El estado de emergencia se extiende hasta el jueves
La red eléctrica que abastece a 67 millones de personas se prepara para un pico de demanda de 152.496 megavatios el jueves, tras extender las alertas de máxima generación y gestión de carga a un territorio que abarca desde Washington hasta Chicago. PJM Interconnection informó en su última actualización que el clima cálido y húmedo mantendrá activa su alerta por altas temperaturas hasta el 3 de septiembre. Estos dos avisos de alto nivel están dirigidos a las compañías eléctricas y a los grandes participantes, no al público en general, pero indican que los operadores desean contar con todas las unidades disponibles y tener listos los recursos de respuesta a la demanda.
El miércoles resultó menos grave de lo que se temía inicialmente. A las 4 de la tarde, PJM había reducido su pico previsto para el día a 143.241 megavatios, desde una estimación inicial de 147.840 megavatios. Sin embargo, el sistema ya había alcanzado un pico horario preliminar de 152.518 megavatios el martes, y el pronóstico para el jueves volvió a superar esa cifra. Las alertas se mantuvieron porque la planificación de la red debe contemplar posibles fallos en los equipos o limitaciones en la transmisión, no solo la demanda más probable.
El gobierno federal también otorgó a PJM un respaldo excepcionalmente amplio. Una orden de emergencia determinó la existencia de una emergencia energética legal debido al aumento de la demanda, la falta de generación disponible y otras limitaciones. PJM reportó aproximadamente 15 000 megavatios de interrupciones en la generación, una importante congestión en la transmisión norte-sur y obligaciones de exportación firmes, al tiempo que pronosticaba una demanda cercana a los 152 000 megavatios. La orden permite a PJM superar los límites operativos normales de determinadas plantas cuando sea necesario y, como último recurso antes o durante el nivel de emergencia más alto, ordenar a ciertos grandes clientes que utilicen generación de respaldo en sus instalaciones en lugar de consumir de la red.
Hasta el miércoles por la noche, ni PJM ni el Operador Independiente del Sistema de Midcontinent (MISO) habían reportado apagones rotativos en todo el sistema. Esta distinción es crucial. Reuters describió un riesgo creciente de apagón, no un apagón en sí, ya que MISO proyectó una demanda cercana a los 121 gigavatios frente a un pico histórico de 127,1 gigavatios. La alerta de PJM indicó explícitamente que los clientes no necesitaban tomar medidas. Una cooperativa rural de Missouri sí solicitó a sus miembros que ahorraran energía, lo que demuestra cómo las condiciones locales pueden agravarse incluso cuando el sistema regional permanece intacto.
El calor convierte la demanda ordinaria en una prueba de fiabilidad
El calor de finales de verano incrementa el consumo de electricidad de forma muy sincronizada: millones de aires acondicionados trabajan al máximo durante las mismas horas de la tarde y las primeras horas de la noche. Además, reduce el margen de error, ya que las centrales térmicas pierden eficiencia y los equipos de transmisión transportan menos energía de forma segura. El Servicio Meteorológico Nacional mantuvo una alerta por calor extremo para gran parte del centro de Illinois hasta el viernes, con índices de calor cercanos a los 40,5 grados Celsius y escaso alivio durante la noche.
Una red regional debe equilibrar continuamente la generación con el consumo, preservando a la vez reservas para la posible pérdida repentina de una central o línea eléctrica importante. Por lo tanto, la cuestión relevante no es si la capacidad instalada total supera la demanda prevista en teoría. Los operadores necesitan capacidad suficiente para arrancar, aumentar o reducir la carga en el lugar y momento precisos sin sobrecargar la red de transmisión. Las limitaciones de PJM, que se extienden de norte a sur, ilustran que la electricidad disponible en una parte de un sistema regional no siempre puede distribuirse libremente a otra.
MISO se enfrentó a las mismas condiciones climáticas con una combinación diferente de limitaciones. El operador de la red, que presta servicio a unos 42 millones de clientes en 15 estados y Manitoba, aumentó su requisito de reserva habitual para amortiguar posibles interrupciones en la generación y la congestión de la transmisión. Su pico proyectado de 121 gigavatios estuvo por debajo del récord, pero se esperaba que el período operativo más estrecho se produjera después de que la producción solar comenzara a disminuir mientras las temperaturas se mantenían altas. Este riesgo temporal coincide con la evaluación de NERC, que concluyó que el aumento de la producción solar ayuda a MISO a satisfacer la demanda máxima, pero puede desplazar sus horas de mayor demanda hacia más tarde en el día.
La demanda está creciendo más allá del ciclo climático
La ola de calor es temporal; el aumento de la demanda que la acompaña no lo es. El pronóstico de demanda ) proyectó que el consumo de electricidad en EE. UU. aumentaría un 1,9 % en 2026 y un 2,5 % en 2027. Preveía un crecimiento anual de la demanda promedio de alrededor del 3 % en PJM entre 2025 y 2027, una de las tasas más rápidas del país, ya que los centros de datos y otras grandes instalaciones comerciales se conectan más rápido de lo que se puede construir nueva generación y transmisión.
El norte de Virginia hace tangible esta tendencia. PJM prevé que la demanda máxima de verano en su zona Dominion crezca un promedio del 5,4 % anual durante la próxima década, principalmente debido a los centros de datos, según datos federales. El pico de demanda de verano de 2025 en la zona ya fue un 23 % superior al de 2019. Este crecimiento concentrado es crucial durante una emergencia por calor, ya que la zona Dominion fue uno de los cinco territorios donde PJM activó la gestión de carga de emergencia el 1 de septiembre.
No todos los megavatios propuestos para centros de datos se convertirán en demanda real. Un análisis independiente de Reuters reveló que las conexiones propuestas en EE. UU. superaban los 700 gigavatios, más de diez veces el consumo actual estimado, lo que llevó a varias jurisdicciones a examinar los proyectos especulativos. Las solicitudes exageradas pueden generar inversiones innecesarias y mayores costos para los clientes; descartar proyectos legítimos puede provocar un déficit en el sistema. Los reguladores necesitan cronogramas verificados, depósitos y pronósticos transparentes.
Los estudios estacionales no ignoraron el riesgo. NERC evaluó que PJM tenía una baja probabilidad de quedar por debajo de los requisitos de reserva en sus escenarios de verano modelados, con reservas instaladas cercanas al 26 % frente a un requisito del 18,6 %. No obstante, indicó que el calor extremo podría requerir respuesta a la demanda. Para MISO, NERC consideró que los recursos previstos eran adecuados, pero advirtió que una carga superior a lo normal, combinada con condiciones de recursos débiles, podría requerir alertas de emergencia y recursos de modificación de carga. Por lo tanto, un procedimiento de emergencia no prueba que el modelo de planificación haya fallado; puede ser precisamente la mitigación que el modelo asumió que estaría disponible.
Las herramientas de emergencia implican concesiones
La primera herramienta de PJM es la disciplina operativa. Una alerta de generación máxima solicita a los propietarios que pospongan o cancelen el mantenimiento y las pruebas para que haya más unidades disponibles. También advierte a los sistemas vecinos que PJM podría restringir las exportaciones. Una alerta de gestión de carga prepara a las empresas inscritas en programas de respuesta a la demanda para reducir el consumo si se les solicita. Estas acciones preservan las reservas sin interrumpir a los clientes habituales, pero los aplazamientos repetidos pueden comprimir los programas de mantenimiento y la dependencia de los sistemas vecinos se debilita cuando el mismo calor afecta a varias regiones.
La gestión de la demanda suele ser el recurso más limpio a corto plazo, ya que recompensa a los clientes participantes por reducir su consumo en lugar de requerir la puesta en marcha de otro generador. Puede incluir la reducción de procesos industriales, el ajuste de la climatización de edificios o la reubicación de tareas informáticas flexibles. La limitación es contractual y geográfica: solo se pueden solicitar las cargas inscritas, su rendimiento real puede variar y las reducciones en una zona pueden no resolver un cuello de botella en la transmisión en otra. Los avisos de PJM indican la disponibilidad, no garantizan megavatios.
La orden federal va más allá al permitir temporalmente que determinados generadores superen los límites operativos ambientales y que grandes instalaciones comerciales utilicen recursos de respaldo cuando la fiabilidad lo requiera. Estas unidades podrían aumentar la contaminación atmosférica o las descargas de aguas residuales. El funcionamiento se limita a las horas que PJM considere necesarias, con informes diarios, y se excluyen los equipos de respaldo que dan servicio a hospitales, centros de emergencias 911, sistemas de agua, control de tráfico aéreo, defensa e instalaciones críticas similares. La orden expira a las 23:59 (hora del este) del 8 de septiembre, a menos que se prorrogue.
A largo plazo, MISO y sus reguladores estatales afirman que las empresas de servicios públicos prevén añadir un promedio de 15 gigavatios de capacidad acreditada para el verano anualmente durante los próximos cinco años. La encuesta regional calificó este ritmo como récord, pero la capacidad planificada no es lo mismo que la capacidad completada y entregable. La construcción de líneas de transmisión, los estudios de interconexión, la seguridad del suministro de combustible y la disminución de la producción nocturna de energía solar son factores que determinan si estas adiciones reducen el riesgo de emergencias.
Lo que revelará el jueves
La cifra más importante es el pico real de PJM del jueves en relación con la previsión de 152.496 megavatios. Un resultado menor aumentaría las reservas, pero no explicaría si el clima, los horarios industriales o las reducciones voluntarias modificaron la demanda. Los operadores también vigilarán las interrupciones en la generación, los flujos a través de líneas con capacidad limitada y las importaciones. Los precios mayoristas pueden subir antes de que la fiabilidad se vea comprometida, a medida que se despachan unidades más caras.
Para los hogares, la señal práctica sigue siendo local. PJM no ha emitido un llamamiento público regional para la conservación del suministro eléctrico, y sus alertas no requieren ninguna acción directa por parte del cliente. Las compañías eléctricas aún pueden realizar solicitudes específicas si los sistemas locales se refuerzan. Los clientes deben seguir los avisos de las compañías eléctricas y de gestión de emergencias, en lugar de interpretar una alerta del operador como prueba de que un corte de energía es inminente.
La lección principal es que los márgenes de reserva son condicionales, no permanentes. Esta semana, las redes eléctricas entraron en estado de emergencia sin que se confirmara una interrupción masiva, gracias a que los operadores contaban con diversas opciones: aplazamiento del mantenimiento, importaciones, gestión de la demanda, generación de respaldo y alivio regulatorio temporal. Cada opción también tiene sus costos o limitaciones. La prueba del día siguiente será determinar si estas medidas de seguridad siguen siendo preventivas mientras la demanda de calefacción y electricidad alcanza su punto máximo simultáneamente por tercer día consecutivo.
