El almacenamiento energético y su posible impacto en los riesgos comerciales

Introducción

Este documento es la continuación de una evaluación y un resumen anteriores sobre los desafíos de la fiabilidad del sistema de energía que se experimentaron durante el evento climático de frío extremo en febrero de 2021, que afectó el área de terreno que comprende el sistema de red del Consejo de Fiabilidad Eléctrica de Texas (ERCOT). La tormenta invernal Uri tuvo un impacto significativo en la red eléctrica existente, especialmente en Texas, por lo que sirvió como un punto de datos importante para evaluar la resiliencia y fiabilidad de la red. Este análisis considera cómo el proceso de transición energética en curso podría afectar la fiabilidad del sistema en general y cómo el almacenamiento de energía en sus diversas formas podría afectar no solo la resiliencia y fiabilidad del sistema, sino también el costo para consumidores, propietarios, accionistas, así como para los que gestionan riesgos, es decir, aseguradoras y gestores de riesgos.

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. El inicio de una interrupción prolongada constituye el punto de transición desde el cual se pasa de la esfera de la resiliencia a la esfera de la fiabilidad.[1] Es posible que algunas personas presenten argumentos en contra de estas definiciones y, de hecho, es posible que algunos de esos argumentos sean válidos, pero a los fines de este documento, consideramos que estas definiciones de resiliencia y fiabilidad son adecuadas.

Este documento analiza cómo el almacenamiento de energía en la escala de la red podría tener un impacto en la resiliencia y fiabilidad, y cómo la transición actual de un sistema de generación dependiente de combustibles fósiles a uno sin combustibles fósiles (o con menor cantidad de ellos) podría ejercer una influencia en los riesgos comerciales. La siguiente información acerca del cambio en los riesgos asociados con el almacenamiento de energía durante la transición energética y después de ella podría ser de utilidad para gestores de riesgos, ajustadores de seguros y su personal de apoyo legal.

Objetivos de la transición energética

Antes de poder considerar el almacenamiento de energía, su impacto en la resiliencia y la fiabilidad, y cómo ese impacto afecta los riesgos comerciales y la toma de decisiones asociadas, debemos comprender en qué consiste la transición energética. La transición energética es el proceso mediante el cual se adoptan medidas en todas las formas de energía para alcanzar la descarbonización, y una de las consideraciones más importantes que deben tenerse en cuenta al planificar la descarbonización es determinar el objetivo final. ¿Cuál es el parámetro? ¿La descarbonización se logra a través de la neutralidad de carbono (emitiendo la misma cantidad de carbono que la que se retira por medio de compensaciones) o a través de cero emisiones netas de carbono (cero emisiones netas de carbono a la atmósfera en una actividad particular sin requerir compensaciones)? Lamentablemente, en las conversaciones acerca de las metas y los objetivos de descarbonización, se suelen mezclar estos términos. Se puede llegar a un acuerdo general de que la transición energética constituye un proceso y no un resultado, un medio para alcanzar un fin.

El término "transición" hace referencia a un cambio de un estado, sujeto, lugar, etc. a otro, o bien a un período o una etapa en la que tal cambio está sucediendo.[2] Además, para abordar el objetivo general de la transición energética, también debemos definir —de manera razonable— qué tan prolongado será el período de transición, cuándo se considerará que se ha completado, cómo y dónde sucederá, y cómo sabremos que se ha alcanzado. En el mundo, estamos participando actualmente en una "etapa" de transición, pero es posible que no hayamos reconocido por completo qué impacto tendrá ese cambio en nuestro sistema de distribución de energía eléctrica. Es crucial tener en cuenta que la transición energética no constituye solamente un cambio para las redes eléctricas, sino para todas las formas de energía. El alcance de la transición energética es un concepto importante que debe recordarse, ya que se interconectan distintas formas de energía. Por ejemplo, los cambios en el sector de petróleo y gas, sin duda alguna, afectarán al mercado de energía eléctrica. Actualmente, ya estamos observando ese efecto en la transición energética a través del sistema del mercado de materias primas.

Almacenamiento de energía

La electricidad con CA, o corriente alterna, consiste en el formato operativo de distribución de energía eléctrica en los EE. UU., desde los recursos, como el motor principal (p. ej., una turbina acoplada a un generador), hasta la carga (los clientes). El sistema eléctrico de los EE. UU. opera a una frecuencia de 60 Hz, lo que implica que la corriente alterna cambia de polaridad 60 veces por segundo. Esta inversión de polaridad (positiva y negativa) en cada ciclo posibilita aumentar/reducir el voltaje de CA con mayor facilidad, lo que permite una transmisión y distribución de la energía más eficiente desde los recursos hasta la carga eléctrica a mayores distancias. Por ende, los sistemas eléctricos de casi todo el mundo utilizan corriente alterna y, en este tipo de sistemas, el suministro y la demanda deben equilibrarse de manera continua casi en tiempo real. El sistema del ERCOT casi colapsó por completo debido a un desequilibrio en el sistema relacionado con la frecuencia eléctrica.

Dado que los sistemas eléctricos en la escala de la red operan con corriente alterna (CA), por lo general, el almacenamiento de energía se ha llevado a cabo almacenando las fuentes antes de su transformación de energía mecánica a energía eléctrica por medio de un motor principal, p. ej., una turbina o un sistema motriz conectado a un generador. Entre los ejemplos de fuentes almacenadas, se incluyen agua detrás de una represa, carbón apilado, gas natural en un gasoducto o material fisionable en un reactor. Hoy en día, el almacenamiento de energía está más asociado con baterías en la escala de la red de diversos tipos, que permiten el almacenamiento de energía de un tipo de fuente (p. ej., eólica y solar) para su uso en el futuro, en una forma que pueda inyectarse en el sistema rápidamente si surge la necesidad.

Debe tenerse en cuenta que los sistemas de almacenamiento con baterías utilizan corriente continua (CC) y se interconectan con la red de CA a través de sistemas de inversores electrónicos. La electricidad por CC transmitida a través de una batería mantiene una polaridad continua que no cambia, ya que la batería cuenta con dos polos o electrodos —uno negativo y uno positivo— y la corriente fluye en una dirección constante. Las baterías no almacenan electricidad de forma directa, sino que almacenan la energía química producida la electricidad, que luego se libera en forma de electricidad por medio de una reacción entre los dos electrodos con distintas composiciones químicas.

En 2020, los EE. UU. contaban con más de 24 GW (24,000 MW) de capacidad de almacenamiento de energía en comparación con los 1,124 GW (1,124,000 MW) de capacidad instalada de generación total.[3] La capacidad de almacenamiento de energía representaba tan solo el 2 % de la capacidad total del sistema de los EE. UU. De ese 2 %, el 96 % existía en la forma de almacenamiento en centrales hidroeléctricas reversibles. Sobre la base de esa sola cifra, las baterías en la escala de la red y todas las otras formas de almacenamiento de energía representaban menos del 0.1 % de la capacidad de generación de los EE. UU.

En 2019, Texas tenía una capacidad total en verano de 125,117 MW sumando todas sus plantas de energía[4], de los que el 20-25 % de su combinación de generación provenía de fuentes eólicas y solares. El factor de capacidad del viento, que se define como la disponibilidad del recurso tanto en términos de cantidad como calidad en un período de aplicación, es, aproximadamente, del 30 % al 40 % en promedio.[5] El factor de capacidad mide la utilización general de una instalación de generación de energía o una flota de generadores.[6] Sobre la base de este factor de capacidad relativamente bajo, se torna evidente que cualquier fuente que no llegue a los niveles del almacenamiento en centrales hidroeléctricas reversibles no sería capaz de brindar un apoyo operativo similar en el tiempo en comparación con la generación dependiente de combustibles fósiles que intenta reemplazar o desplazar.

Esto no implica que las fuentes renovables intermitentes hayan sido las causantes de la falla en todo el sistema del ERCOT durante la tormenta invernal Uri en febrero de 2021. Según los datos disponibles, gran parte de la pérdida de generación en el ERCOT se observó en todos los tipos de fuentes. El consenso entre muchas evaluaciones minuciosas del evento climático extremo e histórico en Texas es que la ineficiencia en el establecimiento de precios del mercado y la falta de medidas de protección contra el clima adecuadas que deberían haber sido tomadas por reguladores y propietarios respecto de la distribución de las fuentes contribuyeron significativamente al desperfecto.[8][9]

La energía eléctrica se almacena de forma química (baterías de iones de litio, iones de sodio, ácido-plomo, etc.), eléctrica (condensadores, etc.) o mecánica (baterías inerciales, hidroeléctrica reversible, aire comprimido, etc.). La implementación de la tecnología de baterías ha crecido sustancialmente en los últimos años. Algunas personas argumentan que "la combinación de fuentes renovables con almacenamiento en baterías ya consiste en una alternativa viable económicamente a la construcción de nuevas plantas de turbinas de gas de ciclo simple que solo operen en momentos de alta demanda energética".[10] Los que respaldan este argumento también agregan que "la combinación de generación de electricidad con almacenamiento funciona especialmente bien con la energía solar, en la que en general se observa un patrón diario predecible. En los EE. UU., también se ha ayudado con el costo de las instalaciones solares nuevas a través de un crédito fiscal por inversión federal, que prevé una bonificación impositiva de hasta el 30 %. Definitivamente, los precios y el costo del almacenamiento en baterías han disminuido y deberían seguir disminuyendo a medida que mejora la tecnología".[11]

Los promotores del almacenamiento con baterías en la escala de la red afirman que "la implementación masiva de almacenamiento podría permitir superar uno de los mayores obstáculos de la energía renovable: el ciclo de exceso de oferta cuando brilla el sol o sopla el viento, y la escasez cuando se pone el sol o calma el viento".[12] La figura 1 compara muchas de las distintas tecnologías de almacenamiento de energía en cuanto a rango de capacidad (eje X) y tiempo de descarga de menor a mayor (eje Y). La figura 2 compara diversas tecnologías de almacenamiento y las alinea en cuanto a su rango de capacidad (eje X) y costo de capital instalado (eje Y).

A pesar de la existencia/contribución de fuentes de cero emisiones netas o neutralidad de carbono en la capacidad de generación disponible, actualmente, la producción de energía eléctrica mundial aún depende en un 60 % de combustibles fósiles, compuestos principalmente por carbón, gas natural y algo de petróleo. Esta proporción es similar en la mayor parte de los EE. UU., incluso después de 40 años de transición energética.  En algunas partes del mundo, la generación eléctrica dependiente de combustibles fósiles supera el 90 % de la combinación de fuentes. El profesor Vaclav Smil, de la Facultad de Medioambiente, Tierra y Recursos de la University of Manitoba y un reconocido experto en transición energética, declaró lo siguiente: "Incluso si se acelera sustancialmente el cambio hacia las fuentes renovables, no podrán relegarse los combustibles fósiles a una participación minoritaria en el suministro de energía mundial en el futuro cercano, y definitivamente tampoco para 2050". Lo importante del comentario del profesor Smil es que él considera que nuestra dependencia de muchos de los productos que utilizamos actualmente, que dependen por completo de combustibles fósiles, está mucho más relacionada con una demora en la transición energética, y no con la aplicación directa de fuentes asociada con la generación eléctrica. Su punto es que, incluso si se logran avances significativos en la conversión del sistema de generación eléctrica dependiente de combustibles fósiles a un sistema que no dependa de ellos, existen considerables desafíos asociados con la fabricación de productos cotidianos que también dependen de fuentes fósiles, que deberán abordarse para alcanzar una neutralidad de carbono efectiva o cero emisiones de carbono.

En general, y con mayor énfasis en el último tiempo, los encargados de delinear las políticas y los reguladores han establecido requisitos de fuentes no fósiles con la expectativa de que se agilizaría el desarrollo de nuevas tecnologías y se reducirían los costos de los sistemas de distribución de energía renovables. En determinada medida, eso es lo que ha sucedido; no obstante, no se ha evitado por completo el impacto negativo en la fiabilidad y resiliencia de los sistemas de distribución de energía. El desafío de la transición continúa siendo desarrollar una combinación correcta de generación no dependiente de combustibles fósiles que ofrezca tanto capacidad como duración en el tiempo para satisfacer los requisitos de carga de diversos escenarios de demanda. El almacenamiento de energía es la clave para el éxito de la transición energética; sin embargo, continúa siendo el eslabón más débil del proceso. En el último tiempo, los desafíos de capacidad se han superado parcialmente a través de las reducciones en el costo por unidad de energía suministrada. No obstante, la duración de la disponibilidad de la energía almacenada continúa siendo un gran obstáculo en el almacenamiento de energía. Salvo por el almacenamiento con centrales hidroeléctricas reversibles, la mayoría de las formas de almacenamiento de energía no pueden satisfacer los requisitos de duración de una manera económicamente posible para respaldar los requisitos de fiabilidad y resiliencia de los sistemas. Hasta que pueda lograrse un aumento en el componente de duración del almacenamiento de energía a un costo razonable, la fiabilidad del sistema podría degradarse durante la transición. Los mismos proveedores de servicios eléctricos se encuentran entre la espada y la pared, ya que al mismo tiempo deben cumplir normas de reducción de emisiones de CO2 y requisitos operativos regulados para satisfacer estándares específicos de servicio y distribución. Encontrar una solución para el dilema del almacenamiento de energía probablemente sea la clave para desbloquear las etapas finales del proceso de transición energética.

Fiabilidad y resiliencia del sistema

El impacto en la fiabilidad y resiliencia del sistema eléctrica puede tener un efecto adverso tanto en la continuidad de los negocios como en los riesgos económicos. Los cambios en los riesgos hacen referencia a cambios en los costos de gestión de riesgos de los negocios y de los que brindan apoyo a los negocios, que incluyen clientes, accionistas y los que aseguran o respaldan operaciones comerciales. En febrero de 2021, la tormenta invernal Uri tuvo un impacto significativo en la red eléctrica existente, especialmente en Texas, por lo que sirvió como un punto de datos importante para evaluar la resiliencia y fiabilidad de la red. Debido a que fue un evento significativo y reciente, este documento analizará cómo el almacenamiento de energía puede o no haber afectado el rendimiento del sistema. A causa de la tormenta invernal Uri, se produjo un impacto significativo en las operaciones comerciales, que se tradujo principalmente en interrupciones.

En el caso de Uri, según los datos disponibles, las interrupciones que experimentaron los clientes fueron parte de una mayor emergencia en el sistema, por la que no se pudo satisfacer la demanda de carga eléctrica, lo que ocasionó cortes forzados del servicio eléctrico en la mayor parte del estado de Texas y más allá. Debe tenerse en cuenta que no hay evidencia específica que demuestre que el almacenamiento de energía, o su falta, desempeñaron un papel crucial en el déficit ni de que podría haber evitado por completo el desenlace. Cabe destacar que los márgenes de reserva de generación antes de la tormenta se sobreestimaron significativamente y que hubo una falta de reservas disponibles, ya sea en la forma de recursos de generación de reserva en espera o almacenamiento de energía, que podrían haber reducido significativamente el posible impacto de la tormenta.

Según un hallazgo preliminar de un informe conjunto de la Comisión Federal de Regulación de Energía (FERC) y la Corporación Norteamericana de Fiabilidad Eléctrica (NERC), se resaltó la necesidad de agilizar el incremento de recursos de almacenamiento con batería para respaldar la red estatal. De acuerdo con hallazgos preliminares de una investigación conjunta de la FERC y NERC, se atribuyó el origen a un incremento en la frecuencia de eventos climáticos de frío extremo, así como a la devastación generada por la falla de plantas de gas natural.[15] Si bien es posible que la falta de almacenamiento de energía no haya sido uno de los factores principales en el impacto de la tormenta invernal Uri, no debería desestimarse el hecho de que, actualmente, Texas cuenta con un 35 % de recursos intermitentes en su combinación de generación total (es decir, energía eólica y solar, para lograr costos variables bajos y cero emisiones), que no pueden inyectarse precisamente cuando es necesario.[16]

En un artículo del 11 de junio de 2021 de la Asociación Americana de Colegios de Abogados (ABA) se indicó que "todos los recursos de generación no son iguales en cuanto a su función o valor desde el punto de vista de fiabilidad del sistema. Los recursos inyectables son los más valiosos desde un punto de vista de integridad del sistema y eficiencia operativa, ya que estos están disponibles ante la demanda, y la electricidad debe generarse en el momento en el que se consume".[17] En ese mismo artículo de la ABA, se afirmó que "Texas adoptó una estructura de mercado marginalista totalmente liberado sin topes de precio (energy-only market) hace años durante la desregulación de los mercados eléctricos. Si bien son teóricamente viables, estos mercados ocultan defectos inducidos por factores externos regulatorios/políticos y avances de la tecnología, que, por lo general, solo se ven expuestos en circunstancias extremas".[18]

En marzo de 2021, la electricidad generada en Texas provenía en un 40 % de gas natural, un 14.5 % de carbón, un 10 % de fuentes nucleares, un 0.5 % de centrales hidroeléctricas y un 35 % de fuientes renovables no hídricas (principalmente, eólica y solar). Texas cuenta con una capacidad de generación eólica superior a la de cualquier otro estado, pero más del 54 % de su generación depende de combustibles fósiles. La presión de reguladores e inversores continúa impulsando el crecimiento y la utilización de recursos intermitentes no fósiles para la generación eléctrica en el futuro; en consecuencia, parecería haber una tendencia hacia la expansión de la inversión en capacidad de generación eólica y solar.

Si bien no son fósiles, las energías eólica y solar consist son formas de generación de electricidad principalmente intermitentes y no inyectables, con valores de factores de capacidad de la mitad o dos tercios menores en comparación con los recursos inyectables fósiles. La figura 3 muestra el almacenamiento de energía actual y futuro —principalmente, en forma de baterías— planificado para Texas con el fin de compensar la intermitencia de la creciente combinación de recursos de generación. Aunque el almacenamiento de energía podría, en cierta medida, compensar algunos de los problemas relacionados con recursos de generación no inyectables, la duración de la descarga —en especial, de los recursos de batería— es algo limitada, tanto desde el punto de vista económico como el tecnológico. Para octubre de 2021, alrededor de 1100 MW de almacenamiento con baterías conectadas a la red se había puesto en marcha, y se planifica incrementar esa capacidad en 4,000 MW adicionales para marzo de 2023.[19]

En cuanto a generación de carga base inyectable tradicional que no genere emisiones de carbono, la energía nuclear es el único recurso actualmente en el mercado. Si bien la energía nuclear no requiere combustibles fósiles, es inyectable y cuenta con factores de capacidad que exceden el 95 %, su expansión se ha frenado debido a excesos significativos en costo de capital, inquietudes respecto de la eliminación de desechos y problemas de percepción general relacionados con la seguridad operativa debido a desastres mundiales ampliamente difundidos, como los de Chernobyl y Fukushima. Hoy en día, no está en los planes expandir significativamente los recursos de generación nuclear en los EE. UU.

Otra posible forma de generación eléctrica fiable, con neutralidad de carbono o sin emisiones de carbono, que se está evaluando actualmente es la del uso de hidrógeno como combustible. La fiabilidad estaría a la altura de otras formas de generación de carga base. Se está dando gran importancia a esta tecnología, ya que sería tanto inyectable como continua, siempre que haya hidrógeno disponible como combustible. Esencialmente, se están estudiando tres formas de hidrógeno en la actualidad: gris, azul y verde. El hidrógeno gris se crea a partir de combustibles fósiles, y el proceso libera dióxido de carbono que no se captura.[21] Aproximadamente, el 98 % de la producción de hidrógeno actual es gris y proviene de la reforma y gasificación por vapor, y genera la misma cantidad de CO2 (o tal vez más) que otras formas de generación con combustibles fósiles.

El hidrógeno azul utiliza el mismo proceso que el gris, salvo que el carbono se captura y almacena. Conceptualmente, podría secuestrarse y almacenarse el 90 % del CO2, pero el desafío radica en la disponibilidad del almacenamiento a largo plazo. Debido a esto, es mucho más ecológico, pero representa otros desafíos técnicos y un gran aumento en el costo.[22] El hidrógeno verde consiste en una fuente de cero emisiones de carbono, ya que toda la electricidad es producida mediante fuentes que no generan emisiones, es decir, fuentes renovables. Para producir hidrógeno verde a partir de la electrólisis se requiere una cantidad significativa de electricidad, lo que implica aumentar enormemente la generación de energía eólica y solar para satisfacer las metas mundiales. En algunas estimaciones actuales, se proyecta que en cada año durante los próximos 30 años debería instalarse más capacidad eólica mar adentro que la que se instaló en los últimos 20 años. Por último, actualmente los costos son significativos.

Conclusión: Calidad en comparación con cantidad, y efectos en las decisiones comerciales

El debate acerca de las causas del impacto y de las interrupciones comerciales significativos vinculados con eventos como la tormenta invernal Uri continúa. Lo que se ha tornado evidente luego de las repercusiones de esa tormenta es que muchos aún no han comprendido por completo ni reconocen los cambios sustanciales que se están produciendo en el mercado de energía eléctrica a granel de los EE. UU. El ejemplo que se detalla en este documento, aunque es bastante único debido a la estructura "energy-only market" de Texas, debe servir como indicador para el país. Independientemente de las causas de eventos climáticos que representen un desafío para las redes de electricidad, se seguirá llevando a cabo la transición continua de recursos de energía provenientes de combustibles fósiles a recursos con menor o ninguna dependencia de ellos, y persistirá la diferencia en calidad y cantidad de energía disponible asociada con esa transición. Si bien se discrepa acerca de que los desafíos generados por eventos climáticos extremos naturales, como la tormenta Uri, hayan sido amplificados por el proceso de transición energética actual, es evidente que el almacenamiento de energía constituye un componente crucial para el proceso de transición y, en última instancia, para lograr la neutralidad de carbono o cero emisiones netas de carbono.

Posiblemente el mayor desafío de la transición energética sea garantizar que las formas de almacenamiento de energía nuevas o en desarrollo puedan satisfacer y mantener los requisitos de fiabilidad del sistema actual a los que se ha acostumbrado la población de los EE. UU. a un precio asequible. Cualquier impacto negativo vinculado con los precios de la energía, en definitiva, será trasladado al consumidor, pero es posible que también se vean afectados negativamente los riesgos de costos intermedios para los negocios asociados con capital de proyectos, así como seguros, aseguramiento y otras cuestiones relacionadas con la gestión de riesgos. ¿Podría producirse otro evento que tenga un impacto en el mercado de los EE. UU. como la tormenta invernal Uri? Absolutamente. ¿Podría ocasionar resultados similares en cuanto al impacto en las personas y los negocios? Es lo más probable. Los gestores de riesgos deberían considerar cuidadosamente los posibles desafíos para la fiabilidad del servicio eléctrico y el mayor potencial de interrupciones comerciales al atravesar este período de transición energética.

Reconocimientos

Queremos agradecer a John C. Dulude, PE, MBA por proporcionar información y experiencia, que fueron de gran ayuda para esta investigación.

John Dulude es vicepresidente sénior y está a cargo de los servicios de Transición Energética dentro de 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. Cuenta con décadas de experiencia en gestión y supervisión de proyectos en trabajos complejos, en los que ha supervisado e impulsado el proceso regulatorio, los requisitos ambientales y las necesidades operativas de un proyecto o programa.

Puede comunicarse con John escribiendo a [email protected] o llamando al +1 843 291 7480.

Referencias

[1] JD Taft, PhD, Electric Grid Resilience and Reliability for Grid Architecture (November 2017).

[2] Merriam-Webster.com Dictionary, s.v. "transition", fecha de consulta: 23 de diciembre de 2021, https://www.merriam-webster.com/dictionary/transition

[3] Center for Sustainable Systems, University of Michigan. 2021. U.S. Energy Storage Factsheet. Pub. No. CSS15-17, https://css.umich.edu/factsheets/us-grid-energy-storage-factsheet

[4] Net generation for all sectors, Texas, Fuel Type-Check all, Annual, 2001–20". www.eia.gov.

[5] Texas State Profile and Energy Estimates, US Energy Information and Administration, última actualización del 4/15/21, https://www.eia.gov/state/analysis.php?sid=TX

[6] Hughes, N, Agnolucci P. 4.03 - Hydrogen Economics and Policy, Editor(s): Ali Sayigh, Comprehensive Renewable Energy, Elsevier, 2012, págs. 65-95, https://doi.org/10.1016/B978-0-08-087872-0.00417-0 .

[7] Magness, Bill. Review of February 2021 Extreme Cold Weather Event – ERCOT Presentation, ERCOT Public, 2/24/21 (https://www.ercot.com/files/docs/2021/02/24/2.2_REVISED_ERCOT_Presentation.pdf)

[8] J.W. Busby, Et Al., Cascading risks: Understanding the 2021 winter blackout in Texas, Energy Research & Social Science, Vol. 77, julio de 2021, 102106.

[9] The February 2021 Cold Weather Outages in Texas and the South Central United States | FERC, NERC and Regional Entity Staff Report, 16 de noviembre de 2021.

[10] Katz, C. In a boost for renewables, grid-scale battery storage is on the rise. Yale Environment 360, 12/25/2020, https://e360.yale.edu/features/in-boost-for-renewables-grid-scale-battery-storage-is-on-the-rise

[11] Ibid.

[12] Ibid.

[13] Center for Sustainable Systems, University of Michigan. 2021. U.S. Energy Storage Factsheet. Pub. No. CSS15-17, https://css.umich.edu/factsheets/us-grid-energy-storage-factsheet

[14] Witt, Adam & Chalise, Dol Raj & Hadjerioua, Boualem & Bishop, Norm & Manwaring, Michael. (2016). Development and Implications of a Predictive Cost Methodology for Modular Pumped Storage Hydropower (m-PSH) Projects in the United States. 10.13140/RG.2.2.10441.54881.

[15] Engel, J. Texas adds battery storage to support grid ahead of winter, Renewable Energy World, 11/12/21, https://www.renewableenergyworld.com/storage/texas-adds-battery-storage-to-support-grid-ahead-of-winter/

[16] Allen, T.L. Power failure by design: the Texas energy market. American bar Association, 6/11/21, https://www.americanbar.org/groups/litigation/committees/environmental-energy/articles/2021/summer2021-power-failure-by-design-the-texas-energy-market/

[17] Ibid.

[18] Ibid.

[19] Ibid.

[20] Engel, J. Texas adds battery storage to support grid ahead of winter, Renewable Energy World, 11/12/21,
https://www.renewableenergyworld.com/storage/texas-adds-battery-storage-to-support-grid-ahead-of-winter/ ; ERCOT Resource Adequacy. https://www.ercot.com/files/docs/2021/11/03/Capacity_Changes_by_Fuel_Type_Charts_October_2021_monthly.xlsx , fecha de consulta: 12/23/21

[21] Brunel. Blog: What are the 3 Main Types of Hydrogen, 4/14/21, https://www.brunel.net/en/blog/renewable-energy/3-main-types-of-hydrogen

[22] Ibid.