El clima extremo representa una amenaza creciente para las fuentes de energía de las que dependen los estadounidenses.
En 2021, una feroz tormenta invernal dejó a millones de tejanos sin electricidad ni agua durante días. En 2024, el huracán Helena dejó sin electricidad a unos 5 millones de clientes en todo el sureste de Estados Unidos.
Más allá del costo humano y económico inmediato, grandes apagones como estos a menudo dejan tras de sí el mismo contraste inquietante: una región se queda a oscuras, mientras que los lugares cercanos todavía tienen electricidad.
Esto plantea la pregunta: si todavía hay electricidad disponible en algún lugar cercano, ¿por qué no se puede enviar a donde más se necesita?
El huracán Helena dejó gran parte de Georgia a oscuras durante varios días a partir de finales de septiembre de 2024. La imagen de satélite de la izquierda es una noche normal de agosto en la región de Atlanta. A la derecha se muestra la misma zona el 28 de septiembre de 2024. Lauren Dauphin/Observatorio de la Tierra de la NASA Debe haber un cable en crisis
El sistema de energía distribuida de EE. UU. no es una red nacional integrada, sino más bien tres regiones principales de la red conocidas como sistemas de Interconexiones: Este, Oeste y ERCOT (Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas). Hay muy pocas líneas de transmisión entre ellos, por lo que si uno tiene muy poca energía, es posible que los demás no puedan ayudar mucho.
Existen pocas conexiones entre las interconexiones Este, Oeste y ERCOT. ERCOT
Esa conectividad limitada hizo que el corte de energía de Texas de 2021 fuera mucho más grave: cuando la tormenta destruyó líneas de gas y generadores de energía, ERCOT se vio obligado a sufrir el mayor apagón intencional en la historia de Estados Unidos. Los operadores cortaron el suministro eléctrico a millones de clientes para evitar un colapso total de la red.
Más de 4,5 millones de tejanos se quedaron sin electricidad y los hospitales de todo el estado lucharon contra la escasez de electricidad y agua. En ese momento, la energía total que ERCOT podía importar de sistemas vecinos sólo podía cubrir alrededor del 6% de la demanda.
Hoy en día, existen propuestas para construir más capacidad de transmisión entre Texas y las redes vecinas. El proyecto Southern Spirit Transmission, anunciado por el Departamento de Energía en 2024, incluiría una línea de transmisión de 320 millas que conectaría Texas con Luisiana y Mississippi. Según el DOE, el proyecto podría mejorar la resiliencia de la red de Texas durante períodos de alta demanda y clima extremo. Si esta línea hubiera estado instalada en 2021, podría haber reducido la magnitud de las pérdidas de energía en aproximadamente un 15%, suficiente para mantener alimentadas hasta 600.000 hogares adicionales de Texas durante los picos de demanda.
Pattern Energy está desarrollando la línea de transmisión Southern Spirit de 320 millas para conectar la red eléctrica de Texas y la red de transmisión del sureste para compartir energía. Energía de muestra El cable debe sobrevivir al desastre
Ese límite físico al que puede fluir la electricidad comienza con la forma en que está organizada la red estadounidense.
En el nivel más amplio, se divide en tres interconexiones independientes. Dentro de estas redes más grandes, múltiples redes regionales pueden compartir el poder entre sí. Pero el movimiento de la electricidad a través de ellos todavía depende de la disponibilidad de líneas de transmisión.
Los siete principales operadores de redes regionales dentro de las interconexiones estadounidenses ayudan a gestionar los flujos de electricidad, los mercados de electricidad y la confiabilidad, generalmente en regiones de varios estados, pero no cubren toda el área. En gran parte del noreste, suroeste y sureste, las empresas de servicios públicos independientes generan y transmiten su propia energía sin una estructura formal de mercado eléctrico. Comisión Federal Reguladora de Energía
Las condiciones climáticas extremas pueden dañar las líneas de transmisión y las subestaciones, haciendo imposible el suministro de energía adicional.
El huracán Ida demostró por qué esto es importante.
En agosto de 2021, las ocho líneas eléctricas que abastecían a Nueva Orleans resultaron dañadas por una tormenta y quedaron fuera de servicio. Eso dejó a toda la ciudad sin red eléctrica normal y preparó el escenario para una recuperación de semanas en algunas de las áreas más afectadas. En toda la red eléctrica, la tormenta también destruyó 216 subestaciones y más de 2.000 millas de líneas eléctricas. Cuando las principales líneas eléctricas están rotas, la electricidad no puede fluir cerca.
En agosto de 2021, el huracán Ida destruyó una enorme torre de transmisión que transporta líneas eléctricas de alto voltaje a Nueva Orleans. Foto AP/Gerald Herbert
La respuesta para fortalecer las redes energéticas no es simplemente construir más líneas de transmisión de alto voltaje. También es importante fortalecer los corredores de transmisión que ya existen para que puedan soportar condiciones climáticas extremas y recuperarse más rápidamente después de un desastre.
En Nueva Orleans, ya está dando forma a las inversiones. Entergy New Orleans, la principal empresa eléctrica de la ciudad, tiene un plan acelerado de endurecimiento de la red que tiene como objetivo reemplazar los postes existentes con postes más fortificados para resistir vientos más fuertes y mover selectivamente algunas líneas bajo tierra en áreas de alto riesgo. La primera fase, cuya finalización está prevista para 2026, cubre aproximadamente 63 millas de líneas de transmisión a un costo de 100 millones de dólares.
A nivel federal, la Comisión Federal Reguladora de Energía ha exigido a los proveedores de transmisión que informen sobre cómo evalúan los riesgos para los activos de transmisión, cómo esos riesgos afectan las operaciones del sistema y cómo planean mitigarlos, incluidos los extremos de calor y frío.
Normas regulatorias ocultas para la separación de poderes
Cuando se corta la energía en un área, la red cercana puede verse bien y tener sus propias luces encendidas, pero eso no significa que su exceso de energía pueda compartirse fácilmente. Los estándares federales exigen que los proveedores de transmisión tengan suficiente electricidad disponible en reserva para servir de manera segura a sus propios hogares y negocios locales. En pocas palabras, sólo el exceso de electricidad por encima de ese umbral de seguridad puede ser tratado de manera realista como energía disponible para ayudar a las redes vecinas durante un corte.
También se deben tomar decisiones rápidamente y la logística del envío de energía desde una empresa debe organizarse antes de que se corte la electricidad. Una red que enfrenta escasez de energía debe saber qué fuentes enviarán energía adicional, qué líneas pueden transportarla y qué hacer si la transmisión genera sobrecargas en otros lugares.
El manual de operaciones de emergencia utilizado por PJM, que coordina los flujos de energía en gran parte de las regiones del Atlántico Medio y del Atlántico Medio, dice que se espera que los operadores respondan inmediatamente cuando su demanda de energía exceda el suministro para estabilizar la red. Si la escasez dura demasiado, los sistemas de protección comienzan a desconectar partes de la red para evitar un colapso más amplio. Una vez que esos sistemas se apagan, es posible que incluso la electricidad que llega más tarde ya no llegue a las zonas donde más se necesita.
Redes vecinales al rescate
A principios de septiembre de 2022, una brutal ola de calor llevó la red eléctrica de California al límite. El 6 de septiembre, el estado alcanzó un consumo eléctrico récord de 52.061 megavatios.
Esa misma noche, cuando el sistema estaba en su punto más activo, una importante línea de vida de unos 8.000 MW de electricidad fluyó desde las zonas vecinas. Este apoyo externo masivo cubrió el 12,5% de la demanda local, manteniendo exitosamente a millones de personas alimentadas.
Los análisis posteriores a la ola de calor confirmaron lo que evitó la crisis. El Operador Independiente del Sistema de California, o CAISO, concluyó que “la electricidad importada de las autoridades de equilibrio vecinas jugó un papel fundamental en el mantenimiento de la confiabilidad del sistema” durante esas horas críticas.
Fundamentalmente, este rescate se basó en acuerdos de partición establecidos. Además de las transferencias programadas previamente, CAISO informó que los generadores de energía en el Mercado de Desequilibrio Energético Occidental –un sistema lanzado en 2014 para ayudar a los sistemas eléctricos occidentales a compartir electricidad en emergencias– estaban suministrando dinámicamente 1.000 MW adicionales de energía de emergencia.
El evento demostró cómo contar con mecanismos de coordinación interregional en tiempo real puede, en última instancia, salvar una red sitiada. Ya existen acuerdos similares en otras partes de Estados Unidos. PJM y MISO, el operador independiente del sistema Midcontinent, tienen un proceso para planificar los flujos de electricidad cuando las regiones saben que necesitarán ayuda. Las empresas de servicios públicos del sudeste utilizan una plataforma de intercambio para comercializar electricidad más cerca del momento en que se necesita.
Si bien las diferentes regiones utilizan diseños diferentes, la lección más amplia es la misma: es más probable que la ayuda externa funcione cuando la red tiene una ruta de transmisión utilizable, electricidad de respaldo para compartir y un sistema para mover esa energía antes de que comience una emergencia.
Jan Wen, científico investigador postdoctoral en ingeniería eléctrica de la Universidad de Tennessee, contribuyó a este artículo.
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