Autor: DIFUSIÓN COLOMBIA INTELIGENTE

  • Seis tecnologías para electrificar procesos clave en la química

    Seis tecnologías para electrificar procesos clave en la química

     

    RMI identifica seis tecnologías de electrificación con alto potencial para descarbonizar la industria química: calentamiento por inducción, calentamiento resistivo, calentamiento por ondas de choque, bombas de calor de fuente de aire, almacenamiento térmico de energía y electrólisis de CO₂. El documento explica que el calor de proceso y el vapor derivados de combustión representan del 30% al 50% de las emisiones del sector; sustituirlo por calor eléctrico o por rutas electroquímicas habilita reducciones sustanciales cuando la electricidad es de bajas emisiones. Además, se destaca que la mayor parte de las soluciones requiere validación, optimización y demostraciones a escala antes de su despliegue comercial, por lo que se propone una hoja de ruta de I+D y demostración (RD&D) con prioridades específicas.

    La “Applied Innovation Roadmap (AIR) for Chemicals” aporta un andamiaje para financiadores, desarrolladores, productores y reguladores, evaluando la preparación tecnológica y de adopción, impactos en salud y barreras de escalamiento. Para cada tecnología traza proyectos tipo, cronogramas y presupuestos, y un escenario de éxito que estima mejoras de costo frente a procesos incumbentes a medida que se escale. La estrategia busca visibilizar riesgos y oportunidades, orientar convocatorias de fondos y catalizar alianzas academia‑industria. En un contexto en que la producción química seguirá creciendo y en el que las emisiones asociadas a calor fósil son persistentes, el viraje hacia calor eléctrico y nuevas rutas electroquímicas resulta clave para alcanzar metas de neutralidad, a la vez que preserva la competitividad de cadenas de valor intensivas en materiales.

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    www.rmi.org/six-technologies-set-to-electrify-the-chemicals-sector/

  • EE. UU.: revocación del “endangerment finding” y riesgos sistémicos

    EE. UU.: revocación del “endangerment finding” y riesgos sistémicos

    WRI explica que la EPA de EE. UU. finalizó el 12 de febrero de 2026 una regla que anula su propio “endangerment finding” de 2009 —determinación, tras años de análisis científico, de que los gases de efecto invernadero ponen en peligro la salud y el bienestar— y derogó estándares de emisiones para vehículos ligeros, medianos y pesados. Bajo la Clean Air Act, dicha determinación obligaba a regular contaminantes peligrosos; su revocación debilita la obligación federal de gestionar emisiones, con implicaciones en salud pública (olas de calor, contaminación) y en asequibilidad (energía y seguros), además de abrir espacio a litigios por daños climáticos.

    El análisis advierte que, más allá del debate político, esta decisión incrementa la incertidumbre regulatoria para industrias intensivas en energía y transporte, complica la planificación de inversiones y podría encarecer la transición al introducir asimetrías regulatorias entre estados. También se subraya que la medida contrasta con la evidencia científica y con tendencias internacionales de fortalecimiento de marcos de resiliencia y mitigación. En respuesta, se espera que estados, ciudades y empresas mantengan estándares voluntarios y mandatos locales, y que se activen vías judiciales y legislativas. Para los agentes del sector energético, la señal es de prudencia: persiste el avance tecnológico hacia inventarios de menor huella y mayor eficiencia, pero con mayores riesgos de fragmentación normativa y de traslado de costos al consumidor final si no se coordina una estrategia integral de seguridad, asequibilidad y clima.

    Para leer más ingrese a:

    www.wri.org/insights/endangerment-finding-repeal-explained

  • Sensores conectados: ojos y oídos normalizados de la red eléctrica

    Sensores conectados: ojos y oídos normalizados de la red eléctrica

    La transformación digital del sistema eléctrico se apoya en sensores capaces de medir variables ambientales y eléctricas desde generación a distribución. Un análisis de IEC e‑tech detalla cómo las familias de normas IEC y sus Sistemas de Evaluación de Conformidad enmarcan el despliegue de sensores seguros y precisos. Se destaca la norma IEC 61724‑1 para monitoreo de desempeño fotovoltaico, que especifica cómo recolectar datos confiables de irradiancia, temperatura de módulo y ambiente, viento y humedad, entre otros; enfoque extrapolable a otras tecnologías para asegurar trazabilidad metrológica y comparabilidad de resultados, clave para contratos de desempeño y regulación de calidad de suministro.

    Con redes cada vez más dinámicas por la integración de recursos distribuidos e intermitentes, emergen los “sensores inteligentes” y las redes de sensores‑actuadores, con capacidad de comunicación integrada hacia nubes privadas o públicas. Estos nodos pueden agregar miles de señales y habilitar mantenimiento predictivo, detección temprana de fallos, control de calidad de energía y reconfiguración automática. La estandarización de interfaces, protocolos y requisitos de seguridad eléctrica/funcional permite que las distribuidoras y transmisoras escalen despliegues con interoperabilidad y ciberseguridad, reduciendo riesgos de lock‑in y facilitando mercados de terceros. A medida que la red se hace “sensible” y “activa”, la función de los sensores evolucionará desde la mera observación a la actuación coordinada con dispositivos de campo, siempre bajo marcos de certificación y pruebas que garanticen integridad de datos y operación segura.

    Para leer más ingrese a:

    https://etech.iec.ch/issue/2026-01/connected-sensors-for-the-power-grid
  • IA operativa recorta 70% del consumo en horas valle en ‘telco’

    IA operativa recorta 70% del consumo en horas valle en ‘telco’

    El sector de telecomunicaciones entra en una fase en la que la optimización energética pasa por sistemas de inteligencia artificial (IA) integrados al núcleo operativo. Un reportaje especializado recoge previsiones de gasto en tecnologías de soporte a IA que escalarían desde 337.000 millones USD en 2025 hasta 749.000 millones USD en 2028, con dos tercios de la inversión embebida en operaciones. En este contexto, proveedores y operadores han evolucionado de asistentes de consulta a IA “agéntica” —capaz de ejecutar acciones bajo límites definidos— para coordinar múltiples agentes de campo, optimizar inventarios y ajustar parámetros de red. Los casos reportados muestran reducciones de hasta 70% en consumo energético durante horas valle mediante apagado inteligente, consolidación de cargas y control fino de ventilación/climatización y módulos inactivos, lo que disminuye la métrica kWh/GB y libera OPEX.

    El texto subraya que operadores globales despliegan asistentes autónomos para atender alertas, reforzar atención al cliente y maximizar rendimiento de infraestructura. En particular, se menciona que una plataforma conversacional como Aura de Telefónica supera cientos de millones de interacciones al año y expande funciones generativas, indicio de cómo la IA de propósito general migra a tareas críticas en operación y atención. Para capturar el potencial de ahorro, la industria debe asegurar interoperabilidad entre OSS/BSS, infraestructura de borde y canales de cliente, así como gobernanza para trazabilidad de decisiones y ciberseguridad. En resumen, la eficiencia energética ‘telco’ ya no depende solo de hardware eficiente, sino de la orquestación algorítmica de la red, con impactos directos sobre la huella energética y la competitividad de servicios digitales.

    Para leer más ingrese a:

    www.elperiodicodelaenergia.com/la-ia-ya-permite-reducir-hasta-un-70-el-consumo-energetico-en-horas-valle-en-el-sector-telco

  • Centros de datos: energía, agua y reglas para crecer sin desplazar costos

    Centros de datos: energía, agua y reglas para crecer sin desplazar costos

    Un análisis de WRI examina cómo la rápida expansión de centros de datos reconfigura redes locales de energía y agua, suelo y finanzas públicas. En Estados Unidos operan, están planificados o en construcción cerca de 3.900 centros de datos —casi 37% del total mundial—, pero la “hiperescala” se concentra en pocos hub regionales, generando impactos desproporcionados en demanda pico, capacidad de conexión y disponibilidad hídrica. La pieza argumenta que la mitigación exige reglas claras en: i) contratación de energía y flexibilidad de carga; ii) gestión y compensación del uso de agua; iii) localización y ordenamiento; y iv) distribución de costos de infraestructura para no trasladar aumentos tarifarios a hogares y pymes. 

    El documento resalta que la calidad de información pública sobre impactos y beneficios es aún limitada, lo que dificulta evaluar conveniencia económica neta y diseñar instrumentos como tarifas de gran carga, acuerdos de flexibilidad y aportes privados a refuerzos de red. También propone que las compañías de nube y operadores compartan planes de demanda horaria y acepten compromisos de gestión de carga (p. ej., desplazamiento de cómputo, almacenamiento “behind‑the‑meter”, respuesta a la demanda) para reducir el crecimiento de picos y los costos de expansión de redes. Por su parte, los reguladores deberán reforzar criterios de costo causal y evitar subsidios cruzados, incorporar metas de eficiencia hídrica y exigir reportes de desempeño socioambiental verificables. Con ello, el crecimiento digital podría alinearse con objetivos de confiabilidad, asequibilidad y sostenibilidad sin sobrecargar a los consumidores finales.

    Para leer más ingrese a:

    www.wri.org/insights/us-data-center-growth-impacts

  • Protecciones repensadas para redes dominadas por convertidores

    Protecciones repensadas para redes dominadas por convertidores

    El análisis especializado de CIGRE sostiene que los recursos basados en inversores (RBI) alteran supuestos fundacionales de la protección de sistemas, al limitar corrientes de falla a 1–1,5 pu, variar su impedancia aparente con modos de control y modificar la relación tensión‑corriente durante transitorios. Estas diferencias socavan la fiabilidad de funciones convencionales como distancia, direccionalidad y sobrecorriente, concebidas para máquinas síncronas con contribuciones de cortocircuito de 5–10 pu en el periodo subtransitorio. Con RBI, la respuesta ya no está dictada por la física de la máquina sino por estrategias de control que priorizan la supervivencia de semiconductores y la coordinación de “ride‑through”. Ello exige enfoques de protección que integren mediciones de alta resolución, lógica flexible y modelos que acompañen transiciones de modo de control. 

     

    El documento propone marcos interdisciplinarios que contemplen: i) protecciones “awareness‑based” apoyadas en sincrofasores y en fronteras dinámicas de zona; ii) algoritmos resistentes a saturación de CT/VT y a “current limiting”; iii) coordinación de protecciones con controladores de convertidores, incluidos conformadores de red; y iv) pruebas de tipo que emulen comportamientos no lineales de RBI en redes débiles. Asimismo, se alinea con esfuerzos editoriales de ELECTRA para fortalecer el concepto de “fortaleza de sistema” y el uso de modelos EMT a escala amplia cuando fenómenos rápidos superan la precisión de modelos fasoriales. En suma, la protección en redes con alta electrónica de potencia debe migrar de ajustes estáticos históricamente fiables a esquemas adaptativos con teleprotección, conciencia de topología y acoplamiento estrecho con las estrategias de control de los propios convertidores.

    Para leer más ingrese a:

    https://electra.cigre.org/344-february-2026/technology-e2e/reimagining-system-protection-for-a-grid-dominated-by-inverter-based-resources.html
  • España acelera almacenamiento: 125 MW operativos y 9 GW en trámite

    España acelera almacenamiento: 125 MW operativos y 9 GW en trámite

    España alcanzó 124,5 MW de potencia de baterías conectada a mediados de febrero, consolidando el despegue operativo del almacenamiento electroquímico en el sistema y complementando los 3.331 MW de bombeo hidráulico existentes. Más relevante aún, la cartera de proyectos se sitúa en 9.074 MW repartidos en 560 iniciativas con una duración media de 3,3 horas, lo que revela una ola inversora orientada a cubrir rampas netas y gestionar curtailment fotovoltaico/eólico conforme avanza la electrificación. En solo 30 días, se registró un avance aproximado de 1 GW en tramitación y 27 nuevas solicitudes por 415 MW, indicador de dinamismo empresarial y expectativa de monetización por capacidad, arbitraje y servicios de ajuste.

    La distribución geográfica favorece nodos con alta penetración renovable (Cáceres, Asturias, Cuenca, Barcelona), mientras que el mix de desarrollos se divide entre sistemas “stand alone” (52%) y baterías hibridadas con plantas existentes (48%), estrategia que reduce CAPEX balance‑of‑plant, aprovecha infraestructuras compartidas y mejora factores de utilización de inversores de planta. En términos regulatorios, la articulación de señales sobre mercados de capacidad y la eliminación de cuellos de transmisión son determinantes para materializar la cartera. Para el operador del sistema y los distribuidores, la expansión del almacenamiento aporta resiliencia operativa, amortigua congestiones regionales, facilita el cumplimiento de perfiles de vertido, y permite desplazar energía a horas de precio alto, moderando costes para consumidores. En paralelo, el crecimiento de tramitaciones confirma la necesidad de procedimientos más ágiles, certezas en retribución por servicios de red y coordinación planificación‑operación para que el almacenamiento contribuya efectivamente a reducir vertidos renovables, mejorar la seguridad del suministro estacional y acelerar la senda de descarbonización.

    Para leer más ingrese a:

    www.elperiodicodelaenergia.com/comienza-la-era-de-las-baterias-en-espana-ya-hay-conectados-125-mw/

  • Batería de 175 MW aporta capacidad firme a Nueva Inglaterra

    Batería de 175 MW aporta capacidad firme a Nueva Inglaterra

    La entrada en operación del sistema de almacenamiento Cross Town Energy Storage en Gorham, Maine, con 175 MW y hasta dos horas de descarga, se consolida como el activo de baterías más grande de Nueva Inglaterra y refuerza la cobertura de capacidad en condiciones invernales exigentes. La instalación, desarrollada por Plus Power, acreditó disponibilidad total durante la tormenta invernal Fern y capacidad de respuesta del orden de 250 milisegundos, atributos que respaldan el control de frecuencia, los servicios complementarios y la contención de picos de demanda sin combustibles fósiles. Asimismo, al ubicarse cerca del área de Portland, el activo puede cargar con excedentes eólicos del norte y descargar hacia el sur cuando la red regional lo requiere, amortiguando congestiones y evitando sobrerreliance de unidades térmicas de punta.

     

    La pieza también subraya el papel del almacenamiento en el marco de los objetivos estatales: Maine aspira a 90% de energía renovable y 100% limpia en 2040. En mercados donde el gas establece el precio marginal, la expansión de baterías que desplazan generación pico reduce la exposición al precio del gas y, por ende, presiona a la baja las facturas. La participación de Cross Town en el mercado de capacidad ISO‑NE bajo contratos de siete años adjudicados en 2021 combina ingresos por capacidad, servicios de regulación/contingencia y arbitraje energético, lo que mejora la bancabilidad del activo frente a la volatilidad de los ingresos energéticos. En paralelo, la región continúa rezagada respecto a California o Texas en despliegue de almacenamiento, por lo que proyectos de esta escala contribuyen a cerrar brechas de flexibilidad para integrar más renovables, sostener la calidad de tensión y sostener rampas netas vespertinas. El caso de Cross Town ratifica que, con señales de mercado y marcos regulatorios adecuados, el almacenamiento a gran escala es un recurso eficaz para reforzar la confiabilidad invernal, reducir costos sistémicos asociados a la congestión y mejorar la utilización de la infraestructura existente, sin añadir emisiones locales.

    Para leer más ingrese a:

    www.canarymedia.com/articles/energy-storage/new-england-biggest-grid-battery-maine

  • Faster and Cheaper Demand-Side Solutions for Rapid Load Growth

    Faster and Cheaper Demand-Side Solutions for Rapid Load Growth

    El crecimiento acelerado de la demanda eléctrica se ha convertido en un fenómeno estructural que presiona de manera directa a los sistemas energéticos contemporáneos. Este aumento no proviene únicamente de la expansión demográfica o económica, sino que se explica, además, por la electrificación de procesos industriales, la digitalización de servicios y la aparición de nuevas cargas intensivas como los centros de datos, la inteligencia artificial y la movilidad eléctrica. En consecuencia, la planificación tradicional basada en la expansión continua de la oferta comienza a mostrar límites técnicos, financieros y temporales. Frente a este escenario, las soluciones centradas en la demanda emergen como una vía más ágil y rentable para gestionar el crecimiento del consumo. En lugar de depender exclusivamente de nuevas centrales y redes, se plantea un enfoque orientado a optimizar el uso de los recursos existentes mediante mecanismos de flexibilidad. Así, la capacidad de ajustar patrones de consumo en función de las condiciones del sistema adquiere un valor estratégico, tanto para los operadores como para los usuarios finales.

    En este marco, la respuesta de la demanda se posiciona como un instrumento capaz de desplazar cargas, reducir picos de consumo y liberar capacidad en momentos críticos. De este modo, tecnologías como los sistemas de gestión energética, los medidores inteligentes y las plataformas digitales permiten coordinar millones de dispositivos distribuidos. A partir de estas herramientas, los consumidores dejan de ser actores pasivos y se integran activamente en la operación del sistema, ya sea modificando horarios de uso o participando en programas de incentivos económicos. Por otra parte, el almacenamiento energético complementa estas estrategias al ofrecer una forma de desacoplar generación y consumo. Las baterías, tanto residenciales como a gran escala, facilitan la absorción de excedentes y su posterior liberación en periodos de alta demanda. De manera similar, los vehículos eléctricos pueden funcionar como recursos móviles capaces de interactuar con la red, aportando energía o ajustando su recarga según las señales del sistema. En conjunto, estas soluciones amplían el margen operativo sin requerir inversiones masivas en infraestructura pesada.

    Sin embargo, la adopción de soluciones del lado de la demanda no se limita al ámbito tecnológico. También involucra transformaciones regulatorias y organizativas. Los marcos normativos deben permitir la agregación de recursos distribuidos, la participación en mercados de flexibilidad y la remuneración por servicios prestados. Al mismo tiempo, se requiere una evolución en los modelos de negocio de las empresas eléctricas, que pasan de vender exclusivamente energía a gestionar servicios energéticos integrales. En comparación con las alternativas centradas en la oferta, estas estrategias presentan ventajas en términos de tiempos de implementación. Mientras la construcción de una central o una línea de transmisión puede tardar años, los programas de eficiencia, respuesta de la demanda y digitalización se despliegan en plazos mucho más cortos. Además, los costos asociados resultan menores, tanto para los operadores como para la sociedad en su conjunto, lo que reduce el riesgo financiero y mejora la adaptabilidad frente a escenarios inciertos.

    Asimismo, el enfoque basado en la demanda contribuye a fortalecer la resiliencia del sistema eléctrico. La diversificación de recursos, la descentralización y la capacidad de respuesta rápida permiten enfrentar eventos extremos, fallas técnicas o picos inesperados con mayor robustez. A diferencia de un sistema rígido, dependiente de pocos activos centrales, la lógica distribuida ofrece mayor margen de maniobra ante perturbaciones. Desde una perspectiva ambiental, estas soluciones también favorecen la reducción de emisiones. Al disminuir la necesidad de centrales térmicas de respaldo y optimizar el uso de energías renovables, se avanza hacia una matriz más limpia sin sacrificar confiabilidad. En lugar de aumentar la capacidad instalada de forma indiscriminada, se prioriza el uso inteligente de los recursos existentes, lo cual alinea eficiencia económica con sostenibilidad.

    La gestión del crecimiento de la demanda eléctrica exige un cambio de paradigma. Más que expandir indefinidamente la oferta, se propone reorganizar el sistema a partir de la flexibilidad, la digitalización y la participación activa de los usuarios. De esta manera, las soluciones del lado de la demanda se consolidan como una vía más rápida, adaptable y rentable para enfrentar los retos energéticos de las próximas décadas.

    Para leer más ingrese a:

    https://www.aceee.org/research-report/u2601

    https://www.aceee.org/sites/default/files/pdfs/faster_and_cheaper_-_demand-side_solutions_for_rapid_load_growth.pdf

  • Instability Detection Technologies in Power Electronics Dominated Systems

    Instability Detection Technologies in Power Electronics Dominated Systems

    La estabilidad de los sistemas eléctricos europeos enfrenta una transformación profunda debido a la creciente penetración de dispositivos basados en electrónica de potencia. La sustitución progresiva de máquinas síncronas por convertidores, junto con la expansión de energías renovables, modifica los fenómenos de estabilidad y exige nuevas herramientas de detección capaces de operar en tiempos cada vez más cortos. En este escenario, la detección de inestabilidades se convierte en un elemento esencial para garantizar la resiliencia y la confiabilidad de las redes.

    La integración masiva de parques solares y eólicos, junto con enlaces HVDC y dispositivos FACTS, introduce fenómenos de inestabilidad por resonancia y por interacción entre controladores. Estos eventos se manifiestan en escalas de milisegundos, lo que supera las capacidades de los métodos tradicionales de análisis basados en simulaciones lentas. Por ello, se requiere complementar los modelos con tecnologías de medición que permitan identificar oscilaciones y anticipar colapsos de tensión o frecuencia. Además, la reducción de la inercia del sistema y el aumento de conexiones mediante cables HVAC desplazan las frecuencias de resonancia hacia valores cercanos a la frecuencia nominal, lo que incrementa la probabilidad de perturbaciones. La respuesta de los convertidores, caracterizada por tiempos de reacción muy cortos, puede generar interacciones no previstas entre dispositivos cercanos. En consecuencia, se plantea la necesidad de establecer reglas de conexión y operación que aseguren un nivel mínimo de robustez.

    Por otra parte, las tecnologías de detección disponibles presentan limitaciones. Los PMUs ofrecen información valiosa sobre fasores de tensión y corriente, pero su capacidad para capturar transitorios rápidos es limitada. Los WMUs, en cambio, permiten muestreos de hasta millones de muestras por segundo y ofrecen una visión más detallada de los eventos de corta duración. Sin embargo, su implementación requiere arquitecturas de almacenamiento y transmisión de datos más eficientes, así como sincronización temporal precisa. Asimismo, la coordinación entre operadores de transmisión y distribución demanda estándares comunes de intercambio de datos. La falta de armonización en sensores y protocolos dificulta la comparación de resultados y la adopción de medidas conjuntas. Por ello, se recomienda avanzar hacia la estandarización de salidas de dispositivos de medición y hacia la definición de criterios claros para la ubicación de PMUs y WMUs en la red.

    En cuanto a las acciones de mitigación, se distinguen medidas preventivas y correctivas. Las primeras buscan evitar la aparición de inestabilidades mediante ajustes de parámetros de control, cambios topológicos o redespacho. Las segundas se activan en tiempo real para contener oscilaciones forzadas o colapsos de tensión. La incorporación de dispositivos con capacidad de formación de red y de sistemas de amortiguamiento constituye una estrategia complementaria para reforzar la estabilidad. Asimismo, la transición energética introduce nuevos retos como el control de tensión en escenarios con alta penetración renovable. Incidentes recientes han mostrado la necesidad de que los generadores participen activamente en la regulación de tensión, lo que implica un cambio de paradigma respecto al control tradicional de potencia activa y reactiva.

    Las recomendaciones apuntan a fortalecer la investigación en algoritmos de detección en tiempo real, mejorar la sincronización temporal, estandarizar la implementación de sistemas de monitoreo en áreas marinas y desarrollar enfoques innovadores para el manejo de datos. La combinación de estas medidas permitirá a los operadores anticipar fenómenos de inestabilidad y mantener la seguridad del sistema en un entorno cada vez más dominado por la electrónica de potencia. La estabilidad de las redes eléctricas europeas depende de la capacidad de integrar tecnologías avanzadas de detección, de armonizar estándares y de diseñar estrategias de mitigación adaptadas a los nuevos fenómenos. La transición hacia un sistema descarbonizado requiere que la operación se apoye en herramientas más rápidas, precisas y coordinadas, capaces de sostener la confiabilidad en un contexto de creciente complejidad técnica.

    Para leer más ingrese a:

    https://www.entsoe.eu/news/2026/02/05/entso-e-publishes-technical-report-instability-detection-technologies-in-power-electronics-dominated-systems/#:~:text=news%20ENTSO-E%20Publishes%20Technical,for%20maintaining%20secure%20system%20operation.

    https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/clean-documents/Reports/2026/ENTSO-E_TR_Instability_Detection_Technologies.pdf

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Descripción del semáforo tecnológico

Los documentos se clasifican en varios colores tipo semáforo tecnológico que indican el nivel de implementación de la tecnología en el país

Tecnología en investigación que no ha sido estudiado o reglamentado por entidades del sector.

La tecnología se aplica de manera focal y se encuentra en estudio por parte de las entidades del sector.

La tecnología se aplica de manera escalable y se encuentran políticas y regulaciones focales establecidas.

La tecnología se aplica a través de servicios  y se encuentran políticas y regulaciones transversales establecidas.

La tecnología se aplica de manera generalizada  y se tiene un despliegue masivo de esta.

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