Redaccion-The Dallas Morning News Por Bernard L. Weinstein

Ahora que el congelamiento de Texas está retrocediendo y se está restaurando la energía eléctrica, el juego de la culpa se está calentando.

El gobernador Greg Abbott ha pedido una investigación y renuncias al Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas, conocido como ERCOT, el operador de la red eléctrica del estado. El presidente de la Cámara de Representantes de Texas, Dade Phelan, pidió a dos comités de la cámara baja que celebren una audiencia conjunta a finales de este mes para revisar los cortes. El vicegobernador Dan Patrick, jefe del Senado estatal, dice que el Comité Senatorial de Negocios y Comercio pronto llevará a cabo audiencias "para obtener respuestas a nuestras preguntas".

Mientras tanto, el juez del condado de Dallas Clay Jenkins culpa de los cortes de energía a Abbott y a la Comisión de Ferrocarriles de Texas, que regula la industria del petróleo y el gas. Sostiene que, en un momento de escasez, la comisión de ferrocarriles no se aseguró de que los generadores de energía de gas natural tuvieran combustible en el clima frío. Rick Perry, ex gobernador y secretario de energía, intervino con el extraño comentario de que los apagones continuos que dejaron a millones de personas en la oscuridad y el frío son “un sacrificio que los tejanos deberían estar dispuestos a hacer si eso significa mantener a los reguladores [federales] fuera de la red eléctrica del estado ".

En el pasado, ERCOT ha realizado un excelente trabajo equilibrando la oferta y la demanda durante eventos climáticos extremos. Pero los picos de demanda más rápidos se han producido en verano, no en invierno, y ERCOT ha planificado en consecuencia. ERCOT ciertamente no previó un vórtice polar que sumergiría a todo el estado en temperaturas bajo cero durante más de una semana.

En noviembre pasado, ERCOT pronosticó una demanda máxima de invierno en 58 gigavatios. Pero el 16 de febrero la demanda alcanzó un récord de 69 gigavatios. A medida que bajó la temperatura, las empresas y los residentes encendieron sus termostatos mientras 34 gigavatios de generación a gas y energía eólica, más de un tercio de la capacidad instalada, se desconectaban de la red.

El gas natural, el combustible que representa alrededor del 55% de la capacidad del ERCOT, escaseaba debido a la baja presión en las tuberías y a la menor cantidad de plataformas en funcionamiento debido a la caída de la demanda de gas inducida por la pandemia. En consecuencia, muchas centrales eléctricas de gas natural tuvieron que cerrar. (Debido a las regulaciones de la EPA, la mayoría de las estaciones de compresores de gas natural ahora funcionan con electricidad, en lugar de gas natural, lo que agrava el problema de la baja presión).

Al mismo tiempo, la energía eólica, que representó el 42% de los electrones de la red en la semana anterior al gran frío, cayó a menos del 10% debido a que miles de turbinas "no intervenidas" se desconectaron para evitar daños por congelación.

Estas fueron algunas de las razones inmediatas de la necesidad de ERCOT de imponer apagones continuos para mantener la estabilidad de la red. Pero hay más problemas endémicos en el mercado eléctrico de Texas que deben abordarse si el estado quiere evitar catástrofes futuras.

A diferencia de la mayoría de los otros estados, la demanda de energía está creciendo de manera constante en Texas, gracias a la continua afluencia de personas y empresas. Pero la inversión en plantas de gas natural de carga base se ha retrasado, mientras que casi 10 gigavatios de generación a carbón se han retirado en los últimos años y se prevé que se cierren más en un futuro próximo. Al mismo tiempo, gracias en parte a los incentivos fiscales federales y estatales, la inversión se ha vertido en energías renovables. Texas ahora tiene más generación eólica instalada (alrededor de 25 gigavatios) que California, Iowa y Oklahoma juntas. Estos subsidios provocan distorsiones del mercado que también desalientan la inversión en energía de base, es decir, el tipo de centrales eléctricas que funcionan constantemente.

A pesar del enorme crecimiento de las energías renovables, el carbón y la energía nuclear siguen representando el 35% de la capacidad de generación de Texas. Pero en nuestro entorno de precios desregulado, donde a los generadores de energía solo se les paga por la electricidad que ponen en la red, las compañías eléctricas están tirando los dados si invierten en nueva generación de carga base. Debido al gas natural barato en tiempos normales, los precios de la energía al por mayor son a menudo demasiado bajos para justificar, o incluso sostener, tales inversiones.

Por ejemplo, Panda Temple Power, una planta de energía de ciclo combinado de 758 megavatios a gas relativamente nueva, se declaró en quiebra en 2017 porque no podía generar suficiente efectivo para pagar su deuda.

ERCOT duplicó el precio máximo de venta al por mayor de $ 4,500 a $ 9,000 por megavatio hora hace algunos años en la creencia de que la perspectiva de precios extremadamente altos durante una emergencia induciría una mayor inversión en plantas de energía de carga base, pero esto no ha sucedido. En algunos estados que han desregulado sus mercados de energía, las centrales de carbón, nucleares y grandes de gas pueden incluir un “pago por capacidad” o “cargo por resiliencia” además de un cargo por energía para recuperar parte de sus costos fijos. El ERCOT y la Comisión de Servicios Públicos deberían considerar seriamente la posibilidad de permitir tales pagos para retener y fomentar nuevas inversiones en plantas de energía de base.

ERCOT estima que necesitaremos al menos 100 gigavatios de energía adicional durante los próximos 15 años para mantener el ritmo de la demanda anticipada. No todos esos electrones pueden provenir de molinos de viento y granjas solares. Para garantizar la resistencia a largo plazo tanto para nuestra red eléctrica como para nuestra economía de rápido crecimiento, Texas necesita un esquema de precios, incluido un cargo por capacidad, que reconozca el valor de las centrales eléctricas de carga base.

Bernard L. Weinstein se retiró recientemente como director asociado del Instituto de Energía Maguire en la Universidad Metodista del Sur. También es profesor emérito de economía aplicada en la Universidad del Norte de Texas. Escribió esta columna para The Dallas Morning News.