Se acerca el invierno y la red estadounidense sigue siendo vulnerable a fallas en las centrales eléctricas ⋆ Michigan Advance

Varias plantas de combustibles fósiles dejaron de funcionar durante las recientes tormentas invernales, ya sea porque sus equipos se congelaron o porque no pudieron conseguir combustible, lo que provocó apagones en algunas regiones. (Foto de Scott Olson/Getty Images)

Desde las tormentas invernales hasta el sofocante calor del verano, existe consenso entre los expertos en que el aumento de las condiciones climáticas extremas, una combinación cambiante de generación eléctrica, los retrasos en la conexión de nuevos proyectos de generación de energía y las dificultades para construir nuevas líneas de transmisión y otras infraestructuras representan un riesgo cada vez mayor para la cuadrícula.

En las audiencias de los comités del Senado de los Estados Unidos, así como en las reuniones de la Comisión Federal Reguladora de Energía, ha habido abundantes advertencias en los últimos meses sobre una próxima crisis de confiabilidad.

Gran parte del debate se ha centrado en lo que el senador estadounidense John Barrasso, republicano por Wyoming, caracterizó en una audiencia el mes pasado como “políticas imprudentes” destinadas a limitar la contaminación de las centrales eléctricas existentes, retirar las instalaciones de generación de combustibles fósiles más antiguas y acelerar la transición a sistemas más limpios. fuentes de energía para mitigar las consecuencias del cambio climático.

Pero ha habido menos ruido y furia sobre uno de los factores más importantes en los recientes apagones climáticos severos, como los ocurridos en partes del sur durante la tormenta invernal Elliott, cuando un gran número de plantas de combustibles fósiles, en particular las que funcionan con gas natural, quedaron fuera de línea debido a equipo de congelación, incapacidad para asegurar el combustible y otras fallas.

"La amenaza abrumadora a la confiabilidad en este momento es que las plantas fósiles no funcionan en el invierno", dijo Tom Rutigliano, defensor principal del programa FERC Sostenible del Consejo de Defensa de Recursos Naturales.

Y aunque la FERC aprobó nuevas normas de preparación para el invierno para las centrales eléctricas en febrero, un comisionado dijo rotundamente que no van lo suficientemente lejos y señaló que no serán aplicables hasta 2027.

El invierno puede parecer lejano en este momento, ya que gran parte del país está sufriendo una dura ola de calor, pero a medida que se acerca, la red sigue siendo muy vulnerable a tormentas severas como Elliott y la tormenta invernal Uri, que causaron un colapso catastrófico del sistema. Red eléctrica de Texas en 2021 que mató a unas 246 personas.

"En realidad, nada ha cambiado fundamentalmente desde el invierno pasado", dijo Michael Goggin, vicepresidente de Grid Strategies, una firma consultora centrada en la integración de energías limpias. "Es sólo una cuestión de si tenemos suerte y evitamos otra ola de frío".

Implemente estas recomendaciones ahora. Ahora mismo. Sabemos, para tomar prestada una frase, que se acerca el invierno. Alistemonos. Detengamos esto. Podemos hacer esto.

– Willie Phillips, presidente de la Comisión Federal Reguladora de Energía

Durante Elliott, que provocó una rápida caída de las temperaturas en muchas partes del país durante el fin de semana de Navidad, la Autoridad del Valle de Tennessee instituyó apagones continuos, que proporciona electricidad a 153 compañías eléctricas locales que prestan servicios a 10 millones de personas en Tennessee y partes de seis estados circundantes. Duke Energy en las Carolinas y varias empresas de servicios públicos en Kentucky, cortando el suministro eléctrico a cientos de miles de clientes.

PJM, la organización de transmisión regional más grande del país, que coordina el flujo eléctrico para 65 millones de personas en partes de 13 estados y el Distrito de Columbia, instó a sus clientes a reducir el uso y evitó apagones a pesar de perder alrededor de 47.000 megavatios de capacidad.

TVA dijo que 38 de sus 232 unidades generadoras se vieron “impactadas negativamente, principalmente debido a que la instrumentación se congeló” durante la tormenta, dejando fuera de servicio miles de megavatios de energía a medida que la demanda aumentaba a niveles históricos.

En el territorio de Duke Energy en las Carolinas,la compañía perdió alrededor de 1.300 megavatios de producción de energía, principalmente de carbón y gas (aunque ninguna planta falló por completo) debido a problemas de instrumentación debido al frío y a las importaciones de energía de fuera del estado que no se materializaron. dijo un portavoz de la empresa. Los problemas de Duke amenazaron la confiabilidad general de la red eléctrica más amplia que sirve a más de la mitad del país, llamada Interconexión del Este.

En PJM, las centrales de gas representaron el 70% de los cortes. "La mayoría de los cortes fueron causados ​​por fallas en el equipo probablemente como resultado del frío extremo, aunque problemas más amplios de disponibilidad de gas también contribuyeron a los cortes", escribió el personal de PJM en un informe publicado el 17 de julio.

"Se ha hablado mucho de que debemos preservar la combinación de recursos actual, que en PJM se compone predominantemente de gas natural, carbón y recursos nucleares", dijo Greg Poulous, director ejecutivo de Consumer Advocates for PJM States, en un foro de la FERC. en el mercado de capacidad de PJM el mes pasado. “Sin embargo, todavía no he oído a nadie decir que es aceptable que el 20% de los recursos de carbón y el 23% de los recursos de gas natural no funcionen durante la tormenta invernal Elliott. Eso parece perderse en todo esto”.

En un procedimiento separado sobre una investigación sobre lo que salió mal durante Elliott, el presidente de la FERC, Willie Phillips, señaló que el clima extremo se ha vuelto más común.

"Esta es la quinta tormenta invernal que hemos tenido en los últimos 11 años", dijo Phillips. "Así que lo que parecía haber sido un evento único en una generación ahora ocurre cada dos años".

Según una presentación del personal de la FERC, más de 70.000 megavatios de generación de energía se desconectaron en todo el país durante la tormenta, y por razones sorprendentemente similares a las de las tormentas invernales de 2011, 2014, 2018 y 2021.

"Estamos descubriendo que los cortes no planificados de unidades generadoras siguen siendo el principal desafío que se observa en todos estos eventos", dijo Heather Polzin, quien trabaja en la Oficina de Control de la FERC.

Tanto la FERC como la North American Electric Reliability Corporation, encargada por ley federal de establecer y hacer cumplir los estándares de confiabilidad para el sistema eléctrico de América del Norte, han instado repetidamente a los generadores de energía a realizar las actualizaciones necesarias para mejorar el rendimiento durante condiciones climáticas severas.

"Implemente estas recomendaciones ahora", dijo Phillips. "Ahora mismo. Sabemos, para tomar prestada una frase, que se acerca el invierno. Alistemonos. Detengamos esto. Podemos hacer esto."

Pero ha habido cierta resistencia, particularmente por parte de los productores de energía independientes que venden su electricidad en el mercado abierto.

La Asociación de Suministro de Energía Eléctrica, un grupo comercial para generadores de energía competitivos, presentó una solicitud para una nueva audiencia sobre los nuevos estándares de preparación para el invierno aprobados por la FERC, argumentando que los estándares carecían de un mecanismo de recuperación de costos y que sus miembros podrían verse en desventaja competitiva. Las empresas de servicios públicos integradas verticalmente, que generalmente son responsables de generar, transmitir y distribuir electricidad en un territorio determinado, pueden simplemente traspasar los costos de las mejoras de preparación para el invierno a sus contribuyentes, dijo la asociación.

“Los propietarios de generación competitivos carecen de oportunidades similares”, argumentó EPSA, señalando que algunas centrales eléctricas también quedarán exentas de las nuevas reglas (por razones técnicas, comerciales u operativas). “La orden del 16 de febrero no sólo no prestó especial atención a este tema, sino que no le prestó ninguna atención”.

La FERC denegó la solicitud de otra audiencia.

"En la medida en que los generadores competitivos crean que sus tarifas actuales no ofrecen una oportunidad de recuperar los costos... pueden presentar las presentaciones apropiadas", escribió la comisión.

Entonces, si una de las principales causas de los apagones en condiciones climáticas severas son las fallas en las plantas de energía, ¿por qué los reguladores federales no pueden simplemente obligarlos a realizar rápidamente las actualizaciones necesarias para mejorar el desempeño en climas fríos?

No es tan simple, dijo Jim Robb, presidente y director ejecutivo de NERC.

“En todos los estándares que hemos aprobado, particularmente si requieren un cambio en las prácticas operativas o inversión de capital, hay que darle al sector algo de tiempo para responder a eso, por lo que hay un retraso desde que se aprueba el estándar hasta que es ejecutable”, dijo Robb en una entrevista con States Newsroom. "En el medio, saltamos arriba y abajo y tratamos de promover acciones tempranas lo más rápido que podamos".

El otro dilema para los reguladores, en un momento en que existe una preocupación generalizada por el ritmo de los retiros de las centrales eléctricas, es lograr un mejor rendimiento de esas unidades sin provocar su cierre.

“No queremos provocar un evento que jubilaría prematuramente a ninguna generación. … Todo lo que constituye la columna vertebral de la red eléctrica está bajo presión económica y debido a otras acciones regulatorias. Nuestro objetivo no es agravar eso”, dijo Robb.

Añadió que preparar las plantas para el invierno en el Sur puede ser particularmente desafiante, ya que deben poder operar tanto en calor como en frío extremos.

"Al mismo tiempo, queremos dejar claro que estas plantas deben poder funcionar en el tipo de condiciones que hemos visto cinco veces en los últimos 11 años, tres veces en los últimos cinco y cada uno de los dos últimos inviernos. ," él dijo. "Eso se está convirtiendo en la norma y tiene que convertirse en un argumento mucho más importante para la planificación de la red".

Señaló que la FERC está ordenando a su organización que examine de nuevo las excepciones relacionadas con la viabilidad técnica en las nuevas reglas que permitirían a las plantas de energía evitar realizar las actualizaciones. Sin embargo, cuando entren en vigor, Robb dijo que NERC cree que los nuevos estándares evitarán los tipos de fallas en las plantas de energía observadas durante Uri y Elliott.

"Es un problema difícil de resolver, pero la FERC regresó y dijo que queríamos un lenguaje más estricto al respecto", dijo Robb. "No estoy en desacuerdo con ellos en absoluto".

Aunque actualmente se considera que Estados Unidos se encuentra en medio de una gran transición eléctrica (de los combustibles fósiles a las energías renovables), en realidad se encuentra al final de una transición anterior (del carbón al gas) que no ha sido plenamente tenida en cuenta desde hace mucho tiempo. perspectiva de confiabilidad, según algunos expertos en redes, como Rutigliano del NRDC.

El gas natural se ha convertido en una parte crucial del mix de generación eléctrica. El carbón cayó del 52% de la generación de energía estadounidense en 1990 al 18% en 2022, mientras que el gas subió del 12% al 40% durante ese tiempo. Eso ha hecho que la red eléctrica sea mucho más vulnerable a los cortes de las plantas de gas, que dependen del suministro de gasoductos y normalmente no tienen combustible en el lugar como las plantas de carbón o de energía nuclear.

"El gas natural ha fallado a un ritmo desproporcionadamente alto", dijo Rutigliano.

Aunque durante condiciones climáticas adversas muchas centrales eléctricas de gas fallaron debido al equipo de congelación, otras no pudieron funcionar porque no pudieron conseguir combustible.

"Donde no hemos visto mucho progreso es en garantizar que el suministro de combustible se consolide", dijo Devin Hartman, director de política energética y ambiental del R Street Institute, un grupo de expertos de Washington centrado en soluciones políticas. “Realmente también tenemos que hablar sobre reformas en la industria del gas. Hay una cantidad limitada de jugo que podemos exprimir de este limón sólo en el lado eléctrico”.

Pero dado que algunos proyectan que el gas será parte de la combinación de generación eléctrica de EE. UU. en el futuro previsible, es crucial asegurarse de que pueda funcionar cuando sea necesario. Nos guste o no, eso significa más inversión en infraestructura de gas, dijo Robb, incluso cuando tecnologías como el almacenamiento en baterías se utilizan más ampliamente.

"Tenemos como cinco gigavatios de baterías en California en este momento, lo cual es espectacular", dijo Robb. “Esa es una tonelada de baterías. Es una gota en el océano en comparación con lo que en última instancia necesitaría si no tuviera gas natural en el sistema. …Las baterías que tenemos están haciendo muchas cosas realmente maravillosas, simplemente no son todo lo que necesitamos que hagan y probablemente tampoco sean capaces de hacerlo”.

Hartman dijo que es hora de tener una “conversación sobre inversiones prudentes en la industria del gas” para que pueda funcionar cuando sea necesario, como durante condiciones climáticas severas.

"Para ser totalmente sincero, el gas natural va a desempeñar un papel muy importante en la combinación de combustibles eléctricos durante al menos un par de décadas", afirmó.

Un documento de 2019 preparado para el Consejo Estadounidense del Petróleo señaló que, si bien las plantas de energía de gas natural se habían convertido en los mayores usuarios del sistema de gasoductos interestatales, “las plantas de energía, particularmente aquellas en los competitivos mercados mayoristas de electricidad regionales que cubren la mayor parte del país, son reacias a contrato de transporte firme.” Los contratos en firme son aquellos que no pueden interrumpirse excepto "bajo circunstancias imprevisibles", según la Administración de Información Energética de EE. UU.

La industria del gas está diseñada, operada e incentivada principalmente para servir a lo que Robb llamó sus “clientes principales”, compañías locales de distribución de gas, no plantas de energía.

“Los problemas de coordinación entre el gas y la electricidad son realmente muy, muy importantes y también muy difíciles de resolver. De lo contrario, se resolverían”, afirmó Robb. "Así que tenemos que descubrir cómo hacer que esa interfaz funcione de una manera que no funciona ahora porque la falla en la generación de gas natural ha sido el tema común en cada uno de los cinco principales eventos invernales que hemos estudiado".

Sin embargo, la Junta de Normas Energéticas de América del Norte ha trabajado durante aproximadamente un año y medio en una lista de recomendaciones para mejorar la coordinación entre la industria del gas y la energía eléctrica, dijo. Sin embargo, no serían vinculantes.

El gas natural ha fracasado a un ritmo desproporcionadamente alto.

– Tom Rutigliano, defensor principal del programa FERC Sostenible del Consejo de Defensa de los Recursos Naturales

Si bien los nuevos estándares para plantas de energía aprobados por los reguladores federales no serán aplicables hasta 2027, eso no significa que los estados y las entidades regionales que coordinan el flujo eléctrico en gran parte del país sean ineficaces.

PJM propone cambios en su mercado de capacidad, que se creó para garantizar que los generadores de energía proporcionen suficiente capacidad de generación eléctrica para satisfacer la demanda cuando la red está bajo estrés, como durante el calor severo del verano o el clima gélido del invierno. Pero existe una preocupación generalizada de que el sistema de incentivos y sanciones para lograr que los generadores aparezcan cuando se los necesita no esté funcionando.

En Carolina del Norte, los reguladores de la Comisión de Servicios Públicos están revisando las fallas de Duke Energy durante Elliott. "Siempre trabajamos para mejorar cada incidente y hemos estado aplicando las lecciones aprendidas de ese evento para mejorar las operaciones de nuestras plantas durante condiciones extremas", dijo el portavoz de Duke, Jeff Brooks..

TVA dijo que ha realizado más de 250 actualizaciones de equipos para protegerse contra fallas repetidas. Los reguladores de Kentucky han planteado la posibilidad de multar a una empresa de servicios públicos relacionada con su intento de recuperar de los contribuyentes el costo de la energía de emergencia comprada durante Elliott, sosteniendo que debería haber hecho una mejor planificación.

"Nuestros estándares, nuestra misión y nuestros estatutos son evitar cortes en cascada a gran escala", dijo Robb, director ejecutivo de NERC, y agregó que los estados podrían y deberían verificar los contratos de combustible de los servicios públicos, la seguridad de las subestaciones y si tienen suficiente generación de energía disponible. entre otras cuestiones. “Los estados tienen la responsabilidad de garantizar que sus clientes tengan energía cuando la necesiten. … Los Estados siempre pueden ir más allá de lo que prescribimos.”

Para algunos, también existe una amplia necesidad de promover una mayor “respuesta a la demanda”, es decir, la capacidad de reducir la demanda eléctrica para algunos clientes no esenciales durante condiciones climáticas severas. Hartman, del R Street Institute, dijo que en Austin durante la mortal tormenta invernal Uri, “manteníamos iluminados los edificios de oficinas vacíos del centro mientras la gente en otras partes de la ciudad se quedaba sin electricidad”.

También hay llamados a una mejor planificación y “acreditación” de las diferentes fortalezas y debilidades de las plantas generadoras, para que los operadores de la red no se vean tan sorprendidos.

“Si PJM cuenta con que las plantas de gas estén disponibles en poco tiempo (su tan cacareada flexibilidad), entonces deberían estarlo. Y deberían pagar lo que necesitan para estar disponibles si han asumido el compromiso de capacidad”, dijo Casey Roberts, abogado del Sierra Club, en una reunión de la FERC sobre el mercado de capacidad de PJM el mes pasado. Los generadores de energía, a su vez, dicen que necesitan más dinero de los mercados energéticos como PJM para garantizar que puedan obtener gas y estar listos cuando sea necesario.

Para algunos observadores de la red eléctrica, todavía hay mucho que el gobierno federal puede hacer. Por ejemplo, la FERC ha estado considerando si debería imponer un requisito de transferencia interregional (una cierta cantidad de electricidad que puede moverse entre sistemas regionales) para mejorar la confiabilidad eléctrica. Sus defensores lo describen como la creación de una cuadrícula más grande que el clima.

"Poder traer energía desde otra región es una póliza de seguro contra todos estos eventos", dijo Goggin.

por Robert Zullo, Avance de Michigan 2 de agosto de 2023

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Robert Zullo es un reportero nacional de energía con sede en el sur de Illinois que se centra en las energías renovables y la red eléctrica. Robert se unió a States Newsroom en 2018 como editor fundador de Virginia Mercury. Antes de eso, pasó 13 años como reportero y editor en periódicos de Virginia, Nueva Jersey, Pensilvania y Luisiana. Tiene una licenciatura del College of William and Mary en Williamsburg, Virginia. Creció en Miami, Florida, y en el centro de Nueva Jersey.