«Decepcionante.» Así es como varios defensores de la energía limpia y proveedores de respuesta a la demanda describen el plan reciente de la Comisión de Servicios Públicos de California para evitar que los cortes de energía del estado en agosto de 2020 se repitan el próximo verano.

La Decisión propuesta (PDF) publicada la semana pasada amplía los programas del lado de la demanda para mejorar la confiabilidad de la red. Sin embargo, no incluye ninguna de las sugerencias de que los proveedores de recursos energéticos receptivos y distribuidos como Tesla, OhmConnect, Leap, Enel X, CPower y Google Nest podrían expandir la capacidad lo suficientemente rápido como para abordar los posibles déficits este año.

La principal innovación de la propuesta, un programa de reducción de carga de emergencia que paga a los clientes para reducir el consumo de electricidad durante las emergencias de la red más allá de sus obligaciones de respuesta a la demanda existente, ofrece incentivos lucrativos. Sin embargo, hay una falta de prepagos y claridad sobre cómo se acreditará a los asistentes lo que, en opinión de los proveedores de respuesta a la demanda, podría limitar la efectividad.

En términos de reforma positiva, la propuesta «es completamente abrumadora para la comunidad de respuesta a la demanda y el estado», dijo Jennifer Chamberlin, directora ejecutiva de desarrollo de mercado de CPower, un proveedor de respuesta a la demanda, en un correo electrónico.

Una propuesta para aumentar los requisitos de reserva para las tres principales empresas de servicios públicos del estado, Pacific Gas & Electric, Edison en el sur de California y San Diego Gas & Electric, podría llevar a una prisa por asegurar hasta 1,500 megavatios de capacidad de generación para el próximo verano: otro avanzar para desarrollar una respuesta adecuada a las emergencias de la red como el verano pasado. Sin embargo, los grupos de respuesta a la demanda y energía limpia prefieren la nueva generación a las soluciones del lado de la demanda.

Y a diferencia del contrato de la CPUC del mes pasado con las empresas de servicios públicos para mejorar la cobertura de la red bajo contratos a corto plazo, la nueva propuesta podría permitir contratos de cinco años o más para expandir o renovar plantas de energía a gas natural, que se dice que los grupos ambientales de California podrían revivir objetivos para reducir las emisiones de carbono.

“Creo que esto refleja una hostilidad general por parte del personal de la comisión de servicios públicos para exigir una respuesta y [it’s] De alguna manera, el punto es pasar por alto cuán importante será la flexibilidad de carga ahora y en el futuro «, dijo V. John White, director ejecutivo del centro sin fines de lucro para la eficiencia energética y las tecnologías renovables, en una entrevista el martes.

La participación de California en la capacidad de respuesta a la demanda se ha reducido de aproximadamente 2,000 megavatios a aproximadamente 1,600 megavatios durante la última media década, a pesar de que los reguladores estatales intentan fortalecer su papel en el equilibrio de una red cada vez más renovable. La CPUC y el operador de red estatal CAISO destacaron datos problemáticos sobre la efectividad de la respuesta a la demanda durante la emergencia de la red el verano pasado. Los proveedores de respuesta a la demanda dicen, sin embargo, que los problemas radican más en las complejas y restrictivas reglas del programa que en su capacidad para lograr el alivio de la red.

El proceso de la CPUC iniciado en noviembre tenía como objetivo principal prevenir más cortes de energía, en lugar de impulsar los recursos del lado de la demanda. Pero, dijo White, «lo que nos molesta es este … tratamiento desigual del lado de la demanda frente al lado del gas».

¿Qué sugiere la CPUC?

La propuesta de la CPUC, que se votará el 25 de marzo, prevé varios pasos para ampliar el papel de reducir la carga de clientes. Ampliaría el presupuesto de marketing para el programa Flex Alerts, que insta a los clientes a ahorrar energía en caso de emergencias en la red con la esperanza de utilizar más de los aproximadamente 4 gigavatios de reducción de carga voluntaria con los que CAISO ayudó en agosto y septiembre, más Manage emergencias energéticas.

La propuesta también aumentaría los incentivos para los «programas básicos interrumpibles» que recompensan a los clientes comerciales, industriales y agrícolas por reducir su consumo de electricidad en situaciones de emergencia. Además, los clientes no pueden iniciar sesión una vez al año, sino de mes a mes.

La propuesta también pide el desarrollo de un Programa de Reducción de Carga de Emergencia (ELRP), que la CPUC llama una «póliza de seguro» contra futuros cortes de energía. El programa ofrecería $ 1 por kilovatio para cargas de descarga, un valor alto vinculado al precio máximo del mercado de energía al por mayor que CAISO puede cobrar.

Con ELRP, las baterías y los vehículos eléctricos también pueden exportar electricidad a la red detrás del medidor, la primera vez que un programa de respuesta a la demanda ha permitido este requisito clave de los sistemas de almacenamiento de energía como Stem y Sunrun.

Ed Smeloff, director de integración de la red en el grupo de defensa Vote Solar, llamó a esto «la única mirada a algo positivo» de una propuesta que, por lo demás, le pareció «muy decepcionante».

Sin embargo, las empresas de respuesta a la demanda le han dicho a la CPUC que la falta de pagos por adelantado en el piloto podría limitar su efectividad para atraer nuevos clientes. «No hay forma de que podamos poner nuevos recursos en primer plano y utilizar la energía para garantizar el rendimiento de forma voluntaria», dijo Marc Monbouquette, gerente de asuntos regulatorios de Enel North America en el oeste de Estados Unidos.

Los proveedores de respuesta a la demanda también temen que el ELRP pueda enfrentar problemas similares de medición y verificación que hicieron imposible que muchos de ellos obtengan el pago de los cientos de megavatios de reducción de carga que sus clientes recibieron durante horas y días en agosto de 2020. Heat había suministrado energía de emergencia. .

OhmConnect ha anunciado públicamente cómo estas reglas lo han obligado a recuperar «cientos de miles de dólares» en pérdidas por día, dijo el cofundador y director de riesgos de la compañía, Matt Duesterberg, a Greentech Media a principios de este mes.

Que no esta en la propuesta

Monbouquette reconoció que resolver estos desafíos subyacentes llevará un tiempo que el programa de esfuerzos de confiabilidad de contingencia de la CPUC puede no escatimar. «Estamos tratando de contrarrestar una década o más de formulación de políticas de respuesta a la demanda realmente mala» y realizar cambios críticos en el sistema de suficiencia de recursos del estado para garantizar la confiabilidad de la red.

Pero también dijo que Enel X estaba «decepcionado de ver la [proposed decision] se basó en gran medida en el testimonio de las empresas de servicios públicos para encontrar las cosas que aprueban en el lado de la demanda «, mientras que la CPUC» ignoró en gran medida la mayor parte del testimonio que provenía de una parte que no era de servicios públicos «.

Varios grupos de respuesta a la demanda instaron a la CPUC a expandir el programa piloto para el mecanismo de subasta de respuesta a la demanda, que es la forma principal para que terceros recolecten baterías, cargadores de vehículos eléctricos, termostatos inteligentes y otras fuentes de flexibilidad de carga. El presupuesto de DRAM se ha recortado en los últimos dos años y se han eliminado de la red alrededor de 150 megavatios de capacidad de respuesta a la demanda.

Enel X y CPower también pidieron a la CPUC que prescindiera de una regla según la cual los nuevos recursos deben pasar por un largo proceso de “Protocolo de impacto de carga”, que evita que se les acredite como adecuación de recursos hasta un año después de su registro. Google Nest buscaba compromisos para expandir los incentivos para termostatos inteligentes, mientras que Polaris Energy Services buscaba cambios para hacer más seguros a los clientes con los que trabaja en la agricultura.

Incluso algunas de las propuestas de atención, como ampliar los incentivos para la tecnología automatizada de respuesta a la demanda, no se aceptaron, señaló David Meyers, director ejecutivo de Polaris. Y el documento no establece objetivos para aumentar la participación del lado de la demanda en términos de megavatios adicionales, que varias partes habían buscado.

«Aquí no hay metas ni responsabilidad», dijo Meyers. «El resto de las cosas mordisquearon los bordes».

Una apertura preocupante a más combustibles fósiles

Pero es la propuesta de permitir que las empresas de servicios públicos se abastezcan de hasta 1.500 megavatios de generación lo que «realmente elevó mi presión arterial», dijo Smeloff de Vote Solar. Esto se debe a que cualquier recurso que pueda estar en línea en verano «probablemente sea principalmente gas natural y también se está produciendo un almacenamiento acelerado».

La CPUC ya ha ordenado a las empresas de servicios públicos de California y a los agregadores de opciones de la comunidad que obtengan 3.300 megavatios de recursos de capacidad para 2023, la mitad de los cuales deberían estar en línea en agosto. Los proyectos solares que funcionan con baterías representan la mayoría de las adquisiciones hasta la fecha. Si bien algunos de estos proyectos pueden expandir su capacidad de almacenamiento para cumplir con los pedidos de contingencia de la CPUC, los cuellos de botella en la cadena de suministro y la interconexión lo dificultarán.

Esto probablemente obligará a las empresas de servicios públicos de California a solicitar a las instalaciones de gas natural existentes que permanezcan abiertas después de las fechas de cierre programadas o que amplíen su capacidad para cumplir con los requisitos de emergencia. Las empresas de servicios públicos ya han firmado contratos por alrededor de 550 megavatios de capacidad de combustibles fósiles en virtud de la Ordenanza de Emergencia anterior de la CPUC, aunque varias partes han indicado que esos contratos pueden aplicarse a centrales eléctricas que ya suministraron electricidad durante la crisis del verano pasado.

La nueva propuesta de la CPUC prohíbe la construcción de nuevas plantas de gas natural, pero permite la consideración de contratos con un plazo de más de cinco años para proyectos de “repotenciación” que reemplacen equipos antiguos, lo que Smeloff describió como “instinto”. […] Es gas nuevo donde había una vieja planta de gas. Y para hacer eso, se requiere un contrato a largo plazo. »

Las partes interesadas en la energía limpia y el medio ambiente ya están preocupadas de que la planificación a largo plazo de la CPUC aumente las emisiones de carbono de un sector eléctrico que está bajo el mandato del gobierno de lograr un 60 por ciento de energías renovables libres de carbono para 2030.

Incluso si la propuesta se acepta tal como está redactada a finales de este mes, esa adquisición adicional «no es un trato cerrado», señaló Smeloff. Los proveedores que tengan la intención de firmar contratos a largo plazo deben «volver a esos contratos a largo plazo con una carta de aviso de Nivel 3, y una carta de aviso de Nivel 3 requiere el voto de la Comisión».

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