OilPrice reporta un nuevo informe de Wood Mackenzie según el cual las interrupciones del suministro petrolero y los precios altos de combustibles podrían impulsar la adopción global de vehículos eléctricos. La consultora señala que las guerras que afectan a productores como Rusia e Irán expusieron a gobiernos y consumidores a mayores riesgos de suministro, incentivando inversión en manufactura y cadenas de baterías. A esto se suma el avance tecnológico chino en carga ultrarrápida de cinco minutos y en baterías de sodio y de fosfato de hierro y litio, que presiona a otros países a acelerar el ritmo. Wood Mackenzie proyecta que el consumo global de petróleo podría caer a 99 millones de barriles diarios en 2040, frente a más de 100 millones actuales.

La transición no será pareja entre regiones: la participación de vehículos eléctricos en Estados Unidos pasaría de 3% hoy a 20% en 2040, un cambio significativo pero moderado frente a otras economías. En Europa, donde la dependencia de petróleo importado es mayor, la participación de mercado subiría de 3% en 2025 a 35% en 2040, casi el doble del ritmo esperado en el mercado estadounidense. La industria necesitaría 45.000 millones de dólares adicionales en inversión de metales durante la próxima década, con el cobre como el principal cuello de botella para sostener ese crecimiento. Según la firma, el suministro mineral disponible alcanzaría para sostener un aumento del 50% en los volúmenes globales de vehículos eléctricos hacia 2040, aunque extraerlo a tiempo es otro desafío.

Para directivos de tecnología de empresas de energía, la próxima ola de demanda eléctrica no vendrá solo de centros de datos, sino también de una electrificación del transporte más rápida de lo previsto ante los choques del mercado petrolero. En Colombia, donde la adopción de vehículos eléctricos es incipiente frente a mercados como Europa, este pronóstico anticipa la necesidad de dimensionar la infraestructura de carga y la capacidad de la red.

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ESG Dive presenta un análisis de ciclo de vida elaborado por Textile Exchange junto con SCS Consulting Services, que evalúa por primera vez con datos públicos la huella de carbono del poliéster en Asia, Europa y Estados Unidos. El estudio identifica el consumo eléctrico como el principal motor de impacto ambiental en toda la cadena de producción, tanto para la fibra virgen como para la reciclada. Producir poliéster virgen genera entre 3,96 y 4,76 kilogramos de dióxido de carbono por unidad, según los datos recopilados por los investigadores en plantas de manufactura reales. El reciclaje termomecánico, el método más usado y responsable de cerca del 98% del poliéster reciclado, genera 3,04 kilogramos de CO2, más que buena parte del reciclaje químico disponible.

El reciclaje químico, que descompone el plástico en sus componentes básicos, emite entre 0,959 y 2,24 kilogramos de CO2 según el proceso, una diferencia significativa frente al método térmico. Una planta europea no comercial, con un método químico propietario, llegó a apenas 0,683 kilogramos de CO2, la cifra más baja registrada en todo el estudio. El informe encuentra que la distancia que debe recorrer el desecho hasta la planta pesa más en las emisiones que la eficiencia de los camiones utilizados para transportarlo. Los autores concluyen que si la red eléctrica local depende del carbón, el poliéster reciclado puede resultar tan contaminante como la fibra virgen, o incluso más.

Para directivos de tecnología de empresas de energía, el hallazgo confirma que la descarbonización de industrias como la textil depende, en buena medida, de la composición de la matriz eléctrica que alimenta sus plantas de manufactura. En Colombia, con una matriz eléctrica mayoritariamente limpia, existe una oportunidad de posicionar al país como destino atractivo para manufactura industrial de bajas emisiones, incluida la producción de fibras recicladas para exportación. Este dato también resulta relevante para la industria manufacturera nacional que exporta a mercados exigentes en sostenibilidad.

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https://www.esgdive.com/news/why-recycled-polyester-not-solving-fashions-climate-waste-crisis-report/827940/

ICF presenta un análisis de la nueva ley federal de vivienda de Estados Unidos, conocida como ROAD Act, y su efecto sobre el programa de recuperación de desastres administrado por el Departamento de Vivienda. La firma sostiene que la legislación marca un giro definitivo de la reconstrucción reactiva hacia la resiliencia planificada, un cambio que llevará años de maduración institucional en los gobiernos locales. La ley autoriza el programa por tres años y obliga al Departamento de Vivienda a asignar fondos dentro de los 90 días posteriores a una declaratoria presidencial de desastre. Ese plazo contrasta con los 18 a 24 meses que tomaba históricamente la aprobación de partidas suplementarias en el Congreso, una demora que dejaba a las comunidades sin certeza financiera.

La norma también eleva del 15% al 18% la porción obligatoria destinada a mitigación dentro de las asignaciones estándar de recuperación, reforzando la prevención frente a futuros desastres. Los beneficiarios deberán mantener bases de datos públicas de terrenos no desarrollados y adoptar estándares de construcción y de seguros más exigentes en las zonas de mayor riesgo. ICF documenta el caso de Virginia Beach, donde un plan regional de recuperación de vivienda tras un tornado amplió la cobertura a veinte veces más residentes que el esquema anterior. Ese ejemplo muestra que la planificación anticipada, antes de que ocurra un desastre, es lo que permite activar programas robustos en cuestión de semanas y no de años.

Para directivos de tecnología de empresas de energía, el caso es relevante porque vincula el financiamiento de reconstrucción con datos de riesgo, monitoreo y seguimiento de desempeño, elementos que también sostienen la resiliencia de redes eléctricas ante eventos extremos. En Colombia, donde la reconstrucción tras inundaciones y deslizamientos suele desconectarse de la planeación energética, este modelo ofrece una ruta para integrar ambos procesos desde el diseño mismo de los proyectos de infraestructura crítica.

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https://www.icf.com/insights/disaster-management/road-act-signals-cdbg-dr-best-practices

The Hacker News reporta los detalles de un ciberataque contra una planta polaca de calefacción y generación combinada que abastece a unos 50.000 residentes, según un informe de CERT Polska publicado el 8 de agosto de 2026. El incidente, ocurrido en diciembre de 2025, es el segundo confirmado de una campaña que el gobierno de Polonia había atribuido en enero a ataques contra infraestructura energética del país. Los atacantes ingresaron por una red celular privada mal configurada, saltando desde la red ya comprometida de un parque eólico hasta un controlador industrial de la planta de calefacción. Ese controlador conservaba credenciales de administrador de fábrica sin cambiar, una falla básica que permitió el salto entre dos instalaciones que no compartían operador ni infraestructura visible.

Tras un reconocimiento previo entre el 18 y el 25 de diciembre, el 29 de diciembre, entre las 5:30 y las 10:10 de la mañana, los atacantes actuaron sobre los controladores principales. Pusieron en modo de detención los sistemas Siemens de la planta, deteniendo la turbina de vapor y el tratamiento de agua de proceso, e interrumpiendo la cogeneración de calor y electricidad. La recuperación comenzó hacia las 7:30 de la mañana, mientras los atacantes seguían activos dentro de la red, y los residentes no perdieron calefacción ni electricidad durante el episodio. Los atacantes también reiniciaron de fábrica varios equipos de red y borraron registros de los dispositivos de acceso, dificultando la atribución del ataque y el análisis forense posterior.

El caso confirma que redes consideradas aisladas, como una conexión celular privada, pueden convertirse en puente hacia el control operativo de instalaciones completamente distintas dentro del mismo sector energético. Para directivos de tecnología de empresas de energía en Colombia, donde parques eólicos, subestaciones y plantas remotas dependen cada vez más de conectividad celular, este patrón exige revisar supuestos de aislamiento que hoy podrían no ser reales.

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https://thehackernews.com/2026/08/hackers-breach-polish-power-plant.html

MIT News reporta un nuevo estudio del Center for Energy and Environmental Policy Research y la Sloan School of Management sobre cómo la flexibilidad horaria de los centros de datos afecta los costos y las emisiones eléctricas. La investigación, publicada en la revista iScience, fue liderada por el economista Christopher Knittel junto con Juan Ramon Senga y Shen Wang, y modeló un año completo de operación de la red en tres regiones de Estados Unidos. El estudio encuentra que desplazar más del 20%, y en algunos casos hasta el 50%, del consumo de los centros de datos hacia horas de menor demanda generaría ahorros de costos del sistema.

Esos ahorros llegarían hasta 5% en Texas, 4% en la región del Atlántico Medio y 2% en los estados del oeste, cifras que representan miles de millones de dólares al aplicarse a toda la red. Esas tres regiones concentrarán cerca del 82% de los centros de datos del país para 2030, lo que hace que sus decisiones de consumo pesen sobre el sistema eléctrico nacional completo. Sin cambios de comportamiento, el crecimiento proyectado de estas instalaciones aumentaría las emisiones de CO2 en 58% en Texas, 20% en el Atlántico Medio y 24% en el oeste hacia 2030. En Texas, donde el 54% de la red es eólica, la flexibilidad podría reducir emisiones hasta 40%, mientras que en el Atlántico Medio podría incrementarlas 3% al mantener plantas de carbón activas.

Los investigadores concluyen que el resultado ambiental depende de políticas públicas, como ofrecer conexión más rápida a cambio de flexibilidad horaria, y no únicamente de la voluntad de las empresas tecnológicas. Para las empresas de energía en Colombia, con una matriz mayoritariamente hidráulica, la llegada de cargas flexibles de cómputo podría representar una oportunidad ambiental distinta a la de regiones dependientes del carbón, siempre que se diseñen los incentivos correctos desde ahora.

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https://news.mit.edu/2026/how-data-centers-can-better-manage-energy-use-0626

McKinsey & Company presenta, a través de la socia sénior Brooke Weddle, un análisis sobre por qué la mayoría de las organizaciones despliega casos de uso de inteligencia artificial pero pocas logran escalar la adopción. El trabajo forma parte de la serie de reflexiones derivadas del libro Rewired y se basa en observaciones de empresas de industrias avanzadas, tecnología, consumo y salud. Las organizaciones que logran transformar su desempeño con inteligencia artificial concentran sus esfuerzos en solo uno a tres dominios de negocio, en lugar de dispersar la experimentación en múltiples frentes. Ese enfoque marca la diferencia entre compañías que solo acumulan pilotos aislados y aquellas que capturan valor financiero medible en sus operaciones.

McKinsey describe la necesidad de un centro nervioso organizacional, una combinación de liderazgo de negocio, finanzas, recursos humanos, tecnología y operaciones que coordine el aprendizaje entre equipos. Ese mecanismo evita tanto el caos de la adopción descentralizada como la rigidez de un control totalmente centralizado, dos extremos que frenan el avance real. La firma advierte que las personas están expuestas hoy a cerca de 10.000 mensajes diarios, lo que obliga a que la adopción de inteligencia artificial compita por atención en el trabajo cotidiano. Por eso, el liderazgo debe crear espacios de aprendizaje seguros, donde se documenten tanto los aciertos como los fracasos de cada experimento con la tecnología.

El mensaje final de McKinsey es que una transformación de inteligencia artificial es, ante todo, una transformación de personas, procesos y cultura organizacional, no solo de infraestructura tecnológica. Para las empresas de energía que impulsan mantenimiento predictivo, atención al cliente y optimización de redes con inteligencia artificial, este enfoque evita el riesgo de multiplicar pilotos sin traducirlos en ahorro operativo real. En Colombia, donde varias empresas del sector ya prueban modelos de inteligencia artificial, priorizar pocos dominios con métricas claras puede acelerar resultados medibles antes de ampliar la inversión a otras áreas del negocio.

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https://www.mckinsey.com/capabilities/tech-and-ai/our-insights/rewired-takes-practical-people-lessons-for-scaling-ai-adoption

El País reporta que el sistema eléctrico y las redes de telecomunicaciones de España superaron sin incidencias el eclipse solar total del 12 de agosto de 2026, el primero visible en el país en más de un siglo. Red Eléctrica de España, operada por Redeia, había activado protocolos preventivos ante la caída abrupta de generación fotovoltaica que provocan este tipo de fenómenos astronómicos. El operador estimó una caída de hasta 5 gigavatios en producción solar, equivalente a cerca del 13% de la demanda máxima prevista para un miércoles de agosto. Esa cifra da una idea del tamaño real del reto técnico.

El fenómeno se produjo entre las 19:30 y las 21:30 horas, coincidiendo con el descenso natural de la curva de demanda hacia el valle nocturno, lo que redujo el riesgo real para el suministro. La capacidad fotovoltaica instalada en España supera hoy los 30 gigavatios, frente a apenas 5 gigavatios durante el eclipse de 2015. El propio crecimiento del parque solar volvió más manejable el evento. La generación perdida fue cubierta con centrales hidráulicas regulables, bombeo, baterías, ciclo combinado de gas e interconexiones con Francia, Portugal y Marruecos, activadas de forma coordinada por el operador. El episodio confirma que un sistema con alta penetración solar puede absorber rampas extremas de generación si cuenta con modelos predictivos y reservas bien dimensionadas.

Red Eléctrica calificó el evento como un ensayo útil de cara a los eclipses totales previstos para 2026 y 2027 en otras zonas de Europa, lo que refuerza la importancia de la coordinación entre operadores vecinos. En Colombia, la generación hidráulica cumple un papel de respaldo frente a la intermitencia solar, lo que convierte este antecedente en referencia útil para dimensionar reservas ante eventos de alta penetración renovable. El caso también deja una lección de comunicación pública: anticipar picos de demanda ligados a la curiosidad ciudadana resultó tan relevante como los ajustes técnicos de generación durante el fenómeno astronómico.

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https://elpais.com/economia/2026-08-12/el-sistema-electrico-y-las-telecomunicaciones-superan-sin-incidencias-el-eclipse-solar-total-en-espana.html

EPRI Journal presenta el desarrollo de Flex MOSAIC, un marco voluntario para clasificar de forma uniforme la flexibilidad de grandes cargas eléctricas como los centros de datos. Lanzado oficialmente en CERAWeek en marzo de 2026, el marco surgió de la iniciativa DCFlex de EPRI, con la colaboración de más de 70 empresas de servicios públicos, operadores de red, reguladores y proveedores de tecnología. Los reguladores estatales de Estados Unidos aprobaron 29 tarifas para grandes cargas en 2025, frente a solo 14 entre 2018 y 2024. Ese salto refleja la urgencia regulatoria por ordenar la llegada masiva de nuevos consumidores industriales.

Los proyectos que iniciaron operación comercial en 2024 esperaron en promedio 4,5 años en cola de interconexión, frente a apenas 22 meses en 2008. La demora se ha convertido en el principal obstáculo para conectar nueva demanda a la red. En pruebas realizadas en el Reino Unido en diciembre de 2025, un clúster de GPU de entrenamiento de inteligencia artificial alcanzó 100% de cumplimiento en más de 200 objetivos de potencia solicitados. Las reducciones de carga llegaron hasta 40% en menos de un minuto, sin comprometer los acuerdos de servicio para las cargas de cómputo de mayor prioridad. Esto demuestra que el rendimiento de la inteligencia artificial y la respuesta a la red no son incompatibles.

Durante las pruebas también se logró una reducción de emisiones superior al 10%, al desplazar el consumo hacia horas de menor intensidad de carbono en la matriz eléctrica. EPRI planea publicar la versión final del marco en octubre de 2026, junto con herramientas prácticas para que empresas y operadores lo implementen. La expectativa es que un lenguaje común acelere decisiones que hoy toman años. Para las empresas de energía, el caso muestra que estandarizar la flexibilidad puede acortar años de espera en la cola de conexión sin sacrificar la confiabilidad del sistema eléctrico.

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How a Common Language for Flexibility Can Speed Large Load Interconnection

ELECTRA, la revista digital de CIGRE, presenta la intervención de Michael Heyeck, vicepresidente de finanzas y tesorero de la organización, en el Foro Next Generation Network de la Sesión de París 2026. Heyeck, con doce años de trayectoria en el Comité Asesor de Electricidad del Departamento de Energía de Estados Unidos, sostiene que la transición energética ha priorizado solar, eólica, baterías y vehículos eléctricos, dejando de lado un factor decisivo: la asequibilidad de la electricidad para los hogares de menores ingresos, un tema que, según Heyeck, rara vez ocupa el centro de la conversación técnica del sector.

CIGRE cerrará 2026 con reservas de caja superiores a 8 millones de euros, tras superar el bajón financiero que dejó la pandemia. Ese respaldo financiero le permite a la organización sostener su expansión sin depender de alzas agresivas en sus cuotas. La membresía pasó de poco más de 15.000 personas en 2017 a más de 23.000 proyectadas para fin de 2026, con una meta de 40.000 miembros y 75 comités nacionales. El crecimiento refleja una demanda creciente por espacios técnicos globales de colaboración. Las visitas únicas a CIGRE.org crecieron de 60.000 al año en 2017 a más de 370.000 al año hoy, con una meta de 500.000 para 2027. Esa cifra muestra el peso creciente del contenido técnico digital frente a formatos tradicionales.

Heyeck cuestiona la aversión al riesgo de ingenieros y compañías frente a hidrógeno verde, nuclear y nuevos sistemas de gestión energética, y llama a no depender de subsidios políticos para sostener la innovación. Su mensaje final es directo: los ingenieros deben resolver el problema de la asequibilidad como parte central de su trabajo, no como una consecuencia secundaria de la innovación tecnológica que impulsan. Para el sector energético, esta discusión llega en un momento de fuerte crecimiento de la demanda eléctrica por centros de datos y electrificación, lo que hace urgente resolver el costo final de la energía.

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https://electra.cigre.org/347-august-2026/global-leadership-perspectives/whats-missing-for-the-energy-transition.html