Un programa de respuesta de la demanda paga por un cambio de demanda; para medirlo necesita una referencia: la línea base. Se calcula con días anteriores, no se mide, de modo que su método determina qué parte de la respuesta se reconoce.
Esta guía forma parte de la serie sobre flexibilidad. La guía del IoT en respuesta de la demanda sigue un evento completo desde la instrucción hasta la liquidación.
Ejemplo práctico
Una instalación del servicio de flexibilidad de la demanda de Gran Bretaña (DFS) reduce consumo durante un periodo de liquidación, de 17:00 a 17:30 en día laborable. Es un punto de medida de una unidad DFS agregada porque la unidad mínima es de 0,1 MW. La línea base P376 para esa media hora es la media del mismo periodo en los diez días laborables aptos más recientes. En esos días consumió 98, 102, 100, 97, 105, 99, 101, 103, 96 y 99 kWh. La suma es 1.000 kWh y la línea base 100 kWh.
| Energía en la media hora | Potencia media | |
|---|---|---|
| Línea base | 100 kWh | 200 kW |
| Medido | 75 kWh | 150 kW |
| Entregado | 25 kWh | 50 kW |
Los archivos DFS contienen kWh por periodo de liquidación. La potencia media es la energía dividida por 0,5 h. NESO evalúa la entrega de toda la unidad DFS frente a la cantidad aceptada. Entre el 50 % y el 120 % no hay penalización. Entre el 25 % y el 50 % se reduce el pago; por debajo del 25 % es cero y por encima del 120 % se limita. La guía de NESO ofrece una unidad que entregó el 36,7 % de 15 MWh: se liquidó el 23,3 %, es decir, 3,5 MWh.
El error de la línea base pasa directamente al resultado. Si una quincena de mucha actividad la eleva un 5 %, hasta 210 kW, se acreditan 60 kW, un 20 % más de lo entregado. Si queda un 5 % por debajo, en 190 kW, el crédito baja a 40 kW.
El repunte es la demanda adicional tras el evento cuando se recupera la carga aplazada: las enfriadoras vuelven a bajar la temperatura y los procesos pausados arrancan. DFS paga la entrega solo en los periodos contratados. El repunte posterior queda fuera del pago, pero aparece en la factura de la instalación y puede crear un pico nuevo. La calculadora añade dos periodos de repunte al ejemplo. Se evitan 25 kWh durante el evento y se utilizan 17 kWh por encima de la línea base en la hora siguiente: el ahorro neto es de 8 kWh.
Métodos de línea base
| Método | Funcionamiento | Límites |
|---|---|---|
| Media de días similares | Media del mismo periodo en días aptos recientes. DFS P376 utiliza los diez días laborables aptos más recientes de los 60 anteriores. Para un día no laborable toma los cuatro últimos días no laborables aptos y promedia los dos valores centrales. | Cargas sensibles al clima en un día de evento muy cálido o frío, e instalaciones con producción irregular |
| Selección por clima | Media de los días aptos con temperatura exterior más próxima. La propuesta de CAISO de 2017 utilizaba los cuatro días con temperatura máxima diaria más próxima. | Necesita estación meteorológica representativa e historial que cubra la temperatura del evento |
| Línea base propuesta por el participante | La instalación entrega su previsión por periodo de liquidación antes del evento | La previsión concentra todo el riesgo: cualquier error cuenta como respuesta |
| Nivel previo al evento | Demanda durante un periodo breve justo antes de la instrucción | Solo válido para respuestas de segundos a minutos, antes de que la carga varíe por sí sola |
La media funciona bien cuando la carga se repite cada día. California ISO liquidó la respuesta de la demanda mediante la media de diez días laborables de diez posibles, con límite de ajuste del 20 %, hasta 2017. Su estudio halló que funcionaba razonablemente en grandes instalaciones comerciales poco sensibles al clima. Subestimaba la respuesta de instalaciones comerciales sensibles al clima y recursos residenciales.
P376 exige un historial mínimo. Con cinco a nueve días laborables aptos en la ventana de 60 días, DFS utiliza todos. Con menos de cinco, el punto de medida no puede emplearse: su línea base toma el consumo medido y la entrega resulta cero. Los días de evento no son aptos. Incluyen días con evento DFS, instrucción de flexibilidad de un operador de distribución con aviso de 48 horas o menos, evento del Capacity Market o entrega en otro servicio combinado con aviso de 48 horas o menos. Por ello, los eventos frecuentes empujan la ventana hacia días más antiguos y menos representativos.
Desde el 9 de abril de 2026, los puntos industriales, comerciales y de generación renovable intermitente pueden usar una línea base propuesta por el participante en DFS. Este entrega una previsión en kWh para cada media hora del día. El archivo no puede llegar antes de las 24 horas previas a la publicación de la necesidad de servicio por NESO ni después de publicarse. NESO utiliza la última versión. Los puntos domésticos siguen en P376. El mismo cambio redujo el tamaño mínimo de unidad DFS de 1 MW a 0,1 MW. La previsión no dispone de historial del día del evento para contrastarla. Conserve el modelo, sus entradas y el error en días sin eventos, pues DFS exige que el participante guarde para auditoría la línea base de cada punto liquidado.
Ajuste en el mismo día
Una media histórica no conoce la carga del día del evento. Un ajuste en el mismo día, a menudo llamado matutino, corrige la línea base con el consumo de la instalación en las horas anteriores. En su forma multiplicativa, la relación entre energía medida y energía de línea base sin ajustar durante una ventana previa escala la línea base. Una forma aditiva suma la diferencia en kW. La propuesta de CAISO de 2017 utilizaba una ventana de dos horas terminada dos horas antes del evento y otra de dos horas iniciada dos horas después. Los márgenes excluyen del cálculo el preenfriamiento, las paradas anticipadas y el repunte.
Continuemos el ejemplo solo con la ventana previa. De 13:00 a 15:00 la instalación consumió 360 kWh frente a una línea base sin ajustar de 383 kWh. La relación es 0,94: la línea base ajustada queda en 0,94 × 200 kW = 188 kW. La reducción reconocida cae de 50 a 38 kW.
Los programas limitan esa relación. La línea base de diez días de CAISO permitía ±20 %, es decir, de 0,8 a 1,2. La propuesta de selección por clima de 2017 permitía de 0,71 a 1,4. El estudio de CAISO señala dos motivos: disminuir la varianza de la estimación y limitar cuánto puede alterar una instalación su propia línea base cambiando la carga antes del evento. Sin margen temporal ni límite, aumentar la carga en la ventana eleva la referencia. Con una relación de 1,2, el ejemplo da 240 kW de línea base y 90 kW de reducción reconocida.
Coughlin y colegas del Lawrence Berkeley National Laboratory probaron siete modelos en 33 edificios comerciales de California. El ajuste matutino redujo el sesgo y mejoró la exactitud de los siete. En edificios con cargas muy variables ningún modelo dio resultados satisfactorios. Para ellos, los métodos de medias fueron los más exactos, aunque no los de menor sesgo.
La guía DFS, versión 18 de agosto de 2026, no describe ajuste en el mismo día para P376. Consulte las reglas vigentes del programa al que se inscriba.
Comprobar la línea base antes del primer evento
Pruebe el método en días sin evento. Cualquier diferencia entre línea base y demanda medida es error. El estudio de CAISO usa dos medidas: el error porcentual medio es el error con signo medio dividido por la carga media e indica sesgo; un valor positivo significa sobreestimación. CV(RMSE) es la raíz del error cuadrático medio dividida por la carga media e indica la desviación de días individuales.
Compare ambos con la reducción comprometida, no con la carga. El informe de CAISO da un ejemplo: si una instalación reduce el 20 % de la carga y la línea base está sesgada un 2 % al alza, comunica una reducción del 22 %, o el 110 % de la real. En nuestro ejemplo, CV(RMSE) del 5 % sobre una base de 200 kW equivale a 10 kW en un día típico, una quinta parte del compromiso de 50 kW.
Rara vez el contador es la mayor fuente de error. La medida de clase 0,5S según IEC 62053-22 limita el error del contador al ±0,5 % en condiciones de referencia: 1 kW sobre una carga de 200 kW. Un error del 5 % en la línea base equivale a 10 kW.
Qué deben mostrar los datos
| Elemento | Qué acordar y registrar |
|---|---|
| Límite de medida | Contador principal, secundario o del activo, y qué incluye. DFS acepta un contador secundario si también se indica el MPAN del límite. |
| Intervalo | Periodo de liquidación (30 minutos en DFS) y si cada valor lleva la hora inicial o final |
| Hora | Hora local o UTC y fuente del reloj. Los archivos DFS usan hora local. Un día de cambio de horario tiene 46 o 50 periodos de liquidación, no 48. |
| Signo | DFS considera positivo un MPAN de importación cuando importa y uno de exportación cuando exporta |
| Calidad | Tratamiento de valores ausentes, estimados, tardíos y no válidos |
| Historial | Días aptos que necesita el método. P376 requiere al menos cinco días laborables aptos de los 60 anteriores y utiliza diez. |
La generación y el almacenamiento dentro del límite cambian lo que se reconoce. Para una reducción de carga, DFS calcula (importación de referencia − exportación de referencia) − (importación medida − exportación medida). Una instalación con 80 kW solares y 40 kW de importación neta apaga 60 kW de carga; el límite pasa a exportar 20 kW netos. La entrega es (40 − 0) − (0 − 20) = 60 kW y cuenta íntegra. Por la misma razón, una línea base propuesta para un MPAN de importación puede ser negativa. Si una batería o generador dentro del límite se activa durante el evento, el contador del límite suma su salida como respuesta. Un contador secundario de la carga controlada solo contabiliza esa carga.
Los datos tardíos deben asignarse a la hora de medida, no a la de llegada. Los duplicados no deben contarse dos veces. La guía de marcas temporales explica ambos casos.
Días inusuales
Un festivo, una parada de producción o una enfriadora averiada cambia la demanda haya o no evento. La regla de línea base decide cómo tratar ese día. Según P376, un día de evento sale del conjunto y entra el día apto anterior siguiente dentro de los 60 días. La guía DFS excluye solo los días de evento. Por tanto, un laborable con parada permanece en el conjunto y reduce la referencia de los diez días laborables siguientes. Anote la causa de cada día inusual. Mientras no salga del conjunto, el participante puede ofertar menos para la unidad o pasar un punto industrial o comercial a una línea base propia. Si el programa permite estimar un vacío de datos, marque cada valor estimado.
Separar la evidencia de control
Una orden de despacho confirmada demuestra que llegó la instrucción. La respuesta del activo muestra que actuó. El cambio medido muestra lo que vio la red. DFS exige el primer registro para un punto de adhesión manual. El participante debe guardar una confirmación del punto, recibida entre la oferta y el inicio de entrega, o ese punto no podrá liquidarse. Para una carga instruida directamente, la instrucción sirve de confirmación y debe conservarse.
Las controversias sobre la medida proceden de fallos concretos: falta un intervalo en la ventana de referencia; el reloj del registrador se ha desplazado un intervalo y la reducción aparece en otro periodo; o se declara como medida una cifra estimada. La guía de verificación de órdenes BESS explica el lado del control.
Prepararse para un programa
- Obtenga del agregador o programa el método de línea base vigente, intervalo de liquidación, formato de archivo y convención de signos. La guía de centrales eléctricas virtuales explica las funciones de cada parte.
- Mida la instalación con la resolución de liquidación o mayor. Para P376, empiece al menos tres semanas antes del primer evento para conservar diez laborables aptos tras los festivos. Para selección por clima, mida con temperaturas similares a las esperadas durante los eventos.
- Calcule la línea base de diez o más días sin evento y compárela con la demanda medida. Registre sesgo y CV(RMSE) en kW y compárelos con la reducción comprometida.
- Realice un evento de prueba. Compare la reducción calculada en el límite con el cambio medido en cada activo controlado.
- Guarde juntos los intervalos originales, el cálculo de línea base y la versión del método.
Medición y control con EpiSensor
Un controlador de respuesta de la demanda ZDR mide un suministro trifásico con clase 0,5S (IEC 62053-22) y controla la carga a la que sirve: un relé desconecta una carga o arranca un generador, o una consigna Modbus controla una batería. La clase 0,5S cubre controlador y transformadores de corriente juntos. Registra la acción y el cambio medido con un mismo reloj. Los modelos con sincronización GPS/GNSS registran eventos con resolución de 20 ms. Los analizadores eléctricos ZEM miden otros circuitos con la misma clase y aportan un registro secundario por carga controlada. Un Gateway con Edge guarda localmente los intervalos con la hora de medida de cada lectura y los envía a la plataforma del agregador por MQTT o HTTP. La solución de respuesta de la demanda presenta el sistema completo.
Preguntas frecuentes
¿Qué es una línea base de respuesta de la demanda?
Una estimación de la electricidad que la instalación habría consumido durante el evento sin responder. La respuesta es la línea base menos el consumo medido. Cada programa define su método.
¿Cómo se calcula una línea base de respuesta de la demanda?
Muchos métodos promedian el mismo periodo de liquidación de días recientes aptos. P376, utilizado por el servicio DFS británico, toma los diez días laborables aptos más recientes dentro de los 60 anteriores. Otros métodos eligen días de temperatura exterior similar o usan una previsión presentada por la instalación antes del evento.
¿Qué es un ajuste matutino en respuesta de la demanda?
Una corrección en el mismo día que escala la línea base según la relación entre carga medida y carga de referencia en una ventana previa. En las reglas propuestas para California ISO en 2017, la ventana termina dos horas antes del evento para excluir el preenfriamiento y la relación está limitada. Un estudio de 33 edificios comerciales de California halló menos sesgo y mayor exactitud en los siete modelos de línea base examinados.
¿Cómo compruebo la exactitud de una línea base?
Calcúlela para días sin evento y compárela con la demanda medida. El error porcentual medio indica sesgo y CV(RMSE), la dispersión de días individuales. Compare ambos, en kW, con la reducción comprometida.