El Departamento de Energía (DOE) ha publicado un Aviso de Oportunidad de Financiamiento (NOFO) que proporciona hasta $100 millones en respaldo federal para proyectos enfocados en restaurar y modernizar la flota de plantas de carbón existente en el país.
El 31 de octubre: NOFO emitidoadministrado por el Laboratorio Nacional de Tecnología Energética (NETL) del DOE bajo la Oficina de Energía Fósil y Gestión del Carbono, solicita propuestas en tres áreas técnicas: gestión avanzada de aguas residuales, capacidad de cambio de combustible dual y sistemas de combustión conjunta de carbón y gas natural.
El anuncio sigue a la declaración del 29 de septiembre del DOE de una inversión más amplia de $625 millones en múltiples iniciativas relacionadas con el carbón, incluida la puesta en funcionamiento de plantas, proyectos de electrificación rural y apoyo a infraestructura relacionada. El NOFO de octubre representa un subconjunto de ese flujo de financiamiento, con entregables técnicos específicos e hitos de desempeño vinculados a proyectos a escala de demostración.
La oportunidad de financiación surge en el contexto de la emergencia energética nacional declarada formalmente por la administración Trump en enero de 2025 y los esfuerzos para abordar el deterioro de la adecuación de los recursos. Julio de 2025 del DOE Informe de adecuación de recursos descubrió que el retiro de la generación térmica firme había superado el despliegue de capacidad de reemplazo capaz de proporcionar servicios esenciales de confiabilidad. En enero de 2025, Orden Ejecutiva 14156 ordenó a las agencias federales que utilicen todas las autoridades legales para “preservar y restaurar” la capacidad de generación, garantizando la confiabilidad, la asequibilidad y la seguridad del suministro. La administración sugiere que su estrategia se centra en la flota de carbón existente porque el DOE identificó casi 100 GW de capacidad operable alimentada por carbón como una palanca a corto plazo para estabilizar el sistema eléctrico en masa, particularmente en regiones que enfrentan transmisión limitada, demanda industrial creciente y riesgos de confiabilidad impulsados por unidades térmicas que ciclan más allá de sus parámetros de diseño.
“La tensión operativa creada por la creciente penetración de energías renovables intermitentes, la compensación insuficiente en los mercados y los onerosos costos de cumplimiento ambiental, ha obligado a las unidades térmicas a funcionar más allá de sus parámetros diseñados, acelerando el desgaste y aumentando el riesgo de cortes y apagones forzados”, se lee en el NOFO. “Esta emergencia de confiabilidad coincide con la creciente demanda de instalaciones de defensa nacional, plantas de fabricación de semiconductores, centros de datos de Inteligencia Artificial (IA), procesamiento de minerales críticos y relocalización industrial, todos los cuales requieren acceso a la energía”.
Tres temas estratégicos: aguas residuales, combustión dual y combustión conjunta de carbón y gas
El propósito de NOFO es buscar solicitudes para proyectos a escala de demostración para “diseñar, implementar, probar y validar tres oportunidades estratégicas para la renovación/reequipamiento de plantas de energía de carbón existentes”. La fecha límite de solicitud es el 7 de enero de 2026 a las 5:00 p. m., hora del Este.
TA1: Desarrollo e Implementación de Sistemas Avanzados de Gestión de Aguas Residuales
El DOE dirige la mayor parte de los fondos (hasta $50 millones) hacia sistemas de aguas residuales que van mucho más allá del cumplimiento. La agencia apunta a tecnologías de tratamiento transformadoras capaces de recuperar agua y otros subproductos de valor agregado de las corrientes de aguas residuales de las plantas de carbón. Según la NOFO, estos sistemas deben “reducir el uso y gestionar la descarga de agua en las operaciones de las centrales eléctricas” y al mismo tiempo mejorar el desempeño ambiental. El DOE está buscando tecnologías que puedan tratar económicamente los residuos relacionados con la combustión de carbón (CCR), reducir los costos de operación y mantenimiento vinculados a los flujos de aguas residuales regulados y apoyar la coproducción de subproductos comercializables para fortalecer la economía de la planta. Los sistemas deben demostrar un camino hacia eficiencias significativas en la recuperación de agua, volúmenes de descarga reducidos e integración con la infraestructura existente de manejo de cenizas y aguas residuales.
TA2: Ingeniería e implementación de modernizaciones de doble disparo
El DOE reserva hasta $25 millones para modernizaciones de doble combustión diseñadas para aumentar la flexibilidad operativa de la flota de carbón existente. La agencia quiere sistemas de modernización que permitan que una unidad cambie automáticamente entre carbón y gas natural sin comprometer los límites de emisiones, la clasificación máxima continua (MCR), el rendimiento de la tasa de calor o la vida útil de los componentes. Como se detalla en la NOFO, los sistemas calificados deben demostrar la capacidad de pasar de 100% carbón a 100% gas natural (fuera de línea y bajo control automático) manteniendo al mismo tiempo el cumplimiento total de las emisiones. Los elementos de ingeniería requeridos incluyen modificaciones de los quemadores y del aire de sobrefuego, ajustes de la superficie de transferencia de calor, posibles actualizaciones de los controles de emisiones y controles automatizados de gestión de los quemadores capaces de manejar de forma segura las transiciones entre combustibles. El DOE señala que las implementaciones exitosas deberían reducir la exposición a la volatilidad del precio del gas, reducir las emisiones y aprovechar la infraestructura existente para extender la vida útil de la planta.
TA3: Desarrollo y Pruebas de Sistemas de Cocombustión de Gas Natural
Otros 25 millones de dólares respaldan sistemas de cocombustión de carbón y gas natural que permiten la combustión simultánea de ambos combustibles en proporciones variables. El DOE enfatiza que la coignición puede generar reducciones proporcionales en mercurio, dióxido de azufre (SO₂), óxidos de nitrógeno (NOₓ), partículas y dióxido de carbono (CO₂)al tiempo que reduce los costos de operación y mantenimiento (O&M) y el consumo de energía auxiliar asociado con los equipos de manejo de carbón. Sin embargo, la agencia también destaca los desafíos de ingeniería: el gas natural y el carbón exhiben diferentes formas de llama, patrones de absorción de calor y características de emisión, que a menudo requieren modificaciones significativas en la caldera, incluidos cambios en el quemador, la caja de viento y la superficie de transferencia de calor, así como actualizaciones de los auxiliares. La mezcla eficaz de combustible es fundamental, señala, dado que una mezcla deficiente puede producir un calentamiento desigual, una deposición excesiva de cenizas, desequilibrios de temperatura, una mayor carga auxiliar y temperaturas más altas de los gases de salida del horno. El objetivo del DOE es desarrollar sistemas de calderas transformacionales que controlen de forma automática y fluida cualquier proporción de combustión, mantengan la clasificación máxima continua (MCR) y mantengan los costos de modernización cerca de $50/kW. Los sistemas objetivo deben admitir entre un 20% y un 50% de aporte de calor de gas natural, lograr reducciones de emisiones entre un 20% y un 50%, cumplir con los requisitos de los códigos ASME y NFPA 85 y demostrar un rendimiento confiable a una escala comercialmente relevante.
La agencia exige que los proyectos ingresen al Nivel de preparación tecnológica (TRL) 7, lo que significa que la tecnología subyacente ya ha sido probada a gran escala en un entorno relevante. Al final del esfuerzo, el DOE espera que los proyectos alcancen TRL 8, donde un sistema está completamente calificado para uso comercial. En particular, la NOFO divide el trabajo en una estructura de tres fases con selecciones competitivas entre cada paso.
La Fase I (12 meses) cubre la ingeniería preliminar, la selección del sitio, la revisión ambiental y una estimación de costos de diseño de ingeniería preliminar (pre-FEED) Clase 4. Los solicitantes deben encontrar un sitio anfitrión y comprometerse a acuerdos de costos compartidos antes de poder avanzar. La Fase II (12 meses) avanza hacia la ingeniería final, el diseño detallado y el estudio completo de diseño de ingeniería inicial (FEED); Los solicitantes también deben conseguir un contratista de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) y completar una revisión según la Ley de Política Ambiental Nacional (NEPA). La Fase III (hasta 36 meses) financia la implementación completa en una instalación de carbón y requiere pruebas a una escala comercialmente relevante: el umbral del DOE para demostrar si la tecnología puede funcionar de manera confiable en condiciones operativas reales. En las tres fases, el DOE posiciona la estructura como un puente hacia la adopción comercial, utilizando la participación federal en los costos para reducir el riesgo para las empresas de servicios públicos y los propietarios de plantas que evalúan si estas modernizaciones pueden ayudar a estabilizar la confiabilidad a corto plazo.
Por qué estas tres vías de modernización
El DOE sostiene que estas tres vías de modernización abordan las barreras más inmediatas que impiden que las plantas de carbón existentes contribuyan a las necesidades de confiabilidad a corto plazo. El tratamiento de aguas residuales sigue siendo uno de los costos operativos más persistentes de la flota porque los CCR y otros flujos regulados “a menudo representan un costo operativo y de mantenimiento significativo de la generación de electricidad a carbón”, señala la NOFO. Las tecnologías que recuperan agua y subproductos ofrecen una de las oportunidades más claras para reducir las cargas de operación y mantenimiento y al mismo tiempo mejorar el desempeño ambiental.
Mientras tanto, la flexibilidad del combustible permitirá a los operadores cambiar rápidamente entre carbón y gas natural, preservando los atributos de despacho del sistema y al mismo tiempo permitiendo a las plantas navegar por los precios volátiles de los combustibles y las limitaciones de emisiones emergentes. La coignición se basa en esa lógica al brindar a las unidades la capacidad de desplazar una parte del aporte de calor del carbón mientras se mantiene la producción total de vapor, lo que, según el DOE, puede reducir el SO.₂NOₓ, mercurio, partículas y CO₂ “proporcional al aporte de calor del gas natural”, al tiempo que mejora el rendimiento con carga baja y reduce el consumo de energía auxiliar.
El viernes, en un comunicado de prensa, el DOE dijo el “esfuerzo apoyará proyectos prácticos y de alto impacto que mejoren la eficiencia, extiendan la vida útil de las plantas y mejoren el rendimiento del uso del carbón y el gas natural”.
Sin embargo, el secretario de Energía, Chris Wright, sugirió que el esfuerzo tenía raíces políticas. “Durante años, las administraciones Biden y Obama atacaron implacablemente a la industria del carbón y a los trabajadores de Estados Unidos, lo que provocó el cierre de centrales eléctricas fiables y un aumento de los costes de la electricidad”, afirmó. “Afortunadamente, el presidente Trump ha puesto fin a la guerra contra el carbón estadounidense y está restableciendo políticas energéticas de sentido común que ponen a los estadounidenses en primer lugar. Estos proyectos ayudarán a mantener en funcionamiento las plantas de carbón de Estados Unidos y garantizarán que Estados Unidos tenga la energía confiable y asequible que necesita para mantener las luces encendidas e impulsar nuestro futuro”.
Parte de una estrategia más amplia para preservar la suficiencia de los recursos
La NOFO de octubre representa una faceta de una estrategia más amplia del DOE destinada a preservar la capacidad de generación térmica. Desde mayo de 2025, la agencia ha emitido nueve órdenes de emergencia en virtud de la Sección 202 (c) de la Ley Federal de Energía que ordenan a los operadores de redes y empresas de servicios públicos que mantengan unidades nucleares y fósiles específicas. En mayo, el DOE emitió órdenes separadas a MISO para mantener en funcionamiento la planta de carbón JH Campbell en Michigany renovó el pedido en agosto. Directivas de emergencia similares se han dirigido Unidades generadoras Eddystone de Constellation Energy en Pensilvania (órdenes emitidas en Puede y Agostoampliada hasta noviembre), Estación Wagner de Talen Energy en PJM (órdenes emitidas en Julio y Octubrecontinuando hasta diciembre), Unidades de Duke Energy Carolinas durante el clima extremo en junioy Activos de generación y transmisión de la AEE en Puerto Rico (órdenes emitidas en Puede y renovado en agostohasta mediados de noviembre).
Sin embargo, las órdenes de emergencia han creado cargas de costos inmediatas y complejidades regulatorias, al menos para Consumers Energy. La compañía reveló en su último informe de ganancias que durante el período inicial de 90 días de la orden de emergencia de JH Campbell (del 20 de mayo al 20 de agosto de 2025), la empresa de servicios públicos incurrió en un impacto financiero neto de 53 millones de dólares después de contabilizar 67 millones de dólares en ingresos del mercado MISO. Para el segundo período de pedido de 90 días (del 20 de agosto al 19 de noviembre de 2025) hasta el 30 de septiembre, informó un costo de cumplimiento neto de $27 millones después de aplicar $17 millones en ingresos de MISO.
Para abordar la asignación de costos, los consumidores presentaron una queja ante la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) en junio de 2025 solicitando una modificación de la tarifa MISO para establecer un mecanismo regional de recuperación de costos. “De conformidad con la Ley Federal de Energía y las regulaciones del Departamento de Energía de EE. UU., la orden autoriza a los consumidores a obtener recuperación de costos en la FERC”, señaló la empresa de servicios públicos en su declaración de ganancias. En agosto de 2025, la FERC aceptó la denuncia y ordenó a MISO que presentara una tarifa revisada. MISO presentó su propuesta de cumplimiento en septiembre de 2025, pero la aprobación de la FERC aún está pendiente.
La disputa sobre la asignación de costos señala una tensión creciente entre las órdenes de emergencia que exigen la disponibilidad de generación para abordar la confiabilidad de la red, pero no establecen automáticamente los mecanismos tarifarios o los marcos de costos compartidos necesarios para que tales mandatos sean financieramente sostenibles. Los consumidores señalaron que no pueden predecir el “impacto a largo plazo” de las órdenes o los posibles litigios que las rodean, particularmente porque la empresa de servicios públicos sigue su plan de energía limpia declarado, que apunta a un 60% de energía renovable para 2035 y un 100% de energía limpia para 2040. La empresa de servicios públicos también señaló la posibilidad de órdenes de emergencia adicionales del DOE que afecten a JH Campbell o instalaciones similares.
—sonal patel es editor senior de POWER (@sonalcpatel, @revistaPOWER).
