I consumatori e l’ambiente pagheranno per i problemi della più grande regione di rete elettrica della nazione

Un processo ideato per garantire che una parte del Paese disponga di elettricità affidabile è diventato un esempio di come non gestire un sistema complesso in un periodo di rapidi cambiamenti.

PJM Interconnection, l’organizzazione che supervisiona la più grande regione di rete elettrica del Paese, ha tenuto la scorsa settimana la sua asta annuale di “capacità” per assicurarsi le risorse necessarie a soddisfare la domanda di elettricità prevista nel 2025-26.

Ciò ha comportato un aumento dei prezzi, con un costo stimato di 14 miliardi di dollari, rispetto ai 2,2 miliardi di dollari dell’asta precedente, per il 2024-25.

L’asta esiste affinché PJM possa avere la certezza che ci sarà abbastanza elettricità disponibile per soddisfare la domanda di picco. Le centrali elettriche offrono i prezzi che vogliono essere pagate in cambio dell’accettazione di essere disponibili quando necessario. Quando le risorse sono scarse rispetto alla domanda, i prezzi salgono, come è successo la scorsa settimana.

I vincitori includono chiunque gestisca una centrale a carbone, a gas naturale o nucleare che potrebbe avere difficoltà a rimanere a galla finanziariamente. Tali risorse costituiscono la grande maggioranza delle fonti di energia che saranno pagate, mentre l’eolico e il solare costituiscono ciascuno una singola percentuale delle fonti.

“Ciò dimostra semplicemente quanto sia scadente la pianificazione”, ha affermato Ric O’Connell, direttore esecutivo di GridLab, un’organizzazione non-profit che si occupa di analisi tecniche per enti regolatori e sostenitori dell’energia rinnovabile. Ha affermato che “è deprimente” che l’eolico e il solare costituiscano una parte così piccola del mix.

I consumatori dell’intero territorio di PJM, che si estende da Chicago alla Carolina del Nord, che pagano indirettamente questi costi attraverso le bollette dell’elettricità, sono in perdita quando i prezzi aumentano.

Tra gli altri perdenti ci sono il clima, l’ambiente e la transizione energetica, che sembrano essere in fondo alla lista delle priorità del PJM.

Capisco che la responsabilità principale di un gestore di rete regionale è quella di tenere le luci accese e che PJM vuole essere vista come una parte neutrale in un mercato complesso. Ma è difficile guardare ai risultati della scorsa settimana e credere che PJM sia attrezzata per essere un leader nel passaggio alla rete del futuro.

Il PJM è ostacolato da fattori concorrenti:

• Si prevede che la domanda di elettricità aumenterà a causa della crescita complessiva e della costruzione di data center e fabbriche.
• Molte centrali elettriche a carbone nel territorio del PJM sono state chiuse a causa di problemi di inquinamento e di costi di gestione elevati; inoltre, non sono entrate in funzione abbastanza nuove centrali per sostituire l’energia persa.
• PJM ha un processo lento e macchinoso per approvare le connessioni alla rete per le nuove centrali elettriche, il che significa che migliaia di progetti, la maggior parte dei quali parchi solari o sistemi di accumulo a batterie, devono attendere in un ingorgo prima di poter essere attivati.
• Le recenti tempeste invernali hanno mostrato che alcune risorse, in particolare le centrali elettriche a gas naturale, non hanno le prestazioni previste in precedenza. Di conseguenza, PJM ha modificato le sue aspettative per una varietà di fonti di energia e deve aggiungere risorse per compensare la differenza.

I clienti pagheranno di più, ma è difficile dire quanto. Per avere un’idea, i pagamenti effettuati a seguito dell’asta di capacità sono stati circa l’8 percento del prezzo medio all’ingrosso dell’elettricità nel territorio PJM l’anno scorso. Exelon, una società di servizi con clienti in tutta l’area di PJM, ha affermato che l’asta porterà probabilmente ad aumenti delle tariffe di almeno il 10 percento.

Ecco un po’ di matematica approssimativa: un’ipotetica centrale a carbone da 1.000 megawatt nel territorio PJM guadagnerebbe più di 80 milioni di $ per il periodo coperto dall’asta, che fa parte dei 14,4 miliardi di $ di costi previsti. Questo reddito è circa 10 volte quello che sarebbe stato ai prezzi dell’asta precedente.

Una centrale elettrica solitamente ricava la maggior parte dei suoi guadagni dalla vendita di elettricità alla rete, ma i pagamenti dell’asta PJM possono essere un’importante fonte secondaria di reddito. Per una centrale sul punto di chiudere di fronte alla concorrenza, un aumento dei pagamenti PJM può essere un’ancora di salvezza.

Idealmente, il processo di asta dovrebbe fornire un segnale di mercato che la regione ha bisogno di più centrali elettriche e gli sviluppatori inizierebbero a costruire. Ma non funziona in questo modo, e non ha funzionato in questo modo nel decennio e passa in cui ho scritto di energia nella regione PJM.

Un picco nei pagamenti durato un anno non farà molta differenza per qualcuno che deve decidere se investire miliardi di dollari in attività che funzioneranno per decenni.

I principali beneficiari sono i proprietari degli impianti già costruiti. I principali attori sono le utility, insieme ad alcuni produttori di energia indipendenti.

“La governance e il contributo degli stakeholder in merito alle regole di mercato sono, in larga parte, ancora abbastanza dominati dai partecipanti al mercato e dagli operatori storici”, ha affermato Brendan Pierpont, direttore della modellazione elettrica per il think tank Energy Innovation.

Il risultato, ha detto, è “l’inerzia istituzionale”.

Mentre le centrali elettriche esistenti saranno pagate per il loro funzionamento, gli sviluppatori hanno proposto migliaia di progetti nel territorio PJM che non saranno operativi entro il 2025-26 perché il gestore della rete sta elaborando le domande di interconnessione a un ritmo molto lento.

Alla fine dell’anno scorso, PJM aveva 3.309 progetti in attesa nella sua coda, secondo il Lawrence Berkeley National Laboratory. La grande maggioranza di quei progetti sono parchi solari o sistemi di accumulo di batterie. (Nessun’altra regione della rete si avvicina a PJM in termini di numero di progetti in attesa di connessioni, il che non sorprende poiché PJM è la più grande in termini di numero di clienti serviti.)

Un progetto in coda non è ancora stato realizzato, e molti di essi sono di natura speculativa, senza permessi o finanziamenti. Ma un gran numero di progetti sono fattibili e la cosa principale che ritarda la loro costruzione è che PJM non si sta muovendo abbastanza velocemente.

Se un numero maggiore di questi progetti solari e di accumulo fosse stato pronto per essere attivato entro il 2025, l’asta avrebbe probabilmente prodotto prezzi più bassi per i consumatori.

Mi sono rivolto a PJM per farmi un’idea di come valutano i risultati e come rispondono alle critiche.

Il portavoce Daniel Lockwood ha spiegato i prezzi elevati elencando fattori simili a quelli che ho elencato nei miei punti elenco sopra. Ha detto che PJM continua a implementare un piano per riformare e accelerare l’approvazione delle richieste di interconnessione, con l’aspettativa che 72.000 megawatt di nuove centrali elettriche saranno elaborati nel 2024 e nel 2025.

Ha fatto notare che alcuni dei problemi legati all’implementazione di nuove centrali elettriche sono al di fuori del controllo di PJM, tra cui circa 38.000 megawatt di risorse che hanno ricevuto l’approvazione per l’interconnessione ma stanno subendo ritardi a causa di finanziamenti, permessi o altri problemi.

“PJM continua a preoccuparsi di questo ritmo lento delle costruzioni di nuova generazione e sta valutando modi per accelerare coloro che possono superare con successo queste sfide e costruire”, ha affermato.

Vediamo cosa succede. Per ora, il tempo stringe e lo slancio per la transizione energetica viene minato da un processo costoso e inefficiente.

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Altre storie sulla transizione energetica da tenere a mente questa settimana:

Progetti di trasmissione innovativi in ​​18 stati ottengono 2,2 miliardi di dollari dall’amministrazione Biden: Il Dipartimento dell’Energia ha assegnato 2,2 miliardi di dollari a progetti che potrebbero espandere la capacità della rete di circa 13 gigawatt, come riporta Ethan Howland per Utility Dive. I progetti includono circa 600 miglia di nuove linee di trasmissione e 400 miglia di linee esistenti che stanno ricevendo miglioramenti che includono l’installazione di cavi più grandi.

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I sostenitori del clima si schierano a favore di Walz come vicepresidente scelto da Harris: I sostenitori del clima e dell’energia pulita hanno motivo di esultare per la scelta del governatore del Minnesota Tim Walz come compagno di corsa della candidata democratica alla presidenza Kamala Harris, come riporta il mio collega Kristoffer Tigue. Il curriculum di Walz include la firma di una misura che chiede al suo stato di passare al 100 percento di elettricità priva di emissioni di carbonio entro il 2040.

Gli agricoltori del Midwest che dicono sì all’energia solare affrontano l’ira dei vicini: Il Michigan ha una nuova legge che limita la capacità dei governi locali di fermare i progetti di energia rinnovabile. Di conseguenza, è molto più probabile che i progetti vadano avanti, ma i proprietari terrieri che affittano le loro proprietà agli sviluppatori stanno ancora incontrando i sentimenti amari dei loro vicini, come Drew Hutchinson e Daniel Moore riportano per Bloomberg.

Ecco le prossime auto elettriche per il 2024, 2025 e 2026: La selezione di veicoli elettrici sta per espandersi notevolmente. Ty Duffy di InsideEvs ha questo riepilogo dei modelli che saranno sul mercato più avanti quest’anno e nel 2025 e 2026.

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