Según estimaciones de EPE (Energy Research Company), la respuesta a la demanda podría aportar entre 5,86 GW y 13,05 GW de potencia al Sistema Nacional Interconectado. En el escenario de referencia, el potencial calculado alcanza los 8,79 GW.
Las cifras tienen en cuenta la reducción o el cambio voluntario en el consumo por parte de los grandes consumidores industriales, así como el aumento de la autogeneración en unidades de cogeneración. Esta medida puede ser utilizada por la ONS (Operador Nacional del Sistema) para satisfacer las necesidades del sistema en determinados momentos.
El potencial de referencia estimado por EPE es aproximadamente 26 veces mayor que los 344 MW contratados en el tercer Mecanismo Competitivo de Respuesta a la Demanda, llevado a cabo en julio de 2026.
La contratación mediante este mecanismo ha experimentado un gran avance en los últimos años. El volumen aumentó de 93 MW en 2024 a 229 MW en 2025, y ha alcanzado los 344 MW actuales. La participación, inicialmente concentrada en los sectores de metalurgia y productos metálicos, se ha ampliado para incluir aluminio, madera, papel y celulosa, productos químicos y servicios.
Entre los consumidores industriales, EPE identificó un potencial de 2,37 GW en el escenario conservador, 4,13 GW en el escenario de referencia y 6,26 GW en la proyección optimista. Las industrias analizadas incluyeron acero, aluminio, alúmina, cemento, cloro, papel y ferroaleaciones, así como centros de datos.
La nota técnica indica que las industrias muestran una mayor disposición a ofrecer reducciones sostenidas durante períodos más prolongados. Este formato permite una mejor planificación operativa y reduce el riesgo de interrupciones en los procesos de producción.
El potencial calculado para la cogeneración oscila entre 3,49 GW en el escenario conservador y 6,79 GW en la proyección optimista. El escenario base indica 4,66 GW.
El análisis abarca proyectos que utilizan bagazo de caña de azúcar, residuos de madera, biogás y gas de proceso, así como la cogeneración en el sector de la pulpa y el papel.
EPE propone una nueva metodología
Una de las principales recomendaciones es cambiar la metodología utilizada para calcular el consumo de referencia. Este indicador representa cuánta energía habría utilizado el consumidor si no hubiera participado en el evento de respuesta a la demanda.
Actualmente, el entorno de pruebas regulatorio considera datos de los días laborables del último mes completo. Dependiendo de la disponibilidad de información, la referencia puede utilizar datos registrados dos o incluso tres meses antes del evento desencadenante.
Para reducir esta discrepancia, EPE recomienda la metodología de "Los 5 días con mayor consumo de entre 10". El cálculo utilizaría el promedio de los cinco días con mayor consumo entre los últimos diez días considerados elegibles.
La línea base también contaría con un ajuste intradiario aditivo y simétrico, limitado al 20 % del valor calculado. La propuesta también prevé un intervalo de dos horas entre el período utilizado para el ajuste y el inicio del despacho.
Según el documento, este intervalo ayudaría a prevenir el aumento artificial del consumo antes de la activación, una práctica que podría elevar el nivel de referencia y generar pagos por reducciones que en realidad no se produjeron.
Para los agregadores de carga, se recomienda calcular la línea base individualmente para cada consumidor y solo después consolidar los resultados. En el caso de las plantas de cogeneración, EPE propone contadores separados para la energía importada de la red y para la producción de autogeneración.
La compensación incluiría un componente fijo y otro variable.
La nota técnica también recomienda que la remuneración se divida en dos plazos. El primero sería fijo y estaría vinculado a la disponibilidad del consumidor, y su valor se determinaría según la oferta presentada en la subasta.
El segundo importe sería variable y se pagaría únicamente cuando se active el servicio. Este importe se calcularía en función de un Coste Unitario Variable (CUV) declarado por el agente.
La Unidad de Valor Compartido (UVC) representaría los costes relacionados con la reducción o reubicación de la producción, el consumo de combustible en la autogeneración y la interrupción y reanudación de los procesos industriales.
Además de determinar la compensación variable, el indicador se utilizaría para organizar el orden de despacho. Los recursos con el menor costo variable se activarían primero, siguiendo una lógica similar a la aplicada a las centrales termoeléctricas.
Para definir el precio máximo de las licitaciones, EPE recomienda utilizar un múltiplo del Net CONE, un indicador que representa el coste neto de entrada para una nueva tecnología. La referencia podría ser una central térmica de ciclo abierto o un sistema de almacenamiento de energía en baterías.
EPE también propone dos tipos de contratos. El primero consistiría en contratos a corto plazo, de aproximadamente tres meses de duración, dirigidos principalmente a segmentos con producción estacional, como la cogeneración a partir de bagazo de caña de azúcar.
La segunda opción implicaría contratos de cinco años o más. El objetivo sería ofrecer previsibilidad de ingresos a los consumidores que necesitan invertir en la optimización de sus procesos, incluyendo sistemas de almacenamiento, almacenamiento térmico, reemplazo de maquinaria y modernización de hornos y accionamientos.
El documento también presenta los siguientes parámetros para los productos contratados:
- Despachos con una duración de entre una y cuatro horas;
- Entre dos y veinte activaciones al mes;
- Aviso previo con una antelación de entre 15 minutos y 24 horas;
- Intervalo máximo de 15 horas sin activación después de cada evento;
- Reducción de carga y reanudación gradual del servicio durante un máximo de tres horas.
Los recursos que ofrezcan plazos de entrega más largos, un mayor número de activaciones o respuestas más rápidas podrían recibir bonificaciones. A aquellos con menor capacidad de entrega se les aplicarían factores de reducción en sus ofertas.
EPE también recomienda que se tenga en cuenta la respuesta a la demanda en el cálculo del requerimiento de energía utilizado en las subastas de reserva de capacidad en forma de energía.
Actualmente, este recurso se contempla en los Planes Decenales de Expansión Energética, donde compite con las tecnologías de generación y almacenamiento. Sin embargo, no participa directamente en las subastas que contratan capacidad para el sistema.
La nota también propone representar la respuesta a la demanda con su propio costo variable (CVU) en los modelos de despacho. Con este cambio, el recurso podría integrarse en el orden de mérito y participar en la formación del costo operativo marginal (CMO).
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