Las interrupciones incrementales de generación no planificadas provocadas durante la tormenta invernal Elliot aumentaron a 90.5 GW (significativamente más que los 61.8 GW durante la tormenta invernal Uri en 2021), lo que representa el 13 % de la porción estadounidense de los recursos previstos en la Interconexión del Este.

Ese hallazgo, uno de los muchos detalles inquietantes revelados por la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) y la Corporación de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte (NERC) como parte de su investigación conjunta sobre la devastadora Tormenta de invierno de diciembre de 2022, apunta a una necesidad urgente de revisiones estándar de confiabilidad en climas fríos para los sistemas de energía y gas, sugirieron las entidades el 21 de septiembre. Si bien está previsto que el informe final que profundiza en el evento se publique en su totalidad este otoño, una presentación El jueves por parte del personal de FERC y NERC, junto con personal de las seis entidades regionales de NERC, buscaron desentrañar las complejidades del impacto de la tormenta.

Sugiere que las peores condiciones de la tormenta del 23 al 24 de diciembre de 2022 se produjeron cuando las cargas invernales alcanzaron su punto máximo y los cortes de generación no planificados se dispararon a niveles históricos. Los cortes de generación no planificados durante la tormenta invernal Elliot, ahora la quinta tormenta invernal que afecta la confiabilidad en los EE. UU. en los últimos 11 años, fueron casi un 40% más altos que durante la tormenta invernal Uri, la helada de febrero de 2021 que provocó la pérdida de 68.1 GW de generación en el Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas (ERCOT), Southwest Power Pool (SPP) y el Operador Independiente del Sistema Midcontinent (MISO).

90.5 GW de Interrupciones incrementales de generación no planificadas y coincidentes

Combinados, durante la tormenta invernal Elliot, 1,702 unidades generadoras individuales experimentaron 3,565 interrupciones, reducciones de potencia o fallas en el inicio. De estos, 825 Las unidades, casi la mitad, eran generadores alimentados con gas natural.

FERC y NERC dijeron que el 55% de las interrupciones, disminuciones de potencia y fallas en el arranque de las unidades generadoras fueron causadas principalmente por congelaciones y problemas de combustible. Si bien se estima que el 41% de estos eventos se atribuyen a problemas mecánicos o eléctricos, el equipo conjunto de investigación "descubrió que estaban correlacionados con temperaturas bajo cero". Otro hallazgo clave que destacó el personal es que los generadores que tenían problemas mecánicos/eléctricos "aumentaron con la disminución de la temperatura ambiente".

Mientras tanto, de los generadores que sufrieron “problemas de congelamiento”, casi el 80% ocurrieron a temperaturas ambiente superiores a sus temperaturas mínimas de funcionamiento documentadas. Dicho de manera más cruda, eso significa que “Casi el 80% de las unidades generadoras no funcionaron a temperaturas superiores a sus temperaturas mínimas de funcionamiento documentadas”, subrayaron FERC y NERC.

Las condiciones llevaron a varias autoridades de equilibrio (BA) en todo el este de EE. UU. a declarar emergencias energéticas y, algunas, a reducir carga. En total, se eliminaron 5 GW de carga firme en diferentes momentos. La Autoridad del Valle de Tennessee (TVA) BA fue la más afectada por la crisis, soportando casi ocho horas de deslastre de carga, 3 GW en su peor momento. Los BA de Duke Energy Carolinas (DEC) y Duke Energy Progress (DEP) perdieron tres horas combinadas de carga, un total de 1.9 GW en sus peores puntos. Louisville Gas and Electric–Kentucky Utilities (LGE-KU) BA resistió aproximadamente cuatro horas de deslastre de carga y, en su peor momento, 300 MW.

En el sureste de EE. UU., las BA de Dominion Energy South Carolina (DESC) y South Carolina Public Service Administration/Santee Cooper (SC PSA) experimentaron eventos de deslastre de carga de corta duración pero impactantes de 94 MW y 86 MW, respectivamente. Si bien estos impactos llevaron a PJM, Southern, MISO, SPP e ISO-NE a declarar emergencias energéticas, las entidades se salvaron de un corte de carga firme.

Una crisis flagrante de suministro de gas

La presentación también revela que el paralizante evento de clima frío extremo se desarrolló como dLa producción industrial de gas natural en los 48 estados inferiores cayó a un mínimo de 82.5 mil millones de pies cúbicos (Bcf) el 24 de diciembre.-una disminución del 16% (16.1 Bcf) en comparación con el 21 de diciembre. La infraestructura de producción de gas natural sufrió congelaciones en boca de pozo y congelamientos de equipos, así como malas condiciones de las carreteras. Las instalaciones de procesamiento también sufrieron interrupciones, cortes y problemas operativos, que afectaron los volúmenes de producción. Estos se vieron exacerbados por problemas mecánicos y de congelación, dijo el personal. El congelamiento y los problemas mecánicos en la infraestructura del oleoducto también causaron problemas.

En una declaración del jueves, FERC y NERC subrayaron que Las presiones de los gasoductos “cayeron en gran medida debido a las disminuciones de la producción relacionadas con la congelación en las esquistos Marcellus (23%) y Utica (54%), así como otros problemas relacionados con la congelación de la infraestructura de gas natural y los equipos. Cada informe de investigación sobre climas fríos que ha estudiado la producción de gas natural ha encontrado disminuciones en la producción de gas natural relacionadas con el frío, hasta un 70% en algunos casos”. Mientras tanto, Consolidated Edison, que presta servicios en el área metropolitana de Nueva York, “enfrentó bajas presiones que amenazaban su confiabilidad en sus tuberías de suministro, lo que la obligó a declarar una emergencia y utilizar su propia instalación de gas natural licuado para mantener el servicio”, señalaron.

Esas interrupciones debilitaron el sistema eléctrico. La presentación dice que 63 cortes o reducciones de potencia en unidades de energía de gas natural (una sorprendente cifra de 10 GW) se debieron “a firmes restricciones en el transporte de gas durante el evento”.

Pero, al mismo tiempo, los mayores flujos de transmisión generaron limitaciones, aunque muchas fueron mitigadas por las acciones de los operadores de la red. PJM, por ejemplo, restringió una transferencia de energía a TVA para resolver una restricción en tiempo real el 23 de diciembre. MISO declaró dos emergencias de transmisión local (LTE), una para acceder a capacidad hidroeléctrica adicional.

Un informe "aleccionador" que exige acción

Un revés clave puede haber sido que la mayoría de los BA “subestimaron” la carga el 23 y 24 de diciembre de 2022. “La subestimación de un BA fue de hasta un 11.6% para su pronóstico 'diario' para el 23 de diciembre”, se lee en la presentación. notas. "Las subestimaciones de dos BA fueron de hasta un 5% en sus previsiones diarias para el 24 de diciembre".

La mayoría de estos problemas reflejan los desafíos que estuvieron presentes durante eventos climáticos fríos pasados, dijeron FERC y NERC. En una oracion, El presidente y director ejecutivo de NERC, Jim Robb, calificó el informe de "aleccionador". "Subraya la necesidad de tomar medidas urgentes sobre la interdependencia entre los sistemas eléctrico y de gas natural, incluida la necesidad de una infraestructura de gas y electricidad suficiente y confiable para mantener la confiabilidad energética", dijo.

FERC y NERC recomendaron 11 acciones inmediatas. “El informe afirma que debe haber un seguimiento sólido de cómo la industria está implementando los estándares de confiabilidad actuales en climas fríos para determinar si existen brechas de confiabilidad. Además, NERC debería obtener una revisión técnica independiente de las causas de los cortes de generación mecánica y eléctrica relacionados con el frío para identificar medidas preventivas, lo que incluye determinar si se necesitan estándares de confiabilidad adicionales”, agregaron.

Además, el informe sugiere que el Congreso y los legisladores o reguladores estatales deben establecer reglas de confiabilidad para la infraestructura de gas natural para garantizar la confiabilidad en climas fríos. "Actualmente, ninguna entidad reguladora tiene la tarea de garantizar la confiabilidad de la infraestructura de gas natural de la que depende la red eléctrica", señalaron FERC y NERC.

Para resolver los desafíos de interdependencia de gas y electricidad de larga data, el informe recomienda que la Junta de Normas Energéticas de América del Norte [NAESB] convoque una reunión de operadores de redes eléctricas y de gas y compañías de distribución de gas para identificar mejoras en la comunicación durante eventos de clima frío extremo. (NAESB, en particular, en julio de 2023 emitió un importante informe delineando soluciones para abordar las “debilidades sistémicas” en el nexo entre el gas natural y la red eléctrica). Eso podría "mejorar la conciencia en toda la cadena de suministro de gas natural", dijeron FERC y NERC. "Además, el informe sugiere contratar un grupo de investigación independiente para analizar si se necesita infraestructura de gas adicional para respaldar la confiabilidad de la red y satisfacer las necesidades de las empresas de servicios públicos de gas".

"NERC, las entidades regionales y FERC están totalmente comprometidos a encontrar soluciones colaborativas efectivas en línea con estos hallazgos", dijo Robb. "El informe también reafirma el compromiso igualmente fuerte de NERC de completar el trabajo de Estándares de Confiabilidad para garantizar que la industria esté preparada para climas fríos extremos".

El presidente de la FERC, Willie Phillips, en un comunicado también subrayó que se deben tomar medidas urgentes. "Está muy claro que debemos realizar mejoras importantes en la confiabilidad en climas fríos de los sistemas de red y producción de gas natural y electricidad", dijo. “Lo he dicho repetidamente: alguien (no tiene que ser la FERC) debe tener autoridad para establecer y hacer cumplir los estándares de confiabilidad del gas natural. Y algunas recomendaciones del informe Uri de 2021 aún no se han implementado”.

Phillips suplicó: “Por favor, hazlo. No deberían ser necesarias cinco tormentas invernales en 11 años para mostrarnos la gravedad de la situación en la que nos encontramos”.

-Sonal Patel es editor asociado senior de POWER (@sonalcpatel, @revistaPOWER).