Declaración de la Comisión sobre el final de la sesión legislativa ordinaria de 2021
Virginia Palacios
Directora ejecutiva, Commission Shift
Todas las tormentas invernales que hemos tenido desde 2021 se han comparado con la tormenta invernal Uri, pero ninguna ha sido tan severa. Es importante recordar que los 4,5 millones de cortes de energía que sufrieron los tejanos durante la tormenta invernal Uri causaron cientos de muertes, provocaron el mayor caso de intoxicación por monóxido de carbono en la historia del estado y fue uno de los desastres naturales más costosos en la historia del estado. La gente quiere saber: ¿qué tiene de diferente la tormenta invernal de este año? ¿Es más segura la red eléctrica? ¿Han funcionado las leyes que cambiamos tras la catástrofe de la red eléctrica de 2021?
No todas las preguntas tienen una respuesta fácil. A pesar de las enfáticas garantías de los políticos de que la red eléctrica está mejor que nunca, sabemos por experiencia que debemos analizar los datos con objetividad para tener una visión completa de la situación. Las interrupciones en el suministro eléctrico que hemos visto hasta ahora durante la tormenta invernal Fern han sido menores en comparación con la tormenta invernal Uri, pero siguen demostrando que necesitamos una supervisión más estricta por parte de la Comisión Ferroviaria (RRC), nuestra agencia estatal de petróleo y gas, para mantener la presión.
Tenemos más capacidad de generación eléctrica en la red que nunca. En los meses previos a la tormenta invernal Uri, la Evaluación Estacional de la Adecuación de Recursos (SARA) de ERCOT preveía que se dispondría de 82 gigavatios (GW) de potencia para satisfacer la demanda máxima en invierno.(1) En noviembre de 2025, ERCOT estimó una capacidad disponible prevista de 99 GW para enero de 2026 y una capacidad instalada de 183 GW.(2) La mayor parte del aumento de la capacidad procedía de nuevas instalaciones eólicas, solares y de almacenamiento en baterías.(3)
En 2021, las temperaturas en todo el estado descendieron por debajo de cero durante varios días entre el 8 y el 20 de febrero (4). Las temperaturas bajo cero durante varios días provocaron la congelación de los pozos de gas natural y el fallo de los componentes de las estaciones de compresión de los gasoductos. Las formaciones de petróleo y gas contienen agua natural que se produce junto con el petróleo y el gas de la cabeza del pozo. Cuando esa agua llegó a la superficie, se congeló, lo que restringió el flujo de gas e impidió que el combustible llegara a las centrales eléctricas de gas natural. En ese momento, las centrales eléctricas de gas natural proporcionaban más del 70 % de la energía de la red. (5) Hoy en día representan el 60 % de la capacidad prevista. (6)
Es posible que volvamos a estar a salvo de fallos importantes en la red eléctrica, gracias a las leyes aprobadas por la Asamblea Legislativa de Texas que exigen que las infraestructuras críticas de gas natural estén preparadas para resistir las inclemencias meteorológicas. Más de 900 personas comentaron y reforzaron las normas introducidas por la Comisión Ferroviaria para aplicar estas leyes. Sin embargo, siguen existiendo lagunas en la forma en que se aplican las normas, y los actores de la industria del petróleo y el gas presionan constantemente para debilitarlas.
Por ejemplo, un informe de la oficina del auditor estatal reveló que los inspectores de la Comisión Ferroviaria consideraban «apropiada» cualquier forma de climatización y no evaluaban la idoneidad de las medidas de climatización de los operadores de petróleo y gas.(7) Cuando se elaboró la norma de climatización en 2022, el borrador inicial incluía medidas específicas que los operadores tendrían que aplicar, pero estas fueron eliminadas de la versión final de la norma porque los operadores argumentaron que incluir las medidas específicas en un documento de orientación «otorgaría a la Comisión una mayor capacidad para comunicar los cambios en la tecnología o las prácticas». El problema es que la falta de especificidad ha llevado a los operadores a optar por la vía más barata para cumplir la normativa, lo que puede impedir que el gas siga fluyendo cuando tengamos otra tormenta tan severa como la tormenta invernal Uri.
Cada año, la Comisión Ferroviaria organiza una «Conferencia Regulatoria de la RRC» para informar a los operadores sobre cómo cumplir con las normas de la agencia. Cada vez que he asistido a las sesiones de la conferencia sobre climatización, sin falta, algún operador pregunta por qué existen estas normas y se queja del gasto que supone su cumplimiento. Afortunadamente, el personal de la Comisión Ferroviaria es consciente de la importancia de las normas y ha recordado a los asistentes los cientos de vidas que se perdieron durante la tormenta invernal Uri.
Hay dos normas que los operadores deben conocer para cumplir los requisitos de climatización: 3.65 Designación de infraestructura crítica y 3.66 Climatización. Los operadores solo tienen que cumplir la norma de climatización si están designados como «infraestructura crítica». En la norma se nombran varios tipos diferentes de instalaciones como «infraestructura crítica». Es importante destacar que, en lo que respecta a los pozos de petróleo y gas, solo se consideran críticos los pozos de gas que producen más de 250 000 pies cúbicos (Mcf) de gas al día y los pozos de petróleo que producen más de 500 Mcf al día. Aunque 250 Mcf es suficiente gas para abastecer a un hogar durante un día y medio, muchos operadores se han quejado de que incluso 250 Mcf es una cantidad tan pequeña de gas que no deberían estar obligados a climatizar.(8) Pero incluso lo que los operadores podrían considerar «baja producción» puede contribuir a mantener el suministro eléctrico durante una emergencia climática, lo que puede salvar vidas.
Es difícil decir si la aplicación por parte de la Comisión Ferroviaria de las nuevas normas aprobadas en 2021 y 2022 ha sido suficiente para protegernos de los mismos cortes de energía mortales que vimos durante la tormenta invernal Uri. La tormenta invernal Fern de este año y las demás tormentas invernales que hemos sufrido desde Uri no se han acercado ni de lejos a la intensidad y duración de Uri. En 2021, la generación de energía no disponible atribuida a las centrales eléctricas de gas natural alcanzó un máximo de unos 50 GW (9). Esta semana, los cortes forzados de las centrales despachables (incluidas, entre otras, las de gas natural) alcanzaron un máximo de unos 13 GW(10).
El informe sobre cortes imprevistos de recursos de ERCOT muestra que las centrales eléctricas de gas natural sufrieron paradas forzadas relacionadas con el suministro de combustible, lo que provocó una reducción de la disponibilidad de energía de 0,9 GW entre el 22 de enero de 2026 y el 6 de febrero de 2026. Mientras tanto, otros 3,9 GW estuvieron inactivos por motivos catalogados como «otros», lo que podría incluir problemas de suministro de combustible. Aunque menos desastrosas en comparación con la tormenta invernal Uri, estas interrupciones forzadas demuestran que aún tenemos que realizar cambios para construir una red verdaderamente resistente.
Estén atentos a nuestro próximo blog sobre la tormenta invernal Uri: La Comisión Ferroviaria aún tiene un papel que desempeñar para fortalecer la red eléctrica. ¿Cuáles son las soluciones?
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1. ERCOT. 5 de noviembre de 2020. Evaluación estacional final de la adecuación de recursos para la región ERCOT (SARA) invierno 2020/2021. https://www.ercot.com/files/docs/2020/11/05/SARA-FinalWinter2020-2021.pdf
2. ERCOT. 7 de noviembre de 2025. Perspectiva mensual de la adecuación de los recursos (MORA). Mes de referencia: enero de 2026. Consultado el: 26 de enero de 2026. Obtenido de: https://www.ercot.com/files/docs/2025/11/07/MORA_January2026.pdf
3. ERCOT. Junio de 2025. ERCOT Monthly. Consultado el: 26 de enero de 2026. Obtenido de: https://www.ercot.com/files/docs/2025/08/06/ERCOT-Monthly-July-2025.pdf
4. Comisión Federal Reguladora de Energía y Corporación Norteamericana de Fiabilidad Eléctrica, Las interrupciones del servicio eléctrico por el frío en febrero de 2021 en Texas y el centro-sur de Estados Unidos (2021), https://www.ferc.gov/media/february-2021-cold-weather-outages-texas-and-south-central-united-states-ferc-nerc-and.
5. ERCOT. 5 de noviembre de 2020. SARA Invierno 2020/2021.
6. ERCOT. 7 de noviembre de 2025. MORA Enero de 2026.
7. Mose Buchele, «Texas prometió acondicionar su red energética para el invierno. Una auditoría reveló graves problemas», Energy & Environment, KUT Radio, emisora NPR de Austin, 18 de agosto de 2025, https://www.kut.org/energy-environment/2025-08-18/texas-energy-grid-winterize-blackouts-audit.
8. Según la Administración de Información Energética de EE. UU., el consumo medio mensual de energía de un hogar en Texas fue de 1096 kWh en 2024. Y se necesitaron 7,4 pies cúbicos de gas natural para producir un kWh de electricidad en 2022.
9. FERC, 2021.
10. ERCOT. 26 de enero de 2026. Informe sobre cortes de recursos no planificados. Obtenido de: https://www.ercot.com/mp/data-products/data-product-details?id=NP1-346-ER
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