Le temperature estreme registrate in Texas hanno messo a dura prova il sistema elettrico e le strategie di emergenza pianificate dall’operatore Ercot. Già nel 2011 lo Stato aveva registrato un caso analogo. Tuttavia, da allora, il mix di generazione è stato modificato per lasciare più spazio a gas naturale e rinnovabili. Dopo aver analizzato ‘il nodo del gas naturale’ in un precedente post, qui osserviamo la crisi con gli occhi dei protagonisti, provando a ricostruire le ragioni e le reazioni di un sistema impreparato a una crisi di questa portata
Lo Stato del Texas conta una popolazione di 29 milioni di abitanti distribuita su una superficie che è circa il doppio di quella italiana. La gestione del sistema elettrico da parte di Ercot interessa 26 milioni di Texani.
Dalla lettura del documento Review of February 2021 Extreme Cold Weather Event – Ercot Presentation si apprende che il parco delle centrali in esercizio è così composto:
- 51,667 MW a gas (47,45%),
- 13,630 MW a carbone (12,52%)
- 5,153 MW di nucleare (4,73%)
- 31,390 MW eolici (28,83%)
- 6,177 MW fotovoltaici (5,67%)
Dal 2011, anno in cui si verificò un evento analogo in Ercot, al 2019 la generazione elettrica è aumentata da 435 TWh a 483 TWh, l’apporto del carbone è sceso da 158 a 92 TWh, mentre quello del gas naturale è passato da 200 a 255 TWh grazie alla crescente disponibilità a prezzi contenuti di shale gas (tabella di sotto). La produzione nucleare è rimasta stabile tra 40 e 41 TWh, mentre è cresciuto l’apporto delle fonti rinnovabili intermittenti: fotovoltaico da 0 a 4 TWh, eolico da 30 a 83 TWh.
Ercot ha già sperimentato in passato momenti critici, quasi sempre in estate quando il grande caldo fa impennare la domanda elettrica. L’ultima occasione fu nell’agosto del 2019, quando si registrò una punta di prelievo di quasi 75 GW e i prezzi raggiunsero il tetto di 9.000 dollari per MWh per alcune ore. Ercot attivò le azioni di emergenza previste quando il margine di riserva scende al di sotto di certe soglie. Le azioni ottennero una risposta da parte della domanda, che però fu difficile da quantificare a posteriori persino per Ercot (la stima di Silverstein che riporto in un mio articolo pubblicato su ENERGIA 4.20 è del 3%, pari a circa 2,5 GW).
Le temperature record registrate in agosto 2019 fecero esplodere i prezzi dell’elettricità per l’eccesso di domanda. Nella recente crisi invece lo scoppio è dovuto all’imprevista indisponibilità delle centrali termoelettriche
Quello che è accaduto il mese scorso, e che era già capitato in misura più contenuta dieci anni prima, è diverso perché non dipende tanto dall’impennata dei consumi quanto dall’indisponibilità imprevista di centrali termoelettriche.
Ho già esaminato in un precedente intervento in quale misura il mercato del gas naturale ha contributo alla crisi Texana. Adesso dovrò mostrare qualche numero essenziale per comprendere l’esercizio della programmazione dei sistemi elettrici. La tabella seguente, pubblicata su Twitter da Jesse Jenkins dell’Università di Princeton, riproduce la stima di partenza della potenza disponibile alla punta in inverno nel sistema gestito da Ercot. In questa prima stima, tutta la potenza delle centrali termoelettriche entra nel conteggio mentre si considera solo una parte della potenza rinnovabile intermittente, che corrisponde di solito alla media storica della produzione di questi impianti nel periodo considerato. Nel caso di Ercot, in media solo il 7% della potenza fotovoltaica installata è disponibile in inverno e una percentuale compresa tra il 19% e il 43%, a seconda della regione, di quella eolica.
Il 17 febbraio Daniel Cohan, che è professore alla Rice University di Houston, ha sciorinato su Twitter un lungo thread sull’argomento. La tabella qui sotto riproduce la valutazione, finale e dettagliata, di Ercot in merito all’adeguatezza del margine disponibile per l’inverno 2020-2021. Da questa prima elaborazione emerge un margine estremamente confortevole di oltre 25 GW rispetto a una punta invernale in condizioni normali di 58 GW.
Nel 2011 il Texas fece fronte a una analoga crisi: da allora la generazione elettrica è diventata maggiormente dipendente da gas e da rinnovabili che sono entrate negli scenari di rischio
A questo punto si introducono nell’esercizio di programmazione gli scenari di rischio e si valuta se e come il sistema sarebbe in grado di resistere.
Prima riga della tabella: condizioni di freddo estremo tali da comportare un incremento della domanda di 9,5 GW. Tre righe successive: limitazioni nella disponibilità della potenza termoelettrica (spesso nella nota a fianco compare la dicitura: fuel limitation) che sommate arrivano a sottrarre 13-14 GW alle risorse disponibili.
Solo se a quel punto si fosse aggiunta anche l’ultima riga (low wind output) al sistema sarebbero mancati 3-4 GW per essere in condizione di soddisfare la punta di domanda in condizioni di freddo estremo. In teoria 3-4 GW avrebbero potuto essere recuperati attivando tutte le possibili azioni di emergenza da parte della domanda, senza necessità di imporre sospensioni forzate delle forniture in modo esteso e prolungato nel tempo.
I numeri (quasi) reali dell’evento del 2021 presentati da Ercot sono drammaticamente diversi non solo da quelli del 2011 ma anche da quelli previsti negli scenari di rischio potenziale appena descritti. Il picco stimato – oserei dire con grande eccesso – in assenza delle interruzioni a rotazione è di quasi 10 GW più alto di quello inserito nella tabella dei rischi potenziali e, quel che è più importante, sono state molte di più le unità termoelettriche che hanno contemporaneamente abbandonato il sistema.
2011 vs. 2021 Event Comparison | 2011 | 2021 |
Maximum generation capacity forced out at any given time (MW) | 14,702 | 52,277 |
Generation forced out one hour before start of EEA3 (MW) | 1,182 | 2,489 |
Cumulative generation capacity forced out throughout the event (MW) | 29,729 | 46,249* |
Cumulative number of generators outages throughout the event | 193 | 356 |
Cumulative gas generation de-rated due to supply issues | 1,282 | 9,323 |
Lowest frequency | 59.58 | 59.30 |
Maximum load shed requested (MW) | 4,000 | 20,000 |
Duration load shed request (hours) | 7.5 | 70.5 |
Estimated peak load (without load shed) | 59,000 | 76,819 |
Tutto sommato, il vento se l’è cavata meglio delle previsioni più pessimistiche. Come spiega Michael Hogan, che è Senior advisor al Regulatory Assistance Project, il riferimento da considerare è lo scenario di Ercot in condizioni di freddo estremo, nel quale la capacità delle wind farm contribuisce solo per 6 GW (nda: solo le prime quattro righe), pari a circa il 7%. Anche se alcune turbine sono state bloccate dal ghiaccio alla fine “the shortfall against plan was only about 2GW on average, and wind generation exceeded the “low wind” contingency case (nda: quinta riga, con solo 0,8 GW in funzione dei 6 GW indicati in precedenza) in all but a few hours”.
Il picco stimato in assenza delle interruzioni a rotazione è di quasi 10 GW più alto di quello previsto come rischio potenziale. Ma soprattutto sono state molte di più le unità termoelettriche che hanno contemporaneamente abbandonato il sistema
Probabilmente i giudizi affrettati che attribuivano alle wind farm la responsabilità della crisi del sistema elettrico texano erano condizionati dalle notizie relative a prezzi stratosferici in Ercot e negli hub del gas vicini che avevo appreso anche io da Twitter il 13 febbraio. Il Financial Times pubblica quel giorno questo grafico che sembrerebbe spiegare le dinamiche dei prezzi con la necessità di compensare un calo vistoso della produzione eolica, senza specificare che essa era stata eccezionale nei giorni precedenti.
Nell’impreparazione del sistema di fronte a un evento di simile portata alla sala operativa di Ercot non è rimasto altro che limitare i danni. Secondo una ricostruzione di Wood Mackenzie, già nella settimana precedente Ercot aveva emanato un OCN (Operating Condition Notice) per richiamare in servizio almeno una parte dei 14 GW termoelettrici che erano fermi per interventi di manutenzione programmata (in linea con i valori dei sei anni precedenti).
I giudizi affrettati che attribuivano alle wind farm la responsabilità della crisi del sistema elettrico texano erano condizionati dalle notizie relative a prezzi stratosferici in Ercot e negli hub del gas vicini
Allo stesso tempo Ercot aveva allentato la normativa sulle emissioni per evitare che potesse limitare l’apporto degli impianti più vecchi. A dire di Wood Mackenzie, le unità richiamate in servizio avrebbero comunque avuto difficoltà a trovare forniture di gas nel mercato spot (per ragioni di prezzo e di priorità già viste nella prima parte), confermando la mia impressione che molte di queste unità dipendano da contratti di fornitura di breve periodo e non garantiti.
Ercot, a sua volta, conferma di avere ricevuto comunicazione anticipata di 11,1 GW indisponibili per restrizioni delle forniture alle centrali elettriche comunicate dalle compagnie del gas (Review of February 2021 Extreme Cold Weather Event – Ercot Presentation).
Ercot ha presentato il 24 febbraio la sua ricostruzione degli eventi che hanno messo in ginocchio il sistema elettrico:
- Il giorno 14 febbraio c’era stato il nuovo picco invernale alle 7 della sera con 69,2 GW
- La situazione precipita in poco più di un’ora a partire da mezzogiorno del giorno seguente con impianti che continuavano a distaccarsi e la frequenza di rete che scendeva in modo preoccupante sotto i 60 Hz prestabiliti
- Alle 13,20, dopo avere “perso” 35,3 GW, Ercot dichiara il livello di emergenza più alto e ordina ai gestori delle reti di procedere con le interruzioni forzate delle forniture. Nel frattempo, la frequenza di rete era scesa a 59,3 Hz
Se fosse rimasto a quel livello per altri 9 minuti, ha spiegato il CEO di Ercot, ci sarebbe stato l’arresto protettivo delle turbine in esercizio con conseguente blackout di tutto il sistema. Una condizione che poteva durare per un periodo di tempo indeterminato visto che l’ondata di freddo aveva messo fuori servizio 6 delle 13 unità di generazione con cui Ercot ha un contratto di black start e che sono indispensabili al riavvio graduale del sistema dopo il blackout (Review of February 2021 Extreme Cold Weather Event – Ercot Presentation).
Quasi la metà della potenza disponibile in Ercot era “forced out” nel momento più critico e anche i pochi collegamenti con i sistemi elettrici che servono le rimanenti parti del Texas (Southwest Power Pool e Midcontinent ISO) non potevano essere di aiuto perché le condizioni di emergenza erano diffuse (Severe power cuts in Texas highlight energy security risks related to extreme weather events – Analysis – IEA).
Riprendo ancora da Michael Hogan i numeri nudi e crudi della drammatica indisponibilità della capacità termoelettrica:
“Ercot’s resource plan included about 70GW of thermal generation (57.7GW in their “high forced outage” planning case); on the 15th only about 42GW were available. Coal generation was at 60% of planned capacity. One of the State’s four nuclear power trains tripped offline hours into the event, probably due to inadequate freeze protection, and did not return to full capacity until the event was largely over. Gas plants made up 55GW of planned resources, but only 31GW were available on the 15th, representing 80% of the resource shortfall”.
Ercot aveva pianificato di poter contare almeno su 57,7 GW di risorse aggiuntive per le emergenze, ma il 15 febbraio, di fatto, la capacità termoelettrica disponibile era solo 42 GW
Con la sospensione a rotazione della fornitura di 20 GW (stimati), la domanda elettrica è stata mantenuta forzatamente al livello dalla capacità disponibile nel sistema per oltre 70 ore. La situazione è cominciata a migliorare dal 18 febbraio e si è ristabilita il 19 febbraio. Da quel giorno sono cessate le sospensioni a rotazione, anche se eventuali problemi locali alle linee potrebbero avere richiesto altro tempo per ripristinare le forniture a tutte le utenze.
Giovanni Goldoni è professore presso l’Università di Verona e membro del Comitato Scientifico della rivista ENERGIA
Foto: Unsplash
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