Il Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) della Spagna è un servizio di bilanciamento, non un'etichetta generale per ogni progetto di controllo del carico. L'attuale P.O. 7.5 definisce chi partecipa, come viene messa all'asta la capacità, come attivano le unità di programmazione Red Eléctrica e come vengono controllate la disponibilità e l'energia consegnata.
Real Decreto 88/2026 ha creato separatamente il quadro giuridico per un aggregatore indipendente. Questo quadro è importante per la partecipazione futura, ma non rende operativo un progetto di metodologia del programma di riferimento. Un progetto solido del 2026 deve identificare quali regole sono in vigore, quale operatore di mercato assume ciascun obbligo e quali dati Red Eléctrica utilizza per la verifica e la liquidazione.
La procedura vigente nel 2026 è la P.O. 7.5
La delibera della CNMC del 6 novembre 2025 ha approvato la P.O. 7.5 riveduta e le modifiche correlate della P.O. 14.4. Le disposizioni si applicano alla prestazione del SRAD dal 1° gennaio 2026.
La P.O. 7.5 definisce il SRAD come un prodotto di bilanciamento specifico per il sistema elettrico peninsulare spagnolo. Red Eléctrica lo attiva quando la riserva di regolazione terziaria a salire disponibile è inferiore a quella necessaria. Il servizio è quindi distinto dalla riduzione dei picchi tariffari, da un contratto di flessibilità di rete di distribuzione e da uno schema di distacco d’emergenza dei carichi del proprietario.
Il servizio è una variazione di potenza attiva a salire: l'unità di programmazione riduce la domanda. Il prodotto deve essere erogato entro 12,5 minuti dall'istruzione di attivazione e può essere erogato per un massimo di due ore consecutive in un giorno.
La capacità viene acquisita tramite asta e pagata al prezzo marginale del processo di assegnazione. I periodi normali di servizio sono di sei mesi, dal 1° gennaio al 30 giugno e dal 1° luglio al 31 dicembre. Red Eléctrica può modificare i periodi di erogazione o il numero di aste dopo aver comunicato la modifica e aver ottenuto l'autorizzazione della CNMC.
La partecipazione è organizzata tramite unità di mercato
Le parti e gli soggetti tecnici hanno responsabilità diverse.
| Ruolo o oggetto | Responsabilità secondo P.O. 7.5 | Evidenze di progetto |
|---|---|---|
| Red Eléctrica come operatore di sistema | Pubblica il requisito, gestisce l'allocazione, attiva il servizio e verifica la disponibilità e l’erogazione | Condizioni pubblicate dell’asta, esito dell’abilitazione, registri di attivazione e liquidazione |
| Partecipante al mercato e fornitore di servizi di bilanciamento | Abilita le unità interessate, presenta offerte e assume gli obblighi di mercato per il servizio assegnato | Contratti, identificativi delle unità, offerte, conferme di ricezione e comunicazioni di mercato |
| Unità di programmazione | Riceve l'attivazione come un'unità di interfaccia con il mercato e detiene la capacità assegnata | Identificativo dell’unità di programmazione, MW assegnati, unità fisiche associate e configurazione attuale |
| Unità fisica | Rappresenta l'impianto di consumo o aggregazione consentita all’interno dell’unità di programmazione | CUPS, potenza contrattuale, centro di controllo, punti in tempo reale e limiti operativi |
| Proprietario o gestore del sito | Mantiene il processo e le attrezzature entro i limiti di connessione, sicurezza e produzione | Misurazioni locali, interblocchi, stato delle forzature manuali e piano operativo approvato |
Ogni unità di programmazione e ogni unità fisica al suo interno scambiano informazioni in tempo reale con Red Eléctrica tramite un Centro di Controllo della Generazione e della Domanda autorizzato, o CCGD. P.O. 7.5 richiede le telemisure applicabili da ogni unità fisica e, in tutti i casi, la potenza attiva come valore reale con un bit di qualità.
L'unità di programmazione necessita anche di un segnale dell’ordine di attivazione e di un segnale di conferma della ricezione. La conferma restituisce lo stesso valore binario dell'istruzione: 1 per l'attivazione e 0 per la disattivazione. Questi sono segnali del centro di controllo del mercato. Il registro delle ricezioni di un gateway locale è un’utile evidenza operativa, ma non costituisce automaticamente lo scambio tramite il CCGD richiesto dalla procedura.
L'aggregazione non elimina i requisiti di unità
P.O. 7.5 consente di raggiungere l'offerta minima di 1 MW aggregando gli impianti di consumo. Un’unità fisica può essere un impianto di consumo con potenza contrattuale superiore a 1 MW oppure un'aggregazione singola di impianti la cui potenza contrattuale è non superiore a 1 MW ciascuno e raggiunge almeno 0,1 MW, nel rispetto delle condizioni complete della procedura.
Per i periodi di erogazione del 2026, la procedura mantiene i offerte e trasferimenti in MW interi. Per i periodi di erogazione del 2027 e successivi prevede una cifra decimale, corrispondente a 100 kW, dopo gli sviluppi necessari. Non rappresentare offerte da 100 kW come disponibili per il periodo di erogazione del 2026.
Prima della contrattualizzazione, richiedere la guida di qualificazione e le specifiche d’asta vigenti da Red Eléctrica. La procedura operativa definisce il quadro di riferimento, mentre i documenti dell'asta indicano date, requisiti di capacità e la procedura esatta di presentazione per il periodo di erogazione interessato.
L’attivazione è un evento registrato dal centro di controllo
Red Eléctrica attiva il SRAD per unità di programmazione, a rotazione. L'istruzione arriva al CCGD tramite il collegamento di comunicazione richiesto. Dalla trasmissione dell'istruzione, l'unità di programmazione ha 12,5 minuti per eseguire la riduzione di potenza assegnata.
P.O. 7.5 calcola l'inizio dell'attivazione da quel limite di 12,5 minuti e lo arrotonda all'inizio del minuto successivo, tranne quando l'istruzione viene inviata al secondo 00. Conserva il timestamp originale di invio, l'inizio ufficiale calcolato, la conferma di ricezione e il tempo di risposta locale. Un confine di mercato arrotondato non dovrebbe mai sovrascrivere il tempo dell'evento sorgente.
Durante l'attivazione, l'unità di programmazione non deve modificare il proprio programma di consumo. La generazione o lo stoccaggio associato deve mantenere il programma immediatamente precedente all’attivazione. Red Eléctrica verifica inoltre che un'unità di domanda attivata non generi la risposta apparente riducendo la generazione associata, l’erogazione del sistema di accumulo o aumentando il consumo del sistema di accumulo.
Questo confine è cruciale per un sito ibrido. Una riduzione del prelievo dalla rete non è di per sé una prova di una riduzione di domanda ammissibile. Le evidenze devono mostrare la variazione effettiva della domanda e che la generazione o lo stoccaggio non abbiano prodotto la risposta apparente contraria alla procedura.
Disponibilità e attivazione vengono controllate in modo diverso
Red Eléctrica verifica sia la disponibilità della capacità che la consegna dopo l'attivazione.
Per la disponibilità oraria, l'operatore di sistema verifica se l’unità di programmazione disponeva della la potenza attiva a salire assegnata. La potenza non disponibile si basa sulla differenza media oraria tra la potenza assegnata e il consumo misurato dell'unità, tenendo conto di un'attivazione ove pertinente. La P.O. 14.4 disciplina l'obbligo di calcolo e pagamento associato.
Per l'attivazione, Red Eléctrica utilizza la telemetria di potenza attiva registrata nel suo sistema di controllo energetico in tempo reale insieme ai dati dei contatori di energia. L’erogazione viene valutata per l'energia portata alle sbarre di centrale. P.O. 14.4 fornisce il calcolo dettagliato della liquidazione e il trattamento applicabile delle perdite.
Mantenere separati questi registri:
- Assegnazione e disponibilità. Periodo di erogazione, MW assegnati, ore applicabili, configurazione dell'unità e risultato della disponibilità oraria.
- Attivazione. Valore dell'istruzione, ora di invio, conferma, inizio ufficiale, fine e riduzione richiesta.
- Risposta operativa. Potenza al punto di confine, stato dell'asset, comando locale, vincolo, qualità e timestamp della fonte.
- Misurazione ufficiale. Telemetria in tempo reale ricevuta da Red Eléctrica e il dato applicabile del contatore di energia.
- Liquidazione. Consegna accettata, mancata erogazione, prezzi, aggiustamenti e risultato finale di mercato.
Una registrazione del proprietario aiuta a diagnosticare l'evento. Non diventa la misura ufficiale solo perché i suoi valori sono simili.
La liquidazione quartoraria prevede un ricorso delimitato alla telemetria
L'energia attivata SRAD è valutata per ogni periodo di programmazione quartorario al prezzo marginale massimo dell'assegnazione programmata e diretta di regolazione terziaria a salire in quel periodo. Red Eléctrica verifica l'energia fornita ai sensi della P.O. 14.4.
Quando i dati quartorari dei contatori di energia non sono ancora disponibili per la liquidazione, la procedura indica che la misurazione viene calcolata come integrale della telemetria di potenza attiva in tempo reale durante il corrispondente periodo di programmazione quartorario. Questa è una modalità transitoria di misura esplicita all'interno del processo ufficiale. Non autorizza a integrare una qualsiasi serie disponibile sul sito.
P.O. 7.5 fornisce anche una via per il partecipante di mercato per contestare l'integrale della telemetria pubblicata presentando un incidente di misurazione secondo la procedura di misura applicabile. Conservare valori grezzi, flag di qualità, stato dell’orologio e trasformazioni in modo che il partecipante possa indagare una discrepanza senza riscrivere lo storico.
L'aggregazione indipendente è un percorso di attuazione separato
Real Decreto 88/2026 consente a un consumatore di contrattare un aggregatore indipendente senza il consenso del fornitore. Il suo modello di transizione è centralizzato, con correzione e compensazione del programma. L'operatore di sistema determina la responsabilità del bilanciamento e verifica la risposta dell'aggregatore indipendente.
Il decreto richiede che gli strumenti successivi stabiliscano la metodologia del programma di riferimento, il prezzo di compensazione e l'accordo di compensazione. MITECO ha pubblicato una proposta di risoluzione per la consultazione dal 14 agosto al 3 settembre 2026. Al 6 ottobre 2026, non è stata identificata alcuna risoluzione definitiva nelle fonti ufficiali citate.
Il metodo proposto può essere utilizzato per l'analizzare la consultazione, ma non deve essere inserito in una specifica operativa come metodologia vigente. Prima di lanciare un servizio di aggregazione indipendente, verificare che la risoluzione definitiva, le procedure operative aggiornate e i file della CNMC per lo scambio di informazioni siano stati ufficialmente approvati e siano entrati in vigore.
P.O. 7.5 e aggregazione indipendente rispondono quindi a domande diverse. P.O. 7.5 è la procedura vigente per il prodotto SRAD. Real Decreto 88/2026 stabilisce il quadro dell’aggregatore indipendente, mentre la metodologia dettagliata del programma di riferimento e l'implementazione della compensazione sono ancora in sospeso nel quadro ufficiale esaminato per questa guida.
Costruire una catena di evidenze verificabile sul sito
Associare l'unità di programmazione assegnata al sito prima di attivare il controllo.
| Livello | Registrazione minima | Confine |
|---|---|---|
| Mercato | Partecipante, unità di programmazione, unità fisica, MW assegnati e periodo di servizio | Gestito attraverso il processo del BSP e di Red Eléctrica |
| Dispaccio | Istruzione, ora di origine, conferma di ricezione, inizio ufficiale e fine | Il percorso CCGD rimane l'interfaccia di mercato richiesta |
| Sito | Potenza al punto di connessione e potenza del carico flessibile, generazione, accumulo e stato di vincolo | Utilizzate per l’esercizio e l’analisi |
| Tempo | Fonte oraria, fuso orario, stato di sincronizzazione, ora di origine e ora di arrivo | Conservare l'allineamento dei quarti d'ora e gli eventi originali |
| Qualità | Bit di validità, intervallo mancante, sostituzione e trasformazione | I dati mancanti devono rimanere distinguibili da zero |
| Liquidazione | Misurazione ufficiale, risposta accettata, rettifica e risultato finale | Determinata attraverso il processo di mercato approvato |
Verificare attivazione normale, risposta ritardata, perdita di istruzioni, fallimento di conferma, telemetria non valida, sostituzione del contatore, consegna parziale e fine controllato. Assegnare a un solo sistema l’autorità di scrittura su ciascun setpoint. La protezione delle apparecchiature, i limiti di processo e i controlli manuali di emergenza restano prioritari.
Il ruolo di EpiSensor
EpiSensor può misurare la potenza del sito e degli asset, raccogliere lo stato delle apparecchiature e conservare i registri operativi allineati temporalmente. Edge può registrare un comando locale approvato, ricezione, conferma, stato dell’uscita e risposta misurata, e trasmettere i dati concordati a un fornitore di flessibilità tramite un'interfaccia documentata.
Questo supporta la messa in servizio del sito, i controlli di disponibilità e l'indagine in caso di attivazione fallita. Il sistema non agisce come CCGD autorizzato, non abilita un’unità di programmazione o fisica, non sostituisce i registri telemetrici o dei contatori energetici di Red Eléctrica, non calcola la liquidazione ufficiale né rende operativo un progetto di metodologia per l’aggregazione indipendente.
Usa la guida alla misurazione operativa e di liquidazione per definire il confine della registrazione. Usa System Builder per mappare i punti di misurazione e controllo dopo che il BSP fornisce i requisiti vigenti di abilitazione, comunicazione e liquidazione del SRAD.
Domande frequenti
La P.O. 7.5 è la procedura vigente per il SRAD in Spagna?
Sì. La delibera della CNMC del 6 novembre 2025 ha approvato la P.O. 7.5 riveduta per i periodi di erogazione dal 1° gennaio 2026. Disciplina abilitazione, aste, disponibilità, attivazione, misura e remunerazione del SRAD nel sistema elettrico peninsulare spagnolo.
Entro quanto tempo deve rispondere un’unità di programmazione SRAD?
La P.O. 7.5 concede all’unità di programmazione 12,5 minuti dall’invio dell’ordine di attivazione per eseguire la riduzione di potenza assegnata. Il minuto ufficiale di inizio è calcolato secondo la regola di arrotondamento della procedura. Il controllore locale potrebbe dover agire prima affinché la risposta completa sia erogata entro tale limite.
Il contatore operativo di un sito determina la liquidazione SRAD?
No. Red Eléctrica verifica l’attivazione usando la telemetria di potenza attiva registrata nel proprio sistema di controllo dell’energia in tempo reale e i dati dei contatori di energia. La P.O. 14.4 disciplina il calcolo della liquidazione. La telemetria del proprietario può spiegare il comportamento del sito, ma non sostituisce i dati di mercato approvati.
Più impianti di consumo di piccola taglia possono partecipare insieme?
La procedura vigente consente l’aggregazione. Per i periodi di erogazione del 2026, offerte e trasferimenti sono espressi in MW interi. Per il 2027 e i periodi successivi, la procedura prevede una granularità di 100 kW dopo gli sviluppi necessari. Ogni unità fisica e unità di programmazione deve comunque rispettare i requisiti applicabili di abilitazione e scambio di informazioni in tempo reale.
Il progetto di metodologia di riferimento del 2026 per gli aggregatori indipendenti è già in vigore?
Nelle fonti ufficiali disponibili al 6 ottobre 2026 non è stato individuato alcun atto definitivo. MITECO ha sottoposto a consultazione una proposta di risoluzione dal 14 agosto al 3 settembre 2026. Il programma di riferimento, il prezzo di compensazione e la nuova procedura restano proposte fino alla pubblicazione ufficiale di una risoluzione definitiva e di procedure operative entrate in vigore.