En el papel, la Champlain Hudson Power Express era un triunfo de visión y paciencia. Quince años de planificación. Una década de permisos. Cuatro años de construcción serpenteando 546 kilómetros (339 millas) bajo tierra y bajo el agua, desde la frontera canadiense hasta el corazón de Queens. Un costo de USD 6 mil millones, financiado privadamente por Blackstone e Hydro-Québec. Cuando se encendió este mayo, se convirtió en la línea de transmisión subterránea más larga de América del Norte, capaz de entregar hasta el 20 % de la electricidad de la ciudad de Nueva York desde la hidroelectricidad de Quebec.
Un mes y medio después, la línea ha estado fuera de servicio durante casi tres semanas.
El 1 de julio, una estación convertidora se disparó del lado canadiense, dejando la línea fuera de servicio brevemente. Se restauró, pero falló nuevamente el 4 de julio cuando se descubrió una sección de cable dañada del lado estadounidense. Hasta el 22 de julio, la CHPE seguía apagada. Lynn St-Laurent, vocera de Hydro-Québec, dijo a los periodistas que las reparaciones deberían completarse para el fin de semana del 25 al 26 de julio. Pero para un proyecto que se suponía marcaría un punto de inflexión en la transformación energética de la región, el momento no podría ser más incómodo.
La CHPE es una pieza extraordinaria de ingeniería. Consiste en dos cables de corriente continua de alta tensión (HVDC), cada uno de aproximadamente 12,7 centímetros (5 pulgadas) de diámetro, enterrados debajo de autopistas, calles y el fondo fangoso del río Hudson. La tecnología HVDC permite que la electricidad viaje largas distancias con pérdidas mucho menores que la corriente alterna, razón por la cual es la columna vertebral de casi todos los grandes proyectos de transmisión de larga distancia en el mundo. La ruta de la CHPE cruza 150 cuerpos de agua, atraviesa dos estados y termina en una estación convertidora en Queens que transforma la corriente continua nuevamente en corriente alterna, alimentando los trenes del metro, las luces de los apartamentos y las torres de oficinas de Nueva York.
Pero construir la línea fue solo la mitad del desafío. Operarla, resulta ser, es la otra mitad.
Dos golpes en dos semanas
La interrupción del 1 de julio fue causada por lo que los operadores de la red llaman un disparo del convertidor, una parada protectora del lado de Hydro-Québec. La segunda falla, el 4 de julio, fue más preocupante: una falla física del cable en la sección estadounidense de la línea que requirió excavación y la movilización de cuadrillas de reparación. Hasta esta semana, la línea sigue fuera de servicio.
Los problemas de arranque son comunes en infraestructuras de primera generación, y la CHPE está empujando los límites incluso según estándares internacionales. «Cualquier sistema nuevo presenta desafíos de puesta en marcha», dijo Normand Mousseau, profesor de física de la Universidad de Montreal que estudia sistemas energéticos. «Lo que importa es qué tan rápido se identifican y resuelven los problemas. No son fallas fundamentales».
Mousseau tiene razón al ser mesurado. Los sistemas HVDC son notoriamente difíciles en sus primeros meses de operación. Las estaciones convertidoras que alternan entre CA y CC se encuentran entre los equipos eléctricos más complejos jamás construidos. Contienen miles de módulos de electrónica de potencia que deben dispararse en sincronía perfecta, e incluso un error menor en el software de control puede tardar semanas en identificarse y corregirse. Una falla física del cable que requiere excavación (la falla del 4 de julio) es una categoría diferente de problema, pero también una que la industria sabe cómo resolver. El plazo de reparación de aproximadamente tres semanas desde la falla hasta la solución está dentro del rango normal.
Aun así, las interrupciones apuntan a una realidad más profunda que la industria de la energía limpia apenas comienza a enfrentar. Generar electricidad renovable se ha vuelto notablemente barato y abundante. Los paneles solares cuestan una fracción de lo que costaban hace una década. Las turbinas eólicas crecen más grandes y más eficientes cada año. Pero llevar esa electricidad a donde la gente realmente vive, trabaja y enfría sus apartamentos en una sofocante tarde de julio está resultando ser el problema más difícil.
La dimensión de la sequía
A esto se suma una complicación que ningún equipo de reparación de cables puede solucionar. Quebec ha estado bajo el control de una intensa sequía durante tres años, agotando las reservas de agua detrás de las represas que alimentan el vasto sistema hidroeléctrico de Hydro-Québec. Incluso cuando el cable esté completamente operativo, la hidroelectricidad que fluye a través de él depende de agua que es cada vez más escasa.
La CHPE fue concebida en una era en que la hidroelectricidad de Quebec parecía inagotable. La provincia genera más electricidad de la que puede usar, y durante décadas ha vendido el excedente a provincias vecinas y estados estadounidenses. Pero el cambio climático no respeta los supuestos de la ingeniería. La sequía ha reducido los niveles de los embalses, y aunque Hydro-Québec no ha dicho públicamente que no podrá cumplir con sus compromisos de exportación, el riesgo es real y creciente.
Esto crea una extraña paradoja. La transición energética limpia necesita más transmisión (mucha) para conectar los centros de generación renovable con los centros de población. Los lugares más soleados y ventosos rara vez son los más poblados. Pero cada nueva línea de transmisión es una apuesta a que la ingeniería funcionará, que el clima cooperará y que la política de enrutar la energía a través de múltiples jurisdicciones no se disolverá en demandas judiciales y demoras.
Cómo Nueva York se salvó planificando para lo peor
El Operador Independiente del Sistema de Nueva York (NYISO), que gestiona la red del estado, hizo algo que en retrospectiva parece muy prudente. En sus estudios de planificación para el verano de 2026, no asumió que la CHPE estaría disponible. El modelo trató la línea como un bono, no como una necesidad.
Ese enfoque conservador significó que cuando la CHPE cayó, la red no se doblegó. La ciudad de Nueva York no enfrentó apagones rotativos. Los planes de contingencia (plantas de gas más antiguas mantenidas en reserva, programas de respuesta a la demanda que pagan a las empresas para reducir el consumo en días pico) absorbieron el golpe. No fue elegante, pero funcionó.
Compárese esto con lo que podría haber sucedido si los planificadores hubieran apostado todo a la llegada oportuna de la CHPE. La diferencia entre una red que sobrevive a una interrupción mayor de transmisión y una que colapsa es exactamente este tipo de margen. Los optimistas de la infraestructura a menudo argumentan que construir más capacidad es siempre la respuesta. Los primeros dos meses de la CHPE sugieren que los márgenes de confiabilidad importan igualmente.
La experiencia paralela de Maine
La CHPE no está sola en sus dificultades iniciales. El New England Clean Energy Connect (NECEC), otra línea HVDC Quebec-Estados Unidos que comenzó a operar en enero de 2026, también ha sufrido interrupciones y ha entregado solo una potencia adicional mínima a la red de Nueva Inglaterra en sus primeros meses. El patrón es el mismo: la planificación y la construcción fueron difíciles, pero las operaciones están resultando aún más difíciles.
Dos grandes líneas HVDC internacionales, ambas construidas para llevar hidroelectricidad canadiense a ciudades estadounidenses, ambas experimentando problemas de arranque con meses de diferencia entre sí. Esto no es una coincidencia. Es una señal de que la curva de aprendizaje de la industria para la transmisión HVDC de larga distancia es más pronunciada de lo que muchos anticiparon. La tecnología funciona. Se ha desplegado con éxito en Europa y China durante años. Pero el ritmo al que América del Norte está construyendo capacidad HVDC puede estar superando la experiencia operativa del continente.
El cuello de botella se desplaza
Durante años, la sabiduría convencional sobre la transición energética limpia ha sido que la generación es la parte difícil. Construya suficientes parques solares y eólicos, pensaban, y el resto vendrá solo. El debut accidentado de la CHPE cuenta una historia diferente. El cuello de botella se está desplazando de cómo fabricamos electricidad a cómo la movemos.
La física de la transmisión es implacable. Un parque solar puede construirse en fases, con paneles que entran en funcionamiento tan rápido como se instalan. Una sola falla de cable puede dejar fuera de servicio una línea eléctrica intercontinental durante semanas. Una sequía puede drenar silenciosamente el valor de una interconexión de miles de millones de dólares antes de que nadie se dé cuenta. La generación es modular y cada vez más barata. La transmisión es monolítica, costosa y está expuesta a una amplia gama de modos de falla que ninguna cantidad de planificación puede anticipar por completo.
La CHPE casi con certeza será reparada para fines de julio. Probablemente funcionará sin problemas durante años después de que se resuelvan sus problemas iniciales. Los proyectos que sigan aprenderán de estos primeros tropiezos. Pero la lección de la Champlain Hudson Power Express no trata sobre un cable o una estación convertidora. Trata sobre la naturaleza del desafío que tenemos por delante.
La transición energética limpia tiene abundancia de electrones. La pregunta es si podemos entregarlos de manera confiable a donde necesitan llegar.
Traducido por Alessandra