Gran parte de las plantas eléctricas que funcionan con combustibles fósiles en la región este de Estados Unidos experimentaron fallas inesperadas durante la reciente tormenta invernal. Esto redujo la capacidad de la red eléctrica en pleno pico de demanda, de acuerdo con un informe del MIT Technology Review.
A pesar de la magnitud del evento, el sistema evitó apagones generalizados gracias al aporte de otras fuentes de energía y la aplicación de medidas extraordinarias.
Desafíos que enfrentan las plantas fósiles durante tormentas invernales
La tormenta más reciente dejó cerca de 21 gigavatios fuera de servicio en la red del operador PJM, el mayor del país, lo que equivale al 16% de la demanda eléctrica de la tarde del domingo. Según destacó The Power Line, la mayoría de estas bajas correspondió a plantas de gas natural, centrales a carbón y plantas de petróleo.
El descenso de las temperaturas afecta el suministro de gas natural ante la caída de presión en los ductos y altera el funcionamiento de equipos, estaciones de compresión y acopios de carbón, que pueden quedarse congelados. Incluso, turbinas y líneas de transmisión pueden paralizarse por congelaciones mecánicas durante días especialmente fríos.
Impacto en la fiabilidad de la red eléctrica
En respuesta al evento, el operador PJM registró una demanda máxima de hasta 130 gigavatios por 7 días seguidos, una racha sin precedentes en invierno, según MIT Technology Review. Para garantizar el suministro, el Departamento de Energía de Estados Unidos emitió órdenes de emergencia permitiendo que las plantas funcionaran temporalmente fuera de las regulaciones ambientales.
La autoridad federal autorizó también que algunos operadores solicitaran a centros de datos y otras instalaciones el uso de generadores de respaldo para reducir la carga. Frente a esto, también surgieron advertencias sobre que estos equipos son altamente emisores.
El portal The Power Line añadió que el uso intensivo de centrales a carbón, incluidas las destinadas al cierre, supone un costo adicional y obliga a mantener en operación instalaciones que muestran la mayor proporción de averías entre todas las fuentes.
Ejemplos históricos y aprendizajes: la crisis de Texas
El precedente más severo ocurrió en Texas en 2021, cuando temperaturas extremas provocaron cortes eléctricos y dejaron a millones de habitantes sin servicio durante días, causando la muerte de al menos 246 personas. El motivo principal fue el congelamiento de gasoductos, infraestructuras y acopios de carbón.
Ese episodio desencadenó reformas en Texas, enfocadas en la adaptación a condiciones invernales de centrales y la red de transmisión. Además, se desarrollaron sistemas de almacenamiento con baterías que en 2024 ya cubren hasta el 20% de la demanda récord. En su artículo, el MIT Technology Review destacó que en esta ocasión la tormenta fue menos intensa en esa región.
Estas mejoras contrarrestaron los riesgos durante la tormenta reciente, gracias a plantas mejor preparadas y a un papel creciente de los sistemas de baterías, especialmente en las horas de mayor demanda.
Alternativas para reforzar la red ante el clima extremo
Voces expertas, como Michelle Solomon de la consultora Energy Innovation y Didi Caldwell, directora ejecutiva de Global Location Strategies, señalaron que añadir más generación a gas natural no resolverá ni evitará las vulnerabilidades existentes. “Agregar más generación a base de gas natural no solucionará, e incluso podría agravar, los riesgos”, señaló Caldwell.
El refuerzo de la red pasa por la expansión de sistemas de almacenamiento —en especial baterías—, el despliegue de energía solar y energía eólica en alta mar, y la promoción de políticas de eficiencia energética, según las expertas. The Power Line indicó que aunque las renovables son minoritarias en la matriz de PJM, durante la tormenta el aporte combinado de energía eólica y solar alcanzó el 7% de la electricidad generada, superando registros previos.
Futuro de la red: dependencia de fósiles versus transición renovable
Los informes mencionados coincidieron en que una apuesta persistente por centrales de gas natural y carbón expone al sistema eléctrico a mayor vulnerabilidad, sobre todo durante la volatilidad de los precios del gas natural y en condiciones climáticas extremas.
El valor del gas aumentó un 59% la semana previa a la tormenta y se prevé otro incremento del 14% en 2026, lo que suma presión para los consumidores y cuestiona la sostenibilidad de esa estrategia energética.
La discusión sobre la fiabilidad de la red eléctrica se desplaza del antiguo paradigma —centrado en carbón y gas— hacia sistemas más flexibles y resilientes, según los expertos citados por ambas publicaciones.
De esta manera, el reto de proteger la red frente a tormentas extremas requiere estrategias diversas y flexibles; en ese contexto, las energías renovables pueden ofrecer una solución más consistente de cara al futuro.
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