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PJM Interconnection LLC (PJM) es una organización regional de transmisión (RTO) de los Estados Unidos. Forma parte de la red de interconexión del este que opera un sistema de transmisión eléctrica que abastece a la totalidad o partes de Delaware , Illinois , Indiana , Kentucky , Maryland , Michigan , Nueva Jersey , Carolina del Norte , Ohio , Pensilvania , Tennessee , Virginia , Virginia Occidental y el Distrito de Columbia .
PJM, con sede en Valley Forge, Pensilvania , fue el mercado mayorista de electricidad competitivo más grande del mundo hasta el desarrollo del Mercado Integrado de la Energía Europeo en la década de 2000. [4] Más de 1000 empresas son miembros de PJM, que atiende a 65 millones de personas y tiene 185 gigavatios de capacidad de generación. Con 1436 generadores de energía eléctrica y 85 103 millas de líneas de transmisión, PJM entregó 783 teravatios-hora de electricidad en 2021. [5]
El fondo, que comenzó a funcionar en 1927, pasó a denominarse Interconexión Pensilvania-Nueva Jersey-Maryland (PJM) en 1956. La organización continúa integrando sistemas de transmisión de servicios públicos adicionales en sus operaciones.
La Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) regula a PJM [6] y aprueba su tarifa de transmisión de acceso abierto para el mercado mayorista de electricidad.
En 1927, la Public Service Electric and Gas Company , la Philadelphia Electric Company y la Pennsylvania Power & Light Company formaron un consorcio energético llamado Interconexión Pensilvania-Nueva Jersey. [7] El objetivo del consorcio energético era despachar plantas generadoras de electricidad al menor coste posible, reduciendo así los costes eléctricos para todos los miembros del consorcio. [8]
Después de que Baltimore Gas and Electric Company y General Public Utilities se unieron en 1956, el fondo pasó a llamarse Interconexión Pensilvania-Nueva Jersey-Maryland , o PJM. [9]
Entre 1996 y 1999, la FERC adoptó una serie de decisiones que dieron lugar a la reestructuración de la industria eléctrica estadounidense. La intención de la FERC era abrir el mercado mayorista de energía a nuevos actores, con la esperanza de que el fomento de la competencia ahorraría a los consumidores entre 4.000 y 5.000 millones de dólares al año y alentaría la innovación técnica en la industria. [10]
La Orden Nº 888 ( Promoción de la competencia mayorista mediante servicios de transmisión no discriminatorios de acceso abierto por parte de las empresas de servicios públicos; recuperación de los costos varados por parte de las empresas de servicios públicos y las empresas de transmisión ) ordenó a los propietarios de líneas de transmisión interestatales que proporcionaran a la FERC los términos propuestos (incluidos los esquemas de tarifas o "tarifas") bajo los cuales se otorgaría a los nuevos participantes del mercado un acceso abierto y no discriminatorio para mover (o "transmitir") energía a través de la red de transmisión existente. La FERC también ordenó a las empresas eléctricas que separaran funcionalmente las operaciones de transmisión de sus negocios de plantas de energía y comercialización de energía. Esta disociación de funciones tenía como objetivo eliminar los conflictos de intereses que podrían existir cuando la misma empresa era dueña tanto del sistema de transmisión como de las plantas generadoras. [11]
La Orden Nº 889 ( Sistema de Información de Acceso Abierto en Horarios ) fue diseñada para igualar aún más las condiciones de competencia. Requirió la creación de un sistema electrónico para asegurar que todos los participantes en el mercado mayorista de energía (los nuevos actores y las compañías eléctricas tradicionales) tuvieran acceso a la misma información sobre la capacidad de transmisión disponible y los precios. [12]
La FERC también respaldó el concepto de designar operadores independientes del sistema (ISO) para coordinar, controlar y monitorear el funcionamiento de los sistemas de energía eléctrica, a menudo dentro de un solo estado de los EE. UU., una función que tradicionalmente era responsabilidad de las empresas de servicios públicos de electricidad integradas verticalmente. [13] PJM se convirtió en un ISO en 1997. El concepto de un operador independiente del sistema evolucionó hacia el de organizaciones regionales de transmisión (RTO). La intención de la FERC era que todas las empresas estadounidenses propietarias de líneas de transmisión eléctrica interestatales colocaran esas instalaciones bajo el control de un RTO. [14] En su Orden No. 2000 (Organizaciones Regionales de Transmisión) , emitida en 1999, la FERC especificó las capacidades mínimas que un RTO debería poseer para que el mercado competitivo de generación funcione como se esperaba. [15] PJM fue designado como RTO por la FERC en 2001.
En abril de 2002, Allegheny Power (AP) fue la primera área de control externo en unirse a PJM RTO como participante del mercado; "PJM Classic" y AP operaron como un área de control única, cumpliendo los roles de autoridad de equilibrio , autoridad de intercambio, operador de mercado y operador de transmisión.
Durante el apagón del noreste de 2003 , los sistemas de transmisión dentro del área de operaciones de PJM permanecieron en gran medida operativos y no se vieron afectados por el corte de energía. [9] Cuando la red se separó, una pequeña porción de la zona de Public Service Electric & Gas de Nueva Jersey se separó eléctricamente de la interconexión oriental debido a operaciones de relé de sobrefrecuencia.
En mayo de 2004, Commonwealth Edison (ComEd) se unió a PJM como una autoridad de equilibrio independiente que operaba bajo la RTO. PJM pudo administrar los dos territorios en un mercado único mediante un mecanismo conocido como "la vía", un conjunto de contratos firmes que transferían energía de ComEd a través de áreas de control de terceros a los mercados orientales de PJM y más allá. En octubre de 2004, American Electric Power (AEP) y Dayton Power & Light (DPL) se unieron a PJM, lo que permitió que PJM volviera a fusionarse en una sola área de control.
En enero de 2005, Duquesne Light Co. (DLCO) se unió a PJM. En mayo de 2005, Dominion Virginia Power se unió a PJM, extendiendo la frontera sur hasta Carolina del Norte. FirstEnergy se agregó a PJM en junio de 2011, expandiendo la huella a través del norte de Ohio hasta la frontera con Michigan. Las áreas de Ohio y Kentucky cerca de Cincinnati cubiertas por Duke Energy se unieron a la huella de PJM en enero de 2012. En 2018, Ohio Valley Electric Corporation (OVEC) se integró a PJM. [16] En este momento [ ¿cuándo? ] , PJM ahora limita con 22 autoridades de equilibrio que representan once interfaces de mercado. [ cita requerida ]
PJM utiliza un horizonte de planificación de quince años para planificar las actualizaciones del sistema de transmisión. En el marco del proceso de Planificación de Expansión de Transmisión Regional (RTEP, por sus siglas en inglés) de PJM, PJM considera los pronósticos de crecimiento de la carga y las adiciones de respuesta a la demanda , las solicitudes de interconexión para nuevas plantas generadoras y los retiros planificados de las existentes, y las posibles soluciones para mitigar la congestión en el sistema de transmisión. [17] Si la actualización implica la construcción de una nueva línea de transmisión, las decisiones locales sobre la ubicación de la nueva línea las determinan el propietario de la línea y el gobierno estatal.
Como la mayor RTO de América del Norte, PJM tiene un papel importante que desempeñar en la reducción de las emisiones de la red. PJM tiene como uno de sus tres pilares estratégicos la "facilitación de la descarbonización" [18] .
PJM presenta cada hora un gráfico circular de sus fuentes de energía en la página principal de su sitio web. [19] También proporciona acceso [20] a una base de datos histórica hora a hora de generación por tipo de combustible, resumida aquí para 2022.
PJM está muy por detrás del resto del país en la incorporación de energía renovable. Según la Administración de Información Energética (EIA), en 2021, el 12 % de la energía eléctrica de EE. UU. se produjo mediante energía eólica y solar. [21] Incluso un año después, en 2022, PJM produjo solo el 4,7 % mediante energía eólica y solar, como se ve en la tabla anterior, aunque el PJM Independent Market Monitor informó que la energía eólica y solar representaron el 6,8 % de la energía de PJM en 2022 [22], lo que todavía está muy por detrás del resto del país.
El bajo nivel de generación renovable en PJM no está mejorando significativamente. En 2022, PJM fue la única RTO que conectó más generación fósil que renovables. [23]
A partir de 2022, [actualizar]debido al volumen de solicitudes de proyectos de energía renovable, PJM ha experimentado dificultades para evaluar e integrar los nuevos proyectos propuestos en su sistema. Esto puede resultar en retrasos en la utilización de proyectos importantes que se están construyendo o están planificados, retrasando el logro de la meta del presidente Biden de electricidad 100 por ciento libre de carbono para 2035. [ 24] [25] La transición a las energías renovables también puede verse ralentizada por las características de los modelos de precios de PJM. En una carta de agosto de 2021, el PIEOUG (Grupo de usuarios de organizaciones ambientales y de interés público) de PJM expresó su preocupación por el hecho de que el mercado de capacidad resultara en "subsidios no intencionales para recursos de combustibles fósiles o barreras para el suministro con bajas emisiones de carbono". [26] Además, PJM ha aumentado significativamente los cargos de interconexión. Desde 2019, PJM ha cobrado casi el triple (aumento de menos de $ 100 / Kw a más de $ 200 / Kw) de lo que cobraba por la interconexión antes de 2019. [23]
PJM es consciente de la gran cantidad de trabajo atrasado y el ritmo lento en el procesamiento de las solicitudes de interconexión de generación (GI), y solicitó [27] cambios significativos en su proceso de interconexión, descritos por PJM como: “... una reforma integral del proceso de interconexión de PJM diseñada para procesar de manera más eficiente y oportuna las nuevas solicitudes de servicio mediante la transición de un enfoque de cola en serie de “primero en llegar, primero en ser atendido” a un enfoque de ciclo de “primero en estar listo, primero en ser atendido” utilizado por otras organizaciones de transmisión regionales (“RTO”) y proveedores de transmisión independientes”.
La FERC aprobó el nuevo proceso de IG el 29 de noviembre de 2022. [28] El comunicado de prensa de PJM que anuncia la aprobación de la FERC afirma que “la propuesta recibió un amplio apoyo de las partes interesadas de PJM, que habían trabajado con PJM para desarrollar las nuevas reglas desde el inicio en abril de 2021 del Grupo de trabajo para la reforma del proceso de interconexión”. Sin embargo, una de las partes interesadas principales, la Organización de Estados de PJM, [29] en sus comentarios sobre la propuesta de PJM, indicó que su recomendación para la aprobación de la FERC se hizo a pesar de que el proceso era “demasiado lento” y se basaba en la expectativa de que se debía hacer mucho más para acelerar las interconexiones. [30]
Los precios se fijan en PJM mediante el funcionamiento de dos mercados: un mercado de energía y un mercado de capacidad.
El mercado energético [31] establece los precios, pagados a los generadores y pagados por los consumidores, por los muchos GWh de energía eléctrica que se entregan en la red de PJM. El precio se determina utilizando precios nodales , también conocidos como precios marginales por ubicación. [32] PJM publica un mapa de los niveles de precios de la energía en toda su área. [33]
“El mercado de capacidad de PJM, [34] llamado Modelo de Precios de Confiabilidad, garantiza la confiabilidad de la red a largo plazo”. A los participantes del mercado se les paga por su promesa de poder generar electricidad (o reducir la demanda) en tres años en el futuro. La FERC aprobó una propuesta de PJM en diciembre de 2022 para ajustar sus operaciones del mercado de capacidad. Sin embargo, en un comunicado de prensa del 21/2/23 [35] la FERC señaló “disputas continuas y quejas frecuentes sobre cómo PJM opera sus mercados de capacidad por parte de una variedad de partes interesadas” y la FERC declaró que “examinará el mercado de capacidad de PJM Interconnection, LLC y cuál es la mejor manera de garantizar que logre el objetivo de asegurar la suficiencia de recursos a tarifas justas y razonables”. En respuesta a esta intención declarada de la FERC, y con la convicción de que “son necesarios cambios a corto plazo en el Modelo de Precios de Confiabilidad (RPM) para garantizar que PJM pueda mantener la suficiencia de recursos en el futuro”, la junta de PJM “decidió implementar el mecanismo de proceso acelerado de las partes interesadas de la Vía Rápida de Asuntos Críticos (CIFP) para seguir buscando el consenso de las partes interesadas que informaría una decisión de la junta de PJM sobre una posible presentación ante la FERC prevista para el 1 de octubre de 2023”. [36]
La cantidad de capacidad que OPM compra (y transfiere los costos a los clientes) es la cantidad que necesita para atender la demanda máxima esperada más un margen para cubrir posibles interrupciones en el suministro, como cortes en el generador o la transmisión. La demanda máxima en 2022 fue de 147.820 MW el 20 de julio. [37] PJM prevé que la demanda máxima aumente a 160.971 MW en 2033 y alcance los 167.567 MW en 2038. [38] A junio de 2022, la capacidad declarada de PJM era de 198.152 MW, [39] que es sustancialmente mayor que cualquier demanda máxima jamás experimentada o cualquier demanda máxima prevista. Un análisis concluyó que PJM ha estado comprando capacidad significativamente superior a la demanda más los márgenes de reserva objetivo, lo que resultó en que "los consumidores pagaran por más capacidad de la necesaria, retuvieran capacidad más antigua que ya no se necesita y debería retirarse, y adquirieran nuevas plantas de energía que aún no se necesitan". [40] En su “Informe sobre el estado del mercado de PJM” para 2022, [22] el Monitor de mercado independiente de PJM descubrió que los resultados no competitivos en el mercado de capacidad “llevaron a que los clientes pagaran de más por un total combinado de $1.454 millones” en el período de dos años analizado.
{{cite book}}: CS1 maint: varios nombres: lista de autores ( enlace ){{cite book}}: CS1 maint: varios nombres: lista de autores ( enlace )El objetivo de Estados Unidos para 2030 acelera el ritmo de reducción de emisiones en los Estados Unidos, en comparación con los niveles históricos, al tiempo que respalda los objetivos existentes del presidente Biden de crear un sector energético libre de contaminación de carbono para 2035 y una economía de emisiones netas cero a más tardar en 2050