Los reguladores federales y estatales instan a las empresas de servicios públicos a considerar la tecnología para la actualización de la red

Jun 09, 2023

Un empleado de PPL Electric Utilities instala un sensor dinámico de clasificación de línea en una línea de transmisión en Pensilvania desde un helicóptero. Los sensores permiten a las empresas de servicios públicos tener en cuenta la velocidad del viento, la nubosidad y otras condiciones para determinar si una línea tiene más capacidad. (Cortesía de PPL Electric Utilities)

De los muchos desafíos que enfrenta la envejecida y tensa red eléctrica del país, la necesidad de mucha nueva capacidad de transmisión es uno de los más apremiantes, dicen expertos y formuladores de políticas.

A principios de este año, el Departamento de Energía de EE.UU. dijo que la nación necesitará miles de kilómetros de nuevas líneas para conectar mejor las regiones y soportar condiciones climáticas extremas, reducir costos y conectar nuevos proyectos de energía renovable.

Pero construir una nueva línea de transmisión interregional puede llevar una década o más, principalmente debido a demoras en la ubicación y los permisos, resistencia local, problemas de planificación, asignación de costos y otros obstáculos.

Y si bien el Congreso ha tomado algunas medidas para permitir la reforma (en el acuerdo sobre el límite de la deuda de este verano), hay un conjunto de tecnologías que sus defensores y algunos reguladores estatales y federales coinciden en que podrían sacar más provecho del sistema de transmisión existente en este momento y potencialmente reducir la necesidad de cables nuevos.

Se les llama “tecnologías de mejora de la red”, o GET en la abreviatura de la industria, y en muchos casos han sido adoptadas en otros lugares, pero han tardado más en arraigarse en Estados Unidos.

"Si no exprimimos cada gota del sistema existente, será difícil de vender, ya que consideramos los costos involucrados en la expansión de la transmisión", dijo Dan Scripps, presidente de la comisión de servicios públicos de Michigan, en un grupo de trabajo de la Comisión Federal Reguladora de Energía. reunión el mes pasado. “Y creo que las tecnologías que mejoran la red pueden ayudarnos a maximizar el valor de la infraestructura que tenemos hoy. “

Las tecnologías de mejora de la red incluyen una variedad de herramientas para maximizar la capacidad de la red para manejar el flujo de electricidad. Incluyen sensores, dispositivos de flujo de energía, software y hardware que pueden ofrecer mejor datos meteorológicos en tiempo real y otras tecnologías como la optimización de la topología, que pueden identificar las mejores configuraciones de red y encaminar el flujo de energía para evitar los cuellos de botella. Piense en la red eléctrica como un sistema vial y en las tecnologías que mejoran la red como dispositivos de control de tráfico y límites de velocidad variables que pueden ayudar a aliviar la congestión, dice un documento del Departamento de Energía.

Y la congestión en la red eléctrica del país es un problema real. Definida en términos generales, la congestión en términos eléctricos significa cualquier momento en que las limitaciones físicas del sistema eléctrico impiden que la energía más barata fluya hacia los clientes, lo que, naturalmente, aumenta los costos.

"Por ejemplo, el flujo de energía puede estar restringido por el límite térmico máximo de un transformador o conductor de línea eléctrica", dice el Departamento de Energía. "Por lo tanto, los operadores se ven obligados a desviar la energía por caminos menos óptimos y depender de una generación de energía más costosa, como los combustibles fósiles convencionales, al tiempo que restringen la energía eólica o solar renovable para satisfacer de forma segura la demanda de sus clientes".

Un informe publicado en julio por Grid Strategies, una firma consultora que trabaja para integrar la energía renovable en la red eléctrica, encontró que los costos de congestión (después de duplicarse entre 2020 y 2021) aumentaron a 12.1 mil millones de dólares en 2022, un aumento del 56% con respecto a 2021. en regiones del país controladas por seis grandes organizaciones regionales de transmisión. Al extrapolar ese aumento al resto de EE. UU., la empresa estimó que el costo total de la congestión para los clientes de electricidad en 2022 fue de casi 21 mil millones de dólares.

“La mejor manera de reducir la congestión de la transmisión es aumentar la capacidad de transmisión. Sin embargo, muy poco del gasto en transmisión se destina a nuevas líneas de transmisión de alto voltaje a gran escala”, escribió Grid Strategies. "Además, pocas empresas de servicios públicos de EE. UU. han adoptado clasificaciones de línea dinámicas, control avanzado del flujo de energía u optimización de la topología (conocidos en conjunto como Grid Enhancing Technologies o GET) para hacer un uso más eficiente de la infraestructura de la red existente".

Hubo un amplio consenso en la séptima reunión del mes pasado del Grupo de Trabajo Conjunto Federal-Estatal sobre Transmisión Eléctrica de la FERC en que los GET podrían generar grandes beneficios en términos de costos y confiabilidad para los operadores de redes y los clientes de electricidad.

“Quizás el argumento más convincente para mí a favor de estas tecnologías es que en este momento pueden reducir la congestión de la red, permitiendo a nuestros mercados acceder consistentemente a energía de menor costo y responder a problemas de confiabilidad en tiempo real. Y eso es particularmente importante cuando nos enfrentamos a fenómenos meteorológicos extremos”, dijo Andrew French, miembro de la Comisión de Corporaciones de Kansas que forma parte del grupo de trabajo.

Entonces, ¿por qué este tipo de tecnologías no son más frecuentes en Estados Unidos?

La razón principal, dicen los expertos en redes, es cómo las empresas de servicios públicos ganan dinero con las actualizaciones de la red y cómo se mide su desempeño.

“Las empresas de servicios públicos no necesariamente se ven directamente afectadas económicamente por el uso ineficiente de la infraestructura de transmisión”, dijo Darcie Houck, comisionada de servicios públicos de California que también forma parte del grupo de trabajo, y agregó que a menudo las empresas de servicios públicos trasladan los costos de congestión a los generadores de energía y a los clientes. “Las empresas de servicios públicos están motivadas financieramente para construir proyectos de transmisión más intensivos en capital para aumentar su base de tarifas, de la cual obtienen un rendimiento. … Los GET pueden diferir o negar la necesidad de dichos proyectos de capital, reduciendo así los ingresos de los servicios públicos”.

Parte de la renuencia también surge de la necesidad de que los operadores de redes "validen las tecnologías en su propio sistema porque no hay referencias disponibles públicamente sobre rendimiento, integración y despliegue", escribió el Laboratorio Nacional de Idaho en un informe el año pasado.

También genera dudas la falta de estándares y especificaciones de la industria para algunas de las tecnologías, así como posibles preocupaciones de seguridad, dijo Andrew Phillips, vicepresidente de transmisión y distribución del Instituto de Investigación de Energía Eléctrica, durante la reunión del grupo de trabajo de la FERC.

“Cuando una nueva tecnología llega al mercado, necesitamos una especificación para comprarla. Necesitamos estar seguros de que durará 30 o 40 años. Y eso es algo realmente importante y, a menudo, una barrera”, dijo Phillips, añadiendo que EPRI, una organización sin fines de lucro de investigación y desarrollo, ha desarrollado pruebas para algunas tecnologías como conductores avanzados y está trabajando en estándares para otras.

"Necesitamos una forma aceptada por la industria de evaluar estas tecnologías, incorporarlas a nuestros planes y luego ejercer esos planes".

Sin embargo, a pesar de la resistencia del pasado, algunos ven que las actitudes entre las empresas de servicios públicos están cambiando.

"Los contribuyentes no van a pagar el doble de la red que tenemos hoy, por lo que tienen que buscar otras soluciones", dijo Julia Selker, directora de operaciones de Grid Strategies y directora ejecutiva de WATT Coalition, que es presionando para una adopción más amplia de los GET. "Veo un cambio de mentalidad".

La FERC ha tomado medidas recientes para sacar más provecho del sistema de transmisión existente y presionar para que se consideren nuevas tecnologías.

En 2021, la FERC emitió una norma final que exige a los proveedores de transmisión que utilicen “clasificaciones ajustadas al ambiente” para las líneas de transmisión que tengan en cuenta la temperatura real del aire y otras condiciones climáticas, en lugar de limitar la capacidad de una línea basándose en suposiciones conservadoras del peor de los casos.

La orden también abrió la puerta para que los propietarios de transmisiones exploren “clasificaciones de línea dinámicas”, una clasificación más en tiempo real que puede tener en cuenta otros factores que podrían aumentar la capacidad de la línea, como la velocidad del viento, la nubosidad y otras condiciones.

Este verano, PPL Electric, que tiene alrededor de 1,4 millones de clientes en el este y centro de Pensilvania, ganó un premio de la industria por ser la primera compañía eléctrica estadounidense en instalar e integrar un sistema dinámico de clasificación de líneas dentro de su gestión de transmisión y operaciones de mercado. La tecnología ahorrará a sus clientes aproximadamente 23 millones de dólares al año en costos de congestión, afirma la compañía. Un informe de 2021 encargado por la Coalición WATT sostiene que el despliegue de GET en todo el país ahorraría más de 5 mil millones de dólares al año en costos de energía, frente a una inversión inicial de 2,7 mil millones de dólares en el primer año.

En julio, como parte de su esfuerzo por ayudar a eliminar los retrasos en los nuevos proyectos de energía que buscan conectarse a la red, la FERC también exigió a los proveedores de transmisión que consideraran tecnologías de mejora de la red en sus estudios de interconexión. Y otra regla propuesta también podría requerir su consideración en la planificación de la transmisión.

"Los GET pertenecen a la planificación a largo plazo", dijo Selker. "Si no estás considerando los GET, entonces no estás tomando las decisiones más eficientes para los clientes".

Pero ha habido cierta renuencia entre los comisionados de la FERC a exigir cualquier tecnología específica.

"Necesitamos escuchar realmente a los ingenieros sobre esto", dijo el comisionado Mark Christie, ex regulador de servicios públicos de Virginia. “Hay un enorme beneficio si lo haces bien. No hay beneficio si no lo haces”.

En un acuerdo presentado sobre la nueva regla de interconexión, Christie reconoció el interés creado de los propietarios de transmisiones en construir “nuevos activos de transmisión costosos” en lugar de tecnologías potencialmente menos costosas que podrían sacar más provecho de las líneas existentes. Pero también dijo que había “mucha búsqueda de rentas” por parte de las empresas que venden tecnologías que mejoran la red y las organizaciones que financian y que pueden beneficiarse de cualquier regulación que obligue a su uso.

“Lograr el equilibrio adecuado, que redunde en beneficio del interés público, es un desafío”, afirmó Christie.

Pero también hay un papel para los estados. Selker dijo que los reguladores de servicios públicos en varios estados, incluidos Michigan, Nevada y Carolina del Norte, han pedido a sus empresas que informen sobre su búsqueda de financiación federal para mejoras de la red. Hay alrededor de $14 mil millones en fondos federales disponibles para los estados, tribus y empresas de servicios públicos durante los próximos años para tecnologías de mejora de la red y otras actualizaciones.

Caitlin Marquis, directora general de Advanced Energy United, un grupo comercial para empresas de energía limpia, calificó el requisito de la FERC de que los GET sean considerados en la interconexión como un pequeño primer paso.

“Existe la necesidad de evaluar estas tecnologías, existe la obligación de informar, pero queda mucho a discreción de los proveedores de transmisión. … Está por verse si esto resulta en un mayor uso de GET”, dijo. "Los GET son definitivamente un área donde existe interés estatal y los estados definitivamente podrían desempeñar un papel más importante para garantizar que sean considerados".

Varios reguladores estatales del grupo de trabajo de la FERC adoptaron una opinión similar.

"Necesitamos extraer todo el valor de nuestro sistema existente para beneficio de nuestros contribuyentes", dijo Kimberly Duffley, comisionada de servicios públicos de Carolina del Norte. "Una cosa que las comisiones estatales pueden hacer es evaluar sus reglas existentes para asegurarse de que están creando las condiciones para que los GET se consideren cuando corresponda".

Marissa Gillett, presidenta de la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos de Connecticut, dijo que depende de los reguladores estatales y federales desarrollar ahorros compartidos y otros programas para impulsar a las empresas de servicios públicos a considerar soluciones de red "sin cables", combinando "un desincentivo saludable con incentivos potenciales".

“Nuestros contribuyentes nos necesitan como reguladores, ya sea a nivel estatal o federal, para definir las reglas de tránsito e insistir en una contabilidad más completa de cómo una [servicio público] establecida llega a una solución intensiva en capital”, dijo. "Creo que debemos ir más allá de las simples instrucciones de que se deben considerar los GET".

Señaló que las decisiones de las empresas de servicios públicos sobre qué construir no se toman sólo por méritos de ingeniería en el vacío.

"Todos debemos confiar, pero verificar, pero también alentar y hacer cumplir si es necesario", dijo.

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por Robert Zullo, Ohio Capital Journal 28 de agosto de 2023

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Robert Zullo es un reportero nacional de energía con sede en el sur de Illinois que se centra en las energías renovables y la red eléctrica. Robert se unió a States Newsroom en 2018 como editor fundador de Virginia Mercury. Antes de eso, pasó 13 años como reportero y editor en periódicos de Virginia, Nueva Jersey, Pensilvania y Luisiana. Tiene una licenciatura del College of William and Mary en Williamsburg, Virginia. Creció en Miami, Florida, y en el centro de Nueva Jersey.