A medida que se acerca el invierno, aumenta la preocupación por la fiabilidad de la red eléctrica en el sur de Estados Unidos, especialmente tras los apagones que se produjeron el año pasado.
La Evaluación de la Fiabilidad Invernal (WRA) 2023-2024 de la Corporación Norteamericana de Fiabilidad Eléctrica (NERC), publicada a principios de este mes, ofrece una visión completa de los retos potenciales y la preparación del Sistema Eléctrico a Granel (BPS) para la próxima temporada invernal.
Esta evaluación es una herramienta crucial para informar a los líderes de la industria, planificadores, operadores y organismos reguladores sobre los riesgos potenciales y las acciones necesarias para garantizar un suministro eléctrico fiable durante los meses de invierno.
«Esta previsión muestra una vez más que nuestro país se enfrenta a retos inminentes de fiabilidad de la red, mientras que la demanda de electricidad sigue aumentando», declaró en un comunicado de prensa Jim Matheson, Director General de NERC y exdiputado estadounidense. «Esto es inaceptable y debería ser motivo de preocupación para todos los estadounidenses. Para evitar una catástrofe, los responsables políticos deben reconocer su papel en la amenaza a la fiabilidad de la red y tomar medidas para ayudar a prevenir los apagones antes de que sea demasiado tarde.»
El Sur en el punto de mira
Una de las principales conclusiones del WRA (pdf) es el riesgo de insuficiencia de suministro eléctrico durante los picos invernales.
Según el informe, una parte importante del BPS norteamericano, incluidas las zonas del sur de Estados Unidos, está en peligro debido a las olas de frío prolongadas que pueden provocar grandes apagones de los generadores y un aumento de la demanda, sobre todo de los sistemas de calefacción eléctrica.
La región del Midcontinent Independent System Operator, que ha experimentado un aumento de los recursos disponibles gracias a la nueva generación eólica y de gas natural, sigue siendo vulnerable a las olas de frío extremo, sobre todo en sus zonas meridionales.
Estos fenómenos pueden provocar grandes apagones de los generadores debido a una climatización inadecuada o a un suministro insuficiente de combustible de gas natural, como se vio durante los apagones de 2022 justo antes de Navidad.
Del mismo modo, las regiones cubiertas por PJM Interconnection, SERC-East y SERC-Central también corren el riesgo de sufrir emergencias energéticas durante episodios de frío intenso.
A pesar de contar con recursos adecuados para condiciones invernales normales, los generadores de estas regiones son susceptibles de sufrir disminuciones de capacidad y apagones en condiciones extremas.
La evaluación también destacó el papel fundamental del suministro de combustible a los generadores, sobre todo de gas natural, para garantizar la cobertura de la demanda de electricidad en invierno.
La naturaleza interconectada de los sistemas de gas natural y electricidad significa que las interrupciones en uno pueden tener un impacto significativo en el otro.
Esto se observó especialmente durante la tormenta invernal Elliott, cuando el descenso de la producción de gas natural provocó escasez de electricidad y gas natural en toda la zona.
Retrospectiva del invierno pasado
La tormenta invernal Elliott, que azotó el país en diciembre de 2022, fue una «tormenta única en su género» que planteó problemas sin precedentes, sobre todo en las zonas del sur del país atendidas por la empresa federal de energía Tennessee Valley Authority (TVA).
La tormenta afectó a la mayor parte del este continental de Estados Unidos, con fuertes nevadas, vientos huracanados y lluvia helada, causando interrupciones generalizadas de los viajes y cortes de electricidad.
La TVA, en previsión de la tormenta, había elaborado un pronóstico a medio plazo y lo había compartido con varios equipos para completar las acciones de preparación para el clima frío y los procesos de certificación de preparación para el invierno, según un informe posterior al suceso (pdf) que la agencia publicó en mayo.
A pesar de estos preparativos, la velocidad de la tormenta, su intensidad y las condiciones resultantes superaron las previsiones y los esfuerzos de TVA.
El sistema de la TVA experimentó su temperatura media más fría desde febrero de 1996, con mínimas en ciudades importantes como Nashville y Memphis que descendieron a 1 grado F. La demanda de energía se disparó, dando lugar a la mayor demanda de electricidad suministrada en 24 horas en la historia de la TVA el 23 de diciembre, según el informe.
El equipo de la TVA trabajó incansablemente para aumentar la generación y satisfacer la creciente demanda. Para ello, se enviaron unidades que antes no estaban en servicio y se realizaron compras diarias, en tiempo real y de emergencia.
A pesar de estos esfuerzos, la TVA se enfrentó a importantes retos. De sus 232 unidades generadoras, 38 se vieron afectadas negativamente, sobre todo por la congelación de los instrumentos. Por ello, las centrales nucleares e hidroeléctricas de la TVA, que no se vieron afectadas por las condiciones meteorológicas extremas, desempeñaron un papel crucial en el apoyo a la demanda de energía durante la tormenta.
La gravedad y magnitud de la tormenta invernal Elliott provocaron una menor disponibilidad del suministro eléctrico contratado y propiedad de la TVA, así como una disminución de la electricidad importada de los mercados vecinos. Para mantener la estabilidad de la red, la TVA se vio obligada a aplicar procedimientos de emergencia, ordenando a las compañías eléctricas locales que redujeran la demanda de energía, lo que provocó interrupciones localizadas. Fue la primera vez en los 90 años de historia de TVA que hubo que tomar medidas de este tipo.
Recomendaciones del NERC
NERC afirma que el carbón, otro combustible vital para la generación de electricidad en invierno, también se enfrenta a desafíos. Aunque los propietarios de los generadores informan de menos problemas de suministro de carbón en comparación con el invierno pasado, hay preocupaciones sobre el transporte de carbón, en particular en las zonas afectadas por las condiciones de sequía que podrían restringir la disponibilidad de carbón y afectar a la producción de los generadores, según el informe.
Las instalaciones de la central nuclear Bellefonte de Tennessee Valley Authority en Hollywood, Alabama, el 2 de junio de 2011. (AP Photo/Eric Schultz)
Otro motivo de preocupación es la creciente complejidad de las previsiones de carga durante el invierno, según el informe. La electrificación del sector de la calefacción y el aumento de los recursos de energía solar variable se suman a la imprevisibilidad de la demanda de electricidad, lo que dificulta la previsión precisa y la planificación de los picos de demanda.
Entre las recomendaciones de la agencia figuran la revisión de los planes operativos estacionales, la puesta en marcha de preparativos para climas fríos, el control de los suministros de combustible y la preparación ante posibles deficiencias de las reservas.
Además, se anima a los reguladores a apoyar a los operadores de la red con exenciones medioambientales y de transporte y llamamientos públicos al ahorro energético.
Acontecimientos como las tormentas invernales Uri en 2021 y Elliott en 2022 han puesto de relieve la necesidad de mejorar la preparación para el frío y la coordinación entre los propietarios y operadores de generadores y los operadores de BPS, añadió la agencia.
La evaluación en general subraya la importancia de la planificación y la coordinación para hacer frente a los diversos desafíos que podrían afectar a la fiabilidad de la red eléctrica en el sur de Estados Unidos durante el invierno para mantener la tempertura adecuada para los clientes.
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