El organismo de control de la red eléctrica advierte de que la excesiva dependencia de la energía eólica y solar provocará apagones en invierno

El organismo de control de la red norteamericana publicó el jueves su evaluación anual de fiabilidad a largo plazo, y el análisis ofrece una aguda advertencia sobre la creciente amenaza de apagones en gran parte de Estados Unidos en los próximos años.

"Las perspectivas generales de adecuación de recursos para el BPS norteamericano están empeorando: En la LTRA [evaluación de la fiabilidad a largo plazo] de 2025, NERC concluye que 13 de las 23 áreas de evaluación se enfrentan a problemas de adecuación de recursos en los próximos 10 años", afirma la North American Electric Reliability Corporation (NERC) informe.

Durante la tormenta invernal Fern de enero, muchas partes de la red estadounidense se acercaron al punto en que la demanda superaba a la oferta. Si la red sigue apagando la generación de combustibles fósiles e intenta satisfacer la demanda con energía eólica y solar intermitente, según el NERC, más estadounidenses se enfrentarán a apagones cuando la demanda sea alta.

El panorama es más grave cada año

A medida que crece la demanda de electricidad, incluidos los centros de datos, la red del país depende de recursos eólicos y solares intermitentes para satisfacer esa creciente demanda, explica NERC, mientras que las plantas que funcionan con carbón y gas natural fiables están programadas para retirarse en los próximos cinco años. "El continuo cambio en la combinación de recursos hacia recursos dependientes de las condiciones meteorológicas y una menor diversidad de combustibles aumenta el riesgo de escasez de suministro durante los meses de invierno", advierte NERC.

El lenguaje de estas evaluaciones anuales de la NERC ha pasado de describir el mantenimiento de la suficiencia de recursos en la red con un elevado peso de las renovables de ser un reto a ser un problema.

"El sector eléctrico está experimentando cambios significativos y rápidos que presentan nuevos retos y oportunidades para la fiabilidad. Con una visión adecuada, una planificación cuidadosa y un apoyo continuado, el sector eléctrico seguirá sorteando los retos asociados de una manera que mantenga la fiabilidad y la resistencia", declaró NERC en su LTRA de 2019.

Para 2023, la evaluación de NERC había empezado a advertir de que grandes partes de la red del país sufrirían tensiones durante los periodos de alta demanda. "El BPS [bulk power system] norteamericano está en la cúspide de un crecimiento a gran escala, lo que traerá retos y oportunidades de fiabilidada una red que ya estaba en medio de un cambio sin precedentes", informó NERC.

La evaluación del año pasado ya no hablaba de oportunidades. "NERC constata que la mayor parte del BPS norteamericano se enfrenta a crecientes retos de adecuación de recursos durante los próximos 10 años, a medida que continúa el crecimiento de la demanda y los generadores térmicos anuncian planes de retirada", advirtió el organismo de control.

Retirada de centrales fósiles

La evaluación de 2026 preveía que, para 2030, la mitad de la red de EE.UU. se enfrentaría a un elevado riesgo de apagones o a un alto riesgo de apagones, incluidos Texas, el noroeste del Pacífico, el Medio Oeste y los estados del Atlántico central.

Isaac Orr, vicepresidente de investigación de Always On Energy Research, calificó el informe de "sorprendente".

El aumento de la demanda, según el informe, añadirá aproximadamente 245 gigavatios, o un aumento del 35%, a la red en los próximos 10 años. El crecimiento total de las ventas de electricidad entre 2010 y 2024, según Orr, fue sólo del 6%. Por tanto, se prevé que el crecimiento previsto sea enorme. El informe insta a los responsables políticos y a las empresas de servicios públicos a"mantener flexibles los planes de desactivación de los generadores existentes".

"Traducido al español: Si la primera regla de los agujeros es dejar de cavar, la primera regla de la fiabilidad de la red eléctrica es dejar de apagar centrales eléctricas fiables, incluidas las que funcionan con carbón", dijo Orr.

Rendimiento de la red durante la tormenta invernal

Durante la tormenta invernal Fern de la semana pasada, muchas zonas de EE.UU. estuvieron a punto de sufrir apagones, ya que la demanda meteorológica puso al límite la capacidad de las redes. Aunque muchas personas sufrieron apagones, éstos no se debieron a la insuficiencia de recursos de generación.

Orr y Mitch Rolling, director de investigación de Always On Energy Research, explicaron en su "Energy Bad Boys" Substack que hubo "situaciones cercanas y algunas lecciones incómodas" para algunas partes de la red durante la tormenta.

El Midcontinent Independent System Operator (MISO), una organización regional de comercio (RTO) que planifica, opera y gestiona el sistema de energía a granel de una región, estuvo a punto de tener que desconectar de la red a los clientes con mayor demanda, lo que se conoce como "desconexión de carga", para evitar apagones.

es probable que esto se debiera a que la velocidad del viento se desplomó durante la tormenta, haciendo que los recursos eólicos de la RTO cayeran del 60% de su factor de capacidad a sólo el 7% el sábado.

Nueva Inglaterra acabó capeando el temporal quemando petróleo. A las 17.00 hora local del sábado, el gestor de la red de la región obtenía el 37% de su generación del petróleo, el 25% del gas natural, el 17% de la energía nuclear, el 12% de la hidroeléctrica y el 8% de las renovables, según Meredith Angwin, química jubilada y autora de "Shorting the Grid" (Cortocircuitar la red).

Por lo general,Nueva Inglaterra no quema petróleo, ysólo un 0,4% de la generación total de electricidad de EE.UU. procede de él, la mayor parte en Hawai. La red de Nueva Inglaterra también quedó aislada de las importaciones hidroeléctricas de Canadá, ya que los vecinos del norte cortaron las exportaciones para satisfacer su propia demanda. Como los hogares de Nueva Inglaterra demandaban más gas natural, compitiendo con los generadores, la red tuvo que quemar petróleo para no colapsarse.

Kerry Clapp, consultor energético, explica en su "A Pragmatic Approach to Energy" Substack que la red de Texas vio cómo los cortes de energía eólica y solar aumentaban a medida que bajaba la temperatura. El almacenamiento en baterías proporcionó una cantidad "insignificante" de energía a la red, mientras que el carbón, el gas natural y la nuclear mantuvieron las luces encendidas, escribió Clapp.

Las decisiones políticas importan

Orr y Rolling señalan que las órdenes del Secretario de Energía Chris Wright a principios de año quemantuvieron en funcionamiento las centrales de carbón podrían haber evitado los déficits.

Los datos sobre la producción de esas instalaciones durante la tormenta no están disponibles en la actualidad, pero tres plantas de Michigan e Indiana a las que se impidió cerrar podrían haber suministrado casi tanto como todos los recursos eólicos de MISO a primera hora de la mañana del sábado, cuando los parques eólicos sólo estaban produciendo una fracción de su capacidad, según Rolling y Orr.

Orr dijo a Just the News que el rendimiento de la red nacional durante la tormenta invernal Fern demuestra que las advertencias del NERC no son meramente hipotéticas.

"El análisis del NERC es una clara advertencia de que el aumento de la demanda de electricidad y las retiradas anunciadas de generadores significan que gran parte de Estados Unidos podría no ser capaz de evitar apagones durante la próxima tormenta invernal. Sin embargo, es importante entender que este resultado no es una conclusión inevitable y que las opciones políticas importan", dijo Orr.

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