Dato breve: estrategia futura de compra de energía

OPALCO está negociando los términos de un nuevo contrato (2028) para compras de energía a través de nuestro contratista de energía con Bonneville Power Administration (BPA, nuestro proveedor de energía). OPALCO ha sido un requisito total (contratado para comprar toda la energía de BPA) y un cliente preferencial (Ley de Energía NW de 1980) de BPA desde principios de la década de 1950. El contrato actual con BPA está vigente desde 2008.

A medida que las consecuencias climáticas obligan a la descarbonización de nuestro mundo energético, la región está luchando por construir recursos limpios y renovables y mejorar la infraestructura para suministrar energía. A OPALCO le preocupa la adecuación de los recursos, la confiabilidad, el aumento de los costos de energía y el cuidado de nuestro sensible entorno marino.

OPALCO siempre dependerá del Sistema Eléctrico Federal del Río Columbia (BPA) para obtener una base de energía firme y limpia a un costo razonable, pero también planea desarrollar resiliencia energética local para las islas en forma de microrredes (generación renovable + almacenamiento de energía). y, como miembro de PNGC, tiene el poder adquisitivo de 16 cooperativas eléctricas para desarrollar generación renovable adicional en la región.

Seamos claros: si bien hay mucho esfuerzo, buen pensamiento estratégico, financiamiento y formulación de políticas para encontrar soluciones, nadie Aún no se ha determinado cuál será el futuro suministro de energía para la región (o las islas). La transición hacia un suministro de energía libre de carbono requerirá mucho tiempo, dinero y voluntad política, y será accidentada. OPALCO es un actor muy pequeño en el gran estanque del poder regional e, incluso con sus planes innovadores, su solidez en las asociaciones y su historia de poder hacerlo, será ambicioso para desarrollar suficiente energía para respaldo de emergencia y servicios esenciales en los centros de población. Y, en el caso de OPALCO como empresa de servicios públicos rural sin fines de lucro con costo de servicio, el éxito en el desarrollo de la resiliencia energética local depende completamente de la financiación mediante subvenciones.

Verificación de la realidad de los recursos:

• Se proyecta que la carga regional del noroeste se duplicará para 2050 debido a la electrificación del transporte y la calefacción.
• Esta duplicación de la carga probablemente presentará problemas importantes desde el principio, debido a la combinación del NIMBYismo (no en mi patio trasero) y plazos muy largos para desarrollar nuevos recursos de generación (apoyo público, financiación, energía solar, eólica, terrestre, permisos, transmisión). .
•  Hasta que se ponga en funcionamiento nueva capacidad, es probable que la región no pueda satisfacer la creciente demanda agravada por fenómenos climáticos extremos, cuya suma se prevé que cause apagones continuos en la región.

La estrategia de OPALCO:

Para prepararse para la escasez de recursos en la región, OPALCO está evolucionando su estrategia a corto plazo para garantizar un servicio confiable y asequible para sus miembros. Esta estrategia requiere una inversión anticipada para prepararse rápidamente para posibles apagones continuos. Esa inversión eventualmente se verá recompensada a medida que la carga aumente rápidamente en las próximas décadas. La estrategia de OPALCO incorpora tres iniciativas clave:

1. Desarrollar capacidad solar y de almacenamiento local para mitigar las interrupciones y los precios extremos del mercado, y prepararse para la electrificación del transporte, incluidos los transbordadores híbridos eléctricos.
2. Aumentar la financiación mediante subvenciones y la inversión de capital de RUS para cerrar la creciente brecha entre carga e ingresos.
3. Trabajar dentro de la región para aumentar nuestros recursos colectivos antes de una perturbación del mercado energético.

Enfoque recomendado para nuestro proveedor de energía:

1. Asegurar el precio de Nivel 1 más favorable, un contrato a granel, asegurando la mayor cantidad posible de energía hidroeléctrica BPA, mientras se intenta evitar el mayor riesgo de mercado posible.
2. Pronosticar los requisitos de energía que exceden el contrato a granel con BPA, lo que requeriría compras de contratos adicionales y potencialmente nuevos recursos para la generación.
3. Para mitigar la potencial volatilidad extrema de los precios del mercado, el proveedor de energía acudirá al mercado con una RFP para descubrir qué opciones están presentes fuera de BPA. Esto proporciona una gran visión del mercado y una capacidad potencial para contratar o construir nuevos recursos de generación y almacenamiento antes de 2028 y más allá.
4.  Abogar por la formación de una Organización Regional de Transmisión (RTO) que incluya y sirva a la región PNW, influyendo en las partes interesadas sobre las regulaciones y pautas de permisos locales, estatales y federales para acelerar el desarrollo de la transmisión y los recursos renovables.
5. Para mitigar los extremos de los precios de mercado durante las discontinuidades de la oferta/demanda, centrarse en aprovechar el enrutamiento de transmisión de energía de la Entidad Operativa Conjunta (JOE) entre sus servicios públicos miembros, para optimizar la geodiversidad de carga/generación de los territorios de servicio de los miembros.
6. Buscar subvenciones estatales y federales en la medida de lo posible para construir nueva generación, almacenamiento de baterías (para compensar las cargas máximas), confiabilidad de la red, transmisión, etc., y ayudar a respaldar las solicitudes de subvenciones para proyectos locales.
7.  Desarrollo de un Plan Integrado de Recursos (IRP) integral que incorpore los IRP existentes de todos los miembros de PNGC, creando una imagen muy clara de las cargas por hora (individual y colectivamente) y escenarios modelo para años de clima alto, normal y bajo y para expectativas de crecimiento de carga. Los modelos de miembros individuales se pueden agregar para comprender claramente los posibles déficits de energía colectivos diarios y estacionales, para planificar compras de ruedas, BPA y de mercado.
8. Construir sistemas de tecnología de la información (TI) que proporcionen estadísticas instantáneas de demanda de energía para que puedan gestionar las necesidades de los miembros de forma instantánea. (Aliente a otras empresas de servicios públicos regionales a hacer lo mismo).
9. Complete planes financieros y de capital a largo plazo según sea necesario para igualar los fondos requeridos en las solicitudes de subvención.

Documento conceptual de BPA sobre el contrato 2028:

En julio de 2022, BPA publicó un borrador de documento conceptual (https://www.bpa.gov/-/media/Aep/power/provider-of-choice/bpa-provider-of-choice-concept-paper-final-july-2022.pdf) para iniciar la discusión con los clientes regionales sobre el contrato de 2028. El documento conceptual tiene varios elementos que a OPALCO le gustaría que se abordaran; en pocas palabras, piden a BPA que apoye los esfuerzos de la Ley de Transformación de Energía Limpia (CETA) del estado de Washington para la descarbonización de la región: que haga todo lo posible para mitigar la creciente emergencia climática – y eliminar cualquier barrera a la energía renovable desarrollada por los servicios públicos y los consumidores. Los comentarios específicos incluyen:

• Eliminar los límites locales de generación renovable para proyectos de servicios públicos y generadores de consumo.
• Si se eliminan los desincentivos para la generación renovable local, las empresas de servicios públicos deberían poder mantener el nivel 1 incluso cuando produzcan su propia energía limpia. En la propuesta actual de BPA, las inversiones en recursos renovables servirían para disminuir la asignación de Nivel 1 de una empresa de servicios públicos, mientras que la inversión en recursos de EE serviría para aumentar los recursos de Nivel 1 (si se acreditan como margen de maniobra). Esto no tiene sentido, es inherentemente injusto y reduce el incentivo para que las empresas de servicios públicos del PNW inviertan en recursos de suministro de energía no federales. Sólo los recursos dedicados a la carga por las propias empresas de servicios públicos deben contarse como recursos dedicados a los efectos de definir los requisitos netos. La conservación es un recurso y, como tal, no debe tratarse de manera diferente a otros recursos promovidos por ley para satisfacer la carga.
• BPA ayudará a las empresas de servicios públicos a cumplir los mandatos del CETA aumentando la precisión de las estadísticas de presentación de informes.
• Alentar a BPA a que los Niveles 1 y 2 sean tarifas basadas en costos y evitar “precios basados en costos de oportunidad”. En la medida en que se requieran compras adicionales para aumentar el sistema federal, estos costos deben combinarse con las tarifas generales del Nivel 2 para reflejar el costo real de la energía.
• No es coherente con el estatuto que algunos clientes preferenciales puedan vender el exceso de energía BPA para obtener ganancias mientras que, al mismo tiempo, a otros clientes preferenciales no se les permita el acceso al suministro de energía BPA basado en costos, cuando esté disponible, para satisfacer sus necesidades netas completas. El estatuto es claro en cuanto a que las tarifas basadas en costos se aplican a los requisitos netos, y esto se extiende a las necesidades de AHWM.
• Alentar a BPA a expandir/aumentar su sistema para cumplir con los requisitos netos a tarifas basadas en costos para satisfacer la demanda de energía regional y evitar problemas de confiabilidad, o adoptar políticas que permitan a los clientes de BPA hacerlo ellos mismos. El sistema BPA debe dimensionarse para satisfacer todos los requisitos netos preferenciales del cliente, definidos como capacidad y energía, al inicio del próximo contrato. Vemos amplia evidencia de que los recursos exclusivamente energéticos pueden integrarse de manera rentable aprovechando la capacidad existente del sistema federal en lugar de venderla a compradores no preferenciales (y a menudo fuera de la región). Si se necesitan recursos de capacidad adicionales para cumplir con los requisitos netos, se pueden combinar en el precio del Nivel 1 o del Nivel 2. De cualquier manera, el precio debe reflejar el costo real del sistema BPA y cualquier adquisición de recursos adicionales. No estamos defendiendo un retorno total a la compra y fusión como se hizo en el pasado; este enfoque aumentaría el sistema federal al inicio del próximo contrato y la metodología TRM permanecería sin cambios durante la duración del próximo contrato.
• La idea de que BPA sólo pueda adquirir recursos para hacer frente a la carga después de que ésta se haya materializado no tiene sentido. Esta no es la forma en que se realiza la planificación de recursos y deja a los clientes de BPA sujetos a la volatilidad inherente al mercado mayorista. Además, en caso de que la producción del sistema federal se reduzca por cualquier motivo, BPA debe estar preparada para reemplazar esa energía. Se requiere una planificación y adquisiciones anticipadas razonables.
• Tratamiento de los costos de transmisión para recursos no federales: Las tarifas uniformes para los clientes de transferencia seguirán haciendo que los costos de desarrollo de recursos no federales sean prohibitivos para los clientes de transferencia, un impacto significativo para más de la mitad de los clientes de BPA. BPA ha dicho que la capacidad será el mayor desafío de la región y ahora necesitamos saber cómo se distribuirá entre los clientes preferenciales. Cualquier exceso de capacidad en el sistema federal debería estar disponible para los clientes preferenciales para cumplir con sus obligaciones de requisitos netos al costo.
• La atención debe centrarse en la actividad de conservación actual y futura (en lugar de en la actividad pasada) y en la conservación autofinanciada al otorgar margen de maniobra del Nivel 1; esto crea un enfoque más equitativo y genera incentivos para continuar con la conservación. Los requisitos netos del nuevo contrato deben basarse exclusivamente en las necesidades reales netas de recursos dedicados. Sin embargo, la propuesta del BPA tiene mérito de centrarse en un ajuste de conservación basado en logros de EE autofinanciados y con visión de futuro. Esta es una manera razonable de promover la inversión continua en conservación. Por lo tanto, apoyamos la propuesta de BPA de basar cualquier ajuste a los requisitos netos para tener en cuenta la conservación en los logros de EE autofinanciados de 2022-2026.
• BPA debe expresar su compromiso de satisfacer todos los requisitos netos de los clientes preferenciales al costo real incurrido. Todos los clientes preferenciales de BPA con carga elegible preferencial en el año fiscal 2026 tienen el mismo derecho legal a la tarifa eléctrica de Nivel 1 del sistema federal para cumplir con sus requisitos netos. Como tal, se garantiza una reasignación de la energía disponible en función de las cargas actuales al inicio del próximo contrato. Apoyamos la propuesta de BPA de establecer requerimientos netos para el próximo contrato en base a cargas de 2026.