La red eléctrica de Texas lleva años enfrentándose a duras pruebas durante las olas de calor y las tormentas, pero el verano de 2026 ofreció un indicador diferente: el operador de la red ERCOT no emitió ningún «llamamiento para conservar la energía» durante toda la temporada, pese a que la demanda alcanzó niveles récord debido al clima caluroso. Un análisis de CleanTechnica vincula este cambio con el gran crecimiento de la energía solar y el almacenamiento en baterías, y no únicamente con la incorporación de nuevas centrales convencionales.
Este resultado cobra especial importancia por la naturaleza de la red de Texas. En la década de 1990, los legisladores eligieron mantener la red en gran medida aislada de las redes de los estados vecinos, en una medida destinada a reducir la dependencia de la supervisión federal. Sin embargo, esta decisión también limitó la capacidad de Texas para intercambiar electricidad con sus vecinos cuando se producen crisis, ya sea por aumentos repentinos de la demanda durante el clima caluroso o por daños causados por tormentas, como demostró la tormenta invernal Uri en 2021.
Un indicador diferente durante el verano de 2026
Entre 2008 y 2022, ERCOT emitió alrededor de 50 llamamientos para reducir el consumo, pidiendo a los clientes que disminuyeran la demanda para evitar cortes programados o rotativos. Solo en la última semana de agosto de 2023, la entidad emitió seis llamamientos durante una intensa ola de calor.
En cambio, en el verano de 2026, ERCOT inició la temporada esperando disponer de recursos de generación suficientes. En julio, la demanda superó por primera vez en la historia de la red los 91 gigavatios, lo que llevó al operador a emitir directrices y alertas, pero la situación no llegó a convertirse en un llamamiento para reducir el consumo. Según la cobertura citada por el artículo de Heatmap News el 26 de agosto, esto coincidió con niveles récord de generación de energía renovable y descarga de las baterías.
Esto por sí solo no demuestra que la energía renovable fuera el único factor detrás de la mejora de la fiabilidad, pero ofrece un indicador práctico de que ha cambiado la combinación de recursos disponibles para la red. El desafío tradicional aparece al final de la tarde y por la noche, cuando disminuye la producción de energía solar mientras la demanda sigue siendo elevada, lo que requiere recursos que puedan ponerse en funcionamiento rápidamente. Los sistemas de almacenamiento en baterías desempeñan un papel a la hora de cubrir esta brecha.
¿Qué está cambiando en la práctica?
El artículo muestra una diferencia clara en los precios de la electricidad durante los periodos de uso máximo. Citó a Matthew Zeitlin, de Heatmap, quien señaló que el coste de la electricidad en los periodos punta alcanzó aproximadamente 85 dólares por megavatio-hora en 2023, cuando las fuentes eólica y solar representaban conjuntamente el 20% de la red de Texas. En 2026, cuando la energía solar por sí sola superó el 36% en su pico de producción, los precios durante los periodos de uso elevado rondaron los 46 dólares por megavatio-hora.
El excedente de producción solar durante las horas diurnas también permite cargar las baterías, transformando parte de la energía que podría no encontrar una demanda inmediata en un recurso que puede utilizarse posteriormente. De este modo, el efecto de la energía solar no se limita a aumentar la generación, sino que también se extiende a mejorar la flexibilidad temporal del uso de la electricidad.
De la red centralizada a las centrales eléctricas virtuales
La estructura aislada de Texas ayuda a explicar la expansión de los recursos energéticos distribuidos, o DER. Esta categoría incluye los paneles solares instalados en tejados y las baterías domésticas, que pueden conectarse y gestionarse como un único grupo para almacenar electricidad durante los periodos de alta producción y devolverla a la red cuando sea necesario. Este modelo se conoce como central eléctrica virtual, porque añade capacidad operativa sin construir una nueva central centralizada para cada una de sus unidades.
En este contexto, Octopus Energy Group, una empresa británica, invirtió en Uplight Energy, especializada en la gestión de recursos energéticos distribuidos y con sede en Colorado. Octopus afirmó que la inversión respalda la siguiente etapa de crecimiento de Uplight, incluido el objetivo de lograr ahorros para los clientes por valor de 1.000 millones de dólares y más que duplicar la capacidad flexible hasta alcanzar 20 gigavatios durante los próximos cinco años.
Lectura editorial
El cambio más importante aquí es la transición de las baterías, que han pasado de ser un complemento de la energía solar a convertirse en un recurso operativo que puede ayudar al operador de la red durante los periodos de tensión. Asimismo, la ausencia de llamamientos para reducir el consumo durante un solo verano no basta para demostrar que el problema de la fiabilidad se haya resuelto definitivamente; el resultado se ve afectado por el clima, la demanda, la disponibilidad de las unidades de generación y el rendimiento del almacenamiento. La cuestión abierta sigue siendo hasta qué punto esta combinación puede hacer frente a crisis más prolongadas o a condiciones en las que no haya suficiente producción solar. Aun así, la experiencia de Texas ofrece una prueba importante de que la expansión de las energías renovables, cuando se combina con el almacenamiento y la gestión de los recursos distribuidos, puede cambiar la manera de mantener la estabilidad de la red.