DOE: sureste de EE.UU. paga $10/MWh extra sin transmisión a PJM y MISO

El Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE) estima que los consumidores del sureste estadounidense pagan 10 dólares adicionales por megawatt-hora (MWh) debido a la falta de líneas de transmisión que conecten la región con los mercados vecinos PJM y MISO. El dato proviene del borrador del Estudio Nacional de Necesidades de Transmisión 2026, publicado el 9 de julio.

El estudio, requerido por la Ley Federal de Energía cada tres años, evalúa la congestión y las necesidades de transmisión del sistema eléctrico estadounidense. El sureste es la única región del país que no ha atendido al menos una de las cuatro categorías que define el DOE: confiabilidad y resiliencia, reducción de congestión intrarregional, mejora de capacidad de transferencia interregional y suficiencia de recursos mediante enlaces entre regiones.

Los tres enlaces con mayor valor de congestión en 2022 y 2023 son Southern Company con Florida, Duke Energy con PJM, y Tennessee Valley Authority (TVA) con la zona sur de MISO. En esos corredores, la congestión de largo plazo promedia 10 dólares por MWh y llega a 28 dólares por MWh en años de clima extremo, según el DOE.

Una limitación crítica del sureste es la ausencia de datos públicos de precios nodales (LMP), ya que la región carece de un mercado eléctrico administrado por un operador independiente (RTO/ISO). El DOE describe esta situación como un vacío geográfico en los análisis nacionales de congestión y recurrió a modelos del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley y del Laboratorio Nacional de las Rocallosas para estimar las diferencias de precios, reportó Latitude Media.

El Mercado de Intercambio de Energía del Sureste (SEEM), lanzado en noviembre de 2022 como plataforma voluntaria de negociación intradiaria, no produce un precio único de mercado. A escala nacional, los costos por congestión en transmisión sumaron 12 mil millones de dólares en 2024, por debajo del pico de 21 mil millones de 2022, cuando los precios del gas natural y el clima severo dispararon los costos.

El DOE recibe comentarios públicos sobre el borrador hasta el 7 de septiembre de 2026. El estudio final, junto con las designaciones de Corredores Nacionales de Interés para la Transmisión Eléctrica (NIETC) que de él surjan, definirá las prioridades de inversión en transmisión interregional en los próximos años.

Esta nota fue redactada con asistencia de inteligencia artificial a partir de fuentes verificadas y revisada por un editor humano antes de publicarse.