Spaniens Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) ist ein operativer Regelenergiedienst, kein allgemeiner Begriff für jedes Laststeuerungsprojekt. Die geltende P.O. 7.5 definiert, wer teilnimmt, wie Kapazität versteigert wird, wie Red Eléctrica Programmeinheiten aktiviert und wie Verfügbarkeit und erbrachte Energie überprüft werden.
Real Decreto 88/2026 schuf separat den rechtlichen Rahmen für einen unabhängigen Aggregator. Dieses Rahmenwerk ist für die zukünftige Teilnahme wichtig, macht aber keinen Entwurf eines Baseline-Verfahrens wirksam. Ein solides Projekt für 2026 muss identifizieren, welche Regeln endgültig sind, welche Marktpartei für welche Verpflichtung verantwortlich ist und welche Daten Red Eléctrica für Verifizierung und Abrechnung verwendet.
Das endgültige Verfahren für 2026 ist P.O. 7.5
Der CNMC-Beschluss vom 6. November 2025 genehmigte die überarbeitete P.O. 7.5 und damit verbundene Änderungen von P.O. 14.4. Die Bestimmungen gelten ab dem 1. Januar 2026 für die Leistungserbringung im SRAD.
P.O. 7.5 definiert SRAD als ein spezifisches Regelenergieprodukt für das Stromnetz der spanischen Halbinsel. Red Eléctrica aktiviert den Dienst, wenn die verfügbare positive Tertiärregelreserve unter dem erforderlichen Umfang liegt. Der Dienst unterscheidet sich daher von Lastspitzenkappung, einem Flexibilitätsvertrag im Verteilnetz und dem Notlastabwurfsystem des Betreibers.
Bei dem Dienst handelt es sich um eine positive Wirkleistungsänderung: Die Programmeinheit senkt den Verbrauch. Das Produkt muss innerhalb von 12,5 Minuten nach der Aktivierungsanweisung erbracht werden und kann bis zu zwei aufeinanderfolgende Stunden an einem Tag aufrechterhalten werden.
Die Kapazität wird in einer Auktion beschafft und zum Grenzpreis aus dem Zuteilungsprozess bezahlt. Die regulären Erbringungszeiträume dauern sechs Monate, vom 1. Januar bis 30. Juni und vom 1. Juli bis 31. Dezember. Red Eléctrica kann die Erbringungszeiträume oder die Anzahl der Auktionen nach der Mitteilung der Änderung und Genehmigung der CNMC ändern.
Die Teilnahme wird durch Markteinheiten strukturiert
Die Parteien und technischen Objekte haben unterschiedliche Aufgaben.
| Rolle oder Objekt | Verantwortung unter P.O. 7.5 | Projektnachweise |
|---|---|---|
| Red Eléctrica als Übertragungsnetzbetreiber | Veröffentlicht die Anforderung, führt die Vergabe durch, aktiviert den Dienst und überprüft Verfügbarkeit und Lieferung | Veröffentlichte Auktionsbedingungen, Zulassungsergebnis, Aktivierungs- und Abrechnungsunterlagen |
| Marktteilnehmer und Regelenergieanbieter | Lässt die betreffenden Einheiten zu, reicht Angebote ein und übernimmt die Marktverpflichtungen für die zugeteilte Leistung | Verträge, Einheitenkennungen, Angebote, Bestätigungen und Marktkommunikation |
| Programmeinheit | Erhält die Aktivierung als eine marktorientierte Einheit und hält die zugeteilte Kapazität | Kennung der Programmeinheit, zugeteilte MW, zugehörige physische Einheiten und aktuelle Konfiguration |
| Physische Einheit | Repräsentiert die Verbrauchsanlage oder zulässige Aggregation unter der Programmeinheit | CUPS, Vertragsleistung, Leitstelle, Echtzeitpunkte und Betriebsgrenzen |
| Standorteigentümer oder -betreiber | Hält Prozess und Ausrüstung innerhalb von Anschluss-, Sicherheits- und Produktionsgrenzen | Lokale Messungen, Verriegelungen, Übersteuerungsstatus und genehmigter Betriebsplan |
Jede Programmeinheit und jede physische Einheit darin tauscht Echtzeitinformationen mit Red Eléctrica über ein autorisiertes Erzeugungs- und Verbrauchsleitzentrum oder CCGD aus. P.O. 7.5 verlangt die jeweils anwendbaren Telemetriedaten jeder physischen Einheit und in allen Fällen die Wirkleistung als realen Wert mit einem Qualitätsbit.
Die Programmeinheit benötigt außerdem ein Aktivierungssignal und ein Empfangsbestätigungssignal. Die Bestätigung liefert denselben Binärwert wie die Anweisung: 1 für Aktivierung und 0 für Deaktivierung. Das sind Signale der Marktleitstelle. Das Empfangsprotokoll eines lokalen Gateways ist ein nützlicher betrieblicher Nachweis, ist aber nicht automatisch der vorgeschriebene Datenaustausch über das CCGD, den das Verfahren verlangt.
Die Aggregation hebt die Anforderungen an die Einheiten nicht auf
P.O. 7.5 ermöglicht es, das Mindestangebot von 1 MW durch die Bündelung von Verbrauchsanlagen zu erreichen. Eine physische Einheit kann eine Verbrauchsanlage mit Vertragsleistung über 1 MW sein oder ein einziges Aggregat von Anlagen, deren Vertragsleistung jeweils höchstens 1 MW beträgt und in Summe mindestens 0,1 MW erreicht, vorbehaltlich der weiteren Bedingungen des Verfahrens.
Für Erbringungszeiträume im Jahr 2026 hält das Verfahren Angebote und Übertragungen in ganzzahligen MW fest. Für 2027 und spätere Lieferzeiten ist nach den notwendigen Entwicklungen eine Dezimalstelle vorgesehen, entsprechend 100 kW. 100-kW-Angebote dürfen nicht für einen Erbringungszeitraum 2026 als verfügbar dargestellt werden.
Vor der Beschaffung sollten Sie den aktuellen Qualifikationsleitfaden und die Auktionsspezifikation von Red Eléctrica einholen. Das Betriebsverfahren definiert den dauerhaften Rahmen, während die Auktionsdokumente Termine, Kapazitätsanforderungen und den genauen Einreichungsprozess für den entsprechenden Erbringungszeitraum festlegen.
Die Aktivierung ist ein aufgezeichnetes Leitstelle-Ereignis
Red Eléctrica aktiviert SRAD je Programmeinheit in turnusmäßiger Reihenfolge. Die Anweisung wird über die erforderliche Kommunikationsverbindung zum CCGD geleitet. Ab der Übertragung der Anweisung hat die Programmeinheit 12,5 Minuten Zeit, die zugeteilte Leistungsreduzierung auszuführen.
P.O. 7.5 bestimmt den Aktivierungsbeginn anhand von dieser 12,5-Minuten-Grenze und rundet ihn auf den Beginn der nächsten Minute auf, außer wenn die Anweisung bei Sekunde 00 gesendet wird. Bewahren Sie den ursprünglichen Sendezeitstempel, den berechneten offiziellen Start, die Bestätigung des Empfangs und die lokale Antwortzeit. Eine abgerundete Marktgrenze sollte niemals die Zeitstempel des Ausgangsereignisses überschreiben.
Während der Aktivierung darf die Programmeinheit ihren Verbrauchsplan nicht ändern. Die zugehörige Erzeugung oder Speicheranlage muss das unmittelbar vorausgehende Programm beibehalten. Red Eléctrica prüft außerdem, dass eine aktivierte Verbrauchseinheit nicht die scheinbare Reaktion erzeugt, indem sie die zugehörige Erzeugung reduziert, die Entladeleistung des Speichers reduziert oder den Speicherverbrauch erhöht.
Diese Grenze ist für ein Hybridstandort entscheidend. Ein Rückgang des Netzbezugs ist für sich genommen kein Beweis für eine zulässige Verbrauchsreduzierung. Die Nachweise müssen zeigen, wie sich der Verbrauch verändert hat und dass die Erzeugung oder Speicheranlage die scheinbare Reaktion nicht entgegen dem Verfahren verursacht haben.
Verfügbarkeit und Aktivierung werden unterschiedlich überprüft
Red Eléctrica überprüft sowohl die Kapazitätsverfügbarkeit als auch die Lieferung nach der Aktivierung.
Für die stündliche Verfügbarkeit prüft der Übertragungsnetzbetreiber, ob die Programmeinheit die zugeteilte positive Wirkleistung bereitstellen konnte. Die nicht verfügbare Leistung basiert auf dem stündlichen Durchschnittsunterschied zwischen der zugeteilten Leistung und dem gemessenen Verbrauch der Einheit, wobei gegebenenfalls eine Aktivierung berücksichtigt wird. P.O. 14.4 regelt die damit verbundene Berechnungs- und Zahlungspflicht.
Zur Aktivierung verwendet Red Eléctrica Wirkleistungstelemetrie, die in seinem Echtzeit-Leitsystem zusammen mit Energiezählerdaten registriert ist. Die Erbringung wird für die auf Kraftwerkssammelschienen hochgerechnete Energie bewertet. P.O. 14.4 liefert die detaillierte Abrechnungsberechnung und die entsprechende Verlustbehandlung.
Diese Datensätze sind getrennt zu halten:
- Zuteilung und Verfügbarkeit. Erbringungszeitraum, zugeteilte MW, maßgebliche Stunden, Einheitskonfiguration und stündliche Verfügbarkeit.
- Aktivierung. Befehlswert, Sendezeit, Bestätigung, offizieller Start, Ende und erforderliche Reduzierung.
- Operationelle Reaktion. Leistung am Übergabepunkt, Anlagenzustand, lokaler Befehl, Beschränkung, Qualität und Quellzeitstempelstempel.
- Offizielle Messung. Echtzeit-Telemetrie, die von Red Eléctrica empfangen wird, sowie der zutreffende Energiezähler-Datensatz.
- Abrechnung. Angenommene Lieferung, Nichtlieferung, Preise, Anpassungen und endgültiges Marktergebnis.
Ein betreiberseitiger Datensatz hilft, das Ereignis zu diagnostizieren. Er wird nicht zur offiziellen Messung, nur weil ihre Werte ähnlich sind.
Die viertelstündliche Abrechnung hat einen klar begrenzten Telemetrie-Ersatzweg
Aktivierte SRAD-Energie wird für jede viertelstündige Programmperiode zum maximalen Grenzpreis der programmierten und direkten positiven Tertiärregelenergie in diesem Zeitraum bewertet. Red Eléctrica überprüft die unter P.O. 14.4 erbrachte Energie.
Solange viertelstündliche Energiezählerdaten noch nicht für die Abrechnung verfügbar sind, besagt das Verfahren, dass die Messung als das Integral der Echtzeit-Wirkleistungstelemetrie über den entsprechenden viertelstündlichen Programmzeitraum berechnet wird. Dies ist ein ausdrücklich geregelter Übergangsweg innerhalb des offiziellen Systems. Es ist nicht erlaubt, irgendeinen beliebige am Standort verfügbare Zeitreihe zu integrieren.
P.O. 7.5 bietet dem Marktteilnehmer außerdem eine Möglichkeit, das veröffentlichte Telemetrieintegral anzufechten, indem er einen Messwertstörung nach dem geltenden Messverfahren einreicht. Beibehalten Sie Rohwerte, Qualitätskennzeichen, Uhrstatus und Transformationen, damit der Teilnehmer eine Diskrepanz untersuchen kann, ohne die Geschichte neu zu schreiben.
Unabhängige Aggregation ist ein eigener Umsetzungsstrang
Real Decreto 88/2026 erlaubt es einem Verbraucher, ohne Zustimmung des Lieferanten einen unabhängigen Aggregator zu beauftragen. Ihr Übergangsmodell ist zentralisiert, mit Programmkorrektur und Vergütung. Der Systembetreiber bestimmt die Bilanzkreisverantwortung und überprüft die Antwort des unabhängigen Aggregators.
Das Dekret verlangt spätere Instrumente, um die Methodik des Referenzprogramms, den Vergütungspreis und die Vergütungsvereinbarung festzulegen. MITECO veröffentlichte einen Vorschlag zur Konsultation vom 14. August bis 3. September 2026. Stand 6. Oktober 2026 wurde in den zitierten offiziellen Quellen keine endgültiger Beschluss identifiziert.
Die vorgeschlagene Methode kann zur Auswertung der Konsultation dienen, darf aber nicht als aktuelle rechtliche Grundlage in eine operative Spezifikation aufgenommen werden. Bevor ein Dienst eines unabhängigen Aggregators gestartet wird, überprüfen Sie, ob die endgültiger Beschluss, angepassten Betriebsverfahren und Informationsaustauschdateien der CNMC offiziell genehmigt und in Kraft getreten sind.
P.O. 7.5 und unabhängige Aggregation beantworten daher unterschiedliche Fragen. P.O. 7.5 ist das endgültige Verfahren für das SRAD-Produkt. Real Decreto 88/2026 etabliert das unabhängige Aggregator-Rahmenwerk, während die detaillierte Umsetzung von Baseline und Ausgleichszahlung im offiziellen Regelwerk für diesen Leitfaden noch ausstehend war.
Eine belastbare Nachweiskette für den Standort aufbauen
Die zugeteilte Programmeinheit ist dem Standort zuzuordnen, bevor die Steuerung aktiviert wird.
| Ebene | Mindestdatensatz | Grenze |
|---|---|---|
| Markt | Teilnehmer, Programmeinheit, physische Einheit, zugeteilte MW und Dienstzeit | Gesteuert durch das Verfahren von BSP und Red Eléctrica |
| Dispatch | Anweisung, Quellenzeitstempel, Bestätigung des Empfangs, offizieller Start und Freigabe | Der CCGD-Pfad bleibt die erforderliche Marktschnittstelle |
| Standort | Netzgrenzleistung, flexible Lastleistung, Erzeugung, Speicher und Restriktionszustand | Für Betrieb und Ursachenanalyse |
| Zeit | Zeitquelle, Zeitzone, Synchronisationszustand, Quellzeitstempel und Ankunftszeit | Viertelstunden-Ausrichtung und ursprüngliche Ereignisse erhalten |
| Qualität | Validitätsbit, fehlendes Intervall, Substitution und Transformation | Fehlende Daten müssen von null unterscheidbar bleiben |
| Abrechnung | Offizielle Messung, akzeptierte Reaktion, Anpassung und Endergebnis | Bestimmt durch den genehmigten Marktprozess |
Zu prüfen sind normale Aktivierung, verzögerte Antwort, Befehlsverlust, Bestätigungsfehler, ungültige Telemetrie, Zählersubstitution, Teilabgabe und kontrollierte Freigabe testen. Für jeden Sollwert ist genau ein System als schreibende Instanz festzulegen. Geräteschutz, Prozessgrenzen und manuelle Notfallkontrollen bleiben maßgeblich.
Wo EpiSensor hineinpasst
EpiSensor kann die Leistung des Standorts und der Anlagen messen, den Zustand der Geräte erfassen und zeitlich abgestimmte Betriebsaufzeichnungen speichern. Edge kann einen genehmigten lokalen Abruf, Empfang, Bestätigung, Ausgabezustand und gemessene Antwort aufzeichnen und vereinbarte Daten über eine dokumentierte Schnittstelle an einen Flexibilitätsanbieter weiterleiten.
Das unterstützt die Inbetriebnahme vor Ort, Verfügbarkeitskontrollen und die Untersuchung einer fehlgeschlagenen Aktivierung. Das System fungiert nicht als autorisierter CCGD, qualifiziert keine Programmeinheit oder physische Einheit, ersetzt nicht die Echtzeit-Telemetrie- oder Energiezählerdaten von Red Eléctrica, berechnet nicht die offizielle Abrechnung und macht den Entwurf einer Baseline für unabhängige Aggregatoren nicht zum geltenden Verfahren.
Verwenden Sie den Leitfaden zur Betriebs- und Abrechnungsmessung, um die Datensatzgrenze zu definieren. Verwenden Sie System Builder, um Mess- und Steuerungspunkte zu kartieren, nachdem das BSP die geltenden Anforderungen an SRAD-Zulassung, Kommunikation und Abrechnung geliefert hat.
Häufige Fragen
Ist P.O. 7.5 das geltende spanische Verfahren für SRAD?
Ja. Mit Beschluss vom 6. November 2025 genehmigte die CNMC die überarbeitete P.O. 7.5 für Erbringungszeiträume ab dem 1. Januar 2026. Sie regelt Zulassung, Auktionen, Verfügbarkeit, Aktivierung, Messung und Vergütung des SRAD im spanischen Festlandsystem.
Wie schnell muss eine SRAD-Programmeinheit reagieren?
Nach P.O. 7.5 hat die Programmeinheit ab Übermittlung des Abrufs 12,5 Minuten Zeit, die zugeteilte Leistungsreduzierung umzusetzen. Die offizielle Startminute ergibt sich aus der Rundungsregel des Verfahrens. Eine lokale Steuerung muss gegebenenfalls früher reagieren, damit die vollständige Leistung an dieser Grenze erbracht ist.
Bestimmt der Betriebszähler eines Standorts die SRAD-Abrechnung?
Nein. Red Eléctrica prüft den Abruf anhand der in seinem Echtzeit-Leitsystem erfassten Wirkleistungstelemetrie und der Energiezählerdaten. Die Abrechnung richtet sich nach P.O. 14.4. Betreiberseitige Telemetrie kann die Standortleistung erklären, ersetzt aber nicht die zugelassenen Marktdatensätze.
Können mehrere kleinere Verbrauchsanlagen gemeinsam teilnehmen?
Das geltende Verfahren erlaubt Aggregation. Für Erbringungszeiträume im Jahr 2026 erfolgen Angebote und Übertragungen in ganzzahligen MW. Für 2027 und spätere Erbringungszeiträume sieht das Verfahren nach Abschluss der nötigen Entwicklungen eine Granularität von 100 kW vor. Jede physische Einheit und Programmeinheit muss weiterhin die geltenden Zulassungs- und Echtzeitdatenanforderungen erfüllen.
Ist der Entwurf für die Baseline unabhängiger Aggregatoren von 2026 bereits geltendes Recht?
In den am 6. Oktober 2026 verfügbaren amtlichen Quellen ließ sich kein endgültiger Rechtsakt feststellen. MITECO führte vom 14. August bis 3. September 2026 eine Konsultation zu einem Beschlussentwurf durch. Referenzprogramm, Ausgleichspreis und neues Verfahren bleiben Entwürfe, bis ein endgültiger Beschluss und wirksame Betriebsverfahren amtlich veröffentlicht sind.