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Sep 09, 2023

Bundes- und Landesregulierungsbehörden fordern Energieversorger auf, Technologie für den Netzausbau in Betracht zu ziehen

Ein Mitarbeiter von PPL Electric Utilities installiert von einem Hubschrauber aus einen dynamischen Leitungsbewertungssensor an einer Übertragungsleitung in Pennsylvania. Mithilfe der Sensoren können Energieversorger Windgeschwindigkeit und Wolken berücksichtigen

Ein Mitarbeiter von PPL Electric Utilities installiert von einem Hubschrauber aus einen dynamischen Leitungsbewertungssensor an einer Übertragungsleitung in Pennsylvania. Die Sensoren ermöglichen es den Versorgungsunternehmen, Windgeschwindigkeit, Wolkendecke und andere Bedingungen zu berücksichtigen, um festzustellen, ob eine Leitung über mehr Kapazität verfügt. (Mit freundlicher Genehmigung von PPL Electric Utilities)

Von den vielen Herausforderungen, mit denen das alternde und überlastete Stromnetz des Landes konfrontiert ist, gehört laut Experten und politischen Entscheidungsträgern der Bedarf an vielen neuen Übertragungskapazitäten zu den dringendsten.

Anfang dieses Jahres sagte das US-Energieministerium, dass das Land Tausende Kilometer neuer Leitungen benötigen werde, um Regionen besser miteinander zu verbinden, extreme Wetterbedingungen zu bewältigen, Kosten zu senken und neue Projekte für erneuerbare Energien anzuschließen.

Der Bau einer neuen interregionalen Übertragungsleitung kann jedoch ein Jahrzehnt oder länger dauern – hauptsächlich aufgrund von Verzögerungen bei der Standortwahl und Genehmigung, lokalem Widerstand, Planungsproblemen, Kostenverteilung und anderen Hindernissen.

Und während der Kongress einige Schritte unternommen hat, um eine Reform zu ermöglichen (im Rahmen der Schuldenbegrenzungsvereinbarung in diesem Sommer), gibt es eine Reihe von Technologien, bei denen sich Befürworter und einige staatliche und bundesstaatliche Regulierungsbehörden einig sind, dass sie jetzt mehr aus dem bestehenden Übertragungssystem herausholen und möglicherweise den Bedarf dafür verringern könnten neue Drähte.

Sie werden „netzverbessernde Technologien“ oder in der Branchenkürzel GETs genannt und wurden in vielen Fällen anderswo angenommen, konnten sich in den Vereinigten Staaten jedoch langsamer durchsetzen.

„Wenn wir nicht jeden Tropfen aus dem bestehenden System herausquetschen, wird es schwer zu verkaufen sein, wenn man die mit dem Übertragungsausbau verbundenen Kosten bedenkt“, sagte Dan Scripps, Vorsitzender der Energieversorgungskommission von Michigan, bei einer Task Force der Federal Energy Regulatory Commission Treffen letzten Monat. „Und ich glaube, dass netzverbessernde Technologien uns dabei helfen können, den Wert der Infrastruktur, die wir heute haben, zu maximieren. „

Netzverbesserungstechnologien umfassen eine Vielzahl von Werkzeugen, um die Fähigkeit des Netzes zur Bewältigung des Stromflusses zu maximieren. Dazu gehören Sensoren, Stromflussgeräte, Software und Hardware, die Wetterdaten in Echtzeit besser liefern können, und andere Technologien wie die Topologieoptimierung, mit denen die besten Netzkonfigurationen ermittelt und der Stromfluss um Engpässe herum geleitet werden können. Stellen Sie sich das Stromnetz als Straßensystem und netzverbessernde Technologien als Verkehrskontrollgeräte und variable Geschwindigkeitsbegrenzungen vor, die zur Entlastung von Staus beitragen können, heißt es in einem Papier des Energieministeriums.

Und die Überlastung des Stromnetzes des Landes ist ein echtes Problem. Im weitesten Sinne bedeutet ein Engpass im Strombereich jedes Mal, wenn physische Einschränkungen im Stromnetz verhindern, dass der günstigste Strom zu den Kunden fließt, was natürlich zu höheren Kosten führt.

„Zum Beispiel kann der Stromfluss durch die maximale thermische Grenze eines Transformators oder Stromleitungsleiters eingeschränkt sein“, sagt das Energieministerium. „Daher sind Betreiber gezwungen, den Strom über weniger optimale Wege umzuleiten und sich auf eine teurere Stromerzeugung wie konventionelle fossile Brennstoffe zu verlassen, während sie gleichzeitig erneuerbare Wind- oder Solarenergie einschränken, um den Bedarf ihrer Kunden sicher zu decken.“

Ein im Juli veröffentlichter Bericht von Grid Strategies, einem Beratungsunternehmen, das sich für die Integration erneuerbarer Energien in das Stromnetz einsetzt, ergab, dass die Engpasskosten (nach einer Verdoppelung zwischen 2020 und 2021) im Jahr 2022 auf 12,1 Milliarden US-Dollar gestiegen sind, was einem Anstieg von 56 % gegenüber 2021 entspricht. in Regionen des Landes, die von sechs großen regionalen Übertragungsorganisationen kontrolliert werden. Durch die Hochrechnung dieses Anstiegs auf den Rest der USA schätzte das Unternehmen, dass sich die Gesamtkosten für Stromkunden durch Staus im Jahr 2022 auf fast 21 Milliarden US-Dollar beliefen.

„Der beste Weg, Übertragungsengpässe zu reduzieren, besteht darin, die Übertragungskapazität zu erhöhen. Allerdings fließen nur sehr wenige Übertragungsausgaben in neue große Hochspannungsübertragungsleitungen“, schrieb Grid Strategies. „Darüber hinaus haben nur wenige US-Versorgungsunternehmen dynamische Leitungsbewertungen, fortschrittliche Leistungsflusssteuerung oder Topologieoptimierung (zusammen bekannt als Grid Enhancing Technologies oder GETs) eingeführt, um die vorhandene Netzinfrastruktur effizienter zu nutzen.“

Auf der siebten Sitzung der Joint Federal-State Task Force on Electric Transmission im letzten Monat herrschte breiter Konsens darüber, dass GETs große Kosten- und Zuverlässigkeitsvorteile für Netzbetreiber und Stromkunden bringen könnten.

„Das vielleicht überzeugendste Argument für diese Technologien ist für mich, dass sie derzeit Netzüberlastungen reduzieren können, sodass unsere Märkte dauerhaft auf kostengünstigeren Strom zugreifen und auf Zuverlässigkeitsprobleme in Echtzeit reagieren können.“ Und das ist besonders wichtig, wenn wir es mit extremen Wetterereignissen zu tun haben“, sagte Andrew French, Mitglied der Kansas Corporation Commission und Mitglied der Task Force.

Warum sind diese Arten von Technologien in den Vereinigten Staaten nicht weiter verbreitet?

Laut Netzexperten liegt der Hauptgrund darin, wie Energieversorger Geld für Netzausbauten verdienen und wie ihre Leistung gemessen wird.

„Versorgungsunternehmen werden durch die ineffiziente Nutzung der Übertragungsinfrastruktur nicht unbedingt direkt wirtschaftlich beeinträchtigt“, sagte Darcie Houck, eine kalifornische Kommissarin für Versorgungsunternehmen, die auch in der Task Force tätig ist, und fügte hinzu, dass Versorgungsunternehmen häufig die Kosten für Überlastungen an Stromerzeuger und Kunden weitergeben. „Versorgungsunternehmen sind finanziell motiviert, kapitalintensivere Übertragungsprojekte zu bauen, um ihre Tarifbasis zu erweitern, mit der sie eine Rendite erzielen. … GETs können die Notwendigkeit solcher Kapitalprojekte aufschieben oder zunichte machen, wodurch die Einnahmen der Versorgungsunternehmen sinken.“

Ein Teil der Zurückhaltung ist auch darauf zurückzuführen, dass Netzbetreiber „die Technologien auf ihrem eigenen System validieren müssen, weil es keine öffentlich zugänglichen Referenzen zu Leistung, Integration und Einsatz gibt“, schrieb das Idaho National Laboratory letztes Jahr in einem Bericht.

Auch das Fehlen von Industriestandards und -spezifikationen für einige der Technologien sowie potenzielle Sicherheitsbedenken schüren für Zurückhaltung, sagte Andrew Phillips, Vizepräsident für Übertragung und Verteilung am Electric Power Research Institute, während der Sitzung der FERC-Arbeitsgruppe.

„Wenn eine neue Technologie auf den Markt kommt, brauchen wir eine Spezifikation, nach der wir kaufen können. Wir müssen darauf vertrauen können, dass es 30 oder 40 Jahre hält. Und das ist eine wirklich wichtige Sache und oft ein Hindernis“, sagte Phillips und fügte hinzu, dass EPRI, eine gemeinnützige Forschungs- und Entwicklungsorganisation, Tests für einige Technologien wie fortschrittliche Leiter entwickelt hat und an Standards für andere arbeitet.

„Wir brauchen eine branchenweit akzeptierte Methode zur Bewertung dieser Technologien, zur Einbindung in unsere Pläne und zur anschließenden Umsetzung dieser Pläne.“

Doch trotz des Widerstands in der Vergangenheit sehen einige, dass sich die Einstellung der Versorgungsunternehmen ändert.

„Die Tarifzahler werden nicht doppelt so viel Strom bezahlen wie heute, also müssen sie nach anderen Lösungen suchen“, sagte Julia Selker, Chief Operating Officer bei Grid Strategies und Geschäftsführerin der WATT Coalition Wir drängen auf eine breitere Einführung von GETs. „Ich sehe einen Mentalitätswandel.“

FERC hat kürzlich Schritte unternommen, um mehr aus dem bestehenden Übertragungssystem herauszuholen und auf die Berücksichtigung neuer Technologien zu drängen.

Im Jahr 2021 erließ FERC eine endgültige Regelung, die Übertragungsanbieter verpflichtet, „umgebungsangepasste Bewertungen“ für Übertragungsleitungen zu verwenden, die die tatsächliche Lufttemperatur und andere Wetterbedingungen berücksichtigen, anstatt die Kapazität einer Leitung auf der Grundlage konservativer Worst-Case-Annahmen zu begrenzen.

Der Auftrag öffnete Übertragungseigentümern auch die Möglichkeit, „dynamische Leitungsbewertungen“ zu prüfen, eine Bewertung in Echtzeit, die andere Faktoren berücksichtigen kann, die die Leitungskapazität erhöhen könnten, wie Windgeschwindigkeit, Wolkenbedeckung und andere Bedingungen.

In diesem Sommer gewann PPL Electric, das rund 1,4 Millionen Kunden in Ost- und Zentral-Pennsylvania hat, einen Branchenpreis dafür, dass es das erste amerikanische Elektrizitätsunternehmen war, das ein dynamisches Leitungsbewertungssystem in sein Übertragungsmanagement und seine Marktaktivitäten installierte und integrierte. Die Technologie werde seinen Kunden Schätzungen zufolge Staukosten in Höhe von 23 Millionen US-Dollar pro Jahr einsparen, so das Unternehmen. In einem von der WATT Coalition in Auftrag gegebenen Bericht aus dem Jahr 2021 wird behauptet, dass durch den landesweiten Einsatz von GETs jährlich mehr als 5 Milliarden US-Dollar an Energiekosten eingespart würden, verglichen mit einer Vorabinvestition von 2,7 Milliarden US-Dollar im ersten Jahr.

Im Juli forderte FERC im Rahmen seiner Bemühungen, Rückstände bei neuen Energieprojekten zu beseitigen, die eine Anbindung an das Netz anstrebten, auch Übertragungsanbieter dazu auf, in ihren Zusammenschaltungsstudien netzverbessernde Technologien zu berücksichtigen. Und auch eine weitere vorgeschlagene Regelung könnte ihre Berücksichtigung bei der Übertragungsplanung erfordern.

„GETs gehören in die langfristige Planung“, sagte Selker. „Wenn Sie GETs nicht in Betracht ziehen, treffen Sie nicht die effizientesten Entscheidungen für Ihre Kunden.“

Es gab jedoch eine gewisse Zurückhaltung unter den FERC-Kommissaren, eine bestimmte Technologie vorzuschreiben.

„Wir müssen den Ingenieuren in dieser Angelegenheit wirklich zuhören“, sagte Kommissar Mark Christie, ein ehemaliger Energieregulierungsbeamter aus Virginia. „Wenn man es richtig macht, hat man enorme Vorteile. Es hat keinen Nutzen, wenn Sie es nicht tun.“

In einer Zustimmung zur neuen Zusammenschaltungsregel erkannte Christie das berechtigte Interesse der Übertragungseigentümer an, „kostspielige neue Übertragungsanlagen“ anstelle potenziell weniger teurer Technologien zu bauen, die mehr aus bestehenden Leitungen herausholen könnten. Aber er sagte auch, es gäbe „viel Mietstreben“ sowohl seitens der Unternehmen, die netzverbessernde Technologien verkaufen, als auch der von ihnen finanzierten Organisationen, die von jeder Regulierung, die ihre Nutzung vorschreibt, profitieren könnten.

„Die richtige Balance zu finden – eine, die im öffentlichen Interesse liegt – ist eine Herausforderung“, sagte Christie.

Aber es gibt auch eine Rolle für Staaten. Selker sagte, dass Energieregulierungsbehörden in mehreren Bundesstaaten, darunter Michigan, Nevada und North Carolina, ihre Unternehmen gebeten hätten, über ihr Streben nach Bundesmitteln für Netzausbauten zu berichten. In den nächsten Jahren stehen Bundesstaaten, Stämmen und Versorgungsunternehmen rund 14 Milliarden US-Dollar an Bundesmitteln für netzverbessernde Technologien und andere Modernisierungen zur Verfügung.

Caitlin Marquis, Geschäftsführerin bei Advanced Energy United, einer Handelsgruppe für Unternehmen im Bereich saubere Energie, bezeichnete die FERC-Anforderung, dass GETs bei der Zusammenschaltung berücksichtigt werden müssen, als einen kleinen ersten Schritt.

„Es besteht die Verpflichtung, diese Technologien zu bewerten, es gibt eine Berichtspflicht, aber vieles liegt im Ermessen der Übertragungsanbieter. … Es bleibt abzuwarten, ob dies zu einem verstärkten Einsatz von GETs führt“, sagte sie. „GETs sind definitiv ein Bereich, in dem staatliches Interesse besteht, und Staaten könnten definitiv eine größere Rolle dabei spielen, sicherzustellen, dass sie berücksichtigt werden.“

Mehrere staatliche Regulierungsbehörden der FERC-Task Force vertraten eine ähnliche Ansicht.

„Wir müssen zum Nutzen unserer Tarifzahler den gesamten Wert aus unserem bestehenden System herausholen“, sagte Kimberly Duffley, Kommissarin für Versorgungsunternehmen in North Carolina. „Eine Sache, die staatliche Kommissionen tun können, ist, ihre bestehenden Regeln zu bewerten, um sicherzustellen, dass sie gegebenenfalls Bedingungen dafür schaffen, dass GETs in Betracht gezogen werden.“

Marissa Gillett, Vorsitzende der Connecticut Public Utilities Regulatory Authority, sagte, es liege an den staatlichen und bundesstaatlichen Regulierungsbehörden, gemeinsame Spar- und andere Programme zu entwickeln, um die Versorgungsunternehmen dazu zu bewegen, „nicht-kabelgebundene“ Netzlösungen in Betracht zu ziehen, die „einen gesunden Anreiz mit potenziellen Anreizen“ verbinden.

„Unsere Tarifzahler brauchen uns als Regulierungsbehörden, ob auf Landes- oder Bundesebene, um die Verkehrsregeln festzulegen und auf einer umfassenderen Darstellung darüber zu bestehen, wie ein etablierter [Versorger] zu einer kapitalintensiven Lösung gelangt“, sagte sie. „Ich denke, wir müssen über die einfachen Anweisungen hinausgehen, die GETs berücksichtigen sollten.“

Sie stellte fest, dass Versorgungsentscheidungen darüber, was gebaut werden soll, nicht nur auf der Grundlage technischer Gesichtspunkte im luftleeren Raum getroffen werden.

„Wir sollten alle vertrauen, aber überprüfen, aber auch ermutigen und bei Bedarf durchsetzen“, sagte sie.

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von Robert Zullo, Georgia Recorder 28. August 2023

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Robert Zullo ist ein nationaler Energiereporter mit Sitz im Süden von Illinois, der sich auf erneuerbare Energien und das Stromnetz konzentriert. Robert kam 2018 als Gründungsredakteur des Virginia Mercury zum States Newsroom. Davor war er 13 Jahre lang als Reporter und Redakteur bei Zeitungen in Virginia, New Jersey, Pennsylvania und Louisiana tätig. Er hat einen Bachelor-Abschluss vom College of William and Mary in Williamsburg, Virginia. Er wuchs in Miami, Florida und im Zentrum von New Jersey auf.