Red Eléctrica prepara una profunda modificación del llamado Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD). La nueva propuesta, elaborada por la Dirección General de Operación y actualmente en revisión por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), endurecerá los requisitos para las compañías que estén dispuestas a dejar de consumir para garantizar la continuidad del suministro eléctrico.
Uno de los cambios más relevantes planteados por el operador es la reducción del tiempo máximo de activación del servicio, que pasa de 15 minutos a solo 12,5 minutos, un 16,6% menos. Esta decisión acerca el SRAD al estándar europeo mFRR (manual Frequency Restoration Reserve), y refuerza su capacidad de respuesta inmediata en momentos críticos del sistema, como los desajustes de generación o picos inesperados de consumo.
Desde la puesta en marcha del servicio en 2022, las instalaciones participantes han demostrado una capacidad de reacción altamente satisfactoria, lo que permite ahora exigir una mayor velocidad de respuesta sin comprometer la operatividad.
Esta aceleración técnica se complementa con una transformación del modelo de contratación. Hasta ahora, el SRAD se adjudicaba a través de una subasta anual, lo que suponía una barrera de entrada para muchos potenciales proveedores, especialmente aquellos con perfiles de consumo o producción estacional. A partir de 2026, el servicio se licitará mediante subastas semestrales, cumpliendo así con lo estipulado en el artículo 6 del Reglamento (UE) 2019/943, que limita a seis meses el periodo máximo de contratación de productos de reserva. La nueva frecuencia de subastas introduce una mayor agilidad en el sistema, dinamiza la competencia entre participantes y permite adaptar con mayor precisión los volúmenes requeridos a la evolución de la demanda o al contexto energético.
Este nuevo diseño también mejora la flexibilidad para los agentes del mercado. Al poder ofertar por periodos más cortos, los proveedores asumen menos riesgo económico y pueden ajustar su participación a las condiciones de mercado o a la estacionalidad de sus procesos industriales. Asimismo, la posibilidad de revisar semestralmente el volumen de potencia que se subasta facilita una mejor planificación operativa para el operador del sistema y una mayor eficiencia en el uso de recursos.
Además de estos cambios estructurales, la propuesta introduce mejoras sustanciales en la accesibilidad del servicio. Hasta ahora, solo podían participar instalaciones individuales con una potencia contratada superior a 1 MW. Con la reforma, se permitirá la agregación de instalaciones más pequeñas -de hasta 0,1 MW cada una- siempre que juntas superen el umbral de 1 MW. Esto abre la puerta a la incorporación de nuevos actores al SRAD, como pymes industriales, agregadores de demanda o comercializadoras con cartera de pequeños consumidores, favoreciendo así la democratización del acceso a los servicios de ajuste del sistema.
El nuevo marco también actualiza el periodo máximo de entrega de energía en caso de activación del servicio, que se reduce de tres a dos horas. Esta decisión responde a la implantación de mercados intradiarios de 15 minutos y a la previsión de un mayor dinamismo en la programación del consumo gracias al despliegue de herramientas digitales y sistemas de medición en tiempo real.
Al acortar el compromiso de entrega, el operador del sistema busca alinear el SRAD con las tecnológicas actuales y con el objetivo europeo de reducir al máximo el desfase entre la programación y la operación real del sistema.
Desde el punto de vista económico, la reforma también ajusta los procedimientos de liquidación y penalización, recogidos en el procedimiento de operación P.O. 14.4. Las unidades adjudicatarias seguirán percibiendo una retribución fija por la potencia comprometida, basada en el precio marginal resultante de la subasta. En caso de incumplimiento de la disponibilidad o de la activación, se aplicarán penalizaciones proporcionales, con un factor agravado si se superan determinados umbrales. Los costes del servicio se seguirán repercutiendo entre la demanda y los responsables del balance, en proporción a su consumo y a los desvíos que generen, respectivamente.
Con esta propuesta de reforma, el SRAD da un paso decisivo hacia su convergencia con los productos estándar de balance definidos a nivel europeo, sin perder su carácter específico orientado a la demanda. REE busca así consolidar un sistema eléctrico más robusto, flexible y preparado para gestionar una penetración creciente de energías renovables, al tiempo que incentiva la participación activa de la demanda como herramienta clave para garantizar la estabilidad.
El mecanismo fue activado hasta en tres ocasiones durante el 2024
En 2024, el Sistema de Respuesta Automática de la Demanda (SRAD) se activó en tres ocasiones en momentos puntuales de elevada tensión en el sistema, principalmente durante olas de calor y picos de consumo energético. El operador del sistema, Red Eléctrica, recurrió al SRAD como herramienta preventiva para garantizar la seguridad del suministro, solicitando a los grandes consumidores que redujeran temporalmente su demanda a cambio de una compensación económica. Aunque su uso fue limitado, puso de manifiesto la utilidad del mecanismo como complemento a la gestión de la flexibilidad en el sistema eléctrico. Estas intervenciones se concentraron en los meses de mayo, julio y diciembre, coincidiendo con temperaturas extremas que dispararon la demanda de electricidad, especialmente en horas punta. El SRAD permitió reducir de forma inmediata varios cientos de megavatios de consumo, ayudando a estabilizar la red sin necesidad de recurrir a generación de respaldo contaminante