OilPrice analiza el creciente interés de varios estados de Estados Unidos por reutilizar pozos petroleros y gasíferos abandonados como infraestructura para energía geotérmica. La lógica es atractiva: tras más de un siglo de explotación hidrocarburífera, existen cientos de miles de perforaciones que dejaron de ser útiles para producir crudo pero que ya atravesaron una de las fases más costosas del desarrollo geotérmico, la perforación. El artículo explica que la geotermia aprovecha calor subterráneo y que los avances en perforación mejorada, apoyados en técnicas desarrolladas para fracturamiento hidráulico, abren la posibilidad de extraer valor energético de esos activos ociosos. Al mismo tiempo, la reconversión podría disminuir emisiones de metano y aliviar costos de taponamiento de pozos huérfanos.

La publicación cita movimientos regulatorios y estudios en estados como Oklahoma, donde se discute una norma para permitir que empresas compren pozos abandonados y los adapten a usos geotérmicos o de almacenamiento subterráneo de energía. Solo en ese estado se han identificado más de veinte mil pozos, cuyo sellado con métodos convencionales demandaría siglos y cientos de millones de dólares. El argumento político es potente porque convierte un pasivo ambiental y fiscal en posible plataforma de desarrollo local. Sin embargo, el artículo aclara que los investigadores todavía no tienen certeza suficiente sobre la aptitud real de muchos de esos pozos para generar energía geotérmica de manera competitiva y segura.

Para la convergencia entre energía limpia, reconversión laboral y economía regional, el tema tiene implicaciones profundas. Si la reutilización resulta viable, regiones históricamente petroleras podrían conservar empleo técnico, aprovechar información geológica existente y acelerar oferta de energía firme sin empezar desde cero. Pero también aparecen cautelas regulatorias: integridad mecánica del pozo, temperatura efectiva, corrosión, compatibilidad de materiales y modelo económico de largo plazo. El texto sugiere que la etapa actual es de exploración seria, no de masificación inmediata. Aun así, la dirección estratégica es clara: la transición energética ya no consiste solo en cerrar infraestructuras fósiles, sino en identificar cuáles pueden migrar hacia nuevos usos. En territorios con abundante legado petrolero, esa reutilización podría convertirse en una pieza relevante de resiliencia energética y desarrollo tecnológico.

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https://oilprice.com/Alternative-Energy/Geothermal-Energy/Americas-Abandoned-Oil-Wells-Could-Power-the-Next-Geothermal-Boom.html

El episodio de Energy Gang reseñado por Wood Mackenzie parte de una premisa contundente: terminó la era de demanda eléctrica estancada en Estados Unidos. La combinación de electrificación, relocalización manufacturera y expansión de centros de datos está generando un crecimiento que, según los participantes, supera cualquier referencia reciente en la experiencia profesional de la industria. En ese contexto, Drew Maloney, de Edison Electric Institute, sostiene que el sistema expone una división entre dos modelos: empresas reguladas e integradas verticalmente, capaces de planear generación, transmisión y distribución con horizontes largos, y mercados competitivos donde las señales actuales no estarían movilizando inversión suficiente en nuevas plantas e infraestructura.

La conversación pone en el centro la discusión sobre asequibilidad. Maloney argumenta que existe una lectura pública incompleta sobre el aumento de las facturas y menciona investigaciones según las cuales en treinta y cuatro estados los incrementos recientes han permanecido por debajo de la inflación general. También resalta que los mayores aumentos se observan en varios mercados desregulados, donde suben los costos de capacidad sin que aparezca nueva generación al ritmo requerido. El episodio cita además un estudio del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley que concluye que el crecimiento de demanda, por sí solo, no explica el alza de facturas, porque los impulsores difieren por región.

Otro frente relevante es la narrativa de los centros de datos aislados de la red con generación local. El invitado la matiza, al señalar que hay más discurso que realidad y que construir confiabilidad extrema por cuenta propia resulta costoso e igualmente dependiente del respaldo del sistema. Para gestores del sector energético, el mensaje es que el crecimiento acelerado obliga a revisar reglas de planeación, recuperación de costos, participación de grandes cargas y coordinación regulatoria. La prioridad no es solo añadir megavatios, sino asegurar que el diseño institucional envíe señales consistentes para construir red, generación y flexibilidad sin deteriorar la asequibilidad. El episodio sugiere que la adaptación exitosa dependerá menos de una tecnología única y más de marcos regulatorios capaces de ordenar inversión, compartir riesgos y sostener legitimidad tarifaria.

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https://www.woodmac.com/podcasts/energy-gang/how-us-utilities-are-adapting-to-a-high-growth-world-for-power-demand/

Utility Dive informa que PJM recibió autorización de emergencia del Departamento de Energía de Estados Unidos para ordenar reducciones de consumo a centros de datos y otras grandes cargas con generación de respaldo. La medida se concibe como recurso extremo para evitar apagones rotativos durante un episodio de calor inusual. La solicitud se justificó por una combinación delicada: altas temperaturas, múltiples plantas fuera de servicio por mantenimiento y reservas proyectadas por debajo de 5.800 MW durante el pico del 18 de mayo. PJM advirtió además que Maryland y Virginia podían enfrentar condiciones especialmente ajustadas. La autorización opera por unos días y se activa solo antes de desconexiones más amplias.

Lo más relevante es que la confiabilidad del sistema empieza a exigir instrumentos operativos específicos para cargas de muy alto consumo, en particular aquellas vinculadas a infraestructura digital con autogeneración. La orden no frena el crecimiento de estos usuarios, pero sí establece que, en emergencias, su respaldo interno puede convertirse en herramienta sistémica. En vez de tratarlos solo como demanda inflexible, la decisión los incorpora a la gestión de contingencias. El Departamento de Energía subraya que existe una cantidad importante de generación de respaldo subutilizada en Estados Unidos y que su despliegue ordenado puede aliviar tensión sobre la red sin trasladar el problema directamente a consumidores residenciales.

La implicación para reguladores y empresas latinoamericanas es directa. A medida que crecen los centros de datos, la discusión ya no puede limitarse a conexión y tarifa; también debe abarcar obligaciones de flexibilidad, protocolos de emergencia, respaldo verificable y coordinación con el operador. La decisión muestra un cambio en la jerarquía regulatoria de las grandes cargas: quien demanda megavatios continuos en un sistema estresado probablemente enfrentará nuevas responsabilidades de resiliencia y apoyo operativo. Para distribuidoras y transportadores, esto abre espacio para contratos diferenciados y esquemas de respuesta en contingencia. Para desarrolladores digitales, implica diseñar desde el origen arquitecturas capaces de operar coordinadamente con la red. La confiabilidad futura dependerá tanto de nueva oferta como de modular demanda crítica con criterios transparentes y técnicamente robustos.

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https://www.utilitydive.com/news/pjm-doe-emergency-order-curtail-data-centers/820571/

The Assembly expone cómo acuerdos de confidencialidad firmados alrededor de una transacción de tierras en Person County mantuvieron fuera del debate público la preparación de un centro de datos asociado a Microsoft. El reporte indica que durante meses la comunidad no tuvo visibilidad suficiente sobre el alcance del proyecto mientras autoridades locales y actores del desarrollo económico intercambiaban información restringida. La controversia no se limita al uso de cláusulas de reserva, práctica común en negociaciones tempranas, sino al efecto que esa reserva tuvo sobre la posibilidad de conocer con anticipación impactos potenciales en uso del suelo, agua, energía, infraestructura y finanzas locales.

El caso revela un patrón cada vez más visible en la expansión de centros de datos: decisiones críticas de localización se incuban bajo esquemas de confidencialidad que chocan con expectativas de transparencia pública. Cuando se trata de instalaciones de gran escala, esa tensión se profundiza porque los municipios deben ponderar beneficios tributarios y promesas de empleo junto con externalidades sobre redes, servicios y planeación ambiental. El artículo sugiere que correos internos mostraban a funcionarios preparándose para el proyecto mientras la ciudadanía seguía sin información completa. Ese desbalance erosiona confianza institucional y alimenta la percepción de que los gobiernos negocian transformaciones territoriales de largo plazo sin deliberación abierta suficiente.

Para empresas de energía y tecnología, la lección excede el caso puntual. El despliegue de infraestructura digital depende tanto de capacidad eléctrica como de legitimidad social. Un proyecto puede cumplir requisitos técnicos y aun así enfrentar resistencia duradera si la relación con la comunidad se inicia bajo percepción de opacidad. La gobernanza de grandes cargas ya no puede tratarse solo como asunto inmobiliario o fiscal; requiere coordinación temprana entre desarrolladores, autoridades, operadores de red y ciudadanía. Transparencia progresiva, divulgación de consumos previstos y explicación de inversiones en infraestructura pueden reducir conflictividad y proteger el cronograma. El caso muestra que, en la economía digital, la aceptación territorial puede convertirse en un insumo tan decisivo como la tierra disponible o la capacidad de conexión.

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https://www.theassemblync.com/news/business/person-county-microsoft-data-center-nondisclosure-agreements/

Renewable Energy World reporta que diecinueve proyectos de transmisión adjudicados mediante competencia y ya terminados redujeron en promedio 38% sus costos frente a las estimaciones iniciales de los operadores regionales. El balance, construido con información pública de MISO, SPP y CAISO, calcula costos evitados cercanos a 4,9 mil millones de dólares. Los casos incluyen proyectos ejecutados entre 2021 y 2025, desde líneas de 115 kV hasta desarrollos de 765 kV. La nota resalta que varios ganadores ofertaron cientos de millones de dólares por debajo de los cálculos preliminares y que solo uno de los diecinueve terminó costando más de lo previsto.

El artículo conecta esos resultados con la Orden 1000 de la FERC, vigente desde 2011, que buscó remover barreras al desarrollo de infraestructura de transmisión mediante planeación regional, coordinación interregional, reglas de asignación de costos y eliminación de ciertos derechos preferentes de los incumbentes. Detrás del debate aparece una pregunta estructural: si las expansiones de red deben seguir concentradas en operadores propietarios o si la entrada de nuevos desarrolladores puede disciplinar precios, cronogramas y gestión de riesgos. Los datos revisados muestran además que la mayoría de las ofertas ganadoras incorporaron compromisos de contención de costos y garantías exigibles de calendario.

La señal para América Latina es relevante porque la expansión de redes se volvió un cuello de botella para integrar renovables, atender crecimiento de demanda y conectar grandes usuarios. Si los esquemas competitivos están bien diseñados, pueden mejorar eficiencia de inversión y reducir presión tarifaria sin sacrificar confiabilidad. Al mismo tiempo, la experiencia sugiere que la competencia debe convivir con planeación robusta, reglas estables y asignación clara de riesgos para evitar litigios y retrasos. En términos estratégicos, la publicación fortalece el argumento de que la transmisión no solo debe crecer más rápido, sino construirse con mecanismos que revelen costos reales y premien desarrolladores con mayor disciplina financiera y capacidad de ejecución.

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https://www.renewableenergyworld.com/power-grid/transmission/ferc-order-avoids-4-9b-in-costs-across-19-transmission-projects/

ICF sostiene que el modelo tradicional de programas piloto en servicios públicos ya no responde a la velocidad con la que cambian las tecnologías, las necesidades del cliente y las exigencias regulatorias. Durante años, los pilotos sirvieron como puente entre innovación y prudencia tarifaria, porque permitían probar medidas antes de escalarlas. Sin embargo, la firma argumenta que el contexto actual es diferente: aumentó el número de iniciativas que requieren validación, los proveedores evolucionan más rápido que los marcos regulatorios y creció la presión por reducir la carga económica de los usuarios y ampliar beneficios a segmentos menos atendidos. Bajo esas condiciones, los pilotos extensos y rígidos pierden efectividad.

El artículo propone modernizar el enfoque con principios de velocidad, aprendizaje útil y control de costos. La idea es que no todo piloto debe durar varios años ni tener estructuras complejas para generar evidencia confiable. En lugar de diseños demasiado amplios, ICF recomienda pruebas más focalizadas, medibles y escalables, con criterios claros de éxito, posibilidad de ajustes tempranos y conexión directa con decisiones regulatorias posteriores. El énfasis está en producir información accionable con rapidez, para que la innovación no llegue tarde frente a mercados, cargas y tecnologías que ya cambiaron.

Para empresas de energía en Colombia, la lectura estratégica es clara. Un esquema de pilotos modernizado puede reducir tiempos de prueba, contener gasto administrativo y mejorar la capacidad de justificar decisiones ante reguladores y juntas directivas. También ayuda a priorizar intervenciones con impacto verificable en desempeño del sistema, eficiencia, electrificación y atención al cliente. El artículo no propone renunciar a la disciplina regulatoria, sino rediseñarla para que acompañe mejor la transformación sectorial. Mantener pilotos lentos y burocráticos implica validar soluciones cuando el problema ya cambió o cuando la tecnología perdió vigencia comercial. La utilidad que aprenda más rápido, con evidencia suficiente y menor costo, tendrá ventaja para innovar sin deteriorar transparencia ni confianza regulatoria.

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https://www.icf.com/insights/energy/modernize-utility-pilot-programs

Florence School of Regulation plantea que la seguridad de suministro en Europa dejó de evaluarse solo por la disponibilidad física de energía. El análisis sostiene que, después de la crisis de 2022, el sistema europeo quedó más conectado a mercados globales donde la flexibilidad de abastecimiento aumentó, pero también creció la exposición a disputas internacionales por cargamentos y a choques de precio. En ese escenario, el principal riesgo ya no es únicamente la falta de moléculas, sino la manera en que oferta y demanda se conectan por medio de expectativas, competencia por volúmenes marginales y costos logísticos.

El artículo muestra que las tensiones sobre rutas estratégicas, sobre todo en Oriente Medio, permiten entender ese cambio. Incluso sin una interrupción material de gran escala, el sistema puede entrar en estrés por desvíos marítimos, retrasos operativos y alzas en transporte. El Estrecho de Ormuz se presenta como un ejemplo de cuello de botella con gran influencia sobre el comercio energético mundial. Por eso, sustituir dependencia de gasoductos por dependencia marítima no elimina el riesgo, sino que lo traslada. La diversificación de proveedores sigue siendo útil, pero ya no basta por sí sola para garantizar estabilidad ni precios razonables.

Para empresas eléctricas y tecnológicas, la implicación es profunda. La seguridad energética ahora exige incorporar variables de precio, resiliencia comercial y capacidad de respuesta ante volatilidad internacional. Eso obliga a revisar gestión de combustibles, coberturas, flexibilidad operativa y coordinación con transporte, puertos y mercados. También sugiere que las políticas públicas deberán enfocarse menos en una visión binaria de disponibilidad y más en instrumentos que reduzcan la transmisión de choques al consumidor y a la industria. El mensaje central es que puede existir crisis energética sin escasez física. Gestionar esa realidad requiere regulación más sofisticada, monitoreo geopolítico permanente e inversiones orientadas a resiliencia integral del sistema.

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When availability is no longer enough in energy security