¿Son confiables las redes eléctricas de EE. UU. este verano?

Cada año, la Corporación Norteamericana de Confiabilidad Eléctrica (NERC) publica un evaluación detallada de todas las principales redes eléctricas de EE. UU. y Canadá. NERC considera su condición actual y la carga esperada de verano para determinar si pueden operar sin problemas de suministro de energía. La evaluación también incluye un análisis de los riesgos de apagones, incluidas las regiones donde son más probables y las condiciones que podrían causarlos.

Según la NOAA, existe una probabilidad de más del 99% de que 2022 se encuentre entre los 10 años más cálidos jamás registrados. Esto significa que los propietarios de edificios deben asegurarse de que sus acondicionadores de aire están en buenas condiciones y las compañías eléctricas deben estar listas para manejar la carga entrante. Hay dos razones principales para implementar medidas de eficiencia energética: los propietarios de edificios pueden esperar precios de electricidad altos según las tendencias de inflación recientes, y la conservación de energía ayuda a que la red permanezca estable en momentos de alto consumo.


¿Tiene su edificio un sistema de energía de emergencia confiable para apagones?


Aquí resumiremos la evaluación de NERC para las principales redes de EE. UU., incluido el Consejo de Coordinación de Energía del Noreste, que presta servicios a Nueva York y otros estados del noreste. Cubriremos las regiones de interconexión MISO, NPCC y PJM en este artículo (las regiones SERC, SPP, ERCOT y WECC se tratan en la segunda parte).

Confiabilidad de la Red Eléctrica: ¿Qué es el Margen de Reserva?

¿Son confiables las redes eléctricas de EE. UU. este verano?

La confiabilidad de una red eléctrica depende de varios factores, pero el NERC utiliza una métrica llamada margen de reserva como punto de partida. En términos simples, el margen de reserva se puede definir como la diferencia porcentual entre la demanda proyectada y los recursos de generación disponibles.

  • Si una red eléctrica tiene 100 GW disponibles y la demanda esperada es de 80 GW, la capacidad de generación es 20 GW mayor.
  • Dividiendo este valor por la demanda, el margen de reserva es 25% en este ejemplo.

NERC especifica un margen de reserva de referencia para cada región, y los operadores de la red idealmente deberían operar por encima de ese valor. Cuando el margen de reserva de una red eléctrica es demasiado bajo, aumenta el riesgo de apagones.

Suponga que la red del ejemplo anterior experimenta una demanda de verano superior a la prevista, alcanzando los 85 GW, y los cortes de energía inesperados reducen la generación a 90 GW. En este caso, aún habría una diferencia de 5 GW entre generación y demanda. Sin embargo, una red con un pico esperado de 80 GW y solo 90 GW de capacidad disponible tendría problemas con 5 GW de demanda adicional y 10 GW de cortes de generación.

MISO: Operador de sistema independiente de Midcontinent

MISO es el operador del sistema en varias regiones ubicadas al oeste y suroeste de los Grandes Lagos, y también en la mayor parte de Luisiana y Arkansas. Las redes MISO dependen en gran medida de los combustibles fósiles y la mayor parte de la electricidad proviene del gas natural y el carbón.

NERC ha determinado que MISO podría tener problemas de confiabilidad en la región Norte/Central, debido a un déficit de capacidad de 1230 MW en la subasta de recursos de planificación. Hay suficiente capacidad para condiciones normales, pero las interrupciones no planificadas podrían reducir el margen de reserva.

NERC ha estimado que MISO tendrá acceso a 143,2 GW y se espera que la demanda alcance los 118,2 GW. Esto significa que la región operará con un margen de reserva de 21,1%, ligeramente por encima del nivel de referencia de 17,9% recomendado por NERC.

NPCC: Consejo Coordinador de Energía del Noreste

¿Son confiables las redes eléctricas de EE. UU. este verano?

NERC ha proporcionado una evaluación favorable para el NPCC en la región de Nueva Inglaterra, pronosticando 29,9 GW de recursos anticipados y una demanda de 24,8 GW. Esto significa que existe un margen de reserva del 20,6%, muy por encima del nivel de referencia del 14,3% previsto para la región. La evaluación también es favorable para el estado de Nueva York, con 39,9 GW disponibles y una demanda de verano de 30,6 GW. El margen de reserva es del 30,4%, el doble del nivel de margen de referencia del 15,0%.

No se esperan problemas de suministro de energía para Nueva York y la región de Nueva Inglaterra este verano, pero no se puede decir lo mismo de precios de la electricidad. Más del 50% de la electricidad utilizada en la región proviene del gas natural, y sus precios se han visto muy afectados por la inflación. A medida que se acerca el verano y aumenta el consumo de energía, se puede esperar que los precios del gas y la electricidad aumenten más. Las medidas de eficiencia energética pueden ayudar a los propietarios de edificios a mitigar este aumento de precios.

Interconexión PJM

La Interconexión PJM coordina el suministro eléctrico en 13 estados del este y el Distrito de Columbia. El suministro de energía en la región está dominado por el gas natural, seguido por el carbón y la energía nuclear. NERC ha brindado una evaluación muy favorable para la Interconexión PJM, ya que los recursos previstos son muy superiores a la demanda esperada para el verano: una capacidad total de 185,0 GW para atender 140,4 GW. El margen de reserva es del 31,7%, más del doble del nivel de referencia proporcionado por NERC (14,9%).

PJM ha estado administrando cuidadosamente los inventarios de combustible y asegurando los suministros con anticipación, para asegurarse de que los problemas de la cadena de suministro no afecten la confiabilidad del suministro de energía local.