La caldera de vapor que cobra por parar (y por arrancar)

Una caldera de vapor eléctrica no es solo un equipo de proceso: es un activo de flexibilidad conectado a la red. En España, un punto de suministro industrial que pueda ofertar al menos 1 MW de potencia gestionable —solo o agregado con otros consumos— puede participar en los mercados de balance y percibir ingresos por disponibilidad y por energía activada.

Por debajo de ese umbral no hay acceso directo al mercado, pero sí hay valor: la flexibilidad implícita (desplazar consumo a horas baratas) está disponible para cualquier caldera eléctrica sin habilitación alguna. Los órdenes de magnitud manejados por Energy Pool, agregador con el que Giconmes Ibérica colabora, se sitúan en torno a 247–249 k€/MW/año en SRAD, ≈ 410 k€/MW/año de banda en aFRR más ≈ 108 k€/MW/año de energía activada, y ≈ 59 k€/MW/año de energía en mFRR (hipótesis de disponibilidad durante todo el año; cifras orientativas).

Quien paga es el operador del sistema, que liquida con el agregador habilitado; este reparte los ingresos con la industria según contrato. Y se cobra sobre todo por estar disponible, no por el número de veces que se activa el servicio. Estos ingresos se suman al ahorro operativo de sustituir gas por electricidad y modifican de forma sustancial el caso de negocio de la electrificación del vapor.

De consumidor pasivo a activo de red

En 2024 publicamos una introducción a la flexibilidad eléctrica implícita y explícita aplicada a las calderas eléctricas. Dos años después, el contexto ha cambiado: el sistema eléctrico peninsular ha incrementado su necesidad de reservas rápidas, el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) ha pasado a subastarse de forma semestral y la industria dispone ya de referencias reales de precio sobre las que construir un caso de negocio.

La razón por la que una caldera de vapor eléctrica encaja tan bien en estos mecanismos es puramente física. Es una carga eléctrica de potencia elevada, controlable con precisión mediante modulación por SSR, capaz de pasar de plena carga a carga reducida —o de cero a plena carga— en segundos, sin ciclos de arranque, sin purgas de barrido y sin las restricciones térmicas de un quemador. Y, sobre todo, es una carga cuyo producto —el vapor— puede desacoplarse parcialmente del consumo eléctrico instantáneo mediante inercia térmica, acumulación y una configuración modular adecuada.

Los tres mercados relevantes para una caldera eléctrica

* Hipótesis de disponibilidad durante la totalidad del año. Cifras facilitadas por Energy Pool a efectos de referencia preliminar; no constituyen una previsión de ingresos ni un compromiso de retribución.

Tres matices son esenciales para interpretar esta tabla correctamente:

• El aFRR valoriza flexibilidad al alza y a la baja. Es decir, remunera tanto la capacidad de reducir consumo como la de aumentarlo. Para una caldera eléctrica que no opera de forma continua a plena carga, esto abre una vía de ingresos que el resto de mecanismos no ofrece.
• El SRAD está orientado a la reducción de consumo. Se activa de forma puntual, con una duración máxima de dos horas, una única activación diaria por proveedor y un preaviso mínimo de 12,5 minutos. Su precio se fija en subasta y varía entre periodos: en 2026 el precio marginal de disponibilidad se adjudicó a 65 €/MW y hora para el primer semestre y a 42,62 €/MW y hora para el segundo. La retribución real depende, por tanto, del resultado de cada subasta.
• El mFRR no remunera la disponibilidad, solo la energía efectivamente activada. Es un complemento, no la base de un caso de negocio.

La idoneidad de uno u otro mecanismo depende de la configuración concreta de la instalación y de las limitaciones operativas del proceso industrial. No existe una respuesta genérica: existe un análisis técnico.

Qué hace que una caldera sea «apta para mercado»

Aquí está el punto que, en nuestra experiencia, marca la diferencia entre un proyecto que puede valorizar su flexibilidad y otro que no: la flexibilidad se diseña, no se añade después.

Los elementos que determinan la aptitud de una instalación son:

• Configuración modular. Tres generadores NGV-60180 en paralelo no equivalen a un único equipo de la misma potencia total. La modularidad permite ofrecer escalones de potencia bien definidos, mantener el suministro de vapor durante una activación y conservar redundancia frente a mantenimiento. Es, además, el argumento habitual a favor de la escalabilidad por fases.
• Control modulante real. La regulación por SSR permite seguir una consigna de potencia de forma continua, no en escalones bruscos. Esto es condición necesaria para el seguimiento de la señal del regulador maestro en aFRR.
• Margen de dimensionado. Un generador operando permanentemente al límite de su capacidad no tiene flexibilidad al alza y controla mal la presión.
• Dimensionar con holgura —trabajar en torno al 40–60 % de la capacidad nominal— no es sobrecoste: es la condición que habilita la modulación fina y, con ella, el acceso al mercado.
• Desacoplo térmico. Depósitos de acumulación, recuperación de condensados y, en su caso, almacenamiento térmico permiten que una reducción temporal de consumo eléctrico no se traduzca en una pérdida de vapor para el proceso. Es el mecanismo que hace que la flexibilidad sea invisible para producción.
• Comunicación y medida. Nuestros equipos se controlan mediante PLC Siemens S7-1200 y pueden integrarse a través de una caja de conexiones que expone las señales relevantes al PLC del cliente o a la plataforma del agregador. Sin medida en tiempo real y control automático verificable, no hay habilitación posible.

El papel del agregador

La participación en los mercados de balance exige un proceso de habilitación como proveedor de servicios de balance y, en la práctica, se canaliza a través de un agregador o de una comercializadora que opere en el mercado. Es el agregador quien aporta la plataforma software/hardware que traduce la señal del operador del sistema en una consigna sobre el activo, quien gestiona las ofertas y quien asume la liquidación.

Giconmes Ibérica colabora con Energy Pool, agregador que trabaja habitualmente con fabricantes e integradores de distintas tecnologías de flexibilidad —BESS, almacenamiento térmico (TESS) y calderas eléctricas, entre otras—. El esquema de colaboración tiene dos fases: primero, el estudio de viabilidad de la participación de la caldera y del punto de suministro en los distintos mercados; después, la operación efectiva del activo a través de su plataforma.

¿Quién paga, y cómo llega ese dinero a mi empresa?

Esta es la pregunta que importa. La respuesta, en la práctica, es la siguiente.

• Quién paga: el operador del sistema. Red Eléctrica retribuye los servicios de balance con cargo al sistema eléctrico. No es una subvención ni una ayuda: es la compra de un servicio —disponibilidad de potencia— que hasta ahora prestaban casi en exclusiva las centrales de generación.
• A quién paga: al proveedor habilitado. El operador del sistema no liquida con cada fábrica individualmente. Liquida con el proveedor de servicios de balance habilitado, que en el caso de la demanda industrial es el agregador o la comercializadora. Esa entidad es la que oferta en las subastas, la que responde ante el operador y la que recibe el cobro.
• Cómo llega a la industria: por contrato con el agregador. El agregador reparte con el cliente los ingresos obtenidos, en las condiciones que se pacten. Ese reparto —porcentaje, mínimo garantizado, tratamiento de las penalizaciones por incumplimiento de una activación— es el punto que hay que negociar con detalle, y conviene hacerlo antes de firmar. El cobro se materializa como pago periódico del agregador o como abono en la factura eléctrica, según el esquema contractual.

Punto clave: se cobra por estar disponible, no por parar. En SRAD y en la banda de aFRR, el grueso de la retribución es el pago por disponibilidad. Se cobra por comprometerse a responder, se produzca o no la activación. En 2026 el SRAD solo se ha activado una vez. La energía activada es, en ambos casos, un ingreso secundario.

El recorrido completo, paso a paso

1. Estudio de viabilidad. Con la curva de consumo del punto de suministro y las restricciones del proceso de vapor, el agregador determina cuánta potencia es realmente ofertable y en qué mercado. Sin coste para el cliente.
2. Diseño del activo. Aquí interviene Giconmes: configuración modular, control modulante, margen de dimensionado y acumulación térmica suficiente para que la activación no llegue al proceso. Si la caldera ya está instalada y no se diseñó con este criterio, el margen ofertable será menor.
3. Habilitación. Instalación de la plataforma del agregador, telemedida en tiempo real, integración con el PLC de la caldera y superación de las pruebas correspondientes ante el operador del sistema.
4. Ofertas y adjudicación. El agregador presenta las ofertas en la subasta correspondiente. Si resulta adjudicatario, el compromiso de disponibilidad queda activo durante el periodo contratado.
5. Operación. Cuando el operador del sistema lo requiere, la señal llega a la plataforma del agregador, que actúa automáticamente sobre la consigna de la caldera. La potencia eléctrica baja (o sube). El proceso sigue recibiendo vapor gracias a la inercia y a la acumulación.
6. Liquidación. El operador del sistema liquida con el agregador; el agregador liquida con la industria según el contrato.

Un ejemplo concreto

Una planta alimentaria sustituye una caldera de gas de 2 t/h por una solución eléctrica de 1,5 MW en configuración modular, con acumulación de vapor y recuperación de condensados. El proceso es variable y rara vez exige todos los módulos a plena carga de forma simultánea.

La potencia instalada es de 1,5 MW. La potencia comprometible ante el operador del sistema —la que la planta puede garantizar que va a reducir cuando se lo pidan, sin detener producción— es menor: supongamos 1 MW. Esa es la cifra sobre la que se cobra la disponibilidad, no la potencia instalada ni la contratada.
Con la acumulación correctamente dimensionada, una activación de SRAD (máximo dos horas, con 12,5 minutos de preaviso) se absorbe sin que producción note nada: el vapor sigue saliendo del acumulador mientras la potencia eléctrica cae.

¿Y si mi instalación no llega al megavatio? Es el caso de la mayoría de equipos de la gama NGV. Aquí hay dos caminos:

• Flexibilidad implícita, disponible desde el primer día y sin habilitación alguna. El control desplaza la generación de vapor y la carga de la acumulación hacia las horas de precio bajo. No hay un tercero que pague: el beneficio es, directamente, una factura eléctrica menor. Cualquier caldera eléctrica, de cualquier potencia, puede hacer esto.
• Agregación. El umbral de 1 MW se refiere a la capacidad de oferta, que puede alcanzarse sumando la caldera a otros consumos gestionables de la propia planta (frío industrial, compresores, bombeo, baterías) o agregándose con otras plantas a través del mismo agregador. Una caldera de 400 kW no es un proyecto de mercado por sí sola; sí puede serlo dentro de una cartera de flexibilidad.

De ahí la conclusión que conviene interiorizar: no se cobra por tener una caldera de 1 MW; se cobra por la potencia que se puede comprometer de forma fiable ante el operador del sistema. Y esa potencia comprometible es, casi siempre, una decisión de diseño.

Por qué esto cambia el caso de negocio

Cuando se evalúa la sustitución de una caldera de gas por una eléctrica, el análisis convencional compara CAPEX, precio del combustible frente a precio de la electricidad y coste evitado de derechos de emisión. Ese análisis, en muchos casos, es ajustado.

Incorporar los ingresos de los mercados de flexibilidad cambia la ecuación. Sobre una caldera de 1 MW eléctrico, unos ingresos por flexibilidad del orden de las cifras anteriores pueden representar una fracción muy significativa del coste anual de operación, y hacerlo además de forma compatible con otras vías de financiación: subvenciones a la descarbonización industrial y Certificados de Ahorro Energético (CAE) bajo el RD 36/2023.

La recomendación es una sola, y es la que nos traslada también nuestro socio: incorporar la estrategia de participación en mercados de flexibilidad desde las fases iniciales del proyecto. Hacerlo permite dimensionar y certificar el activo para el mercado más favorable, e identificar la flexibilidad inherente al proceso industrial sin perjuicio para la producción. Intentar añadirla sobre una instalación ya construida y ajustada al mínimo suele significar dejar la mayor parte del valor sobre la mesa.

Preguntas frecuentes

¿Quién me paga por la flexibilidad de mi caldera?

El operador del sistema (Red Eléctrica) retribuye el servicio de balance, pero lo liquida con el proveedor habilitado —el agregador o la comercializadora—, que a su vez reparte los ingresos con la industria según lo pactado en contrato. El cobro puede materializarse como pago periódico o como abono en la factura eléctrica.

¿Cobro aunque nunca me llamen para reducir consumo?

Sí. En SRAD y en la banda de aFRR el grueso de la retribución es el pago por disponibilidad: se cobra por estar comprometido, no por el número de activaciones. La energía activada se remunera aparte y suele ser un ingreso menor.

¿Qué potencia mínima necesito para participar?

1 MW de capacidad de oferta, de forma individual o agregada junto a otros consumidores a través de una comercializadora o agregador. Una instalación de menor potencia puede participar si se agrega con otras.

¿Participar en flexibilidad interrumpe mi producción?

No debería. Una instalación bien diseñada absorbe la activación mediante inercia térmica, acumulación y modularidad. La flexibilidad que se oferta al mercado es aquella que el proceso puede ceder sin impacto; identificarla es precisamente el objeto del estudio de viabilidad previo.

¿Puede una caldera eléctrica prestar reserva secundaria (aFRR)?

Sí. Las calderas eléctricas se adaptan bien a los requerimientos de aFRR por su capacidad de respuesta automática y su control modulante. La habilitación exige superar las pruebas correspondientes y disponer de la infraestructura de medida y control adecuada.

¿Los ingresos indicados están garantizados?

No. Son órdenes de magnitud basados en datos de 2025 y en las subastas de 2026, útiles como referencia preliminar. Los precios de disponibilidad se fijan en subasta y varían entre periodos. Cualquier valoración rigurosa requiere analizar los datos técnicos del emplazamiento.

¿Qué necesito para empezar?

La curva de consumo del punto de suministro, la potencia contratada, las características del proceso de vapor y sus márgenes operativos. Con esos datos puede realizarse una primera valoración de la flexibilidad disponible y del mercado más adecuado.