El informe de Ember, «Batteries have unlocked the era of anytime solar», analiza cómo el almacenamiento en baterías está transformando la energía solar de un recurso disponible solo durante el día en una fuente de electricidad permanente. El estudio combina datos horarios de generación y demanda eléctrica de catorce países, que representan el 82% de la generación solar global, con estadísticas de despliegue de baterías, para documentar tanto el auge de la solar diurna como la aparición de una nueva etapa de solar disponible en cualquier horario.

El documento parte de un hallazgo central: la energía solar alcanzó un 10% récord de la generación eléctrica mundial en el primer semestre de 2026, cifra que casi se duplicó frente al 5,6% de 2023, al crecer siete veces más rápido que la generación eléctrica total. Sin embargo, esta expansión se concentra casi por completo en horas de sol: en promedio, la solar cubrió más de un cuarto de la demanda global al mediodía, cayendo a niveles cercanos a cero entre las 8 de la noche y las 5 de la mañana, un patrón que deja las horas no soleadas como bastión de la generación fósil incluso en mercados con fuerte penetración solar como India y la Unión Europea.

El informe documenta que las baterías, cuyo costo instalado global cayó 95% entre 2010 y 2025, están rompiendo ese límite diario de la energía solar. Las adiciones de baterías esperadas para 2026 podrían desplazar 34% de la nueva generación solar diaria hacia horas no soleadas, frente a apenas 18% en 2025 y 4% en 2021. Mercados como Bulgaria y Chile, prácticamente sin almacenamiento hace tres años, ya instalaron capacidad suficiente para desplazar más de tres cuartas partes de su nueva solar diaria, y en California, la combinación de solar y baterías cubrió más de una cuarta parte de la demanda eléctrica durante el horario pico de la noche en el primer semestre de 2026.

Para el sector eléctrico colombiano y la alianza de redes inteligentes, este informe ofrece evidencia cuantitativa robusta sobre cómo el almacenamiento en baterías puede extender el aprovechamiento de la generación solar hacia horas no soleadas, un elemento central para el diseño de estrategias de integración de renovables, planeación de flexibilidad de red y política de incentivos al almacenamiento en el país, en un contexto de creciente penetración solar en la matriz eléctrica nacional.

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https://ember-energy.org/latest-insights/batteries-have-unlocked-the-era-of-anytime-solar/https://ember-energy.org/app/uploads/2026/08/Report-PDF-Batteries-have-unlocked-the-new-era-of-anytime-solar.pdf

La edición de mitad de año 2026 del Philippines Economic Update, publicación semestral insignia del Banco Mundial sobre la economía filipina, dedica su foco especial al sector eléctrico bajo el título «Powering Progress: Electricity, Competitiveness, and Growth Pathways». Es la primera edición publicada desde que Filipinas alcanzó formalmente la categoría de país de ingreso medio-alto, y el Banco Mundial parte de un diagnóstico de vulnerabilidad energética concreto: el país importa cerca del 98% de su crudo desde Medio Oriente, cerca del 78% de su generación depende de combustibles fósiles, y la producción doméstica de gas del campo Malampaya comenzará a declinar posiblemente desde 2027, lo que intensifica la urgencia de reducir la dependencia externa.

Un hallazgo central es que las tarifas eléctricas filipinas están entre las más altas del sudeste asiático, no solo por el costo de combustibles importados, sino por problemas estructurales del mercado: generación concentrada, restricciones de transmisión y competencia limitada. Las tarifas residenciales promedio, de cerca de 0,21 dólares por kilovatio-hora, contrastan con 0,13 dólares en Tailandia, 0,09 en Indonesia y 0,05 en Malasia, debilitando la competitividad manufacturera y elevando la exposición del país a choques externos de precios.

El estudio cuantifica el beneficio de actuar: una ruta acelerada de desarrollo eléctrico de mínimo costo podría elevar el PIB más de un punto porcentual hacia 2030, generar más de 161.000 empleos adicionales y sacar a cerca de 730.000 filipinos de la pobreza. Las reformas identificadas incluyen acelerar renovables de mínimo costo, expandir transmisión, invertir en almacenamiento en baterías y fortalecer la competencia en el mercado spot mayorista, en un contexto donde la demanda eléctrica crecerá aceleradamente por centros de datos, inteligencia artificial, vehículos eléctricos y urbanización.

Para el sector eléctrico colombiano y la alianza estratégica de redes inteligentes, este informe ofrece un caso comparado valioso de una economía emergente con alta dependencia de importaciones energéticas, que enfrenta el reto simultáneo de modernizar su infraestructura eléctrica y sostener su trayectoria de crecimiento. La cuantificación que hace el Banco Mundial del vínculo entre reforma eléctrica, competitividad, empleo y reducción de pobreza aporta un argumento robusto para sustentar ante actores regulatorios colombianos la prioridad de acelerar la modernización de red, la incorporación de renovables, el almacenamiento y la competencia de mercado como palancas de desarrollo económico.

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https://www.worldbank.org/en/country/philippines/publication/philippine-economic-updates

El artículo, elaborado por un equipo de investigadores de instituciones como Johns Hopkins University, KAUST y otras entidades académicas, y sometido a la revista Nature Energy, aborda un riesgo estructural creciente para los sistemas eléctricos: la posibilidad de que el crecimiento acelerado de centros de datos conduzca al sobredimensionamiento de la infraestructura de red y a la varación de capital, si la expansión de capacidad no incorpora adecuadamente la flexibilidad operativa que estas cargas pueden ofrecer. El estudio parte de una premisa técnica central: la operación flexible de un centro de datos puede diferir inversiones en infraestructura, pero el valor real de esa flexibilidad depende críticamente tanto del mecanismo específico utilizado como de las características del sistema eléctrico que lo hospeda.

Metodológicamente, los autores clasifican la carga de los centros de datos en tres categorías analíticas: firme, cuando el centro de datos exige suministro garantizado sin posibilidad de interrupción; flexible, cuando la carga puede desplazarse en el tiempo sin afectar significativamente el servicio; e interrumpible, cuando la carga puede reducirse o suspenderse temporalmente ante señales del sistema. Estas tres categorías se incorporan en modelos de expansión de capacidad aplicados a dos sistemas eléctricos con arquitecturas y objetivos de política marcadamente distintos: PJM, un mercado eléctrico organizado en Estados Unidos con matriz de generación intensiva en combustibles fósiles, y el sistema eléctrico de Corea del Sur, centralmente coordinado y sujeto a un tope regulatorio de emisiones de carbono.

Entre los hallazgos principales, el estudio encuentra que el mecanismo de flexibilidad que genera mayor valor varía sustancialmente según el contexto de red. En el sistema surcoreano, el mecanismo dominante es de naturaleza temporal: desplazar la carga de los centros de datos hacia las horas de mayor generación solar en el mediodía hace económicamente viable construir 0,5 gigavatios adicionales de capacidad solar hacia 2028, y evita la necesidad de 1,2 gigavatios de generación a gas y 0,3 gigavatios de almacenamiento en baterías hacia 2038. En contraste, la dinámica en PJM, condicionada por su estructura de mercado organizado y su matriz más dependiente de combustibles fósiles, presenta patrones diferentes de valorización de la flexibilidad, reflejando cómo los incentivos de un mercado descentralizado difieren de los de un sistema centralmente planificado con objetivos explícitos de descarbonización. Un hallazgo transversal relevante para ambos sistemas es que las limitaciones realistas en la forma y duración de los eventos de interrupción, es decir, las restricciones prácticas sobre cuándo y por cuánto tiempo puede interrumpirse efectivamente una carga sin afectar la operación del centro de datos, reducen de manera significativa el valor atribuible a la interrumpibilidad como mecanismo de flexibilidad. Este resultado matiza expectativas optimistas sobre el potencial de la interrumpibilidad como solución generalizada, y subraya la importancia de modelar con precisión las restricciones operativas reales de los centros de datos al diseñar mecanismos de flexibilidad.

El estudio concluye que tanto la procura de flexibilidad como su valor económico están determinados fundamentalmente por las características estructurales de la red anfitriona y por los objetivos de política energética vigentes en cada sistema, lo que implica que no existe un diseño único de flexibilidad aplicable de forma genérica entre distintos contextos regulatorios y de mercado. Para el sector eléctrico colombiano y para la alianza estratégica de redes inteligentes, este estudio resulta particularmente valioso en el actual momento de discusión sobre la llegada de centros de datos y cargas industriales de gran escala al país. El hallazgo central, que el diseño óptimo de mecanismos de flexibilidad depende de las características específicas de la red anfitriona, plantea una advertencia metodológica relevante frente a la tentación de adoptar esquemas de flexibilidad diseñados para otros contextos sin adaptarlos a las particularidades del sistema eléctrico colombiano, su matriz de generación predominantemente hidroeléctrica, su estructura de mercado y sus objetivos de política energética y transición.

Para leer más ingrese a:

https://arxiv.org/pdf/2608.19622v1

El informe de Boston Consulting Group examina un fenómeno de creciente relevancia para los sistemas eléctricos: cómo el desarrollo acelerado de centros de datos para inteligencia artificial, con demanda de cómputo global que se proyecta duplicar hacia 2030, puede diseñarse de forma que fortalezca la red eléctrica en lugar de tensionarla. El documento parte de una premisa poco convencional: el crecimiento de carga no es en sí mismo un problema para la asequibilidad eléctrica, sino una oportunidad para distribuir costos fijos entre más usuarios, siempre que ese crecimiento se gestione con el diseño correcto de conexión y operación. El análisis identifica cuatro palancas que determinan si un centro de datos resulta «grid-positive»: la ubicación de la conexión en zonas con margen de red o excedente de generación; el diseño de la conexión, priorizando acceso no firme que evita esperar años por capacidad garantizada a cambio de aceptar restricciones en horas de estrés del sistema; la flexibilidad operativa del cómputo, moviendo cargas en el tiempo o el espacio según las condiciones de la red; y la instalación de activos detrás del medidor, como baterías, generación a gas o renovables en sitio, que permiten sostener la operación bajo conexiones no firmes.

Metodológicamente, BCG construye un modelo de optimización que combina flexibilidad de carga, activos detrás del medidor y acceso firme o no firme a la red, para determinar la combinación de menor costo capaz de atender la demanda de cómputo bajo distintas condiciones de mercado y de red. El modelo se aplica a cinco mercados del noroeste de Europa, Bélgica, Reino Unido, Países Bajos, Francia y Alemania, en la ventana de inversión 2030-2035, diferenciando entre cargas orientadas a entrenamiento, inferencia y cómputo en la nube.

Entre los hallazgos principales, el estudio muestra que una conexión no firme puede reducir el tiempo de energización de un rango de cinco a diez años hasta dos a cuatro años, al evitar la necesidad de refuerzos mayores de red. Sin mitigación, una conexión con 50% de capacidad no firme podría dejar hasta 8% de la demanda anual de cómputo sin atender, pero la combinación de flexibilidad operativa y activos propios puede reducir esa brecha entre 20% y 60%, dependiendo del tipo de instalación. El documento cuantifica también el valor sistémico agregado: entre 1.500 y 3.000 millones de dólares de valor presente neto por gigavatio de centro de datos grid-positive, derivado de mayor utilización de la red existente, que reduce tarifas por usuario, y de generación y refuerzos de red evitados frente a un centro de datos con conexión firme tradicional. El informe reconoce también que este modelo implica costos adicionales de suministro eléctrico para el propio centro de datos, entre 70% y 230% más frente a un escenario firme en el caso extremo de operación fuera de red, aunque sostiene que, en los casos estudiados, el beneficio de energizar años antes compensa ese costo adicional. El documento identifica limitaciones prácticas relevantes: no todas las cargas de cómputo pueden desplazarse en el tiempo, la inferencia en tiempo real exige proximidad al usuario final, y bajo las reglas de conexión vigentes en muchos mercados, los centros de datos conservan el derecho a esperar por conexión firme donde prefieran ubicarse, lo que limita la materialización espontánea del modelo sin señales regulatorias o comerciales claras.

Para el sector eléctrico colombiano y la alianza estratégica de redes inteligentes, el valor de este informe radica en su propuesta de un marco de conexión flexible replicable para cargas de gran escala, un tema de creciente relevancia ante el crecimiento esperado de centros de datos e infraestructura digital en el país. El énfasis en ubicación estratégica, conexiones no firmes, flexibilidad operativa y activos detrás del medidor ofrece elementos concretos para el diseño de esquemas regulatorios y comerciales que permitan conectar grandes cargas industriales de forma más rápida, sin comprometer la confiabilidad ni encarecer las tarifas de los demás usuarios del sistema.

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https://web-assets.bcg.com/a8/be/6c694aa3437580c127126612d35b/powering-ai-through-grid-positive-data-centers-r4.pdf