El lunes 28 de septiembre a las 21:16 horas, Red Eléctrica pulsó el botón por novena vez en lo que va de año
No fue una emergencia. No hubo apagón. No hubo cortes de suministro para hogares ni comercios. Pero a las 21:16 horas del lunes 28 de septiembre, 943 megavatios de industria española recibieron una orden: apagarse en menos de 12,5 minutos.
Cementeras, acerías, industrias químicas, papeleras, instalaciones electrointensivas de toda España que días antes habían firmado un compromiso voluntario con Red Eléctrica: estar disponibles para reducir su consumo cuando el sistema lo necesite, a cambio de una retribución económica.
El sistema lo necesitaba. La generación eólica había prometido casi 9 GW para esa hora en el mercado eléctrico. En tiempo real, apenas alcanzaba los 4,5 GW y seguía cayendo. La brecha era de más de 4 GW. Y el precio en el mercado mayorista había llegado a los 280 €/MWh, el nivel más alto de los últimos tres años.
El Servicio de Respuesta Activa de la Demanda, el SRAD, actuó como válvula de seguridad del sistema eléctrico. 1.634 GWh de energía que no se consumieron. El mayor volumen de reducción registrado en una sola activación durante todo 2026. Y la novena vez que este mecanismo se ha activado en lo que llevamos de año, cuando en 2025 no se activó ni una sola vez y desde 2022 hasta entonces solo lo había hecho cinco veces en total.
Algo ha cambiado. Y ese algo explica por qué el SRAD, que era un mecanismo casi testimonial, se está convirtiendo en una pieza fundamental del sistema eléctrico español. Y por qué las empresas industriales que todavía no participan en él están dejando dinero sobre la mesa.
Los datos de la novena activación: el mayor volumen de energía reducida en lo que va de año
La activación del 28 de septiembre fue, en términos de energía reducida, la más significativa del año. Estos son los datos:
- Hora de activación: 21:16 horas
- Potencia movilizada: 943 MW (el 53% de los 1.775 MW contratados para el semestre)
- Duración: aproximadamente 2 horas
- Energía no consumida: 1.634 GWh — el mayor volumen registrado en una sola activación durante 2026
- Precio de liquidación: 196 €/MWh — el segundo precio más alto del año para el SRAD
Para las empresas que participaron en esa activación, la retribución fue considerable. Y sin que ninguna de ellas hubiera parado necesariamente su producción, si contaban con baterías que cubrieran el consumo durante esas dos horas.
Por qué está ocurriendo esto: la eólica y el problema de las previsiones
La causa de la novena activación fue la misma que la de las ocho anteriores: la generación eólica produjo significativamente menos de lo que había comprometido en el mercado eléctrico.
El domingo por la tarde, cuando se cerró el mercado diario para el lunes, los productores eólicos casaron casi 9 GW de energía para las 21:00 horas. Las previsiones meteorológicas apuntaban a esa producción. Pero la realidad meteorológica no siguió el guión.
A las 21:15 horas del lunes, la eólica activa no superaba los 4,5 GW. Y seguía cayendo. A las 23:00 había bajado a 3,8 GW. En menos de cuatro horas, la producción real fue menos de la mitad de lo comprometido en el mercado. Una brecha de más de 4 GW que Red Eléctrica tuvo que corregir en tiempo real con los recursos disponibles: más generación de ciclos combinados de gas y, de forma simultánea, activación del SRAD.
La variabilidad eólica no es nueva. Lo que ha cambiado es la escala.
La eólica siempre ha tenido variabilidad. El viento no sigue un horario. Lo que ha cambiado en 2026 es que España tiene mucha más eólica instalada que hace dos o tres años, lo que significa que cuando hay un desfase entre previsión y producción real, ese desfase es mucho mayor en términos absolutos.
En 2025, las energías renovables representaron el 55,5% de la generación eléctrica total del país, con la eólica como tecnología líder. Eso es extraordinariamente positivo para el precio de la electricidad a largo plazo y para los objetivos climáticos. Pero implica que la variabilidad del sistema ha aumentado en la misma proporción.
La concentración estival: por qué julio-septiembre han concentrado 7 de las 9 activaciones
En verano, la generación solar es máxima durante el día. Cuando el sol cae, esa producción desaparece de golpe. Si la eólica no cubre ese hueco (y en las noches de verano sin viento, no siempre lo cubre), el sistema necesita buscar equilibrio en otro sitio.
Además, en verano la demanda nocturna incorpora un componente de climatización que eleva el consumo justo cuando la solar ha desaparecido y la eólica puede estar floja. El resultado es un desequilibrio que se produce con mayor frecuencia en las horas del atardecer y la noche de los meses estivales.
El patrón de 2026 es la fotografía de un sistema eléctrico que está integrando masivamente renovables más rápido de lo que está desarrollando las soluciones de almacenamiento y flexibilidad necesarias para gestionar esa variabilidad.
La comparativa histórica que pone todo en perspectiva
Para calibrar la magnitud de lo ocurrido en 2026, estos son los datos históricos de activaciones del SRAD desde que el mecanismo existe:
El SRAD ha pasado de ser un mecanismo de reserva casi nunca utilizado a ser una herramienta que el operador del sistema activa con una frecuencia sin precedentes. Y los datos estructurales del sistema (más renovables, más variabilidad, déficit de almacenamiento) apuntan a que esa tendencia va a continuar.
Un dato adicional que revela la magnitud del déficit: la capacidad adjudicada para el segundo semestre de 2026, 1.775 MW, cubre únicamente el 76% de los 2.339 MW que el propio Red Eléctrica considera necesarios para operar el sistema con garantías. El mecanismo crece, pero el sistema ya lo necesita en mayor cantidad de la que el mercado oferta.
Lo que esto cambia para las empresas que ya participan en el SRAD
Las empresas que se adhirieron al SRAD para el segundo semestre de 2026 firmaron su compromiso basándose en el historial de activaciones: pocas o ninguna al año. Lo que han vivido es radicalmente diferente.
Siete activaciones en diez semanas. Precios de liquidación de hasta 196 €/MWh en la última. El mayor volumen de energía reducida en una sola activación de la historia del mecanismo. Los ingresos generados en el segundo semestre de 2026 han sido significativamente mayores que en cualquier año anterior.
Para las empresas que participan con baterías, la experiencia ha sido especialmente positiva: han cobrado por cada activación sin necesitar parar ningún proceso productivo. La batería cubrió el consumo de la planta durante las dos horas de reducción mientras la empresa cumplía su compromiso con Red Eléctrica y generaba el ingreso asociado.
Para las empresas que participan sin baterías, la frecuencia de activaciones ha obligado a gestionar más interrupciones de las esperadas. Algunas habrán asumido ese coste operativo sin problema. Otras habrán empezado a plantearse si añadir almacenamiento para la próxima subasta tiene sentido.
Lo que esto significa para las empresas que todavía no participan
Cuando salga la próxima subasta del SRAD para 2027, las empresas que no están en el mecanismo van a tomar una decisión con mucha más información de la que tenían en 2025 o principios de 2026.
El SRAD en 2026 ya no es el mecanismo tranquilo que se activa una o dos veces al año y genera un ingreso adicional pequeño. Es un mecanismo que se activa con una frecuencia que empieza a ser significativa, con precios de liquidación que han llegado a los niveles más altos en tres años.
Las preguntas que cualquier director de operaciones o director financiero de una empresa industrial debería hacerse ahora son claras:
Si la respuesta es sí, la participación en el SRAD tiene retorno económico real.
Si es así, la batería convierte esa participación en una fuente de ingresos sin impacto productivo. El mismo activo que ya ahorra en factura y hace peak shaving ahora también genera retribución por el SRAD.
Si no se ha calculado, es el momento de hacerlo. Los números de este año son lo suficientemente significativos como para que el análisis de viabilidad sea obligatorio.
La señal estructural que no hay que ignorar
Más allá de los ingresos concretos de 2026, la frecuencia de activaciones del SRAD envía una señal estructural que cualquier empresa industrial debería integrar en su estrategia energética.
La variabilidad del sistema eléctrico español va a aumentar, no a disminuir. La capacidad instalada de renovables seguirá creciendo. La proporción de generación variable en el mix irá en aumento progresivo. Y la capacidad del sistema para gestionar esa variabilidad sin recurrir a la flexibilidad de la demanda tiene límites físicos que ya estamos empezando a ver.
El SRAD, en sus distintas versiones y con la capacidad que se vaya ampliando en sucesivas subastas, va a ser cada vez más necesario y previsiblemente más retribuido. Las empresas que establezcan ahora su capacidad técnica y contractual para participar en este mercado estarán mejor posicionadas cuando la retribución sea más alta y la competencia por entrar sea mayor.
El récord de activaciones de 2026 no es una anomalía. Es la nueva normalidad de un sistema eléctrico en transición que necesita cada vez más flexibilidad industrial para funcionar con estabilidad.
Por qué las baterías son la pieza que transforma la participación en el SRAD
Si ya has leído nuestro artículo anterior sobre el SRAD, sabes que el mecanismo tiene lógica económica propia incluso sin almacenamiento. Pero la combinación con baterías lo lleva a otro nivel.
Una empresa industrial que participa en el SRAD sin almacenamiento tiene que interrumpir procesos cuando se produce la activación. Dependiendo de la empresa y del tipo de proceso, eso puede ser perfectamente asumible o puede generar un coste operativo real que reduce el beneficio neto del mecanismo.
Una empresa con batería bien dimensionada elimina ese problema. Cuando Red Eléctrica activa el SRAD, la batería descarga y cubre el consumo de la planta durante las dos horas de reducción. La empresa cumple su compromiso, genera el ingreso asociado a la activación y mantiene su producción activa.
En 2026, con siete activaciones en diez semanas y precios de hasta 196 €/MWh, la diferencia entre participar con batería y participar sin ella ha sido sustancial en términos de impacto operativo y, en consecuencia, de beneficio neto real.
La batería, además, no vive solo del SRAD. Es el mismo activo que:
— Reduce la factura cubriendo el consumo nocturno con energía solar almacenada durante el día — Permite hacer peak shaving y reducir la potencia contratada con la comercializadora — Actúa como sistema de backup ante cortes de red, especialmente relevante tras el apagón del 28A
El SRAD es la cuarta fuente de valor de la batería. Y en 2026, ha resultado ser más activa y rentable de lo que nadie esperaba cuando diseñamos nuestras primeras instalaciones con almacenamiento orientadas a este mecanismo.
El sistema eléctrico ya necesita tu flexibilidad más de lo que tú necesitas al sistema
La novena activación del SRAD en 2026 no es solo una noticia técnica sobre el sistema eléctrico. Es una señal de mercado con implicaciones económicas concretas para cualquier empresa industrial con consumo eléctrico relevante.
El sistema eléctrico español está pidiendo flexibilidad industrial con una frecuencia récord. Las empresas que la ofrecen, cobran por ello. Las que no, están observando cómo otras empresas de su sector generan ingresos adicionales con los mismos activos que ya tienen o que están evaluando instalar.
En Isberoal diseñamos instalaciones de energía solar con almacenamiento para empresas industriales en Galicia, teniendo en cuenta desde el principio la posibilidad de participación en el SRAD. Si quieres evaluar si tu empresa puede participar en el mecanismo y cómo una batería industrial puede maximizar ese beneficio, contacta con nuestro equipo.
El análisis es gratuito y sin compromiso.
El sistema eléctrico va a necesitar cada vez más flexibilidad industrial. La pregunta es si tu empresa va a estar entre las que cobran por ofrecerla.
