Por Canuto  

PJM activó una alerta de generación máxima el 13 de octubre y extendió un aviso de capacidad hasta el día siguiente, en medio del calor y de paradas de mantenimiento. Los precios mayoristas también registraron fuertes alzas.
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  • PJM activó una alerta de generación máxima el martes 13 de octubre y extendió un aviso de capacidad hasta el miércoles 14; unos 60 gigavatios de capacidad estaban fuera de línea el martes.
  • El precio spot en el hub occidental de PJM llegó a USD $1.021 por megavatio-hora, según datos citados por Bloomberg.
  • Una proyección de PJM para el invierno 2025-26 estimó una reserva de 7.500 megavatios, frente a 8.700 megavatios el invierno anterior.

 

La red eléctrica de PJM Interconnection activó una alerta de generación máxima el martes 13 de octubre y extendió un aviso de capacidad hasta el miércoles 14. La alerta estuvo asociada al nivel EEA 1, la primera fase de advertencia del sistema. La organización, que abastece a 67 millones de personas desde el Atlántico Medio hasta Chicago, tenía unos 60 gigavatios de capacidad fuera de línea el martes, cuando una breve ola de calor coincidió con trabajos programados de mantenimiento.

La presión también se reflejó en los precios mayoristas: Bloomberg informó que el precio spot en el hub occidental de PJM alcanzó USD $1.021 por megavatio-hora el martes por la tarde, más del doble del promedio de la jornada anterior a esa misma hora. Para el miércoles 14 de octubre, el precio del mercado del día anterior subió 28%, hasta USD $295,83 por megavatio-hora, el promedio diario más alto desde mediados de julio.

Calor y mantenimiento coinciden en la red de PJM

Las alertas de nivel bajo permiten a un operador advertir que las condiciones del sistema se han vuelto exigentes, aunque la información reportada no señala que PJM haya perdido el control de la red. En este episodio, la coincidencia de temperaturas inusualmente cálidas y capacidad temporalmente indisponible por mantenimiento elevó la presión operativa durante dos días. La situación ilustra el desafío de reservar períodos para inspeccionar y reparar equipos sin dejar de atender la demanda eléctrica.

Las paradas programadas suelen permitir inspecciones, reparaciones y mejoras en plantas de generación o equipos de transmisión durante épocas de menor consumo estacional. Sin embargo, los patrones meteorológicos volátiles pueden reducir los días considerados adecuados para esos trabajos, mientras que postergar reparaciones también puede aumentar la exposición de instalaciones envejecidas a fallas cuando la demanda alcanza sus máximos.

Jeffrey Shields, portavoz de PJM, explicó por correo electrónico que los patrones climáticos impredecibles dejan menos días para realizar mantenimiento o construcción importantes en los equipos de generación y transmisión que abastecen el área de servicio. Su declaración apunta a una tensión concreta para la planificación: las tareas preventivas necesitan ventanas operativas, pero las condiciones del tiempo hacen menos predecibles tanto la demanda como la disponibilidad de esas ventanas.

Los precios mayoristas ofrecieron una señal adicional de esa presión, aunque no deben confundirse automáticamente con la factura residencial de cada hogar. El dato de USD $1.021 por megavatio-hora corresponde al precio spot registrado en un centro específico de PJM y en una hora determinada; el precio de USD $295,83, en cambio, fue el promedio diario del mercado del día anterior para el miércoles. Son referencias distintas, pero ambas muestran el encarecimiento de la electricidad en el período reportado.

La presión también alcanza a MISO

Las condiciones difíciles no se limitaron a PJM. McKenzie Barbknecht, portavoz del Operador Independiente del Sistema del Medio Continente (MISO), afirmó que las temperaturas inusualmente cálidas, junto con cortes de generación y una producción eólica inferior a lo normal, estaban creando condiciones desafiantes para la red. La observación conecta el episodio meteorológico con otros factores de oferta, sin atribuir a una sola causa toda la tensión del sistema.

El área de servicio de MISO abarca partes de 15 estados de Estados Unidos, en el Medio Oeste y el Sur, además de Manitoba, en Canadá. Su extensión permite dimensionar que los retos de suministro mencionados por la portavoz afectan a una región amplia, aunque la información disponible no detalla en qué estados se concentraron las interrupciones o las menores condiciones de generación eólica.

El vínculo entre disponibilidad de plantas y producción eólica resulta relevante para la operación porque el suministro total depende de varias fuentes que no siempre están disponibles al mismo tiempo. En el episodio descrito, MISO señaló que coincidieron cortes de generación con una producción eólica por debajo de lo habitual y temperaturas cálidas. La fuente no aporta cifras de producción por tecnología, por lo que no es posible cuantificar cuánto contribuyó cada factor al desafío operativo.

La referencia de MISO amplía el cuadro regional, pero no debe confundirse con la alerta de PJM: son operadores distintos y sus áreas de servicio no son idénticas. La información reportada presenta señales de tensión en ambos sistemas durante condiciones meteorológicas difíciles, sin afirmar que MISO haya emitido la misma alerta ni que haya registrado los mismos precios que el hub occidental de PJM.

Menor colchón de reserva y antecedentes de invierno

Una proyección de PJM para el invierno 2025-26 estimó una reserva de 7.500 megavatios después de considerar cortes esperados, exportaciones y otros ajustes, frente a 8.700 megavatios el invierno anterior. Esa cifra corresponde a un pronóstico para una temporada ya concluida, no a una estimación del margen disponible durante la alerta de octubre de 2026. PJM también había advertido que la demanda de electricidad crecía más rápido que la nueva generación.

El margen de reserva representa capacidad adicional prevista para hacer frente a contingencias, además de la que se espera necesitar en condiciones normales. Una proyección más baja no equivale por sí sola a un apagón, pero sí indica que el sistema tendría menos holgura si la demanda aumenta o si una parte de la generación deja de estar disponible. Las cifras citadas describen un pronóstico estacional, no una medición del suministro durante la alerta del 13 y 14 de octubre.

El antecedente más reciente incluido en el reporte es la tormenta invernal Fern, ocurrida en enero de 2026, y sus secuelas. Durante ese episodio, los cortes de generación promediaron entre 18 y 19 gigavatios, por encima de las expectativas estacionales de PJM, y las fallas de equipos fueron la causa principal. La información no identifica las plantas afectadas ni desglosa cuánto duró cada interrupción.

La disponibilidad y programación del combustible también complicaron la operación durante esa ola de frío. Según lo reportado, los suministros ajustados de gas natural y las limitaciones para programarlo añadieron dificultades; PJM mantuvo la fiabilidad, pero tuvo que recurrir a medidas adicionales con costos considerables. Ese antecedente contrasta con el episodio de calor: las condiciones meteorológicas fueron distintas, aunque en ambos casos la disponibilidad efectiva de generación fue una preocupación central.

Una orden federal para despachar unidades específicas

El Departamento de Energía de Estados Unidos emitió una orden de emergencia dirigida a PJM el 12 de octubre. La orden entró en vigor el 13 de octubre y se extendió hasta el 16, según la información publicada por el Departamento y PJM. La instrucción pidió despachar unidades de generación específicas y operarlas según fuera necesario para mantener la fiabilidad. El reporte no detalla cuáles fueron las unidades designadas ni cuantifica los costos asociados a esa orden.

La orden federal se suma a la alerta de generación máxima de PJM, pero la información disponible no establece que ambas decisiones hayan respondido exactamente a los mismos factores inmediatos. La orden se describe como una instrucción operativa para sostener la fiabilidad, mientras que la alerta de PJM se produjo en medio de temperaturas elevadas y paradas de mantenimiento. Conviene mantener esa distinción al interpretar las acciones de los operadores y las autoridades.

En conjunto, el episodio expone el equilibrio que la red debe mantener entre reparar equipos, contar con suficiente capacidad disponible y responder a un clima menos predecible. PJM afrontó una combinación puntual de calor y capacidad fuera de línea, mientras una proyección anterior para el invierno 2025-26 y los antecedentes de Fern mostraban desafíos relacionados con reservas, averías y combustible. Los datos describen presiones concretas, pero no equivalen a una declaración de que se hayan producido apagones generalizados.

La evolución de las condiciones meteorológicas, la disponibilidad de generación y el avance de los trabajos de mantenimiento determinarán cuánto margen conserva la red en los próximos días. Por ahora, los precios reportados y la orden federal subrayan que la fiabilidad eléctrica depende no solo de la capacidad instalada, sino también de que las plantas y los equipos puedan operar cuando el sistema los necesita.

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Este artículo fue escrito por un redactor de contenido de IA y revisado por un editor humano para garantizar calidad y precisión.


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