La EIA (Administración de Información Energética de Estados Unidos de América) ha constatado la importancia que todavía tiene el carbón para asegurar la fiabilidad de la red nacional de electricidad. Tal tendencia es evidenciada por el estudio de los balances que son remitidos por la Oficina de Hidrocarburos y Energía Geotérmica de la División de Energía (DOE) y que acompañan la misma meta institucional de poder proporcionar a la nación una energía asequible, fiable y segura.
Dinámica de precios y comportamiento de los márgenes de ganancia en MISO
Los datos analíticos del año 2024-2025 informan que el precio promedio de la electricidad en la región del Operador Independiente del Sistema del Midcontinent (MISO) fue un 44% superior. En el mismo eje temporal, los precios del carbón matricularon un avance módulo del 3%, lo que lideró a que su margen de ganancia operativa se ampliara de US$11 MWh a US$23 MWh.
Por el contrario, el gas natural registró un rédito bien opuesto, ya que los precios alcanzaron aumentos de un 63% desde 2024 a 2025, de forma que las tarifas elevaron el incremento de su beneficio neto en tan solo US$2 MWh, al evolucionar de US$12 MWh en 2024 a US$14 MWh en 2025.
Por otro lado, esta manifiesta divergencia estructural se incrementó de manera agresiva desde principios de 2026 como consecuencia de los efectos de frentes meteorológicos severos.
El impacto de la tormenta invernal Fern en los costos de los combustibles fósiles
Las condiciones meteorológicas severas actuaron como un factor estresante que mostró la rigidez y las variaciones de la cadena logística de los hidrocarburos. Durante la tormenta invernal Fern (enero de 2026), las métricas de rentabilidad del carbón y del gas natural mostraron una separación excepcionalmente elevada que alcanzó un valor de US$530 MWh. Para el mismo evento, el precio medio diario de la energía en MISO alcanzó niveles excepcionalmente altos, superiores a US$260 MWh entre el 26 y el 28 de enero, a pesar de que la demanda eléctrica en esos días fue un 11% inferior a la de la semana previa a la tormenta.
La razón principal del encarecimiento de la electricidad fue el aumento súbito del precio del gas natural asociado a la utilización intensiva de este producto para los sistemas de calefacción doméstica, que provocó un incremento desde US$25 MWh el 20 de enero hasta un incremento de hasta US$549 MWh el 27 de enero, ya que los precios del carbón mostraron ser más inelásticos ante las modificaciones diarias de la demanda.
Planificación de infraestructura y complementariedad con recursos descentralizados
Las enseñanzas que se extraen de las tormentas invernales han obligado a las compañías que ofrecen servicios públicos a revisar sus inventarios de insumos y las alternativas de emergencia para blindar la estabilidad de las redes de potencia, de modo que mantener operativas en la condición de generación tradicional funciona como un mecanismo amortiguador para evitar apagones masivos ante las restricciones que sufren las redes del gas por picos de la demanda térmica urbana.
No obstante, para evitar que la prolongada quema de estos recursos fósiles pesados produzca un deterioro colateral del clima y poniendo en grave riesgo las metas nacionales de descarbonización, los planificadores de las políticas del sector promueven la diversificación de la matriz eléctrica.
Combinar las centrales térmicas de respaldo de una manera previsible al proponer un desarrollo masivo de las plantas de generación solar fotovoltaica y de los parques eólicos descentralizados permite estructurar una plataforma eléctrica robusta y confiable. La regularidad de la inyección solar en los meses cálidos ayuda a preservar los combustibles sólidos para las contingencias de invierno, maximizando de este modo la excelencia operativa del sistema y conteniendo los costos de energía fija.
El balance estadístico provisto por las agencias del DOE en este año confirma que el carbón mantiene una vigencia económica y operativa crítica dentro de la región del Midwest.