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Durante décadas, la relación entre la industria y el sistema eléctrico se ha planteado en una única dirección: la red suministraba electricidad y la fábrica la consumía. Sin embargo, la transición energética está transformando profundamente este modelo. En el nuevo sistema eléctrico, una instalación industrial puede ser mucho más que un gran consumidor: puede convertirse en un recurso capaz de ayudar a equilibrar la red, facilitar la integración de energías renovables y obtener un retorno económico por adaptar temporalmente su consumo.
La clave para conseguir esta cambio de paradigma energético del sector industrial tiene un nombre: flexibilidad de la demanda.
La flexibilidad de la demanda consiste en aumentar, reducir o desplazar el consumo eléctrico en respuesta a las necesidades del sistema, a las señales del mercado o a determinados incentivos económicos, siempre dentro de los límites técnicos y productivos de la instalación.
Una fábrica no necesita dejar de producir para ser flexible. En muchas ocasiones basta con modificar el momento en el que se realiza un proceso, ajustar durante unos minutos la potencia de determinados equipos, aprovechar la inercia térmica de una instalación, gestionar un sistema de almacenamiento o coordinar el consumo de varias líneas productivas.
La oportunidad resulta especialmente relevante para la industria intensiva en energía. Sus elevados consumos, la presencia de grandes equipos eléctricos, la disponibilidad de sistemas de control y la existencia de procesos térmicos, hidráulicos o electroquímicos hacen que determinadas plantas puedan ofrecer una capacidad de respuesta significativa.
La electrificación progresiva de la maquinaria y de los procesos productivos ampliará todavía más este potencial. El reto consiste en diseñar esa electrificación no solo para sustituir combustibles fósiles, sino también para que los nuevos activos eléctricos sean eficientes, controlables y capaces de interactuar con el sistema energético.
El funcionamiento del sistema eléctrico se apoya en una condición fundamental: en cada instante, la electricidad generada debe ser equivalente a la electricidad consumida, considerando también las pérdidas de transporte y distribución.
Cuando generación y demanda no coinciden, la frecuencia de la red se desvía de su valor de referencia. Un exceso de generación tiende a elevarla, mientras que un exceso de consumo provoca su descenso. Si estas desviaciones no se corrigen con rapidez, pueden activarse protecciones, desconectarse instalaciones e incluso producirse interrupciones de suministro.
Por esta razón, la operación del sistema se realiza de forma continua, durante las 24 horas del día. Red Eléctrica utiliza diferentes servicios de ajuste y balance para corregir los desvíos, resolver restricciones técnicas y garantizar que la energía llegue donde y cuando es necesaria.
Históricamente, buena parte de la estabilidad era proporcionada de manera inherente por las grandes centrales térmicas, nucleares e hidroeléctricas. Sus generadores síncronos contienen masas rotatorias de gran tamaño que dotan a la red de gran inercia. Ante una perturbación, esta inercia física se opone inicialmente al cambio de frecuencia y proporciona unos segundos esenciales para que actúen los sistemas de regulación.
La incorporación masiva de generación eólica y fotovoltaica está modificando esta dinámica. Estas instalaciones suelen conectarse a la red mediante convertidores electrónicos de potencia. A diferencia de un generador síncrono, un convertidor no aporta de forma natural la inercia asociada a una masa rotatoria directamente acoplada a la frecuencia de la red.
Esto no significa que las renovables no puedan contribuir a la estabilidad. Los convertidores avanzados, los sistemas de almacenamiento y las estrategias conocidas como grid-forming pueden proporcionar respuestas rápidas, inercia sintética y otras capacidades de soporte. Sin embargo, estas funciones tienen que diseñarse, controlarse y validarse expresamente: ya no aparecen de forma inherente por el simple hecho de conectar una máquina síncrona.
A este cambio tecnológico se suma la variabilidad de la generación renovable. La producción solar y eólica puede predecirse con creciente precisión, pero continúa dependiendo de las condiciones meteorológicas. Las diferencias entre las previsiones y la producción real deben compensarse mediante recursos capaces de aumentar o reducir rápidamente su potencia.
El sistema también tiene que gestionar nuevos flujos bidireccionales, generación distribuida, autoconsumo, almacenamiento, vehículos eléctricos, bombas de calor, electrolizadores y grandes demandas asociadas a la electrificación industrial. Además del equilibrio global entre generación y consumo, pueden aparecer congestiones en determinadas zonas de la red o problemas locales de tensión y capacidad.
Por tanto, el sistema eléctrico del futuro no necesita únicamente más generación renovable y más infraestructura, precisa también de recursos que puedan modificar su comportamiento de manera coordinada. Y una parte relevante de esos recursos puede encontrarse dentro de las instalaciones industriales.
La flexibilidad industrial puede materializarse mediante diferentes actuaciones. Una empresa puede reducir temporalmente su demanda, desplazar un consumo a otra franja horaria, aumentar su consumo cuando existe excedente de generación renovable, utilizar almacenamiento energético o modificar la operación de sus sistemas de generación y autoconsumo.
No todos los procesos ofrecen la misma capacidad. La primera tarea consiste en identificar qué consumos son realmente flexibles sin comprometer la productividad, la calidad del producto, la seguridad laboral, la vida útil de los equipos ni los compromisos de entrega.
Algunos de los activos con mayor potencial son:
A partir de estos activos, la industria puede participar en distintos mercados y servicios:
La primera forma de flexibilidad consiste en adaptar la planificación productiva a los precios horarios de la electricidad. La empresa puede trasladar determinados consumos desde periodos de precios elevados hacia horas en las que existe mayor disponibilidad renovable y precios más reducidos.
Esta optimización puede realizarse en el mercado diario, en los mercados intradiarios o mediante contratos de suministro con señales dinámicas. Aunque no se trata estrictamente de un servicio de ajuste prestado al operador, contribuye a que el consumo responda a las condiciones del sistema y puede reducir el coste energético de la planta.
Para hacerlo de forma sistemática es necesario integrar la planificación energética con la planificación de la producción. Un sistema de gestión energética puede combinar previsiones de precios, generación renovable, pedidos, restricciones operativas, almacenamiento y disponibilidad de maquinaria para determinar el programa de funcionamiento más favorable.
Los servicios de balance permiten corregir los desvíos entre generación y demanda y mantener la frecuencia dentro de los márgenes establecidos.
En el sistema peninsular español se encuentran, entre otros, la regulación secundaria o aFRR, de activación automática, y la regulación terciaria o mFRR, de activación manual. La regulación secundaria actúa automáticamente frente a desvíos y la terciaria permite recuperar el equilibrio y reponer la reserva utilizada.
Las instalaciones de generación, demanda y almacenamiento pueden convertirse en proveedoras de aFRR y mFRR cuando cumplen los requisitos técnicos y operativos. Red Eléctrica establece actualmente una capacidad mínima de oferta de 1 MW, que puede alcanzarse de forma individual o mediante la agregación de varias instalaciones. También se exige habilitación previa, telemedida en tiempo real, integración en un centro de control y superación de las correspondientes pruebas técnicas.
España dispone además del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda, conocido como SRAD. Se trata de un servicio voluntario y retribuido mediante el cual los consumidores se comprometen a reducir su consumo cuando el operador detecta una insuficiencia de reserva para mantener el equilibrio.
La retribución puede estar asociada tanto a la disponibilidad comprometida como a la energía efectivamente activada. Las revisiones recientes del servicio buscan aproximarlo al producto europeo mFRR, facilitar la agregación de instalaciones de menor tamaño y reducir las barreras de entrada para la demanda industrial.
El SRAD puede constituir una vía inicial para que una empresa adquiera experiencia en la prestación de servicios al sistema. No obstante, asumir un compromiso de disponibilidad requiere conocer con precisión qué potencia puede reducirse, durante cuánto tiempo, con qué velocidad y bajo qué condiciones productivas.
El equilibrio global entre generación y demanda no es el único requisito para el correcto funcionamiento del sistema eléctrico. Aunque exista suficiente energía en términos agregados, pueden producirse sobrecargas, problemas de tensión o limitaciones en determinados nudos y corredores de la red. Estas necesidades tienen un carácter local y temporal: dependen de dónde se encuentran la generación y los consumos, de la configuración de la red y de los límites operativos de sus activos.
Para resolver estas situaciones, el operador del sistema puede modificar los programas de generación, almacenamiento o demanda mediante el proceso de solución de restricciones técnicas. Desde 2024, los procedimientos de operación españoles contemplan expresamente la participación de instalaciones de demanda asociadas a una localización eléctrica específica y de sistemas de almacenamiento. Esto permite que una instalación industrial pueda aportar valor no solo por la cantidad de potencia que es capaz de modificar, sino también por encontrarse en un punto de la red en el que su respuesta resulte útil.
En el ámbito de las redes de distribución, el marco europeo impulsa la adquisición de servicios locales de flexibilidad procedentes de la generación distribuida, la respuesta de la demanda y el almacenamiento. Estos recursos pueden utilizarse para gestionar congestiones y tensiones y, cuando resulte económicamente eficiente, reducir o posponer determinadas inversiones de ampliación de red. Su implantación presenta todavía distintos grados de madurez en Europa y, en España, se está desarrollando mediante iniciativas regulatorias y proyectos piloto orientados a definir los futuros mercados y mecanismos de contratación.
Muchas instalaciones industriales no alcanzan individualmente la capacidad mínima exigida para participar en determinados servicios eléctricos o no disponen de los sistemas de medida, comunicación, control y operación de mercado necesarios. La agregación permite reunir y coordinar la capacidad de respuesta de diferentes consumidores, instalaciones de almacenamiento o activos de generación y presentarla conjuntamente en los mercados y servicios del sistema eléctrico.
Además de facilitar el acceso de instalaciones de menor tamaño, este modelo puede distribuir entre varios participantes determinados costes tecnológicos y administrativos, como los asociados a la telemedida, el centro de control, la habilitación técnica, la preparación de ofertas o la liquidación de los servicios. Una cartera formada por recursos con comportamientos complementarios también puede diversificar parcialmente el riesgo de que alguno de ellos no esté disponible, aunque el conjunto deberá seguir cumpliendo la potencia y las condiciones comprometidas frente al mercado.
Para una empresa industrial, trabajar con un agregador puede centralizar y simplificar parte de la operativa necesaria para participar en estos mecanismos. No obstante, antes de formalizar el contrato será necesario analizar la metodología de reparto de los ingresos, las comisiones, las responsabilidades y penalizaciones por incumplimiento, la determinación de la línea base de consumo, el tratamiento de los datos y el grado de capacidad operativa que se concede al agregador para activar o modular los recursos. También deberán establecerse límites claros que garanticen que la prestación del servicio no comprometa la seguridad, la calidad del producto ni la continuidad del proceso industrial.
El marco regulatorio español del agregador independiente ha avanzado significativamente con la aprobación del Real Decreto 88/2026, que regula sus derechos, obligaciones y relaciones contractuales con los consumidores. No obstante, su despliegue efectivo continúa ligado al desarrollo y adaptación de las reglas operativas de los diferentes mercados eléctricos.
La flexibilidad ha dejado de considerarse un complemento para convertirse en uno de los pilares del mercado eléctrico europeo. La reforma del diseño del mercado eléctrico de la Unión Europea entró en vigor el 16 de julio de 2024. Entre sus objetivos se encuentran:
El marco establece evaluaciones nacionales de necesidades de flexibilidad y permite definir objetivos y esquemas de apoyo específicos para recursos como la respuesta de la demanda y el almacenamiento.
En marzo de 2025, la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) remitió a la Comisión Europea una propuesta de código de red europeo sobre respuesta de la demanda. El texto busca facilitar el acceso al mercado de consumidores, almacenamiento y generación distribuida, simplificar la precalificación, armonizar la medición, mejorar la contratación de servicios por los operadores y reforzar la coordinación entre las redes de transporte y distribución.
En 2026, ACER publicó también orientaciones para que las autoridades nacionales identifiquen las barreras a la flexibilidad no fósil. Entre ellas figuran la ausencia de marcos adecuados para los agregadores, las restricciones para participar en servicios de balance y congestión, la falta de señales económicas y los procedimientos administrativos complejos. El objetivo es disponer de evaluaciones comparables y construir posteriormente una visión europea de las necesidades y barreras existentes.
Al mismo tiempo, los servicios nacionales de balance se están integrando progresivamente mediante plataformas europeas. España participa en los entornos IGCC, MARI y PICASSO para la compensación de desequilibrios y el intercambio de productos mFRR y aFRR.
La dirección es clara: mayor neutralidad tecnológica, participación conjunta de generación, almacenamiento y demanda, productos más estandarizados, agregación de recursos y coordinación entre mercados nacionales.
De manera esquemática, podemos sintetizar de la siguiente manera las ventajas y beneficios que aporta la flexibilidad de la demanda a las empresas industriales:
La participación en mecanismos de flexibilidad puede generar ingresos por diferentes conceptos: disponibilidad de potencia, activación de energía o prestación de servicios específicos. De esta manera, una capacidad operativa que antes permanecía sin monetizar puede convertirse en una nueva fuente de valor.
También puede reducir el coste energético. El desplazamiento de consumos permite aprovechar periodos con precios más bajos, minimizar puntas, optimizar la potencia contratada y aumentar el aprovechamiento del autoconsumo. Una gestión coordinada puede reducir vertidos de generación propia y mejorar la rentabilidad de baterías, almacenamiento térmico y otros activos energéticos.
La flexibilidad aporta además una visión más precisa del proceso productivo. Para identificarla es necesario medir consumos, modelar equipos, conocer restricciones y digitalizar la operación. Este conocimiento puede revelar ineficiencias, consumos improductivos, problemas de dimensionamiento o posibilidades de mejora que trascienden la participación en los mercados.
Otro beneficio es la resiliencia. Una planta con almacenamiento, control avanzado, generación distribuida y capacidad de priorizar cargas está mejor preparada para responder a precios extremos, limitaciones de potencia o incidencias de suministro.
Finalmente, la flexibilidad puede reforzar la estrategia ambiental y de descarbonización. Al trasladar el consumo hacia momentos de elevada producción renovable, la empresa facilita la integración de energía limpia y reduce la necesidad de recurrir a generación fósil para cubrir puntas.
No obstante, los ingresos no deben darse por garantizados. La rentabilidad depende de los precios, la frecuencia de activación, el coste de oportunidad productivo, la inversión en control y medida, las penalizaciones por incumplimiento y las condiciones del agregador. La decisión exige un análisis técnico-económico específico.
La electrificación industrial consiste en sustituir equipos alimentados directamente por gas natural, gasóleo u otros combustibles por tecnologías eléctricas. Incluye bombas de calor industriales, calderas eléctricas, calentamiento por resistencia o inducción, infrarrojos, microondas, radiofrecuencia, compresión mecánica de vapor y otras soluciones específicas para cada proceso.
Sus beneficios ambientales aumentan a medida que el sistema eléctrico incorpora más generación renovable. Además de reducir las emisiones directas, la electrificación elimina contaminantes locales asociados a la combustión y puede disminuir las necesidades de ventilación, mantenimiento y manipulación de combustibles.
La electrificación de los procesos productivos supondrá también un incremento de la demanda eléctrica industrial. Equipos y operaciones que hasta ahora dependían de combustibles fósiles pasarán a formar parte del sistema eléctrico, aumentando la potencia requerida por las plantas y modificando sus perfiles de consumo. Este crecimiento deberá integrarse de forma coordinada con la capacidad de las redes, la disponibilidad de generación renovable y las necesidades de equilibrio del sistema.
Algunos de estos nuevos consumos podrán, además, adaptar parcialmente su funcionamiento. Una caldera eléctrica combinada con almacenamiento térmico puede producir calor en determinados periodos y utilizarlo posteriormente. Una bomba de calor puede aprovechar la inercia térmica del proceso, mientras que un sistema híbrido puede alternar entre distintas fuentes de energía en función de las condiciones operativas, los precios o la disponibilidad eléctrica. No obstante, electrificar un proceso no implica automáticamente que este sea flexible: su capacidad de adaptación dependerá de las características técnicas y productivas de cada instalación.
La electrificación debe abordarse, ante todo, como una oportunidad para reducir emisiones, mejorar la eficiencia energética y modernizar los procesos productivos. El primer paso para las empresas consiste en analizar qué operaciones basadas actualmente en combustibles podrían realizarse mediante tecnologías eléctricas y en qué condiciones técnicas y económicas sería viable su sustitución.
Procesos térmicos, sistemas de secado, generación de vapor, bombeo, refrigeración o tratamientos específicos pueden presentar oportunidades que conviene evaluar individualmente. Incorporar esta reflexión a las decisiones de inversión permitirá avanzar hacia una industria más eficiente y descarbonizada y, al mismo tiempo, preparar las instalaciones para un sistema energético en el que la demanda eléctrica industrial tendrá un peso cada vez mayor.
El Instituto Tecnológico de Aragón puede acompañar a las empresas en la transición hacia un modelo energético más electrificado, digitalizado y conectado con las necesidades del sistema eléctrico. Este apoyo abarca tanto la evaluación y preparación para participar en mecanismos de flexibilidad y ajuste de red como el diseño, desarrollo y validación de soluciones de electrificación aplicadas a procesos productivos, maquinaria y nuevos productos.
La participación en mecanismos de flexibilidad y ajuste exige conocer con precisión cómo consume electricidad una instalación industrial y qué capacidad real tiene para modificar temporalmente su demanda sin comprometer la producción, la calidad del producto, la seguridad de las personas o la vida útil de los equipos.
El ITA puede realizar la caracterización de las cargas eléctricas de una planta mediante el análisis de sus perfiles de consumo, potencia, tiempos de respuesta, duración de las posibles actuaciones, restricciones productivas y efectos de recuperación posteriores. Este trabajo permite identificar qué equipos o instalaciones podrían aportar flexibilidad, en qué condiciones y con qué nivel de disponibilidad. A partir de esta caracterización puede evaluarse la compatibilidad de los activos industriales con los diferentes mecanismos.
Otro aspecto fundamental consiste en determinar si la instalación cumple los requisitos técnicos exigidos para participar. Cuando la instalación no dispone de estas capacidades, el ITA puede apoyar el diseño de las soluciones tecnológicas necesarias. Esto incluye la selección e integración de sistemas de medida, sensórica, automatización, comunicaciones industriales, plataformas de gestión energética y electrónica de potencia, así como la definición de la arquitectura digital que debe conectar los equipos productivos con los sistemas de supervisión y con los agentes responsables de la participación en el mercado eléctrico.
El acompañamiento puede completarse con una evaluación tecnoeconómica. De esta forma, la empresa puede tomar una decisión fundamentada sobre la conveniencia de participar, el mecanismo más adecuado y el modelo de relación más favorable con agregadores, comercializadores u otros agentes del sistema.
El ITA cuenta con experiencia en tecnologías eléctricas y en el diseño de soluciones de electrificación adaptadas a diferentes procesos industriales. Entre las alternativas se encuentran el calentamiento por inducción, microondas, resistencias eléctricas, infrarrojos, radiofrecuencia, bombas de calor, almacenamiento térmico, accionamientos eléctricos y soluciones híbridas que combinan distintas fuentes de energía.
El apoyo del ITA puede abarcar desde la selección de la tecnología más adecuada, el modelado energético y térmico, el diseño y dimensionamiento de equipos, hasta el desarrollo de prototipos, la definición de estrategias de control y la validación experimental.
La creciente electrificación de la industria y la incorporación masiva de generación renovable hacen que los convertidores electrónicos de potencia tengan un papel cada vez más relevante. Estos equipos actúan como interfaz entre la red y activos como sistemas de almacenamiento, generación fotovoltaica, aerogeneradores, motores, electrolizadores, cargadores o nuevas cargas industriales.
El ITA cuenta con experiencia en el diseño y desarrollo de convertidores de potencia y de sus sistemas de control, tanto para aplicaciones industriales como para la integración de recursos energéticos. Esta capacidad permite trabajar en convertidores que no se limiten a seguir las condiciones impuestas por la red, sino que puedan contribuir activamente a su funcionamiento y estabilidad.
Para desarrollar y validar estas soluciones, el ITA dispone del Laboratorio de Modelado y Emulación de Sistemas Eléctricos Zero Emisiones, una infraestructura eléctrica híbrida de más de 100 kVA. El laboratorio integra generación fotovoltaica y eólica, almacenamiento mediante baterías e hidrógeno, motores, electrolizadores, cargadores de vehículo eléctrico, convertidores electrónicos y sistemas capaces de reproducir diferentes patrones de generación y consumo. Puede operar conectado a la red o en modo isla y dispone también de un ramal de corriente continua.
Si tu empresa está valorando electrificar un proceso, desarrollar una nueva máquina o producto eléctrico, integrar convertidores con capacidades avanzadas o analizar su potencial para participar en mecanismos de flexibilidad y ajuste de red, ponte en contacto con el ITA para estudiar conjuntamente las alternativas y definir una hoja de ruta adaptada a sus necesidades:
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