5 planes de red para reducir la dependencia de los combustibles fósiles

5 planes de red para reducir la dependencia de los combustibles fósiles


Reemplazar los combustibles fósiles con energía renovable del viento y el sol depende de la modernización de la red eléctrica, que actualmente está plagada de retrasos en la planificación y bloqueos. Para abordar estos problemas, la Comisión Reguladora de Energía Federal (FERC), que supervisa la programación de los servicios públicos y los operadores de la red, está en proceso de proponer nuevas reglas de programación de transmisión. Si bien estas reformas están en discusión, sería útil observar de cerca las prácticas recientes de los cinco operadores regionales de EE. UU. para ver qué debería incluir la FERC en sus nuevas reglas.

Los operadores de red necesitan planes de transmisión que tengan en cuenta los sistemas heredados Jubilaciones e integrar nuevas políticas que impulsen la construcción de parques eólicos y plantas solares. El caso base de la planificación no es un caso de no hacer nada, y deben prevalecer escenarios razonables que respondan al ritmo esperado y la magnitud del cambio.

Los esfuerzos recientes de dos operadores de red, el Operador de sistema independiente de Midcontinent (MISO) y el Operador de sistema independiente de California, muestran lo que se puede lograr con la planificación de red. La planificación para estas dos regiones se basa en la práctica repetida de usar más energía renovable en la combinación de suministro y menos combustibles fósiles debido al cierre de plantas.

Midwest (más o menos) continúa con una orgullosa tradición

El actual plan de expansión de la red de transmisión de MISO requiere más de $3 mil millones en actualizaciones en una región de 42 millones de personas. La planificación de MISO ha tenido problemas para mantenerse al día con el ritmo del cambio desde que se dispuso de grandes cantidades de energía eólica a partir de 1999. En los últimos años, MISO ha trabajado con escenarios que reconocen que «el sistema de transmisión ya no entrega los mismos recursos para los que fue diseñado y se requieren actualizaciones de transmisión para permitir la integración de nuevos recursos».

MISO recibe nuestro apoyo en reconocimiento a su reciente moción para que la FERC apruebe un acuerdo de costos compartidos que permita un paquete de transmisión adicional anticipado de $10 mil millones con beneficios económicos 2.6 veces mayores que los costos. Con tales esfuerzos en la planificación y la asignación de costos regulatorios, por imperfectos que sean, MISO está demostrando la persistencia y la resolución de problemas necesarios para avanzar con la actual supervisión frívola de la FERC de las inversiones en transmisión y la caída en curso del comportamiento monopólico de Entergy.

planes de cuadrícula. Paisaje de montañas desérticas, nubes y arcoíris con paneles solares en primer plano San Diego Gas & Electric Co. (SDG&E) de Sempra Energy, California, y NREL se han asociado para construir la primera microrred de propiedad de servicios públicos del país en Borrego Springs, California. Foto cortesía de Sempra Energy.

California coopera escenarios de planificación

Los planes ISO de California, tanto su plan de transmisión anual como su perspectiva de transmisión de los primeros 20 años, se basan en las políticas estatales y los esfuerzos de adquisición. California ha establecido durante mucho tiempo políticas que afectan las jubilaciones y el abastecimiento de nuevos suministros. El Esquema refleja insumos y supuestos sobre cambios anuales impulsados ​​por el Estado.

ISO de California ha llevado la planificación a un nuevo nivel con su proyecto de perspectiva de transmisión de 20 años. El trabajo de políticas de California está años por delante de otras regiones de la red en lo que respecta a la descarbonización de la red, la electrificación del transporte, la integración solar y la gestión del cierre de plantas. En palabras de ISO de California, «La Perspectiva de transmisión de 20 años proporciona un plan conceptual a largo plazo de la red de transmisión dentro de 20 años que cumple con los requisitos de recursos y carga de energía alineados con las aportaciones de las agencias estatales para el pronóstico de carga integrado y la planificación de recursos como el base para «más diálogo».

PJM echa un vistazo a la planificación renovable

En noviembre, PJM, el operador de la red para 13 estados desde Nueva Jersey hasta Carolina del Norte y del oeste al norte de Illinois, publicó un informe de transmisión que detalla la cobertura de energía renovable para cumplir con los estándares de electricidad renovable y los planes eólicos marinos de la región. PJM trabajó con los cinco Estados ribereños en reuniones uno a uno para identificar escenarios de planificación relevantes.

PJM ha identificado recientemente las políticas energéticas estatales como relevantes para su papel autorizado por la FERC como planificador de transmisión para su región. Cuando PJM publicó el informe de transmisión, sorprendió a las partes interesadas con su enfoque y resultados, ya que la planificación de PJM actualmente solo se basa en los compromisos vinculantes ya anunciados de los propietarios de las plantas para cerrar o abrir plantas. Esta breve ubicación limita la información que PJM considera y sus planes son extremadamente modestos. Con este nuevo informe y el reconocimiento de la orientación del gobierno, PJM está iniciando discusiones con las partes interesadas sobre la reforma de su proceso de planificación.

Lo que PJM vio a primera vista

El informe de PJM desarrolló cinco escenarios de expansión para cumplir con los requisitos del gobierno. Al planificar una serie de cambios en lugar de realizar cada cambio de manera incremental sin anticipación, el informe estimó el costo entre $627 millones a corto plazo y entre $2160 millones y $3210 millones para escenarios a largo plazo. A mediados de marzo, escribí que PJM e Illinois necesitaban trabajar en cambios en la red y el suministro de energía para cumplir con los objetivos de reducción de carbono de la Ley de Empleo Equitativo y Clima de Illinois. La ley de 2021 permite a PJM, pero no planificar con anticipación, ya que varias centrales eléctricas de combustibles fósiles deben reducir las emisiones en una fecha determinada y luego detenerse.

Lo que ve Nueva Inglaterra

Los mercados de PJM e ISO-Nueva Inglaterra (ISO-NE) comparten orígenes comunes y la idea errónea de que la planificación del cambio erosionará la rentabilidad de las centrales eléctricas existentes. Estos dos operadores de la red también se han quedado rezagados con respecto a otros en la adopción de la energía eólica y solar, a pesar del impulso generalizado por la electricidad limpia en sus regiones. Esto llevó a los estados de Nueva Inglaterra a obtener ISO-NE para comenzar a implementar reformas de programación. En diciembre, la FERC aprobó un proceso adicional y complementario de planificación de transmisión ISO-NE para el análisis basado en escenarios requerido por el gobierno para ayudar a los legisladores, las empresas de servicios públicos y las partes interesadas a comprender los requisitos de la red para reemplazar los combustibles fósiles con energía limpia. ISO-NE ahora proporciona una estimación de las inversiones en transmisión necesarias para permitir los esfuerzos de descarbonización para 2035, 2040 y 2050.

SPP & MISO Show «No lo sabrá hasta que lo intente»

La última de estas iniciativas recientes representa un primer intento de abordar los problemas de la red que cruzan el límite de Southwest Power Pool (SPP)-MISO. A fines de 2020, estos dos operadores de la red dejaron de lado su propia renuencia de larga data a participar en un proceso de planificación conjunta y, como lo expresaron los dos directores ejecutivos, determinaron que «la transmisión es necesaria para abordar los desafíos históricos que enfrentan los generadores cerca de sus instalaciones compartidas». fronteras.» cara entre nuestras dos Organizaciones Regionales de Transmisión (RTO). Estos desafíos han dado como resultado que los proyectos queden fuera del proceso de estudio, lo que ha provocado costosas actualizaciones de la red”.

Este proceso conjunto es inusual ya que explora los beneficios de la transmisión relacionada con la interconexión y los RTO no han podido superar los obstáculos durante mucho tiempo al comparar sus datos y suposiciones. Ahora los desafíos siguen ahí, pero la ingeniería está completa. La lección de esto es para todos los operadores de red: comenzaron el trabajo necesario sin tener respuestas a todas las preguntas difíciles, pero encontraron formas de avanzar.

Buscando FERC para la planificación de reformas

La transmisión siempre ha sido un monopolio con regulaciones diseñadas para garantizar que los costos y el servicio sean razonables y no discriminatorios. Examiné estos nuevos planes para ver qué es posible y dónde se podrían aplicar algunas de las mejores prácticas a las regiones que están menos preocupadas por la planificación.

Los clientes de transmisión, tanto la oferta como la demanda, se beneficiarán de MISO considerando los beneficios ampliados en su plan de valor agregado, la entrega de transmisiones de ISO de California para cumplir con los requisitos estatales y los esfuerzos combinados de SPP y MISO. En otras regiones, los operadores no han logrado diseñar nuevos planes de transmisión para implementar, o peor aún, han ignorado los beneficios de dicha planificación.

Cuando la FERC preguntó sobre las prácticas actuales de programación de transmisiones, recibió más de 170 conjuntos de comentarios de clientes y de la industria que pedían reformas en la programación. Muchos de estos comentarios abordaron problemas que muchos creían incorrectamente que habían sido abordados por reformas de programación de transmisión de servicios públicos anteriores de FERC, y todos los problemas de programación tienen implicaciones reales para el sistema de energía eléctrica.

Las reformas anteriores de la FERC esperaban que la cooperación de los operadores de red y el intercambio de información satisficieran las necesidades del público y los intereses de los consumidores. En la práctica, la elección de los criterios de planificación, supuestos y escenarios por parte del operador de la red determina en última instancia qué se construye, cuándo y quién paga. Las reglas actuales de la FERC permiten prácticas inadecuadas de los transportistas y brindan oportunidades para el abuso y la discriminación, lo que da como resultado una comprensión turbia de los costos de transmisión y energía para el consumidor.

Para lograr la planificación uniforme y generalizada implícita en los ejemplos descritos aquí, la FERC y los gobiernos estatales deben realizar cambios. Dentro y fuera de las organizaciones de redes regionales, la modernización de las redes no puede esperar por el interés propio de las empresas en un entorno monopólico. Las prácticas dentro de una empresa de servicios públicos y más allá de los límites de las empresas de servicios públicos deben ser no exclusivas y no discriminatorias a fin de proteger los bienes y posesiones de las empresas de servicios públicos envejecidos. La planificación es clave y los reguladores deben ampliar el alcance de las necesidades, las soluciones y los beneficios medidos que los planificadores cuentan para la modernización de la red.

Publicado originalmente por Union of Concerned Scientists, The Equation. Por Mike Jacobs.


 

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