España tuvo que limitar durante tres horas sus exportaciones de electricidad a Francia, Portugal y Marruecos para preservar la estabilidad del sistema eléctrico nacional. La decisión fue adoptada por Red Eléctrica (REE) el pasado 5 de noviembre, entre las 19.00 y las 22.00 horas, en un contexto de escasa producción de energías renovables y disponibilidad limitada de centrales convencionales. La medida, adelantada este sábado por Cinco Días, ha despertado preocupación en el sector energético por las dificultades para garantizar suficientes reservas de generación durante determinados momentos del día.
El episodio se produjo cuando España todavía no había entrado en los meses de mayor consumo eléctrico del invierno. Según los datos analizados por la consultora Nera, la demanda rondaba los 34.000 megavatios (MW), una cifra inferior a los picos que pueden registrarse durante las olas de frío. Sin embargo, la combinación de una caída en la producción eólica, la ausencia de generación solar a esas horas y las indisponibilidades de algunas instalaciones convencionales redujo el margen de maniobra del operador.
Red Eléctrica ha confirmado a Cinco Días que restringió la capacidad de intercambio disponible para los mercados con el objetivo de conservar la generación necesaria para atender posibles desequilibrios. El operador sostiene, además, que estas limitaciones forman parte de las herramientas habituales de gestión del sistema en situaciones de baja producción renovable y elevada indisponibilidad de centrales térmicas.
Qué ocurrió el 5 de noviembre para que España limitara sus exportaciones
La explicación del episodio está en la combinación de varios factores que coincidieron durante las primeras horas de la noche. A las 20.00 horas del 5 de noviembre, la generación solar era prácticamente nula, como sucede habitualmente después de la puesta de sol. A esa circunstancia se sumó una aportación especialmente reducida de la energía eólica.
Según el análisis elaborado por la consultora Nera a partir de los datos de Red Eléctrica, los parques eólicos españoles apenas producían 1.400 MW, pese a que la potencia instalada de esta tecnología ronda los 33.000 MW. La diferencia no significa que las instalaciones estuvieran averiadas, sino que la ausencia de suficiente viento limitaba su producción en ese momento.
La energía nuclear tampoco estaba funcionando a plena capacidad. Dos centrales se encontraban indisponibles, lo que reducía la generación nuclear hasta aproximadamente 5.000 MW.
Ante esta situación, las centrales de ciclo combinado de gas natural tuvieron que asumir una parte considerable de la demanda. Su producción alcanzó los 16.800 MW, con todas las instalaciones disponibles ya en funcionamiento. La capacidad operativa de estos ciclos se situaba en torno a los 18.500 MW, de modo que apenas quedaba margen para aumentar rápidamente su aportación.
El resultado fue un sistema con suficiente electricidad para atender el consumo ordinario, pero con una reserva más ajustada para responder a posibles imprevistos.
Por qué Red Eléctrica decidió frenar las ventas a Francia, Portugal y Marruecos
Para entender la decisión es necesario distinguir entre la electricidad que se está consumiendo y la capacidad adicional que debe mantenerse disponible por seguridad.
Red Eléctrica tiene la obligación de equilibrar en todo momento la generación y la demanda. Además, necesita disponer de reservas para actuar cuando una central deja de producir inesperadamente, aumenta el consumo o se registra una desviación respecto a las previsiones.
En este caso, el operador optó por limitar la capacidad comercial de exportación para conservar recursos de generación dentro del sistema español. Así podía disponer de un mayor margen para responder a posibles desequilibrios sin comprometer el suministro interior.
La medida afectó a los intercambios con Francia, Portugal y Marruecos, aunque es importante precisar que no significó una desconexión física de España de las redes eléctricas de sus vecinos.
De hecho, las importaciones continuaron. Según la información publicada por Cinco Días, España llegó a recibir alrededor de 1.400 MW desde Francia, una aportación que ayudó a cubrir las necesidades del sistema.
La diferencia es relevante: limitar las exportaciones no equivale a quedarse sin electricidad ni demuestra que existiera un apagón inminente. Se trata de una medida de operación destinada a preservar las reservas disponibles.
¿Existió riesgo de un nuevo apagón en España?
El episodio ha generado inquietud por el precedente del apagón del 28 de abril de 2025, que dejó sin suministro a buena parte de la península ibérica. Sin embargo, no hay información que permita afirmar que España estuviera a punto de sufrir otro apagón el pasado 5 de noviembre.
La restricción de las exportaciones fue una actuación preventiva para garantizar la seguridad de la operación. Su aplicación evidencia que el margen de reserva era limitado, pero no demuestra por sí sola que se hubiera producido una situación de pérdida de control del sistema.
Fuentes del sector citadas por Cinco Días interpretan lo ocurrido como una señal de tensión en la red eléctrica. La consultora Nera también considera significativo que las limitaciones se aplicaran con una demanda de unos 34.000 MW, inferior a los niveles que pueden alcanzarse durante el invierno.
La preocupación se concentra en lo que podría suceder si coincidieran temperaturas más bajas, mayor consumo, escasa producción renovable y varias centrales fuera de servicio.
No obstante, Red Eléctrica subraya que la limitación de intercambios es un mecanismo conocido y que puede resultar necesario en diferentes circunstancias. Por tanto, no debe confundirse una restricción preventiva con una emergencia eléctrica declarada.
¿Había ocurrido antes una suspensión de exportaciones eléctricas?
Aunque no es una actuación habitual que se restrinjan simultáneamente las exportaciones hacia los tres países, existen antecedentes.
Según los datos públicos de Red Eléctrica citados por Cinco Días, entre enero de 2017 y diciembre de 2024 no se registraron limitaciones simultáneas de este tipo. En diciembre de 2024, en cambio, se produjeron restricciones durante 14 horas repartidas entre los días 11, 12 y 13.
En 2025 también se contabilizaron 18 horas con limitaciones, de las que 14 correspondieron a la jornada del gran apagón peninsular de abril.
La principal diferencia respecto al episodio de noviembre de 2026 es el contexto de consumo. Las restricciones de diciembre de 2024 coincidieron con el invierno, mientras que la actuación del pasado día 5 se produjo cuando la demanda todavía estaba lejos de los niveles más elevados de la temporada.
Además, el 6 de octubre de este año ya se había registrado otro episodio de tensión, durante el que Red Eléctrica redujo de manera importante las exportaciones y recurrió a la disminución temporal del consumo industrial para equilibrar la red.
El papel de las industrias y las centrales de gas para evitar problemas de suministro
La limitación de las exportaciones no es la única herramienta que puede utilizar Red Eléctrica cuando necesita reforzar las reservas.
El operador dispone también del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), un mecanismo mediante el cual determinadas industrias y otros consumidores participantes se comprometen a reducir temporalmente su consumo eléctrico cuando el sistema lo necesita.
Estas empresas reciben una compensación económica por mantenerse disponibles y, en su caso, por disminuir efectivamente su demanda. No se trata de cortes generalizados a los hogares, sino de un servicio específico de balance con participantes previamente adjudicados.
Durante 2026, Red Eléctrica ha utilizado este mecanismo en varias ocasiones. Según los datos publicados por Cinco Días, desde septiembre no se habían registrado nuevas activaciones, aunque el sistema continúa disponible para responder a situaciones puntuales.
La importancia de esta herramienta aumentará durante el próximo invierno. La subasta del SRAD prevista para el 26 de noviembre, correspondiente al primer semestre de 2027, contempla hasta 25 órdenes de activación, frente a las 21 del periodo vigente. Es un incremento de aproximadamente el 19% en el número máximo de órdenes.
El operador también ha pedido a las principales compañías eléctricas que revisen sus calendarios de mantenimiento para intentar disponer de más instalaciones de generación durante los meses de mayor demanda.
Sin embargo, las paradas de las centrales no siempre pueden aplazarse, especialmente cuando responden a revisiones técnicas obligatorias o a averías.
¿Puede afectar esta situación al precio de la luz?
La restricción de las exportaciones no supone necesariamente una subida inmediata del recibo eléctrico. No hay datos que permitan atribuir a las tres horas del 5 de noviembre un incremento concreto en la factura de los consumidores domésticos.
El precio de la electricidad depende de numerosos factores, entre ellos la oferta disponible, la demanda, el coste del gas, los intercambios internacionales y los servicios necesarios para mantener estable el sistema.
Cuando disminuye la generación renovable y aumenta la dependencia de los ciclos combinados, el gas puede adquirir mayor peso en la formación del precio mayorista. No obstante, eso no significa que cada restricción de exportaciones provoque automáticamente un encarecimiento de la electricidad.
También existen costes asociados a los mecanismos de ajuste utilizados para mantener el equilibrio entre generación y consumo. Red Eléctrica recuerda que estos servicios están regulados y forman parte del funcionamiento ordinario del sistema eléctrico.
La cuestión de fondo es cómo garantizar suficientes recursos de generación y flexibilidad mientras sigue aumentando el peso de las energías renovables. El episodio del 5 de noviembre demuestra la importancia de contar con reservas disponibles cuando la producción solar y eólica disminuye, especialmente durante las horas nocturnas.
Por ahora, la actuación de Red Eléctrica permitió mantener la gestión del sistema sin que se haya comunicado una interrupción generalizada del suministro asociada a estas restricciones. Sin embargo, la limitación simultánea de las exportaciones a Francia, Portugal y Marruecos ha reabierto el debate sobre la disponibilidad de centrales convencionales, la capacidad de almacenamiento y la preparación del sistema eléctrico español para los próximos meses de invierno.