Junio de 2026 en el mercado eléctrico español: récord solar, precio medio al alza y más valor para la flexibilidad
Línea de producción automatizada del sector de la automoción con robots industriales y carrocerías. Imagen destacada del artículo de Konery sobre cómo las empresas pueden aprovechar su flexibilidad eléctrica mediante el SRAD.
El Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) es un mecanismo voluntario del sistema eléctrico peninsular que remunera a los consumidores capaces de reducir temporalmente su potencia cuando Red Eléctrica detecta una insuficiencia de reserva a subir. En 2026 se contrata mediante subastas semestrales, exige ofertas de al menos 1 MW —de forma individual o agregada— y contempla un preaviso mínimo de 12,5 minutos.
Para una industria, participar en el SRAD puede convertir la flexibilidad de determinados procesos en un ingreso adicional. Pero no basta con tener un consumo elevado: hay que identificar una reducción de potencia realista, mantenerla disponible durante las horas comprometidas, enviar telemedidas en tiempo real y responder correctamente si el operador activa el servicio.
La oportunidad, por tanto, no debe analizarse solo como un precio de subasta. Debe evaluarse conjuntamente con la producción, los mantenimientos, la estacionalidad del consumo, el coste de parar o desplazar cargas, las posibles penalizaciones y la tecnología necesaria para acreditar el cumplimiento.
Tabla de contenidos
Datos clave del SRAD en 2026
Condición | SRAD 2026 |
|---|---|
Ámbito | Sistema eléctrico peninsular español |
Participación | Voluntaria y retribuida |
Periodo de contratación | Hasta 6 meses; en 2026 hay dos subastas semestrales |
Oferta mínima | 1 MW, individual o mediante agregación |
Tiempo para reducir la potencia | Hasta 12,5 minutos desde la consigna |
Duración máxima | 2 horas consecutivas al día |
Frecuencia máxima ordinaria | Una activación diaria por proveedor, dentro de las franjas publicadas |
Pago por disponibilidad | Precio marginal de la subasta por MW asignado y hora de prestación |
Pago por activación | Retribución adicional al precio de la regulación terciaria correspondiente |
Potencia asignada en S2 2026 | 1.775 MW durante 2.358 horas |
Precio marginal en S2 2026 | 42,62 €/MW y hora de disponibilidad |
Los parámetros concretos de horas, fechas y potencia requerida se publican para cada convocatoria. Por eso, cualquier estimación económica debe utilizar la documentación de la subasta aplicable y no extrapolar automáticamente los resultados de un periodo anterior.
Fuentes: Red Eléctrica, resultados del segundo semestre de 2026 y P.O. 7.5 actualizado en el BOE.
Qué es el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda
El SRAD es un producto específico de balance diseñado para situaciones en las que el operador del sistema identifica una insuficiencia de reserva de regulación terciaria a subir. En lugar de solicitar únicamente más generación, Red Eléctrica puede pedir a los proveedores adjudicatarios que reduzcan su demanda y contribuyan así a recuperar el equilibrio del sistema.
Cuando se habla de reserva “a subir” desde el lado de la demanda, el resultado buscado es una reducción del consumo eléctrico. Si una instalación estaba consumiendo 5 MW y reduce de forma verificable su demanda hasta 4 MW, aporta 1 MW de respuesta activa durante el periodo en que mantiene esa bajada.
El servicio se puso en marcha en 2022 y ha ido evolucionando para acercarse al producto estándar europeo de regulación terciaria, conocido como mFRR. La revisión aplicable desde 2026 redujo el tiempo de activación de 15 a 12,5 minutos, limitó la entrega a un máximo de dos horas, abrió la agregación a instalaciones de menor tamaño y acortó la contratación a periodos máximos de seis meses.
No debe confundirse el SRAD con un corte de suministro involuntario. La empresa participa voluntariamente, presenta su capacidad en una subasta y conoce de antemano las condiciones operativas bajo las que podría recibir una orden de reducción.
Cómo funciona el SRAD paso a paso
La participación se organiza en seis fases: análisis de flexibilidad, habilitación, oferta, adjudicación, disponibilidad y posible activación. Cada fase afecta tanto al ingreso esperado como al riesgo operativo del proyecto.
1. Identificación de cargas flexibles
La empresa analiza qué consumos puede reducir, desplazar o sustituir durante un máximo de dos horas sin comprometer la seguridad, la calidad del producto ni la continuidad de los procesos críticos.
La flexibilidad debe expresarse en potencia, no solo en energía anual. Consumir muchos MWh al año no implica necesariamente poder bajar 1 MW en los periodos exigidos. Lo relevante es disponer de una diferencia estable entre el consumo previsto y el consumo que puede mantenerse durante una activación.
2. Definición de la potencia ofertable
La potencia candidata debe contrastarse con curvas de carga, calendarios de producción, paradas programadas, autoconsumo, almacenamiento y consumo mínimo esperado. Conviene aplicar un margen de seguridad: ofertar toda la reducción técnicamente posible puede aumentar el ingreso teórico, pero también el riesgo de incumplimiento.
3. Alta y habilitación
Según la guía de Red Eléctrica para S2 2026, la solicitud identifica al participante, la unidad con la que acudirá a la subasta, los CUPS de las instalaciones y su información estructural. Los adjudicatarios deben completar además las unidades de programación y físicas correspondientes, los códigos EIC y el intercambio de información en tiempo real.
La participación puede articularse a través de una comercializadora, de un consumidor directo en mercado o de su representante, según el modelo aplicable. Las responsabilidades, los costes y el reparto de la retribución deben quedar definidos contractualmente.
4. Presentación de ofertas y subasta
Los proveedores habilitados envían bloques de potencia y precio. El operador asigna las ofertas válidas conforme al procedimiento vigente y publica la potencia total adjudicada y el precio marginal resultante.
Ser habilitado no garantiza resultar adjudicatario. Tampoco existe un precio fijo permanente: cambia en cada convocatoria según el requerimiento, las ofertas presentadas y el algoritmo de asignación.
5. Prestación de la disponibilidad
Una vez adjudicada, la unidad debe mantener la potencia comprometida durante los periodos de prestación. La disponibilidad se verifica con la información de consumo y las telemedidas remitidas al operador del sistema.
La empresa cobra por estar preparada para reducir su demanda, aunque finalmente no se produzca una activación. Esta es la base económica principal del SRAD, pero está condicionada al cumplimiento de la disponibilidad comprometida.
6. Activación del servicio
Si Red Eléctrica activa el SRAD, envía una consigna de reducción. La unidad dispone de hasta 12,5 minutos para alcanzar la bajada asignada y debe mantenerla durante el tiempo solicitado, con un máximo de dos horas consecutivas al día.
La activación genera una liquidación adicional vinculada al precio de la regulación terciaria correspondiente a los periodos en que se presta el servicio.
SRAD 2026 para empresas: quién puede participar
Puede participar una empresa capaz de aportar una reducción de demanda medible, controlable y disponible dentro de las condiciones de la subasta. La oferta mínima sigue siendo de 1 MW en 2026, pero ese volumen puede alcanzarse con una instalación individual o mediante la agregación de varias instalaciones.
Modalidad | Condición principal | Caso típico |
|---|---|---|
Participación individual | La unidad de programación acredita al menos 1 MW de capacidad de oferta | Gran industria con una o varias cargas modulables |
Agregación | Varias instalaciones se combinan hasta alcanzar una oferta mínima de 1 MW | Empresas medianas con 100-500 kW de flexibilidad cada una |
Flexibilidad con almacenamiento | Una batería ayuda a reducir la demanda neta del punto de suministro | Planta con procesos rígidos y capacidad de descarga detrás del contador |
La normativa distingue entre el tamaño de las instalaciones o agrupaciones físicas y el tamaño de la oferta. Desde 2026, las instalaciones con potencia contratada igual o inferior a 1 MW pueden integrarse en una unidad física agregada cuya potencia contratada total sea de al menos 0,1 MW. Sin embargo, la unidad de programación que presta el SRAD debe acreditar al menos 1 MW de oferta.
La CNMC prevé que la granularidad de los bloques evolucione hacia 100 kW en 2027, una vez completados los desarrollos necesarios. Hasta que ese cambio sea efectivo, no debe interpretarse el umbral de 0,1 MW como una oferta individual directa de 100 kW en la subasta.
Qué consumos aportan flexibilidad útil
Una carga es útil para el SRAD cuando puede reducirse con rapidez, mantenerse modulada y volver a su régimen normal sin provocar un coste operativo superior al valor esperado del servicio. La decisión depende más del proceso que del sector.
Carga o recurso | Fuente de flexibilidad | Aspectos que deben revisarse |
|---|---|---|
Frío industrial | Inercia térmica y desplazamiento de compresores | Temperaturas límite, producto almacenado y recuperación posterior |
Bombeo | Parada temporal o cambio de horario | Nivel de depósitos, caudal mínimo y restricciones hidráulicas |
Aire comprimido | Gestión de compresores y almacenamiento neumático | Presión mínima, fugas y demanda simultánea |
Hornos o procesos térmicos | Inercia del proceso o modulación parcial | Calidad, seguridad, tiempos de reinicio y consumo de recuperación |
Climatización de grandes edificios | Preenfriamiento, precalentamiento o ajuste de consignas | Confort, ocupación e inercia del edificio |
Líneas de producción | Desplazamiento de lotes o parada coordinada | Cuellos de botella, mermas, personal y planificación |
Baterías detrás del contador | Descarga para reducir la demanda neta | Estado de carga, potencia, degradación y otros usos simultáneos |
El análisis debe realizarse con datos de medida, no solo mediante la potencia nominal de los equipos. Dos motores de 500 kW no aportan automáticamente 1 MW de flexibilidad si funcionan parcialmente, no coinciden en el tiempo o son imprescindibles para mantener la producción.
Una auditoría de flexibilidad puede apoyarse en la misma base de datos utilizada para la gestión del consumo eficiente: curvas cuarto-horarias, inventario de cargas, horarios, consignas, producción, mantenimientos y límites de operación.
Requisitos técnicos del SRAD 2026 para empresas
La prestación del SRAD exige capacidad operativa, medida y comunicaciones. Los detalles dependen de la configuración de cada unidad, pero una empresa debe revisar como mínimo los siguientes elementos.
Potencia reducible y consumo mínimo esperado
La capacidad ofertada debe ser compatible con el consumo mínimo previsto durante todas las horas comprometidas. Si la planta suele consumir 1,4 MW pero en determinados turnos baja a 0,8 MW, no puede asumir sin más una reducción firme de 1 MW durante esos periodos.
Telemedidas en tiempo real
Las instalaciones proveedoras deben remitir la información en tiempo real exigida por los procedimientos de operación. Para ello se requiere conexión a un centro de control habilitado y señales que permitan al operador verificar el estado y el cumplimiento del servicio.
Capacidad de recibir y ejecutar consignas
La organización debe recibir la señal de activación, transmitirla a la planta y ejecutar la reducción en menos de 12,5 minutos. La respuesta puede ser manual, automática o híbrida, pero debe ser fiable también fuera del horario administrativo.
Medición y línea base operativa
Es necesario distinguir qué parte de la bajada corresponde a la orden de activación y qué parte responde a la evolución normal del proceso. Por eso resultan esenciales la telemedida, la previsión del consumo y la trazabilidad de las maniobras.
Procedimientos internos
La planta necesita responsables, protocolos y criterios de escalado. Debe estar claro quién autoriza una reducción, qué cargas se modulan primero, cómo se comprueba la potencia alcanzada y cómo se recupera el proceso al finalizar.
Compatibilidades con otros servicios
La unidad proveedora del SRAD no puede participar simultáneamente en determinados servicios estándar de balance o en el proceso de solución de restricciones técnicas. Si una empresa utiliza baterías o flexibilidad en varios mercados, debe decidir cómo asigna cada recurso y evitar comprometer la misma capacidad dos veces.
Cuánto se cobra por participar en el SRAD
La retribución del SRAD tiene dos componentes diferentes: un pago por disponibilidad y otro por activación. Confundirlos conduce a estimaciones incorrectas y a comparaciones engañosas entre subastas.
Pago por disponibilidad
El ingreso bruto teórico por disponibilidad puede expresarse así:
Potencia adjudicada (MW) × horas de prestación × precio marginal (€/MW y hora)
Para el segundo semestre de 2026, Red Eléctrica publicó 2.358 horas de prestación y un precio marginal de 42,62 euros por cada MW asignado y hora. Por tanto, 1 MW adjudicado durante todo el periodo representa:
1 MW × 2.358 horas × 42,62 €/MW·h = 100.497,96 euros brutos
Este importe es una referencia teórica antes de ajustes por disponibilidad, penalizaciones, impuestos, costes de medida y comunicaciones o condiciones económicas del representante. No constituye una garantía de ingreso para cualquier empresa.
Una instalación con 500 kW de flexibilidad que participe dentro de una agregación podría representar, con un reparto estrictamente proporcional, unos 50.248,98 euros brutos de disponibilidad en S2 2026. El importe real dependerá del contrato de agregación, la potencia finalmente reconocida y el cumplimiento.
Pago por activación
Cuando el servicio se activa, la energía efectivamente reducida se retribuye al precio de la regulación terciaria correspondiente. Simplificando, el componente se relaciona con:
Energía activada y validada (MWh) × precio aplicable en los periodos de activación
No conviene sumar una cifra fija de activaciones al caso de negocio. El número, la duración y el precio de futuras órdenes no se conocen de antemano. La estimación financiera debe separar el ingreso relativamente previsible por disponibilidad del componente incierto asociado a la activación.
Resultados oficiales del SRAD en 2025 y 2026
Los resultados recientes muestran el crecimiento de la potencia adjudicada y, al mismo tiempo, la variación del precio entre convocatorias.
Periodo de prestación | Potencia asignada | Horas | Precio marginal | Disponibilidad bruta teórica por 1 MW |
|---|---|---|---|---|
2025 | 1.148 MW | 4.371 | 56,43 €/MW·h | 246.655,53 € |
Enero-junio 2026 | 1.725 MW | 2.279 | 65,00 €/MW·h | 148.135,00 € |
Julio-diciembre 2026 | 1.775 MW | 2.358 | 42,62 €/MW·h | 100.497,96 € |
Fuentes oficiales: resultado SRAD 2025, resultado S1 2026 y resultado S2 2026.
Las cifras de disponibilidad bruta por MW son cálculos propios de Konery realizados al multiplicar las horas oficiales de prestación por el precio marginal publicado. No incluyen penalizaciones, costes de participación ni condiciones contractuales.
Una empresa adjudicada con 1 MW durante ambos semestres de 2026 y plenamente disponible en todas las horas tendría una referencia bruta conjunta de 248.632,96 euros por disponibilidad. Es una suma aritmética de resultados oficiales, no una previsión para convocatorias futuras ni la liquidación neta de un participante concreto.
Estos datos también explican por qué no debe afirmarse simplemente que “el precio del SRAD en 2025 fue 246.656 €/MW”. Esa cifra corresponde aproximadamente a la retribución anual teórica por disponibilidad de 1 MW durante 4.371 horas; el precio marginal fue 56,43 €/MW y hora.
Cuántas veces se activa el SRAD
El pago por disponibilidad no significa que las activaciones sean imposibles. La empresa debe estar preparada para responder cada vez que resulte necesario dentro de las condiciones del servicio.
Red Eléctrica indicó que en 2025 no se produjo ninguna activación. El 28 de enero de 2026 sí aplicó el SRAD mediante dos activaciones consecutivas y escalonadas en las que intervinieron todos los proveedores. La información publicada el 28 de mayo de 2026 señalaba que esa había sido la única aplicación en lo que iba de año.
Este histórico ayuda a dimensionar el riesgo, pero no permite predecir el futuro. El operador activa el servicio cuando detecta una necesidad real de reserva a subir. Una empresa no debería ofertar una potencia que solo pueda reducir si confía en que nunca recibirá la orden.
¿Qué ocurre cuando se activa el SRAD?
Penalizaciones y riesgos de incumplimiento
El SRAD no es un ingreso pasivo sin obligaciones. La indisponibilidad y una respuesta insuficiente pueden reducir la liquidación, generar penalizaciones e iniciar un proceso de inhabilitación.
El procedimiento vigente contempla penalizaciones económicas cuando existe un incumplimiento sostenido de la disponibilidad en más del 10 % del periodo de prestación. También prevé que un incumplimiento continuado durante el 30 % del periodo, en más del 50 % de los periodos, pueda iniciar el proceso de inhabilitación, con posibilidad de justificar causas de fuerza mayor o corregir la situación en el plazo previsto.
Entre los riesgos que deben modelizarse se encuentran:
- Ofertar más potencia de la que la planta puede reducir con seguridad.
- No considerar vacaciones, mantenimientos o paradas estacionales.
- Comprometer una carga que ya presta otro servicio energético.
- Fallos de comunicación, telemedida o automatización.
- Desviaciones entre el consumo previsto y el consumo real.
- Costes de recuperación o pérdida de producción superiores al ingreso.
- Reparto contractual poco claro de penalizaciones dentro de una agregación.
La oferta óptima no suele ser la máxima reducción técnicamente imaginable. Es la potencia que la empresa puede sostener con una probabilidad alta de cumplimiento y un margen operativo compatible con su producción.
Cómo afecta el autoconsumo fotovoltaico
Una instalación con autoconsumo puede participar en el SRAD, pero debe distinguir entre demanda, generación y potencia neta intercambiada con la red. La activación no puede aparentar una reducción de consumo provocando en realidad una menor generación asociada o una modificación incompatible con las reglas del servicio.
Cuando existe generación o almacenamiento detrás del contador, deben identificarse esos recursos y habilitarse las señales necesarias. La guía de Red Eléctrica establece requisitos específicos de telemedida para instalaciones de autoconsumo, especialmente cuando la generación asociada supera 1 MW.
El análisis correcto requiere observar simultáneamente consumo de proceso, producción fotovoltaica, carga o descarga de baterías e intercambio con la red. De lo contrario, puede sobreestimarse la flexibilidad realmente atribuible a la demanda.
Puede una batería ayudar a participar
Una batería no es obligatoria para el SRAD, pero puede aportar flexibilidad cuando los procesos productivos no admiten una reducción directa suficiente. Al descargar detrás del contador, el almacenamiento disminuye la demanda neta de la instalación sin necesidad de parar determinadas cargas.
La conveniencia económica depende de la potencia y duración de la batería, su estado de carga, la degradación por ciclo y los demás usos previstos. Reservar capacidad para el SRAD puede impedir utilizarla simultáneamente en arbitraje, gestión de picos, autoconsumo u otros mercados.
Por eso, el almacenamiento debe optimizarse como una cartera de usos. En Konery abordamos la gestión y el almacenamiento energético teniendo en cuenta las curvas de consumo, la operación de la planta y las distintas fuentes potenciales de valor.
Checklist para saber si el SRAD 2026 encaja en tu empresa
Para determinar si el SRAD 2026 para empresas encaja en una instalación concreta, conviene evaluar la flexibilidad técnica, el coste operativo y la capacidad de mantener el servicio durante todos los periodos comprometidos:
Cómo puede ayudar Konery
El SRAD debe integrarse dentro de una estrategia energética más amplia. Una misma empresa puede estar optimizando su compra de electricidad, reduciendo consumos, instalando almacenamiento, gestionando autoconsumo o valorando su participación en mercados. Analizar cada decisión por separado puede llevar a comprometer dos veces el mismo recurso o a perder una opción más rentable.
Desde el área de mercados y consultoría energética, Konery puede estudiar las curvas de carga, identificar consumos modulables, estimar la potencia firme, comparar escenarios económicos y definir qué información técnica necesita la empresa para valorar su participación.
El resultado de ese análisis debe responder a tres preguntas: cuántos MW pueden ofrecerse con seguridad, cuál es el margen económico después de costes y riesgos, y qué modelo de participación resulta compatible con la operación de la planta.
Si quieres analizar el potencial de flexibilidad de una instalación industrial, puedes contactar con Konery para revisar el caso con datos reales de consumo y producción.
La flexibilidad debe valorarse como un activo operativo
El SRAD permite que una empresa deje de ser únicamente consumidora y aporte capacidad de balance al sistema eléctrico. Los resultados de 2026 demuestran que existe un volumen económico relevante, pero también que los precios cambian entre subastas y que la participación exige una respuesta técnica verificable.
La mejor candidatura no es necesariamente la planta que más consume. Es la que conoce con precisión sus cargas, puede reducir potencia en 12,5 minutos, mantiene esa reducción durante dos horas y ha calculado el valor de la flexibilidad después de considerar producción, tecnología, penalizaciones y recuperación.
Convertir esa capacidad en ingresos empieza por medirla bien.
