La red eléctrica ha aprobado el examen. Pero hay que leer la letra pequeña.
Lo que la Evaluación de Fiabilidad del Verano de 2026 de la NERC revela a los directivos del sector energético sobre la situación real de la red eléctrica, y por qué los riesgos que persisten son los que más importan.
El 19 de mayo, la North American Electric Reliability Corporation publicó su «Evaluación de la fiabilidad para el verano de 2026», el informe anual que analiza si la red eléctrica de Estados Unidos y Canadá puede hacer frente al calor del verano. El titular es tranquilizador: se prevé que todas las zonas evaluadas de América del Norte cuenten con los recursos suficientes para satisfacer la demanda máxima habitual del verano. El número de regiones con riesgo elevado se ha reducido de seis el año pasado a tres. Sobre el papel, este verano parece más prometedor que los últimos.
Sin embargo, al leer el informe completo, se observa un panorama más complejo. Los riesgos que caracterizaron el verano pasado —márgenes de reserva inadecuados, capacidad de generación insuficiente— no se han eliminado. Simplemente han cambiado. La amenaza ha pasado de ser «¿tenemos suficiente energía?» a «¿tenemos el tipo de energía adecuado en el momento adecuado?». Para los directivos del sector energético, los asesores jurídicos y las empresas cuyas operaciones dependen de un suministro eléctrico fiable, esa distinción reviste una enorme importancia.
¿Qué ha mejorado realmente?
La mejora es real y significativa. La red eléctrica norteamericana ha incorporado más de 58 gigavatios de nueva capacidad de generación desde el verano de 2025, incluidos 16,4 gigavatios de energía solar, 14,7 gigavatios de almacenamiento en baterías, 6,7 gigavatios de gas natural y 1,6 gigavatios de energía eólica. El personal de la FERC, en un informe publicado el mismo día en que la NERC dio a conocer su evaluación, confirmó que la capacidad de generación de EE. UU. aumentó en aproximadamente 75 gigavatios este verano en comparación con el año anterior, de los cuales unos 26 gigavatios correspondieron solo a Texas. Por su parte, el cierre de centrales eléctricas se redujo a unos 8 gigavatios, muy por debajo del ritmo de las incorporaciones.
En Texas, concretamente, el panorama general de los recursos de ERCOT ha mejorado considerablemente. El informe «Short-Term Energy Outlook» de octubre de 2025 de la EIA preveía que la demanda de ERCOT aumentaría un 14 % en los primeros nueve meses de 2026 en comparación con el mismo periodo de 2025 —el crecimiento más rápido de todos los operadores de red de EE. UU.— y, aunque las previsiones posteriores de la EIA revisaron esa cifra a la baja debido a que las interconexiones de gran carga entraron en funcionamiento más lentamente de lo esperado, la nueva capacidad solar, eólica y de baterías ha seguido el ritmo del crecimiento real de la demanda. La NERC considera ahora que las perspectivas para toda la zona de ERCOT son adecuadas para unas condiciones normales de verano, lo que supone una mejora significativa con respecto a 2025, cuando algunas partes de Texas fueron señaladas como de riesgo elevado.
También existe un mecanismo de emergencia. El Departamento de Energía ha hecho uso de las facultades que le confiere el artículo 202(c) de la Ley Federal de Energía Eléctrica para mantener en funcionamiento varias centrales de carbón y gas que, de otro modo, habrían sido clausuradas o puestas en reserva —una práctica que el Departamento de Energía ha aplicado más de 40 veces desde mayo de 2025, lo que ha retrasado la clausura de al menos 4,4 gigavatios de capacidad de carbón hasta abril de 2026. Esas centrales ni siquiera se contabilizaron entre los recursos previstos por la NERC: representan una capacidad de reserva adicional para el crítico periodo de transición de la primavera al verano.
Hacia dónde se han desplazado los riesgos
El director de evaluaciones de fiabilidad de la NERC se cuidó mucho de matizar con precisión la mejora de las cifras: «La mejora que observamos no debe interpretarse como que el riesgo general para la fiabilidad está disminuyendo». Esa advertencia refleja tres preocupaciones concretas que se recogen en la evaluación de 2026.
El primero es el problema de la sincronización. Las olas de calor llegan antes en la temporada de lo que lo hacían hace una década, y el análisis de la NERC señala ahora que la sobrecarga de la red eléctrica en primavera es una preocupación creciente en determinadas regiones —una categoría que apenas aparecía en los marcos de planificación de las empresas de servicios públicos hace diez años—. La suposición de que junio es un mes de preparación y julio y agosto son los meses de riesgo ya no se cumple de manera generalizada. El calor de principios de verano puede coincidir con cortes de suministro por mantenimiento planificado —trabajos programados durante lo que los operadores esperaban que fuera un periodo de menor demanda—, lo que reduce la capacidad disponible precisamente cuando más se necesita. Las previsiones energéticas de la EIA para el verano de 2026 indican que los grados-día de refrigeración superarán la media de los últimos diez años en la mayor parte del país, con la mayor carga en las regiones donde la capacidad de la red ya es más limitada.
La segunda preocupación es la combinación de fuentes de energía. La mayor parte de lo que se ha incorporado a la red —energía solar, eólica y baterías— no es una fuente fiable en momentos de máxima demanda. La energía solar se reduce a cero tras la puesta del sol. La energía eólica es variable. Los sistemas de almacenamiento en baterías, aunque están mejorando rápidamente, suelen estar diseñados para ciclos de descarga de cuatro horas y aún no sustituyen a la generación térmica regulable durante un episodio de calor de varios días. La NERC ha dejado claro que la red sigue necesitando más capacidad firme y regulable: generación a la que se pueda recurrir siempre que sea necesario, independientemente de las condiciones meteorológicas. Esa brecha no se está cerrando tan rápido como sugieren los titulares sobre la adición de capacidad.
La tercera preocupación es la imprevisibilidad de las grandes cargas. La evaluación de la NERC para 2026 identifica específicamente la «imprevisibilidad de las grandes cargas» como un nuevo y creciente desafío para la fiabilidad. Los centros de datos, las instalaciones informáticas a hiperescala y las grandes operaciones industriales se están conectando a la red eléctrica a un ritmo más rápido del que los modelos de previsión pueden seguir con precisión. Varias áreas de evaluación revisaron a la baja sus previsiones de carga con respecto a las proyecciones de mediados de 2025, precisamente porque las interconexiones de grandes cargas se están poniendo en marcha más lentamente de lo previsto, pero la demanda máxima agregada siguió aumentando en más de 11 gigavatios con respecto a las proyecciones de 2025. El resultado es una incertidumbre en las previsiones en ambos sentidos, lo que dificulta la planificación de recursos para los operadores de la red.
Las tres regiones siguen presentando un riesgo elevado
La NERC ha designado tres subregiones como de riesgo elevado para el verano de 2026: Nueva Inglaterra, la provincia canadiense de Saskatchewan y el noroeste del Pacífico. En el marco de la NERC, el riesgo elevado significa que se prevé que los recursos sean suficientes en condiciones veraniegas normales, pero que podrían resultar insuficientes en caso de una ola de calor más intensa de lo previsto, una pérdida inesperada de generación o una producción de energías renovables inusualmente baja.
El riesgo para Nueva Inglaterra se deriva de la disminución de los compromisos de importación garantizados por parte de los sistemas vecinos, lo que hace que la región dependa en mayor medida de suministros no garantizados durante los periodos de alta demanda. El noroeste del Pacífico se enfrenta a reducciones de la energía hidroeléctrica provocadas por la sequía: la energía hidroeléctrica ha sido históricamente el pilar de la fiabilidad de la región, y una capa de nieve por debajo de lo normal está reduciendo su disponibilidad justo cuando el calor del verano alcanza su punto álgido. Ambas situaciones ilustran una cuestión más amplia: la fiabilidad de la red regional depende cada vez más de las interconexiones y las importaciones, que pueden volverse poco fiables precisamente cuando más se necesitan, ya que las regiones vecinas se enfrentan simultáneamente a los mismos episodios de calor.
En Texas, la situación general ha mejorado, pero persiste un riesgo localizado. La NERC señala que la zona del extremo occidental de Texas —el área abarcada por el límite occidental de la zona de cobertura de ERCOT— está expuesta a un riesgo de interrupción del suministro cuando la producción solar y eólica es baja y las limitaciones de transmisión restringen las importaciones procedentes del resto de la red. Se trata de una vulnerabilidad específica y conocida en un estado que, por lo demás, muestra signos de mejora.
Qué significa esto para los directivos del sector energético y las empresas
Para las empresas energéticas que gestionan activos de generación, transmisión o distribución, la evaluación de 2026 es tanto un documento de planificación como un informe de resultados. El cambio del riesgo de déficit de capacidad al riesgo de sincronización y de combinación de recursos implica que las preguntas que vale la pena plantearse han cambiado. La preocupación ya no es tanto «¿tenemos suficiente generación?» como «¿está nuestra generación disponible en el momento adecuado y están nuestros acuerdos comerciales estructurados para reflejarlo?». Los acuerdos de compra de energía y los contratos de capacidad firmados cuando la energía solar y el almacenamiento en baterías eran menos habituales parten de supuestos de rendimiento y disponibilidad distintos a los que exige ahora la red.
Para las empresas industriales y comerciales que son grandes consumidoras de electricidad —fabricantes, centros de datos, hospitales, instalaciones petroquímicas—, la evaluación de la NERC supone una señal para revisar la participación en programas de respuesta a la demanda, la disponibilidad de generación de respaldo y los acuerdos de servicio interrumpible antes de que se produzca la primera ola de calor importante de la temporada. Los propios datos de la NERC muestran que las consecuencias de los episodios de sobrecarga de la red se han vuelto más costosas a medida que la economía se ha vuelto más dependiente de la electricidad. Las empresas que mejor gestionan el estrés de la red durante el verano son aquellas que han probado sus protocolos de contingencia antes de necesitarlos.
Para los asesores jurídicos y los equipos legales, este análisis plantea una serie de cuestiones más específicas. Las cláusulas de fuerza mayor de los contratos energéticos se aplican tanto a los incidentes que afectan a la fiabilidad de la red nacional como a las interrupciones del suministro internacional. Una emergencia en la red que obligue a un operador a reducir, interrumpir o modificar el cumplimiento de un contrato de suministro eléctrico puede constituir o no un caso de fuerza mayor, dependiendo de lo que establezca el contrato y de cómo se califique el incidente. Las disposiciones de desconexión remota de la ley SB 6 de Texas para grandes cargas añaden otra capa: un centro de datos o un gran cliente industrial cuya carga sea restringida por ERCOT durante un evento de desconexión de carga firme debe comprender cómo esa restricción interactúa con sus obligaciones comerciales para con sus propios clientes y contrapartes.
El panorama general
La Evaluación de la fiabilidad del verano de 2026 refleja una red eléctrica en plena transición. Las incorporaciones de capacidad sin precedentes, la reducción de los plazos de interconexión y las mejoras en la tecnología de almacenamiento constituyen avances reales. Sin embargo, la red también está absorbiendo el crecimiento de la demanda a un ritmo superior al previsto por la mayoría de los analistas, integrando una combinación de recursos que funciona de manera diferente a la red dominada por la energía térmica de hace veinte años, y enfrentándose a patrones climáticos que están prolongando e intensificando la temporada de mayor presión sobre la fiabilidad.
El director de la NERC lo dejó claro: la red necesita más recursos firmes y despachables para mantener la fiabilidad y satisfacer la creciente demanda. Las incorporaciones que se están realizando hoy en día —principalmente energía solar y almacenamiento— son necesarias, pero no suficientes. Esa brecha entre lo que se está construyendo y lo que la red necesita en última instancia constituye el principal reto en materia de infraestructura energética de la próxima década, y su resolución determinará los costes de la electricidad, la rentabilidad de los proyectos y el riesgo operativo para todas las empresas que dependen de la red.
Dos datos estadísticos extraídos del trabajo general de la NERC ponen de relieve lo que está en juego. La Evaluación de Fiabilidad a Largo Plazo de enero de 2026 de la NERC prevé que la carga máxima de verano en EE. UU. aumentará en aproximadamente 224 gigavatios entre 2025 y 2035, lo que supone casi un 70 % más que la previsión del año anterior y la aceleración más rápida de la demanda desde que la NERC comenzó a recopilar datos de fiabilidad en 1995. Al mismo tiempo, la Evaluación de la fiabilidad del verano de 2026 de la NERC reveló que la actualización de los modelos de comportamiento de los centros de datos durante los periodos de máxima demanda permitió a ERCOT reducir su previsión de demanda estival en 1,9 gigavatios, ya que los centros de datos —cuando cuentan con los incentivos y el equipamiento adecuados— pueden modular sus cargas en lugar de consumir a plena capacidad durante los episodios de tensión en la red. Esa flexibilidad es real, está creciendo y se tiene cada vez más en cuenta en la planificación de los operadores de red para el verano. También es un anticipo de cómo es probable que evolucione la relación entre los grandes consumidores industriales de energía y la red: un consumidor menos pasivo y un participante más activo en la fiabilidad.
