electricidad

Red Eléctrica paró la industria dos días seguidos con la luz a 146,67 €​

Como sostienen algunos participantes, España tendría más potencia eléctrica instalada que en cualquier otro momento de su historia y, aun así, tuvo que apagar fábricas para que no se apagara el país. El 12 de diciembre de 2024, Red Eléctrica comunicó a la gran industria, por segundo día consecutivo, la paralización de su actividad por falta de oferta en el sistema eléctrico. Cuarta vez en el año. El precio de la luz cerró esa jornada en 146,67 €/MWh, un 5,6% por encima del día anterior, según el Operador del Mercado Ibérico de la Energía.

Según las fuentes citadas, la causa fue «alta demanda y [la] falta de generación durante este jueves». El mix se quedó corto justo donde dolía: la eólica aportó un 8% y la solar, un raquítico 7,7%.

Qué es el SRAD y por qué se activó​

El mecanismo que permitió dejar a las fábricas sin suministro para no dejar a oscuras a los hogares es el Sistema de Respuesta Activa de la Demanda, un protocolo diseñado precisamente para evitar el colapso de la red. Se activa cuando coinciden alta demanda y falta de generación, y permite cortar a los grandes consumidores mientras se mantiene el suministro doméstico y de pequeños negocios.

La estadística da la medida del problema. En 2023 el protocolo se activó dos veces, ambas a principios de septiembre. En 2024 ya van cuatro, y tres de ellas concentradas en el otoño. La respuesta oficial es que el sistema «se está preparando para estos momentos puntuales de tensión» y garantiza el suministro.

El mix que dejó al sistema sin margen​

Con la eólica al 8% y la solar al 7,7%, el hueco lo taparon las tecnologías que siempre están: el ciclo combinado de gas generó el 37% de la electricidad consumida y la nuclear, el 18%. Las centrales de gas rindieron a pleno pulmón.

¿Había margen de verdad? Según un cálculo que circuló esa tarde, hacia las 18:30 el sistema operaba en torno a los 15-16 GW de ciclo combinado y 9 GW de hidráulica, cuando el máximo gestionable de los ciclos combinados es de 17 GW. Con un año de lluvias flojas y una demanda al alza, el colchón se estrecha.

¿Parón de emergencia o una parada bien pagada?​

Aquí el relato oficial y el técnico se separan. Red Eléctrica describe una situación de tensión y falta de oferta. Otra lectura sostiene que la industria paró porque quiso: existe un servicio de interrumpibilidad al que pueden acogerse los grandes consumidores y que remunera su potencia disponible, de modo que resulta más barato mandar parar una fábrica que arrancar otra central. Según esa tesis, la industria cobra por parar.

Las dos cosas pueden ser ciertas a la vez. Que el sistema esté en tensión y que exista un mercado que paga por la interrupción no son afirmaciones contradictorias. Lo que admite pocas dudas es que el parón tiene un coste —para la fábrica y para el conjunto— y que alguien compara ese coste con el de mantener encendido el parque térmico. El resultado de esa comparación no lo deja claro nadie.

Carbón, uranio y el cierre de nucleares​

El asunto derivó rápido hacia el cierre de centrales. Un argumento recurrente mide las reservas: el uranio disponible daría para unos 11 años de nuestro parque nuclear, mientras que el carbón alcanzaría para 500. La conclusión implícita es que apagar térmicas y nucleares recorta margen en los días malos.

En el otro lado, según un participante, la generación nuclear lleva dos décadas sin crecer en el mundo, los reactores modulares pequeños todavía no existen —el primero está previsto para 2030— y España figura, de hecho, entre los países con mayor producción nuclear del planeta. En paralelo, la noticia de fondo es la protesta vecinal y política contra el cierre previsto de la planta de Almaraz, con miles de personas marchando desde el ayuntamiento hasta las puertas de la central.

Más habitantes, menos fábricas y más enchufes​

Hay un dato que, según un participante, descoloca en toda esta discusión: España tiene alrededor de 10 millones de habitantes más que en los años 90, pero el consumo eléctrico no habría crecido en esa proporción, porque mientras tanto ha ido cerrando la industria. Menos fábrica, mismos hogares, más coches que quieren ser eléctricos.

Y la red, de fondo. El sector eléctrico lleva meses pidiendo mejores condiciones para invertir en infraestructura: «La falta de capacidad estructural de la red se está convirtiendo en un cuello de botella para la electrificación y para nuevas oportunidades en la industria y los servicios», advierten fuentes del propio sector.

¿Y con qué se cargan los coches eléctricos?​

Si el sistema tiene problemas para atender el consumo actual, la pregunta cae sola. Una corriente escéptica sostiene que el objetivo real no es electrificar el parque móvil, sino encarecer y restringir el vehículo privado, de manera que solo los de mayor renta puedan mantener un coche. Es una tesis que no se puede verificar, pero da forma al recelo de buena parte del público.

Otra línea de análisis apunta a lo contrario: a que sin más red y más generación barata, la electrificación se queda en el titular. El parón industrial de diciembre es el mejor argumento para unos y para otros.

Entre tanto, comparaciones internacionales: un participante sostuvo que en Alemania el precio puntual del mercado eléctrico llegó a dispararse por encima de los 900 €/MWh en un episodio similar, aunque su media anual ronda los 360 €/MWh. Que España aguante más barata no significa que le sobre margen.

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Un sistema que presume de garantizar el suministro y que, por cuarta vez en el año, prefiere cortar la industria antes que arriesgar el apagón doméstico. Con los precios escalando y las renovables haciendo su agosto… en diciembre, ¿esto es un fallo puntual de una tarde sin viento o la primera factura de un modelo que promete más electrificación con menos margen?