O mistério de US $ 13 bilhões por ano: uma compreensão aprofundada das cobranças de demanda da PJM

A PJM Interconnection, a Organização de Transmissão Regional que atende mais de 65 milhões de pessoas no Meio-Atlântico e no Meio-Oeste, é uma das entidades mais mal compreendidas no cenário elétrico dos EUA. A PJM é a operadora da rede em 13 estados mais Washington, DC, controlando e otimizando o fluxo de energia através de 82.000 milhas de linhas de transmissão que abrangem a Pensilvânia, Nova Jersey, Washington Beltway e grande parte do meio-oeste. O PJM cobre todo Ohio, West Virginia e Virginia, vai até o oeste de Chicago e ao sul até Outer Banks da Carolina do Norte, mas poucos gerentes de instalações estão cientes de sua existência e da importância que desempenha na determinação das contas de energia de cada cliente em sua área de cobertura.

Na verdade, seu efeito nas contas de eletricidade dos clientes é nada menos que enorme: para clientes comerciais, industriais e institucionais dentro do território de 243.000 milhas quadradas da PJM, as cobranças de PJM podem representar até 25%, e às vezes mais, desses clientes. Conta de luz.

Este artigo concentra-se em dois grandes encargos de PJM, o encargo de capacidade PJM e o encargo de serviço de integração de rede PJM (também conhecido como transmissão de rede ou NITS). Essas cobranças estão vinculadas ao consumo de quilowatts dos clientes durante as horas de pico do ano. Exploraremos como esses encargos são avaliados para os clientes C&I, como os clientes podem reduzir esses custos com redução de carga direcionada e como o armazenamento de energia pode desempenhar um papel fundamental no pagamento dos encargos de Capacidade e Transmissão de Rede da PJM.

Introdução à Interconexão PJM

A PJM se descreve como “controladores de tráfego aéreo para a rede de transmissão”. Fundada em 1927, a PJM é uma organização sem fins lucrativos independente que despacha o fluxo de eletricidade das usinas da região para seus consumidores de energia. Especificamente, a PJM gerencia as linhas de eletricidade de alta tensão para as concessionárias sob sua jurisdição, permitindo que os elétrons cruzem as linhas das concessionárias e estaduais de maneira mais eficiente. A PJM também cria sinais de preços transparentes nos mercados atacadistas de eletricidade, administrando os mercados de energia em tempo real e do dia seguinte, bem como os mercados de serviços auxiliares, como regulação de frequência e reservas operacionais. Entre seus muitos mandatos está a confiabilidade: tem a tarefa de garantir que haja geração suficiente na rede para atender aos piores cenários, e também para garantir que haja transmissão suficiente para mover essa eletricidade ao longo de um horizonte de tempo de 15 anos.

Este mandato de confiabilidade é de onde vêm os encargos de demanda da PJM - seus encargos de Capacidade e Transmissão de Rede. Os custos desses dois programas são bastante significativos: em 2016, os clientes PJM pagaram $ 9,36 bilhões em encargos de capacidade e $ 4,04 bilhões em encargos de transmissão de rede. [1] Então, como os clientes são cobrados por esses US $ 13,4 bilhões em custos de confiabilidade? A metodologia é muito diferente de quase todos os outros custos que podem ser encontrados em uma conta de serviço público.

Capacidade e transmissão de rede: como são avaliados

Explicar os encargos de capacidade e transmissão de rede da PJM envolve um pouco de paciência; exige que traduzamos da linguagem da grade para a linguagem do consumidor.

Vamos começar com Capacidade primeiro: sua função é fornecer confiabilidade e garantir que haja geração de energia suficiente pronta e disponível dentro da área de cobertura da PJM para atender ao pior cenário. Para adquirir essa energia, a PJM realiza um leilão, chamado (na linguagem clássica da grade) de “Modelo de Precificação de Confiabilidade”, com três anos de antecedência. Este “Leilão Base Residual” ocorre todo mês de maio; em maio de 2017, por exemplo, a PJM comprou 165.000 megawatts de energia para o ano de entrega de 2020-2021. (O "Ano de entrega" da PJM começa em 1º de junho e termina em maio seguinte.)

As usinas que ganham uma parte do leilão são pagas pela PJM em dólares por megawatt-dia. Da mesma forma, os clientes C&I pagam esta cobrança de capacidade PJM com base em um dólar por avaliação de megawatt-dia. Como a maioria das cobranças de demanda são expressas em dólares por quilowatt mensalmente, é útil fazer essa conversão ao conversar com os usuários finais. Por exemplo, o custo do ano de entrega de 2018-2019 para clientes na concessionária PSE & G de Nova Jersey é cobrado $ 225,42 / MW-dia. Isso equivale a US $ 6,86 por kW a cada mês, começando em junho de 2018 e terminando com a conta de energia elétrica de maio de 2019.

Como o kW de um cliente é medido? Esta parte é ainda mais complicada, porque a metodologia PJM para avaliar kW é muito diferente da de uma concessionária típica. As cobranças de demanda de serviços públicos são geralmente baseadas no intervalo de 15 ou 30 minutos mais alto do cliente de cada mês de faturamento e são zeradas a cada vez. A cobrança de capacidade da PJM, em contraste, é baseada em um cálculo anual que é definido uma vez e, em seguida, cobrado do cliente por um ano inteiro em 12 parcelas mensais. Isso é conhecido como a Contribuição de Carga de Pico (PLC): falado francamente, é a contribuição do cliente para os picos mais altos da grade do ano.

Para avaliar a contribuição de carga de pico de um cliente, a maior parte do PJM usa uma metodologia muito dependente do fator de carga conhecido como 5CPs - os cinco picos coincidentes. Após o término do período de verão, a PJM olha para trás e identifica as cinco horas de maior carga durante os meses de verão, de junho a setembro. Em seguida, para cada cliente C&I, leva a média da carga do cliente durante essas cinco horas, e essa média constitui a contribuição de carga de pico de cada usuário final individual. Aqui estão os cinco dias de pico do verão passado:

[1] Relatório Financeiro PJM 2016, P. 34.

Historicamente, os horários de pico da PJM sempre ocorreram durante os dias mais quentes de verão: a carga elevada do ar-condicionado define o pico. E como você pode ver, os horários de pico geralmente ocorrem à tarde, das 14 às 18 horas: este é o momento em que as famílias chegam em casa, ligam seu A / C no máximo e complementam a carga normal de C&I com consumo residencial adicional. Finalmente, por regra, cada um dos 5CPs do PJM vem em um dia separado e deve ocorrer entre junho e setembro. Um pico de inverno não contribuirá para um PLC com a tarifa atual.

Para ver como um usuário final é afetado, vamos usar um exemplo hipotético de um prédio de escritórios de 50.000 pés quadrados no norte de Nova Jersey, 100 Main Street. Sua contribuição hipotética de pico de carga é a seguinte:

Source: https://www.pjm.com/-/media/planning/res-adeq/load-forecast/summer-2017-pjm-5cps-and-w-n-zonal-peaks.ashx?la=en

Assim que a Contribuição de carga de pico de um cliente for definida, essa cobrança começará a aparecer em sua conta de luz todos os meses, começando em junho próximo; Os encargos de capacidade são compensados ​​por um ano. Além disso, esses custos de capacidade são aumentados. Ao contrário das cobranças de demanda da concessionária, que normalmente são redefinidas a cada mês, as cobranças de demanda da PJM permanecem no mesmo nível durante todo o ano - mesmo durante o inverno, quando as cargas de muitos clientes são muito mais baixas

Os encargos de Transmissão de Rede (NITS) da PJM podem ser avaliados de maneira semelhante. Esses encargos NITS, que pagam pela operação de transmissão, manutenção e atualizações em todo o território PJM, são baseados no kW do cliente durante o pico de carga único mais alto na zona de um cliente. (A maioria das zonas corresponde aos limites da concessionária.) Os encargos variam muito de zona para zona: cada zona tem suas próprias regras para calcular a contribuição do NITS e a sobreposição entre RTO e CPs zonais depende muito da zona. As áreas de pico de inverno (normalmente partes rurais de PA ou OH) terão menos sobreposição entre seus CPs zonais e os CPs de PJM. Na zona PECO, que compreende a Filadélfia, o custo de transmissão da rede é de $ 1,75 por kW por mês; em PSE & G, o custo de transmissão de rede é de $ 10,08 por kW, a cada mês. Os clientes PSE & G tendem a pagar os preços mais altos na rede PJM, ano após ano.

Embora os picos de transmissão da rede possam ocorrer durante qualquer mês do ano, eles tendem a ocorrer mais ou menos na mesma época do ano que os picos de capacidade:

Esta é uma pergunta comum por gerentes de instalações - e por um bom motivo. Em mercados de energia desregulamentados, que abrangem quase todo o território PJM, os encargos de Capacidade e Rede de Transmissão PJM são muitas vezes "combinados" com a conta de fornecimento de eletricidade de terceiros - o que significa que a maioria dos clientes não tem ideia de que eles existem.

Este não é um problema intransponível. Quando os clientes estão renegociando seu contrato de fornecimento, eles podem insistir que os fornecedores especifiquem cada componente dos custos do cliente linha por linha, para que os clientes possam se identificar com os encargos de demanda PJM e reduzi-los.

Muitos grandes usuários finais, como fábricas e campi universitários, fazem exatamente isso: eles monitoram seus horários de pico de PJM de perto porque entendem quanto custam esses cinco horários de pico. Além disso, muitos clientes procuram tecnologias de transferência de carga e com eficiência energética para reduzir suas obrigações de capacidade de PJM e transmissão de rede: tais tecnologias incluem sistemas de refrigeração de alta eficiência, iluminação LED, armazenamento de energia térmica, baterias, gerenciamento de pico de carga e serviços de resposta à demanda. Não há razão para que todo cliente não seja tão experiente.