Perspectivas
J.S. Held refuerza su práctica del Derecho de Familia con la adquisición de activos de Luttrell Wegis
LEER MÁSEl 17 de noviembre de 2022, la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) emitió dos órdenes y publicó un aviso de elaboración de normas propuestas en relación con las inquietudes respecto de las brechas de confiabilidad asociadas con los recursos basados en inversores (IBR). [1] La FERC reconoce que los IBR [2], reflejados en recursos de baterías, solares y eólicos a escala de servicios públicos conectados al sistema de energía a granel, tienen un impacto directo en la confiabilidad del sistema eléctrico a granel (BPS). [3] [4] La Corporación Norteamericana de Fiabilidad Eléctrica (NERC) investigó una serie de "perturbaciones" que involucran la reducción generalizada (es decir, la pérdida de generación) de los IBR para identificar problemas de confiabilidad sistémicos. [5] El informe conjunto del personal de NERC y Texas RE sobre la perturbación de Odessa de 2022 puso de relieve el riesgo significativo para la confiabilidad del BPS, emitió llamamientos inmediatos a la acción, a fin de mejorar los estándares elaborados por NERC en relación con los IBR e impulsó la aplicación de los estándares de confiabilidad aprobados por NERC. [6]
Norteamérica es afortunada al contar con un sólido liderazgo a través de la Organización de Confiabilidad Eléctrica (ERO), compuesta por la NERC y seis entidades regionales, a fin de garantizar un suministro eléctrico altamente confiable, resiliente y seguro a más de 400 millones de personas a lo largo de Estados Unidos y Canadá. Tal y como se mencionó anteriormente, NERC y sus socios monitorean y evalúan activamente los riesgos que corre el sistema. Este documento aborda uno de los varios riesgos identificados por la NERC: a medida que se produce la transición energética a los IBR, se incrementa el riesgo de confiabilidad y se requieren inversiones adicionales para poder mitigarlo. Este documento evalúa cuestiones tales como: ¿qué medidas deben aplicarse para mitigar el riesgo? ¿Cuáles son los costos asociados a dichas tareas? ¿De qué manera la industria de generación de energía presupuesta adecuadamente las tareas necesarias para garantizar la confiabilidad?
La NERC es la autoridad reguladora encargada de supervisar la confiabilidad de los sistemas de energía a granel que suministran electricidad en los Estados Unidos continentales, Canadá y la zona norte de Baja California (México), y está sujeta a la supervisión de la FERC y de autoridades gubernamentales de Canadá. La misión de la NERC es garantizar la reducción eficaz y eficiente de los riesgos en aras de la confiabilidad y la seguridad de la red.
Para ello, la NERC desarrolla y aplica estándares de confiabilidad, evalúa anualmente la confiabilidad estacional y a largo plazo, supervisa el sistema de energía a granel mediante la concientización del sistema, y educa, capacita y certifica al personal de la industria. [7] Los estándares de confiabilidad establecidos por la NERC definen los requisitos de confiabilidad para la planificación y operación del sistema de energía a granel de América del Norte. Estos requisitos se aplican a los IBR y, a través de la normativa propuesta, se extenderán a instalaciones de generación de energía cada vez más pequeñas.
La resiliencia del sistema de la red eléctrica consiste en la capacidad de resistir eventos adversos y de adaptarse a esos eventos sin que su funcionamiento se vea comprometido. En términos simples, la resiliencia de un sistema eléctrico es la capacidad de resistir eventos adversos sin interrupciones prolongadas en el servicio de los clientes. Se trata en gran medida de lo que no les sucede a la red ni a los consumidores de electricidad. La confiabilidad, por otro lado, es una medida del comportamiento una vez que se rompe la resiliencia. La FERC define la resiliencia como "la capacidad de resistir y reducir la magnitud y/o duración de eventos perturbadores, lo que incluye la capacidad de anticipar, absorber, adaptarse y/o recuperarse rápidamente de un evento de este tipo". [8] El inicio de una interrupción sostenida es el punto de transición que va del dominio de la resiliencia al dominio de la confiabilidad. [9] Algunos pueden no estar de acuerdo con estas definiciones y, de hecho, algunos de los argumentos pueden ser válidos, pero en aras de este documento consideraremos estas definiciones de resiliencia y confiabilidad como apropiadas. [10]
El desafío de la transición energética sigue siendo mantener la combinación correcta de generación basada en combustibles e IBR que tenga tanto la capacidad como la duración necesarias como para satisfacer los requisitos de carga en diferentes escenarios de demanda. Este proceso de transición plantea varios desafíos para el sistema, pero algunos de los principales son 1) la pérdida de inercia o impulso del sistema, ya que los grandes motores convencionales, tales como los generadores accionados por turbinas, están siendo retirados de la red, y 2) la potencia reactiva, también conocida como voltiamperio reactivo (VAR), necesaria para efectuar operaciones en la red.
La inercia del sistema soporta cambios repentinos en la frecuencia de este provocados por fluctuaciones en la demanda de energía eléctrica. En EE.UU. esa frecuencia es de 60 Hz, y pequeñas desviaciones, tanto en el voltaje como en la frecuencia del BPS, potencialmente pueden provocar impactos significativos en el sistema. La inercia se comporta de manera bastante similar a los amortiguadores de la suspensión de un vehículo, los cuales amortiguan el efecto de un bache repentino en la carretera y mantienen el vehículo estable y avanzando. [11]
Con respecto a la potencia reactiva, los sistemas eléctricos de corriente alterna dependen de los campos magnéticos para funcionar. Un transformador, un motor o un generador no pueden funcionar sin campos magnéticos. El principio de funcionamiento de estos dispositivos depende totalmente de esos campos magnéticos. Estos campos magnéticos provienen del flujo de corriente. La potencia aparente, normalmente denominada megavoltiamperio (MVA), incluye tanto la potencia real como la potencia reactiva. Dado que el voltaje es el mismo para ambas, podemos centrarnos en la corriente. Una parte de la corriente total corresponde a los megavatios. La corriente adicional es la requerida para crear los campos magnéticos (VAR). Los VAR también son suministrados por los generadores. Cuando cae la potencia reactiva, cae el voltaje, y esto puede provocar el fallo de un circuito.
Todos estos efectos pueden ser particularmente difíciles de abordar para los operadores del sistema durante eventos climáticos extremos, y dichos impactos afectan tanto la confiabilidad del sistema como su resiliencia. [12]
El Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley preparó un documento titulado "Utility Investments in Resilience of Electric Systems" [13], el cual cuenta con la contribución de la Organización de Estados MISO, la Asociación Nacional de Cooperativas Eléctricas Rurales, el Instituto Eléctrico Edison y la Asociación Nacional de Defensa del Consumidor de Servicios Públicos Estatales. El documento sugiere que la resiliencia ha sido una consideración dentro de la confiabilidad durante mucho tiempo y acredita tres desarrollos recientes como impulsores de la "desagregación" de la confiabilidad y la resiliencia:
Estos eventos de alto impacto y baja frecuencia, también descritos como "eventos de Cielo Negro", se encuentran en el extremo más alejado del espectro de generación de energía: una interrupción completa y duradera del servicio.
![Figura 1 - Confiabilidad versus eventos de Cielo Negro. [15]](https://es.jsheld.com/img/jsheld/ES_30994.png)
No obstante, existen pruebas de que los eventos históricamente categorizados como de baja frecuencia se están volviendo cada vez más habituales. En enero de 2021, el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI) elaboró una actualización técnica titulada "Exploring the Impacts of Extreme Events, Natural Gas Fuel and Other Contingencies on Resource Adequacy" [16] en la que, entre otros puntos, se concluía lo siguiente:
Las metodologías utilizadas por la industria para calcular la adecuación de los recursos presuponen que las interrupciones y las reducciones en la producción son independientes y no están correlacionadas. La creciente dependencia de las tecnologías renovables, combinada con un reconocimiento de los eventos de modo común que afectan a múltiples generadores, deja en claro que la suposición de independencia ya no puede ser considerada válida. [17]
Las conclusiones del EPRI respaldan el trabajo que está llevando a cabo la FERC. A medida que se vaya formalizando el continuo confiabilidad-resiliencia, es posible que se disponga de métricas y metodologías separadas para medir la confiabilidad y la resiliencia. Dichos desarrollos son necesarios y deben incluir los eventos de Cielo Negro anteriormente mencionados.
La inestabilidad del sistema puede producirse, por ejemplo, cuando la demanda de carga excede la oferta disponible y no se dispone de corrección, es decir, existe escasez de energía. Esto puede desencadenar un proceso en cascada inicialmente compuesto por fluctuaciones de frecuencia y sobretensión, el cual se intensifica hasta provocar desconexiones impredecibles o daños en los equipos, incluidos los usados para generación y transmisión, y finalmente se acumula dando lugar a apagones generalizados. [18] Para evitar los apagones, es necesario reducir la carga del sistema de manera ordenada; lo cual se conoce como "relevamiento de la carga". El relevamiento de la carga es, a todos los efectos prácticos, un corte de energía organizado para proteger el sistema eléctrico a granel (BES o, para este documento, "red") mediante la reducción de la demanda eléctrica, retirando clientes en un esfuerzo general por proteger el sistema de daños físicos y de un fallo completo.
El relevamiento de la carga consiste en dos tipos de reducciones en la carga eléctrica. Las reducciones voluntarias en la demanda eléctrica para determinados clientes, basadas en una programación previa o en la demanda, son comúnmente conocidas como carga interrumpible. Los usuarios que se suscriben a la potencia interrumpible lo hacen para recibir una tarifa eléctrica reducida o un pago por hacerlo. El otro tipo de reducción de la carga eléctrica se denomina relevamiento de carga involuntario. Se produce cuando un proveedor de electricidad reduce o interrumpe la distribución de esta en el área de cobertura durante un breve periodo de tiempo; a este tipo de relevamiento de carga comúnmente se lo denomina apagón progresivo. [19]
Cuando la Organización de Transmisión Regional (RTO) o el Operador de Sistema Independiente (ISO) ordenan un relevamiento de carga involuntario, lo hacen como último recurso para proteger el BES de un fallo completo y catastrófico. Una vez dada la orden, los distintos proveedores de transmisión y distribución eléctrica tienen una lista predeterminada de circuitos que han sido identificados como fundamentales, es decir, los conectados a hospitales, equipos de primera respuesta, etc., que no están incluidos en el apagón progresivo. Por lo general, estos apagones excluyen a los grandes clientes encargados de efectuar tareas de transporte y a otras instalaciones de importancia vital directamente relacionadas con el suministro de combustible. Todos los circuitos restantes se incluyen posteriormente en el proceso de apagón progresivo. Normalmente, estos circuitos se interrumpen y rotan durante periodos de 15 minutos a una hora hasta que se normaliza el BES global. En el caso de la tormenta invernal Uri en Texas, las temperaturas extremas y la duración de la tormenta provocaron interrupciones que duraron días en lugar de horas.
Los operadores del sistema diseñan procedimientos para desconectar la carga y distribuir el recorte de energía entre los clientes como parte del relevamiento de la carga. Las comisiones o juntas de servicios públicos son las autoridades reguladoras que aprueban el diseño de estos sistemas y tienen en cuenta una gran cantidad de factores, entre los que se incluyen los derechos contractuales de interrupción, los recortes voluntarios y las reducciones de tensión y frecuencia. En última instancia, si bien las consideraciones técnicas influyen en el proceso de toma de decisiones, el relevamiento de la carga está impulsado por políticas.
Un ejemplo del tipo de análisis de datos utilizado por los operadores del sistema y las autoridades reguladoras se basa en los modelos de probabilidad de pérdida de carga (LOLP). El modelo LOLP representa la probabilidad de que la carga del sistema exceda la capacidad de generación de energía en un periodo de tiempo determinado, por ejemplo, una hora. Para una hora determinada, el LOLP representa la probabilidad de que no haya suficiente energía como para satisfacer la carga eléctrica durante esa hora y, por lo tanto, que hay una reducción de la carga, ya sea a través de una interrupción voluntaria o involuntaria, para equilibrar el sistema durante esa hora. Dado que existe la posibilidad de que el sistema se quede "corto" en una hora determinada, anualmente se agregan LOLP por hora, a fin de obtener una medida de pérdida de carga estimada (LOLE) que pueda ser fácilmente comparada entre distintos sistemas eléctricos.
A través de la planificación de recursos y los procesos regulatorios, la mayor parte de los países occidentales obligan a calibrar sus LOLE del mercado eléctrico a 0.1 días al año (o 1 día cada 10 años). Se trata de una pequeña cantidad de tiempo de inactividad prevista, pero refleja la gravedad y la seriedad con que se trata la confiabilidad de la electricidad y lo mucho que la sociedad moderna depende de ella. LOLE solamente es una de las medidas de confiabilidad habitualmente utilizadas en la adecuación de recursos, ya que hay muchos otros factores y medidas que se tienen en cuenta al analizar la confiabilidad del sistema eléctrico.
A la hora de determinar la potencia necesaria que debe producir un sistema determinado, la capacidad, es decir, la cantidad de generación que puede producirse a pleno rendimiento, es una consideración fundamental. La capacidad de una planta de energía comúnmente se describe como capacidad de generación nominal, la cual es la cantidad de energía que el fabricante afirma que la planta puede producir. Otras medidas de capacidad eléctrica incluyen la capacidad de generación neta en verano y en invierno. [20] Diversas restricciones afectan la capacidad y disminuyen la capacidad real en relación con la capacidad nominal. El factor de carga para cualquier unidad generadora es la relación entre la energía eléctrica producida por una unidad generadora durante el período de tiempo considerado y la energía eléctrica que podría haberse producido en funcionamiento continuo a plena potencia durante el mismo período. El factor de carga puede considerarse como la frecuencia con la que una planta funciona a su máxima potencia. La Administración de Información Energética de EE.UU. (EIA) proporcionó factores de carga por fuente de energía para el 2021, tal y como se muestra a continuación.
A medida que se produce la transición energética y los IBR se vuelven más frecuentes, se hace más necesario reevaluar los estándares de confiabilidad establecidos por NERC.
La principal pregunta a la hora de evaluar la confiabilidad de la red es: "¿Cuál es el riesgo aceptable de fallo del sistema?" Cuando se trata de la confiabilidad del BES, ¿cómo se debe definir la confiabilidad, qué es "aceptable" y cómo se logra esa norma revisada? Los diseñadores, los operadores y las agencias reguladoras tienen sus propias hipótesis basadas en su experiencia para efectuar estas determinaciones. La ubicación del equipo generador, la información histórica sobre las condiciones climáticas y otros datos influyen en el análisis. Dado que las entradas en el análisis evolucionan constantemente, existe una significativa necesidad de desarrollar un sistema de análisis dinámico que tenga en cuenta la naturaleza cambiante de la generación, la ubicación de esta, la capacidad de almacenamiento, y muchos otros factores.
A pesar de la duración de estos eventos, la confiabilidad generalmente se evalúa en minutos u horas, tal y como se refleja en el siguiente gráfico del Laboratorio Nacional de Energías Renovables. [21]
La adecuación de los recursos y la planificación de la cartera se están convirtiendo en temas de primera plana en nuestra sociedad descarbonizada. Un informe recientemente elaborado por el Grupo de Integración de Sistemas Energéticos sugiere ir más allá del planteamiento actual de la adecuación de recursos/planificación de carteras. [22] Según dicho informe, "el rápido incremento de los niveles de energía eólica, solar, de almacenamiento y de flexibilidad de la carga exige que el sector se replantee la planificación de la confiabilidad y los métodos de adecuación de recursos para los sistemas de alimentación modernos. Los periodos con riesgo de déficit a menudo ya no coinciden con los picos de demanda: los riesgos de confiabilidad tienen menos que ver con los picos de carga y más con la puesta diaria del sol, la nubosidad prolongada, la velocidad del viento, las olas de frío y las olas de calor". [23] En el pasado, las condiciones climáticas principalmente afectaban la demanda, lo que a su vez influía en la adecuación de los recursos. Ya que los IBR principalmente son impulsados por elementos atmosféricos, las condiciones climáticas extremas actualmente afectan tanto la demanda como la disponibilidad de generación (es decir, recursos intermitentes).
Por consiguiente, a medida que los procedimientos de planificación y adecuación de recursos continúen evolucionando en medio de la descarbonización, seguirá siendo primordial mantener los tres pilares de la planificación del sistema de energía: asequibilidad, sostenibilidad y confiabilidad. [24] En el pasado, la asequibilidad era sencilla: ¿Cuánto paga el cliente por la energía suministrada, según lo decidido por el organismo estatal regulador de servicios públicos, teniendo en cuenta los insumos tradicionales? Hoy en día, la asequibilidad forma parte del debate en evolución sobre la descarbonización y continúa incluyendo los insumos tradicionales, pero ahora también debe tener en cuenta una serie de nuevos factores, algunos causados por los IBR, a fin de determinar el costo final para el consumidor.
La NERC define la confiabilidad de la red como:
• Adecuación, o la capacidad del sistema eléctrico para suministrar la demanda eléctrica agregada y los requisitos de energía a los clientes finales en todo momento, teniendo en cuenta las interrupciones programadas y no programadas razonablemente previstas de los elementos del sistema.
• Confiabilidad operativa (anteriormente denominada "Seguridad"), o la capacidad del sistema eléctrico para soportar perturbaciones repentinas tales como cortocircuitos eléctricos o pérdidas imprevistas de componentes del sistema. [25]
Debido a las cuestiones aquí tratadas, la NERC y la FERC están trabajando activamente para abordar la confiabilidad y la resiliencia. A través de su Comité Consultivo de Confiabilidad, la NERC ha desarrollado un marco de resiliencia centrado en la solidez, la capacidad, la recuperación veloz y la adaptabilidad. [26]
El riesgo de escasez de generación puede compensarse aumentando la inversión en generación, es decir, agregando más megavatios (MW). No obstante, el incremento de la inversión se traduce en un incremento del costo para el consumidor o, simplemente, de la asequibilidad. Esto ocurre porque el riesgo, en forma de energía no servida prevista, que se produce en el margen externo de la demanda de generación, debe planificarse en forma de generación que no esté en riesgo. En el caso de la energía solar y eólica, el riesgo está relacionado con el rendimiento intermitente y debe compensarse con una certeza de alto rendimiento (disponibilidad de energía en forma de almacenamiento de combustible), es decir, carbón, energía geotérmica, energía hidroeléctrica o energía nuclear.
La aceptabilidad de una métrica de dependencia no depende de las demandas cotidianas del sistema, sino de la capacidad de este para mantener la conectividad durante un evento extremo, como por ejemplo los eventos de varios días de duración anteriormente mencionados. Un aspecto importante de la confiabilidad del sistema, además de operar durante un evento extremo, es la capacidad de recuperarse de dicho evento, lo que generalmente se conoce como resiliencia del sistema.
Un resultado de confiabilidad aceptable para los sistemas eléctricos a granel es la capacidad de ceder, sin romperse; la resiliencia es la capacidad que tiene el sistema para volver a funcionar con normalidad. Lo que se hizo evidente a raíz de la tormenta invernal Uri fue que el impacto del rendimiento del sistema en términos de temperatura se vio significativamente magnificado por la duración del evento. Esa combinación de magnitud y duración afectó sustancialmente la confiabilidad y, a medida que se multiplicaban los impactos, se cuestionó la capacidad del sistema para recuperarse, evitando en última instancia, y de forma restringida, un fallo mediante un importante relevamiento de la carga.
Es evidente que la transición energética en curso para la generación que depende de elementos atmosféricos (solar y eólica) está afectando significativamente y sesgando los análisis de confiabilidad. Texas actualmente cuenta con más de 35,000 MW de generación eólica. Si fuera un país independiente, sería líder mundial en energía eólica. Esa cantidad representa aproximadamente un tercio de su capacidad de generación eléctrica total. Eso también significa que un tercio de su capacidad puede no estar disponible para soportar la demanda de carga eléctrica durante un evento climático extremo, como fue el caso de la tormenta invernal Uri. Hay 4.5 millones de tejanos, aproximadamente el 17 % de la base de clientes de ERCOT, con conocimiento de primera mano de los impactos reales, que apoyan la priorización de cómo se evalúa y valora la confiabilidad, a fin de garantizar el rendimiento durante esos momentos extremos.
En el caso del Consejo de Fiabilidad Eléctrica de Texas (ERCOT), se evitó la posibilidad de un apagón en todo el sistema durante la tormenta invernal Uri con solo 4 minutos y 37 segundos de margen, pero los datos muestran claramente que, una vez que aumentaron las temperaturas, la generación también aumentó inmediatamente: un ejemplo de resiliencia y recuperación. Cuando un sistema excede su límite de confiabilidad, la única alternativa es el relevamiento forzado de la carga, a fin de evitar el colapso total del sistema. Las repercusiones de un colapso total del sistema en comparación con los inconvenientes generados por los apagones progresivos, tan importantes en esta tormenta invernal, serían catastróficas. El restablecimiento de la red tras un colapso total podría llevar mucho más tiempo, y los impactos y costos resultantes de periodos prolongados en los que millones de consumidores no disponen de electricidad serían desastrosos. Las recientes revisiones forenses de lo ocurrido durante la tormenta invernal Uri indican que, aunque Texas cuenta con una buena diversidad de tipos de activos generadores, gran parte del sistema depende de dos formas principales de generación que se vieron significativamente afectadas por las condiciones climáticas: el viento y el gas natural. La generación eólica se vio afectada de manera negativa y directa cuando se congelaron los equipos, lo que provocó la pérdida de generación. Las instalaciones de producción de gas natural se vieron afectadas no solo por el congelamiento de los equipos, sino también por la escasez de combustible. El congelamiento de los pozos de producción provocó una reducción significativa del gas natural disponible. La reducción de combustible provocó reducciones de potencia y cortes en los equipos generadores que, posteriormente, condujeron a la pérdida de soporte eléctrico para los equipos de producción de gas natural, provocando así una pérdida adicional de capacidad de combustible que produjo un circuito de retroalimentación negativo sobre la capacidad de generación, lo cual continuó exacerbando el problema. Tal y como demuestra este evento, la inextricable conexión entre las dos fuentes de energía agravó los efectos sobre la confiabilidad de cualquiera de ellas para producir y soportar sus respectivas infraestructuras. Este fenómeno no fue tomado en cuenta en ninguno de los escenarios considerados o evaluados por ERCOT, ya que la evaluación de la confiabilidad típica o actual y la planificación de la adecuación de recursos tienen en cuenta los picos de demanda en lugar de las operaciones cronológicas, así como también los impactos coincidentes y correlacionados, tal y como se ha visto en el reciente evento ocurrido en Texas.
Podría considerarse que la generación eólica y la alimentada por gas natural representan dos extremos de generación diferentes del espectro político actual. La generación eólica representa la generación sin carbono, de bajo impacto, intermitente y, en muchos casos durante condiciones climáticas extremas, cuando el rendimiento es esencial y no despachable. La generación alimentada por gas natural representa una fuente de carbono aunque se considere de combustión limpia y se identifique como un "combustible puente" en un mundo de carbono neto cero, y puede servir como carga base con la que normalmente se puede contar para anclar la demanda eléctrica, y también como una forma de generación de pico. Tras la tormenta invernal Uri, ambas recibieron importantes críticas por su participación en el déficit de generación. Sin embargo, aquí se plantean dos de las cuestiones que continúan pendientes: ¿Falló la tecnología o fue el enfoque actual de evaluación y valoración de la confiabilidad? ¿De qué manera la afecta la transformación energética en curso? Abordaremos estas cuestiones en otro artículo.
¿Qué enfoque es adecuado para establecer la premisa correcta y razonable en cuanto al periodo de tiempo que debería asignarse a los extremos operacionales? PJM Interconnection L.L.C. (PJM), una RTO, evalúa y asigna LOLE. De acuerdo con el material de capacitación asociado al modelo de precios de confiabilidad elaborado por PJM, el criterio de confiabilidad se basa en que el LOLE no supere un suceso en 10 años y los recursos necesarios para satisfacer el criterio de confiabilidad se expresan como el margen de reserva instalado (IRM), como un porcentaje de la carga máxima prevista. [27] Si se compara con lo ocurrido en Texas durante la tormenta invernal Uri, una frecuencia de retorno de uno en 10 parece razonable, ya que en Texas ocurrió algo similar en el año 2011. Estadísticamente, es una coincidencia en términos de periodo de retorno, pero independientemente de ello, los hechos siguen siendo los mismos: las estadísticas no tienen en cuenta el evento de varios días de duración ni la importancia de este, es decir, se trata de un evento de Cielo Negro.
El enfoque de ERCOT para evaluar la confiabilidad consiste básicamente en asignar un porcentaje fijo de la carga máxima total prevista para establecer su margen de reserva previsto. ERCOT y otras RTO e ISO se ocupan de los incrementos marginales en la generación eléctrica para satisfacer la demanda prevista asignada de maneras completamente divergentes. Mientras que PJM cuenta con un mercado de capacidad que fija los precios de la capacidad adicional de tal forma que incentiva los requisitos auxiliares para aumentar la reserva de generación, ERCOT no lo hace. ERCOT históricamente ha utilizado un mecanismo de fijación de precios del mercado basado únicamente en energía para incentivar la entrada de más generación al mercado. ERCOT no utiliza un mercado de capacidad. Lo que esto ha demostrado potencialmente es que, si bien este tipo de acuerdo de mercado suele funcionar para el suministro diario de energía, parece ser desafiado en los márgenes durante eventos climáticos extremos de calor o frío, pero un examen completo de la adecuación del mercado y la comparación del rendimiento se encuentra fuera del alcance de este documento. Además, ERCOT está cambiando, a fin de "promover el suministro de generación despachable y desarrollar un servicio de confiabilidad de respaldo". [28]
Entonces, ¿cómo influyen estas cuestiones en el rendimiento de la confiabilidad real al nivel del sistema eléctrico a granel y cómo se valora correctamente esa confiabilidad? ¿Por qué el estado actual de la tecnología y la comprensión del comportamiento del sistema eléctrico permitieron un relevamiento de 20,000 MW, uno de los mayores (si no el mayor) en la historia de EE.UU., que duró una gran cantidad de días? ¿Cómo pudo ocurrir en un estado que lidera la nación en términos de capacidad total de generación eléctrica instalada, dejando a más de 4.5 millones de personas sin servicio eléctrico esencial durante un evento climático extremo?
La respuesta puede estar dada por la forma en la que se establece el riesgo de confiabilidad del sistema y por lo que se considera aceptable. Independientemente de cómo las ISO y las RTO hayan definido históricamente el riesgo aceptable, para nosotros, la métrica actual es determinada por un evento real. Para Texas, una semana de temperaturas bajo cero que provoque un relevamiento de la carga de varios días y que alcance un pico de 20,000 MW es el nivel de riesgo actual real para la confiabilidad. Lo que hay que preguntarse luego de un evento es si eso continúa siendo aceptable. También hay que preguntarse: ¿Qué ha cambiado? Y quizás lo más importante, ¿por qué ha cambiado?
Dado que el ritmo de la transición energética de las fuentes de energía eléctrica basadas en el carbono a otras no basadas en el carbono aumenta exponencialmente, la necesidad de reevaluar y volver a valorar la confiabilidad se vuelve imprescindible. Hoy en día, el análisis en torno a la confiabilidad refleja una serie de circunstancias diferentes, esencialmente un remanente de años pasados. Los principios de confiabilidad fueron desarrollados cuando la planificación implicaba un cambio menos dinámico: la planta eléctrica de carbón se situaba en la zona general de la industria que requería un suministro sustancial y las líneas de transmisión asociadas se planificaban en función de la conexión necesaria entre ambas. Hoy en día, los IBR se ubican donde sopla el viento y brilla el sol. Los principios de confiabilidad remanentes no tienen en cuenta el hecho de que la nueva generación no está ubicada de la misma manera que antes. Es el equivalente a trazar carreteras a pueblos inexistentes o confiar en las mismas carreteras de hace 50 años. Jonathan Schneider y Jonathan Trotta sugirieron en su documento titulado "What We Talk About When We Talk About Resilience," que "la difusión de la responsabilidad sobre la red eléctrica y los desafíos radicalmente diferentes a los que se enfrenta cada región del país exigen una respuesta polifacética y matizada con respecto al desafío de la resiliencia, teniendo en cuenta las diversas jurisdicciones en juego, la diferente naturaleza del desafío en las distintas regiones y el alcance y las limitaciones sustanciales de cada una de las autoridades potencialmente relevantes". [29] Para resumir su punto de vista, las entidades reguladoras federales, estatales y locales deben unirse en sus esfuerzos por mantener una adecuada confiabilidad y resiliencia del sistema eléctrico.
Se ha aprendido mucho de la tormenta invernal Uri y de otros eventos de fuerza mayor similares. Hemos aprendido que los riesgos relacionados con la confiabilidad del sistema eléctrico a granel incluyen una constelación de consideraciones, entre las que se incluyen los impactos imprevistos sobre la disponibilidad de combustible, la idoneidad de la escala temporal de confiabilidad y la diversidad de combustibles, entre otras muchas variables. Tal y como vimos con los efectos sobre la producción de gas natural, los impactos relacionados con la disponibilidad de combustible para la red local se multiplicaron. Hoy en día necesitamos un enfoque de planificación dinámico que cambie, a fin de reflejar las entradas siempre cambiantes de la matriz de confiabilidad.
Por último, ¿de qué manera afecta el impacto potencial de la transición energética sobre la confiabilidad a los servicios que gestionan los riesgos asociados con las secuelas de una tormenta? ¿Socorristas? ¿Aseguradoras? Cualitativamente, estos impactos son significativos y deben formar parte de la evaluación de la confiabilidad. La definición del riesgo aceptable en lo que respecta a la confiabilidad de la red debe evolucionar al mismo ritmo que los propios sistemas, lo que exigirá una revisión tanto de las métricas como de la forma en que los resultados de esas métricas son cotizados en el mercado. Continuaremos monitoreando el mercado y elaborando informes sobre la confiabilidad en un mundo en proceso de descarbonización.
Nos gustaría agradecer a nuestros colegas John F. Peiserich, John Dulude, PE, MBA, y Chris Norris, PMP, CMRP por compartir su experiencia y sus conocimientos, los cuales contribuyeron en gran medida a llevar adelante esta investigación.
John Peiserich es vicepresidente ejecutivo y líder de la práctica de Medioambiente, Salud y Seguridad. Con más de 30 años de experiencia, John ofrece servicios de consultoría y servicios expertos para la industria pesada y estudios de abogados de todo el país, centrándose en el petróleo y el gas, la energía y los servicios públicos. Además, ha actuado como perito en procedimientos de arbitraje y en tribunales estatales y federales. Tiene una vasta experiencia en la evaluación del riesgo asociado a las obligaciones de cumplimiento potenciales y continuas, en el desarrollo de estrategias en torno a esas obligaciones y en la aplicación de una estrategia de cumplimiento centrada en el cliente. El Sr. Peiserich tiene designaciones como monitor independiente a través del Programa de Suspensión e Inhabilitación de la Agencia de Protección Ambiental (EPA). Apoya habitualmente a sus clientes en la elaboración de normas y en cuestiones legislativas relacionadas con la energía, el medioambiente, el petróleo y el gas, y otras cuestiones relacionadas.
Puede comunicarse con John escribiendo a [email protected] o llamando al +1 504 360 8373.
John Dulude es vicepresidente sénior, líder de los Servicios de Transición Energética en la práctica de Medioambiente, Salud y Seguridad de J.S. Held. Con más de 40 años de experiencia en la industria nacional e internacional, John ha pasado gran parte de su carrera en el sector de la energía, con conocimientos que van desde la generación hidroeléctrica, fósil, nuclear, eólica y solar, así como instalaciones de transmisión, sistemas confiabilidad, evaluación de inversiones de capital, análisis de mezcla de generación, finanzas, selección de equipos y perfiles de carga. Su experiencia en gestión de proyectos abarca América del Norte, África, China, Vietnam y Kazajistán.
Puede comunicarse con John escribiendo a [email protected] o llamando al +1 843 977 1441.
Chris Norris es vicepresidente que trabaja en el área de Servicios de Transición Energética en la práctica de Medioambiente, Salud y Seguridad de J.S. Held. Chris cuenta con una gran experiencia en instalaciones de turbinas de combustión de ciclo combinado y simple, así como en instalaciones de carbón, IGCC y conversión de gas en vertederos. Chris tiene experiencia en la gestión de proyectos complejos, tales como la construcción, la puesta en marcha y el servicio de numerosas instalaciones, paradas de planta, gestión de interrupciones y mantenimiento de grandes equipos. Ha desarrollado, implementado y gestionado programas para toda la planta y la flota, incluidos los programas de auditoría/evaluación de la planta (operaciones, mantenimiento, prácticas empresariales), mantenimiento centrado en la confiabilidad, ISO 9000, mantenimiento a largo plazo y planificación de interrupciones, y demás programas de gestión de activos.
Puede comunicarse con Chris escribiendo a [email protected] o llamando al +1 463 333 3610.
[1] 181 FERC ¶ 61,124, 181 FERC ¶ 61,125 y 181 FERC ¶ 61, 126
[2] 181 FERC ¶ 61,124 utilizó el término IBR "para incluir todas las instalaciones generadoras que se conectan al sistema de energía eléctrica utilizando dispositivos electrónicos de potencia que cambian la energía de corriente continua (CC) producida por un recurso a energía de corriente alterna (CA) compatible con los sistemas de distribución y transmisión. Esta disposición no se refiere a los IBR conectados al sistema de distribución". El aviso de elaboración de normas propuestas (NOPR) utilizaba un lenguaje similar.
[3] La Ley Federal de Energía (FPA) define el sistema de energía a granel como las instalaciones y los sistemas de control necesarios para el funcionamiento de una red interconectada de transmisión de energía eléctrica (o cualquier parte de esta), y la energía eléctrica procedente de las instalaciones generadoras necesaria para mantener la confiabilidad del sistema de transmisión. El término no incluye las instalaciones utilizadas en la distribución local de energía eléctrica. 16 U.S.C. 824o(a)(1).
[4] 181 FERC ¶ 61,124 en ¶5.
[5] 181 FERC ¶ 61,125, FN 12. Informes sobre perturbación elaborados por la NERC para las IBR (1) el incendio de Blue Cut (16 de agosto de 2016), (2) el incendio de Canyon 2 (9 de octubre de 2017), (3) incendio forestal de Los Ángeles (20 de abril de 2018), (4) Palmdale Roost (11 de mayo de 2018), (5) San Fernando (7 de julio de 2020), (6) el primer evento ocurrido en Odessa, Texas (9 de mayo de 2021), (7) el segundo evento ocurrido en Odessa, Texas (26 de junio de 2021), (8) Victorville (24 de junio de 2021), (9) Tumbleweed (4 de julio de 2021), (10) Windhub (28 de julio de 2021), (11) Lytle Creek (26 de agosto de 2021), y (12) las perturbaciones causadas por el viento en Panhandle (22 de marzo de 2022).
[6] https://www.nerc.com/comm/RSTC_Reliability_Guidelines/NERC_2022_Odessa_Disturbance_Report%20%281%29.pdf, última visita el 8 de diciembre de 2022.
[7] https://www.nerc.com/AboutNERC/Pages/default.aspx, última visita el 8 de diciembre de 2022.
[8] FERC Grid Resilience Order, supra note 22, en P 13. La FERC recaba comentarios sobre la definición.
[9] JD Taft, PhD, Electric Grid Resilience and Reliability for Grid Architecture (November 2017).
[10] J.S. Held, Dulude, J.C., documento técnico, Energy Storage and Its Potential Impact on Business Risks, 2022.
[11] https://www.nationalgrideso.com/electricity-explained/how-do-we-balance-grid/what-inertia
[12] VARs Explained in 300 Words, Without Equations or Vector Analysis | Fossil Consulting Services, Inc.
[13] https://eta-publications.lbl.gov/sites/default/files/feur_11_resilience_final_20190401v2.pdf
[14] Id. en 6.
[15] Id. en 7
[16] Exploring the Impacts of Extreme Events, Natural Gas Fuel and Other Contingencies on Resource Adequacy. EPRI, Palo Alto, CA: 2021. 3002019300.
[17] Id. en vii-viii.
18] NERC fue creada en respuesta al apagón que tuvo lugar en el noreste de Estados Unidos en 1965. El 9 de noviembre de 1965, a las 5:16 p. m., hora del Este, una importante perturbación en cascada del sistema provocó la pérdida de 20,000 MW de carga, lo que afectó a 30 millones de personas. Este corte duró 13 horas y fue la interrupción más importante en el suministro de electricidad en ese momento de la historia de la industria eléctrica, ya que afectó a regiones de Ontario en Canadá, así como también a Connecticut, Massachusetts, New Hampshire, Nueva Jersey, Nueva York, Rhode Island, Pensilvania y Vermont en los Estados Unidos. El apagón del noreste en 1965 fue causado por un fallo en el relé de protección de respaldo en una de las cinco líneas de transmisión entre una planta eléctrica situada en Ontario y Toronto. La redistribución de energía a las cuatro líneas restantes provocó la misma "desconexión", que luego se propagó en cascada a lo largo de Ontario y el noreste de los Estados Unidos. Esencialmente, cada uno de los eventos de desconexión ocurrió a fin de evitarles daños físicos a diversos componentes de la red eléctrica.
[20] https://www.energy.gov/ne/articles/what-generation-capacity, última visita el 8 de diciembre de 2022.
[21] Informe técnico elaborado por el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL), NREL/TP-6A20-72578, enero de 2019.
[22] https://www.esig.energy/resource-adequacy-for-modern-power-systems/
[23] Grupo de Integración de Sistemas Energéticos. 2021. Redefining Resource Adequacy for Modern Power Systems. A Report of the Redefining Resource Adequacy Task Force. Reston, VA.
[24] Id, P.1.
[26] Id.
[27] RPM 101 Overview of Reliability Pricing Model, PJM State & Member Training Dept., sin fecha, diapositiva 12.
[28] https://interchange.puc.texas.gov/Documents/52373_336_1180125.PDF
[29] Schneider, J., and Trotta, J., What we Talk About When We Talk About Resilience, The Energy Bar Association, 14 de noviembre de 2018.
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