La tormenta invernal Fern expuso vulnerabilidades estructurales de la infraestructura eléctrica de Estados Unidos y mostró cómo la transmisión robusta y la interconexión regional pueden reducir tanto apagones como costos durante eventos extremos. El evento dejó cerca de un millón de personas sin servicio en múltiples estados, con afectaciones que persistieron para algunos usuarios. Además del impacto humano, se observaron señales de estrés de mercado: durante una hora especialmente crítica del 25 de enero, los precios en una zona superaron los 1.800 US$/MWh, un orden de magnitud por encima del promedio de semanas previas.

El análisis explica que el sistema se organiza en regiones de planeación y operación que intercambian energía cuando una zona enfrenta escasez o precios altos. Durante Fern, varias regiones se apoyaron con importaciones y exportaciones, pero ese apoyo tuvo límites por restricciones contractuales y, sobre todo, por capacidad física: las líneas de transmisión funcionan como tuberías que fijan cuánto puede fluir. Cuando las interconexiones son insuficientes, los precios divergen drásticamente y los consumidores pagan primas evitables. Se describe, por ejemplo, que dentro de MISO hubo momentos en que clientes del norte pagaron entre dos y quince veces más que sus vecinos del sur, debido a temperaturas bajas, menor viento y restricciones de gas, mientras regiones vecinas tenían mejor disponibilidad de generación eólica.

El documento plantea tres frentes de acción. Primero, mejorar el uso de líneas existentes mediante tecnologías y prácticas operativas que aumenten eficiencia y capacidad disponible, con potencial de ahorros de cientos de millones de dólares anuales. Segundo, fortalecer la planeación y construcción de transmisión interregional para permitir mayor intercambio y, por ende, reducir volatilidad de precios y aumentar confiabilidad. Tercero, endurecer infraestructura de transmisión y distribución contra hielo y frío extremo; se menciona que el hielo dañó y derribó líneas y que evaluaciones iniciales identificaron más de 470 millas de líneas de transmisión afectadas. Se proponen medidas como conductores avanzados con recubrimientos anti‑hielo, sensores de monitoreo en tiempo real y, donde sea estratégico, soterramiento selectivo.

El texto también integra la dimensión del lado del cliente. Mejorar eficiencia de viviendas reduce estrés de red y costos; se indica que actualizar hogares a un código de construcción de 2009 podría mantener temperaturas internas por encima de 40°F por casi dos días en condiciones bajo cero, incluso con cortes.

Para empresas de energía en Colombia, donde eventos climáticos extremos también están aumentando en frecuencia e impacto (lluvias intensas, deslizamientos, sequías), el caso es una referencia útil: la resiliencia no se logra solo con generación adicional; requiere transmisión, distribución, monitoreo y coordinación regional. Para áreas de tecnología, la prioridad es habilitar visibilidad de red (sensores, analítica), modelos de riesgo climático, y herramientas de planeación que capturen beneficios de interconexión y de modernización. En regulación, resulta esencial valorar costos evitados por apagones y picos de precio al evaluar inversiones. Una red más interconectada y modernizada reduce exposición a crisis, mejora la continuidad del servicio y limita el costo total para usuarios y operadores.

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https://rmi.org/winter-storm-fern-highlights-the-need-for-more-resilient-transmission/