Autor: DIFUSIÓN COLOMBIA INTELIGENTE

Datos de movilidad orientan electrificación urbana

ICF plantea que la congestión en los sistemas de transporte debe gestionarse con enfoques basados en desempeño y datos actualizados, no únicamente mediante ampliación de infraestructura. En áreas metropolitanas de Estados Unidos con más de 200.000 habitantes, la normativa federal exige procesos de gestión de congestión dentro de la planificación de transporte. Estos procesos definen objetivos, indicadores, necesidades, estrategias y evaluación de resultados.

El artículo explica que eliminar por completo la congestión no es realista ni necesariamente deseable, porque también puede reflejar actividad económica. El propósito consiste en mantenerla dentro de niveles aceptables para movilidad de personas y mercancías. Después de la pandemia surgieron patrones diferentes, como congestión al mediodía, periodos pico más largos, más comercio electrónico y cambios en hábitos de viaje. Por ello, ICF recomienda incorporar fuentes emergentes de datos, como información basada en ubicación, para medir accesibilidad laboral, tiempos de viaje, actividad peatonal, uso de bicicletas y comportamiento del transporte público.

Para directivos de tecnología del sector energético, aunque el artículo pertenece al ámbito transporte, existe una relación directa con electrificación, carga de vehículos eléctricos y planeación de infraestructura. La congestión vial afecta perfiles de carga, ubicación de cargadores, operación de flotas eléctricas y demanda energética urbana. Las empresas de energía pueden usar analítica de movilidad para anticipar puntos de recarga, diseñar tarifas, coordinar carga gestionada y alinear inversiones en red con patrones reales de desplazamiento. La convergencia transporte-energía dependerá cada vez más de datos oportunos y modelos predictivos. Estos datos pueden orientar inversión en cargadores, redes y operación de flotas.
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https://www.icf.com/insights/transportation/congestion-management-strategies

22 julio, 2026
Pequeña eólica lleva energía a comunidades

El World Resources Institute muestra que la energía eólica de pequeña escala puede aportar beneficios significativos a comunidades con acceso limitado, costos altos o baja confiabilidad del suministro. A diferencia de los parques eólicos de gran tamaño, estas soluciones se instalan cerca del consumo y pueden alimentar viviendas, escuelas, centros de salud, granjas, telecomunicaciones y pequeños negocios. El artículo resalta que su valor aumenta donde la energía solar u otras tecnologías renovables no son suficientes por condiciones técnicas o económicas.

Los ejemplos internacionales ilustran el potencial social y operativo. En dos aldeas tribales de Odisha, India, dos sistemas eólicos pequeños suministran electricidad a 60 hogares y 259 personas, además de generar empleo y nuevas capacidades locales. En las islas Fox, en Maine, tres turbinas de 1,5 MW han permitido ahorros cercanos a 1,3 millones de dólares durante los primeros 14 años de operación. El mercado global de pequeñas turbinas eólicas fue valorado en 1.600 millones de dólares en 2024 y podría alcanzar 2.200 millones en 2030.

Para directivos de tecnología de empresas de energía, este tema abre una línea de innovación en recursos distribuidos para zonas rurales, microrredes e infraestructura crítica. La integración requiere medición, control, mantenimiento remoto, datos meteorológicos, esquemas híbridos con baterías y criterios de conexión seguros. Más allá de la generación renovable, la pequeña eólica puede convertirse en herramienta de resiliencia, reducción de diésel y desarrollo local si se gestiona con plataformas digitales y modelos de operación adecuados. Su despliegue requiere evaluar disponibilidad del viento, aceptación comunitaria, repuestos, capacitación local y esquemas tarifarios que remuneren confiabilidad.
Para leer más ingrese a:
https://www.wri.org/insights/small-wind-big-benefits-communities

22 julio, 2026
Hogares aportan 16 GW para centros de datos

Microgrid Knowledge reporta la alianza entre Sunrun, Tesla y Renew Home para crear una de las mayores plantas virtuales distribuidas de Estados Unidos. Las compañías buscan poner a disposición más de 16 GW de capacidad flexible mediante energía solar residencial, baterías, termostatos inteligentes, electrodomésticos, iluminación y carga bidireccional de vehículos eléctricos. La propuesta responde al aumento de demanda asociado a centros de datos, inteligencia artificial e industrialización eléctrica.

El artículo señala que las cargas de gran escala podrían crecer en más de 100 GW hacia la década de 2030. Frente a ese escenario, la agregación de recursos en hogares se presenta como alternativa para aportar capacidad durante horas críticas sin construir toda la infraestructura convencional. Las tres empresas tienen acceso a recursos energéticos en nueve millones de viviendas y más de 12 millones de dispositivos. En Virginia, donde la concentración de centros de datos es muy alta, ya cuentan con más de 300 MW de capacidad distribuida y esperan llegar a 500 MW en 2030.

Para responsables de tecnología, la iniciativa confirma que las plantas virtuales están pasando de pilotos a infraestructuras digitales de escala. Operar millones de dispositivos exige plataformas de control, medición, pronóstico, compensación y ciberseguridad. Las empresas de energía deberán prepararse para coordinar recursos residenciales como capacidad confiable, con reglas claras de despacho, interoperabilidad y liquidación. El valor estratégico está en convertir activos dispersos en una herramienta de expansión flexible para atender nuevas cargas digitales. El modelo también plantea preguntas regulatorias sobre certificación de capacidad, permanencia del recurso y protección de datos de los usuarios residenciales.
Para leer más ingrese a:
https://www.microgridknowledge.com/distributed-energy/virtual-power-plant/article/55386297/home-energy-giants-collaborate-to-boost-grid-capacity-for-data-centers-and-ai-demands

22 julio, 2026
Texas exige continuidad a centros de datos

Texas aprobó nuevos estándares para que centros de datos y cargas computacionales de gran tamaño permanezcan conectados durante perturbaciones temporales de la red. La Comisión de Servicios Públicos votó de forma unánime reglas dirigidas a evitar salidas masivas de carga que puedan generar inestabilidad de frecuencia y tensión en el sistema operado por ERCOT, responsable de cerca del 90% de la demanda eléctrica del estado.

La preocupación regulatoria surge porque algunos centros de datos y operaciones de criptoactivos están diseñados para desconectarse en milisegundos ante variaciones eléctricas. Esa protección preserva equipos sensibles, pero puede crear un desequilibrio súbito entre oferta y demanda cuando instalaciones de cientos o miles de megavatios salen simultáneamente. El artículo advierte que un retiro de 2,6 GW en el oeste de Texas podría afectar toda una región, más aún cuando existen muchos gigavatios adicionales en cola de interconexión.

Para directivos de tecnología del sector energético, la medida muestra que las grandes cargas digitales ya son un asunto de seguridad operativa. La conexión de centros de datos no puede tratarse solo como expansión comercial; exige estudios dinámicos, monitoreo, requisitos de permanencia ante fallas y coordinación con sistemas de respaldo. Las empresas de energía deberán revisar criterios de interconexión, contratos de conexión, telemetría y protocolos de desconexión. La confiabilidad dependerá de reglas que equilibren protección del cliente, estabilidad sistémica y crecimiento acelerado de infraestructura digital. La regla anticipa debates similares en otros mercados donde la demanda digital crece más rápido que la capacidad de transmisión y generación regulada.
Para leer más ingrese a:
https://www.eenews.net/articles/texas-approves-grid-standards-to-keep-data-centers-online-2/

22 julio, 2026
Mantenimiento predictivo reduce riesgo en activos eléctricos

IEC e-tech presenta el mantenimiento predictivo como una de las aplicaciones más maduras de inteligencia artificial en redes eléctricas. El enfoque consiste en usar sensores, datos operativos y modelos analíticos para anticipar fallas en activos como transformadores, interruptores, líneas, equipos de maniobra y componentes críticos de subestaciones. La finalidad es pasar de esquemas reactivos o basados en calendario a decisiones sustentadas en condición real del activo.

Para empresas de energía, el beneficio está en reducir interrupciones, priorizar órdenes de trabajo y extender la vida útil de equipos costosos. La información disponible indica que estas herramientas ya se utilizan para anticipar fallas, optimizar desempeño de activos y fortalecer la confiabilidad de redes. Su valor aumenta cuando los datos de campo se integran con sistemas de gestión de activos, historia de mantenimiento, condiciones ambientales y modelos de riesgo operativo.

Para directivos de tecnología, el desafío no es solo adquirir modelos de inteligencia artificial. La transformación requiere calidad de datos, sensores confiables, integración con sistemas corporativos, gobierno de información y coordinación con cuadrillas de operación. Un modelo predictivo sin procesos de intervención, inventarios actualizados y criterios regulatorios de confiabilidad produce poco valor. Por eso, el mantenimiento predictivo debe entenderse como una capacidad empresarial que combina analítica, ingeniería, operación y ciberseguridad. La prioridad es construir una arquitectura que convierta señales dispersas de los equipos en decisiones oportunas de inversión, mantenimiento y gestión del riesgo. La adopción también demanda capacitación de personal técnico para interpretar alertas, evitar falsos positivos y priorizar intervenciones según criticidad del activo.
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https://etech.iec.ch/issue/2026-04/how-do-utilities-use-predictive-maintenance

22 julio, 2026
Europa aterriza IA en la cadena energética

La Florence School of Regulation analiza el alcance de la hoja de ruta estratégica de la Comisión Europea para digitalización e inteligencia artificial en energía. El documento identifica cinco casos de uso prioritarios: planeación y operación de redes, control en tiempo real, gestión de demanda y flexibilidad, pronóstico de demanda y generación renovable, mantenimiento predictivo, detección de anomalías y apoyo a permisos de infraestructura. El enfoque muestra que la inteligencia artificial no se limita a una función puntual, sino que puede atravesar toda la cadena de valor energética.

La publicación resalta el papel de los modelos fundacionales y la inteligencia artificial generativa para adaptar grandes conjuntos de datos a tareas específicas del sector. En redes eléctricas, estos modelos podrían apoyar análisis de congestión, identificación de activos vulnerables, optimización de inversiones y evaluación de escenarios operativos. Sin embargo, el despliegue requiere datos confiables, arquitectura segura, gobernanza clara e integración con procesos regulatorios.

Para líderes tecnológicos de empresas de energía, el valor está en entender que Europa está pasando de la discusión conceptual a una agenda de implementación. Las empresas deberán preparar catálogos de datos, controles de calidad, ambientes de prueba, gobierno algorítmico y esquemas de trazabilidad. La hoja de ruta también anticipa una discusión regulatoria sobre confianza, transparencia y uso seguro de modelos en infraestructura crítica. Esto convierte la inteligencia artificial en una prioridad de planeación empresarial, no solo en una herramienta experimental de analítica avanzada. Para los reguladores, el reto será definir límites de responsabilidad cuando una recomendación algorítmica afecte inversión, operación o acceso de terceros.
Para leer más ingrese a:
What does the Strategic Roadmap mean for the deployment of AI in the energy sector?

22 julio, 2026
Microrredes comunitarias reconfiguran la red local

Microgrid Knowledge describe cómo las microrredes comunitarias están llenando un espacio intermedio entre los grandes proyectos de generación y las soluciones individuales. En Estados Unidos, el aumento de tarifas residenciales, las interrupciones más frecuentes y la presión de nuevas cargas están llevando a comunidades, gobiernos locales, negocios pequeños y organizaciones sin ánimo de lucro a buscar activos energéticos propios. La publicación señala que las tarifas residenciales han subido cerca de 50% desde 2016 y que podrían aumentar entre 15% y 40% hacia 2030.

El caso de Cascadia Renewables y Sulis Energy muestra un modelo de desarrollo centrado en resiliencia local y valor para la red. Estas empresas, ubicadas en Washington, han realizado cerca de 80 estudios de factibilidad de microredes y mantienen 16 proyectos en distintas etapas. Su experiencia indica que la demanda no está limitada a uno o dos proyectos aislados, sino a una cartera amplia de soluciones comunitarias con almacenamiento, energía solar, coordinación multiactor y capacidades de respaldo ante eventos extremos.

Para directivos de tecnología de empresas energéticas, el aprendizaje está en la necesidad de crear capacidades para integrar microrredes como recursos operativos, no solo como proyectos sociales o de autogeneración. La planificación deberá incorporar plataformas de monitoreo, medición, control, ciberseguridad e interoperabilidad con sistemas de distribución. También se abre una oportunidad para que las empresas reguladas desarrollen modelos de acompañamiento técnico, operación coordinada y servicios digitales para comunidades que buscan mayor autonomía sin desconectarse del sistema. Esto facilita resiliencia local y gestión verificable de recursos distribuidos eléctricos.
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https://www.microgridknowledge.com/microgrids/community/article/55391131/the-missing-middle-how-community-led-microgrids-are-rewiring-the-grid

22 julio, 2026
Centros de datos pueden estabilizar la red

El análisis de IEC e-tech plantea que los centros de datos pueden dejar de ser vistos únicamente como nuevas cargas críticas y convertirse en participantes activos de la estabilidad eléctrica. El crecimiento de la inteligencia artificial y de los servicios digitales aumenta la demanda de potencia firme, pero también concentra instalaciones con respaldo, control energético y capacidad de gestión que pueden aportar flexibilidad si existen señales técnicas y regulatorias adecuadas.

Para operadores de red, el punto relevante es que estos complejos concentran sistemas de alimentación ininterrumpida, baterías, generación de respaldo, controles térmicos y capacidad de desplazar ciertas cargas no esenciales. Bien coordinados, estos recursos podrían ayudar a reducir picos, responder a contingencias y participar en programas de servicios complementarios. El desafío está en que los centros de datos operan con exigencias muy altas de continuidad, por lo que cualquier esquema de apoyo a la red debe preservar calidad de energía, redundancia y acuerdos claros de responsabilidad.

Para directivos de tecnología, el mensaje es estratégico: la integración de centros de datos al sistema eléctrico requerirá plataformas de intercambio de datos, medición precisa, automatización segura y estándares de interoperabilidad. Las empresas de energía deberán tratar estas cargas como clientes críticos y, al mismo tiempo, como posibles recursos gestionables. Esto exige modelos contractuales, sistemas de supervisión y arquitectura de control capaces de equilibrar crecimiento digital, confiabilidad de red y eficiencia en inversiones. Su aplicación exige acuerdos de respuesta, pruebas periódicas y criterios de despacho que no comprometan la continuidad de las cargas críticas.
Para leer más ingrese a:
https://etech.iec.ch/issue/2026-04/can-data-centres-stabilize-the-grid

22 julio, 2026
The Potential Impacts of Large Loads on Electricity Prices: Analysis for Alliant Energy Utilities

El impacto de la incorporación de grandes cargas eléctricas en un sistema eléctrico puede manifestarse de diversas formas dependiendo de las condiciones del mercado, el diseño tarifario y la infraestructura existente. Históricamente, el aumento en la demanda de electricidad debido a grandes consumidores como centros de datos ha tendido a reducir el precio promedio para todos los usuarios cuando el sistema dispone de capacidad adicional suficiente para atenderlos sin necesidad inmediata de inversiones proporcionales en infraestructura. Esta capacidad sobrante permite que los costos fijos del sistema se distribuyan entre un mayor volumen de consumo, lo que tiende a aliviar la carga económica sobre los usuarios residenciales y comerciales más pequeños. Sin embargo, esto puede no mantenerse si la demanda crece rápidamente y al punto que se requieren actualizaciones sustanciales del sistema, lo cual podría generar presiones alcistas sobre las tarifas eléctricas.
Al analizar el comportamiento del mercado eléctrico y los factores que afectan los precios del consumidor, se observa que variables como la necesidad de reemplazo y modernización de infraestructura, fluctuaciones en los precios de combustibles fósiles, costos asociados con fenómenos climáticos extremos y políticas estatales que impulsan energías renovables pueden incidir significativamente en las tarifas. El aumento de costos en equipos y suministros también resulta en una presión adicional sobre la estructura tarifaria, especialmente en regiones con pocos mecanismos de cobertura frente a la volatilidad del mercado mayorista. La relación entre carga creciente y precio no es lineal, debido a que depende también de cómo se estructuren las tarifas para grandes usuarios, incluyendo la adopción de cargos de demanda, estructuras contractuales específicas y mecanismos que aseguren que los costos derivados del aumento en la demanda recaigan en quienes los generan.
Para gestionar la potencial incidencia negativa en los precios residenciales y mitigar riesgos, las empresas eléctricas y los reguladores están explorando diversas estrategias. Estas comprenden el diseño de tarifas especiales para grandes cargas que incorporan cargos fijos o mínimos, contratos negociados que contemplan responsabilidades específicas para los grandes consumidores, y provisiones de garantía para reducir la exposición a costos no recuperados debido a cambios en la demanda o a la terminación anticipada de contratos. Asimismo, se utilizan contribuciones por adelantado para instalaciones específicas y se contempla la inclusión de cláusulas para prevenir la transferencia inadvertida de costos hacia otros usuarios. La implementación de estas prácticas puede facilitar que el aumento en la demanda aporte beneficios técnicos y económicos sin que ello implique un incremento automático en las tarifas para el resto de los consumidores.
La evolución del mercado eléctrico y la creciente participación de grandes consumidores en la red plantean un escenario complejo donde el efecto sobre la asequibilidad y la estabilidad tarifaria depende de la interacción entre la capacidad existente, los costos de inversión en infraestructura, y las estructuras regulatorias y tarifarias. La adecuación de mecanismos para garantizar la recuperación puntual de los costos asociados a estas cargas, junto con la flexibilidad para adaptar contratos y tarifas conforme cambia la realidad del mercado, resulta esencial para aprovechar la expansión de la demanda como una oportunidad para mejorar la eficiencia y, potencialmente, reducir el costo promedio para todos los usuarios sin trasladar cargas desproporcionadas hacia un segmento específico
Para leer más ingrese a:
https://www.brattle.com/insights-events/publications/brattle-experts-examine-the-potential-impacts-of-large-loads-on-electricity-prices-in-iowa-and-wisconsin/
https://www.brattle.com/wp-content/uploads/2026/06/The-Potential-Impacts-of-Large-Loads-on-Electricity-Prices-Analysis-for-Alliant-Energy-Utilities.pdf

22 julio, 2026
Global Energy Review 2026

El panorama energético mundial durante 2025 refleja una etapa de transformación caracterizada por un crecimiento moderado de la demanda acompañado de cambios profundos en la composición de las fuentes de suministro. Aunque el consumo global de energía aumentó un 1,3 %, este ritmo fue inferior al registrado el año anterior debido a una combinación de factores, entre ellos un menor dinamismo de las industrias intensivas en energía, temperaturas menos extremas que redujeron las necesidades de refrigeración y avances más acelerados en eficiencia energética. Sin embargo, esta desaceleración no implicó una disminución de la actividad del sector, sino una redistribución de las fuentes que respaldan el crecimiento de la demanda. La energía solar fotovoltaica se convirtió por primera vez en la mayor contribuyente individual al incremento del consumo energético mundial, seguida por el gas natural, mientras que el conjunto de tecnologías de bajas emisiones aportó cerca del 60 % del crecimiento total. Este comportamiento evidencia una transición progresiva hacia sistemas energéticos más diversificados, donde las energías renovables, la energía nuclear y otras alternativas con menores emisiones adquieren una participación cada vez mayor sin desplazar completamente a los combustibles fósiles, cuya demanda continuó aumentando, aunque a un ritmo considerablemente menor que en años anteriores. Al mismo tiempo, la evolución regional mostró diferencias importantes. China mantuvo la mayor participación en el crecimiento de la demanda mundial, aunque su expansión fue significativamente más lenta debido al fortalecimiento de las energías renovables y a mejoras en la intensidad energética. En contraste, Estados Unidos registró uno de los mayores incrementos de consumo desde comienzos del siglo, impulsado por un invierno más frío, el crecimiento industrial y el rápido aumento del consumo eléctrico asociado con los centros de datos.
Además de los cambios observados en la demanda energética, el comportamiento del sistema eléctrico confirmó una tendencia que se viene consolidando durante los últimos años: la electricidad continúa expandiéndose mucho más rápido que el consumo total de energía. La demanda eléctrica aumentó cerca de un 3 %, impulsada por la actividad industrial, los edificios comerciales, los hogares y nuevas aplicaciones tecnológicas, entre las cuales destacan los vehículos eléctricos y los centros de datos vinculados al desarrollo de la inteligencia artificial. Aunque estos últimos todavía representan una fracción relativamente reducida del consumo total, su crecimiento resulta especialmente acelerado y comienza a modificar la planificación de la infraestructura eléctrica. Simultáneamente, la generación renovable alcanzó nuevos máximos históricos. La producción solar fotovoltaica registró el mayor incremento anual observado para cualquier tecnología de generación eléctrica fuera de periodos de recuperación económica excepcional, mientras que la capacidad renovable instalada alcanzó aproximadamente 800 GW, con una participación dominante de la energía solar. A ello se sumó la expansión del almacenamiento mediante baterías, cuya capacidad instalada creció alrededor del 40 %, además del avance continuo de la energía nuclear y de la generación eólica. Como resultado, el aumento conjunto de las energías renovables y la generación nuclear superó completamente el crecimiento de la producción eléctrica mundial, permitiendo incluso una ligera reducción de la generación basada en combustibles fósiles. Pese a ello, estos últimos continúan representando más de la mitad de la generación eléctrica global, situación que evidencia que la transición energética avanza de manera gradual mientras se mantienen desafíos relacionados con la flexibilidad operativa, la disponibilidad de respaldo para fuentes variables y la resiliencia frente a condiciones climáticas adversas.
Entretanto, el comportamiento de los distintos combustibles mostró trayectorias diferenciadas que responden tanto a transformaciones estructurales como a factores coyunturales. La demanda de petróleo continuó creciendo, aunque con una desaceleración sostenida favorecida por la electrificación del transporte terrestre, el incremento en las ventas de vehículos eléctricos y la mayor utilización de biocombustibles. En China, el consumo destinado al transporte prácticamente dejó de crecer debido a la rápida incorporación de automóviles eléctricos, mientras que el uso petroquímico permaneció como el principal motor del aumento de la demanda. El gas natural también registró un crecimiento más moderado debido a precios elevados durante parte del año y a una menor actividad industrial; aun así, mantuvo una función importante para atender mayores necesidades de calefacción en economías avanzadas y respaldar la generación eléctrica cuando las condiciones meteorológicas redujeron la producción eólica e hidroeléctrica. El carbón, por su parte, apenas aumentó su consumo global, afectado por la expansión renovable en China e India, aunque en Estados Unidos recuperó participación temporalmente debido al reemplazo parcial del gas natural en la generación eléctrica.
Las emisiones mundiales de dióxido de carbono asociadas a la energía continuaron creciendo, aunque el incremento fue limitado a aproximadamente un 0,4 %, manteniendo la tendencia de desaceleración observada durante los últimos años. A pesar de ello, el volumen total alcanzó un nuevo máximo histórico, lo que confirma que la reducción absoluta de emisiones todavía constituye un reto considerable. Las condiciones meteorológicas desempeñaron una influencia significativa, especialmente mediante inviernos más fríos, menores aportes hidroeléctricos y reducciones temporales de la generación eólica, circunstancias que incrementaron el uso de combustibles fósiles en diversas regiones. No obstante, la expansión acelerada de tecnologías limpias permitió evitar una cantidad sustancial de consumo de combustibles fósiles y de emisiones adicionales de carbono. Desde 2019, el despliegue de energía solar, eólica, nuclear, vehículos eléctricos y bombas de calor ha evitado el consumo anual equivalente a cerca del 7 % de los combustibles fósiles utilizados en el mundo y aproximadamente el 8 % de las emisiones globales de dióxido de carbono. Estos resultados muestran que la transición energética continúa avanzando mediante una combinación de electrificación, innovación tecnológica, mejoras en eficiencia y expansión de fuentes de bajas emisiones, aunque persisten desafíos relacionados con la creciente demanda eléctrica, la integración de recursos variables y la reducción definitiva de las emisiones globales.
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https://www.iea.org/reports/global-energy-review-2026
https://iea.blob.core.windows.net/assets/df903e1c-49c6-4757-8cbf-6fbcfe7611a0/GlobalEnergyReview2026.pdf

22 julio, 2026