Factura de 20 millones por una central apagada: la disputa regulatoria entre FERC, TransAlta y la red eléctrica

El debate sobre cómo mantener las luces encendidas sin disparar los costes para las empresas y los hogares acaba de chocar contra un muro regulatorio en Estados Unidos. La Comisión Federal Reguladora de la Energía (FERC) ha rechazado la propuesta de la eléctrica canadiense TransAlta para repercutir una factura de 19,9 millones de dólares correspondiente al mantenimiento forzoso de su central térmica de carbón Centralia, de 730 megavatios (MW), ubicada en el estado de Washington.

El conflicto no radica en si la empresa tiene derecho o no a recuperar su dinero por acatar una orden directa del gobierno federal, sino en a quién pretendía pasarle el cobro. El Departamento de Energía (DOE) había emitido una orden de emergencia bajo la Sección 202(c) de la Ley Federal de Energía para impedir que la planta cerrara a finales de 2025, alegando riesgos de apagón durante olas de frío extremo. Sin embargo, TransAlta diseñó un reparto de gastos que incluía a operadores de red situados a miles de kilómetros, como el Operador Independiente del Sistema de California (CAISO) y el Southwest Power Pool (SPP). La resolución de la FERC establece un principio directo para la industria: quien no se beneficie geográficamente del respaldo eléctrico no tiene por qué pagar la factura.

Esta decisión llega en un momento de máxima tensión para el sector eléctrico norteamericano. Con la proliferación de centros de datos de inteligencia artificial y la electrificación industrial, la demanda energética está creciendo a un ritmo que los operadores no veían desde hace décadas. El intento de Washington de recurrir a órdenes de emergencia extraordinarias para retrasar el cierre de centrales contaminantes está creando una fricción directa entre los objetivos de fiabilidad del gobierno, la rentabilidad de las eléctricas y los costes operativos que terminan asumiendo los grandes consumidores industriales.

Una factura de 43 millones por cero megavatios hora: balance de costes y reparto geográfico

Uno de los aspectos más llamativos del expediente regulatorio es que la unidad de carbón de Centralia no ha inyectado ni un solo kilovatio hora al sistema en todo lo que va de año. Diversas organizaciones de consumidores y operadores públicos intentaron impugnar la compensación económica argumentando que una instalación inactiva no presta un servicio retribuible.

No obstante, la FERC dejó claro que la disponibilidad tiene un precio: el hecho de que la planta esté parada a la espera de una orden de arranque no anula el derecho del operador a recuperar el dinero gastado para mantener los generadores y las calderas en estado operativo. Además de los 19,9 millones de dólares reclamados por el primer periodo de 90 días, TransAlta ya ha presupuestado otros 23 millones en reparaciones indispensables para garantizar que la maquinaria pueda encenderse en una emergencia meteorológica.

A pesar de validar la legitimidad del gasto, la FERC tumbó el plan financiero por romper el principio básico de causalidad de costes: solo deben pagar las entidades cuyos clientes reciben un beneficio tangible en seguridad de suministro. El informe de fiabilidad invernal de la Corporación de Fiabilidad Eléctrica de Norteamérica (NERC) señaló riesgos elevados de suministro únicamente en la zona del Noroeste (que comprende Washington, Oregón, Montana y zonas del norte de Idaho y California). Intentar cobrar a operadores de la cuenca central o del sur de California fue calificado por el regulador como una extensión geográfica excesiva.

Las cifras acumuladas revelan la magnitud de la intervención estatal. Según estimaciones del sector, el uso continuado de las órdenes de emergencia de la Sección 202(c) para evitar el apagado de siete plantas térmicas (casi todas de carbón) ya ha generado un sobrecoste superior a los 583 millones de dólares en todo el país. El dictamen sobre Centralia marca el primer límite judicial y administrativo firme a la forma en que esos importes se facturan en el mercado mayorista.

El impacto directo en costes operativos, contratos de compraventa y plazos de conexión

Para los directores financieros y gestores de infraestructuras energéticas, el caso Centralia no es una simple disputa administrativa local. Establece precedentes que afectan directamente al presupuesto eléctrico y a los calendarios de desarrollo de proyectos a gran escala.

Incremento inmediato en la tarifa de las distribuidoras locales del Noroeste

Al cerrarse la puerta a compartir la factura con California y los estados del suroeste, el 100% de los casi 43 millones de dólares en costes de mantenimiento y reparación recaerá sobre un grupo reducido de entidades. Empresas de servicios públicos como Bonneville Power Administration (BPA), Snohomish County PUD y Puget Sound Energy tendrán que absorber estos cargos en sus liquidaciones mayoristas. Inevitablemente, este sobrecoste se trasladará a las tarifas base de los grandes abonados industriales y corporativos de la región del Pacífico Noroeste, aumentando sus gastos operativos corrientes (OPEX) sin que haya existido un consumo eléctrico real asociado.

Inseguridad contractual en planes de descarbonización y reconversión

El caso expone el riesgo operativo que sufren las compañías que han programado el cierre ordenado de activos contaminantes. TransAlta ya tenía cerrado un acuerdo de compraventa de energía a 16 años con Puget Sound Energy para transformar Centralia en una central de ciclo combinado de gas natural de 700 MW, una obra valorada en unos 600 millones de dólares con fecha de entrega para finales de 2028.

Cada prórroga obligatoria de 90 días impuesta por el DOE altera el calendario de desmantelamiento, encarece la ingeniería de reconversión y mantiene bloqueados terrenos y derechos de interconexión. Las empresas que operan en mercados con planes de transición ecológica afrontan ahora la incertidumbre de que el gobierno federal congele sus planes de desinversión a última hora mediante decretos extraordinarios.

Cuellos de botella para el despliegue de grandes centros de datos

El auge de la inteligencia artificial requiere bloques masivos de energía continua, pero la red de transporte se encuentra saturada. La persistencia de plantas de carbón no planificadas en el sistema genera dos efectos adversos para los promotores de centros de datos:

• Retención artificial de capacidad: Las instalaciones antiguas retienen derechos de acceso a subestaciones estratégicas, impidiendo que nuevos proyectos renovables o de almacenamiento en baterías se conecten con rapidez.
• Exigencias regulatorias más duras: En estados como Washington, los marcos normativos emergentes exigen que las nuevas cargas eléctricas superiores a 25 MW cumplan estrictos estándares de infraestructura propia para obtener tramitación preferente, obligando a los gigantes tecnológicos a cofinanciar líneas y subestaciones para no sobrecargar una red regional que el DOE considera al borde del colapso.

De la intervención forzosa a la modernización técnica de la red

El uso de decretos de emergencia para salvar centrales obsoletas es un parche provisional que evidencia carencias estructurales de capacidad flexible. Frente a este modelo, los operadores e inversores están desplegando alternativas técnicas que amortiguan la falta de potencia sin incurrir en costes de mantenimiento desorbitados por instalaciones apagadas.

Un tribunal federal de apelaciones ya anuló recientemente una orden idéntica del DOE sobre la planta de Campbell, en Michigan, propiedad de Consumers Energy, dictaminando que la administración federal había estirado de forma ilegal el concepto legal de “emergencia”. Esta derrota judicial debilita la posición del gobierno en las prórrogas que mantiene sobre plantas de CenterPoint Energy, PacifiCorp o Salt River Project.

La salida duradera pasa por la reconversión de emplazamientos existentes. Aprovechar la infraestructura eléctrica ya construida (líneas de alta tensión, subestaciones y tomas de agua) para instalar turbinas de gas avanzadas o grandes sistemas de almacenamiento electroquímico ahorra entre tres y cinco años de trámites ambientales en comparación con construir una planta desde cero. El plan de TransAlta para transformar Centralia en una unidad de gas de 700 MW representa precisamente la solución técnica definitiva, cuya ejecución depende de que la administración clarifique de inmediato las reglas de compensación económica.

Para conocer cómo influyen estas regulaciones en la planificación a largo plazo, consulte nuestro análisis en el archivo de análisis sobre política y regulación energética.

Escenarios de mercado: el nuevo tablero de la fiabilidad energética

La resolución de la FERC delimita un nuevo terreno de juego para los próximos dos años. La decisión acelera el fin del uso indiscriminado de la Sección 202(c) y obliga a las eléctricas, a los grandes consumidores y a los operadores de red a replantearse sus estrategias de cobertura y asignación de riesgos.

El escenario de presión sobre los márgenes de las distribuidoras del Noroeste

Las empresas eléctricas que prestan servicio en Washington, Oregón, Idaho y Montana no podrán eludir el pago de los 19,9 millones de dólares reclamados (ni de las reparaciones posteriores), pero ahora tendrán que negociar entre ellas cómo se divide ese importe. Si TransAlta presenta un plan revisado ajustado a los límites de la NERC, las distribuidoras se verán inmersas en una compleja batalla técnica sobre qué porcentaje de riesgo asumía cada una durante las olas de frío. Quienes no hayan firmado coberturas de capacidad verán mermados sus márgenes operativos durante el presente ejercicio contable.

Las tres condiciones indispensables para los operadores ganadores

En un entorno donde la capacidad firme escasea y la administración interviene las centrales críticas, los actores que mantendrán ventajas competitivas responderán a tres rasgos concretos:

• Alineamiento estricto entre causa y coste: Los promotores de generación y almacenamiento que diseñen contratos donde el beneficiario de la fiabilidad pague exactamente por el servicio recibido evitarán bloqueos en la FERC y litigios judiciales multimillonarios.
• Velocidad en la hibridación de activos: Aquellas compañías capaces de convertir viejas turbinas térmicas en unidades flexibles a gas o baterías antes de que venzan los plazos de retirada esquivarán las órdenes de emergencia estatales, reteniendo el control de sus planes de inversión.
• Autosuficiencia en grandes desarrollos tecnológicos: Los desarrolladores de infraestructuras críticas que asuman los costes de su propia interconexión bajo los nuevos marcos de demanda intensiva obtendrán permisos de construcción prioritarios, garantizando el suministro eléctrico de sus centros de datos sin depender de los arbitrajes de la red pública.