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Pourquoi le transport compétitif devrait s'étendre aux projets basse tension

La commande 1000 de la FERC a ouvert une tension plus élevée (345 kV et plus) pour une transmission compétitive. Mais peu de projets dans le plan d'expansion de PJM sont de tension plus élevée. Pour que les développeurs d'énergie renouvelable bénéficient du stockage en tant qu'actif de transport, l'industrie a besoin de concurrence pour les projets à basse tension dans le PJM et d'autres RTO administrés par la FERC. Les développeurs de stockage indépendants devraient être en mesure de rivaliser sur un pied d'égalité pour le stockage en tant que projet de transmission, tout comme les développeurs de transmission qualifiés peuvent soumissionner pour des projets de transmission compétitifs. La FERC doit agir pour maintenir des tarifs de transport de gros justes et raisonnables pour les clients du transport.

Contexte PJM

PJM est une organisation régionale de transport (RTO) de premier plan. Dans le cadre des responsabilités de RTO de PJM, PJM élabore un plan régional d’expansion du transport régional (RTEP). Le RTEP contient différents types de projets de transmission (par exemple, ligne de base, réseau et supplémentaire) en fonction du besoin identifié. Le PJM étant un grand RTO, il existe trois comités sous-régionaux du RTEP (voir l'image ci-dessous):

  1. Mid-Atlantic, PJM «classique»
  2. Sud, des États comme la Caroline du Nord et
  3. Western, qui s'étend jusqu'à Chicago, Illinois.
Crédits: PJM

Traditionnellement, il n'y a pas eu de concurrence pour les actifs de transport. Les propriétaires de réseaux de transport (TO) titulaires construisent des projets de transport. Même dans les marchés organisés où la transmission compétitive est autorisée par la FERC, certains États conservent toujours le droit de premier refus (ROFR), ce qui donne essentiellement aux TO des États le droit de refuser une proposition de projet de transmission indépendante des développeurs. Si le stockage était considéré comme un actif de transmission, les développeurs craignent que seuls les propriétaires de transmission titulaires puissent construire des actifs de stockage.

Préoccupations des développeurs de projets renouvelables

Le rôle des développeurs évolue avec l'augmentation de la pénétration des technologies émergentes comme le stockage d'énergie. Sur le système électrique en vrac réglementé par la FERC, les développeurs d'énergies renouvelables sont principalement préoccupés par les délais et les coûts de la file d'attente d'interconnexion des générateurs RTO. En moyenne, les ingénieurs RTO prennent plus de 500 jours pour mener une étude d'interconnexion. À 4 000 $ par MW, une demande d'étude de projet de 100 MW représente à elle seule 400 000 $ en coûts de développement.

De plus, lorsqu'un (et si) un RTO modifie une règle d'interconnexion, c'est le développeur qui supporte le coût de cette règle de marché sur les projets d'interconnexion. Les associations de développeurs d’énergies renouvelables telles que la Solar Energy Industries Association (SEIA), l’American Wind Energy Association (AWEA) ont exprimé leurs préoccupations lors des réunions du comité des parties prenantes de la FERC et de l’ISO à ce sujet.

Les petits développeurs de projets renouvelables à un stade précoce ne disposent généralement pas des ressources nécessaires pour mener des études d'interconnexion afin de suivre les réunions des parties prenantes de l'OTR et de creuser dans des modèles de planification de transmission détaillés. Les développeurs suivent rarement tous les détails techniques des normes de la North American Electric Reliability Corporation (NERC) en cas de violation des critères d'urgence. Étant donné que le stockage peut être un atout de transmission, les développeurs d'interconnexion de petits générateurs ont non seulement dû se familiariser rapidement avec les technologies de stockage, mais ils ont également appris à se concentrer sur toute discussion sur la mise à niveau de la transmission, y compris le stockage.

Comment atténuer ces préoccupations

Les développeurs peuvent se demander pourquoi seuls les projets de classe de tension plus élevée sont disponibles pour la concurrence alors que la majeure partie des coûts attribués proviennent de projets à tension plus faible.

Rappelons que le RTEP de PJM comprend trois types de projets: 1) référence, 2) réseau et 3) supplémentaire. Le conseil d'administration de PJM est l'autorité qui approuve les projets de référence. Un projet de transmission qui est requis en raison d'une violation des critères de planification TO / NERC est appelé un projet de référence. Si le système de transmission n'est pas en mesure de répondre à la norme de planification de transmission NERC, un projet de référence est nécessaire.

Cependant, parmi ces projets de référence et supplémentaires du plan d'expansion de PJM, les tensions inférieures (inférieures à 345 kV et inférieures) sont la catégorie dominante. Et, la principale cause de projets de tension plus petits est les violations des critères NERC / PJM. Sans s'occuper d'abord de ces projets de base, les développeurs seront sur le crochet pour des mises à niveau de transmission supplémentaires.

Alors, pourquoi ces projets à basse tension ne passent-ils pas par un processus concurrentiel? Si les développeurs de transport indépendants étaient en mesure de soumissionner pour ces projets à basse tension, les clients du transport et les développeurs de projets renouvelables seraient convaincus qu'ils obtiennent le meilleur prix plutôt que d'être obligés de payer le prix requis par le TO pour terminer la mise à niveau. Étant donné qu'il s'agit d'OTR relevant de la compétence de la FERC, la FERC a le pouvoir de réglementer les projets de transport. Par conséquent, la FERC doit ouvrir un avis de proposition de réglementation (NOPR) sur la transmission compétitive pour les types de projets de référence et supplémentaires.

En conclusion

Pour que le stockage fonctionne comme un actif de transmission, les développeurs de stockage doivent répondre à au moins deux préoccupations TO légitimes. La première préoccupation est qu'un actif de stockage est mobile et peut se déplacer d'un endroit à l'autre, ce qui provoque l'appréhension des TO car une ligne ou un transformateur ne se déplace pas une fois mis en service. La deuxième préoccupation est que l'actif de stockage doit être disponible lorsque le besoin s'en fait sentir; c'est-à-dire pour se préparer aux pannes (planifiées ou forcées). Un élément de transmission doit toujours être disponible. Bien que ces préoccupations soient valables, aucune n'est nouvelle.

Il existe de nombreux services publics d'électricité tels que l'Arizona Public Service (APS), le Southern California Edison (SCE) et maintenant Jacksonville Electric Authority (JEA), pour n'en nommer que quelques-uns, qui ont pris des mesures pour intégrer le stockage dans leurs opérations. Les grands services publics atténuent leurs préoccupations en écrivant un langage contractuel qui traite de détails tels que la durée des heures de décharge du périphérique de stockage, les pénalités pour absence de disponibilité et le cycle de garantie des cellules de batterie. Les développeurs de projets renouvelables vendent leurs projets à ces services publics.

Dans l'ensemble, pour maintenir des taux de transmission justes et raisonnables, la FERC devrait étendre le processus concurrentiel aux projets de transport à basse tension afin de soutenir davantage de projets renouvelables sur le système électrique en vrac.

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