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En general, las órdenes de “emergencia” del Departamento de Energía de Estados Unidos para evitar que las centrales eléctricas pararan la producción ayudaron al sistema eléctrico. dijo el jueves un alto funcionario de North American Electric Reliability Corp.
“Esta es una herramienta contundente que se utiliza como último recurso para mantener en línea información de generación esencial y ha ayudado a mantener la credibilidad, especialmente el invierno pasado”, dijo John Moura, Director de Evaluaciones de Confiabilidad y Análisis de Rendimiento de NERC.
Sin embargo, la directiva del DOE tiene muchos beneficios, según Moura: “Algunas de ellas son útiles, otras pueden no serlo”, afirmó en la reunión mensual de la Comisión Federal Reguladora de Energía. “Pero en general ayuda a varias unidades definitivamente en línea”.
Utilizando su autoridad bajo la Sección 202(c) de la Ley Federal de Energía, el año pasado el DOE pudo evitar el retiro programado de seis plantas de energía con una capacidad combinada de aproximadamente 4,300 megavatios. Cinco centrales eléctricas queman carbón. Están en Colorado, Indiana, Michigan y Washington. El DOE también ordenó a Constellation Energy que continúe operando dos unidades de petróleo y gas por un total de 760 megavatios en su planta de Eddystone en Pensilvania. Hasta ahora, el DOE no ha permitido que expire la orden de 90 días para esas plantas.
Las partes han impugnado la orden del DOE ante los tribunales, en su Apelación ante el DOE y ante los tribunales.Argumentaron en parte que el departamento no demostró que su directiva abordara específicamente las emergencias de la red.
A finales del mes pasado, NERC publicó su informe anual. Evaluación de confiabilidad a largo plazoEncontró que gran parte de América del Norte corre un alto riesgo de sufrir apagones en los próximos cinco años. El análisis se basa en las condiciones y previsiones a julio del año pasado.
Por ejemplo, NERC ha determinado que los operadores de red independientes en el centro del continente corren un alto riesgo de sufrir cortes de red a partir de 2028, como lo demuestran las bandas rojas en 13 estados, que se extienden desde Luisiana hasta Dakota del Norte.
¿La interconexión rápida reducirá el riesgo de MISO?
Es demasiado pronto para decir en qué medida el rápido proceso de interconexión de MISO reducirá los riesgos de confiabilidad en las huellas de los operadores de red, dijo Moura a los comisionados de la FERC.
NERC no evalúa cuántos proyectos se ven afectados. en el proceso de estudio de aumento de recursos acelerado de MISO, una revisión de interconexión temporal que tiene como objetivo poner rápidamente en línea la generación para reducir los riesgos de adecuación de recursos. Podría afectar la confiabilidad de las huellas de los operadores de la red, dijo.
“No sabemos si las áreas MISO serían ‘rojas’ si contamos esos recursos en el proyecto ERAS”, dijo Moura.
En su evaluación, la Comisión Reguladora de Energía dijo:El despliegue oportuno de los recursos ERAS eliminará el problema de la escasez del margen de reserva. y mejorar los indicadores energéticos que se espera que estén fuera de servicio”.
La identificación por parte de MISO del nivel de riesgo de NERC ha provocado una respuesta de los reguladores de servicios públicos. Esto se debe en parte a que no será posible realizar la generación de recursos que se espera que entren en línea a través del rápido proceso de verificación de interconexión de MISO antes del invierno de 2028-29.
“El proceso ERAS fue desarrollado conjuntamente por los reguladores estatales, MISO y las partes interesadas. Está progresando bien y se espera que satisfaga las necesidades de capacidad emergentes en el corto a mediano plazo”, dijo Michael Carrigan, presidente estatal de MISO y comisionado de la Comisión de Comercio de Illinois, en un comunicado. Carta a Jim RobbPresidente y Director General de la Comisión Reguladora de Energía
También, Anual Encuesta de adecuación de recursos de OMS-MISO A menudo muestra posibles déficits en años futuros. Salir del alcance de la planificación Lo mismo se refleja en las evaluaciones de NERC basadas en OMS.
“Al principio de este proceso, OMS, MISO y los reguladores estatales reconocieron que la incertidumbre intraanual es una característica estructural de las jurisdicciones basadas en la planificación y se gestiona regularmente a través de una planificación coordinada de los servicios públicos, la supervisión regulatoria y las operaciones de mercado y políticas antes de que la credibilidad se vea afectada”. Carrigan dijo en la carta..
Según el proceso ERAS de MISO, el operador de la red está estudiando hasta 68 proyectos antes de que finalice el 31 de agosto de 2027. Hasta ahora, proyectos por un total de aproximadamente 28 GW han entrado en el proceso de revisión acelerada, según los datos. Resumen del proyecto. Además de la producción con gas, esos proyectos también incluyen aproximadamente 4 GW de almacenamiento en baterías, 2,6 GW de energía solar y casi 1 GW de energía eólica.
Incluso esos proyectos deben estar certificados para cumplir con los requisitos de adecuación de recursos. Pero los proyectos que utilizan gas natural en el proceso ERAS pueden carecer de un suministro estable de combustible. Esto puede limitar la capacidad de proporcionar electricidad en los fríos días de invierno. Cuando el suministro de gas es limitado, según Moura, además, alrededor de 7 GW en la cola ERAS se encuentran en la región sur de MISO, que tiene límites en la cantidad de energía que puede exportarse a las regiones norte y central del operador de la red, dijo Moura.
NERC considerará esos factores en su próxima evaluación a largo plazo, dijo Moura.
Al desarrollar pronósticos de crecimiento de carga, NERC se basa en informes de la industria para determinar cuántos centros de datos y otras cargas grandes incluir en el análisis, según Moura. La incertidumbre sobre estos pronósticos es una de las mayores incertidumbres que enfrentan los planificadores de redes, dijo.
NERC no incluye proyectos especulativos en sus previsiones. Pero el organismo de control de la red está intensificando su análisis colocando posibles cargas grandes en diferentes capas. Para reflejar las tendencias que se generarán, dijo Moura, esas mejoras se utilizarán para la próxima evaluación a largo plazo de NERC, dijo.
NERC también planea cambiar la evaluación. Para considerar la probabilidad de un corte de energía cada hora del año, la atención se centró en cumplir el objetivo del margen de reserva, según Moura.
