Autor: DIFUSIÓN COLOMBIA INTELIGENTE

Seis modelos asiáticos reescriben el crecimiento global

McKinsey sostiene que la siguiente etapa del crecimiento global podría venir menos de la innovación incremental en productos y más de nuevas arquitecturas de negocio ensayadas con intensidad en Asia. El artículo describe seis modelos transferibles que han prosperado en la región durante los últimos tres a cinco años y que comparten tres rasgos: uso intensivo de datos, personalización y confianza como motor de adopción, con la inteligencia artificial como acelerador. La consultora parte de un contexto favorable: gran escala de usuarios, alta adopción digital, colaboración público-privada e infraestructura digital compartida. Sin embargo, enfatiza que esos elementos no bastan por sí solos. Lo diferencial es la forma en que empresas de distintos sectores convierten esas condiciones en mecanismos repetibles de creación de valor que luego pueden adaptarse en otras geografías.

Los seis arquetipos cubren productos centrados en emoción, comercio impulsado por redes y creadores, microsegmentos y microproducción, economía del conocimiento como canal de adquisición, conglomerados 3.0 integrados por infraestructura digital común y plataformas nativas de inteligencia artificial. McKinsey apoya la tesis con ejemplos de alto crecimiento. Cita a Pop Mart y el ecosistema del K-pop para mostrar cómo afinidad y comunidad pueden monetizarse a gran escala; a Douyin y TikTok Shop para evidenciar que la confianza distribuida por creadores ya funciona como sistema de comercio; y a Shein y ONDC para ilustrar personalización industrializada y acceso nacional para pequeños productores. En servicios financieros, educación y salud, el artículo muestra cómo el conocimiento gratuito y las plataformas nativas de IA reducen costos de adquisición y escalan atención casi sin límites de mano de obra.

La relevancia para temas de convergencia y sostenibilidad está en que estos modelos no separan negocio, tecnología e infraestructura social. Varios descansan en identidad digital, pagos interoperables, logística, plataformas de datos y regulación habilitante, lo que exige coordinación entre empresas, Estado y ecosistemas de innovación.
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https://www.mckinsey.com/capabilities/strategy-and-corporate-finance/our-insights/six-breakthrough-business-models-reshaping-global-growth

31 marzo, 2026
Digitalización y género definirán la participación energética

El Florence School of Regulation plantea que la transición energética centrada en la ciudadanía dependerá cada vez más de cómo se diseñen y gobiernen las tecnologías digitales. El texto parte de una idea sencilla: poner a las personas en el centro del sistema no consiste solo en reconocer sus derechos, sino en crear condiciones técnicas y regulatorias para que realmente puedan participar. Medidores inteligentes, plataformas de intercambio entre pares, pronósticos apoyados en inteligencia artificial y gemelos digitales ya están modificando la forma como se opera el sistema eléctrico. Estas herramientas mejoran monitoreo, optimización, transparencia e integración de renovables, y también facilitan la participación del lado de la demanda. Sin embargo, su eficacia depende de un insumo crítico: datos de calidad, seguros, interoperables y confiables para habilitar servicios en tiempo real y decisiones mejor informadas.

El artículo subraya que la tecnología, por sí sola, no asegura inclusión. A partir de referencias de IRENA, recuerda que las mujeres representan 32 % del empleo mundial en energías renovables, con diferencias notables por tecnología y por función. La participación femenina es mayor en solar, con 40 %, que en eólica, con 20 %, y sigue concentrándose en posiciones administrativas y no técnicas más que en áreas STEM y funciones técnicas que moldean mercados, algoritmos y gobernanza de datos. A medida que el sistema energético se vuelve más digital, la composición de la fuerza laboral influirá cada vez más en quién define prioridades, diseña plataformas y establece reglas para el uso de información. Si la formación en habilidades digitales no corrige esas asimetrías, el progreso tecnológico puede terminar replicando brechas estructurales.

Por eso el texto propone una respuesta de política pública basada en tres frentes. El primero es ampliar capacidades digitales y STEM; el segundo, mejorar la información desagregada por género sobre la fuerza laboral; y el tercero, incorporar marcos de innovación inclusiva dentro del diseño de mercados y regulación.
Para leer más ingrese a:
https://fsr.eui.eu/digitalisation-citizen-participation-and-gender-balance-in-the-energy-transition/

31 marzo, 2026
Europa prepara redes para el auge eléctrico de la IA

Eurelectric propone leer la inteligencia artificial como un desafío de demanda y, al mismo tiempo, como una herramienta de transformación para el sistema eléctrico europeo. En una mesa de alto nivel realizada en Bruselas, la organización reunió empresas eléctricas, actores digitales, grandes consumidores y representantes institucionales para discutir cómo Europa puede abastecer el rápido crecimiento de la IA sin comprometer sus metas de seguridad, competitividad y descarbonización. El eje conceptual fue doble: “energía para la IA” y “IA para la energía”. Es decir, cómo garantizar suministro limpio y confiable a centros de datos cada vez más intensivos en electricidad, y cómo usar capacidades analíticas y automatización para volver más eficiente, flexible y centrada en el usuario la operación del sistema.

La dimensión del reto aparece en el Power Barometer 2026 citado por Eurelectric. El consumo de electricidad de los centros de datos en la Unión Europea y el Reino Unido podría pasar de cerca de 100 teravatios-hora en 2022 a un rango entre 149 y 287 teravatios-hora en 2030. En el extremo superior, esa demanda equivaldría al consumo eléctrico total de España. Para absorberla, el sector anticipa inversiones masivas en refuerzo de redes y una planeación más prospectiva, capaz de considerar la ubicación de grandes consumidores y las necesidades de capacidad asociadas. La organización advierte que no se trata solo de construir más infraestructura: también será necesario coordinar actores que tradicionalmente operan en lógicas separadas, como operadores de red, desarrolladores de centros de datos, empresas tecnológicas y formuladores de política pública.

El aspecto más interesante es que la misma tecnología que presiona el sistema también puede mejorarlo. Eurelectric enumera usos ya activos en generación, mercados y distribución: pronósticos meteorológicos más precisos, optimización de plantas, mejor visibilidad para comercializadores y mantenimiento predictivo en operadores de red. Esa convergencia exige reglas energéticas y digitales mejor alineadas.
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https://www.eurelectric.org/news/powering-europes-ai-future-a-two-way-revolution-2/

31 marzo, 2026
E.ON alcanza un millón de medidores inteligentes

E.ON se convirtió en la primera empresa energética de Alemania en alcanzar un millón de medidores inteligentes instalados, un resultado que combina avance operativo con lectura regulatoria. El sistema número un millón fue instalado por la filial regional LEW Verteilnetz en un cliente cercano a Augsburgo y, según la compañía, el grupo cerró 2025 con una tasa media de despliegue cercana a 30 % en las obligaciones de instalación. E.ON planea mantener el ritmo con alrededor de 500.000 sistemas adicionales por año en los próximos años. Para la empresa, el hito confirma su papel de liderazgo en la digitalización de la red de distribución y permite focalizar el despliegue donde los beneficios son mayores: bombas de calor, infraestructura de recarga, baterías, instalaciones fotovoltaicas y otras cargas flexibles que exigen visibilidad y control más finos del consumo.

El valor del dato aumenta cuando se contrasta con la situación nacional. A pesar del liderazgo de E.ON, Alemania sigue rezagada frente al resto de Europa, con apenas 3,8 % de participación de sistemas de medición inteligentes, muy por debajo del promedio europeo superior a 60 %. El artículo recuerda que, según un reporte de enero del diario Handelsblatt, 85 % de los operadores de puntos de medición del país no cumplió las cuotas legales exigidas y podría enfrentar sanciones. De 814 empresas responsables, 688 no habían alcanzado el umbral de 20 % de hogares sujetos a instalación obligatoria al cierre de 2025. La comparación con Suecia, donde el despliegue de segunda generación ya se completó casi en todo el territorio, acentúa el contraste y muestra que el problema alemán no es tecnológico sino de ejecución, gobernanza y simplificación regulatoria.

El texto también resalta que el mercado sí existe. Una encuesta encargada por Bitkom encontró que 75 % de los consultados en Alemania quiere usar medidores inteligentes, frente a 36 % en 2020 y 57 % en 2022.
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https://www.enlit.world/library/eon-first-energy-company-to-reach-one-million-smart-meters-in-germany

31 marzo, 2026
Maryland exige control a costos de transmisión en PJM

El defensor de los usuarios de Maryland abrió un frente regulatorio relevante en PJM al pedir mayor escrutinio sobre la expansión de transmisión y un cambio en la forma de asignar sus costos. El reporte citado por Utility Dive advierte que los usuarios del estado podrían enfrentar una factura de 5.400 millones de dólares por proyectos de transmisión construidos entre 2031 y 2035, una cifra que se compara con 7.100 millones distribuidos a lo largo de los veinte años anteriores. De ese monto futuro, 59 % correspondería a proyectos de confiabilidad básica seleccionados por PJM y 41 % a proyectos locales de las empresas. El mensaje político es contundente: el crecimiento de la demanda, impulsado en gran parte por centros de datos, no debería trasladarse automáticamente a usuarios residenciales que no se benefician de manera proporcional de esas inversiones.

El análisis cobra fuerza porque los cargos de transmisión ya representan 10 % de la factura residencial en Maryland y, según la oficina estatal, aproximadamente se duplicaron en la última década dentro de PJM. El reporte también enlaza esta presión tarifaria con pronósticos de carga asociados a centros de datos, especialmente en Virginia y Ohio, y con proyectos cuyo costo ha escalado de forma significativa. Utility Dive cita, por ejemplo, un proyecto de NextEra Energy en PJM que pasaría de 441 millones a 960 millones de dólares. En paralelo, el informe sugiere que parte de estos costos responde a una gobernanza insuficientemente rigurosa sobre proyectos locales y a la ausencia de mecanismos independientes de revisión comparables al “asset condition reviewer” creado en ISO New England.

La propuesta regulatoria combina varias piezas. Maryland plantea exigir análisis costo-beneficio y evaluación de alternativas menos costosas para proyectos locales, crear un monitor independiente de transmisión en PJM, mejorar la transparencia de los pronósticos de carga y hacer que los centros de datos paguen la expansión que requieren.
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https://www.utilitydive.com/news/maryland-ratepayer-advocate-pjm-transmission/815513/

31 marzo, 2026
Coalición busca exprimir red sin prometer microrredes

La creación de la Utilize Coalition refleja un cambio de enfoque en la discusión sobre infraestructura eléctrica: antes de construir más activos, varios actores quieren medir y aprovechar mejor la capacidad ociosa de la red. La nueva coalición reúne nombres como Tesla, Google, Carrier, Renew Home, Verrus, GridLab y Sparkfund, con el objetivo de impulsar cambios regulatorios estatales que permitan elevar la utilización del sistema y conectar más demanda con menores costos. Según su director ejecutivo, la red podría contar con entre 75 y 250 gigavatios de capacidad adicional subutilizada. El mensaje central es que parte del crecimiento de la demanda, especialmente de centros de datos, podría acomodarse mejor si la planeación incorpora métricas claras de utilización y premia cargas flexibles o capaces de autoabastecerse en horas críticas.

El respaldo técnico de la coalición proviene del informe The Untapped Grid, elaborado por Brattle. Ese trabajo estima que aumentar la utilización en 10 % podría reducir las tarifas eléctricas alrededor de 3,4 %, al tiempo que permitiría desarrollar la infraestructura complementaria con mayor eficiencia. La lógica es sencilla: si la red se usa más horas y con un perfil de carga mejor gestionado, la inversión existente rinde más y se libera espacio para nuevas conexiones. En Virginia, la iniciativa apoya la ley SB 621, que obligaría a las empresas distribuidoras a medir y reportar la utilización real de la red e incorporarla en la planeación. Entre los indicadores se incluyen la relación entre carga máxima y capacidad total del sistema de distribución, la carga existente frente a la carga potencialmente entregable y las pérdidas de energía.

Sin embargo, el artículo subraya que este enfoque no equivale a una agenda de independencia energética. Voceros del sector de microrredes advierten que la coalición privilegia la optimización del sistema centralizado y no el valor de resiliencia asociado al funcionamiento en isla.
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https://www.microgridknowledge.com/design-engineering/article/55366342/utilize-coalition-boasts-big-tech-names-aiming-to-make-better-use-of-grid-power-whats-in-it-for-microgrids

31 marzo, 2026
Dificultades en proceso de conexión frena proyectos de energía para IA en Estados Unidos

RMI advierte que la carrera por abastecer la revolución de la inteligencia artificial ya chocó con un límite físico y regulatorio: la interconexión. A medida que los centros de datos y otras grandes cargas buscan conexión rápida a la red, el sistema estadounidense enfrenta un desajuste entre la velocidad con que aparece la nueva demanda y la lentitud con que logra incorporarse la nueva oferta. El artículo distingue dos procesos que suelen confundirse: la interconexión de carga, que conecta instalaciones consumidoras como centros de datos, y la interconexión de generación, que habilita nuevas plantas y almacenamiento. Aunque el Departamento de Energía pidió a la FERC una regla para acelerar la conexión de grandes cargas, RMI sostiene que ese paso, por sí solo, no resuelve el problema central si la generación continúa atrapada en trámites largos, inciertos y costosos.

Las cifras muestran la magnitud del atasco. Más de 2,2 teravatios de proyectos de generación y almacenamiento esperan en las colas de interconexión, casi el doble de la capacidad ya instalada en la red y suficiente para cubrir el crecimiento previsto de la demanda. Sin embargo, solo una fracción logra entrar en operación. En 2024, el tiempo promedio entre la solicitud inicial y la operación comercial rozó cinco años, frente a menos de dos años en 2008. Además, apenas 19 % de los proyectos que pidieron interconexión entre 2000 y 2019 había llegado a operación comercial al cierre de 2024. Los costos de interconexión también crecieron y pueden expulsar proyectos cuando las mejoras de red superan cerca de 10 % del gasto de capital total.

RMI propone una agenda de reforma más ambiciosa. Destaca software avanzado para automatizar estudios, tecnologías que aumentan la capacidad de la red existente, mayor transparencia en cronogramas y costos de obras, y esquemas más integrados para planear carga, generación y transmisión.
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https://rmi.org/interconnection-reform-ai-data-centers-generator-queues/

31 marzo, 2026
Extreme Temperatures and the Grid: Bridging the Gap Between Weather and System Impacts

Los eventos de temperaturas extremas han comenzado a tensionar de manera creciente el funcionamiento de los sistemas eléctricos, evidenciando vulnerabilidades que antes permanecían ocultas bajo condiciones climáticas más estables. Episodios recientes de frío intenso y olas de calor han mostrado que las interrupciones no responden únicamente a umbrales térmicos predefinidos, sino a interacciones complejas entre condiciones ambientales, características técnicas de los equipos y dinámicas operativas del sistema. En este contexto, aunque se han desarrollado estándares regulatorios orientados a fortalecer la resiliencia, persiste una brecha importante entre la caracterización meteorológica de los eventos y los impactos reales que estos generan en la red. De hecho, la relación entre temperatura y fallas no sigue un patrón lineal, lo que dificulta anticipar con precisión el comportamiento del sistema frente a condiciones extremas.
A medida que se profundiza en este fenómeno, emerge una limitación estructural relacionada con la disponibilidad y calidad de los datos. La falta de información detallada sobre fallas de componentes, condiciones operativas específicas y respuestas del sistema ante eventos extremos impide construir modelos robustos que reflejen adecuadamente la realidad. Además, la escasa experiencia histórica frente a eventos poco frecuentes incrementa la incertidumbre en la planificación, puesto que los operadores carecen de referencias suficientes para anticipar escenarios de alta complejidad. Por lo tanto, incluso cuando se establecen parámetros regulatorios basados en registros históricos recientes, estos pueden no capturar la variabilidad completa de las condiciones climáticas posibles, lo que limita su capacidad predictiva y puede inducir interpretaciones incompletas sobre el nivel real de exposición del sistema.
En relación con los marcos regulatorios existentes, se observa que, si bien introducen métricas específicas para fortalecer la preparación ante temperaturas extremas, también presentan restricciones que afectan su efectividad. Por ejemplo, el uso de ventanas temporales acotadas para definir temperaturas críticas reduce la representatividad estadística de los eventos más severos, excluyendo episodios históricos relevantes que podrían modificar significativamente los resultados. A esto se suma la ausencia de variables adicionales que influyen en el desempeño del sistema, como la rapidez de los cambios de temperatura, que ha sido identificada como un factor determinante en fallas recientes. Asimismo, los enfoques centrados en valores históricos tienden a subestimar la evolución futura del clima, especialmente en un contexto donde se proyecta un incremento en la intensidad de eventos extremos, lo que introduce un desfase entre las condiciones consideradas en la planificación y las que efectivamente podrían materializarse en las próximas décadas.
De manera complementaria, la complejidad del sistema eléctrico se amplifica por la interacción de múltiples factores que van más allá de la temperatura. La penetración de nuevas tecnologías, como bombas de calor o generación distribuida, modifica los patrones de consumo y añade incertidumbre sobre la respuesta de la demanda en condiciones extremas. Al mismo tiempo, la fragilidad de los componentes no siempre está adecuadamente caracterizada, debido a que los modelos disponibles suelen basarse en evidencia limitada o eventos aislados. En paralelo, los fenómenos climáticos suelen presentarse de forma combinada, incluyendo viento, hielo u otras condiciones que afectan simultáneamente la infraestructura, lo que dificulta aislar el efecto específico de la temperatura. En este sentido, avanzar hacia una planificación más robusta implica no solo ampliar las bases de datos y mejorar su granularidad, sino también incorporar enfoques que integren múltiples variables y consideren tanto la evolución del clima como la transformación del propio sistema energético.
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https://www.epri.com/research/products/000000003002034151

25 marzo, 2026
Powering Intelligence 2026: Updated Scenarios of U.S. Data Center Electricity Use and Power Strategies

El crecimiento acelerado de la demanda eléctrica de los data centers en Estados Unidos está transformando fuertemente la dinámica regional de las redes eléctricas y presenta complejidades significativas para la planificación y operación del sistema eléctrico. El papel creciente de la inteligencia artificial (IA) como consumidor energético es particularmente notable, representando aproximadamente entre 15 % y 25 % del consumo eléctrico total de data centers actualmente, porcentaje que continúa en aumento. Aunque otras aplicaciones continúan creciendo de manera constante, la adopción masiva y el desarrollo de IA, con sus altos requerimientos energéticos, impulsan que la demanda eléctrica total proveniente de los data centers alcance entre el 9 % y el 17 % del consumo eléctrico nacional hacia 2030. Esta cifra representa un cambio significativo desde el 4 % al 5 % actual y refleja la existencia de una gran informalidad y dificultad para proyectar esta demanda debido a la limitada información pública y la incertidumbre sobre la escala y rapidez de despliegue de nuevas tecnologías.
Asimismo, los estados muestran disparidades marcadas en cuanto a la concentración y el crecimiento esperado de la demanda de data centers. Por ejemplo, Virginia destaca como una entidad donde esta demanda podría llegar a representar entre el 39 % y el 57 % del consumo eléctrico total para 2030, señalando la concentración de desarrollos avanzados y en construcción. Otras regiones emergentes acumulan crecimientos importantes, aunque su participación general en la demanda total es menor por ahora. El informe subraya que medir únicamente la capacidad nominal instalada no es suficiente para comprender la presión real sobre la infraestructura eléctrica; es necesario considerar factores como la eficiencia energética (PUE), la tasa gradual de operación del equipamiento y el nivel de utilización real. Estos factores alteran la diferencia entre capacidad nominal y consumo efectivo, incidiendo en la necesidad de estrategias de flexibilidad y mejor aprovechamiento del sistema eléctrico existente.
Por otro lado, las estrategias de abastecimiento energético determinarán los tipos de inversiones en infraestructura eléctrica. Las proyecciones bajo políticas vigentes apuntan a un predominio de la generación a gas natural, con tasas de construcción superiores al promedio reciente, mientras que metas de energía libre de carbono incentivarían inversiones adicionales en energía renovable, almacenamiento y energía nuclear donde sea factible. Frente a estos escenarios, el ajuste en las políticas, los retrasos en permisos, así como cuellos de botella en la cadena de suministro pueden limitar el ritmo de expansión tanto de generación como de transmisión. Igual importancia tiene la colaboración entre desarrolladores, operadores eléctricos, legisladores y comunidades, junto con iniciativas tecnológicas como DCFlex y GET SET que promueven la flexibilidad, confiabilidad y eficiencia del sistema, promoviendo una integración más adaptable de los data centers como componentes activos de la red.
Finalmente, la rápida expansión de data centers, que puede equivaler en carga eléctrica a comunidades residenciales enteras, complica la sincronización entre el desarrollo de infraestructura y la conexión a la red. Esto, junto con limitaciones de mano de obra y equipamiento, exige la implementación de mejores herramientas para pronósticos de carga y una planificación ágil que evite sobrecostos y problemas de confiabilidad. La información actualizada y la modelación avanzada, que incluyen la consideración de características específicas del uso de IA y la gestión del consumo, son esenciales para anticipar impactos y diseñar respuestas efectivas en el sistema eléctrico. Se plantea además la necesidad de repetir y ajustar estas estimaciones conforme se disponga de nuevos datos, así como fomentar escenarios variados que incluyan la flexibilidad en demanda y energías alternativas para lograr un desarrollo sostenible y equilibrado de la infraestructura energética vinculada a los data centers.
La evolución acelerada de los data centers y su creciente impacto en la demanda eléctrica nacional y estatal requieren un análisis detallado que incorpore no solo la capacidad nominal sino también el comportamiento real del consumo energético. La interacción entre el crecimiento de la inteligencia artificial y las demás actividades tecnológicas eleva la complejidad del pronóstico, mientras que las disparidades regionales y las políticas energéticas condicionan fuertemente las necesidades de generación y transmisión. La coordinación entre diversos actores y la adopción de tecnologías para flexibilizar la demanda pueden facilitar la integración de esta nueva carga en el sistema eléctrico. De este modo, se allana el camino para un desarrollo energético que apoye el avance tecnológico manteniendo la confiabilidad y la sustentabilidad del sistema.
Para leer más ingrese a:
https://powering-intelligence.epri.com/

25 marzo, 2026
Demonstrating the Full Value of Managed Electric Vehicle Charging: BASED ON A REAL-WORLD TRIAL OF ENERGYHUB’S EV SOLUTION

La electrificación del transporte está transformando profundamente los sistemas eléctricos, introduciendo nuevas presiones sobre la infraestructura y generando desafíos asociados con el aumento de la demanda y la concentración de cargas en determinados momentos. En este contexto, la forma en que se gestiona la recarga de vehículos eléctricos adquiere una relevancia creciente, puesto que los patrones de consumo pueden amplificar o mitigar dichos impactos. Mientras la recarga no gestionada responde únicamente a las necesidades inmediatas de los usuarios, concentrándose frecuentemente en horas de alta demanda, los enfoques basados en señales tarifarias desplazan parcialmente el consumo hacia períodos de menor costo. No obstante, estos mecanismos tienden a generar efectos de sincronización, donde múltiples vehículos comienzan a cargarse al mismo tiempo, creando nuevos picos de demanda que pueden superar incluso los niveles observados sin intervención.
A partir de este panorama, la gestión activa de la recarga emerge como una alternativa más sofisticada, al incorporar algoritmos que optimizan el proceso en función de múltiples variables, incluyendo costos del sistema, restricciones de la red y necesidades de los usuarios. Esta modalidad no solo desplaza la carga hacia momentos más favorables, sino que también distribuye el consumo de manera más equilibrada, evitando concentraciones abruptas. En efecto, los resultados muestran reducciones significativas en los picos de demanda, con disminuciones que pueden alcanzar entre 33% y 55% en comparación con estrategias tradicionales, lo que contribuye a aliviar la congestión en distintos niveles de la red. Además, la capacidad de ajustar dinámicamente los patrones de carga en función de señales horarias permite aprovechar mejor las variaciones en los precios de la electricidad, trasladando el consumo hacia las horas más económicas y reduciendo así los costos asociados al suministro energético.
En términos de infraestructura, estos cambios en la forma de consumir electricidad se traducen en mejoras sustanciales en la utilización de los activos existentes. La optimización de la carga permite incrementar de manera considerable la cantidad de vehículos eléctricos que puede ser atendida por la red sin necesidad de inversiones inmediatas, alcanzando aumentos de hasta 3,2 veces en la capacidad de ciertos componentes como transformadores de distribución. Esta expansión de la capacidad operativa conlleva la posibilidad de posponer ampliaciones costosas durante varios años, lo que reduce la presión financiera sobre las empresas eléctricas y, en última instancia, sobre los usuarios. Al mismo tiempo, la reducción de inversiones tempranas facilita una asignación más eficiente del capital disponible, orientándolo hacia otras necesidades del sistema energético que también demandan atención en un contexto de transición.
De forma complementaria, la gestión activa genera beneficios económicos que abarcan múltiples componentes del sistema eléctrico. Por un lado, la disminución de los picos de demanda reduce los requerimientos de capacidad de generación y transmisión, lo que implica menores costos estructurales a largo plazo. Por otro, el desplazamiento del consumo hacia períodos de menor precio permite reducir los costos energéticos directos. Estos efectos pueden traducirse en ahorros anuales significativos por vehículo, que en ciertos contextos alcanzan hasta 400 dólares, dependiendo de las condiciones regionales y del nivel de saturación de la red. Asimismo, la experiencia de los usuarios se mantiene satisfactoria, debido a que los sistemas garantizan el nivel de carga requerido antes del uso del vehículo y ofrecen la posibilidad de intervención cuando resulta necesario, lo que facilita su adopción sin comprometer la comodidad.
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https://www.brattle.com/insights-events/publications/new-report-shows-active-managed-ev-charging-can-double-the-distribution-grids-ev-hosting-capacity/
https://www.brattle.com/wp-content/uploads/2026/01/Demonstrating-the-Full-Value-of-Managed-Electric-Vehicle-Charging-1.pdf

25 marzo, 2026