Una planta jubilada que nunca se jubiló del todo
TransAlta pide recuperar 19,9 millones de dólares en costos vinculados a la disponibilidad continua de su central de carbón Centralia, de 730 megavatios, en Washington, tras la intervención del Departamento de Energía de EE. UU. Según el resumen de Utility Dive de una presentación del 30 de abril ante la Comisión Federal Reguladora de Energía, la empresa gastó dinero para mantener la planta disponible en lugar de retirarla según lo previsto, aunque la instalación no produjo electricidad durante el primer período de 90 días de la orden federal de emergencia.
Esa combinación convierte a Centralia en un ejemplo inusualmente claro de las tensiones que atraviesan hoy la política energética de Estados Unidos. Por un lado está una vía de retiro dictada por el estado para una central de carbón que debía cerrar antes de finales de 2025 y pasar rápidamente a trabajos de conversión para operaciones a gas natural. Por el otro, una afirmación federal de que esa misma planta debe permanecer disponible para hacer frente a una supuesta emergencia de red en el Noroeste. El resultado es una planta que no opera con normalidad, no está completamente retirada y ahora genera una disputa sobre quién debe pagar por los costos de mantenerla en reserva.
El costo de la energía de respaldo
La presentación de TransAlta muestra lo costoso que puede llegar a ser estar “disponible pero no operando”. La empresa dice que incurrió en costos fijos de materiales, seguros y salarios mientras mantenía la planta durante el primer período de la orden de emergencia, que terminó el 16 de marzo. El DOE emitió una segunda orden de 90 días el mismo día en que expiró la primera.
Los 19,9 millones de dólares solicitados no cubren todos los posibles gastos futuros. TransAlta también dijo a los reguladores que podría necesitar otros 23 millones de dólares para reparaciones si el DOE sigue emitiendo órdenes de emergencia. Si la unidad es llamada a arrancar, el panorama de costos se vuelve aún más elevado. La empresa estimó costos de arranque de 577.377 dólares por cada arranque, excluyendo el primero, que costaría 201.627 dólares. Una vez en funcionamiento, la planta costaría 83,44 dólares por megavatio-hora durante los primeros 150.866 megavatios-hora de operación y 113,49 dólares por megavatio-hora a partir de ahí.
Esas cifras importan porque convierten un debate abstracto sobre energía de emergencia en una disyuntiva de política medible. La intervención federal puede preservar capacidad de reserva, pero no lo hace de forma barata. Y en el caso de Centralia, la planta ni siquiera estaba generando energía durante el primer período de la orden. El dinero se gastó para preservar la opcionalidad.
La autoridad federal de emergencia se cruza con la ley estatal
La tensión legal y política es igualmente significativa. El DOE se apoya en la sección 202(c) de la Ley Federal de Energía, que según el departamento le otorga autoridad para ordenar a las centrales alimentadas con combustibles fósiles que sigan operando en condiciones de emergencia. Utility Dive informa que el DOE sostiene que Centralia debe permanecer abierta para hacer frente a una emergencia de red en el Noroeste.
Esa postura federal choca con la ley del estado de Washington, que exigía que la planta cerrara antes de finales de 2025. Quienes impugnan la orden del DOE, entre ellos la fiscal general de Washington y una coalición que incluye a Sierra Club, argumentan que el departamento no ha demostrado que exista una emergencia real que justifique mantener Centralia en línea.
Esto es más que una disputa sobre una sola planta. Es una prueba de hasta dónde puede llegar la autoridad federal de emergencia cuando choca con la política estatal de descarbonización. Si el DOE puede obligar a mantener disponible una unidad de carbón que debía cerrar según la ley estatal, entonces disputas similares podrían repetirse en otros lugares a medida que la infraestructura fósil envejecida se retire antes de que los sistemas de reemplazo sean plenamente confiables para cubrir picos y contingencias.
El problema de fiabilidad de la transición energética
El caso de Centralia cae en medio de un desafío mayor de transición. Los responsables políticos quieren que los activos de carbón más antiguos salgan del sistema. Las empresas de servicios públicos y los productores independientes están planificando cierres. Al mismo tiempo, los operadores de red y los funcionarios federales siguen preocupados por posibles déficits de fiabilidad, especialmente durante episodios de presión regional. Eso crea un patrón recurrente: plantas programadas para retirarse bajo un marco de política, y luego reincorporadas al servicio o mantenidas en reserva bajo otro.
Lo que hace a Centralia especialmente reveladora es que se esperaba que la planta comenzara trabajos de conversión a operaciones con gas natural después de su retiro. En otras palabras, esta no era una historia de dependencia indefinida del carbón, sino de una ruta de transición interrumpida. Las órdenes de emergencia congelan esa transición. La planta no puede retirarse por completo, pero tampoco puede avanzar del todo.
Esa situación intermedia tiene consecuencias prácticas. Los equipos se degradan. Las necesidades de reparación se acumulan. El personal y los materiales deben mantenerse. Y el propietario, en este caso un productor independiente de energía con sede en Calgary, busca recuperar costos a través de los usuarios de la red. El seguro de fiabilidad, en otras palabras, llega como una factura real.
¿Quién paga la fiabilidad de emergencia?
La cuestión de los usuarios de la red es central. TransAlta pide a la FERC que le permita recuperar los costos de cumplimiento. Desde la perspectiva de la empresa, el caso es sencillo: el gobierno federal exigió la disponibilidad continua, así que la empresa no debería asumir sola la carga económica. Desde el lado de los consumidores y de la política, el asunto es menos simple. Si las intervenciones de emergencia se vuelven comunes, los usuarios podrían terminar financiando la vida prolongada de plantas que la política oficial ya había decidido cerrar.
Eso crea una estructura de incentivos difícil. Los mercados y las políticas estatales pueden fomentar el cierre, pero los temores sobre la fiabilidad pueden reintroducir esos mismos activos a un costo mayor. Si el público paga para mantenerlos disponibles, la transición podría volverse más lenta y, al mismo tiempo, más cara.
Un caso pequeño con relevancia nacional
Centralia es solo una planta, pero los problemas que plantea son nacionales. ¿Cuánta capacidad fósil en reserva debería mantener la red durante un período de transición rápida? ¿Qué evidencia debería justificar las órdenes federales de emergencia? ¿Cómo deberían asignarse los costos cuando un activo se mantiene vivo por motivos de fiabilidad y no por el servicio normal del mercado? ¿Y cómo debería interactuar el poder federal de emergencia con la ley estatal de descarbonización?
Esas preguntas no van a desaparecer. A medida que más plantas envejecidas se acerquen al retiro, probablemente aumentará la presión para preservar capacidad despachable durante períodos de incertidumbre. Centralia, por tanto, parece menos una anomalía y más un primer modelo de la siguiente fase de la transición energética: más lenta, más disputada y más costosa de lo que sugieren los calendarios oficiales de retiro.
- TransAlta quiere recuperar 19,9 millones de dólares por los costos de mantener Centralia disponible bajo órdenes del DOE.
- La central de carbón no generó electricidad durante el primer período de la orden de emergencia de 90 días.
- La empresa dice que podrían necesitarse otros 23 millones de dólares en reparaciones si las órdenes continúan.
- La disputa enfrenta la autoridad federal de emergencia de la red con la ley de retiro de plantas del estado de Washington.
Este artículo se basa en la cobertura de Utility Dive. Leer el artículo original.
Originally published on utilitydive.com
