Le Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) d’Espagne est un service d’équilibrage, et non une étiquette générale pour chaque projet de contrôle de charge. La P.O. 7.5 en vigueur définit qui participe, comment la capacité est mise aux enchères, comment Red Eléctrica active les unités de programmation et comment la disponibilité et l’énergie livrée sont vérifiées.
Real Decreto 88/2026 a créé séparément le cadre juridique pour un agrégateur indépendant. Ce cadre est important pour la participation future, mais il ne rend pas un projet de méthode de calcul du programme de référence opérationnel. Un projet solide pour 2026 doit identifier quelles règles sont en vigueur, quel acteur de marché assume chaque obligation et quelles données Red Eléctrica utilise pour la vérification et le règlement.
La procédure en vigueur en 2026 est la P.O. 7.5
La résolution de la CNMC du 6 novembre 2025 a approuvé la P.O. 7.5 révisée et les modifications correspondantes de la P.O. 14.4. Les dispositions s’appliquent à la prestation du SRAD à partir du 1er janvier 2026.
P.O. 7.5 définit SRAD comme un produit d’équilibrage spécifique pour le système électrique péninsulaire espagnol. Red Eléctrica l’active lorsque la réserve de réglage tertiaire à la hausse disponible est inférieure au montant requis. Il se distingue donc de l’écrêtement des pointes tarifaires, d’un contrat de flexibilité du réseau de distribution et d’un dispositif de délestage d’urgence de l’exploitant.
Le service est une variation de puissance active à la hausse : l’unité de programmation réduit la demande. Le produit doit être fourni dans les 12,5 minutes suivant l’instruction d’activation et peut être fourni jusqu’à deux heures consécutives en une journée.
La capacité est achetée par enchère et payée au prix marginal du processus d’allocation. Les périodes normales de service sont de six mois, du 1er janvier au 30 juin et du 1er juillet au 31 décembre. Red Eléctrica peut modifier les délais de livraison ou le nombre d’enchères après avoir communiqué la modification et obtenu l’autorisation de la CNMC.
La participation est organisée par des unités de marché
Les parties et les objets techniques ont des responsabilités différentes.
| Rôle ou objet | Responsabilité au titre de la P.O. 7.5 | Preuves du projet |
|---|---|---|
| Red Eléctrica en tant que gestionnaire du réseau de transport | Publie l’exigence, procède à l’attribution, active le service et vérifie la disponibilité et la livraison | Conditions publiées de l’enchère, résultat de l’habilitation, activations et registres de règlement |
| Participant au marché et fournisseur de services d’équilibrage | Qualifie les unités concernées, soumet des offres et assume les obligations de marché pour le service attribué | Contrats, identités d’unité, offres, accusés de réception et communications de marché |
| Unité de programmation | Reçoit l’activation en tant qu’unité en interface avec le marché et détient la capacité attribuée | Code de l’unité de programmation, MW assignés, unités physiques membres et configuration actuelle |
| Unité physique | Représente l’installation de consommation ou l’agrégation autorisée rattachée à l’unité de programmation | CUPS, puissance souscrite, centre de contrôle, points en temps réel et limites d’exploitation |
| Propriétaire ou exploitant du site | Maintient le procédé et l’équipement dans les limites de connexion, de sécurité et de production | Mesures locales, interverrouillages, état des dérogations manuelles et plan d’exploitation approuvé |
Chaque unité de programmation et chaque unité physique qui en est composée échangent des informations en temps réel avec Red Eléctrica via un Centre de Contrôle de la Génération et de la Demande autorisé, ou CCGD. P.O. 7.5 exige les télémesures applicables de chaque unité physique et, dans tous les cas, la puissance active comme valeur réelle avec un bit de qualité.
L’unité de programmation nécessite également un signal de consigne d’activation et un signal de confirmation de réception. La confirmation renvoie la même valeur binaire que l’instruction : 1 pour l’activation et 0 pour la désactivation. Ce sont des signaux du centre de conduite du marché. Le journal des réceptions d’une passerelle locale est un élément de preuve opérationnel utile mais ne constitue pas automatiquement l’échange via le CCGD requis par la procédure.
L’agrégation ne supprime pas les exigences en unités
P.O. 7.5 permet d’atteindre l’offre minimale de 1 MW en combinant les installations de consommation. Une unité physique peut être une installation de consommation avec une puissance souscrite supérieure à 1 MW ou une seule agrégation d’installations dont la puissance souscrite est d’au maximum 1 MW chacune et totalise au moins 0,1 MW, sous réserve des conditions complètes de la procédure.
Pour les périodes de livraison en 2026, la procédure conserve les valeurs d’offre et de transfert en mégawatts entiers. Pour les périodes de livraison de 2027 et suivantes, elle prévoit une seule décimale, correspondant à 100 kW, après les développements nécessaires. Ne représentez pas une enchère de 100 kW comme disponible pour une période de livraison 2026.
Avant de contractualiser, obtenez le guide de habilitation actuel et la spécification de l’enchère auprès de Red Eléctrica. La procédure opérationnelle définit le cadre de référence, tandis que les documents d’enchères indiquent les dates, les besoins en capacité et le processus exact de soumission pour la période de service concernée.
L’activation est un événement enregistré par le centre de conduite
Red Eléctrica active le SRAD, unité de programmation par unité de programmation, selon un ordre tournant. L’instruction est transmise au CCGD via la liaison de communication requise. À partir de la transmission de l’instruction, l’unité de programmation dispose de 12,5 minutes pour exécuter la réduction de puissance assignée.
P.O. 7.5 calcule le début de l’activation à partir de cette limite de 12,5 minutes et l’arrondit à la minute entière suivante, sauf lorsque l’instruction est envoyée à la seconde 00. Conservez l’horodatage d’envoi original, le début officiel calculé, la confirmation de réception et le temps de réponse local. Une frontière de marché arrondie ne devrait jamais écraser le horodatage de l’événement origine.
Lors de l’activation, l’unité de programmation ne doit pas modifier son programme de consommation. La génération ou le stockage associé doit maintenir son programme immédiatement antérieur à l’activation. Red Eléctrica vérifie également qu’une unité de demande activée ne crée pas la réponse apparente en réduisant la production associée, en diminuant la puissance fournie par le stockage ou en augmentant la consommation de stockage.
Cette limite est cruciale pour un site hybride. Une baisse des importations de réseau n’est pas en soi une preuve d’une réduction de la demande admissible. Les éléments de preuve doivent montrer la variation réelle de la consommation et que la production ou le stockage n’ont pas fabriqué la réponse apparente contraire à la procédure.
La disponibilité et l’activation sont vérifiées différemment
Red Eléctrica vérifie à la fois la disponibilité de la capacité et la livraison après l’activation.
Pour la disponibilité horaire, l’opérateur du système vérifie si l’unité de programmation disposait de la puissance active à la hausse assignée. La puissance indisponible est basée sur la différence moyenne horaire entre la puissance assignée et la consommation mesurée de l’unité, en tenant compte d’une activation le cas échéant. P.O. 14.4 régit l’obligation de calcul et de paiement associée.
Pour l’activation, Red Eléctrica utilise la télémesure de puissance active enregistrée dans son système de contrôle énergétique en temps réel ainsi que les données des compteurs d’énergie. La livraison est évaluée pour l’énergie acheminée vers les barres de centrale. P.O. 14.4 fournit le calcul détaillé du règlement et le traitement applicable des pertes.
Gardez ces documents séparés :
- Attribution et disponibilité. Période de service, MW assignés, heures applicables, configuration des unités et résultat de disponibilité horaire.
- Activation. Valeur d’instruction, heure d’envoi, accusé de réception, début officiel, fin et réduction requise.
- Réponse opérationnelle. Puissance à la limite, état de l’équipement, commande locale, contrainte, qualité et horodatage de la origine.
- Mesure officielle. Télémesure en temps réel reçue par Red Eléctrica et l’enregistrement correspondant du compteur d’énergie.
- Règlement. Livraison acceptée, non-livraison, prix, ajustements et résultat final du marché.
Un dossier tenu par le propriétaire aide à diagnostiquer l’événement. Il ne devient pas la mesure officielle simplement parce que ses valeurs sont proches.
Le règlement quart-horaire prévoit un recours limité à la télémesure
L’énergie SRAD activée est évaluée pour chaque période de programmation d’un quart d’heure au prix marginal maximal de l’allocation programmée et directe de réglage tertiaire à la hausse durant cette période. Red Eléctrica vérifie l’énergie fournie sous P.O. 14.4.
Lorsque les données du compteur d’énergie à quart d’heure ne sont pas encore disponibles pour le règlement, la procédure indique que la mesure est calculée comme l’intégrale de la télémesure de puissance active en temps réel sur la période de programmation correspondante de quart d’heure. Il s’agit d’une voie de mesure transitoire explicite au sein du processus officiel. Ce n’est pas une permission d’intégrer n’importe quelle série disponible sur le site.
P.O. 7.5 offre également une voie permettant au participant du marché de contester l’intégrale télémétrique publiée en soumettant un incident de mesure selon la procédure de mesure applicable. Conservez les valeurs brutes, les indicateurs de qualité, l’état d’horloge et les transformations afin que le participant puisse enquêter sur une divergence sans réécrire l’historique.
L’agrégation indépendante est une voie d’implémentation distincte
Real Decreto 88/2026 permet à un consommateur de contracter un agrégateur indépendant sans le consentement du fournisseur. Son modèle de transition est centralisé, avec correction de programme et rémunération. Le gestionnaire du réseau de transport détermine la responsabilité de l’équilibrage et vérifie la réponse de l’agrégateur indépendant.
Le décret exige que les instruments ultérieurs établissent la méthodologie du programme de référence, le prix de compensation et l’mécanisme de compensation. MITECO a publié une projet de résolution pour consultation du 14 août au 3 septembre 2026. Au 6 octobre 2026, aucune résolution définitive n’a été identifiée dans les sources officielles citées.
La méthode proposée peut éclairer l’analyse de consultation, mais elle ne doit pas être intégrée dans une spécification opérationnelle comme méthode en vigueur. Avant de lancer un service d’agrégateur indépendant, vérifiez que la résolution définitive, les procédures opérationnelles adaptées et les fichiers d’échange d’informations de la CNMC ont été officiellement approuvés et sont entrés en vigueur.
P.O. 7.5 et l’agrégation indépendante répondent donc à différentes questions. P.O. 7.5 est la procédure en vigueur pour le produit SRAD. Real Decreto 88/2026 établit le cadre des agrégateurs indépendants, tandis que la méthode de référence détaillée et la mise en œuvre de la rémunération restent en attente dans le dossier officiel examiné pour ce guide.
Construire une chaîne de éléments de preuve défendable pour le site
Associez l’unité de programmation attribuée au site avant d’activer le contrôle.
| Couche | Record minimum | Frontière |
|---|---|---|
| Marché | Participant, unité de programmation, unité physique, MW et durée de service attribuée | Régi par le processus du BSP et de Red Eléctrica |
| Ordre | Instruction, horodatage de source, confirmation de reçu, début officiel et fin | La voie du CCGD reste l’interface de marché requise |
| Site | Puissance à la limite du réseau et puissance de la charge flexible, génération, stockage et état de contrainte | Utilisées pour l’exploitation et l’investigation |
| Temps | Source d’horloge, fuseau horaire, état de synchronisation, heure de la source et heure d’arrivée | Préserver l’alignement des quarts d’heure et les événements originaux |
| Qualité | Bit de validité, intervalle manquant, substitution et transformation | Les données manquantes doivent rester distinguables de zéro |
| Règlement | Mesure officielle, réponse acceptée, ajustement et résultat final | Déterminé via le processus de marché approuvé |
Testez l’activation normale, réponse retardée, perte d’instruction, échec de confirmation, télémétrie invalide, remplacement du compteur, livraison partielle et libération contrôlée. Désignez un seul système autorisé à écrire chaque consigne. La protection des équipements, les limites des processus et les contrôles manuels d’urgence restent prioritaires.
Où EpiSensor place
EpiSensor peut mesurer la puissance du site et des équipements, collecter l’état des équipements et conserver des registres opérationnels alignés dans le temps. Edge peut enregistrer un ordre local approuvé, une réception, un accusé de réception, un état de sortie et une réponse mesurée, et transmettre les données convenues à un fournisseur de flexibilité via une interface documentée.
Cela soutient la mise en service du site, les vérifications de disponibilité et l’enquête en cas d’activation ratée. Le système n’agit pas en tant que CCGD autorisé, ne qualifie pas une unité de programmation ou physique, ne remplace pas les registres de télémétrie ou de compteurs d’énergie de Red Eléctrica, ne calcule pas le règlement officiel et ne rend pas opératoire un projet de programme de référence pour l’agrégation indépendante.
Utilisez le guide de mesure opérationnelle et de règlement pour définir la limite des enregistrements. Utilisez System Builder pour cartographier les points de mesure et de contrôle après que le BSP a fourni les exigences en vigueur d’habilitation, de communication et de règlement de SRAD.
Questions fréquentes
La P.O. 7.5 est-elle la procédure espagnole en vigueur pour le SRAD ?
Oui. La résolution de la CNMC du 6 novembre 2025 a approuvé la P.O. 7.5 révisée pour les périodes de prestation à compter du 1er janvier 2026. Elle définit l’habilitation, les enchères, la disponibilité, l’activation, la mesure et la rémunération du SRAD dans le système électrique péninsulaire espagnol.
Dans quel délai une unité de programmation SRAD doit-elle répondre ?
La P.O. 7.5 accorde 12,5 minutes à compter de la transmission de l’ordre d’activation pour exécuter la réduction de puissance assignée. La minute officielle de début résulte de la règle d’arrondi prévue par la procédure. La commande locale peut devoir agir plus tôt afin que la réponse complète soit fournie à cette échéance.
Le compteur d’exploitation d’un site détermine-t-il le règlement SRAD ?
Non. Red Eléctrica vérifie l’activation au moyen des télémesures de puissance active enregistrées dans son système de conduite en temps réel et des données des compteurs d’énergie. Le calcul du règlement relève de la P.O. 14.4. La télémesure de l’exploitant peut expliquer le comportement du site, mais elle ne remplace pas les données de marché approuvées.
Plusieurs petites installations de consommation peuvent-elles participer ensemble ?
La procédure en vigueur autorise l’agrégation. Pour les périodes de prestation de 2026, les offres et transferts sont exprimés en MW entiers. Pour 2027 et les périodes suivantes, la procédure prévoit une granularité de 100 kW après les développements nécessaires. Chaque unité physique et chaque unité de programmation doit néanmoins satisfaire aux exigences applicables d’habilitation et d’échange d’informations en temps réel.
Le projet de méthode de référence de 2026 pour les agrégateurs indépendants est-il déjà en vigueur ?
Aucun acte définitif n’a été identifié dans les sources officielles disponibles au 6 octobre 2026. MITECO a soumis un projet de résolution à consultation du 14 août au 3 septembre 2026. Le programme de référence, le prix de compensation et la nouvelle procédure restent des projets jusqu’à la publication officielle d’une résolution définitive et de procédures opérationnelles entrées en vigueur.