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ERCOT termina i blackout a rotazione; 40 GW di produzione in uscita, prezzi a 9.000 $/MWh

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La maggior parte delle interruzioni nel Texas centrale

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L'Electric Reliability Council of Texas il 18 febbraio ha autorizzato le utility a porre fine ai blackout continui, nonostante oltre 40 GW di generazione rimanessero offline a causa del clima invernale, ma i prezzi marginali della localizzazione in tempo reale sono rimasti vicini al limite di offerta di $ 9.000 / MWh a livello di sistema intorno alle 13:30 CT.

A partire dalle 13:30 circa CT, circa 426.000 clienti in Texas sono rimasti senza energia in tutto lo stato, principalmente nel Texas centrale, in calo da circa 2,8 milioni alle 16:00 CT del 17 febbraio, secondo PowerOutage.us.

Più di 40 GW di produzione rimangono in interruzione forzata a causa del vortice polare, ha detto ERCOT in un comunicato stampa del 18 febbraio. Di quel totale, 23,5 GW erano di generazione termica e il resto era eolico e solare.

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ERCOT ha anticipato che non più di 6,5 GW di vento e 304 MW di solare sarebbero disponibili al picco invernale, nella sua valutazione stagionale finale dell'adeguatezza delle risorse per l'inverno 2020-21.

Dan Woodfin, direttore senior delle operazioni di sistema di ERCOT, ha dichiarato durante una chiamata mediatica mattutina del 18 febbraio che ERCOT ha costantemente riportato la capacità di targa di capacità eolica e solare forzata offline dalle condizioni meteorologiche, ma ha riconosciuto che queste risorse hanno spesso superato le aspettative di ERCOT per questo inverno.

Per l'ora che termina a mezzogiorno CT, la flotta eolica di ERCOT ha prodotto a un livello medio di quasi 6,9 GW e il solare su scala industriale ha prodotto a un livello medio di quasi 1,7 GW.

Alla domanda se la moderazione delle condizioni meteorologiche abbia contribuito tanto o più alla capacità di ERCOT di eliminare le interruzioni rotanti rispetto al ripristino della generazione, Woodfin ha affermato: "Probabilmente ha avuto un impatto maggiore".

Dopo tre giorni con le temperature medie Fahrenheit ponderate per la popolazione di ERCOT negli adolescenti, la media era di 24,6 gradi F il 17 febbraio e si prevede che rimarrà negli alti 20 gradi F prima di superare lo zero il 20 febbraio, secondo i dati CustomWeather.

La moderazione delle temperature ha influenzato la situazione in diversi modi, ha affermato Woodfin.

"Quando abbiamo iniziato a ripristinare il carico, abbiamo scoperto che c'era meno carico sui circuiti di quello che c'era [quando sono stati spenti]", ha detto Woodfin. "Il minor carico era una funzione della chiusura delle aziende".

Ma un altro fattore era che il carico residenziale, con meno necessità di far funzionare i sistemi di riscaldamento, era più leggero "a causa delle temperature meno fredde", ha detto Woodfin.

Le interruzioni che sono persistite il 18 febbraio potrebbero essere dovute a uno dei seguenti problemi:

Danni provocati dalle tempeste di ghiaccio al sistema di distribuzione

Man mano che le interruzioni a rotazione continuano, ERCOT ha fissato amministrativamente i prezzi marginali della localizzazione in tempo reale a $ 9.000 / MWh, il limite dell'offerta a livello di sistema.

Ciò è avvenuto in risposta a un ordine della Public Utility Commission del Texas secondo cui i prezzi di scarsità dovrebbero riflettere il valore del carico perso, che è stato determinato in $ 9.000 / MWh, purché persistano interruzioni rotanti, almeno fino alla prossima riunione PUC regolarmente aperta.

Il PUC il 15 febbraio ha ordinato la sospensione di una norma che avrebbe richiesto una modifica del tetto dell'offerta a livello di sistema dagli attuali 9.000 $/MWh al più grande di due numeri: 2.000 $/MWh o 50 volte il prezzo dell'indice del gas naturale, che ERCOT ha designato come prezzo a Katy, Texas.

Il 17 febbraio, quel prezzo di Katy era di $ 359,14 / MMBtu; quindi, il tetto massimo del prezzo dell'energia sarebbe stato di $ 17.957 / MWh, se la regola non fosse stata sospesa.

La soglia che normalmente attiva il cambiamento del tetto dell'offerta a livello di sistema da $ 9.000 / MWh, noto come "HCAP", al maggiore tra $ 2.000 / MWh o 50 volte il prezzo dell'indice del carburante, noto come "LCAP", è quando il margine netto di picco cumulato da inizio anno supera i 315.000 dollari, considerato tre volte il costo annuale di un nuovo ingresso per un generatore di picco di gas naturale.

PNM è una misura delle entrate nette che un ipotetico generatore di gas naturale potrebbe aver guadagnato in un anno, dati i prezzi dell'energia elettrica in tempo reale e i prezzi spot del gas naturale. Il totale del 2020 era inferiore a $ 50.075. Il PNM record di ERCOT è stato di quasi $ 150.000 nel 2019, secondo Potomac Economics, il monitor di mercato indipendente di ERCOT.

Il PNM era di $ 445,900,80 alle 16:00 del 17 febbraio, l'ultima data disponibile sul sito Web di ERCOT.

Il consiglio di amministrazione di ERCOT ha in programma un incontro urgente per le 10:00 CT del 24 febbraio per discutere di questo evento invernale e delle prestazioni dell'operatore di rete.

E il presidente della Texas House Dade Phelan ha chiesto alle commissioni per gli affari statali e le risorse energetiche della Camera di condurre un'audizione congiunta per esaminare i fattori che portano alla grande quantità di generazione elettrica che si interrompe dal sistema e ai successivi blackout in tutto lo stato. L'udienza è fissata per le 9:00 CT del 25 febbraio.

Il PUC ha le sue prossime riunioni regolari aperte programmate per il 25-26 febbraio, ma tale programma potrebbe essere modificato per accogliere l'udienza alla Camera dei rappresentanti dello stato.

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