La demand side response (DSR), o respuesta de la demanda, es un cambio deliberado en el consumo eléctrico de una instalación, a la baja o al alza, cuando el sistema eléctrico lo pide, a cambio de una retribución o de una factura más baja. Un almacén frigorífico que detiene sus compresores durante una hora en la punta de la tarde, una fábrica que traslada un lote a la noche, una caldera eléctrica que calienta más cuando la producción eólica es alta o una batería que se descarga detrás del contador son todos ejemplos de demand side response.
El valor está en el lado de la red. Reducir el consumo en el momento adecuado le presta al operador del sistema el mismo servicio que arrancar una central, y evita refuerzos de red allí donde un cable o un transformador está cerca de su límite. La instalación cobra por estar disponible, por la energía que realmente entregó o por ambas cosas, y la prueba son los datos de medida en su punto de conexión.
Demand side response, respuesta de la demanda y gestión de la demanda
Los términos se solapan, y las búsquedas usan todos ellos.
| Término | Qué abarca | Dónde se usa |
|---|---|---|
| Demand side response (DSR) | Un cambio de consumo durante un periodo concreto, provocado por una señal, un precio o una instrucción | Gran Bretaña e Irlanda |
| Respuesta de la demanda (demand response, DR) | Lo mismo | Legislación de la UE, Norteamérica, Australia |
| Flexibilidad de la demanda (demand side flexibility) | La DSR más la generación y el almacenamiento detrás del contador, a la baja y al alza | Término actual de NESO en Gran Bretaña |
| Gestión de la demanda (demand side management, DSM) | Cualquier medida que cambie el nivel o la forma de la demanda, incluida la eficiencia permanente y el diseño tarifario | Comercializadoras y documentos de política energética |
| Reducción de picos (peak shaving) | Reducir la demanda máxima propia de la instalación para rebajar un término de potencia o de capacidad | Gestión energética de la instalación |
La definición de la UE, en el artículo 2, punto 20, de la Directiva (UE) 2019/944 sobre el mercado interior de la electricidad, es en esencia: un cambio en la carga de electricidad de los clientes finales respecto de sus patrones de consumo normales o actuales en respuesta a señales del mercado, incluidos precios variables en el tiempo o pagos de incentivos, o mediante la aceptación de su oferta de vender una reducción o un aumento de la demanda en un mercado organizado, de forma individual o mediante agregación.
La reducción de picos y la demand side response usan los mismos equipos pero responden a señales distintas. La reducción de picos responde a la factura de la instalación: recorta el intervalo más alto del mes. La demand side response responde a la red: el consumo cambia cuando un tercero lo solicita, coincida o no ese momento con la punta propia de la instalación. La guía de reducción de picos y desplazamiento de carga calcula el caso desde el lado de la instalación.
Cómo funciona la demand side response
Todos los servicios de DSR siguen el mismo ciclo, sea quien sea su operador.
- Registrarse y precalificarse. La instalación, normalmente a través de un agregador, registra una unidad en el servicio, acredita los contadores y la cadena de control y supera la prueba que exija el servicio.
- Declarar la disponibilidad. La unidad declara u oferta cuánto puede cambiar y cuándo. Algunos servicios pagan esta disponibilidad por sí sola.
- Recibir la señal. Una instrucción, una aceptación del mercado, un precio o una medida local de frecuencia activa el evento.
- Cambiar la carga. El controlador de la instalación desconecta, desplaza o añade carga, o utiliza generación o almacenamiento, dentro de los límites del proceso.
- Medir la entrega. Los datos de medida por intervalos en el punto de conexión se comparan con una línea base, la estimación de lo que la instalación habría consumido sin el evento.
- Liquidar. El servicio paga la disponibilidad y la entrega medida, y aplica la penalización que corresponda por entrega insuficiente.
Las instalaciones rara vez tratan directamente con el operador del sistema. Un agregador, también llamado proveedor de respuesta de la demanda u operador de una central eléctrica virtual, agrupa muchas instalaciones en una unidad que alcanza el tamaño mínimo del servicio, la registra, la oferta y reparte los ingresos. El papel de la instalación es la parte física: una carga que pueda cambiar con seguridad, una cadena de control que funcione y una medida que demuestre lo ocurrido.
Cómo se retribuye la DSR en Gran Bretaña
Gran Bretaña ofrece varias vías, y un mismo activo puede usar a menudo más de una, siempre que los servicios permitan combinarlas y la misma respuesta no se venda dos veces.
| Vía | Quién compra | Cómo paga | Qué debe demostrar la instalación |
|---|---|---|---|
| Capacity Market (unidad DSR) | Mecanismo público, con NESO como Delivery Body | Disponibilidad, por kW de capacidad firme y año | Una prueba DSR antes del año de entrega y, después, entrega en los eventos de tensión del sistema |
| Balancing Mechanism mediante una Virtual Lead Party | NESO | Ofertas a subir y a bajar aceptadas, por MWh | Notificaciones físicas, parámetros dinámicos y medida operativa |
| Demand Flexibility Service | NESO | Por MWh entregado frente a una línea base | Datos de medida semihorarios de cada punto de suministro |
| Servicios de flexibilidad de las distribuidoras | La distribuidora local | Disponibilidad, activación o ambas, según el producto | Respuesta en el lugar y el momento adecuados, medida en la instalación |
| Regulación de frecuencia (DC, DM, DR, FFR estática) | NESO | Disponibilidad, por MW y hora | Respuesta automática rápida y datos de rendimiento de alta resolución |
| Servicios de reserva | NESO | Disponibilidad y activación | Respuesta dentro del plazo de aviso del servicio |
| Peajes de red y precios de energía por periodos | La propia factura de la instalación | Coste evitado | Menos consumo en los periodos caros |
Capacity Market. El Capacity Market paga por capacidad fiable disponible en un año de entrega que empieza el 1 de octubre, contratada con cuatro años (T-4) y un año (T-1) de antelación. Una unidad DSR del Capacity Market cobra por kW de capacidad firme (de-rated) y debe reducir su demanda cuando NESO declara un evento de tensión del sistema. Una unidad DSR nueva puede precalificarse sin haberse probado, pero debe superar una prueba DSR antes del año de entrega.
Balancing Mechanism. Los agregadores independientes pueden participar en el Balancing Mechanism como Virtual Lead Party sin licencia de comercialización. Esta figura se creó con la modificación P344 del Balancing and Settlement Code, aprobada por Ofgem en 2018. La modificación P444, aprobada por Ofgem en abril de 2025, añadió una compensación para la comercializadora cuyo cliente ve su demanda desplazada por el agregador. Una unidad del Balancing Mechanism necesita medida operativa y debe seguir el despacho ofertado dentro de sus parámetros declarados.
Demand Flexibility Service. El Demand Flexibility Service (DFS) de NESO comenzó en el invierno 2022/23. Desde el 27 de noviembre de 2024 funciona todo el año como herramienta de margen activada por orden de mérito, y desde el 9 de abril de 2026 admite unidades a partir de 0,1 MW, incluye subida y bajada de consumo, contrata por zonas y ofrece como opción una línea base autodeclarada. Desde el 7 de octubre de 2026 NESO también lo usa para la gestión de restricciones que antes compraba a través del Local Constraint Market. La entrega se mide frente a una línea base construida con datos de medida semihorarios; la guía de líneas base desarrolla el método por defecto.
Flexibilidad de la red de distribución. Las distribuidoras compran flexibilidad local para mantener líneas y subestaciones dentro de sus límites, como alternativa al refuerzo. Los productos están normalizados por el programa Open Networks de la Energy Networks Association y pagan disponibilidad, activación o ambas. La ubicación importa: solo una instalación situada aguas abajo de la parte congestionada de la red puede prestar el servicio.
Regulación de frecuencia. Los servicios dinámicos responden automáticamente a la frecuencia local: DC y DM entregan la potencia completa en 1 s, DR en 10 s. Encajan mucho mejor con baterías que con la mayoría de las cargas; la guía de respuesta dinámica trata las curvas, el presupuesto de latencia y las pruebas a 20 Hz. La respuesta estática, que conmuta un bloque de carga en un umbral de frecuencia, es la vía abierta a la demanda flexible.
Peajes de red y precios de energía. Una instalación con liquidación semihoraria paga peajes de uso de la red de distribución (DUoS) que varían por franja horaria; la franja roja suele cubrir la punta de la tarde en días laborables, en los horarios que cada distribuidora fija en su declaración de tarifas. Sacar consumo de la franja roja reduce la factura sin ningún contrato de servicio. Las Triads son las tres medias horas de mayor demanda invernal en la red de transporte. Desde abril de 2023 el transmission demand residual es un importe fijo por banda de instalación (decisión de Ofgem CMP343). Solo el cargo locacional, más pequeño, se sigue facturando sobre la demanda en las Triads, así que evitarlas vale mucho menos que antes.
La demand side response en Irlanda
En el Single Electricity Market de toda la isla, la vía principal es la Demand Side Unit (DSU): uno o varios Individual Demand Sites a los que EirGrid o SONI pueden ordenar reducir demanda, registrados ante el operador del sistema de transporte y SEMO. Una DSU con certificado operativo debe pujar en la subasta de capacidad, puede contratar DS3 System Services y se despacha en el mercado de energía. Según las indicaciones publicadas por EirGrid, una DSU necesita al menos 4 MW, y una instalación de más de 10 MW puede ser una DSU independiente pero no puede agregarse con otras. La guía de las DSU irlandesas cubre el registro, las pruebas, las señales en tiempo real y las pruebas de rendimiento.
La demand side response en la UE
El artículo 17 de la Directiva (UE) 2019/944 obliga a los Estados miembros a permitir que los clientes finales, incluidos los que ofrecen respuesta de la demanda mediante agregación, participen en todos los mercados de electricidad junto a los generadores, sin discriminación. También permite a los agregadores independientes entrar en el mercado sin el consentimiento de la comercializadora del cliente. Cada país lo ha aplicado a su manera:
- España: agregación independiente y respuesta activa de la demanda y la verificación del SRAD;
- Francia: la flexibilidad de la demanda NEBCO, sucesora del mecanismo NEBEF;
- Italia: TIDE y las unidades UVA;
- Alemania: el artículo 14a de la EnWG, que permite a la distribuidora limitar consumidores gestionables como bombas de calor y puntos de recarga a cambio de un peaje de red reducido.
La reforma del diseño del mercado eléctrico de 2024, el Reglamento (UE) 2024/1747, añadió un producto de reducción de picos. Solo se aplica después de que el Consejo declare una crisis regional o de toda la Unión de los precios de la electricidad: los Estados miembros pueden entonces pedir a los gestores de red que compren reducciones de demanda en las horas punta. ACER concluyó el 10 de julio de 2025 que introducir estos productos en condiciones normales de mercado haría más daño que bien, de modo que fuera de una crisis declarada los mercados existentes siguen siendo la vía para la respuesta de la demanda.
Qué cargas pueden participar
Una carga sirve para la demand side response cuando puede cambiar rápido, mantener el cambio tanto como exija el servicio y recuperarse sin perjudicar al proceso. Lo que lo hace posible es la energía almacenada: inercia térmica, un depósito de agua caliente, un embalse, una batería o un almacén intermedio de producción.
| Activo | Respuesta | Duración limitada por | Efecto rebote tras el evento |
|---|---|---|---|
| Refrigeración y almacenes frigoríficos | Minutos, parando compresores | Temperatura límite del producto | Alto: los compresores recuperan la temperatura |
| Climatización de edificios | Minutos, cambiando consignas o ciclando equipos | Límites de confort y ocupación | Moderado a alto |
| Calderas eléctricas y calor con depósito de acumulación | Segundos a minutos | Temperatura del depósito | Depende del depósito; subir consumo suele ser el mejor servicio |
| Bombas con capacidad de embalse o depósito | Minutos | Nivel del embalse | El bombeo se aplaza |
| Cargas de proceso con almacén intermedio (trituradoras, mezcladoras, procesos por lotes) | Minutos, replanificando | Plan de producción | La producción se aplaza |
| Baterías | Menos de un segundo | Estado de carga | Recarga, que hay que programar |
| Recarga de vehículos eléctricos | Segundos, mediante perfiles de carga | Horas de salida de los conductores | Recarga aplazada |
| Grupos electrógenos in situ | Minutos | Combustible, horas de funcionamiento y permisos de emisiones | Ninguno en la carga |
Compruebe dos límites antes de ofrecer un activo. El primero es la seguridad y el proceso: enclavamientos, tiempos mínimos de marcha y de parada y límites del producto deben quedarse en el control local, como explica la guía de control local y enclavamientos. El segundo es el permiso: los grupos electrógenos usados para DSR están sujetos a normas de emisiones, y un grupo de respaldo autorizado solo para emergencias o pruebas no puede ofrecerse como flexibilidad sin el permiso adecuado.
Ejemplo práctico: un almacén frigorífico reduce 300 kW durante dos horas
Un almacén frigorífico con una demanda habitual de tarde de unos 900 kW compromete 300 kW de reducción para un evento de dos horas, medido en intervalos de 30 minutos. Los compresores se detienen por etapas y la temperatura del producto sube despacio durante el evento, así que el último intervalo entrega menos. Tras el evento, los compresores trabajan más para volver a bajar la temperatura. El límite del producto decide cuánto tiempo puede aguantar el almacén: los alimentos ultracongelados deben mantenerse a −18 °C o menos, y los refrigerados al límite que fije cada país. La guía de temperaturas de conservación de alimentos recoge esos límites, y la guía de ubicación de sondas explica cómo medir el producto y no el aire.
| Intervalo | Línea base | Medido | Reducción | Energía |
|---|---|---|---|---|
| Evento 1 | 900 kW | 600 kW | 300 kW | 150 kWh |
| Evento 2 | 900 kW | 610 kW | 290 kW | 145 kWh |
| Evento 3 | 900 kW | 620 kW | 280 kW | 140 kWh |
| Evento 4 | 900 kW | 640 kW | 260 kW | 130 kWh |
| Total del evento | 565 kWh | |||
| Después 1 | 900 kW | 1.050 kW | -150 kW | -75 kWh |
| Después 2 | 900 kW | 960 kW | -60 kW | -30 kWh |
| Total del rebote | -105 kWh |
El compromiso era de 300 kW durante 2 horas, es decir, 600 kWh. La instalación entregó 565 kWh, una media de 282,5 kW, el 94,2 % del compromiso. El rebote recuperó 105 kWh en la hora siguiente, así que la energía neta sacada del periodo del evento fue de 460 kWh, y la demanda llegó a 1.050 kW justo después del evento, 150 kW por encima de su nivel habitual.
La retribución se deriva de estas cifras y de las reglas del servicio. Con precios puramente ilustrativos, no de mercado, de 10 £ por MW y hora por disponibilidad durante una ventana de cuatro horas y 200 £ por MWh por activación:
- disponibilidad: 0,3 MW × 4 h × 10 £/MW/h = 12 £, antes de cualquier factor de rendimiento;
- activación: 0,565 MWh × 200 £/MWh = 113 £.
Muchos servicios reducen el pago cuando la entrega no alcanza el compromiso, y algunos no tienen en cuenta el exceso. Que el rebote cuente depende del servicio: una medida limitada al evento lo ignora, pero si cae en el intervalo de punta propio de la instalación o en una franja roja, le cuesta dinero que el pago del evento tiene que cubrir. De ahí salen dos lecciones. Comprometa lo que la instalación puede mantener hasta el último intervalo, aquí unos 260 kW en lugar de 300 kW. Y controle la recuperación: volver a conectar los compresores de forma escalonada durante una hora mantendría el rebote por debajo de la punta habitual.
Qué necesita una instalación: medida y pruebas
Medida en la frontera. El servicio mide el cambio en una frontera definida, normalmente la conexión de la instalación o el contador de facturación. Cualquier otra carga detrás de esa frontera aparece en el resultado: una cocina o una línea de producción que arranca durante el evento oculta parte de la respuesta. Una submedida separada del activo flexible muestra lo que hizo, aunque la cifra de la frontera esté perturbada.
Resolución de intervalos. Gran Bretaña liquida en periodos de 30 minutos, y la directriz europea sobre balance exige un periodo de liquidación de desvíos de 15 minutos. Un contador en la frontera que registre a esos intervalos es el mínimo. Los servicios más rápidos piden más: la regulación de frecuencia se evalúa con datos a 20 Hz. Use la calculadora de demanda por intervalo para pasar la energía de un intervalo de contador a kW medios.
Una línea base comprobable. El pago depende de la línea base, así que conserve historial suficiente en los mismos datos de medida para reproducirla. La línea base por defecto de un programa puede infravalorar la entrega de una instalación cuya carga varía con el clima o la producción.
Un registro de la cadena de control. Registre la instrucción, su hora de llegada, la acción ejecutada y el estado del activo con el mismo reloj que los datos de medida. Cuando la entrega se queda corta, ese registro muestra si la causa fue la señal, el controlador, el activo o la línea base.
Un estado seguro ante la pérdida del enlace. Si la instalación pierde el contacto con el agregador durante un evento, debe devolver las cargas a tiempo. El final del evento no puede depender de que llegue un mensaje.
La guía de respuesta de la demanda automatizada trata en detalle las señales, el lazo de control y las comprobaciones de puesta en marcha.
La demand side response con EpiSensor
EpiSensor aporta la medida y el control local en la instalación. El agregador u operador de la central virtual mantiene el registro en el mercado, las ofertas, el despacho y la liquidación.
Un monitor eléctrico ZEM mide la conexión y cada circuito flexible con clase 0,5S junto con sus sensores de corriente, de modo que la respuesta del activo puede separarse de otras cargas. El controlador de respuesta a la demanda ZDR mide un suministro trifásico con la misma clase y responde a la subfrecuencia en menos de 100 ms: el ZDR-20 y el ZDR-21 desconectan una carga o arrancan un grupo mediante un relé, y el ZDR-22 envía una consigna a una batería por Modbus. El ZDR-21 y el ZDR-22 añaden hora GPS y registros de eventos de 20 ms.
Un Gateway con Edge mantiene las lecturas y las automatizaciones en la instalación. Edge aplica condiciones de parada locales, como una temperatura límite del producto, guarda la acción final de un evento temporizado antes de que empiece y envía los datos a la plataforma del agregador por MQTTS o HTTPS cuando el enlace está disponible. Las guías de respuesta a la demanda en refrigeración, respuesta a la demanda de calderas eléctricas y respuesta a la demanda con baterías describen instalaciones completas, y la página Respuesta a la demanda y centrales virtuales muestra el sistema completo.
Preguntas frecuentes
¿Qué es la demand side response?
La demand side response es un cambio en el consumo eléctrico de una empresa o un hogar en respuesta a una señal del operador del sistema, de un gestor de red, de un mercado o de un precio variable en el tiempo. La instalación reduce, desplaza o aumenta su carga, o utiliza generación o almacenamiento propios, y cobra por estar disponible, por la energía entregada o por ambas cosas. En Gran Bretaña, el operador del sistema NESO lo llama demand side flexibility.
¿Qué diferencia hay entre demand side response y respuesta de la demanda?
Significan lo mismo. Demand side response (DSR) es el término habitual en Gran Bretaña e Irlanda, y respuesta de la demanda (demand response, DR) el de la legislación de la UE y de Norteamérica. Ambos abarcan la reducción, el desplazamiento y el aumento de carga, así como la generación o el almacenamiento detrás del contador que cambian la demanda neta en la conexión.
¿Qué es la gestión de la demanda (demand side management)?
La gestión de la demanda es el término más amplio para cualquier medida que cambie el nivel o la forma de la demanda, incluida la eficiencia energética permanente, el diseño tarifario y el control de cargas. La demand side response es su parte basada en eventos: un cambio de consumo durante un periodo concreto, provocado por una señal.
¿Qué es el Demand Flexibility Service?
Un servicio de NESO en Gran Bretaña que paga a hogares y empresas, a través de proveedores registrados, por cambiar su consumo en determinadas medias horas. Comenzó en el invierno 2022/23, funciona todo el año desde el 27 de noviembre de 2024 como herramienta de margen activada por orden de mérito y, desde el 9 de abril de 2026, admite unidades a partir de 0,1 MW y tanto bajada como subida de consumo. La entrega se mide frente a una línea base obtenida de datos de medida semihorarios.
¿Cómo cobran las empresas por la demand side response?
Mediante pagos de disponibilidad por estar preparadas para responder, pagos de activación por la energía realmente entregada, menores costes de red o de energía al sacar consumo de los periodos caros, o una combinación de ellos. Las reglas de pago las fija cada servicio, y la mayoría de las instalaciones participa mediante un agregador que registra la unidad, la oferta y reparte los ingresos según contrato.
¿Qué cargas son adecuadas para la demand side response?
Las que tienen energía almacenada o margen en el proceso: refrigeración y almacenes frigoríficos, calefacción y refrigeración con inercia térmica, calderas eléctricas con depósito de agua caliente, bombas con embalse, baterías y recarga de vehículos eléctricos aplazable. Los grupos electrógenos in situ también pueden participar, dentro de sus permisos de emisiones. Una carga es adecuada cuando puede cambiar rápido, mantener el cambio durante el servicio y recuperarse sin perjudicar al proceso.