Los generadores de energía eólica y solar esperan largas filas para poner electricidad limpia en la red, luego enfrentan enormes tarifas de interconexión que no pueden pagar.
- Para conectar una nueva fuente de energía a la red eléctrica de EE. UU. se requiere que los generadores de energía pasen por un proceso de solicitud con una autoridad de transmisión regional o una empresa de servicios públicos.
- Ese proceso de solicitud de interconexión suele durar años y requiere actualizaciones de la red, que a menudo son tan costosas que los generadores de energía tienen que retirarse.
- Toda la red eléctrica en los Estados Unidos tiene una capacidad instalada de alrededor de 1250 gigavatios de potencia y actualmente hay 2020 gigavatios de capacidad de energía esperando en línea para ser conectados.
Esta historia es parte de la serie “Problemas de transmisión” de CNBC, una mirada interna a por qué la red eléctrica envejecida en los EE. UU. está luchando por mantenerse al día, cómo se está mejorando y por qué es tan vital para combatir el cambio climático.
Los generadores de energía eólica y solar esperan largas filas burocráticas para conectarse a la red eléctrica, solo para enfrentarse a tarifas que no pueden pagar, obligándolos a luchar por más dinero o retirarse de los proyectos por completo.
Este proceso de solicitud, llamado cola de interconexión, está retrasando la distribución de energía limpia y obstaculizando el logro de los objetivos climáticos de EE. UU.
El retraso en la cola de interconexión es un síntoma de un problema climático mayor para los Estados Unidos: no hay suficientes líneas de transmisión para respaldar la transición de un sistema eléctrico basado en combustibles fósiles a una red de energía descarbonizada.
Aumentos de tarifas sorpresa
La Autoridad de Energía Oceti Sakowin , una entidad gubernamental sin fines de lucro propiedad de siete tribus indias Sioux, está trabajando para construir 570 megavatios de generación de energía eólica para vender a clientes en Dakota del Sur.
“El desarrollo económico a través de la energía renovable habla del corazón mismo de la cultura y los valores Lakota: ser administradores responsables de la Abuela Tierra, Unci Maka”, dijo a CNBC Jonathan E. Canis , asesor general de la Autoridad de Energía Oceti Sakowin . “Juntas, nuestras tribus ocupan casi el 20 % de la superficie terrestre de Dakota del Sur. Y los expertos que han estado midiendo nuestros recursos eólicos literalmente los describen como ‘gritos’”.
Para conectar la generación de energía eólica a la red eléctrica y ganar dinero con la venta de esa energía, la Autoridad de Energía de Oceti Sakowin, como todos los generadores de electricidad en los EE. UU., debe presentar una solicitud llamada solicitud de interconexión a cualquier organización que esté supervisando la coordinación de la red eléctrica de esa región. A veces es una autoridad de planificación de transmisión regional, otras veces una empresa de servicios públicos.
A fines de 2017, la Autoridad de Energía de Oceti Sakowin pagó un depósito de $ 2.5 millones para asegurar un lugar en la fila para que Southwest Power Pool , un operador de red regional, revisara su solicitud .
Cinco años después, en 2022, Southwest Power Pool regresó y le dijo que la tarifa para conectarse a la red en realidad sería de $ 48 millones. Eso se debe a que conectar toda esa energía nueva a la red requeriría actualizaciones importantes en la infraestructura de transmisión.
La Autoridad de Energía de Oceti Sakowin tuvo 15 días hábiles para obtener los $45.5 millones adicionales.
“No hace falta decir que no pudimos hacerlo y tuvimos que abandonar”, dijo Canis a CNBC.
Ahora, la Autoridad de Energía de Oceti Sakowin está reevaluando el tamaño y la composición del proyecto y planea volver a ingresar a la cola de interconexión para fin de año. Eso podría significar otro año de espera en la fila.
Estas cargas son típicas.
En 2020, Pine Gate Renewables tenía un proyecto solar ubicado en la región de Piedmont en Carolina del Norte que esperaba costar $5 millones para conectarse a la red eléctrica. La empresa de servicios públicos local a cargo de supervisar el proceso de interconexión le dijo a Pine Gate que serían más de $30 millones. Pine Gate tuvo que terminar el proyecto porque no podía pagar las nuevas tarifas, dijo a CNBC su vicepresidente de asuntos regulatorios, Brett White .
“Vemos, como empresa, el problema de la interconexión como el mayor impedimento para la industria en este momento y los costos asociados con la interconexión son la principal razón por la que un proyecto muere en la vid”, dijo White. “Es el comodín más grande que tiene en el ciclo de desarrollo del proyecto”.
Se están realizando esfuerzos para mejorar la eficiencia del proceso, pero básicamente están poniendo una curita sobre un problema aún más profundo en los Estados Unidos: no hay suficiente infraestructura de transmisión para apoyar la transición energética a partir de fuentes de combustibles fósiles. de energía a fuentes limpias de energía.
“Podría hacer que el proceso para la cola sea lo más eficiente y prístino posible y aún así podría no ser tan efectivo porque en algún momento se quedará sin margen de transmisión”, dijo a CNBC el analista de Wood Mackenzie, Ryan Sweezey .
Esperando en la fila
Toda la red eléctrica de EE. UU. tiene una capacidad instalada de 1.250 gigavatios. Actualmente hay 2.020 gigavatios de capacidad en las colas de interconexión en todo el país, según un informe publicado este jueves por el Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley . Eso incluye 1.350 gigavatios de capacidad de energía, en su mayoría limpia, que buscan ser construidos y conectados a la red. El resto, 670 gigavatios, es para almacenamiento.
Berkeley Lab extrae datos de colas de interconexión de todos los territorios de planificación regional en los Estados Unidos y de entre 35 y 40 servicios públicos que no están cubiertos por áreas con autoridades de planificación regional. Los datos cubren entre el 85% y el 90% de la carga de electricidad en los Estados Unidos, dijo a CNBC Joseph Rand , investigador de políticas energéticas y autor principal del estudio.
El proceso de interconexión comienza con una solicitud de conexión a la red, que ingresa oficialmente al generador de energía en la cola de interconexión. El siguiente paso es una serie de estudios (estudios de viabilidad, del sistema y de las instalaciones) en los que el operador de la red determina qué equipos o actualizaciones serán necesarios para obtener la nueva generación de energía en la red y cuánto costará.
Si todas las partes pueden ponerse de acuerdo, entonces el generador de energía y el operador de la red llegan a un acuerdo de interconexión, que establece las mejoras de la red que pagará el generador de energía.
La capacidad de energía total que sale de una planta de energía que quema combustibles fósiles suele ser mucho mayor que la capacidad de las plantas renovables. Eso significa que se pueden necesitar múltiples plantas de generación de energía eólica o solar y, por lo tanto, solicitudes de interconexión, para obtener las mismas unidades de energía en línea.
Una sola planta de gas natural podría tener 1.200 megavatios, dijo Sweezey a CNBC. “Esa es una solicitud: 1200 megavatios”, dijo Sweezey. “Mientras que, por lo general, si va a obtener la misma cantidad de capacidad con energías renovables, serán seis, siete, ocho, nueve, 10 proyectos diferentes. Así que son 10 solicitudes diferentes en la cola”.
En promedio, un nuevo proyecto de generación de energía tardó 35 meses desde que se presentó la solicitud de interconexión con un operador de red hasta que se llegó a un acuerdo de interconexión en 2022, según Berkeley Lab.
¿Cómo se convirtió este proceso en un problema tan grande?
La red de energía de EE. UU. es un sistema de retazos de muchas empresas regionales de servicios públicos. Algunos brindan servicios de transmisión y otros no.
En un esfuerzo por promover la competencia, la Comisión Federal Reguladora de Energía emitió una orden en 1996 que establece que el servicio de transmisión debe brindarse a los generadores de energía de manera no discriminatoria. Esto permitió competir a todo tipo de generadores de energía, incluidos aquellos que no poseen infraestructura de transmisión. En 2003, emitió otra orden que estandarizó el proceso de interconexión de los generadores de energía.
Ambas órdenes “intentaron hacer que los servicios que uno necesita sean no discriminatorios y justos para todos los usuarios, para su servicio respectivo”, según Rob Gramlich , fundador de la firma de inteligencia de mercado de transmisión Grid Strategies .
Ese proceso funcionó bastante bien cuando la industria de generación de energía estaba construyendo grandes plantas de energía ubicadas centralmente que quemaban combustibles fósiles. Pero el proceso comenzó a mostrar signos de tensión alrededor de 2008 cuando la energía renovable comenzó a conectarse en lugares donde no había suficiente transmisión, dijo Gramlich a CNBC. En abril de 2008, MISO, uno de los operadores regionales, dijo que le tomaría 42 años, hasta 2050, superar su cola de interconexión.
Las reformas en 2008 y 2012 ayudaron un poco, dijo Gramlich a CNBC. “Pero creo que todos se están dando cuenta ahora de que ese proceso original es fundamentalmente inadecuado para la mezcla de nueva generación”.
El proceso de interconexión es especialmente malo para estimar el almacenamiento de la batería, dijo White. Esto se debe a que la planificación de la transmisión siempre se basa en el peor de los casos, pero las baterías extraerán energía de la red cuando la demanda sea baja y los precios de la energía sean bajos, y luego usarán esa energía almacenada cuando la red esté a su máxima capacidad o cerca de ella. El uso de la planificación del peor de los casos para el almacenamiento de la batería básicamente pasa por alto el punto de una batería.
“Las actualizaciones que se activarán en el sistema serán muy, muy extensas y muy, muy costosas. Y entonces te entregan una factura que refleja eso”, dijo White a CNBC.
Pero ese tipo de actualización del sistema “en nuestra mente está totalmente desvinculada de la economía del activo, y no considera realmente el beneficio que el proyecto proporcionará al sistema”, dijo White.
Texas lo hace más fácil
Las tasas de solicitudes de interconexión que realmente alcanzan la finalización comercial varían significativamente, pero ninguna supera el 38 % en la región de Nueva Inglaterra, según Berkeley Lab. El operador de la red de Texas, Electric Reliability Council of Texas, o ERCOT, tiene una tasa de finalización del 31 % y es la única otra región con una tasa de finalización superior al 30 %.
En el extremo inferior, la región del Operador Independiente del Sistema de California tiene una tasa de finalización del 13 % y la región del Operador Independiente del Sistema de Nueva York tiene un 15 %.
El bajo porcentaje de solicitudes de interconexión que realmente se construyen se debe en parte al alto costo de conexión.
En la región MISO, por ejemplo, los costos de interconexión fueron generalmente menos de $100 por kilovatio-hora entre 2008 y 2016, pero aumentaron a unos cientos de dólares por kWh para la energía eólica y solar, con picos de hasta $1,000 por kWh en algunas partes. de la región, dijo Gramlich a CNBC.
Agregar incluso pequeñas cantidades de energía a la red requiere mejoras en la infraestructura porque está casi al límite de su capacidad. Empujar esos costos sobre los constructores de proyectos renovables individuales generalmente los hace económicamente insostenibles.
“Esos proyectos terminaron retirándose de la cola o terminando, porque ya no se escriben a lápiz”, dijo White a CNBC.
Algunas de las tasas de finalización son artificialmente bajas porque los desarrolladores en realidad no esperan completarlas todas, sino que ofrecen el mismo proyecto a varios operadores de redes regionales para obtener el mejor trato, lo que se denomina “colas especulativas”, dijo Sweezey a CNBC. No es costoso hacer colas, por lo que los desarrolladores envían solicitudes para obtener información sobre qué ubicación requerirá las actualizaciones menos costosas.
Para los operadores de la red, tener generadores de energía llenando sus colas es abrumador para un sistema ya gravado.
“Los proyectos que han pasado por el proceso no se están construyendo y no se vuelven operativos”, dijo a CNBC Jeffrey Shields , un portavoz de PJM Interconnection. “Hay alrededor de 38.000 MW de proyectos renovables que no tienen más requisitos de PJM pero que no se están construyendo debido a la ubicación, la cadena de suministro u otros problemas que enfrenta la industria que no están relacionados con el proceso de interconexión de PJM”.
Los largos plazos de solicitud y las costosas actualizaciones han convertido a Texas en un lugar deseable para construir proyectos de energía renovable porque el estado tiene su propio proceso de solicitud de interconexión.
“Está Texas, y luego está el resto del país con respecto a la interconexión”, dijo White of Pine Gate a CNBC. Texas no requiere el mismo nivel de actualizaciones de red para conectar la generación de energía a la red, por lo que poner en línea un proyecto en Texas es más rápido y de menor costo que en el resto del país, dijo White.
“Puedes poner un proyecto en la cola de PJM mañana y es posible que no se construya y construya hasta 2030, mientras que si haces lo mismo con el proyecto de Texas, ahora mismo, probablemente esté en línea en dos o tres años. Así que es mucho , un cronograma mucho más corto para la operación comercial de un proyecto en Texas”, dijo White a CNBC.
Pero Texas también tiene un riesgo único porque ERCOT puede decidir limitar la cantidad de energía que un generador puede vender al mercado si un corredor eléctrico en particular se congestiona demasiado.
“Es un arma de doble filo”, dijo White a CNBC. Pero con los acuerdos de infraestructura, “el tiempo mata los acuerdos, el tiempo mata los proyectos”, dijo White, por lo que los desarrolladores de energía pueden preferir correr el riesgo y cerrar el trato.
¿Cómo se arregla esta situación?
En junio de 2022, la FERC emitió una propuesta sobre reformas de interconexión para abordar los retrasos en las colas y desde entonces ha recibido una gran cantidad de comentarios públicos.
“Entendemos que del 80 al 85 por ciento de los proyectos que están esperando en la cola finalmente no se están construyendo. Creo que FERC tiene una oportunidad aquí para asegurarse de desbloquear ese cuello de botella y hacer todo lo posible para mover esos proyectos. adelante”, dijo el presidente de la FERC, Willie Phillips, el 16 de marzo, según un comunicado proporcionado por un portavoz de la FERC.
El cambio de regla propuesto ofrecería mejoras incrementales, como proporcionar información a los desarrolladores para que puedan tomar decisiones de ubicación más informadas sin inundar la cola con solicitudes especulativas e imponer mandatos más estrictos a los operadores de redes regionales para completar estudios en un período de tiempo determinado, Rand de Berkeley Lab le dijo a CNBC.
“Creo que lo que propone la FERC tiene el potencial de mejorar esta situación”, dijo Rand a CNBC. Pero fundamentalmente, estos cambios iterativos no serán una panacea.
“La transición energética está aquí. Pero nuestra actualización y expansión de nuestro sistema de transmisión eléctrica hasta ahora ni remotamente ha seguido el ritmo de esa velocidad, tasa de cambio que estamos viendo en el lado del suministro del generador”, dijo Rand.
También hay escasez de los tipos de ingenieros eléctricos y de transmisión necesarios para procesar todas estas aplicaciones, dijeron Sweezey y White a CNBC. “Simplemente no hay suficientes personas, por lo que tenemos que pensar cuál es la forma más inteligente de maximizar esa experiencia. Y eso significa sacar a esos ingenieros de la entrada manual de datos y llevarlos al análisis real”, dijo White a CNBC.
Otra opción es construir nuevas fuentes de energía limpia que puedan construirse más cerca de donde se necesita la demanda, como pequeños reactores nucleares, dijo Sweezey a CNBC. “Simplemente no creo que la gente se haya dado cuenta de eso todavía”.
Construir suficiente transmisión para apoyar la transición energética no es necesariamente un desafío técnico sino político.
“El tipo de coordinación y planificación que se requiere para este tipo de transmisión a gran escala, esto involucra tal vez múltiples servicios públicos, múltiples operadores de red, múltiples estados, ciudades, condados, todo, incluso los federales están involucrados, y eso es antitético a la Estados Unidos está estructurado como una nación descentralizada”, dijo Sweezey a CNBC.
Pero hay mucho en juego.
“Incluso con todo el trabajo, con todas estas cosas geniales que hay en el IRA y todo el viento que hay en las velas de la descarbonización en la industria de las energías renovables, si no puedes abordar la transmisión y la infraestructura, entonces esos objetivos no son va a ser cumplido”, dijo White a CNBC.
“Realmente es el cuello de botella lo que impide que eso suceda”.
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