IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2023 - 85

sistemas en la sala de control del Consejo de Confiabilidad
Eléctrica de Texas (ERCOT, por sus siglas en inglés) se
enfrentaron a un preocupante desbalance entre la generación
y la carga en el Sistema Interconectado de Texas. La demanda
llegó a un nuevo nivel máximo de invierno de 69.222 MW,
mientras que la capacidad de generación disponible disminuyó.
A las 1:23 a.m. del 15 de febrero de 2021, cuando la
frecuencia rondaba sobre 59.9 Hz, el ERCOT emitió la primera
de varias órdenes de alivio de carga. En los siguientes
32 minutos, la frecuencia aumentó brevemente, luego cayó
de forma precipitada a 59.302 Hz, estando cuatro minutos
completos bajo 59.4 Hz antes de volver a subir. Una frecuencia
inferior a 59.4 Hz durante nueve minutos o más es el
umbral para el disparo de los generadores en el sistema del
ERCOT. Para las 1:55 a.m., el ERCOT había ordenado el
alivio de un total de 8,500 MW de carga y otros 2,000 MW
cinco minutos después. La figura 2 ilustra el desarrollo de
la crisis. Este evento marcó el inicio de varios días fríos y
oscuros para los clientes de servicios eléctricos de Texas.
Algunas causas inmediatas de las interrupciones del
suministro eléctrico durante la tormenta invernal Uri fueron
las siguientes:
1) temperaturas extremadamente frías en un área amplia
que duraron más de lo registrado históricamente
2) pérdida de cada tipo de generación debido a los congelamientos
o a la falta de combustible
3) falta de gas natural para abastecer las centrales eléctricas
debido a los congelamientos o a la falta de electricidad
4)
demanda excepcionalmente
alta de energía (por el frío
extremo).
Como consecuencia, el ERCOT
exigió restricciones para evitar un
colapso de la red.
Una visión más amplia de la
electrificación en Texas sugiere a
este autor que los enfoques normativos,
las deficiencias en el
liderazgo y la falta de imaginación
contribuyeron a las interrupciones
del suministro eléctrico de febrero
de 2021. El competitivo mercado
mayorista exclusivamente de energía
del estado ofrece recompensas
generosas a quienes inviertan en
operaciones adicionales, como la
preparación para el invierno. Los
generadores consideran el verano
como la temporada para recuperar
las inversiones, cuando el calor
extremo genera una demanda
máxima. Con un enfoque público
en el calentamiento global y el
hecho de que se presente un clima
mayo/junio 2023
Ubicación/tipo
Noreste/en cascada
Noreste/en cascada
Año
2003
1965
Pensilvania/Nueva Jersey/Maryland/en cascada 1967
Estado de Nueva York/en cascada
Noreste/huracán Sandy
Oeste no costero/en cascada
Sureste/huracán Isaías
Noreste y Quebec/erupción solar/en cascada
California/en cascada
Costa este/huracán Irene
Suroeste de California, Nuevo México/en
cascada
Texas y estados cercanos/controlado
1977
2012
1996
2020
1989
1982
2011
2011
2021
Fecha
14 de agosto
9 de
noviembre
5 de junio
13 de julio
de frío extremo solo de manera ocasional en Texas, parecía
que la alta demanda de invierno rara vez aumentaría. En la
última década, pocos generadores han preparado sus instalaciones
para el invierno. Del mismo modo, la industria
intraestatal de gas natural tenía pocos requerimientos normativos
o incentivos para preparar la infraestructura para el frío
extremo. Por otra parte, la Comisión de Servicios Públicos
de Texas regula la industria de la energía dentro del estado,
mientras que la Comisión de Ferrocarriles de Texas (que no
tiene nada que ver con trenes) regula la industria del gas.
Antes del año 2021, no existía un requerimiento legal
para la coordinación entre estas entidades y sus sistemas de
energía interrelacionados. En último término, se podría argumentar
que en sus preparaciones para la temporada de frío,
los planificadores del ERCOT no lograron incorporar experiencias
de la peor tormenta invernal de la historia reciente
(acontecida en 2011) a la hora de estimar qué tan frío podría
ser febrero y qué tanto podría afectar esto a la red estatal.
Tras la tormenta invernal, un conjunto de agencias gubernamentales
de todos los niveles, investigadores del ámbito
académico y expertos de la industria de la energía analizaron
las interrupciones eléctricas, ofrecieron explicaciones granulares
de cada momento en la línea temporal de eventos y
propusieron soluciones desde lo técnico hasta lo normativo.
La legislatura de Texas aprobó nuevas leyes que abordaban
algunas de las causas inmediatas y a largo plazo de las interrupciones.
Las demandas se abren paso por los tribunales.
Los texanos, junto con otros habitantes de todo el país, se
preguntan cuándo deben esperar el siguiente apagón.
tabla 1. Las 12 mayores interrupciones del suministro eléctrico
de América del Norte desde 1965.
Cantidad
de clientes
afectados
50,000,000
30,000,000
13,000,000
9,000,000
29 de octubre 8,200,000
10 de agosto
3 de agosto
7,500,000
6,400,000
13 de marzo 5,800,000
22 de
5,000,000
diciembre
27 de agosto
8 de
septiembre
15 de febrero 4,800,000
Fuentes: https://www.energy.gov/; DOE, 2003; Hines et al.; https://www.wikipedia.org/.
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https://www.energy.gov/ https://www.wikipedia.org/
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