Respuesta a la demanda

La respuesta a la demanda es un cambio en el consumo de energía de un cliente de una compañía eléctrica para ajustar mejor la demanda de energía con la oferta. ^{[ 1 ]} Hasta la disminución del costo del almacenamiento por bombeo y las baterías en el siglo XXI, la energía eléctrica no se podía almacenar fácilmente, por lo que las compañías eléctricas tradicionalmente han ajustado la demanda y la oferta limitando la tasa de producción de sus centrales eléctricas , conectando o desconectando unidades generadoras o importando energía de otras compañías eléctricas. Hay límites a lo que se puede lograr en el lado de la oferta, porque algunas unidades generadoras pueden tardar mucho tiempo en alcanzar su potencia máxima, algunas unidades pueden ser muy costosas de operar y la demanda puede ser en ocasiones mayor que la capacidad de todas las centrales eléctricas disponibles juntas. La respuesta a la demanda, un tipo de gestión de la demanda de energía , busca ajustar en tiempo real la demanda de energía en lugar de ajustar la oferta.

Las empresas de servicios públicos pueden comunicar las solicitudes de demanda a sus clientes de diversas maneras, incluyendo la medición simple fuera de las horas punta, en la que la electricidad es más barata en ciertos momentos del día, y la medición inteligente , en la que se pueden comunicar a los clientes solicitudes explícitas o cambios en el precio.

El cliente puede ajustar su demanda de energía posponiendo algunas tareas que requieren grandes cantidades de electricidad, o puede optar por pagar un precio más alto por su electricidad. Algunos clientes pueden cambiar parte de su consumo a fuentes alternativas, como paneles solares y baterías instaladas en sus instalaciones.

En muchos aspectos, la gestión de la demanda puede definirse simplemente como un sistema de racionamiento económico del suministro eléctrico basado en tecnología. En este sistema, el racionamiento voluntario se logra mediante incentivos de precios: se ofrecen precios unitarios netos más bajos a cambio de una reducción del consumo eléctrico en los periodos de máxima demanda. Esto implica directamente que los usuarios de capacidad eléctrica que no reduzcan su consumo (carga) durante los periodos de máxima demanda pagarán precios unitarios más altos, ya sea directamente o incluidos en las tarifas generales.

El racionamiento involuntario, de implementarse, se llevaría a cabo mediante cortes de energía rotativos durante los períodos de máxima demanda. En la práctica, las olas de calor veraniegas y las heladas invernales podrían caracterizarse por cortes de energía programados para consumidores y empresas si el racionamiento voluntario mediante incentivos no logra reducir la demanda lo suficiente como para igualar el suministro total de energía.

A partir de 2011, según la Comisión Federal Reguladora de Energía de EE. UU ., la respuesta a la demanda (RD) se definió como: "Cambios en el uso de electricidad por parte de los clientes finales con respecto a sus patrones de consumo normales en respuesta a cambios en el precio de la electricidad a lo largo del tiempo, o a pagos de incentivos diseñados para inducir un menor uso de electricidad en momentos de precios altos en el mercado mayorista o cuando la confiabilidad del sistema está comprometida". ^{[ 2 ]} La RD incluye todas las modificaciones a los patrones de consumo destinadas a alterar el momento, el nivel de demanda instantánea o el consumo total de electricidad. ^{[ 3 ]} En 2013, se esperaba que los programas de respuesta a la demanda se diseñaran para disminuir el consumo de electricidad o cambiarlo de períodos pico a períodos valle dependiendo de las preferencias y estilos de vida de los consumidores. ^{[ 4 ]} En 2016, la respuesta a la demanda se definió como "una amplia gama de acciones que se pueden tomar en el lado del cliente del medidor de electricidad en respuesta a condiciones particulares dentro del sistema eléctrico, como la congestión de la red en períodos pico o precios altos". ^{[ 5 ]} En 2010, la respuesta a la demanda se definió como una reducción de la demanda diseñada para disminuir la demanda máxima o evitar emergencias del sistema. Puede ser una alternativa más rentable que agregar capacidad de generación para satisfacer los picos de demanda máximos y ocasionales. El objetivo subyacente de la respuesta a la demanda es involucrar activamente a los clientes en la modificación de su consumo en respuesta a las señales de precios. El objetivo es reflejar las expectativas de suministro a través de señales o controles de precios para el consumidor y permitir cambios dinámicos en el consumo en relación con el precio. ^{[ 6 ]}

En las redes eléctricas, la DR es similar a los mecanismos de demanda dinámica para gestionar el consumo de electricidad de los clientes en respuesta a las condiciones de suministro, por ejemplo, haciendo que los clientes reduzcan su consumo en momentos críticos o en respuesta a los precios del mercado. ^{[ 7 ]} La diferencia es que los mecanismos de respuesta a la demanda responden a solicitudes explícitas de desconexión, mientras que los dispositivos de demanda dinámica se desconectan pasivamente cuando se detecta estrés en la red. La respuesta a la demanda puede implicar la reducción real de la potencia utilizada o el inicio de la generación in situ, que puede o no estar conectada en paralelo con la red. ^{[ 8 ]} Este es un concepto bastante diferente de la eficiencia energética , que significa usar menos energía para realizar las mismas tareas, de forma continua o cada vez que se realiza esa tarea. Al mismo tiempo, la respuesta a la demanda es un componente de la demanda energética inteligente, que también incluye la eficiencia energética, la gestión energética de hogares y edificios, los recursos renovables distribuidos y la carga de vehículos eléctricos. ^{[ 9 ] [ 10 ]}

Los esquemas actuales de respuesta a la demanda se implementan con clientes comerciales, tanto grandes como pequeños, así como con clientes residenciales, a menudo mediante el uso de sistemas de control específicos para reducir el consumo en respuesta a una solicitud de la compañía eléctrica o a las condiciones del precio del mercado. Los servicios (iluminación, maquinaria, aire acondicionado) se reducen según un esquema de priorización de carga preestablecido durante los períodos críticos. Una alternativa a la reducción de carga es la generación de electricidad in situ para complementar la red eléctrica . En condiciones de suministro eléctrico limitado, la respuesta a la demanda puede disminuir significativamente el precio máximo y, en general, la volatilidad del precio de la electricidad.

La respuesta a la demanda se utiliza generalmente para referirse a los mecanismos empleados para incentivar a los consumidores a reducir la demanda, disminuyendo así la demanda máxima de electricidad. Dado que los sistemas de generación y transmisión eléctrica suelen dimensionarse para corresponder a la demanda máxima (más un margen para errores de previsión y eventos imprevistos), la reducción de la demanda máxima disminuye los requisitos generales de costos de planta y capital . Sin embargo, dependiendo de la configuración de la capacidad de generación, la respuesta a la demanda también puede utilizarse para aumentar la demanda (carga) en momentos de alta producción y baja demanda. Algunos sistemas pueden incentivar así el almacenamiento de energía para arbitrar entre períodos de baja y alta demanda (o precios bajos y altos). La minería de Bitcoin es un proceso intensivo en electricidad para convertir la infraestructura de hardware informático, las habilidades de software y la electricidad en moneda electrónica. ^{[ 11 ]} La minería de Bitcoin se utiliza para aumentar la demanda durante las horas de excedente consumiendo energía más barata. ^{[ 12 ]}

Existen tres tipos de respuesta a la demanda: respuesta a la demanda de emergencia, respuesta a la demanda económica y respuesta a la demanda de servicios auxiliares. ^{[ 13 ]} La respuesta a la demanda de emergencia se emplea para evitar interrupciones involuntarias del servicio durante períodos de escasez de suministro. La respuesta a la demanda económica se emplea para permitir que los clientes de electricidad reduzcan su consumo cuando la productividad o la conveniencia de consumir esa electricidad les resulta menos valiosa que pagar por ella. La respuesta a la demanda de servicios auxiliares consiste en una serie de servicios especializados necesarios para garantizar el funcionamiento seguro de la red de transmisión y que tradicionalmente han sido proporcionados por generadores.

En la mayoría de los sistemas de energía eléctrica, algunos o todos los consumidores pagan un precio fijo por unidad de electricidad, independientemente del costo de producción en el momento del consumo. El precio para el consumidor puede ser establecido por el gobierno o un organismo regulador, y generalmente representa un costo promedio por unidad de producción durante un período determinado (por ejemplo, un año). Por lo tanto, el consumo no es sensible al costo de producción a corto plazo (por ejemplo, por hora). En términos económicos, el uso de electricidad por parte de los consumidores es inelástico a corto plazo, ya que no se enfrentan al precio real de producción; si los consumidores se enfrentaran a los costos de producción a corto plazo, estarían más inclinados a modificar su uso de electricidad en respuesta a esas señales de precio. Un economista puro podría extrapolar el concepto para hipotetizar que los consumidores atendidos bajo estas tarifas fijas poseen "opciones de compra" teóricas sobre la electricidad, aunque en realidad, como cualquier otro negocio, el cliente simplemente compra lo que se ofrece al precio acordado. ^{[ 15 ]} Un cliente en una tienda departamental que compra un artículo de $10 a las 9:00 a. m. podría notar que hay 10 empleados de ventas en la tienda, pero solo uno lo está atendiendo, mientras que a las 3:00 p. m. el cliente podría comprar el mismo artículo de $10 y notar que los 10 empleados de ventas están ocupados. De manera similar, el costo de ventas de la tienda departamental a las 9:00 a. m. podría ser de 5 a 10 veces mayor que su costo de ventas a las 3:00 p. m., pero sería exagerado afirmar que el cliente, al no pagar significativamente más por el artículo a las 9:00 a. m. que a las 3:00 p. m., tenía una "opción de compra" sobre el artículo de $10.

En prácticamente todos los sistemas eléctricos, la electricidad se produce mediante generadores que se despachan en orden de mérito, es decir, se utilizan primero los generadores con el menor coste marginal (menor coste variable de producción), seguidos por los siguientes más baratos, etc., hasta que se satisface la demanda instantánea de electricidad. En la mayoría de los sistemas eléctricos, el precio mayorista de la electricidad será igual al coste marginal del generador de mayor coste que inyecta energía, el cual variará con el nivel de demanda. Por lo tanto, la variación en los precios puede ser significativa: por ejemplo, en Ontario, entre agosto y septiembre de 2006, los precios mayoristas (en dólares canadienses) pagados a los productores oscilaron entre un máximo de 318 $ por MW·h y un mínimo de -3,10 $ por MW·h. ^{[ 16 ] [ 17 ]} No es inusual que el precio varíe entre dos y cinco veces debido al ciclo diario de la demanda. Un precio negativo indica que se cobró a los productores por suministrar electricidad a la red (y los consumidores que pagan precios en tiempo real pueden haber recibido un reembolso por consumir electricidad durante este período). Esto suele ocurrir por la noche, cuando la demanda cae a un nivel en el que todos los generadores operan a su mínima capacidad y algunos deben apagarse. El precio negativo es el incentivo para llevar a cabo estos apagados de la manera más económica posible. ^{[ 18 ]}

Dos estudios de Carnegie Mellon de 2006 analizaron la importancia de la respuesta a la demanda para la industria eléctrica en términos generales ^{[ 19 ]} y con la aplicación específica de precios en tiempo real para los consumidores de la autoridad regional de transmisión PJM Interconnection , que presta servicios a 65 millones de clientes en EE. UU. con 180 gigavatios de capacidad de generación. ^{[ 20 ]} El último estudio encontró que incluso pequeños cambios en la demanda máxima tendrían un gran efecto en los ahorros para los consumidores y evitarían costos de capacidad máxima adicional: un cambio del 1 % en la demanda máxima resultaría en ahorros del 3,9 %, miles de millones de dólares a nivel del sistema. Una reducción aproximada del 10 % en la demanda máxima (alcanzable dependiendo de la elasticidad de la demanda ) resultaría en ahorros para los sistemas de entre 8 y 28 mil millones de dólares.

En un documento de debate, Ahmad Faruqui, director de Brattle Group , estima que una reducción del 5% en la demanda máxima de electricidad en EE. UU. podría generar aproximadamente 35 mil millones de dólares en ahorros de costos durante un período de 20 años, sin incluir el costo de la medición y las comunicaciones necesarias para implementar la tarificación dinámica requerida para lograr estas reducciones. Si bien los beneficios netos serían significativamente menores que los 35 mil millones de dólares mencionados, seguirían siendo bastante sustanciales. ^{[ 21 ]} En Ontario, Canadá, el Operador Independiente del Sistema Eléctrico ha señalado que en 2006, la demanda máxima superó los 25 000 megavatios durante solo 32 horas del sistema (menos del 0,4% del tiempo), mientras que la demanda máxima durante el año fue de poco más de 27 000 megavatios. La capacidad de "reducir" la demanda máxima en función de compromisos fiables permitiría, por lo tanto, a la provincia reducir la capacidad construida en aproximadamente 2000 megavatios. ^{[ 22 ]}

En una red eléctrica, el consumo y la producción de electricidad deben estar equilibrados en todo momento; cualquier desequilibrio significativo podría causar inestabilidad en la red o fluctuaciones severas de voltaje, y provocar fallas en la misma. Por lo tanto, la capacidad total de generación se dimensiona para corresponder a la demanda máxima total con cierto margen de error y provisiones para contingencias (como plantas fuera de servicio durante los períodos de máxima demanda). Los operadores generalmente planificarán usar la capacidad de generación menos costosa (en términos de costo marginal ) en cualquier período dado, y usarán capacidad adicional de plantas más costosas a medida que aumente la demanda. La respuesta a la demanda en la mayoría de los casos está dirigida a reducir la demanda máxima para disminuir el riesgo de posibles perturbaciones, evitar requisitos de costos de capital adicionales para plantas adicionales y evitar el uso de plantas operativas más costosas o menos eficientes. ^{[ 23 ]} Los consumidores de electricidad también pagarán precios más altos si la capacidad de generación se utiliza de una fuente de generación de energía más costosa.

La gestión de la demanda también puede utilizarse para aumentar la demanda durante periodos de alta oferta y baja demanda. Algunos tipos de centrales generadoras deben operar casi a plena capacidad (como las nucleares), mientras que otros tipos pueden producir a un coste marginal insignificante (como la eólica y la solar). Dado que la capacidad de almacenamiento de energía suele ser limitada, la gestión de la demanda puede intentar aumentar la carga durante estos periodos para mantener la estabilidad de la red. Por ejemplo, en la provincia de Ontario, en septiembre de 2006, hubo un breve periodo en el que los precios de la electricidad fueron negativos para ciertos usuarios. El almacenamiento de energía, como la hidroeléctrica de bombeo, es una forma de aumentar la carga durante periodos de baja demanda para su uso en periodos posteriores. El uso de la gestión de la demanda para aumentar la carga es menos común, pero puede ser necesario o eficiente en sistemas con una gran capacidad de generación que no se puede reducir fácilmente.

Algunas redes pueden utilizar mecanismos de tarificación que no son en tiempo real, pero que son más fáciles de implementar (por ejemplo, los usuarios pagan precios más altos durante el día y precios más bajos por la noche) para proporcionar algunos de los beneficios del mecanismo de respuesta a la demanda con requisitos tecnológicos menos exigentes. En el Reino Unido, Economy 7 y otros planes similares que intentan trasladar la demanda asociada a la calefacción eléctrica a los períodos nocturnos de menor demanda han estado en funcionamiento desde la década de 1970. Más recientemente, en 2006, Ontario comenzó a implementar un programa de "contadores inteligentes" que implementa la tarificación por "tiempo de uso" (TOU), que escalona los precios según los horarios de punta, media punta y fuera de punta. Durante el invierno, la punta se define como la mañana y el principio de la tarde, la media punta como el mediodía hasta el final de la tarde y la fuera de punta como la noche; durante el verano, los períodos de punta y media punta se invierten, reflejando el aire acondicionado como el principal impulsor de la demanda estival. A fecha de 1 de mayo de 2015, la mayoría de las compañías eléctricas de Ontario habían completado la conversión de todos sus clientes al sistema de facturación por franjas horarias con "contadores inteligentes", con tarifas en horas punta de aproximadamente el 200 % y tarifas en horas intermedias de aproximadamente el 150 % de la tarifa en horas valle por kWh.

Australia cuenta con normas nacionales para la gestión de la demanda (serie AS/NZS 4755), que las distribuidoras de electricidad han implementado en todo el país durante varias décadas, por ejemplo, para controlar calentadores de agua, aires acondicionados y bombas de piscinas. En 2016, se incorporó a la serie de normas la gestión del almacenamiento de energía eléctrica (por ejemplo, baterías).

Cuando se produce una pérdida de carga (la capacidad de generación cae por debajo de la carga), las empresas de servicios públicos pueden imponer cortes de carga en las áreas de servicio a través de apagones selectivos, apagones rotativos o un programa de reducción de carga de emergencia , ^{[ 24 ]} ( ELRP ) mediante acuerdos con consumidores industriales de alto consumo específicos para apagar equipos en momentos de máxima demanda en todo el sistema. ^{[ 25 ]}

Las aplicaciones de redes inteligentes mejoran la capacidad de los productores y consumidores de electricidad para comunicarse entre sí y tomar decisiones sobre cómo y cuándo producir y consumir energía eléctrica. ^{[ 10 ] [ 29 ]} Esta tecnología emergente permitirá a los clientes pasar de una respuesta a la demanda basada en eventos, donde la empresa de servicios públicos solicita la reducción de carga, a una respuesta a la demanda más continua, donde el cliente ve incentivos para controlar la carga en todo momento. Si bien este diálogo bidireccional aumenta las oportunidades para la respuesta a la demanda, los clientes aún se ven influenciados en gran medida por incentivos económicos y son reacios a ceder el control total de sus activos a las empresas de servicios públicos. ^{[ 30 ]}

Una ventaja de las aplicaciones de redes inteligentes es la tarificación por tiempo. Los clientes que tradicionalmente pagan una tarifa fija por la energía consumida ( kWh ) y la carga máxima solicitada pueden establecer su umbral y ajustar su consumo para aprovechar las fluctuaciones de precios. Esto puede requerir el uso de un sistema de gestión energética para controlar los electrodomésticos y equipos, y puede implicar economías de escala. Otra ventaja, principalmente para grandes clientes con capacidad de generación, es la posibilidad de monitorizar, desplazar y equilibrar la carga de forma precisa, lo que permite al cliente ahorrar en la carga máxima y no solo ahorrar en kWh y kW/mes, sino también poder comercializar lo ahorrado en el mercado energético. De nuevo, esto requiere sistemas sofisticados de gestión energética, incentivos y un mercado de comercio viable.

Las aplicaciones de redes inteligentes aumentan las oportunidades de respuesta a la demanda al proporcionar datos en tiempo real a productores y consumidores, pero los incentivos económicos y ambientales siguen siendo el principal motor de esta práctica.

Uno de los medios más importantes de respuesta a la demanda en las futuras redes inteligentes son los vehículos eléctricos. La agregación de esta nueva fuente de energía, que también constituye una nueva fuente de incertidumbre en los sistemas eléctricos, es fundamental para preservar la estabilidad y la calidad de las redes inteligentes; por consiguiente, los estacionamientos de vehículos eléctricos pueden considerarse una entidad de agregación de respuesta a la demanda. ^{[ 31 ]}

La red eléctrica moderna está pasando de las estructuras tradicionales de servicios públicos verticalmente integrados a sistemas distribuidos, a medida que comienza a integrar una mayor penetración de la generación de energía renovable. Estas fuentes de energía suelen estar distribuidas de forma difusa y ser intermitentes por naturaleza. Estas características introducen problemas en la estabilidad y eficiencia de la red, lo que conlleva limitaciones en la cantidad de estos recursos que se pueden agregar eficazmente a la red. En una red tradicional verticalmente integrada, la energía es suministrada por generadores de servicios públicos que pueden responder a los cambios en la demanda. La producción de los recursos renovables está regida por las condiciones ambientales y, por lo general, no puede responder a los cambios en la demanda. Se ha demostrado que el control receptivo sobre las cargas no críticas conectadas a la red es una estrategia eficaz para mitigar las fluctuaciones indeseables introducidas por estos recursos renovables. ^{[ 32 ]} De esta manera, en lugar de que la generación responda a los cambios en la demanda, la demanda responde a los cambios en la generación. Esta es la base de la respuesta a la demanda. Para implementar sistemas de respuesta a la demanda, se hace necesaria la coordinación de un gran número de recursos distribuidos a través de sensores, actuadores y protocolos de comunicación. Para ser eficaces, los dispositivos deben ser económicos, robustos y, a la vez, eficientes en la gestión de sus tareas de control. Además, un control eficaz requiere una gran capacidad para coordinar amplias redes de dispositivos, gestionando y optimizando estos sistemas distribuidos tanto desde el punto de vista económico como de seguridad.

Además, la creciente presencia de generación renovable variable impulsa una mayor necesidad de que las autoridades adquieran más servicios auxiliares para el equilibrio de la red. Uno de estos servicios es la reserva de contingencia, que se utiliza para regular la frecuencia de la red en situaciones de emergencia. Muchos operadores de sistemas independientes están estructurando las reglas de los mercados de servicios auxiliares de manera que la respuesta a la demanda pueda participar junto con los recursos tradicionales del lado de la oferta: la capacidad disponible de los generadores se puede utilizar de manera más eficiente cuando se opera según lo previsto, lo que resulta en menores costos y menos contaminación. A medida que aumenta la proporción de generación basada en inversores en comparación con la generación convencional, disminuye la inercia mecánica utilizada para estabilizar la frecuencia. Junto con la sensibilidad de la generación basada en inversores a las frecuencias transitorias, la provisión de servicios auxiliares de fuentes distintas a los generadores se vuelve cada vez más importante. ^{[ 33 ] [ 34 ]}

Existen tecnologías disponibles, y otras en desarrollo, para automatizar la gestión de la demanda. Estas tecnologías detectan la necesidad de reducir la carga , comunican la demanda a los usuarios participantes, automatizan la reducción de carga y verifican el cumplimiento de los programas de gestión de la demanda. GridWise y EnergyWeb son dos importantes iniciativas federales en Estados Unidos para el desarrollo de estas tecnologías. Universidades y empresas privadas también realizan investigación y desarrollo en este ámbito. Las soluciones de software escalables e integrales para la gestión de la demanda impulsan el crecimiento empresarial e industrial.

Algunas empresas de servicios públicos están considerando y probando sistemas automatizados conectados a usuarios industriales, comerciales y residenciales que pueden reducir el consumo en momentos de máxima demanda, retrasando así ligeramente el consumo. Si bien la cantidad de demanda retrasada puede ser pequeña, las implicaciones para la red (incluidas las financieras) pueden ser sustanciales, ya que la planificación de la estabilidad del sistema suele implicar la construcción de capacidad para eventos de demanda máxima extrema, además de un margen de seguridad en reserva. Dichos eventos pueden ocurrir solo unas pocas veces al año.

El proceso puede implicar bajar o apagar ciertos electrodomésticos o fregaderos (y, cuando la demanda es inesperadamente baja, aumentar potencialmente el uso). Por ejemplo, se puede bajar la calefacción o subir el aire acondicionado o la refrigeración (subir a una temperatura más alta consume menos electricidad), retrasando ligeramente el consumo hasta que haya pasado un pico de uso. ^{[ 35 ]} En la ciudad de Toronto, ciertos usuarios residenciales pueden participar en un programa (Peaksaver AC ^{[ 36 ]} ) mediante el cual el operador del sistema puede controlar automáticamente los calentadores de agua o el aire acondicionado durante la demanda máxima; la red se beneficia al retrasar la demanda máxima (permitiendo que las centrales de pico tengan tiempo para aumentar su producción o evitando eventos de pico), y el participante se beneficia al retrasar el consumo hasta después de los períodos de demanda máxima, cuando los precios deberían ser más bajos. Aunque se trata de un programa experimental, a gran escala estas soluciones tienen el potencial de reducir considerablemente la demanda máxima. El éxito de tales programas depende del desarrollo de la tecnología apropiada, un sistema de precios adecuado para la electricidad y el costo de la tecnología subyacente. Bonneville Power experimentó con tecnologías de control directo en residencias de Washington y Oregón, y descubrió que la inversión en transmisión evitada justificaría el costo de la tecnología. ^{[ 37 ]}

Otros métodos para implementar la respuesta a la demanda abordan el problema de reducir sutilmente los ciclos de trabajo en lugar de implementar reducciones de temperatura en el termostato . ^{[ 38 ]} Estos se pueden implementar utilizando programación personalizada de sistemas de automatización de edificios, o a través de métodos de lógica de enjambre que coordinan múltiples cargas en una instalación (por ejemplo, los controladores EnviroGrid de Encycle). ^{[ 39 ] [ 40 ]}

Se puede implementar un enfoque similar para gestionar la demanda máxima de aire acondicionado en las regiones de verano. El preenfriamiento o el mantenimiento de una configuración del termostato ligeramente más alta puede ayudar a reducir la demanda máxima. ^{[ 41 ]}

En 2008 se anunció que en el Reino Unido se venderían refrigeradores eléctricos que detectarían la demanda dinámica , lo que retrasaría o adelantaría el ciclo de enfriamiento en función del monitoreo de la frecuencia de la red ^{[ 42 ]} , pero no están fácilmente disponibles a partir de 2018.

Los clientes industriales también están proporcionando respuesta a la demanda. En comparación con las cargas comerciales y residenciales, las cargas industriales tienen las siguientes ventajas: ^{[ 43 ]} la magnitud del consumo de energía de una planta de fabricación industrial y el cambio en la energía que puede proporcionar son generalmente muy grandes; además, las plantas industriales generalmente ya cuentan con las infraestructuras para el control, la comunicación y la participación en el mercado, lo que permite la provisión de respuesta a la demanda; además, algunas plantas industriales como la fundición de aluminio ^{[ 44 ]} pueden ofrecer ajustes rápidos y precisos en su consumo de energía. Por ejemplo, la Operación Warrick de Alcoa está participando en MISO como un recurso calificado de respuesta a la demanda, ^{[ 45 ]} y Trimet Aluminium utiliza su fundición como una nega-batería a corto plazo. ^{[ 46 ]} La selección de industrias adecuadas para la provisión de respuesta a la demanda generalmente se basa en una evaluación del llamado valor de la carga perdida . ^{[ 47 ]} Algunos centros de datos están ubicados lejos unos de otros para redundancia y pueden migrar cargas entre ellos, mientras también realizan respuesta a la demanda. ^{[ 48 ]}

Reducir la carga durante los picos de demanda es importante porque disminuye la necesidad de nuevas centrales eléctricas. Para responder a la alta demanda máxima, las empresas de servicios públicos construyen centrales eléctricas y líneas que requieren una gran inversión de capital. La demanda máxima se produce solo unas pocas veces al año, por lo que estos activos funcionan a una mínima fracción de su capacidad. Los usuarios de electricidad pagan por esta capacidad ociosa a través de los precios que pagan por la electricidad. Según la Coalición de Redes Inteligentes de Respuesta a la Demanda, entre el 10 % y el 20 % de los costos de electricidad en Estados Unidos se deben a la demanda máxima durante solo 100 horas al año. ^{[ 49 ]} La respuesta a la demanda es una forma para que las empresas de servicios públicos reduzcan la necesidad de grandes inversiones de capital y, por lo tanto, mantengan las tarifas más bajas en general; sin embargo, existe un límite económico para tales reducciones porque los consumidores pierden el valor productivo o de conveniencia de la electricidad no consumida. Por lo tanto, es engañoso considerar únicamente el ahorro de costos que puede producir la respuesta a la demanda sin tener en cuenta también lo que el consumidor sacrifica en el proceso.

La Ley de Política Energética de los Estados Unidos de 2005 ordenó al Secretario de Energía presentar al Congreso de los Estados Unidos "un informe que identifique y cuantifique los beneficios nacionales de la gestión de la demanda y formule una recomendación sobre cómo alcanzar niveles específicos de dichos beneficios antes del 1 de enero de 2007". Dicho informe se publicó en febrero de 2006. ^{[ 50 ]}

El informe estima que en 2004 la capacidad potencial de respuesta a la demanda equivalía a unos 20.500 megavatios ( MW ), el 3% de la demanda máxima total de EE. UU., mientras que la reducción real de la demanda máxima entregada fue de unos 9.000 MW (1,3% de la demanda máxima), lo que deja un amplio margen de mejora. Se estima además que la capacidad de gestión de la carga ha disminuido un 32% desde 1996. Entre los factores que influyen en esta tendencia se incluyen la menor cantidad de empresas de servicios públicos que ofrecen servicios de gestión de la carga, la disminución de la inscripción en los programas existentes, el cambio en el rol y la responsabilidad de las empresas de servicios públicos, y el cambio en el equilibrio entre la oferta y la demanda.

Para fomentar el uso e implementación de la respuesta a la demanda en los Estados Unidos, la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) emitió la Orden No. 745 en marzo de 2011, que exige un cierto nivel de compensación para los proveedores de respuesta a la demanda económica que participan en los mercados mayoristas de energía. ^{[ 51 ]} La orden es muy controvertida y ha sido rechazada por varios economistas de la energía, incluido el profesor William W. Hogan de la Escuela Kennedy de la Universidad de Harvard . El profesor Hogan afirma que la orden sobrecompensa a los proveedores de respuesta a la demanda, fomentando así la restricción de la electricidad cuyo valor económico supera el costo de producirla. El profesor Hogan afirma además que la Orden No. 745 es anticompetitiva y equivale a "...una aplicación de la autoridad regulatoria para imponer un cártel de compradores". ^{[ 52 ]} Varias partes afectadas, incluido el Estado de California, han presentado una demanda en un tribunal federal impugnando la legalidad de la Orden 745. ^{[ 53 ]} Un debate sobre la eficiencia económica y la equidad de la Orden 745 apareció en una serie de artículos publicados en The Electricity Journal. ^{[ 54 ] [ 55 ] [ 56 ]}

El 23 de mayo de 2014, el Tribunal de Apelaciones del Circuito de DC anuló la Orden 745 en su totalidad. ^{[ 57 ]} El 4 de mayo de 2015, la Corte Suprema de los Estados Unidos acordó revisar el fallo del Circuito de DC, abordando dos cuestiones:

1. Si la Comisión Federal Reguladora de Energía concluyó razonablemente que tiene autoridad bajo la Ley Federal de Energía, 16 USC 791a y siguientes, para regular las reglas utilizadas por los operadores de mercados mayoristas de electricidad para pagar por reducciones en el consumo de electricidad y para recuperar esos pagos a través de ajustes a las tarifas mayoristas.
2. Si el Tribunal de Apelaciones erró al sostener que la norma emitida por la Comisión Federal Reguladora de Energía es arbitraria y caprichosa. ^{[ 58 ]}

El 25 de enero de 2016, la Corte Suprema de los Estados Unidos, en una decisión de 6-2 en el caso FERC v. Electric Power Supply Ass'n, concluyó que la Comisión Federal Reguladora de Energía actuó dentro de su autoridad para garantizar tarifas "justas y razonables" en el mercado mayorista de energía. ^{[ 59 ]}

La FERC emitió su Orden No. 2222 el 17 de septiembre de 2020, que permite a los recursos energéticos distribuidos participar en los mercados regionales mayoristas de electricidad. ^{[ 60 ] [ 61 ]} Los operadores del mercado presentaron planes de cumplimiento iniciales a principios de 2022. ^{[ 62 ]}

En diciembre de 2009, National Grid tenía  contratados 2369 MW para proporcionar respuesta a la demanda, conocida como STOR ; el lado de la demanda proporciona 839  MW (35%) desde 89 sitios. De estos 839  MW, aproximadamente 750  MW son generación de respaldo y el resto es reducción de carga. ^{[ 63 ]} Un documento basado en extensos perfiles de demanda de media hora y desplazamiento de la demanda de electricidad observado para diferentes edificios comerciales e industriales en el Reino Unido muestra que solo una pequeña minoría participó en el desplazamiento de carga y la reducción de la demanda, mientras que la mayor parte de la respuesta a la demanda es proporcionada por generadores de reserva. ^{[ 64 ]}