Del 10 al 11 y del 13 al 17 de febrero de 2021, varias tormentas invernales atravesaron Norte América, siendo especialmente intensas en Texas. Se registraron temperaturas que llegaron a los -19˚C (el menor registro de los últimos 72 años).
El 13 de febrero se solicitó la declaración del Estado de Emergencia en Texas ante la inminente llegada de las tormentas. El 14 de febrero el presidente de Estados Unidos aprobó dicha declaración, movilizando fondos y ayudas federales como la FEMA (Agencia Federal de Emergencias). Se enviaron más de 60 unidades de generadores y se dio la orden de no exportar gas natural fuera del Estado.
Debido a las bajas temperaturas, numerosas turbinas eólicas y gaseoductos se congelaron, causando la pérdida de gran parte de los generadores eólicos y el corte de suministro de combustible de las grandes plantas de gas natural.
El 14 de febrero, ERCOT hizo un llamamiento a los consumidores y negocios para que redujeran todo lo posible el consumo eléctrico desde el día 14 hasta el 16 debido a la previsión de récords históricos de demanda invernal y por los problemas asociados a la pérdida de generación. El pico de demanda alcanzó un valor de 69.150 MW el 14 de febrero, 3.200 MW por encima del registro anterior.
El día 15 de febrero dispararon numerosos generadores (10.000 MW en total). Esto, sumado a la indisponibilidad de gran parte de las plantas de gas y generadores eólicos, provocó la declaración de la emergencia energética debido a la indisponibilidad de más de 30.000 MW de generación.
Concretamente, desde el día 9 de febrero, hubo un incremento considerable de la generación asociada a ciclos térmicos alimentados por gas natural y carbón, coincidente con una rápida bajada de la generación eólica.
La menor generación eólica y solar registrada desde el día 15 de febrero coincidió con una pérdida vertical de más de 10.000 MWh de generación de los ciclos térmicos.
ERCOT inició el deslastre rotatorio de cargas desde la 01:25 h del día 15 de febrero para evitar una mayor saturación de la red y el posible fallo de más equipos y la caída de líneas.
El 16 de febrero a las 10:45 h, más del 30% de la demanda total del Estado quedaba sin cubrir.
El 17 de febrero a las 09:00 h, ERCOT informó de que se habían perdido 46.000 MW de generación, de los cuales 28.000 MW correspondían a ciclos térmicos y, el resto, a generación RCR.
La situación se agravó cuando otros estados de Norte América declararon también la emergencia energética y Texas perdió más de 600 MW de importación.
Gravísimas consecuencias
Durante los primeros momentos, los cortes de suministro duraron entre 10 y 40 minutos, pero acabaron alargándose durante más de 48 horas.
En el pico de la demanda, más de 5 millones de personas en Texas no tenían suministro eléctrico, situación que se prolongó durante 3 días.
Desde el 15 de febrero, ERCOT fue recuperando el suministro muy poco a poco. La situación no se normalizó hasta el día 19 de febrero.
La pérdida de generación causó el desacoplamiento de los compresores que impulsan el gas, causando la pérdida de suministro de combustible de otras plantas térmicas.
Los apagones eléctricos dejaron sin suministro a un elevado número de plantas de tratamiento de aguas, afectando a más de 12 millones de personas. Se alertó a la población de que hirvieran el agua antes de consumirlo, y numerosas personas se vieron obligadas a recoger agua del río San Antonio River Walk.
La mayoría de supermercados y tiendas de todo el Estado no pudieron hacer frente a la mayor demanda de alimentos, agravada por la falta de suministro eléctrico, y tuvieron que cerrar.
La imposibilidad de calentar las viviendas a través de la calefacción eléctrica hizo que parte de la población recurriera a métodos más peligrosos para hacerlo, como el arranque de vehículos en interiores, lo que ocasionó más de 300 casos de envenenamiento por inhalación de monóxido de carbono.
Los hospitales pudieron seguir funcionando gracias al arranque de generadores auxiliares.
El mercado eléctrico provocó que el **precio de la electricidad alcanzara un valor de 9.000 $/**MWh, precio límite establecido, y se mantuvo **durante más de 4 días **(la semana anterior se habían mantenido en torno a 30 $/MWh). Algunos consumidores recibieron facturas de 5 días por valor de 5.000 $ y varios retailers quebraron.
El 17 de febrero, **21 personas habían perdido la vida **como consecuencia del temporal. El 19 de febrero, se incrementó **a más de 32 personas **debido al envenenamiento por monóxido de carbono, accidentes de tráfico ante la falta de señalización, incendios en hogares e hipotermia.
Y todo porque en buena parte el sistema eléctrico de Texas está obsoleto.
Las primeras hipótesis culpaban a la **pérdida de generación renovable **del incidente, aunque solo representó un 23% de la pérdida total de generación. Parece que la **pérdida de alimentación de las plantas de gas **fue mucho más relevante.
Sin embargo, **en el año 2011 sucedió algo similar **en Texas, y la Comisión Federal Reguladora de la Energía elaboró un informe pidiendo encarecidamente que se mejorara la infraestructura para hacer frente a las tormentas invernales. ERCOT notificó que algunos generadores habían implementado mejoras, pero al no haberse establecido una regulación al respecto, había quedado sujeto a la voluntariedad.
Por tanto, **parece que la causa del incidente fue la vulnerabilidad de la infraestructura del sistema eléctrico **de Texas.
En otros lugares como El Paso solo hubo un corte de suministro que afectó a 3.000 clientes durante 5 minutos. En esta región, al igual que en Beaumont, se habían invertido millones de dólares en mejorar la infraestructura eléctrica tras los incidentes de 2011.
El resto del sistema eléctrico de Texas sigue siendo un sistema muy vulnerable a los largos períodos de frío extremo.
Varios condados han presentado denuncias alegando que se han ignorado todos los avisos repetidos sobre la debilidad de la infraestructura eléctrica.
Un sistema independiente
Y es que el sistema eléctrico de Texas es especial. Es un sistema independiente separado de la red Oeste y de la red Este de Norte América, con el objetivo de **evitar la supervisión regulatoria federal **del sistema eléctrico de Texas.
Desde el año 2002, Texas ha llevado a cabo la transición hacia un **mercado eléctrico no regulado. **Con el cambio en el mix energético de los últimos años, ERCOT ha modificado los requisitos técnicos exigidos y las reglas de mercado, así como las herramientas analíticas y de monitorización, con el fin de mantener la seguridad del sistema y la eficiencia del mercado, aprovechando al máximo la capacidad de los nuevos recursos.
Los sistemas Western Interconnection y Eastern Interconnection están interconectados por 7 líneas HVDC. Pese a que la red de Texas no está interconectada con la Western Interconnection, no está totalmente aislada, ya que dispone de d**os líneas HVDC con la Eastern Interconnection **(220 MW y 600 MW) y u**na línea HVDC (300 MW) y un tranformador de frecuencia variable (VFT) de 100 MW **con México.
La mayoría de la potencia instalada son centrales térmicas de gas. Desde 2002, la capacidad eólica instalada ha aumentado desde los 100 MW hasta los más de 24.000 MW (junio 2020). Es el estado con la mayor capacidad eólica de Norte América.
El récord de potencia instantánea eólica se registró el 14 de enero de 2021: 22.893 MW. El récord de cobertura de demanda con este tipo de generación data del 30 de enero de 2021, con un valor del **60,4%. **La **capacidad solar **instalada es de **3.854 MW. **Además, cuenta con 225 MW de baterías.
Se espera que, en verano de 2021, la capacidad total instalada alcance un valor de 86.000 MW.
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