El informe de ICF examina el desfase creciente entre la aceleración de la demanda eléctrica en Estados Unidos y la capacidad real del sistema para servirla, un desafío directamente relevante para cualquier alianza enfocada en la inserción de redes inteligentes. Proyecta que la demanda total del país aumentará 21% al 2030 y 39% al 2035 frente a niveles de 2026, mientras la demanda pico, el momento de mayor estrés para la red, crecerá 14% y 25% en esos mismos plazos, impulsada sobre todo por centros de datos, electrificación de transporte y edificios, y expansión industrial. El análisis muestra que esta presión no se distribuye de forma homogénea: PJM, que cubre 13 estados del Atlántico medio y el medio oeste más Washington D.C., vería su demanda crecer 43% al 2035, frente a apenas 14% en NYISO, evidenciando la necesidad de estrategias regionales diferenciadas más que soluciones nacionales uniformes.

 
Uno de los hallazgos centrales es el margen de reserva del sistema: tras descontar los requisitos mínimos de confiabilidad, Estados Unidos dispone de solo 26 GW de capacidad excedente, equivalente al 3% de la capacidad total instalada. ERCOT y PJM, los mercados de mayor crecimiento, ya no cuentan con ningún colchón para absorber nueva carga más allá del próximo año, y SERC y NYISO podrían llegar a niveles críticos hacia 2030. El estudio atribuye estos cuellos de botella a plazos prolongados de interconexión, falta de capacidad de distribución en nodos de carga, trámites de permisos, atrasos en cadenas de suministro de equipos y escasez de mano de obra calificada.

En el frente de generación, ICF proyecta 445 GW de nueva capacidad entre 2026 y 2030, aunque solo 68 GW entrarán en operación en 2026, lo que obliga a duplicar el ritmo de instalación en los años siguientes respecto al récord histórico de 53 GW alcanzado en 2025. La energía solar lidera esta expansión con 177 GW acumulados a 2030, acompañada de 120 GW de almacenamiento y 62 GW de eólica, mientras el gas natural aporta 77 GW adicionales para sostener márgenes de reserva. El documento subraya que no toda la capacidad nueva contribuye igual durante los picos de demanda: de los 445 GW planeados, solo unos 191 GW aportarían valor efectivo en condiciones de estrés del sistema, lo que obliga a mirar más allá de las cifras agregadas de generación.

 
La sección de transmisión resulta especialmente pertinente para el trabajo de estandarización y modernización de red que promueve la alianza. El estudio documenta un salto en la inversión de las empresas de energía estadounidenses, de 115 mil millones de dólares entre 2021 y 2024 a 178 mil millones proyectados entre 2025 y 2028, junto con planes federales para ampliar en 16% la capacidad de líneas de larga distancia y construir 7.500 millas de nuevas líneas hacia 2030. Sin embargo, ICF advierte que el mayor gasto planificado no equivale a disponibilidad inmediata de capacidad: la clave está en tecnologías de mejora de red (GETs), como calificación dinámica de líneas, conductores avanzados, control de flujo de potencia y optimización de topología, cuya adopción sigue limitada pese a marcos regulatorios favorables como las Órdenes 881 y 1920 de FERC. El informe identifica los esquemas de recuperación de costos y las reglas de participación del almacenamiento en mercados de energía como barreras persistentes para escalar estas soluciones.

El estudio dedica también un capítulo a los recursos del lado de la demanda: respuesta a la demanda, termostatos inteligentes, control de calentadores de agua y gestión de carga de vehículos eléctricos, presentados como herramientas rápidas y de bajo costo para aliviar la presión mientras se construye infraestructura mayor. Presenta casos concretos, como un programa comercial e industrial en el suroeste que logró una reducción de 130 MW en el pico, una empresa de energía en MISO que mejoró el desempeño de termostatos inteligentes durante eventos de gestión de carga, y el caso de Southern Maryland Electric Cooperative (SMECO), que combinó termostatos, control de calentadores de agua y carga vehicular gestionada para desplazar cientos de megavatios-hora entre enero y octubre de 2025, manteniendo alta satisfacción de los usuarios.
El informe cierra con recomendaciones diferenciadas para desarrolladores de grandes cargas y generación, planificadores y operadores de transmisión, administradores de programas de gestión de demanda, agencias federales y agencias estatales, todas orientadas a un mismo propósito: convertir el pronóstico de demanda en carga efectivamente servible mediante coordinación temprana, planificación granular, flexibilidad operativa y alineación regulatoria. Para el sector eléctrico colombiano y las iniciativas de redes inteligentes, el estudio ofrece un marco analítico replicable sobre cómo equilibrar generación, transmisión y flexibilidad de demanda en escenarios de crecimiento acelerado y recursos limitados.

Para leer más ingrese a:

https://www.icf.com/insights/energy/impact-rapid-demand-growth-us 

https://www.icf.com/-/media/files/icf/reports/2026/icf-demand-growth-report-2026.pdf