Autores:
Ankit Gupta, Riya Gupta
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Mercado de respuesta a la demanda Tamaño y Compartir 2026-2035
ID del informe: GMI15946
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Fecha de publicación: August 2026
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Formato del informe: PDF/Excel/Panel de control/Plataforma
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Mercado de respuesta a la demanda
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Mercado de respuesta a la demanda
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Tamaño del mercado de respuesta a la demanda
El mercado de respuesta a la demanda se valoró en 11,100 millones de USD en 2025 y se prevé que alcance los 26,600 millones de USD en 2035, con una expansión a una TCAC del 9,1 % entre 2026 y 2035. Según el último informe publicado por Global Market Insights Inc., el crecimiento responde al cambio de las empresas de servicios públicos, que han pasado de la supervisión pasiva de la carga a la gestión automatizada de la demanda. Las cargas industriales y comerciales siguen siendo las principales fuentes de flexibilidad contratada, mientras que los termostatos inteligentes, las baterías, los vehículos eléctricos (EV) y la energía solar en tejados amplían la base de activos residenciales. La respuesta a la demanda abarca programas, plataformas e infraestructura habilitadora que compensan a los clientes o les envían señales de precios para reducir, desplazar o gestionar el consumo eléctrico; excluye la capacidad de generación convencional y las medidas independientes de eficiencia energética sin flexibilidad gestionable.
Principales conclusiones del mercado de respuesta a la demanda
Líder del mercado: Schneider Electric lideró el mercado con una cuota superior al 9,8 % en 2025.
Principales actores: Los cinco principales actores de este mercado son Schneider Electric, Enel X, Honeywell, Itron, Siemens AG, que en conjunto registraron una cuota de mercado del 39,9 % en 2025.
El mercado creció de 8,900 millones de USD en 2022 a 11,100 millones de USD en 2025, lo que representa una TCAC histórica del 7,7 %. La previsión refleja las inversiones en redes inteligentes, la incorporación de recursos energéticos distribuidos (DER) y la creciente presión de la demanda punta derivada de la electrificación y los centros de datos. La Agencia Internacional de la Energía sitúa la capacidad mundial utilizada de respuesta a la demanda cerca de los 100 GW, frente a un requisito de 500 GW para alcanzar cero emisiones netas en 2030, lo que deja una brecha considerable de flexibilidad. Las estimaciones utilizan los ingresos de programas, plataformas, hardware y servicios calculados de abajo arriba y contrastados con la actividad regional de empresas de servicios públicos y agregadores.
Opinión del analista de GMI
La respuesta a la demanda se está convirtiendo en una capa operativa de la red, en lugar de ser un programa periódico de emergencia. Los principales focos de valor se situarán allí donde se conecten la activación automatizada, la liquidación y la orquestación de activos, ya que estas capacidades convierten baterías, sistemas de calefacción, ventilación y aire acondicionado (HVAC), cargadores de vehículos eléctricos y procesos industriales heterogéneos en capacidad fiable. El despliegue de hardware seguirá siendo esencial en las regiones con medición insuficiente, pero los ingresos recurrentes impulsados por software crecerán más rápido hasta 2035. Para 2030, los operadores de redes valorarán cada vez más el rendimiento demostrado de activación frente a la capacidad bruta incorporada, lo que favorecerá a las plataformas capaces de coordinar múltiples clases de activos.
El mercado abarca el tipo de servicio, la tecnología, el componente, el despliegue, la comunicación, la aplicación, el usuario final y la región. La cobertura incluye América del Norte, Europa, Asia-Pacífico, Oriente Medio y África, y América Latina, con 21 países y 19 empresas analizadas. La principal tendencia comercial es el cambio de la reducción manual de la carga hacia programas automatizados y basados en datos que pueden participar en los mercados de capacidad, fiabilidad y servicios auxiliares.
Principales factores de crecimiento
Ahorro de los usuarios finales gracias a la tarificación dinámica y los programas de incentivos
La previsión considera que los efectos de los factores de crecimiento y las restricciones son indicativos, en lugar de estrictamente aditivos. Los efectos reflejan el crecimiento de referencia, los cambios en la combinación y las interacciones entre las políticas, la medición y la disponibilidad de activos.
Necesidades de estabilidad de la red ante el aumento de la penetración de las energías renovables
La integración de las energías renovables modifica la economía de la flexibilidad. Cuando la producción solar o eólica diverge de la demanda instantánea, la carga controlable puede aplazar la capacidad de cobertura de los picos y reducir las restricciones a la producción. La IEA identifica las cargas industriales como la mayor fuente de respuesta activa de la demanda, mientras que el potencial restante en los sectores del aluminio, el cemento y los productos químicos sigue siendo considerable. [1]International Energy Agency, "Demand Response" and "Electricity 2025". iea.org Este mecanismo resulta especialmente valioso cuando las normas de despacho reconocen los recursos del lado de la demanda junto con la capacidad del lado de la oferta.
Regulaciones e incentivos para reducir la carga punta
Las políticas están reduciendo las barreras de entrada al mercado para los agregadores. La FERC informó de una participación de la respuesta a la demanda de 33,272 MW en los mercados mayoristas de Estados Unidos en 2024, mientras que la recomendación de enero de 2025 de ACER sobre el Código de red para la respuesta a la demanda estableció principios de cualificación e intercambio de datos para la participación en la UE. [2]Federal Energy Regulatory Commission, "2025 Annual Assessment of the Demand Response and Advanced Metering Resources". ferc.gov Estas medidas son importantes porque el acceso normalizado puede convertir las cargas técnicamente flexibles en flujos de ingresos contractuales.
Demanda urbana de electricidad y crecimiento de la carga punta
El aumento de la demanda punta hace que la situación sea más urgente. La NERC prevé un incremento de 224 GW, o del 24%, de la demanda punta en Norteamérica durante la próxima década. [3]North American Electric Reliability Corporation, "2025 Long-Term Reliability Assessment". nerc.org La respuesta a la demanda ofrece una opción a más corto plazo que la construcción de nuevas redes e instalaciones de generación, especialmente en edificios comerciales y centros de datos con cargas controlables. La tarificación dinámica refuerza esta opción cuando los diferenciales de precios durante eventos de tensión superan los 200 USD/MWh.
Principales restricciones
Coste inicial de la infraestructura y brechas de interoperabilidad
La inscripción de los hogares sigue siendo inferior a la disponibilidad de dispositivos. Parks Associates informa de que aproximadamente el 20% de los hogares estadounidenses con termostatos inteligentes, es decir, cerca de cuatro millones de hogares conectados, participan en programas de las empresas de servicios públicos. [4]Parks Associates, "Smart Energy Consumer Collaborative 2025 Report on DR Enrollment". parksassociates.com Las interfaces de inscripción fragmentadas, los incentivos incoherentes y la limitada integración orientada al consumidor reducen la conversión. La inscripción automatizada mediante dispositivos y programas gestionados por agregadores puede reducir esa fricción, pero el consentimiento del cliente y la protección de su confort siguen siendo aspectos comerciales importantes.
Conocimiento limitado de los consumidores y participación reducida en los programas
La AMI, los sistemas de control y las capas de integración requieren capital antes de que lleguen los ingresos de los programas. El Energy Systems Integration Group identifica los plazos de contratación cortos y la limitada combinación de fuentes de valor en los servicios de red como obstáculos para la inversión. [5]Energy Systems Integration Group, "Demand Response: Structural Barriers to Participation". esig.energy La restricción es mayor allí donde la penetración de los contadores y las normas de comunicación son incompletas. También abre una oportunidad para la implementación en la nube y los servicios gestionados, que reducen la carga técnica inicial para las empresas de servicios públicos y los grandes consumidores finales.
Opinión del analista de GMI
El acceso regulatorio y la inscripción automatizada determinarán si la flexibilidad técnica se convierte en capacidad comercializable. El efecto de las políticas es más fuerte cuando convergen los requisitos de cualificación, telemetría, despacho y liquidación; una tarifa por sí sola no crea un programa escalable. La concienciación de los consumidores seguirá siendo un freno a corto plazo, pero la inscripción basada en dispositivos puede reducir la brecha. Hasta 2028, las jurisdicciones que combinen el despliegue de contadores inteligentes con el acceso de los agregadores desarrollarán capacidad más rápidamente que los mercados que financien el hardware sin establecer normas de participación.
Análisis del mercado de respuesta a la demanda por segmentos
Por tipo de servicio
La respuesta a la demanda basada en incentivos lideró el mercado con una cuota del 69,2 % en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 7,6 % hasta 2035. Los pagos por capacidad, los créditos en las facturas y la compensación directa se adaptan a las cargas industriales y comerciales que pueden asumir compromisos firmes de reducción del consumo. Enel X gestionó más de 10 GW en 13 países en 2025, lo que demuestra la escala de la agregación contratada.[6]Enel Group, "Enel X Global Demand Response Portfolio Report 2025". enel.com La respuesta a la demanda basada en precios registró una cuota del 30,8 %, pero crece más rápidamente, a una TCAC del 12 %, a medida que se extienden las tarifas por discriminación horaria, las tarifas para períodos punta críticos y las tarifas en tiempo real. Las normas de gestión de la carga de California y el programa residencial propuesto por ERCOT respaldan esta transición.[7]California Public Utilities Commission, "Load Management Standards 2022". cpuc.ca.gov
Por tecnología
La infraestructura de medición avanzada (AMI) crea la base direccionable al proporcionar datos por intervalos y puntos finales controlables. Itron completó en marzo de 2024 el despliegue de 2 millones de contadores habilitados para Distributed Intelligence para Xcel Energy, mientras que su despliegue de IntelliFLEX LV DERMS con Ausgrid, en marzo de 2026, amplía la orquestación a la energía solar, las baterías y los vehículos eléctricos.[8]Itron Inc., "Itron and Ausgrid Deploy IntelliFLEX LV DERMS". itron.com Los sistemas de gestión de la energía convierten esos flujos de datos en procesos de previsión, gestión de eventos y liquidación; EnergyIP DEMS de Siemens atiende casos de uso de empresas de servicios públicos y agregadores.[9]Siemens AG, "EnergyIP DEMS Datasheet". siemens.com
La respuesta automatizada a la demanda (ADR) utiliza OpenADR 2.0 y controles automatizados para cumplir los requisitos de tiempo de respuesta que los programas manuales no pueden satisfacer de forma fiable. Las herramientas GridConnect y OpenBlue de Johnson Controls coordinan las cargas de los edificios para la reducción del consumo y la participación en la regulación de frecuencia.[10]Johnson Controls International, "GridConnect Platform". johnsoncontrols.com Los termostatos inteligentes y los controles de climatización proporcionan la principal vía de entrada al segmento residencial: Renew Home gestiona más de 5 millones de termostatos y más de 4 GW de capacidad flexible en más de 140 programas estadounidenses.[11]Renew Home, "Launch Press Release". renewhome.com
Las plataformas basadas en IoT e IA optimizan el despacho entre múltiples activos. Uplight suministró 36 MW procedentes de 34.000 termostatos frente a una previsión de 37 MW en el verano de 2025, mientras que EnergyHub gestionó más de 2.000 MW de flexibilidad gestionable a través de más de 80 empresas eléctricas asociadas.[12]Uplight Inc., "Summer 2025 Performance Recap". uplight.com Posteriormente, las plataformas de centrales eléctricas virtuales (VPP) comercializan la flexibilidad agregada. Next Kraftwerke, filial propiedad al 100 % de Shell plc adquirida en julio de 2021, conectaba 15.541 MW en ocho países europeos en el cuarto trimestre de 2025.[13]Shell plc, "Acquisition of Next Kraftwerke Completion". shell.com
Por componente
En el mercado de respuesta a la demanda, el hardware mantuvo la mayor cuota por componente, con un 38,1 % en 2025, pero crece a un 4,5 % a medida que los mercados maduros avanzan más allá del despliegue básico de contadores y sistemas de control. Landis+Gyr facilitó una reducción anual de carga de 9 GW mediante sus plataformas de medición y flexibilidad.[14]Landis+Gyr Group AG, "FY2025 Annual Report". landisgyr.com El software y las plataformas, con una cuota del 36,2 %, constituyen el componente de crecimiento más rápido, con una TCAC del 12,6 %, porque integran los datos de los contadores, el control de supervisión y adquisición de datos (SCADA), los sistemas de los clientes y el despacho de recursos energéticos distribuidos (DER). El contrato de Parsons con LADWP de abril de 2026 ilustra la transición hacia arquitecturas integradas de DRMS.[15]Parsons Corporation, "LADWP DRMS Contract Announcement". parsons.com Los servicios representan el 25,8 % y crecen a un 8,8 % a medida que las empresas eléctricas externalizan la integración, la participación en el mercado y el apoyo en materia de cumplimiento normativo.
Por despliegue
Los sistemas basados en la nube lideran el despliegue porque las empresas eléctricas y los agregadores necesitan gestionar carteras de activos dispersos sin duplicar la infraestructura local. Los sistemas locales siguen siendo relevantes para entornos de tecnología operativa crítica, requisitos de soberanía de los datos y operaciones de empresas eléctricas que requieren baja latencia. Las configuraciones híbridas combinan el control local con el análisis en la nube y seguirán siendo la opción empresarial práctica cuando los requisitos de ciberseguridad y fiabilidad restrinjan la migración completa a la nube.
Por comunicación
Las conexiones cableadas por línea eléctrica y fibra siguen siendo importantes para la integración del back-end de la infraestructura de medición avanzada (AMI) y de las subestaciones. Las tecnologías inalámbricas, como Wi-Fi, Zigbee, Z-Wave, LTE y 5G, dan soporte a una base de dispositivos front-end mucho mayor. Los dispositivos de control de carga de Itron preparados para Wi-SUN y la tecnología de malla de radiofrecuencia de Landis+Gyr ilustran la capa de conexión para una incorporación escalable de hogares y empresas. La adopción de tecnologías inalámbricas estará determinada tanto por la interoperabilidad y la ciberseguridad como por la latencia.
Por aplicación
La gestión de la carga punta sigue siendo la mayor aplicación porque evita las costosas ampliaciones de la generación y de la capacidad de la red. CPower gestionó 6,7 GW en más de 23.000 instalaciones de Norteamérica en 2025.[16]CPower Energy Management, "Demand Response FAQ". cpowerenergy.com Los programas de fiabilidad y escalabilidad recompensan la capacidad de emergencia comprometida de antemano; Voltus gestionó 8,1 GW y proporcionó 816.000 MWh de alivio a la red en 2025.[17]Voltus Inc., "Record 2025 Performance". voltus.coLa optimización de costes utiliza la respuesta tarifaria para reducir las facturas de los clientes, mientras que la integración de energías renovables adapta la demanda flexible a una oferta variable. Los servicios auxiliares y la regulación de frecuencia tienen un alto valor por MW porque requieren una respuesta rápida y automatizada; la plataforma OPTIMAX de ABB permite la optimización en múltiples mercados.[18]ABB Ltd., "OPTIMAX for Virtual Power Plants". abb.com
Por usuario final
Los usuarios industriales lideran los ingresos y la capacidad inscrita, ya que los grandes procesos pueden proporcionar una reducción firme de la demanda. Los edificios comerciales aportan cargas flexibles de climatización, iluminación y refrigeración mediante plataformas de automatización de Honeywell y Johnson Controls.[19]Honeywell International, "DemandSites DRMS Platform". honeywell.com[20]
Perspectiva del analista de GMI
La estructura del segmento está pasando de la propiedad de dispositivos al control de la orquestación. La infraestructura de medición avanzada (AMI) y los sistemas de control establecen el alcance físico, pero el software determina si ese alcance se traduce en capacidad gestionable y liquidada. El efecto de segundo orden es una brecha cada vez mayor entre los proveedores que simplemente conectan activos y aquellos que pueden demostrar su rendimiento en los mercados de capacidad, energía y servicios auxiliares. Hasta 2030, las arquitecturas híbridas de las empresas de servicios públicos seguirán siendo habituales, aunque se amplíe el control basado en la nube.
Análisis regional del mercado de respuesta a la demanda
Por región
Norteamérica lideró el mercado de respuesta a la demanda con una cuota del 52 % y 5,800 millones de USD en 2025, respaldada por las estructuras de mercado de PJM, MISO, CAISO, NYISO, ERCOT y SPP. Estados Unidos alcanzó 5,200 millones de USD y Canadá, 600 millones de USD. El marco de participación en los mercados mayoristas de la FERC y el despliegue de AMI en Nueva York respaldan la continuidad de la incorporación de participantes. El crecimiento se modera hasta una TCAC regional del 7,4 % durante el período hasta 2035, debido a que el mercado está más maduro y la competencia se orienta hacia el despacho mediante inteligencia artificial, la integración de vehículos eléctricos y la consolidación de plataformas.
Europa representó 1,700 millones de USD y una cuota del 15 % en 2025, con una TCAC prevista del 9,8 %. La recomendación de ACER de 2025 constituye el principal referente regulatorio regional. Alemania, España, Italia y el Reino Unido se benefician de las necesidades de flexibilidad industrial, la penetración de las energías renovables y las reformas del mercado. La asociación de Schneider Electric con Royal Avebe en los Países Bajos, anunciada en mayo de 2026, muestra cómo los sistemas de gestión energética (EMS), la generación in situ y la respuesta a la demanda pueden respaldar la electrificación industrial sin necesidad de reforzar la red.
Asia-Pacífico es la región de mayor crecimiento, con una TCAC del 11,6 %, al pasar de 2,400 millones de USD en 2025 a 7,500 millones de USD en 2035. Las expectativas provinciales de capacidad de China y el programa de India para instalar 250 millones de contadores inteligentes generan la mayor expansión potencial del mercado. India lidera el crecimiento regional con un 15,8 %, mientras que China crece un 12,8 %. Japón, Corea del Sur, Australia y el Sudeste Asiático amplían la diversidad del mercado de respuesta a la demanda mediante normas de capacidad, financiación de centrales eléctricas virtuales y gestión de recursos energéticos distribuidos a escala de distribución. El despliegue de Itron en Ausgrid demuestra la avanzada infraestructura de programas de Australia.
Oriente Medio y África alcanzan los 700 millones de USD en 2025 y se prevé que crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 10,5 %. La inversión de Arabia Saudí en redes inteligentes y el desarrollo de programas en los EAU son los principales catalizadores, aunque las necesidades iniciales de infraestructura limitan el ritmo. América Latina parte de 600 millones de USD y crece un 8,7 %; las subastas de flexibilidad de Brasil y la demanda industrial de México ofrecen las vías comerciales más claras. Estas regiones dependen de la ejecución de los sistemas de medición y de la regulación antes de que puedan desarrollarse ingresos de las plataformas a gran escala.
Perspectiva del analista de GMI
La divergencia regional persistirá porque los mercados de flexibilidad maduran siguiendo secuencias diferentes. Norteamérica monetiza el acceso consolidado a los mercados mayoristas, Europa armoniza las normas de participación y Asia-Pacífico desarrolla a gran escala la infraestructura de medición y la base de carga subyacentes. El crecimiento más duradero se producirá allí donde estos fundamentos se consoliden al mismo tiempo. Para 2030, el aumento de la cuota de Asia-Pacífico modificará las prioridades de los proveedores, mientras que Norteamérica seguirá siendo el mercado de referencia para el diseño del rendimiento y la liquidación.
Cuota de mercado y panorama competitivo del mercado de respuesta a la demanda
El mercado presenta una concentración moderada. Schneider Electric lideró con una cuota del 9,8 % en 2025, y los cinco principales participantes reunieron el 39,9 %. Schneider Electric combina capacidades de redes, edificios y sistemas de gestión de recursos energéticos distribuidos (DERMS) a través de EcoStruxure. Enel X se diferencia por la agregación internacional de clientes comerciales e industriales (C&I), mientras que Honeywell y Johnson Controls monetizan sus bases instaladas de sistemas de control de edificios. Itron y Landis+Gyr proporcionan infraestructura de medición y de red en el extremo de la red; Siemens, ABB, Oracle Utilities y GE Vernova compiten en software para empresas de servicios públicos, automatización de redes y optimización en múltiples mercados.
Entre los principales actores que operan en el mercado de respuesta a la demanda se encuentran ABB, CPower Energy Management, Eaton, Enel X, EnergyHub, GE Vernova, Honeywell, Itron, Johnson Controls, Landis+Gyr, Leap, Next Kraftwerke, Oracle Utilities, Renew Home, Schneider Electric, Siemens AG, Tesla Energy, Uplight y Voltus Inc. Los operadores centrados en el software, como EnergyHub, Leap, Uplight y Renew Home, compiten mediante la escala de agregación, la interoperabilidad de los dispositivos y las relaciones con las empresas de servicios públicos. Tesla Energy aporta capacidad de centrales eléctricas virtuales (VPP) basada en baterías, mientras que CPower y Voltus hacen hincapié en la participación en los mercados mayoristas. Eaton suministra sistemas de gestión de la respuesta a la demanda (DRMS), controles y equipos de gestión energética doméstica.
Las fusiones y adquisiciones y las alianzas conectan cada vez más la infraestructura instalada con la orquestación del software. Una investigación primaria realizada en el primer semestre de 2025 entre 18 altos ejecutivos de estrategia de empresas de tecnología energética de Norteamérica y Europa reveló que las adquisiciones de plataformas de respuesta a la demanda y de centrales eléctricas virtuales (VPP) centradas en el software se preferían al desarrollo orgánico para crear capacidades de cartera optimizadas mediante inteligencia artificial. Esta orientación favorece la consolidación sin implicar que los proveedores de hardware pierdan relevancia; sus bases instaladas siguen siendo una vía importante de acceso al mercado de respuesta a la demanda.
Next Kraftwerke opera como filial propiedad al 100 % de Shell plc, que la adquirió en julio de 2021. Renew Home se constituyó en mayo de 2024 a partir de OhmConnect Inc. y Nest Renew de Google, y Sidewalk Infrastructure Partners posee la mayoría de su capital. Voltus sigue operativa tras la aprobación por parte de la FERC, en enero de 2025, de un acuerdo de liquidación de 18 millones de USD con MISO relacionado con conductas desarrolladas entre 2016 y 2020; el asunto quedó resuelto y Voltus no admitió haber cometido infracciones.
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