Neil Etter, operador da sala de controle da Estação Geradora H. Wilson Sundt da Tucson Power.
A Tucson Power disse que tem energia suficiente para atender aos picos de demanda mais altos esperados e manter os condicionadores de ar funcionando neste verão.
Mas com a mudança de usinas a carvão para recursos solares e eólicos, temperaturas mais extremas no verão e um mercado de energia mais restrito no oeste, os planos para evitar cortes de energia estão ficando mais complicados, disseram a TEP e outras concessionárias aos reguladores estaduais na semana passada.
De acordo com um novo estudo patrocinado pela TEP e outras concessionárias do Sudoeste, até 2025, se todos os projetos de energia renovável planejados pelo Sudoeste não forem concluídos no prazo, eles não conseguirão atender à crescente demanda por eletricidade.
No workshop anual de preparação para o verão da Arizona Corporation Commission, realizado na semana passada, representantes da TEP e da concessionária rural irmã UniSource Energy Services disseram que têm capacidade de geração suficiente para atender ao pico de demanda do verão, que deve exceder os níveis de 2021.
“Temos um fornecimento de energia adequado e nos sentimos bem preparados para o calor do verão e a alta demanda por energia”, disse o porta-voz do TEP, Joe Barrios. “No entanto, monitoraremos de perto o clima e o mercado energético regional, e temos planos de contingência para qualquer emergência.”
A Arizona Public Service, a maior concessionária de energia elétrica do estado, o autônomo Salt River Project e a Arizona Electric Cooperative, que fornece energia às cooperativas elétricas rurais do estado, também informaram aos reguladores que têm energia suficiente pronta para atender à demanda esperada para o verão.
A confiabilidade no verão tem sido uma grande preocupação desde agosto de 2020, quando a escassez de energia durante a onda de calor histórica no Oeste levou os operadores do sistema de transmissão da Califórnia a implementar apagões rotativos para evitar o colapso de todo o sistema.
O Arizona conseguiu evitar interrupções em parte com programas de resposta à demanda e esforços de proteção ao consumidor, mas os contribuintes do estado arcaram com o custo dos altos preços regionais da eletricidade durante a crise.
Em toda a região, o planejamento de recursos se tornou mais difícil devido às temperaturas extremas do verão e à seca, às restrições às importações de eletricidade da Califórnia, às cadeias de suprimentos e outros fatores que afetam os projetos de energia solar e armazenamento, disse Lee Alter, diretor de planejamento de recursos da TEP e da UES, aos reguladores.
Com base na demanda que reflete as temperaturas médias do verão, a concessionária entrará no verão com uma margem bruta de reserva (gerando mais do que a demanda prevista) de 16%, disse Alter.
O técnico Darrell Neil trabalha em um dos corredores da Usina Elétrica H. Wilson Sundt em Tucson, que abriga cinco dos 10 motores alternativos de combustão interna da TEP.
As margens de reserva fornecem às concessionárias uma proteção contra uma demanda maior do que a esperada devido a condições climáticas extremas e interrupções no fornecimento, como paralisações não planejadas de usinas de energia ou danos causados por incêndios florestais em linhas de transmissão.
O Western Electric Power Coordinating Board disse que uma margem de reserva anual de 16% é necessária para manter recursos adequados no sudoeste desértico, incluindo o Arizona, até 2021.
A Arizona Public Service Co. espera que a demanda máxima aumente quase 4%, para 7.881 megawatts, e planeja manter uma margem de reserva de cerca de 15%.
Ort disse que era difícil encontrar fontes de energia suplementares suficientes, como contratos fixos para transmissão futura de energia, para expandir as margens de reserva em meio a mercados de energia apertados no Ocidente.
“No passado, havia capacidade suficiente na região para que, se você quisesse mais, fosse comprar mais, mas o mercado realmente se tornou mais restrito”, disse Alter ao comitê de empresas.
Alter também destacou as crescentes preocupações de que uma seca prolongada na Bacia do Rio Colorado poderia interromper a geração de energia hidrelétrica na Represa Glen Canyon ou na Represa Hoover, enquanto a operadora da rede elétrica da Califórnia continua uma política adotada no ano passado para limitar a exportação de energia de emergência.
Barrios disse que a TEP e a UES não dependem das barragens do Rio Colorado para energia hidrelétrica, mas a perda desses recursos significaria menos capacidade de energia disponível na região e aumentaria a escassez e os preços.
O lado positivo é que a TEP começou a participar do Western Energy Imbalance Market na semana passada, um mercado atacadista de eletricidade em tempo real para cerca de 20 concessionárias de serviços públicos gerenciado pelo California Independent System Operator.
Embora não adicione capacidade de geração de energia, o mercado ajudará a TEP a equilibrar recursos intermitentes, como energia solar e eólica, evitar instabilidade da rede e melhorar a confiabilidade do sistema, disse Alter.
A Tucson Power e outras concessionárias de serviços públicos informaram aos reguladores estaduais na semana passada que os planos para evitar interrupções estão ficando mais complicados em meio à mudança de usinas a carvão para recursos solares e eólicos, temperaturas mais extremas no verão e um mercado de energia ocidental apertado.
Citando um estudo recente da Environmental + Energy Economics (E3), Alter disse que a TEP e outras concessionárias do Sudoeste enfrentam desafios significativos para atender à demanda máxima de energia à medida que fazem a transição da geração a carvão nos próximos anos.
“O crescimento da carga e o descomissionamento de recursos estão criando uma necessidade significativa e urgente de novos recursos no sudoeste”, disse o E3, um relatório encomendado pela TEP, Arizona Public Service, Salt River Project, Arizona Electric Cooperative, El Paso Power e New Mexico Public Service Corporation.
“Manter a confiabilidade regional dependerá da capacidade das concessionárias de adicionar novos recursos com rapidez suficiente para atender a essa crescente demanda e exigir um ritmo de desenvolvimento sem precedentes na região”, concluiu o estudo.
Em toda a região, as concessionárias enfrentarão um déficit de geração de quase 4 GW até 2025, com os recursos e usinas existentes atualmente em desenvolvimento. 1 GW ou 1.000 MW de capacidade solar instalada é suficiente para abastecer aproximadamente 200.000 a 250.000 residências na região TEP.
A Southwest Utilities está se preparando para uma demanda maior, prometendo adicionar cerca de 5 gigawatts de nova energia, com planos de adicionar outros 14,4 gigawatts até 2025, disse o relatório.
Mas o relatório da E3 disse que qualquer atraso nos planos de construção da concessionária poderia levar a futuras faltas de energia, aumentando potencialmente os riscos de confiabilidade do sistema por uma década ou mais.
“Embora esse risco possa parecer remoto em circunstâncias normais, interrupções na cadeia de suprimentos, escassez de materiais e mercados de trabalho restritos impactaram os cronogramas de projetos em todo o país”, disse o estudo.
Em 2021, a TEP adicionou 449 megawatts de recursos eólicos e solares, permitindo que a empresa fornecesse cerca de 30% de sua eletricidade a partir de fontes renováveis.
De acordo com um novo estudo patrocinado pela TEP e outras concessionárias do Sudoeste, até 2025, se todos os projetos de energia renovável planejados pelo Sudoeste não forem concluídos no prazo, eles não conseguirão atender à crescente demanda por eletricidade.
A TEP tem um projeto solar em construção, o projeto solar fotovoltaico Raptor Ridge de 15 MW perto da East Valencia Road e da Interstate 10, com previsão de entrada em operação ainda este ano, alimentado pelo programa de assinatura solar do cliente GoSolar Home.
No início de abril, a TEP anunciou uma solicitação de propostas de todas as fontes para até 250 megawatts de energia renovável e recursos de eficiência energética, incluindo energia solar e eólica, e um programa de resposta à demanda para reduzir o uso durante períodos de alta demanda. A TEP também está buscando recursos de "capacidade fixa" de até 300 MW, incluindo sistemas de armazenamento de energia que forneçam pelo menos quatro horas por dia no verão, ou planos de resposta à demanda.
A UES lançou licitações para até 170 MW de recursos de energia renovável e eficiência energética e até 150 MW de recursos de capacidade corporativa.
A TEP e a UES esperam que o novo recurso esteja operacional preferencialmente em maio de 2024, mas não depois de maio de 2025.
Piso do gerador de turbina na Usina Hidrelétrica H. Wilson Sundt, na 3950 E. Irvington Road, em 2017.
Em meio à iminente aposentadoria das usinas termelétricas a carvão, a TEP precisa agir rápido, incluindo o desligamento planejado para junho da Unidade 1 de 170 megawatts na Usina Elétrica de San Juan, no noroeste do Novo México.
Barrios disse que manter capacidade de geração suficiente sempre foi um problema, mas a TEP estava se saindo melhor do que alguns de seus vizinhos regionais.
Ele citou a New Mexico Public Service Corporation, que informou aos reguladores que não tinha nenhum depósito de reserva de capacidade em julho ou agosto.
Em fevereiro, a New Mexico Public Service decidiu manter outra unidade geradora a carvão restante em San Juan funcionando até setembro, três meses após sua data planejada de aposentadoria, para aumentar sua margem de reserva de verão.
A TEP também está trabalhando em um programa de resposta à demanda no qual os clientes permitem que as concessionárias reduzam o uso de eletricidade durante os períodos de pico para evitar escassez, disse Barrios.
A concessionária agora pode trabalhar com clientes comerciais e industriais para reduzir rapidamente a demanda em até 40 megawatts, disse Barrios, e há um novo programa piloto que permite que alguns moradores de apartamentos recebam um crédito trimestral de US$ 10 na conta para reduzir a demanda. O uso do aquecedor de água está no pico.
A concessionária também está fazendo parceria com a Tucson Water em uma nova campanha "Beat the Peak" para incentivar os clientes a reduzir o uso de energia durante os horários de pico, que normalmente são das 15h às 19h no verão, disse Barrios.
A campanha incluirá postagens em mídias sociais e vídeos convidando os clientes a explorar planos de preços e opções de eficiência energética para ajudar a reduzir o uso nos horários de pico, disse ele.
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Pessoas enchem sacos de areia no Hi Corbett Field enquanto nuvens se formam sobre Tucson, Arizona, em 30 de agosto de 2021. A tempestade tropical Nora deve trazer fortes chuvas e causar mais inundações.
Horário de publicação: 07/05/2022