La cola de interconexión

Todos hemos estado en la cola, en el supermercado, en el DMV o en espera en el teléfono para llamar al servicio de atención al cliente, lo que los británicos llaman estar "en cola". Bueno, no es diferente para los proyectos de generación masiva de las principales empresas de servicios públicos y desarrolladores de electricidad, incluida la energía eólica terrestre y marina, el almacenamiento de baterías, la energía solar fotovoltaica y las plantas de tipo más tradicional, como las turbinas de gas de ciclo combinado. Estas nuevas instalaciones, así como las plantas de carbón desmanteladas que se han convertido a gas natural, deben interconectarse a la red eléctrica a granel donde están ubicadas. Estos proyectos que esperan en la cola, que suman alrededor de 1,4 teravatios (14 000 000 000 000 vatios), más que la capacidad de generación total de la flota de generación actual de EE. UU., se conocen acumulativamente como la "cola de interconexión".

Pero a diferencia de hacer cola en el supermercado durante 10 minutos, el proceso de revisión de la interconexión puede llevar meses o años y costar millones de dólares. Hay una serie de factores que influyen en el largo proceso de revisión y aprobación. Las organizaciones regionales de transmisión, como el Operador de Transmisión Regional PJM, el Operador de Sistema Independiente de Midcontinent (MISO) o el Operador de Sistema Independiente de California (CAISO) primero deben realizar estudios para determinar la viabilidad de la interconexión, la necesidad de actualizaciones a las subestaciones u otra infraestructura de transmisión. , cómo la generación propuesta afectará la estabilidad y la capacidad de la red regional, el plazo para completar el proyecto y cómo interactuará con otros proyectos propuestos en la región.

Suponiendo que los estudios demuestren que la interconexión del proyecto de generación es factible y compatible con la red, el operador de la red cotizará un costo de interconexión a la empresa de servicios públicos o al desarrollador. Pero incluso allí, persiste cierta incertidumbre porque los costos de interconexión se calculan asumiendo que todos los demás proyectos en esa cola específica permanecerán. Si uno o más proyectos se retiran, eso puede muy bien aumentar los costos de los proyectos restantes, lo que luego puede poner precio a uno o más de los proyectos restantes. También a menudo resulta en la necesidad de “volver a estudiar” las interconexiones para todos los proyectos restantes. Según las últimas cifras, el mayor número de proyectos en las distintas colas son solares, seguidos de almacenamiento, viento y, finalmente, gas natural.

La mayoría, si no todos, los proyectos en la cola de interconexión jugarán un papel vital para los estados individuales en su progreso hacia el cumplimiento de sus objetivos de energía renovable para 2025, 2030 y 2050. Desafortunadamente, muchos de estos proyectos no serán construido por una variedad de razones que incluyen costos imprevistos, obstáculos regulatorios, falta de un acuerdo por parte de alguna entidad para comprar la producción (un Acuerdo de compra de energía o PPA) e incluso NIMBY-ism (Not In My Back Yard). Estos obstáculos han causado más que un pequeño problema para que los proyectos lleguen a la línea de meta; Muestra de datos del Departamento de Energíaque entre 2011 y 2016, aproximadamente el 72 % de los proyectos propuestos se retiraron por una o más razones, y los tiempos de interconexión aumentaron de aproximadamente 2 años en 2011 a casi 4 años a fines de 2021. Dado que aproximadamente el 90 % de las solicitudes de interconexión son para cero -proyectos de carbono, estos desarrollos son alarmantes para los científicos del clima y los activistas ambientales. Los desarrolladores de proyectos de energía limpia en etapa inicial se ven particularmente afectados, porque las incertidumbres de interconexión pueden desalentar a los compradores a firmar un PPA y hacer que sea imposible que los generadores se comprometan con un COD determinado, una fecha de operaciones comerciales o una oferta en mercados de capacidad futuros. En algunos lugares, todas las solicitudes de interconexión se han suspendido para que el operador de la red pueda estandarizar el estudio de interconexión y el proceso de aprobación, y reducir el tiempo requerido.

Todos estos obstáculos demuestran que se necesita una mayor planificación de la transmisión entre los estados y las organizaciones regionales de transmisión. La red eléctrica masiva de EE. UU. está restringida en muchas regiones, lo que significa que la electricidad generada no se puede enviar por la ruta más económica, lo que les cuesta más a los contribuyentes evitar la congestión en ciertas líneas de transmisión o la incapacidad de utilizar la capacidad renovable existente.

En junio de 2022, la Comisión Federal de Regulación de Energía (FERC, por sus siglas en inglés) emitió un NOPR, Aviso de reglamentación propuesta, para reestructurar la forma en que se procesan las solicitudes de interconexión. La nueva regla se aplicaría a todos los proyectos dentro de las siete RSO e ISO regionales, así como a todas las empresas de servicios públicos propiedad de inversionistas fuera de las huellas de RTO/ISO. El operador de la red de Texas, ERCOT, no se ve afectado porque no está regulado por la FERC.

Las tecnologías de mejora de la red, como nuestras clasificaciones dinámicas de línea, pueden aumentar drásticamente la capacidad en líneas eléctricas congestionadas y ahorrar millones en costos de congestión. A fines del año pasado, anunciamos un proyecto con National Grid: la mayor entrega de clasificaciones dinámicas de línea en la historia de la red de EE. UU. que fortalecería significativamente la capacidad de la empresa de servicios públicos no solo para evitar restricciones de fuentes de generación renovable, sino también para integrar más. De nuestro anuncio :

“A lo largo de varias fases de nuestro trabajo con National Grid tanto en Massachusetts como en Nueva York, hemos visto… un aumento promedio en la capacidad de transmisión de más del 30 %. Se prevé que este proyecto, junto con cinco millas de reconstrucción de circuitos, reduzca las reducciones en más de 350 megavatios y aumente la capacidad en 190 megavatios. En esencia, habremos agregado suficiente capacidad a las líneas eléctricas existentes para alimentar entre 80 000 y 100 000 hogares”.

Las ineficiencias e incertidumbres en costos, plazos y resultados están creando obstáculos que dificultan la nueva generación, especialmente las renovables y la generación distribuida. LineVision y las tecnologías de mejora de la red pueden ayudar. ¡Y en este momento! No tenemos que esperar a una nueva transmisión y no necesitamos ver estancado nuestro progreso en el crecimiento de la energía renovable. Tenemos las herramientas para acelerar nuestro camino hacia un futuro de energía limpia ahora mismo. Porque estar congelado en una cola no se ve bien.