Durante 2024, el sistema eléctrico de América del Norte enfrentó una serie de desafíos que pusieron a prueba su capacidad de respuesta ante eventos extremos, al tiempo que continuó su transformación estructural. A lo largo del año, fenómenos meteorológicos como huracanes, tormentas invernales y disturbios geomagnéticos generaron impactos significativos, aunque en muchos casos menores que en años anteriores. La temporada de huracanes fue especialmente activa, con eventos como Helene y Milton que provocaron cientos de interrupciones en elementos de transmisión, aunque los tiempos de restauración fueron más eficientes gracias a la coordinación interestatal y la asistencia mutua. En paralelo, el análisis del índice de severidad (SRI) permitió identificar los días de mayor estrés para el sistema, revelando que, aunque hubo eventos relevantes, la tendencia general mostró una mejora en la resiliencia operativa. La evaluación de estos días extremos evidenció que las interrupciones en generación y transmisión siguen siendo sensibles a condiciones meteorológicas atípicas, pero también que las medidas implementadas tras eventos pasados han contribuido a mitigar sus efectos.

Por otro lado, la transformación de la red eléctrica continuó con la incorporación de recursos renovables y el retiro progresivo de unidades convencionales. Esta transición ha incrementado la complejidad operativa, especialmente en lo que respecta a los sistemas de protección y control, cuya automatización y digitalización requieren una gestión más precisa para evitar fallos. A pesar de esta complejidad creciente, se observó una disminución en la tasa de misoperaciones (en referencia a fallas en los sistemas de protección del sistema eléctrico de potencia) en varias regiones, lo que sugiere avances en la implementación de buenas prácticas y mejoras en los procesos de mantenimiento y configuración. La disponibilidad de recursos energéticos fue suficiente para cubrir la demanda en la mayoría de las regiones, incluso durante picos de consumo provocados por olas de calor. Sin embargo, algunas áreas, como NPCC-Maritimes, mostraron márgenes de reserva por debajo de los niveles de referencia durante el invierno, lo que subraya la necesidad de continuar fortaleciendo la planificación estacional. En este contexto, los operadores recurrieron a alertas de emergencia energética (EEA) en momentos críticos, aunque el número de horas con cortes de carga fue mínimo en comparación con años anteriores.

La interdependencia entre infraestructuras críticas, como el gas natural y la electricidad, también se intensificó. El aumento en el consumo de gas para generación eléctrica, combinado con limitaciones en la red de gasoductos y una baja en la generación hidroeléctrica por sequías, evidenció vulnerabilidades que deben ser abordadas con una visión integrada. Asimismo, se identificaron riesgos emergentes relacionados con la comunicación en la banda de 6 GHz, aunque sin impactos registrados en la confiabilidad del sistema. El desempeño general del sistema mostró señales positivas. Indicadores como la respuesta en frecuencia, la disponibilidad de elementos de transmisión y la reducción de eventos no relacionados con el clima que causan pérdida de carga, reflejan una mejora sostenida. No obstante, persisten áreas que requieren monitoreo continuo, como las fallas en transformadores y los errores humanos en operaciones críticas.

En conjunto, el análisis técnico del desempeño del sistema eléctrico en 2024 revela una infraestructura que, aunque sometida a presiones crecientes por fenómenos naturales y cambios estructurales, ha logrado mantener niveles aceptables de confiabilidad y resiliencia. La experiencia acumulada, junto con la implementación de medidas correctivas y preventivas, ha permitido enfrentar los desafíos con mayor eficacia, aunque el camino hacia una red más robusta y adaptable aún requiere esfuerzos coordinados y sostenidos.

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