El estado de emergencia se prolonga hasta el jueves

La red eléctrica que abastece a 67 millones de personas se prepara para un pico de 152.496 megavatios el jueves, después de prolongar las alertas de máxima generación y gestión de la demanda en un territorio que se extiende desde Washington hasta Chicago. PJM Interconnection informó en su más reciente actualización operativa que el clima cálido y húmedo mantendría vigente su alerta por altas temperaturas hasta el 3 de septiembre. Los dos avisos de nivel superior están dirigidos a las empresas eléctricas y a los grandes participantes, no al público, pero indican que los operadores quieren disponer de todas las unidades que resulte práctico utilizar y tener preparados los recursos de respuesta a la demanda.

El miércoles resultó menos crítico de lo que se temía inicialmente. Para las 4 p.m., PJM había reducido su previsión del pico de ese día a 143.241 megavatios, frente a una estimación de 147.840 megavatios realizada el día anterior. Sin embargo, el sistema ya había registrado el martes un pico horario preliminar de 152.518 megavatios, y la previsión para el jueves volvió a superar esa cifra. Las alertas siguieron vigentes porque la planificación de la red debe contemplar una falla de equipos o una restricción de transmisión, no solo la demanda más probable.

El gobierno federal también proporcionó a PJM un respaldo excepcionalmente amplio. Una orden de emergencia del 1 de septiembre determinó que existía una emergencia eléctrica conforme a la ley debido al aumento de la demanda, la capacidad de generación no disponible y otras restricciones. PJM reportó cerca de 15.000 megavatios de generación fuera de servicio, una congestión significativa en la transmisión de norte a sur y obligaciones firmes de exportación, mientras pronosticaba una demanda cercana a 152.000 megavatios. La orden permite a PJM superar los límites operativos normales de determinadas centrales cuando sea necesario y, como último recurso antes o durante el nivel más alto de emergencia, ordenar a ciertos grandes clientes que utilicen generación de respaldo en sus instalaciones en vez de consumir electricidad de la red.

Hasta última hora del miércoles, ni PJM ni Midcontinent Independent System Operator habían informado de apagones rotativos en todo el sistema. Esa distinción es fundamental. Reuters describió un riesgo creciente de cortes, no un corte efectivo, mientras MISO proyectaba una demanda cercana a 121 gigavatios, frente a un máximo histórico de 127,1 gigavatios. La alerta de PJM decía expresamente que los clientes no necesitaban tomar medidas. Una cooperativa rural de Misuri sí pidió a sus miembros que ahorraran energía, lo que muestra cómo las condiciones locales pueden volverse más restrictivas aun cuando el sistema regional se mantiene estable.

El calor convierte la demanda habitual en una prueba de confiabilidad

El calor de finales del verano incrementa el consumo eléctrico de manera muy sincronizada: millones de aparatos de aire acondicionado trabajan a máxima intensidad durante las mismas horas de la tarde y las primeras horas de la noche. También reduce el margen de error, ya que las centrales térmicas pierden eficiencia y los equipos de transmisión pueden transportar con seguridad menos electricidad. El Servicio Meteorológico Nacional mantuvo una advertencia por calor extremo para gran parte del centro de Illinois hasta el viernes, con valores del índice de calor cercanos a 105 grados y poco alivio durante la noche.

Una red regional debe equilibrar continuamente la generación con el consumo y, al mismo tiempo, mantener reservas para afrontar la pérdida repentina de una central importante o una línea eléctrica. Por lo tanto, la cuestión pertinente no es si la capacidad instalada total supera en teoría la demanda prevista. Los operadores necesitan suficiente capacidad que pueda arrancar, aumentar su producción o reducir la carga en el lugar y el momento adecuados, sin sobrecargar la red de transmisión. Las restricciones de norte a sur de PJM muestran que la electricidad disponible en una parte de un sistema regional no siempre puede enviarse libremente a otra.

MISO enfrentó las mismas condiciones meteorológicas con una combinación distinta de restricciones. El operador de la red, que presta servicio a unos 42 millones de clientes en 15 estados y Manitoba, aumentó su requisito habitual de reservas para amortiguar posibles interrupciones de generadores y la congestión de la transmisión. Su pico proyectado de 121 gigavatios se situaba por debajo del récord, pero se esperaba que el periodo operativo más ajustado comenzara cuando la producción solar empezara a disminuir mientras las temperaturas seguían altas. Ese riesgo relacionado con el horario coincide con la evaluación de NERC, que concluyó que la creciente producción solar ayuda a MISO a cubrir la demanda máxima, pero puede desplazar sus horas más críticas hacia más tarde en el día.

La demanda crece más allá del ciclo meteorológico

La ola de calor es temporal; el crecimiento de la carga que la agrava no lo es. La previsión de demanda de marzo de la Administración de Información Energética proyectó que el consumo de electricidad en EE.UU. aumentaría 1,9% en 2026 y 2,5% en 2027. La entidad preveía un crecimiento anual de la carga de alrededor de 3% en promedio en PJM entre 2025 y 2027, una de las tasas más rápidas del país, a medida que los centros de datos y otras grandes instalaciones comerciales se conectan con mayor rapidez de la que siempre permite 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 de 5,4% anual durante la próxima década, en gran medida por los centros de datos, según datos federales. El pico de verano de 2025 en la zona ya era 23% superior al de 2019. Ese crecimiento concentrado cobra importancia durante una emergencia por calor porque el área de Dominion estuvo entre los cinco territorios donde PJM activó la gestión de la demanda previa a una emergencia el 1 de septiembre.

No todos los megavatios propuestos para centros de datos se convertirán en demanda real. Un análisis separado de Reuters concluyó que las solicitudes de conexión propuestas en EE.UU. superaban los 700 gigavatios, más de diez veces el consumo actual estimado, lo que llevó a varias jurisdicciones a someter los proyectos especulativos a una evaluación más estricta. Las solicitudes exageradas pueden provocar inversiones innecesarias y mayores costos para los clientes; descartar proyectos genuinos puede dejar al sistema con capacidad insuficiente. Los reguladores necesitan cronogramas verificados, depósitos y previsiones 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 modelados para el verano, con reservas instaladas cercanas a 26% frente a un requisito de 18,6%. No obstante, señaló que el calor extremo podría exigir una respuesta a la demanda. En el caso de MISO, NERC consideró adecuados los recursos previstos, pero advirtió que una carga superior a la normal, combinada con condiciones desfavorables de los recursos, podría requerir alertas de emergencia y recursos para modificar la carga. Por lo tanto, un procedimiento de emergencia no demuestra que el modelo de planificación haya fallado; puede ser precisamente la medida de mitigación que el modelo suponía que estaría disponible.

Las herramientas de emergencia implican costos y concesiones

La primera herramienta de PJM es la disciplina operativa. Una alerta de máxima generación pide a los propietarios aplazar o cancelar tareas de mantenimiento y pruebas para que haya más unidades disponibles. También advierte a los sistemas vecinos que PJM podría restringir las exportaciones. Una alerta de gestión de la demanda prepara a las empresas inscritas en programas de respuesta a la demanda para reducir el consumo si se les solicita. Esas medidas preservan las reservas sin interrumpir el servicio a los clientes comunes, pero los aplazamientos repetidos pueden comprimir los cronogramas de mantenimiento, y la capacidad de depender de los sistemas vecinos disminuye cuando el mismo calor abarca varias regiones.

La respuesta a la demanda suele ser el recurso más limpio a corto plazo porque paga a los clientes participantes para que reduzcan el consumo, en vez de exigir el arranque de otro generador. Puede incluir la reducción de procesos industriales, ajustes a la refrigeración de edificios o el traslado de tareas informáticas flexibles a otros horarios. La limitación es contractual y geográfica: solo se puede convocar a las cargas inscritas, su desempeño real puede variar y las reducciones en una zona quizá no resuelvan un cuello de botella de transmisión en otra. Los avisos de PJM señalan disponibilidad, no megavatios garantizados.

La orden federal va más allá al permitir temporalmente que determinados generadores superen los límites ambientales de operación y que grandes establecimientos comerciales utilicen recursos de respaldo cuando la confiabilidad lo requiera. Esas unidades pueden aumentar las emisiones de contaminantes atmosféricos o las descargas de aguas residuales. Su operación se limita a las horas que PJM considere necesarias, con informes diarios, y quedan excluidos los equipos de respaldo que prestan servicio a hospitales, centros del 911, sistemas de agua, control del tránsito aéreo, defensa e instalaciones críticas similares. La orden vence a las 11:59 p.m., hora del Este, del 8 de septiembre, salvo que sea renovada.

A más largo plazo, MISO y los reguladores estatales afirman que las empresas de servicios públicos esperan añadir un promedio de 15 gigavatios de capacidad de verano acreditada al año durante los próximos cinco años. La encuesta regional de junio calificó esa cifra como un ritmo récord, pero la capacidad planificada no equivale a capacidad terminada y disponible para su entrega. La construcción de infraestructura de transmisión, los estudios de interconexión, la seguridad del suministro de combustible y la disminución de la producción solar al anochecer determinan si esas adiciones reducen el riesgo de emergencia.

Lo que revelará el jueves

La cifra más importante es el pico real de PJM el jueves en relación con la previsión de 152.496 megavatios. Un resultado menor aumentaría las reservas, pero no explicaría si las condiciones meteorológicas, los horarios industriales o las reducciones voluntarias modificaron la demanda. Los operadores también vigilarán las interrupciones de generación, los flujos en las líneas congestionadas y las importaciones. Los precios mayoristas pueden subir antes de que la confiabilidad se vea amenazada, a medida que se despachan unidades más costosas.

Para los hogares, la señal práctica sigue siendo local. PJM no ha emitido un llamado público a ahorrar energía en toda la región, y sus alertas no exigen ninguna medida directa de los clientes. Las empresas de servicios públicos aún pueden hacer solicitudes específicas si los sistemas locales se vuelven más restrictivos. Los clientes deben seguir los avisos de sus empresas eléctricas y de las autoridades de gestión de emergencias, en vez de interpretar una alerta del operador como prueba de que un corte es inminente.

La lección más amplia es que los márgenes de reserva son condicionales, no permanentes. Las redes adoptaron esta semana un estado de emergencia sin interrupciones masivas confirmadas porque los operadores disponían de varias capas de protección: aplazamientos de mantenimiento, importaciones, respuesta a la demanda, generación de respaldo y alivio regulatorio temporal. Cada capa también tiene costos o límites. La prueba durante el próximo día será determinar si esas salvaguardas siguen siendo preventivas mientras el calor y la demanda eléctrica alcanzan juntos su punto máximo por tercer día consecutivo.