Situación de la Red Eléctrica de Texas en 2023

Last Updated on julio 16, 2023 by Mary Pressler

La Red Eléctrica de Texas está Preparada para el Calor del Verano

ERCOT publica cada año cuatro Evaluaciones Estacionales de Adecuación de Recursos (SARA), en las que analiza si la red está preparada para la siguiente estación. Como era de esperar, el verano es la estación más crítica, ya que la red debe ser capaz de alimentar miles de aparatos de aire acondicionado en hogares y empresas.

ERCOT publicó la Evaluación Estacional Verano 2023 el 3 de Mayo. La conclusión es que la red tiene capacidad de generación suficiente para evitar apagones en Junio y Septiembre de 2023, en condiciones meteorológicas típicas de verano.

El informe prevé una demanda punta récord de 82,739 MW.
Si se añaden las grandes cargas flexibles, como las instalaciones de minería de criptomonedas (1,105 MW), y se resta la generación distribuida (432 MW), la previsión de demanda máxima ajustada es de 83,412 MW.

Sin embargo, la red de ERCOT tiene acceso a 96,988 MW de capacidad en condiciones normales, y a otros 4,577 MW de recursos de emergencia.

El último informe de ERCOT incluye 688 MW de generación con combustibles fósiles y 372 MW de capacidad solar fotovoltaica previstos para Julio de 2023. ERCOT también tiene acceso a 3.544 MW de capacidad de almacenamiento en baterías, y se espera que 447 MW estén disponibles para su despacho durante las horas de máxima carga.

La red ERCOT tiene un margen de reserva del 23% en 2023, lo que representa una mejora respecto a 2021 (15,7%) y 2022 (22,8%). La previsión para los próximos cinco años es favorable, ya que las nuevas centrales eléctricas cuya construcción está prevista seguirán mejorando el margen de reserva:

Año	Previsión de Demanda	Capacidad Prevista	Margen de Reserva de Planificación
2024	81,643 MW	109,207 MW	33.8% (27,564 MW)
2025	83,058 MW	119,593 MW	44.0% (36,535 MW)
2026	84,449 MW	121,570 MW	44.0% (37,121 MW)
2027	85,836 MW	121,873 MW	42.0% (36,037 MW)
2028	86,408 MW	121,873 MW	41.0% (35,465 MW)

NOTA: Las cifras de esta tabla cambiarán con las previsiones actualizadas de ERCOT.

En Julio de 2022, la demanda eléctrica en la región ERCOT superó los 80.000 MW por primera vez en la historia. Los 83,412 MW previstos para el verano de 2023 representarían un nuevo récord.

Según la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica (NOAA), en 2023 se registraron el segundo marzo y el cuarto abril más cálidos de la historia. Hay un 93% de probabilidades de que este año se sitúe entre los cinco más cálidos hasta la fecha. Los operadores de la red eléctrica deben estar preparados para una elevada carga de aire acondicionado cuando lleguen los meses más calurosos.

¿Tiene ERCOT un Programa de Apagones Continuados?

Las redes eléctricas utilizan los apagones continuos como medida de emergencia cuando ya no pueden satisfacer la demanda de electricidad. Dado que estas emergencias son impredecibles, ERCOT no tiene un calendario de apagones continuos.

ERCOT utiliza el sistema de Alerta de Emergencia Energética (EEA) para informar del estado actual de la red. En condiciones de emergencia, el sistema EEA también se utiliza para decidir si son necesarios los apagones continuos. El sistema utiliza cuatro niveles de alerta de gravedad creciente:

Estado de la red ERCOT	Color de Alerta	Descripción
Condiciones Normales	Verde	La red funciona normalmente con un margen de reserva de más de 3,000 MW.
Alerta de Conservación	Amarillo	El margen de explotación ha caído por debajo de 3,000 y ERCOT pide a los consumidores que conserven energía.
Nivel de Alerta de Emergencia Energética 1 (EEA1)	Naranja	El margen operativo ha caído por debajo de los 2,300 MW. ERCOT utilizará todas las fuentes de energía disponibles, como las interconexiones con redes vecinas.
Nivel de Alerta de Emergencia Energética 2 (EEA2)	Rojo	El margen operativo ha caído por debajo de 1,750 MW. ERCOT desconectará a los grandes consumidores que hayan aceptado ser desconectados durante las emergencias, pero aún no se aplican los apagones rotatorios.
Nivel de Alerta de Emergencia Energética 3 (EEA3)	Negro	El margen operativo ha caído por debajo de 1,000 MW y ERCOT recurre a los apagones rotatorios. Las empresas de transporte reciben instrucciones para desconectar cargas a su discreción.

Existe un mayor riesgo de alertas de emergencia energética entre las 18:00 y las 20:00 horas, y el riesgo máximo se da a las 19:00 horas.

Cuando se publicó la Evaluación Estacional del Verano 2023 el 3 de Mayo, ERCOT no había informado de la probabilidad de eventos EEA1.
Sin embargo, la North American Electric Reliability Corporation (NERC) también realiza evaluaciones de la red eléctrica, y estimó que ERCOT tiene un riesgo del 4% de EEE1 en el verano de 2023.

Esto representa una mejora con respecto a 2021 y 2022, cuando el riesgo de eventos de emergencia energética era del 12% y el 6% respectivamente.

Los apagones rodantes también se denominan cortes rotatorios, y son interrupciones controladas del servicio eléctrico que normalmente duran entre 10 y 45 minutos. Estos apagones se denominan “rodantes” o “rotatorios” porque se desconectan diferentes partes de la red por turnos para reducir el consumo.

Evaluación de la Red Eléctrica de ERCOT: Situaciones de Riesgo para el Verano de 2023

La evaluación estacional de ERCOT para junio-septiembre de 2023 considera condiciones de funcionamiento normales y seis escenarios de riesgo. Según sus previsiones, la red tiene capacidad suficiente para evitar apagones en el escenario normal y en cinco de los seis escenarios de riesgo.

Los apagones continuos sólo serían necesarios en el escenario más pesimista, que tiene muy pocas probabilidades de producirse: una ola de calor extremo que produzca una gran demanda de electricidad, combinada con múltiples paradas de las centrales y una baja productividad de los aerogeneradores.

La tabla siguiente resume los siete escenarios considerados en el Informe SARA Verano 2023, y la capacidad de reserva necesaria en cada caso.

La capacidad de reserva disponible en condiciones normales es de 13,576 MW.
ERCOT puede desplegar 4,577 MW adicionales para condiciones de emergencia.
Sumando las reservas normales y de emergencia, ERCOT puede acceder a 18,153 MW.

Situación de Riesgo Condiciones de la Red

Capacidad de Reserva Necesaria

Evaluación de Riesgos ERCOT

1) ESCENARIO BASE

Pico de carga previsto

Interrupciones imprevistas típicas

Eólica y solar típicas

5,034 MW

Inferior a 13,576 MW

La red ERCOT funciona con normalidad

2) Picos de carga elevados

Interrupciones imprevistas típicas

Eólica y solar típicas

8,423 MW

Inferior a 13,576 MW

La red ERCOT funciona con normalidad

3) Picos de carga previstos

Altas interrupciones imprevistas

Eólica y solar típicas

8,423 MW

Inferior a 13,576 MW

La red ERCOT funciona con normalidad

4) Pico de carga previsto

Interrupciones imprevistas típicas

Viento y energía solar bajos

15,940 MW

Superior a 13.576 MW (reserva normal)

Inferior a 18.153 MW (reserva de emergencia)

Riesgo de nivel 1 del EEE, pero aún no hay apagones

5) Picos de carga extremos

Interrupciones imprevistas típicas

Eólica y solar típicas

10,148 MW

Inferior a 13,576 MW

La red ERCOT funciona con normalidad

6) Picos de carga extremos

Interrupciones imprevistas extremas

Eólica y solar típicas

16,321 MW

Superior a 13,576 MW (reserva normal)

Inferior a 18,153 MW (reserva de emergencia)

Riesgo de nivel 1 del EEE, pero aún no hay apagones

7) Picos de carga elevados

Interrupciones imprevistas extremas

Viento extremadamente bajo

24,962 MW

Más de 18,153 MW (reserva de emergencia)

Riesgo de nivel 3 del EEE y de apagones continuos

Sólo hay un escenario en el que Texas sufriría apagones continuos (EEA3), y sólo ocurre con una combinación de condiciones extremas:

Picos de carga elevados
Apagones imprevistos extremos
Viento extremadamente bajo

Este escenario tiene un riesgo muy bajo de producirse, ya que requeriría una ola de calor extrema combinada con vientos bajos.

Hay dos escenarios en los que ERCOT alcanza el Nivel 1 de Emergencia Energética, pero los apagones pueden evitarse utilizando la capacidad de emergencia de 4,577 MW.

Evaluación de la Fiabilidad del NERC para el Verano de 2023: Región ERCOT

El NERC también publica evaluaciones estacionales de la red eléctrica, que cubren EE.UU. y Canadá. Las evaluaciones del NERC de la red eléctrica de Texas suelen ser menos optimistas que las publicadas por ERCOT. Sin embargo, el NERC coincide en que ERCOT ha mejorado su fiabilidad en 2023.

NERC también informó de un margen de reserva del 23% para la región de ERCOT, muy superior a su recomendación mínima del 13.75%. Su informe también identifica dos mejoras importantes que están ayudando a la red de Texas:

La adición de más de 4.000 MW de capacidad solar fotovoltaica desde el verano de 2022.
3.380 MW de reducción de carga acumulada con programas de respuesta a la demanda.

A pesar de su valoración positiva, NERC identifica factores de riesgo que pueden llevar la red al límite si se combinan:

Picos extremos de demanda durante las olas de calor
Vientos escasos
Altas tasas de interrupción en las centrales térmicas

Un escenario desfavorable es más probable si el Estado de la Estrella Solitaria sufre una sequía prolongada o una ola de calor extrema. El calor aumenta el consumo de electricidad de los aparatos de aire acondicionado, pero también el riesgo de averías en las centrales eléctricas, ¡justo cuando la red necesita más energía!

Las evaluaciones de verano del NERC en 2022 y 2023 han sido mucho más favorables en comparación con 2021. Texas se había visto afectado por la tormenta invernal Uri en febrero de 2021, y se produjeron importantes apagones en todo el estado. Por aquel entonces, el NERC estaba preocupado por un escenario similar en verano.

¿Tendrá Texas Apagones Continuados en el Verano de 2023?

NERC y ERCOT coinciden en que Texas tiene suficiente capacidad de generación para cubrir la demanda en el verano de 2023, con un margen de reserva del 23%. En condiciones normales de verano y en la mayoría de los escenarios de riesgo considerados, no debería haber apagones continuos en Texas.

Sin embargo, NERC y ERCOT también coinciden en que las olas de calor extremo son un factor de riesgo que no debe ignorarse, especialmente si se combinan con vientos flojos. Utilizando datos del Departamento de Energía de EE.UU., Climate Central determinó que los apagones relacionados con el clima aumentaron un 67% entre 2000 y 2020.

Los propietarios de viviendas y las empresas pueden utilizar medidas de eficiencia energética para reducir su carga eléctrica. A gran escala, la eficiencia energética puede reducir la carga de trabajo de la red y disminuir el riesgo de apagones. Retrasar el termostato entre 7 y 10°F es una medida sencilla y eficaz: ¡se puede ahorrar hasta un 10% en costes de aire acondicionado!