Un funcionario municipal en el centro de Texas publicó que los costos de energía durante una semana eran el doble del presupuesto anual de electricidad de la ciudad.
Para el 24 de febrero de 2021, el número de muertos llegó a 80.
El mismo día dimitieron varios miembros de la junta directiva del operador de la red de las tres cuartas partes del estado.
En una ironía que no ha pasado desapercibida para muchos, el operador se llama Energy Reliability Council of Texas (ERCOT). En gran parte, está libre de regulaciones federales, porque no cruza las fronteras estatales.
A medida que aumentan las pérdidas, los aseguradores se preparan para reclamos por millones de dólares, muchos de los cuales deberían haberse evitado.
Una mirada a los eventos pasados y las lecciones que deberían haberse aprendido
Ha habido numerosos eventos de clima frío en Texas y otros estados del sur a lo largo de los años.
El evento más revelador fue en 2011, y los reguladores y directores de negocios de energía recibieron un conjunto claro de recomendaciones para evitar daños mayores; recomendaciones que no se siguieron.
Un » Informe sobre cortes y reducciones durante el evento de clima frío del suroeste del 1 al 5 de febrero de 2011 «, emitido seis meses después de esa tormenta por la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) y la Corporación de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte, llegó a más de 350 páginas.
Terminó con 26 recomendaciones específicas para el sector de generación y distribución eléctrica, así como seis para la industria del gas natural.
En conjunto, los hallazgos y recomendaciones de hace una década pueden leerse como una predicción escalofriante de todo lo que salió mal este año.
Las dos primeras recomendaciones son:
- Las Autoridades de Equilibrio, los Coordinadores de Confiabilidad, los Operadores de Transmisión y los Propietarios / Operadores de Generación en ERCOT y en las regiones del suroeste deben considerar la preparación para la temporada de invierno tan crítica como la preparación para la temporada alta de verano; y,
- Las autoridades de planificación deben aumentar sus evaluaciones invernales con estudios de sensibilidad que incorporen el evento de 2011 para garantizar que haya suficiente generación y reservas en el horizonte de tiempo operativo.
De manera más significativa, el informe dice: «Los estados en el suroeste deben examinar si se debe exigir a los generadores / operadores que presenten planes de acondicionamiento para el invierno, y deben considerar la promulgación de leyes cuando sea necesario y apropiado».
En general, el informe instó a que «los sectores de gas y electricidad deben trabajar con las autoridades reguladoras estatales para determinar si las instalaciones críticas de gas natural pueden estar exentas de apagones continuos».
También es importante señalar que en su introducción, el informe demuele la noción de que la tormenta de 2011 fue «sin precedentes», como muchos han dicho sobre la tormenta de este año.
“La tormenta [de 2011] no fue sin precedentes. Hubo eventos previos de clima frío severo en el suroeste en 1983, 1989, 2003, 2006, 2008 y 2010. El peor de ellos fue en 1989, el evento anterior más comparable a 2011. Ese año marcó la primera vez que ERCOT recurrió al sistema – apagones continuos para evitar interrupciones más generalizadas de los clientes «.
Las advertencias y recomendaciones anteriores ignoradas ahora se suman a pérdidas para las aseguradoras y sus clientes.
A qué se enfrentan ahora los seguros y los asegurados
“Lo primero es separar el daño físico del daño financiero”, dijo Brian Beebe, vicepresidente senior de clima y energía de Swiss Re Corporate Solutions.
“La magnitud de las pérdidas financieras es reveladora. Las pérdidas por daños no físicos ya son de miles de millones de dólares pocos días después de la tormenta «.
En solo la interrupción del negocio, por ejemplo, hubo pérdidas no solo por cortes de energía, sino también por pérdida de agua y vapor, señaló Beebe.
“Hubo un efecto en cascada de cortes para las empresas y la industria”, dijo. «Es probable que el siguiente nivel en el alcance sea la responsabilidad de los directores y funcionarios para las empresas que se quedaron cortas en sus entregables».
La cuestión de la gestión de reclamaciones a corto plazo y la gestión de riesgos a largo plazo girará en torno al tema de la resiliencia. Tanto en planta física como en balances.
“Dentro de los mercados de la electricidad y el gas natural, existen técnicas vibrantes para cubrir los extremos del clima y los picos de precios”, dijo Beebe. «El peligro que mantiene despiertos a los administradores de riesgos por la noche en Texas siempre ha sido el calor extremo en el verano, no el frío extremo en el invierno».
Los peligros han ido creciendo y cambiando, añadió Beebe. “Ha habido mucho interés en el exceso de velocidad del viento como un peligro independiente, porque muchos mercados ya no cubrirán las tormentas de viento. También ha habido mucho interés en la cobertura NAT-Cat paramétrica ”.
Él espera que el interés se extienda ahora al frío extremo para la cobertura paramétrica.
“El mercado de riesgo climático está muy abierto”, dijo Beebe. “Pero no es una compra de cumplimiento. La gente está interesada ahora, pero los recuerdos pueden ser breves a menos que los bancos lo requieran para prestar. Surgen nuevos riesgos y hay acontecimientos estimulantes. Pero tiene que haber compradores dispuestos «.
La gestión de riesgos avanza
Teri Viswanath, economista principal de energía, energía y agua en CoBank, enfatizó dos factores principales al tomar lecciones de gestión de riesgos del desastre invernal en Texas.
“La gente lo llama ‘sin precedentes’, pero no fue algo único. Hace apenas una década hubo una severa tormenta de invierno en Texas. Durante todo 2020, tuvimos 22 desastres climáticos separados de mil millones de dólares en todo el país. Ha habido grandes dificultades incurridas en muchas comunidades, y la preparación va a ser un problema «.
El otro factor principal es la equidad, dijo Viswanath. “Las ganancias de solo energía en ERCOT durante los primeros dos meses del año ahora superan todos los ingresos combinados de 2018 a 2020. La tormenta fue inusual, pero no completamente fuera de lo que se sabe que ocurre. La pregunta es: ¿Se siente como si alguien se aprovechara de alguien? »
A largo plazo, Viswanath cuestiona el riesgo sistémico de la infraestructura de transmisión y distribución (T&D) existente. Ella cita dos conjuntos dramáticos de figuras.
“Aproximadamente el 70% de la red nacional tiene 25 años o más, lo que efectivamente es el final de su vida útil. Y se enfrenta a unas condiciones meteorológicas cada vez más duras. Mantener ese sistema es cada vez más caro. Históricamente, los gastos de servicios públicos eran 70% para generación y 30% para T&D. Hoy, eso es aproximadamente 50:50. Tenemos que mirar el riesgo sistémico del modelo tradicional de generación centralizada y millas de distribución ”.
Morris Greenberg, gerente senior de análisis de energía de América del Norte en S&P Global Platts, señaló que al menos una empresa de servicios públicos, Vistra, había climatizado sus instalaciones y solo había perdido un gigavatio de capacidad de generación de los 25 gigavatios en ERCOT.
“La pregunta es, ¿a qué temperatura se climatiza, 10 grados? ¿Cero? ¿Menos 10? Preguntó Greenberg. “La ingeniería puede determinar cuál debería ser el número. Luego, deje que la gente decida cómo proceder o imponga ”resiliencia operativa.
Trabajando a lo largo de la cadena de suministro de energía, varias fuentes señalaron que, si bien las líneas eléctricas y las estaciones generadoras cayeron, también hubo problemas con el suministro de combustible para todo tipo de generación.
La producción y el suministro de gas natural se redujeron debido a que las instalaciones de bombeo y procesamiento perdieron energía. El suministro de agua de refrigeración a las plantas nucleares se redujo cuando se rompió la red eléctrica y los sistemas perdieron energía. Incluso hubo informes de que las plantas de carbón se vieron obstaculizadas porque las pilas de combustible se congelaron.
En el aspecto financiero, Greenberg hizo hincapié en un uso más amplio de herramientas de gestión de riesgos: “Definitivamente debería haber habido cobertura. Hay muchos instrumentos disponibles. Si se hubieran comprado en algún momento, habría servido mejor que no tenerlos en absoluto «.
El problema fundamental, dijo Steve Hendrickson, presidente de la firma de ingeniería energética Ralph E. Davis, “es que hubo múltiples puntos de falla que crearon un circuito de retroalimentación. Hubo un clima frío para el que el sistema no fue diseñado. Otras instalaciones en todo el país se ocupan de las condiciones invernales todo el tiempo, por lo que no se trata de una nueva tecnología. La pregunta es la resiliencia. ¿Para qué nivel de riesgo vamos a empezar a diseñar? »
Consulte la noticia original en:https://riskandinsurance.com/texas-perfect-ice-storm-of-denial-the-enormous-cost-of-ignoring-grid-strengthening-recommendations/[:en]Risk and Insurance – Even before the ice started melting from a brutal and deadly winter storm that swept through Texas and the south central part of the country last week, the few customers who still had power reported shocking bills. Homeowners agonized over charges in the thousands of dollars.
One municipal official in central Texas posted that the power costs for the one week were twice the city’s annual budget for electricity.
By Feb. 24, 2021, the death toll reached 80.
The same day, several members of the board of directors for the grid operator for three quarters of the state resigned.
In an irony that has not escaped notice by many, the operator is called the Energy Reliability Council of Texas (ERCOT). It is largely free of federal regulation, because it does not cross state lines.
As the losses roll in, underwriters are bracing themselves for millions of dollars in claims, much of which should have been avoidable.
A Look at Past Events and the Lessons That Should Have Been Learned
There have been numerous cold weather events in Texas and other southern states over the years.
The most telling event was in 2011, and regulators and energy business directors then were given a clear set of recommendations to avoid further damage; recommendations that were not followed.
A “Report on Outages and Curtailments During the Southwest Cold-weather Event of February 1-5, 2011,” issued six months after that storm by the Federal Energy Regulatory Commission (FERC) and the North American Electrical Reliability Corporation, ran to more than 350 pages.
It ended with 26 specific recommendations for the electrical generating and distribution sector, as well as six for the natural gas industry.
Taken together, the findings and recommendations of a decade ago can be read as a chilling prediction of everything that went wrong this year.
The very first two recommendations are:
- Balancing Authorities, Reliability Coordinators, Transmission Operators and Generation Owner/Operators in ERCOT and in the southwest regions should consider preparation for the winter season as critical as preparation for the summer peak season; and,
- Planning authorities should augment their winter assessments with sensitivity studies incorporating the 2011 event to ensure there are sufficient generation and reserves in the operational time horizon.
Most pointedly the report says, “States in the Southwest should examine whether Generator/Operators ought to be required to submit winterization plans, and should consider enacting legislation where necessary and appropriate.”
Overall the report urged that “gas and electric sectors should work with state regulatory authorities to determine whether critical natural gas facilities can be exempted from rolling blackouts.”
It is also important to note that in its introduction, the report demolishes the notion that the 2011 storm was “unprecedented,” as so many have said about this year’s storm.
“The [2011] storm was not without precedent. There were prior severe cold weather events in the Southwest in 1983, 1989, 2003, 2006, 2008, and 2010. The worst of these was in 1989, the prior event most comparable to 2011. That year marked the first time ERCOT resorted to system-wide rolling blackouts to prevent more widespread customer outages.”
The above ignored warnings and recommendations now add up to losses for insurers and their customers.
What Insurance and Insureds Are Facing Now
“The first thing is to separate the physical damage from the financial damage,” said Brian Beebe, senior vice president of weather and energy at Swiss Re Corporate Solutions.
“The magnitude of the financial losses is eye-opening. The non-physical damage losses are already multi-billion dollars just days after the storm.”
In just business interruption, for example, there were losses not only from power outages but also loss of water and steam, Beebe noted.
“There was a cascade effect of outages for business and industry,” he said. “The next level in scope is likely to be directors’ and officers’ liability for companies that came up short on their deliverables.”
The question for claims handling in the near term, and risk management in the longer term, will turn on the issue of resiliency. Both in physical plant and on balance sheets.
“Within the electricity and natural-gas markets there are vibrant techniques to hedge extremes of weather and price spikes,” Beebe said. “The peril that keeps risk managers awake at night in Texas has always been extreme heat in the summer, not extreme cold in the winter.”
He expects that interest will now extend to extreme cold for parametric cover.
“The climate risk market is wide open,” said Beebe. “But it’s not a compliance buy. People are interested now, but memories can be short unless the banks require it for lending. New risks emerge, and there are galvanizing events. But there have to be willing buyers.”
Risk Management Moving Forward
Teri Viswanath, lead economist for power, energy, and water at CoBank, stressed two main factors in taking risk management lessons from the winter disaster in Texas.
“People are calling it ‘unprecedented,’ but it was not a one-off. Just a decade ago there was a severe winter storm in Texas. Over all of 2020, we had 22 separate $1-billion weather disasters across the country. There has been great hardship incurred in many communities, and preparedness is going to be an issue.”
The other main factor is fairness, said Viswanath. “The energy-only earnings in ERCOT for the first two months of the year now exceed all revenues combined for 2018 through 2020. The storm was unusual but not completely outside what is known to occur. The question becomes: Does this feel like someone was taken advantage of?”
Longer term, Viswanath questions the systemic risk to the existing transmission and distribution (T&D) infrastructure. She cites two dramatic sets of figures.
“About 70% of the national grid is 25 years or older, which is effectively end of life. And it is facing increasingly harsh weather conditions. Maintaining that system is increasingly expensive. Historically, utility expenses were 70% for generation and 30% for T&D. Today, that is about 50:50. We have to look at the systemic risk of the traditional model of centralized generation and miles of distribution.”
Morris Greenberg, senior manager of North American power analytics at S&P Global Platts, noted that at least one utility, Vistra, had weatherized its facilities and only had one gigawatt of generating capacity lost out of 25 gigawatts in ERCOT.
“The question becomes, to what temperature do you weatherize, 10 degrees? Zero? Minus 10?” Greenberg asked. “What the number should be can be determined by engineering. Then either let people decide how to proceed or mandate” operational resiliency.
Working back through the energy supply chain, several sources noted that while power lines and generating stations went down, there were also issues with fuel supply for all types of generation.
On the financial side, Greenberg stressed wider use of risk management tools: “There definitely should have been hedging. There are lots of instruments available. Had they been purchased at any point, it would have served better than not having them at all.”
The fundamental issue, said Steve Hendrickson, president of energy engineering firm Ralph E. Davis, “is that there were multiple failure points that created a feedback loop. There was cold weather for which the system was not designed. Other facilities around the country deal with winter conditions all the time, so it’s not a matter of new technology. The question is resiliency. What level of risk are we going to start designing for?”
See the original article in: https://riskandinsurance.com/texas-perfect-ice-storm-of-denial-the-enormous-cost-of-ignoring-grid-strengthening-recommendations/[:]