Perspectivas
La finalidad de este documento es brindar una descripción general inicial y una evaluación de las fallas de confiabilidad del sistema eléctrico experimentadas durante el evento climático extremo que ocurrió dentro del territorio del servicio de interconexión del Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas (ERCOT) desde el 14 de febrero de 2021 hasta el 18 de febrero de 2021. El Suroeste, el Medio oeste y el Noreste experimentaron un evento climático invernal extremo en febrero de 2021. El área de servicio de ERCOT experimentó un clima invernal extremo desde el 14 de febrero hasta el 18 de febrero de 2021, con temperaturas bajas récord en gran parte del estado de Texas. Estas temperaturas extremas crearon importantes limitaciones y restricciones operativas (equipos), del sistema eléctrico (red), de combustible y reducciones como ocurren con las tuberías de gas natural licuado (GNL) y alteración del mercado (precios). Un total de 356 unidades generadoras o aproximadamente el 50 % de los activos generadores totales debieron dejar de funcionar durante el evento dentro del área de servicio de ERCOT. La frecuencia finalmente se vio afectada y se registró por debajo del límite de 59. 4 Hz durante más de cuatro minutos. El relevamiento de la carga comenzó el 15 de febrero y alcanzó un pico de aproximadamente 20,000 MW. Se requirió el relevamiento de la carga durante más de 70 horas hasta que se pudiera restaurar la carga completa del sistema.
Es probable que haya varios factores que desencadenaron la cantidad de interrupciones forzadas relacionadas con el clima extremo, pero en general, parece que se dividen en dos categorías principales. Estas categorías son 1) la imposibilidad de que una unidad iniciara o mantuviera el estado operativo relacionado con la climatización, incluidas tanto las instalaciones a combustible como las de energías renovables, principalmente el viento, y 2) la reducción o pérdida de la reasignación prioritaria de gas natural para instalaciones a gas. Cabe señalar que ha habido una atención significativa centrada en los activos eólicos, pero los hechos indican que todos los recursos se vieron afectados sustancialmente y ninguna categoría necesariamente se vio más afectada que otras.
Es más probable que haya otros eventos relacionados con la formación de hielo en los sistemas de transmisión y/o distribución que pueden haber contribuido a la pérdida de servicio/pérdida de ganancias comerciales de energía, pero estos están más allá del alcance de este documento.
ERCOT es uno de los nueve operadores de sistemas independientes (ISO) en los EE. UU. y es una empresa sin fines de lucro 501(c)(4) basada en miembros, gobernada por una junta directiva, que está sujeta a la supervisión de la Comisión de Servicios Públicos de Texas y la Legislatura de Texas. La Legislatura de Texas promulgó leyes que gobiernan todas las actividades de ERCOT bajo la Sección 39.151 de la Ley Reguladora de Servicios Públicos (PURA). ERCOT trabaja con la Entidad de Confiabilidad de Texas (Texas RE), que es la Entidad Regional aprobada por la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) para la región de ERCOT. Además, Texas RE ha sido autorizada por la Comisión de Servicios Públicos de Texas (PUCT) y está autorizado por North American Electric Reliability Corporation (NERC) para investigar el cumplimiento de los Protocolos y Guías de Operación de ERCOT, trabajando con el personal de PUCT con respecto a posibles violaciones del protocolo.
El enfoque de este documento es evaluar el evento en base a los informes iniciales, identificar los procesos y procedimientos actuales que están en funcionamiento para respaldar la confiabilidad del sistema, identificar las vulnerabilidades de los informes y datos iniciales y examinar qué acciones inmediatas, si las hay, pueden ser apropiadas. para acelerar las mejoras y mitigar el riesgo de eventos futuros. Esta narrativa utiliza un enfoque como un proceso típico de causa raíz para evaluar los desafíos de respuesta y las fallas del sistema eléctrico ERCOT durante el evento invernal de febrero de 2021. Este documento no debe interpretarse como un análisis formal, exhaustivo y/o completo de la causa raíz que abarcaría una evaluación más detallada del equipo y el rendimiento operativo del sistema ERCOT.
El 14 de febrero de 2021 comenzó a ocurrir un evento climático extremadamente frío en el área de servicio de ERCOT. El evento duró hasta el 18 de febrero de 2021. La generación total disponible antes del evento era de 107,514 MW. Para el lunes 15 de febrero de 2021, el sistema ERCOT relevó 20,000 MW de la carga. La pérdida máxima de generación alcanzó los 52,277 MW o el 48.6 % de la generación total disponible. El domingo 15 de febrero, la demanda de energía alcanzó un nuevo récord para el área de servicio de ERCOT de 69,222 MW a las 7:06 p. m. Desde aproximadamente el lunes 15 de febrero hasta el martes 16 de febrero, se logró una muy poca mejora en la disponibilidad de generación. Para el miércoles 17 de febrero, hubo pequeñas ganancias en la generación neta; posteriormente, a medida que aumentaron las temperaturas, las operaciones normales y la capacidad de generación regresaron el viernes 19 de febrero. Es importante tener en cuenta que las operaciones normales de ERCOT no implican necesariamente una restauración total de la energía en el punto de entrega o para el usuario final. En pocas palabras, el funcionamiento normal de la red eléctrica de ERCOT no significa que todos los usuarios industriales, comerciales o minoristas hayan restablecido su servicio eléctrico en este momento, sino que las capacidades de generación y transmisión se restablecieron a los niveles previos al evento.
Resiliencia y confiabilidad del sistema
En general, hay dos componentes asociados con la arquitectura de la red que se vieron afectados por el evento climático severo: resiliencia y confiabilidad. La resiliencia de la red es la capacidad de soportar eventos de tensión en la red sin comprometer su funcionamiento o la capacidad de adaptarse a la tensión. Se trata en gran medida de lo que no les sucede a la red ni a los consumidores de electricidad. En pocas palabras, la resiliencia es la capacidad del sistema eléctrico de esforzarse o deformarse sin una interrupción continua.
La confiabilidad, por otro lado, es una medida del comportamiento una vez que se rompe la resiliencia. El inicio de una interrupción continua es el punto de transición entre la resiliencia y la confiabilidad.
Durante este evento de invierno extremo, ERCOT administró el sistema para satisfacer los parámetros de confiabilidad dentro de las restricciones regulatorias, operativas y de mercado de ERCOT en el momento de este evento climático extremo para evitar una falla total del sistema. Las medidas del sistema de emergencia utilizaron el relevamiento de la carga para evitar un compromiso total del sistema eléctrico. Si bien las medidas de emergencia pueden haber sido necesarias para evitar una falla total del sistema, la pregunta más importante es si los parámetros de confiabilidad fueron apropiados. La pérdida del servicio eléctrico de más de 4 millones de clientes dentro del territorio de servicio de ERCOT durante condiciones climáticas invernales muy inusuales, aunque no necesariamente únicas, ciertamente hace cuestionar cómo se establecieron los parámetros de confiabilidad para tal evento y en qué medida los impactos deberían haberse anticipado.
Uno de los componentes principales de la confiabilidad de la red es la disponibilidad de reservas de recursos que se pueden implementar en la red durante una interrupción continua de los recursos de generación. En el caso de este evento, tanto la generación en línea como las reservas de recursos, incluidos los recursos de generación en espera y de respaldo, se vieron afectadas por las temperaturas extremas y no estuvieron disponibles para satisfacer la demanda de carga. Esto, a su vez, requirió el relevamiento de la carga para mantener el equilibrio en tiempo real de la oferta y la demanda.
Preparación del sistema
Antes de este evento, el territorio de servicio de ERCOT experimentó eventos de clima extremadamente frío durante la primera semana de febrero de 2011, así como en 1983, 1989, 2003, 2006, 2008 y 2010. Lo siguiente se sintetizó en el resumen ejecutivo del informe del personal de la FERC de 2011:
"Al entrar en la tormenta de febrero de 2011, ni ERCOT ni las otras entidades eléctricas que iniciaron apagones durante el evento esperaban tener problemas para satisfacer la demanda de los clientes. Todas tenían márgenes de reserva adecuados, basados en la disponibilidad anticipada del generador. Pero esas reservas resultaron insuficientes para la extraordinaria pérdida de capacidad durante el evento debido a viajes, reducciones de rango y fallas en el inicio".
El informe continúa diciendo:
"Las acciones de las entidades al convocar y llevar a cabo los apagones progresivos fueron en gran medida efectivas y oportunas. Sin embargo, la enorme cantidad de fallas de generadores que se experimentaron plantea la pregunta de si hubiera sido útil aumentar los niveles de reserva antes del evento. Esta acción habría puesto más unidades en línea antes, podría haber evitado algunos de los problemas de congelación que experimentaron los generadores y podría haber expuesto los problemas operativos a tiempo para implementar correcciones antes de que las unidades se necesiten para satisfacer la demanda de los clientes".
Básicamente, los hallazgos de ese informe parecen coincidir con los resultados del evento de tormenta invernal extrema de 2021. Las sugerencias de ese informe incluyeron 26 recomendaciones para mejorar el rendimiento de la confiabilidad durante un evento climático de invierno extremo. Un requisito específico, destacado de la Recomendación 11, indicó que "NERC concluyó que se lograría un beneficio de confiabilidad al enmendar los Estándares de confiabilidad para requerir que los propietarios/operadores de generadores desarrollen, mantengan e implementen planes para acondicionar para el invierno las plantas y las unidades antes de un clima frío extremo, y así maximizar la producción y la disponibilidad del generador".
Seguimiento de anteriores eventos climáticos de invierno extremos
Tanto el momento (febrero) como el tipo de evento climático extremo en 2011 y 2021 son similares. Sin embargo, en 2021 hubo una pérdida de generación significativamente mayor debido a interrupciones forzadas, así como la cantidad total de unidades que no estaban disponibles debido a interrupciones forzadas. Las desviaciones de frecuencia, como resultado de una demanda que excede la oferta, se volvieron más críticas durante el evento de 2021. Dado que las recomendaciones se desarrollaron después del evento de 2011, la pregunta sigue siendo por qué eventos similares producen resultados similares, aunque debe tenerse en cuenta que el evento de 2021 fue más "extremo" en términos de temperaturas bajas.
Una revisión del estado de las recomendaciones de la reunión de emergencia de ERCOT del 24 febrero de 2021 indica que, aunque se tomaron muchas acciones, el componente de cumplimiento para verificar que los propietarios de la generación climatizaron sus instalaciones parece haber sido insuficiente. Hay aproximadamente 680 unidades generadoras dentro de ERCOT. Según ERCOT, aproximadamente 80 unidades por año se pueden verificar al azar. Eso es un poco más del 10 % anual del número total de unidades. Una posible vulnerabilidad es la necesidad de asistencia adicional de inspección/evaluación para que se puedan realizar verificaciones puntuales más frecuentes, con un seguimiento adicional según sea necesario, para garantizar que se implementen las medidas adecuadas de climatización de acuerdo con las recomendaciones de 2011 de FERC/NERC.
Autoridad de ejecución
Según la diapositiva 17 de la presentación de la reunión de emergencia de ERCOT:
"Los propietarios y operadores de la generación no están obligados a implementar ningún estándar mínimo de climatización ni a realizar una revisión exhaustiva de la vulnerabilidad al clima frío. Ninguna entidad, incluida la PUC o ERCOT, tiene reglas para hacer cumplir los planes de climatización o hacer cumplir los estándares mínimos de climatización".
Como se mencionó anteriormente, ERCOT realiza visitas al sitio para revisar el cumplimiento de los planes de climatización. Sin embargo, según ERCOT, "la única entidad que puede confirmar que una planta está climatizada a cualquier estándar en particular es la entidad propietaria de la planta".
Una revisión de otros sistemas de Operador de Sistema Independiente/Organización de Transmisión Regional (ISO/RTO), como PJM Interconnection, LLC, muestra que existen requisitos formales para las pautas de clima frío junto con una lista de verificación de requisitos proporcionada. El Manual de PJM 14D: Los requisitos operativos del generador, en el apéndice N, proporcionan específicamente una lista de verificación, un enfoque de seguridad y requisitos de capacitación anual. La lista incluye la preparación del personal, las necesidades de personal y la preparación del equipo. La aplicación del cumplimiento incluye sanciones si ciertas medidas no se implementan dentro de los cronogramas especificados.
De acuerdo con los estándares de PJM para la aplicación obligatoria, la Sección 215 de la Ley Federal de Energía requiere que la Organización de Confiabilidad Eléctrica (ERO) desarrolle estándares de confiabilidad obligatorios y exigibles, que están sujetos a la revisión y aprobación de FERC. Los estándares de confiabilidad aprobados por la Comisión se vuelven obligatorios y aplicables en los EE. UU. de acuerdo con el Plan de implementación de NERC asociado con el estándar de confiabilidad, según lo aprobado por la Comisión. De conformidad con la Ley de Política Energética de 2005 (EPAct 2005), el Congreso amplió la función y la jurisdicción de la FERC en virtud de la Ley Federal de Energía (FPA) al agregar una nueva sección 215 relacionada con fiabilidad de la red eléctrica. La sección 215(e) de la FPA autoriza a la Comisión o a una Organización de confiabilidad eléctrica (sujeta a revisión por parte de la FERC) a imponer una multa a un usuario, propietario u operador del sistema de energía a granel por la violación de un estándar de confiabilidad.
Debido a que la red de transmisión que administra el operador del sistema independiente de ERCOT está ubicada únicamente dentro del estado de Texas y no está interconectada sincrónicamente con el resto de los Estados Unidos, la transmisión de energía eléctrica que ocurre completamente dentro de ERCOT no está sujeta a la jurisdicción de la Comisión bajo ciertas secciones de aplicación de la Ley Federal de Energía. La confiabilidad del sistema eléctrico a granel se ha delegado a través de un acuerdo de autoridad delegada entre NERC y Texas RE que asigna autoridad de cumplimiento y ejecución a Texas RE con el fin de garantizar que se mantengan los estándares de confiabilidad de NERC para el sistema eléctrico a granel. Determinar si Texas RE tiene autoridad de cumplimiento y aplicación con respecto a la climatización de las instalaciones de generación requeriría una evaluación más detallada de las representaciones en el acuerdo ERO entre NERC y Texas RE.
ERCOT es un sistema "solo de energía" sin mercado de capacidad. ¿Cuál es la necesidad y el beneficio potencial de un mercado de capacidad? PJM proporciona una buena analogía en su descripción de un mercado de capacidad:
"La capacidad representa un compromiso de entrega de recursos cuando sea necesario, particularmente en caso de una emergencia de la red. Un centro comercial, por ejemplo, construye suficientes espacios de estacionamiento para llenarse en su momento de mayor actividad: el Viernes Negro. Los espacios están ahí cuando se necesitan, pero es posible que no se utilicen durante todo el año. La capacidad, en lo que respecta a la electricidad, significa que hay recursos adecuados en la red para garantizar que la demanda de electricidad se pueda satisfacer en todo momento".
Se ha sugerido que un mercado de capacidad incentiva potencialmente activos de generación adicionales que podrían servir como generación de respaldo adicional durante circunstancias inusuales, como un evento climático extremo. El estado de Texas no ha implementado un mercado de capacidad dentro de ERCOT; más bien, se basa en las reglas del mercado para incentivar la disponibilidad de activos de capacidad adicionales.
Está más allá del alcance de este documento evaluar el proceso de planificación general para agregar generación de firmas o generación de respaldo dentro del territorio de servicio de ERCOT. Hay varias guías y documentos relacionados que son relevantes para la expansión del sistema, incluida la expansión de la generación dentro del área de servicio de ERCOT. Se identifican en la Guía de planificación ERCOT (Guía de planificación), con fecha de enero de 2021. Si hay un conflicto entre la Guía de planificación y los protocolos, cualquier reglamento sustantivo de la Comisión de Servicios Públicos de Texas (PUCT) o los Estándares de Confiabilidad de NERC, entonces prevalecerán tales reglamentos sustantivos de la PUCT, Estándares de confiabilidad de NERC y los protocolos. No está claro en este momento si Texas RE, en nombre de ERCOT y de acuerdo con los requisitos de NERC, puede o ha implementado la aplicación de cumplimiento ya sea en relación o en anticipación a la generación de este u otros eventos climáticos extremos. La climatización y la disponibilidad asociada de generación podrían ser un componente de la resolución de problemas de rendimiento de la red que aseguren el cumplimiento de las pautas operativas específicas de NERC. Parece que los problemas relacionados con la falta de climatización de los activos de generación contribuyeron al desprendimiento de carga significativo asociado con el evento climático de invierno extremo de 2021.
La legislatura de Texas aprobó una ley después del evento climático de 2011 que requirió 1) informes obligatorios de operaciones de emergencia y 2) una revisión independiente por parte de la PUCT. Como parte del informe posterior al evento climático de frío extremo de 2011, el personal de la FERC recomendó que las prácticas de acondicionamiento para el invierno en Texas sean obligatorias y que la legislatura otorgue a la PUCT la autoridad para imponer sanciones por incumplimiento, así como para mantener a la alta gerencia responsable de un activo de generación en particular para revisar y reconocer que sus planes de acondicionamiento para el invierno eran apropiados.
Estándares de cuidado
El estándar de atención generalmente se refiere al deber de un profesional de brindar los servicios que se espera que brinden profesionales similares en circunstancias similares. En el caso de los activos de generación dentro del área de servicio de ERCOT y, lo que es más importante, el desempeño de esos activos durante el evento climático extremo más reciente, existe un estándar de cuidado que se esperaría que un propietario/operador razonable tomara para asegurar que sus instalaciones estaban disponibles. Aún no se ha determinado si esos estándares se cumplieron, pero ciertamente habrá una revisión sustancial sobre si se aplicó un cuidado razonable a la climatización de los activos de generación. De todas las indicaciones actuales, uno de los eslabones débiles en el desempeño general dentro de ERCOT parece estar relacionado con la falta de suficiente climatización de los activos de generación.
Entonces, ¿qué deberían tener en cuenta los estándares razonables de atención relacionados con la climatización de los activos de la red eléctrica y, más específicamente, los activos de generación? De acuerdo con los hallazgos anteriores de la FERC, el estándar de atención razonable incluye, pero no se limita a:
Además, se debe considerar cualquier cambio o modificación durante el ciclo de vida de la instalación, así como la manera en que esos cambios pueden afectar la climatización actual o requerir una climatización adicional.
ERCOT declaró en sus hallazgos iniciales después del evento de 2021 que los propietarios y operadores de generación no están obligados a implementar ningún estándar mínimo de climatización. Sin embargo, esto puede no eximir a los propietarios/operadores de lo que se consideraría un estándar de cuidado razonable, dada la importancia del producto proporcionado y las posibles consecuencias si ese producto no se entrega.
Habrá una serie de evaluaciones de seguimiento detalladas de esta tormenta de invierno para determinar la causa raíz de las fallas del sistema, la posible interrupción contingente del negocio, las vulnerabilidades del sistema y las mejoras necesarias para mitigar el riesgo de eventos futuros.
Con respecto a las mejoras del sistema, una auditoría y evaluación independientes y detalladas de la climatización (es decir, qué funcionó, qué necesita mejorarse, etc.) en todas las instalaciones de generación sería un primer paso importante, especialmente desde la perspectiva de los propietarios y operadores de generación. La revisión crítica periódica del desempeño es un indicador importante para los clientes, accionistas y reguladores de que se están considerando y actualizando estándares razonables de atención según sea necesario. Al autoiniciar este tipo de auditoría detallada de climatización, los propietarios/operadores también estarán frente a los eventuales exámenes regulatorios que sin duda seguirán a tal evento.
Otra consideración importante es el impacto potencial que tuvo esta tormenta de invierno en los criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ESG), de desempeño percibido o real. Los ESG se utilizan para medir la sostenibilidad y el impacto social de una inversión en una empresa o negocio. Esta es una medida particularmente importante para los inversores de capital privado y otros inversores y también tiene un interés creciente para los clientes.
Las preguntas que deben considerarse incluyen aquellas que buscan comprender cómo afectó el desempeño reciente de una instalación o sistema:
Todas estas preguntas y las respuestas asociadas, en última instancia, van directamente al resultado final del desempeño financiero de una empresa. Una evaluación de la materialidad de los programas y atributos ESG después de este evento climático extremo proporcionaría una medida de referencia del impacto potencial de la tormenta, así como una medida de mejora en el futuro.
Tanto las evaluaciones independientes de auditorías de climatización como las evaluaciones de materialidad de los programas y atributos de ESG tendrían un beneficio inmediato y medible para los proveedores de energía y sus clientes.
Queremos agradecer a John Dulude, PE, MBA, Paul Banks, PG y Chris Norris, PMP por aportar sus conocimientos y experiencia, que fueron de gran ayuda en 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. 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.
Paul Banks es vicepresidente ejecutivo sénior y líder de la división de Ciencia y Tecnología en la práctica de Medioambiente, Salud y Seguridad de J.S. Held.Paul tiene 30 años de experiencia en servicios ambientales, incluidos varios puestos directivos para empresas globales. Su experiencia comprobada dentro del servicio ambiental incluye desarrollo organizacional y puestos directivos en todas las prácticas, diseño de sistemas de cumplimiento y gestión, administración de riesgos, evaluación y recuperación de sitios complejos y apoyo en litigios A lo largo de su carrera, Paul ha participado en proyectos nacionales e internacionales para clientes del sector de manufactura, químico, energético, de gas y petróleo y del sector público.
Comuníquese con Paul por correo electrónico a esta dirección: [email protected] o llamando al +1 704 228 8184.
Chris Norris es vicepresidente de 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.
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