Mentre PJM riapre la coda di interconnessione, gli esperti avvertono che i danni ai piani di energia pulita del Maryland sono già stati fatti

Per la prima volta in quattro anni, l’operatore di rete regionale PJM Interconnection aggiunge progetti di nuova generazione alla sua coda di interconnessione.

PJM, che serve 67 milioni di persone in porzioni di 13 stati e nel Distretto di Columbia, ha annunciato la scorsa settimana che 811 progetti di nuova generazione in grado di generare 220 gigawatt di elettricità hanno fatto domanda per connettersi alla rete attraverso il primo ciclo del suo processo di interconnessione “riformato”.

Ma i sostenitori e i legislatori intervistati da Inside Climate News hanno avvertito che la riapertura della coda non offre alcun sollievo a breve termine per i consumatori. Affermano anche che il ritardo di anni ha già causato danni irreversibili a stati come il Maryland che contavano su progetti di energia rinnovabile per obiettivi obbligatori di riduzione delle emissioni e decarbonizzazione.

Per il Maryland, che ha un obiettivo giuridicamente vincolante del 100% di elettricità pulita entro il 2035 e deve raggiungere lo zero netto entro il 2045, l’impasse dell’interconnessione ha coinciso con l’aggressivo smantellamento dell’architettura politica federale dell’energia pulita da parte dell’amministrazione Trump, la revoca dei permessi dei progetti eolici offshore e la priorità di nuove trivellazioni di combustibili fossili e di energia nucleare. Gli ostacoli politici e i tagli ai finanziamenti hanno privato gli Stati degli incentivi chiave su cui puntavano per la transizione verso l’energia pulita.

PJM ha chiuso la coda nel 2022 dopo che un’ondata di applicazioni di energia pulita ha portato a un paralizzante arretrato, con oltre 300 gigawatt bloccati in un ringhio. L’operatore della rete ha sospeso le revisioni delle nuove domande mentre semplificava il processo di revisione.

La coda di interconnessione è un processo di revisione che ogni progetto di nuova generazione deve superare prima di poter fornire elettricità alla rete. Il processo è costellato di studi tecnici che PJM conduce lungo il percorso per determinare gli aggiornamenti necessari affinché il sistema di trasmissione possa gestire la nuova generazione. Storicamente, potrebbero volerci due anni o più prima che i progetti passino in coda.

Dopo la chiusura del 2022, PJM ha iniziato ad attuare riforme per studiare i progetti in cluster anziché individualmente. Nonostante la sospensione di quattro anni, gli sviluppatori hanno continuato a presentare domande di progetto ma PJM ha rifiutato di esaminarle. Prima della scadenza del 27 aprile, PJM ha chiesto agli sviluppatori di ripresentare le loro richieste affinché venissero esaminate nell’ambito del processo riformato, chiamato Ciclo 1.

PJM ha annunciato di aver ricevuto 811 progetti di nuova generazione con una capacità totale di 220 gigawatt. Il gas naturale domina per capacità, con 105,8 gigawatt in 157 progetti, mentre lo stoccaggio è in testa per numero di progetti con 349 progetti e 66,5 gigawatt. Il solare rappresenta 14,8 gigawatt e l’eolico solo 4,7 gigawatt. Con gas e nucleare che rappresentano circa il 55% della capacità totale, ciò riflette un drammatico cambiamento rispetto alla coda dominata dalle rinnovabili che PJM ha impiegato quattro anni a eliminare.

I sostenitori delle energie rinnovabili sono costernati dall’entità di ciò che è andato perduto durante quei quattro anni in cui la coda è rimasta congelata.

Jon Gordon, direttore senior di Advanced Energy United, un gruppo industriale, ha definito l’impasse dell’interconnessione “un’opportunità persa”, sottolineando che dei circa 300 gigawatt di produzione arretrata nel 2022, il 95% era costituito da fonti rinnovabili e stoccaggio. Ma il 74% di questi progetti si è ritirato durante i quattro anni in cui sono rimasti bloccati nella coda del PJM.

“C’era così tanta energia rinnovabile in quella coda proposta tanto tempo fa, quando erano meno costose da costruire, che è morta sul nascere perché PJM non è stata in grado di dare loro il permesso di interconnettersi”, ha detto Gordon. “È uno dei motivi per cui ci troviamo nella situazione difficile in cui ci troviamo oggi.”

Gordon ha attribuito il cambiamento alla domanda dei data center che a sua volta guida le nuove proposte di impianti di gas. “L’accelerazione del gas naturale è una parodia su più livelli”, ha affermato, aggiungendo che la preferenza di PJM per l’elaborazione di grandi studi di interconnessione singola rispetto a numerosi progetti più piccoli di energia pulita è stata “il pregiudizio da sempre”. Gli azionisti delle utility, ha osservato, hanno un peso significativo nella struttura di voto di PJM.

Nei commenti via email, il portavoce di PJM Jeffrey Shields ha affermato che il processo di interconnessione riformato rappresenta un “passaggio da un modello primo arrivato, primo servito a un costrutto primo pronto, primo servito che studia i progetti in cluster” con requisiti più rigorosi intesi a “escludere progetti speculativi”. Ha respinto la critica secondo cui la chiusura dell’interconnessione avrebbe ucciso le energie rinnovabili, sostenendo che l’operatore della rete ha elaborato accordi di interconnessione per 103 gigawatt di progetti dal 2020, la maggior parte dei quali rinnovabili.

Nel Maryland, ha detto, 1,6 gigawatt di progetti con accordi firmati potrebbero iniziare immediatamente la costruzione, con altri 1,8 gigawatt attualmente in fase di studio. I progetti che non vengono realizzati sono fattori che esulano dal controllo di PJM, ha affermato Shields, riferendosi agli ostacoli in materia di autorizzazioni e localizzazione, vincoli di finanziamento e arretrati della catena di approvvigionamento. “Se riuscissimo tutti a capire come costruirli, non avremmo questa conversazione”, ha detto.

Maryland Del. Lorig Charkoudian (D-Montgomery County), un feroce critico del PJM, ha offerto una valutazione schietta.

“Ogni struttura che PJM mette in atto dimostra chiaramente il suo pregiudizio a favore dei combustibili fossili e contro le energie rinnovabili, in modo coerente”, ha affermato. Secondo lei, PJM afferma di tenere in considerazione le politiche statali sull’energia pulita, ma i dati in Maryland, Virginia, New Jersey e altri stati PJM con standard di portafoglio rinnovabile e mandati per l’eolico offshore mostrano il contrario.

Charkoudian ha anche sottolineato che la coda del PJM è stata intasata e chiusa proprio negli anni in cui erano disponibili i crediti d’imposta federali per il solare e l’eolico.

“Alla fine si sono decisi e hanno sistemato la coda poiché quei crediti d’imposta stanno per scomparire”, ha detto. La tempistica aggrava il danno, ha aggiunto, a causa delle politiche federali che ora danno priorità ai combustibili fossili, lasciando indietro l’energia pulita per la seconda volta, una conseguenza del fallimento della coda che, secondo lei, nessuna riforma può invertire.

Ha riconosciuto che la coda riformata rappresenta un reale miglioramento, aggiungendo che la struttura first-ready-first-served, i requisiti di controllo del sito, l’analisi batch e il potenziale utilizzo dell’intelligenza artificiale nell’elaborazione rappresentano passi avanti significativi. Ma Charkoudian ha affermato che il prossimo test critico sarà il modo in cui PJM determinerà quali degli oltre 800 progetti sono effettivamente pronti a procedere.

Con le turbine a gas che si trovano ad affrontare anni di arretrati nella catena di fornitura, ha osservato Charkoudian, un processo neutrale darebbe priorità allo stoccaggio e al solare, che possono essere costruiti più rapidamente. “È così che dicono che lo implementeranno”, ha detto, “ma poiché ogni altro sistema si è rivelato sbilanciato a favore dei combustibili fossili e contro le energie rinnovabili, resta da vedere”.

Il consigliere popolare del Maryland, David Lapp, ha respinto quella che ha definito l’abitudine del PJM di scaricare la colpa sugli sviluppatori quando i progetti di energia pulita non riescono ad avanzare dopo aver ricevuto l’approvazione dell’interconnessione. Il vero problema, ha detto, è che gli studi richiedono così tanto tempo che nel momento in cui PJM li completa, i finanziamenti dello sviluppatore sono crollati e il progetto deve effettivamente ricominciare da capo.

“Nessun finanziatore intelligente accetterà di finanziare qualcosa indefinitamente nel futuro”, ha detto Lapp, aggiungendo che PJM incolpa gli sviluppatori per non andare avanti quando il ritardo ha origine nello stesso operatore di rete.

Sul fatto che i guasti di interconnessione di PJM abbiano contribuito a far sì che i contribuenti del Maryland siano bloccati in centinaia di milioni di dollari in pagamenti RMR (affidabilità must-run) per mantenere in funzione l’impianto a carbone di Brandon Shores oltre la data di pensionamento, Lapp è stato inequivocabile. “Certamente è un fattore”, ha detto.

Ha indicato il piano di espansione della trasmissione regionale del 2025 di PJM, pubblicato il 17 aprile, che mostra più di 5.000 megawatt di generazione in coda per il Maryland e DC guidati quasi interamente da progetti solari, di stoccaggio e ibridi, superando di gran lunga la capacità combinata di Brandon Shores e Wagner, un altro impianto a carbone fuori Baltimora. Una migliore gestione delle code, ha affermato, avrebbe potuto almeno ridurre la durata di funzionamento degli impianti RMR, con costi attualmente previsti che continueranno almeno fino al 2028 e potenzialmente più a lungo se un relativo progetto di trasmissione non sarà completato in tempo. “Avere più energia rinnovabile nel sistema riduce significativamente la vulnerabilità dei clienti ai prezzi più alti dell’energia”, ha detto Lapp, sottolineando che gli anni di ritardo nell’interconnessione non sono solo un fallimento climatico, ma anche un fallimento dei contribuenti.

Shields, portavoce del PJM, ha respinto l’idea che i ritardi nelle code abbiano costretto i contribuenti a mantenere in vita la costosa e inquinante produzione di carbone. “Il Maryland non aveva progetti pianificati per sostituire Brandon Shores”, ha detto. “PJM si assume la responsabilità di tenere accese le luci per 67 milioni di persone, compresi tutti nel Maryland”.

Tom Rutigliano, sostenitore senior del progetto FERC sostenibile del Natural Resources Defense Council, ha definito la riapertura della coda uno sviluppo positivo, in particolare in considerazione del volume significativo di stoccaggio nel Ciclo 1.

Ha convenuto che i processi di interconnessione accelerati sono “discriminatori” e ha affermato che la recente analisi dell’NRDC ha rilevato che i ritardi di trasmissione fuori coda stanno rallentando tutti i progetti allo stesso modo, con gli aggiornamenti della rete che impediscono l’interconnessione di 26 gigawatt di nuove centrali elettriche e ritardano ulteriori 11,7 gigawatt. Poiché ogni progetto deve affrontare gli stessi vincoli infrastrutturali di rete, ha affermato, non è possibile fare affidamento su processi accelerati per fornire effettivamente nuova fornitura.

Il percorso più produttivo, ha affermato, è che PJM tragga vantaggio dalla capacità delle energie rinnovabili e dei sistemi di stoccaggio di localizzare i carichi vicini e aggirare i colli di bottiglia nella trasmissione, piuttosto che continuare a progettare processi che favoriscono grandi progetti centralizzati che affrontano le stesse limitazioni.

Rutigliano ha affermato che, anche in teoria, i nuovi progetti non potrebbero ridurre i prezzi della capacità prima del 2030. Realisticamente, ha affermato, lo stoccaggio e le energie rinnovabili in questo ciclo potrebbero portare un po’ di sollievo ai consumatori entro il 2032, con gli impianti di gas che non entreranno in funzione fino al 2034 o 2035.

Gordon è d’accordo con la valutazione, affermando che non potrebbe immaginare un impianto di gas naturale nel Ciclo 1 che produca energia prima del 2033, dati i tempi di arretrato delle turbine, l’ubicazione, i permessi e la costruzione.

Per ridurre i costi nel frattempo, ha affermato Rutigliano, gli stati e il PJM dovranno perseguire strategie parallele come mettere i data center in servizio interrompibile, aggiungere stoccaggio ai siti esistenti utilizzando la capacità di interconnessione in eccesso, migliorare l’affidabilità invernale degli impianti di gas e investire nello stoccaggio a livello di distribuzione.

Gordon ha sottolineato che il processo riformato di PJM richiederà ancora uno o due anni per completare gli studi di interconnessione, molto più a lungo rispetto al parametro di 150 giorni fissato dalla Federal Energy Regulatory Commission. Con 811 progetti ora in coda, rimane la questione aperta se l’operatore della rete sarà in grado di raggiungere anche i propri obiettivi di emissione di accordi di interconnessione nell’ambito del nuovo quadro che determinerà se la riforma sarà reale o più procedurale.