La nueva activación del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) pone de manifiesto la creciente necesidad de flexibilidad del sistema eléctrico. Para los grandes consumidores, las baterías convierten esta necesidad en una oportunidad: facilitan la participación en el SRAD aportando flexibilidad sin afectar directamente a los procesos productivos y, al mismo tiempo, mejoran el aprovechamiento del autoconsumo y reducen las compras de electricidad a la red

Una nueva activación que confirma la necesidad de flexibilidad
El 28 de septiembre, Red Eléctrica volvió a recurrir al Servicio de Respuesta Activa de la Demanda. Según los datos publicados por el operador del sistema en ESIOS, la activación comenzó a las 21:16, movilizó 943 MW, el 53 % de la potencia adjudicada para el semestre, y alcanzó una energía de 1634,5 MWh. Se produjo en un momento en el que la producción eólica fue inferior a la prevista.

No se trata de un episodio aislado, en este año ya se han producido nueve activaciones del SRAD. Con la del 28 de septiembre, el registro de Red Eléctrica suma siete activaciones desde el 15 de julio, repartidas en seis días, a las que se añaden las dos del 28 de enero. Las nueve activaciones de este año reflejan una realidad que irá ganando peso a medida que avance la transición energética: además de disponer de generación suficiente, el sistema necesita recursos capaces de responder con rapidez cuando generación y demanda se desvían de lo previsto. La flexibilidad adquiere así un valor económico propio, más allá de su interés técnico.

Para el segundo semestre de 2026, Red Eléctrica adjudicó 1775 MW para la prestación del SRAD, con un precio marginal de 42,62 € por MW y hora de disponibilidad. El servicio es voluntario y retribuido, y pueden prestarlo proveedores con una potencia mínima de 1 MW, de forma individual o mediante agregación. Cada activación tiene una duración máxima de dos horas y un preaviso mínimo de 12,5 minutos.

De reducir la producción a gestionar la energía
Tradicionalmente, la participación de un gran consumidor en un mecanismo de respuesta de la demanda se ha asociado a interrumpir o reducir temporalmente sus procesos productivos. Esta flexibilidad tiene un coste. No todos los procesos pueden detenerse con facilidad, y una reducción de la actividad puede afectar a la producción, la planificación o la eficiencia de la instalación.

Las baterías permiten abordar el problema desde otra perspectiva. Un sistema de almacenamiento detrás del contador puede aportar parte de la energía que necesita la instalación durante una activación del SRAD. De esta forma, el consumo de electricidad de la red se reduce sin necesidad de disminuir en la misma proporción la actividad de los procesos productivos.

El alcance concreto dependerá de la configuración de cada instalación, de sus perfiles de consumo, de la capacidad y potencia de la batería y de las condiciones de medida y participación en el servicio. Pero el principio es claro: la flexibilidad que necesita el sistema puede obtenerse gestionando cuándo y desde dónde se consume la energía, sin recurrir necesariamente a modificar la producción industrial.

El SRAD puede contribuir a financiar la inversión en baterías
Este cambio de enfoque modifica también la ecuación económica del almacenamiento de energía para los grandes consumidores. La rentabilidad de una batería detrás del contador debe analizarse con todas las fuentes de valor que puede aportar, más allá del ahorro que genera al desplazar consumo entre horas.

La primera es un mayor aprovechamiento del autoconsumo. Una instalación industrial con generación fotovoltaica puede almacenar la electricidad que no consume en las horas solares y utilizarla después, en lugar de comprarla a la red. A este ahorro se suman la gestión de los picos de consumo y la optimización de la compra de electricidad en función de los precios del mercado.

Cuando la instalación reúne las condiciones para participar, aparecen además ingresos vinculados a la flexibilidad, entre ellos los del SRAD. Los proveedores del servicio cobran por la potencia que mantienen disponible y, en cada activación, por la energía aportada, al precio de la regulación terciaria de ese momento. En la activación del 28 de septiembre, el precio medio ponderado fue de 196,91 €/MWh. Entre enero y agosto, el coste del SRAD para el sistema ascendió a 286 millones de euros, según Red Eléctrica. Esta retribución puede contribuir a recuperar la inversión realizada, y la batería pasa a ser también un activo capaz de generar ingresos además de ahorro.

Una misma batería, varias fuentes de valor
La decisión de inversión no debería apoyarse en una única fuente de ingresos o de ahorro. El reto consiste en dimensionar y operar la batería para combinar autoconsumo, gestión de picos, compra optimizada y servicios de flexibilidad sin que unas funciones limiten a otras.

Una batería diseñada exclusivamente para maximizar el autoconsumo puede no ser la solución óptima para participar en servicios de flexibilidad, por ejemplo, si su duración no cubre las dos horas de una activación o si suele estar descargada al final de la tarde y por la noche, franja en la que se han concentrado las activaciones registradas desde julio. Del mismo modo, sobredimensionar una batería pensando solo en ingresos futuros de los mercados puede deteriorar la rentabilidad del proyecto.

Por ello, antes de invertir es necesario analizar conjuntamente los perfiles horarios de consumo y generación, la evolución esperada de los precios de la electricidad, las oportunidades de participación en los distintos mercados y servicios, la degradación de la batería y las restricciones operativas de la instalación.

La flexibilidad será cada vez más valiosa
El crecimiento de la energía eólica y la energía fotovoltaica está transformando la operación del sistema eléctrico. Su producción depende de las condiciones meteorológicas, y las desviaciones respecto a las previsiones generan necesidades adicionales de balance, como ocurrió el 28 de septiembre. Al mismo tiempo, la electrificación de la demanda aumentará el papel de los consumidores en el funcionamiento del sistema.

En este escenario, la capacidad de adaptar la demanda deja de ser una respuesta ante situaciones excepcionales y puede convertirse en una línea más de la estrategia de gestión de la energía de un gran consumidor. Las baterías amplían esta posibilidad porque desacoplan, al menos en parte, el consumo de la red del funcionamiento de los procesos productivos.

La flexibilidad como fuente de valor para la industria
Las sucesivas activaciones del SRAD muestran de forma concreta el cambio en la operación del sistema eléctrico. Para un gran consumidor, la cuestión ya no es únicamente cuánto puede ahorrar instalando una batería. La pregunta es cuánto valor puede generar esa batería combinando ahorro, flexibilidad e ingresos durante toda su vida útil. Las empresas que respondan a esa pregunta con previsiones fiables y un análisis conjunto de su consumo, su autoconsumo y los mercados estarán en mejor posición para reducir sus gastos en electricidad y rentabilizar su capacidad de adaptar el consumo.

Dimensionar y operar el almacenamiento: el papel de AleaStorage
Cuantificar el valor que aporta el almacenamiento de energía exige previsiones de precios horarios para toda la vida útil del activo, escenarios de spreads y volatilidad, y una estimación de la frecuencia con la que el sistema necesitará recursos de flexibilidad. AleaStorage, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en almacenamiento de energía, ayuda a los grandes consumidores a analizar el dimensionamiento y la operación óptimos de sus sistemas de almacenamiento, teniendo en cuenta sus perfiles de consumo y autoconsumo, la evolución de los mercados de energía y las distintas fuentes de ahorro e ingresos disponibles, incluida la participación en servicios de flexibilidad como el SRAD.