En un contexto donde la confiabilidad de la red eléctrica se ha convertido en una preocupación creciente, las medidas de emergencia implementadas por el Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE por sus siglas en inglés) están demostrando su valor para mantener la estabilidad del sistema. Según John Moura, director de evaluaciones de confiabilidad y análisis de desempeño de la Corporación de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte (NERC), estas intervenciones han sido cruciales para prevenir posibles apagones, especialmente durante el invierno pasado.
Un instrumento contundente para situaciones críticas
“Es un instrumento contundente utilizado como último recurso para mantener la generación necesaria en línea, y ciertamente ha ayudado, especialmente en este invierno pasado, a mantener la confiabilidad”, afirmó Moura durante la reunión mensual de la Comisión Reguladora de Energía Federal (FERC). Aunque reconoció que el beneficio de las órdenes del DOE varía según cada caso, en conjunto han representado una ayuda significativa para mantener unidades generadoras operativas.
Utilizando su autoridad bajo la sección 202(c) de la Ley Federal de Energía, el DOE evitó el año pasado el retiro programado de seis plantas eléctricas que totalizan aproximadamente 4,300 megavatios de capacidad. Cinco de estas plantas utilizan carbón como combustible y están ubicadas en Colorado, Indiana, Michigan y Washington. Además, la agencia ordenó a Constellation Energy continuar operando dos unidades que funcionan con petróleo y gas, con una capacidad combinada de 760 megavatios, en su planta Eddystone en Pensilvania.
Desafíos legales y cuestionamientos
Estas medidas no han estado exentas de controversia. Varias partes han impugnado las órdenes del DOE en los tribunales, argumentando que el departamento no ha demostrado adecuadamente que sus acciones aborden una emergencia específica de la red. Hasta el momento, el DOE no ha permitido que caduque ninguna de sus órdenes de 90 días para estas plantas eléctricas, manteniéndolas en operación mientras se resuelven los desafíos legales.
Evaluación de riesgos a largo plazo
A finales del mes pasado, NERC publicó su evaluación anual de confiabilidad a largo plazo, que encontró que la mayor parte de América del Norte enfrenta un riesgo elevado de apagones durante los próximos cinco años. Este análisis, basado en condiciones y pronósticos hasta julio pasado, identificó áreas particularmente vulnerables.
Por ejemplo, NERC determinó que el Operador del Sistema Independiente del Medio Oeste (MISO) enfrenta un alto riesgo de apagones a partir de 2028, representado por una franja roja que abarca su territorio de 13 estados, desde Luisiana hasta Dakota del Norte. Sin embargo, Moura señaló que aún es pronto para determinar en qué medida el proceso de interconexión acelerado de MISO reducirá los riesgos de confiabilidad en la región.
El proceso ERAS de MISO
El proceso de Estudio de Adición de Recursos Acelerado (ERAS) de MISO es una revisión temporal de interconexión diseñada para llevar generación en línea rápidamente y aliviar los riesgos de adecuación de recursos. Según Moura, NERC no ha evaluado completamente cómo los proyectos en este proceso pueden afectar la confiabilidad en el territorio del operador de red.
“No sabemos si el área de MISO habría sido ‘roja’ si contáramos esos recursos en los proyectos ERAS”, admitió Moura durante su presentación ante los comisionados de FERC.
Críticas y perspectivas regulatorias
La caracterización de NERC sobre el nivel de riesgo de MISO ha generado reacciones de reguladores de servicios públicos en el territorio del operador de red. Estos argumentan que la evaluación no reconoce adecuadamente los recursos generadores que se espera entren en operación a través del proceso de revisión de interconexión acelerado de MISO antes del invierno 2028-29.
Michael Carrigan, presidente de la Organización de Estados de MISO y comisionado de la Comisión de Comercio de Illinois, expresó en una carta a Jim Robb, presidente y director ejecutivo de NERC: “El proceso ERAS —desarrollado colaborativamente por reguladores estatales, MISO y partes interesadas— ya está bien avanzado, y se espera que aborde las necesidades de capacidad emergentes en el corto y mediano plazo”.
Proyectos en evaluación
Bajo el proceso ERAS de MISO, el operador de red está estudiando hasta 68 proyectos antes de que el programa finalice el 31 de agosto de 2027. Hasta ahora, proyectos que totalizan aproximadamente 28 gigavatios han ingresado al proceso de revisión acelerada. Estos incluyen:
- Aproximadamente 4 GW de almacenamiento en baterías
- 2.6 GW de energía solar
- Casi 1 GW de energía eólica
- Generación a gas natural
Consideraciones sobre combustibles y transmisión
Moura señaló preocupaciones importantes sobre algunos de estos proyectos. Mientras que todos deben certificarse para abordar necesidades de adecuación de recursos, los proyectos de gas en el proceso ERAS pueden carecer de suministros firmes de combustible, lo que podría limitar su capacidad para entregar energía durante un día frío de invierno cuando los suministros de gas son limitados.
Además, aproximadamente 7 GW en la cola de ERAS se encuentran en la región sur de MISO, que tiene límites en la cantidad de energía que puede exportar a las regiones norte y central del operador de red. NERC considerará estos factores en su próxima evaluación a largo plazo.
Pronósticos de crecimiento de carga
Al desarrollar sus pronósticos de crecimiento de carga, NERC depende de informes de la industria para determinar cuántos centros de datos y otras cargas grandes incluir en su análisis. Según Moura, la incertidumbre alrededor de estos pronósticos es una de las mayores incertidumbres que enfrentan los planificadores de red.
NERC no incluye proyectos especulativos en su pronóstico, pero está ajustando su análisis colocando cargas grandes potenciales en niveles que reflejan qué tan probable es que se construyan. Estas mejoras estarán implementadas para la próxima evaluación a largo plazo de NERC.
Cambios metodológicos en evaluación
NERC planea cambiar su enfoque de evaluación para analizar las probabilidades de apagones para cada hora del año, en lugar de centrarse únicamente en cumplir con los objetivos de margen de reserva. Este cambio metodológico permitirá una comprensión más matizada de los riesgos de confiabilidad a lo largo de diferentes condiciones operativas y estacionales.
Moura explicó que este enfoque horario proporcionará una imagen más completa de la resiliencia del sistema eléctrico, considerando no solo la capacidad total disponible, sino también cómo se distribuye esa capacidad a lo largo del tiempo y bajo diferentes condiciones de demanda.
Implicaciones para el futuro energético
Las intervenciones de emergencia del DOE y las evaluaciones de NERC destacan los desafíos complejos que enfrenta la transición energética. Mientras el sistema eléctrico evoluciona hacia fuentes más limpias, mantener la confiabilidad durante este período de cambio requiere herramientas regulatorias flexibles y evaluaciones de riesgo sofisticadas.
El equilibrio entre retirar plantas de combustibles fósiles más antiguas y garantizar suministros eléctricos confiables sigue siendo una de las cuestiones más delicadas en la política energética contemporánea. Las órdenes de emergencia del DOE representan un mecanismo temporal para navegar esta transición, pero a largo plazo, se necesitarán soluciones más estructurales para construir un sistema eléctrico que sea tanto limpio como confiable.
