Neil Etter, operador de la sala de control de la estación generadora H. Wilson Sundt de Tucson Power.
Tucson Power dijo que tiene suficiente energía para satisfacer los picos de demanda más altos esperados y mantener los aires acondicionados funcionando este verano.
Pero con un cambio de plantas alimentadas con carbón a recursos solares y eólicos, temperaturas más extremas en verano y un mercado energético más ajustado en el oeste, los planes para evitar cortes se están volviendo más complicados, dijeron TEP y otras empresas de servicios públicos a los reguladores estatales la semana pasada..
Según un nuevo estudio patrocinado por TEP y otras empresas de servicios públicos de Southwest, para 2025, si todos los proyectos de energía renovable planificados por Southwest no se completan a tiempo, no podrán satisfacer la creciente demanda de electricidad.
En el taller anual de preparación para el verano de la Comisión de Corporaciones de Arizona la semana pasada, funcionarios de TEP y la empresa de servicios públicos rural hermana UniSource Energy Services dijeron que tienen suficiente capacidad de generación para satisfacer la demanda máxima de verano que se espera supere los niveles de 2021.
"Tenemos un suministro de energía adecuado y nos sentimos bien preparados para el calor del verano y la alta demanda de energía", dijo el portavoz de TEP, Joe Barrios."Sin embargo, estaremos monitoreando de cerca el clima y nuestro mercado energético regional, tenemos planes de contingencia en caso de cualquier emergencia".
Arizona Public Service, la empresa eléctrica más grande del estado, el proyecto autónomo Salt River y Arizona Electric Cooperative, que alimenta a las cooperativas eléctricas rurales del estado, también dijeron a los reguladores que tienen suficiente energía lista para satisfacer la demanda esperada del verano.
La confiabilidad del verano ha sido una preocupación importante desde agosto de 2020, cuando la escasez de energía durante la histórica ola de calor del Oeste llevó a los operadores del sistema de transmisión de California a implementar apagones continuos para evitar un colapso completo del sistema.
Arizona logró evitar cortes en parte con programas de respuesta a la demanda y esfuerzos de protección al cliente, pero los contribuyentes del estado asumieron el costo del aumento vertiginoso de los precios regionales de la electricidad durante la crisis.
En toda la región, la planificación de recursos se ha vuelto más difícil debido a las temperaturas extremas del verano y la sequía, las restricciones a las importaciones de electricidad de California, las cadenas de suministro y otros factores que afectan los proyectos solares y de almacenamiento, dijo a los reguladores Lee Alter, director de planificación de recursos de TEP y UES..
Según la demanda que refleja las temperaturas promedio del verano, la empresa de servicios públicos ingresará al verano con un margen de reserva bruto (generando más que la demanda prevista) del 16%, dijo Alter.
El técnico Darrell Neil trabaja en una de las salas de la central eléctrica H. Wilson Sundt en Tucson, que alberga cinco de los 10 motores de combustión interna alternativos de TEP.
Los márgenes de reserva brindan a las empresas de servicios públicos un amortiguador contra una demanda mayor a la esperada debido a condiciones climáticas extremas e interrupciones en el suministro, como cierres no planificados de plantas de energía o daños por incendios forestales a las líneas de transmisión.
La Junta Coordinadora de Energía Eléctrica del Oeste dijo que se necesita un margen de reserva anual del 16 por ciento para mantener recursos adecuados en el desierto del suroeste, incluido Arizona, hasta 2021.
Arizona Public Service Co. espera que la demanda máxima aumente casi un 4 por ciento a 7.881 megavatios y planea retener un margen de reserva de alrededor del 15 por ciento.
Ort dijo que era difícil encontrar suficientes fuentes de energía suplementarias, como contratos fijos para la futura transmisión de energía, para ampliar los márgenes de reserva en medio de mercados energéticos ajustados en Occidente.
"En el pasado, había suficiente capacidad en la región como para que si quisieras más, pudieras ir y comprar más, pero el mercado realmente se ha ajustado", dijo Alter al comité de empresas.
Alter también señaló la creciente preocupación de que una sequía prolongada en la cuenca del río Colorado pueda detener la generación de energía hidroeléctrica en la presa Glen Canyon o la presa Hoover, mientras que el operador de la red de California continúa con una política adoptada el año pasado para limitar la exportación de energía de emergencia.
Barrios dijo que TEP y UES no dependen de las represas del río Colorado para obtener energía hidroeléctrica, pero la pérdida de esos recursos significaría menos capacidad de energía disponible en la región y aumentaría la escasez y los precios.
En el lado positivo, la semana pasada TEP comenzó a participar en el Western Energy Imbalance Market, un mercado mayorista de electricidad en tiempo real para unas 20 empresas de servicios públicos gestionado por el Operador Independiente del Sistema de California.
Si bien no agrega capacidad de generación de energía, el mercado ayudará a TEP a equilibrar los recursos intermitentes como la solar y la eólica, evitar la inestabilidad de la red y mejorar la confiabilidad del sistema, dijo Alter.
Tucson Power y otras empresas de servicios públicos dijeron a los reguladores estatales la semana pasada que los planes para evitar cortes se están volviendo más complicados en medio de un cambio de plantas alimentadas con carbón a recursos solares y eólicos, temperaturas de verano más extremas y un mercado energético occidental ajustado.
Citando un estudio reciente de Environmental + Energy Economics (E3), Alter dijo que TEP y otras empresas de servicios públicos de Southwest enfrentan desafíos importantes para satisfacer la demanda máxima de energía a medida que pasan de la generación a carbón en los próximos años.
"El crecimiento de la carga y el desmantelamiento de recursos están creando una necesidad significativa y urgente de nuevos recursos en el suroeste", dijo E3, un informe encargado por TEP, Arizona Public Service, Salt River Project, Arizona Electric Cooperative, El Paso Power. Corporación de Servicios Públicos de México.
"Mantener la confiabilidad regional dependerá de si las empresas de servicios públicos pueden agregar nuevos recursos lo suficientemente rápido para satisfacer esta creciente demanda y requerir un ritmo de desarrollo sin precedentes en la región", concluyó el estudio.
En toda la región, las empresas de servicios públicos enfrentarán un déficit de generación de casi 4 GW para 2025, y los recursos y plantas existentes se encuentran actualmente en desarrollo. 1 GW o 1.000 MW de capacidad solar instalada es suficiente para alimentar aproximadamente entre 200.000 y 250.000 hogares en la región TEP.
Southwest Utilities se está preparando para una mayor demanda y se ha comprometido a agregar alrededor de 5 gigavatios de nueva energía, con planes de agregar otros 14,4 gigavatios para 2025, según el informe.
Pero el informe E3 dijo que cualquier retraso en los planes de construcción de la empresa de servicios públicos podría provocar cortes de energía en el futuro, lo que podría aumentar los riesgos de confiabilidad del sistema durante una década o más.
"Si bien este riesgo puede parecer remoto en circunstancias normales, las interrupciones en la cadena de suministro, la escasez de materiales y los mercados laborales ajustados han impactado los cronogramas de los proyectos en todo el país", dice el estudio.
En 2021, TEP añadió 449 megavatios de recursos eólicos y solares, lo que le permitió a la empresa proporcionar alrededor del 30% de su electricidad a partir de fuentes renovables.
Según un nuevo estudio patrocinado por TEP y otras empresas de servicios públicos de Southwest, para 2025, si todos los proyectos de energía renovable planificados por Southwest no se completan a tiempo, no podrán satisfacer la creciente demanda de electricidad.
TEP tiene un proyecto solar en construcción, el proyecto solar fotovoltaico Raptor Ridge de 15 MW cerca de East Valencia Road y la Interestatal 10, que se espera entre en funcionamiento a finales de este año, impulsado por el programa de suscripción solar del cliente GoSolar Home.
A principios de abril, TEP anunció una solicitud de propuestas de todas las fuentes para hasta 250 megavatios de energía renovable y recursos de eficiencia energética, incluidos la energía solar y eólica, y un programa de respuesta a la demanda para reducir el uso durante períodos de alta demanda. buscando recursos de “capacidad fija” de hasta 300MW, incluidos sistemas de almacenamiento de energía que proporcionen al menos cuatro horas diarias en verano, o planes de respuesta a la demanda.
UES ha licitado hasta 170 MW de recursos de energía renovable y eficiencia energética y hasta 150 MW de recursos de capacidad corporativa.
TEP y UES esperan que el nuevo recurso esté operativo preferiblemente en mayo de 2024, pero a más tardar en mayo de 2025.
Piso del generador de turbina en la central eléctrica H. Wilson Sundt en 3950 E. Irvington Road en 2017.
En medio del inminente retiro de las centrales eléctricas alimentadas con carbón, TEP debe actuar con rapidez, incluido el cierre previsto para junio de la Unidad 1 de 170 megavatios en la central eléctrica de San Juan en el noroeste de Nuevo México.
Barrios dijo que mantener suficiente capacidad de generación siempre fue un problema, pero a TEP le estaba yendo mejor que a algunos de sus vecinos regionales.
Citó a la Corporación de Servicios Públicos de Nuevo México, que dijo a los reguladores que no tenía depósitos de reserva de capacidad en julio o agosto.
El Servicio Público de Nuevo México decidió en febrero mantener en funcionamiento otra unidad generadora a carbón restante en San Juan hasta septiembre, tres meses después de su fecha de retiro planificada, para aumentar su margen de reserva de verano.
TEP también está trabajando en un programa de respuesta a la demanda en el que los clientes permiten a las empresas de servicios públicos reducir el uso de electricidad durante los períodos pico para evitar cortes, dijo Barrios.
La empresa de servicios públicos ahora puede trabajar con clientes comerciales e industriales para reducir rápidamente la demanda hasta en 40 megavatios, dijo Barrios, y hay un nuevo programa piloto que permite a algunos habitantes de apartamentos recibir un crédito trimestral en la factura de $10 para reducir la demanda de su calentador de agua. el uso es de pico.
La empresa de servicios públicos también se está asociando con Tucson Water en una nueva campaña "Beat the Peak" para instar a los clientes a reducir el uso de energía durante las horas pico, que generalmente son de 3 a 7 pm en verano, dijo Barrios.
La campaña incluirá publicaciones en las redes sociales y videos que invitarán a los clientes a explorar planes de precios y opciones de eficiencia energética para ayudar a reducir el uso en las horas pico, dijo.
Una soleada puesta de sol sobre el río Rillito el 1 de septiembre de 2021, en Santa Cruz, un día después de que la tormenta tropical Nora trajera horas de lluvia en Tucson, Arizona.Cerca de la confluencia del río Santa Cruz, fluye casi en una orilla.
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Hora de publicación: 07-may-2022