El Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) de España es un servicio de balance, no una etiqueta general para cada proyecto de control de carga. El P.O. 7.5 vigente define quién participa, cómo se subasta la capacidad, cómo activa Red Eléctrica las unidades de programación y cómo se comprueban la disponibilidad y la energía entregada.
Real Decreto 88/2026 creó por separado el marco legal para un agregador independiente. Ese marco es importante para la participación futura, pero no hace que un proyecto de metodología de referencia sea operativo. Un proyecto sólido para 2026 debe identificar qué normas son definitivas, qué participante del mercado responde de cada obligación y qué datos utiliza Red Eléctrica para la verificación y liquidación.
El procedimiento vigente en 2026 es P.O. 7.5
La resolución CNMC del 6 de noviembre de 2025 aprobó la P.O. 7.5 revisada y las modificaciones correspondientes de la P.O. 14.4. Las disposiciones se aplican a la prestación del SRAD a partir del 1 de enero de 2026.
P.O. 7.5 define SRAD como un producto de equilibrio específico para el sistema eléctrico peninsular español. Red Eléctrica lo activa cuando la reserva de regulación terciaria a subir disponible es inferior a la requerida. Por tanto, se diferencia de la reducción de picos tarifarios, un contrato de flexibilidad en la red de distribución y un esquema de cortes de carga de emergencia del titular.
El servicio es una variación de potencia activa a subir: la unidad de programación reduce la demanda. El producto debe prestarse en un plazo de 12,5 minutos desde la instrucción de activación y puede prestarse hasta dos horas consecutivas en un día.
La capacidad se adquiere mediante subasta y se paga al precio marginal del proceso de asignación. Los periodos normales de servicio son de seis meses, del 1 de enero al 30 de junio y del 1 de julio al 31 de diciembre. Red Eléctrica puede modificar los plazos de entrega o el número de subastas tras comunicar el cambio y obtener la autorización de la CNMC.
La participación se organiza a través de unidades de mercado
Las partes y los objetos técnicos tienen diferentes responsabilidades.
| Rol u objeto | Responsabilidad bajo P.O. 7.5 | Evidencia del proyecto |
|---|---|---|
| Red Eléctrica como operador de sistema | Publica el requisito, realiza la adjudicación, activa el servicio y verifica la disponibilidad y entrega | Términos publicados de la subasta, resultado de la habilitación, registros de activación y liquidación |
| Participante en el mercado y proveedor de servicios de equilibrio | Habilita las unidades correspondientes, presenta ofertas y asume las obligaciones de mercado para el servicio adjudicado | Contratos, identidades de unidad, ofertas, reconocimientos y comunicaciones de mercado |
| Unidad de programación | Recibe la activación como una unidad de cara al mercado y mantiene la capacidad asignada | Código de la unidad de programación, MW asignado, unidades físicas integrantes y configuración actual |
| Unidad física | Representa la instalación de demanda o agregación permitida bajo la unidad de programación | CUPS, potencia contratada, centro de control, puntos en tiempo real y límites de operación |
| Propietario o operador del instalación | Mantiene el proceso y el equipo dentro de los límites de conexión, seguridad y producción | Mediciones locales, enclavamientos, estado de las anulaciones manuales y plan operativo aprobado |
Cada unidad de programación y cada unidad física dentro de ella intercambian información en tiempo real con Red Eléctrica a través de un Centro de Control de Generación y Demanda autorizado, o CCGD. P.O. 7.5 requiere la telemetría aplicable de cada unidad física y, en todos los casos, la potencia activa como valor real con un bit de calidad.
La unidad de programación también necesita una señal de instrucción de activación y una señal de confirmación. La confirmación devuelve el mismo valor binario que la instrucción: 1 para activación y 0 para desactivación. Estas son señales de centro de control de mercado. El registro de recepción de una pasarela local es una evidencia operativa útil, pero no es automáticamente el intercambio con el CCGD requerido por el procedimiento.
La agregación no elimina los requisitos de unidades
P.O. 7.5 permite alcanzar la oferta mínima de 1 MW combinando instalaciones de demanda. Una unidad física puede ser una instalación de demanda con potencia contratada superior a 1 MW o una única agregación de instalaciones cuya potencia contratada sea como máximo 1 MW cada una y sume al menos 0,1 MW, sujeta a las condiciones completas del procedimiento.
Durante los periodos de entrega de 2026, el procedimiento mantiene los valores de oferta y transferencia en múltiplos enteros de MW. Para los periodos de entrega de 2027 y posteriores admite un decimal, correspondiente a 100 kW, tras los desarrollos necesarios. No se debe presentar la oferta de 100 kW como disponible para un periodo de entrega de 2026.
Antes de contratar, solicita la guía de habilitación vigente y las especificaciones de la subasta de Red Eléctrica. El procedimiento operativo define el marco duradero, mientras que los documentos de la subasta indican fechas, requisitos de capacidad y el proceso exacto de presentación para el periodo de servicio correspondiente.
La activación es un evento registrado por el centro de control
Red Eléctrica activa SRAD por unidad de programación y por turnos rotatorios. La instrucción llega al CCGD a través del enlace de comunicación requerido. Desde la transmisión de la instrucción, la unidad de programación dispone de 12,5 minutos para ejecutar la reducción de potencia asignada.
P.O. 7.5 calcula el inicio de activación desde ese límite de 12,5 minutos y lo redondea al inicio del siguiente minuto, excepto cuando la instrucción se envía en el segundo 00. Conserva la marca de tiempo original del envío, el inicio oficial calculado, la confirmación de recepción y el tiempo de respuesta local. Un límite de mercado redondeado nunca debería sobrescribir el instante del evento de origen.
Durante la activación, la unidad de programación no debe cambiar su programa de consumo. La generación o almacenamiento asociado debe mantener su programa inmediatamente anterior. Red Eléctrica también comprueba que una unidad de demanda activada no genere la respuesta aparente reduciendo la generación asociada, disminuyendo la entrega del almacenamiento o aumentando el consumo de almacenamiento.
Este límite es crucial para un instalación híbrido. Una caída en la importación de la red no es por sí sola prueba de una reducción de demanda admisible. La evidencia debe mostrar cómo varió realmente la demanda y que la generación o el almacenamiento no fabricaron la respuesta aparente contraria al procedimiento.
La disponibilidad y activación se comprueban de forma diferente
Red Eléctrica verifica tanto la disponibilidad de capacidad como la entrega tras la activación.
Para la disponibilidad por hora, el operador del sistema comprueba si la unidad de programación tenía la potencia activa a subir asignada. La potencia no disponible se basa en la diferencia media horaria entre la potencia asignada y el consumo medido de la unidad, teniendo en cuenta una activación cuando corresponde. P.O. 14.4 regula la obligación de cálculo y pago asociada.
Para la activación, Red Eléctrica utiliza telemedida de potencia activa registrada en su sistema de control de energía en tiempo real junto con registros de contadores de energía. La entrega se evalúa para la energía elevada a las barras colectoras de las centrales eléctricas. P.O. 14.4 proporciona el cálculo detallado de la liquidación y el tratamiento de pérdidas aplicable.
Mantén estos registros separados:
- Adjudicación y disponibilidad. Periodo de servicio, MW asignados, horas aplicables, configuración de la unidad y resultado de disponibilidad por hora.
- Activación. Valor de instrucción, tiempo de envío, acuse de recibo, inicio oficial, fin y reducción requerida.
- Respuesta operativa. Potencia en el límite, estado del activo, mando local, restricción, calidad y marca de tiempo de origen.
- Medición oficial. Telemetría en tiempo real recibida por Red Eléctrica y el registro correspondiente del contador de energía.
- Liquidación. Entrega aceptada, no entrega, precios, ajustes y resultado final del mercado.
Un registro del lado del titular ayuda a diagnosticar el evento. No se convierte en la medida oficial simplemente porque sus valores estén cerca.
La liquidación cuarto-horaria tiene una vía de telemedida delimitada
La energía SRAD activada se valora para cada periodo de programación de un cuarto de hora al precio marginal máximo de la asignación programada y directa al alza en la regulación terciaria en ese periodo. Red Eléctrica verifica la energía suministrada conforme a la P.O. 14.4.
Cuando los datos de los contadores de energía de cuarto de hora aún no están disponibles para la liquidación, el procedimiento indica que la medición se calcula como la integral de la telemedida de potencia activa en tiempo real durante el periodo de programación correspondiente de cuarto de hora. Esta es una vía de medición transitoria explícita dentro del proceso oficial. No es permiso para integrar cualquier serie de datos disponible en el instalación.
P.O. 7.5 también proporciona una vía para que el participante del mercado cuestione la integral de telemetría publicada presentando un incidente de medición bajo el procedimiento de medición aplicable. Conserva los valores en bruto, las marcas de calidad, el estado del reloj y las transformaciones para que el participante pueda investigar una discrepancia sin reescribir el historial.
La agregación independiente es una vía de implementación separada
Real Decreto 88/2026 permite que un consumidor contrate a un agregador independiente sin el consentimiento del proveedor. Su modelo de transición está centralizado, con corrección y compensación del programa. El operador del sistema determina la responsabilidad del equilibrio y verifica la respuesta del agregador independiente.
El decreto exige que los instrumentos posteriores establezcan la metodología del programa de referencia, el precio de compensación y el mecanismo de compensación. MITECO publicó una propuesta de resolución para consulta del 14 de agosto al 3 de septiembre de 2026. A fecha de 6 de octubre de 2026, no se identificó ninguna resolución definitiva en las fuentes oficiales citadas.
El método propuesto sirve para analizar la consulta, pero no debe incluirse en una especificación de producción como metodología vigente. Antes de lanzar un servicio agregador independiente, verificar que la resolución definitiva, los procedimientos operativos adaptados y los ficheros de intercambio de información de la CNMC hayan sido aprobados oficialmente y hayan entrado en vigor.
Por tanto, la P.O. 7.5 y la agregación independiente responden a diferentes preguntas. P.O. 7.5 es el procedimiento final vigente para el producto SRAD. Real Decreto 88/2026 establece el marco de agregadores independientes, mientras que la metodología detallada del programa de referencia y la implementación de la compensación siguen pendientes en el marco oficial revisado para esta guía.
Construir una cadena de pruebas defendible en el instalación
Vincula la unidad de programación adjudicataria al instalación antes de activar el control.
| Capa | Registro mínimo | Límite |
|---|---|---|
| Mercado | Participante, unidad de programación, unidad física, MW asignados y periodo de prestación | Controlado por el proceso del BSP y Red Eléctrica |
| Consigna | Instrucciones, marca de tiempo de la fuente, confirmación de recibo, inicio y fin oficial | La vía del CCGD sigue siendo la interfaz de mercado requerida |
| Sitio | Potencia en el límite de red y de la carga flexible, generación, almacenamiento y estado de restricción | Utilizado para operación e investigación |
| Tiempo | Fuente del reloj, zona horaria, estado de sincronización, hora de la fuente y hora de llegada | Preservar la alineación de los cuartos de hora y los eventos originales |
| Calidad | Bit de validez, intervalo ausente, sustitución y transformación | Los datos faltantes deben mantenerse distinguibles de cero |
| Liquidación | Medición oficial, respuesta aceptada, ajuste y resultado final | Determinada mediante el proceso de mercado aprobado |
Prueba la activación normal, respuesta retardada, pérdida de instrucciones, fallo de confirmación, telemetría inválida, sustitución del medidor, entrega parcial y liberación controlada. Asigna a un único sistema la autoridad de escritura sobre cada consigna. La protección de equipos, los límites de procesos y los controles manuales de emergencia siguen siendo prioritarios.
Dónde encaja EpiSensor
EpiSensor puede medir la potencia del instalación y del activo, recopilar el estado del equipo y conservar registros operativos alineados en el tiempo. Edge puede registrar un despacho local aprobado, recibo, acuse de recibo, estado de salida y respuesta medida, y pasar datos acordados a un proveedor de flexibilidad a través de una interfaz documentada.
Eso apoya la puesta en marcha del instalación, las comprobaciones de disponibilidad y la investigación de una activación fallida. No actúa como CCGD autorizado, no habilita una unidad de programación o física, no reemplaza los registros de telemetría o contador de energía en tiempo real de Red Eléctrica, no calcula la liquidación oficial ni convierte en operativo un proyecto de programa de referencia para la agregación independiente.
Utiliza la guía de medición operativa y de liquidación para definir el límite del registro. Utiliza System Builder para mapear puntos de medición y control después de que el BSP proporcione los requisitos actuales de habilitación para el SRAD, comunicaciones y liquidación.
Preguntas frecuentes
¿Es la P.O. 7.5 el procedimiento vigente para el SRAD en España?
Sí. La resolución de la CNMC de 6 de noviembre de 2025 aprobó la P.O. 7.5 revisada para periodos de prestación a partir del 1 de enero de 2026. Regula la habilitación, las subastas, la disponibilidad, la activación, la medida y la retribución del SRAD en el sistema eléctrico peninsular español.
¿En cuánto tiempo debe responder una unidad de programación del SRAD?
La P.O. 7.5 concede a la unidad de programación 12,5 minutos desde el envío de la consigna de activación para ejecutar la reducción de potencia asignada. El minuto oficial de inicio se calcula según la regla de redondeo del procedimiento. Puede ser necesario que el controlador local actúe antes para entregar toda la respuesta en ese límite.
¿Determina el contador operativo de una instalación la liquidación del SRAD?
No. Red Eléctrica comprueba la activación mediante las telemedidas de potencia activa registradas en su sistema de control de energía en tiempo real y los registros de los contadores de energía. La P.O. 14.4 rige el cálculo de la liquidación. La telemetría del titular puede explicar el comportamiento de la instalación, pero no sustituye los registros de mercado aprobados.
¿Pueden participar juntas varias instalaciones de demanda pequeñas?
El procedimiento vigente permite la agregación. Para los periodos de prestación de 2026, las ofertas y transferencias se expresan en MW enteros. Para 2027 y periodos posteriores, el procedimiento prevé una granularidad de 100 kW una vez realizados los desarrollos necesarios. Cada unidad física y unidad de programación debe seguir cumpliendo los requisitos aplicables de habilitación e intercambio de información en tiempo real.
¿Está ya vigente el proyecto de metodología de referencia de 2026 para agregadores independientes?
No se identificó ningún instrumento definitivo en las fuentes oficiales disponibles a 6 de octubre de 2026. MITECO sometió a consulta una propuesta de resolución del 14 de agosto al 3 de septiembre de 2026. El programa de referencia, el precio de compensación y el nuevo procedimiento siguen siendo proyectos hasta que se publiquen oficialmente una resolución definitiva y procedimientos operativos en vigor.