La central eléctrica de Moss Landing es una planta de generación de electricidad alimentada por gas natural ubicada en Moss Landing, California , Estados Unidos, en el punto medio de la bahía de Monterey . Sus grandes chimeneas son puntos de referencia, visibles en toda el área de la bahía de Monterey . La planta es propiedad de Dynegy, con sede en Houston , y actualmente tiene una capacidad de generación de 1020 MW (netos) de sus dos unidades de generación de ciclo combinado . [3] Alguna vez fue la planta de energía más grande del estado de California, con una capacidad de generación de 2560 MW, antes de que sus dos grandes unidades de vapor supercrítico se retiraran en 2016.
Es el sitio de una nueva central eléctrica de almacenamiento de baterías para el almacenamiento de baterías de la red de 750 MWh MW / 3.000 MWh de energía, potencialmente la más grande del mundo cuando esté terminada. En 2022 se produjo un incendio en el sitio durante la construcción, y PG&E y Tesla tomaron medidas correctivas. [4] El proyecto siguió adelante y la Fase III se completó y entró en funcionamiento en junio de 2023. [5] [2]
En 1949, Pacific Gas & Electric (PG&E) comenzó la construcción de la central eléctrica de Moss Landing. Durante la década de 1950, se construyeron cinco unidades de vapor alimentadas por gas natural y petróleo. La generación comercial comenzó en 1950 con una capacidad de 613 MW.
En 1964 se inició la construcción de dos unidades adicionales (6 y 7), con dos nuevas chimeneas de 500 pies (150 m). Estas dos unidades tenían una capacidad de 750 MW cada una, para un total de 1500 MW, con calderas de 180 pies (55 m) de altura. Empleaban una tecnología más nueva que utilizaba vapor supercrítico a 3600 psi (25 MPa).
En 1995, las cinco unidades originales fueron retiradas y en 1997 PG&E dejó que los permisos para estas unidades caducaran. [6]
Como parte de la desregulación de servicios públicos en California, PG&E vendió la planta a Duke Energy (DENA) en 1998. Para cumplir con regulaciones de contaminación más restrictivas, las unidades 6 y 7 se modernizaron en 1998 con una unidad de reducción catalítica selectiva y sistemas de control digital.
A partir de 2000, se retiraron las ocho chimeneas de 69 m de altura y los 19 tanques de almacenamiento de fueloil y se construyeron dos nuevas unidades en el antiguo emplazamiento. Las nuevas unidades 1 y 2 se pusieron en funcionamiento en 2002. Se trata de unidades de ciclo combinado , un 50% más eficientes que las otras unidades, porque utilizan dos turbinas: primero, un par de turbinas de gas de 170 MW, luego una turbina de vapor de 190 MW, para un total de 530 MW cada una. Cuando se completó en 2002, la planta era la mayor central eléctrica de California por capacidad, con 2560 MW. [7]
En 2006, tras haber invertido más de 500 millones de dólares en mejorar la capacidad, la eficiencia y el control de emisiones, Duke Energy vendió la planta a LS Power Equity Partners. [8] [9] Dynegy adquirió la planta en abril de 2007 junto con otros activos de los socios de LS. [10]
En 2015, una torre de transmisión se derrumbó en la planta de energía, lo que provocó un importante apagón en el área del condado de Monterey. [11]
El 31 de diciembre de 2016, Dynegy retiró las unidades de vapor supercrítico 6 y 7 porque ya no eran económicamente competitivas. Sin embargo, Dynegy sigue manteniendo el permiso para estas unidades. [12]
En febrero de 2017, el productor independiente de energía Dynegy, Inc. anunció que podría cerrar la planta de gas, debido a las condiciones del mercado resultantes de un exceso de capacidad de electricidad al por mayor en California que dificulta su operación de manera rentable. [13] [ aclaración necesaria ] Para 2018, California tenía 7.000 MW de capacidad de generación excedente, pero una cantidad similar (en su mayoría refrigerada por el océano) se retiraría para 2021. [14] El exceso de capacidad de electricidad es en parte el resultado de políticas que garantizan a las empresas de servicios públicos como PG&E (un monopolio regulado) un retorno de la inversión para construir nuevas plantas de energía, incluso cuando no son necesarias. Los productores de energía independientes como Dynegy, por otro lado, no tienen un retorno garantizado de su inversión. [13] La producción de energía ha disminuido considerablemente, lo que reduce los impuestos pagados al condado de Monterey . [15]
La planta cuenta con líneas eléctricas que la conectan con la Ruta 15 e interconexiones como la Ruta 26 y la Ruta 66 que permiten que la energía fluya a regiones lejanas. La planta también está conectada a las cargas locales y a la región de San José mediante líneas de transmisión.
Tanto las unidades supercríticas como las de ciclo combinado utilizan refrigeración de paso único. Las unidades supercríticas tienen un requerimiento de refrigeración de 600.000 galones estadounidenses (2.300 m 3 ) por minuto, y las unidades de ciclo combinado un requerimiento de 250.000 galones estadounidenses (950 m 3 ). [6]
Las unidades 6 y 7 utilizaban vapor supercrítico . Estas unidades se retiraron a fines de 2016. Al final de su vida útil, las unidades 6 y 7 generalmente funcionaban como unidades de pico cuando la demanda de electricidad era máxima. En 2016, el último año de operación, solo funcionaron aproximadamente el 3 % del tiempo. [12]
El proceso de generación de las unidades 6 y 7 comienza con la inyección de gas natural en un extremo de la caldera para su quema. El agua primaria se inyecta en el otro extremo de la caldera para recibir el calor producido. El gas simplemente proviene de un gasoducto de gas natural y los productos de la combustión suben por la chimenea hasta la atmósfera. El agua tiene un camino mucho más complicado y consta de dos sistemas distintos: agua refrigerante y agua primaria (generadora de vapor). El agua de refrigeración se bombea desde la bahía de Monterey o el cercano Elkhorn Slough . Luego se purifica, se utiliza para enfriar el agua que sale de las turbinas y se descarga en el océano. El vapor para las turbinas se crea a partir del flujo de agua primaria, que se precalienta antes de entrar en la caldera. Desde la caldera, el vapor sobrecalentado se dirige a una primera turbina que funciona a alta presión y luego a una turbina de baja presión. Las turbinas impulsan los generadores.
Los productos de combustión impulsan directamente las turbinas de gas. Primero, el aire se aspira desde la entrada de aire hasta el compresor (accionado por el eje de la turbina) y luego se quema con gas natural en la cámara de combustión. Los gases de combustión calientes pasan luego por la propia turbina (que impulsa el eje). Desde un punto de vista termodinámico, este es el ciclo Brayton estándar . Debido a que la turbina de gas no transfiere energía del proceso de combustión a la turbina a través del vapor, evita el costo, la pérdida de energía y el impacto ambiental del ciclo primario del agua.
A la salida de las turbinas de gas, parte de la energía restante (calor) en los gases de escape se recupera a través de un intercambiador de calor y se transfiere al agua que alimenta una turbina de vapor, similar a las unidades 6 y 7.
En menor escala que las unidades supercríticas, las unidades 1 y 2 también son más flexibles, con un tiempo de puesta en marcha de sólo una hora, frente a las 24 horas de las unidades 6 y 7.
Una ley de 2013 exige que las empresas de servicios públicos de California proporcionen una cantidad significativa de almacenamiento en baterías para el año 2024. [16]
El 29 de junio de 2018, Vistra Energy , que se fusionó con Dynegy el 9 de abril de 2018, [17] anunció que desarrollará un sistema de almacenamiento de energía de 300 MW / 1,200 MWh que se ubicará en Moss Landing , utilizando el edificio de turbinas existente y la interconexión existente de las unidades 6 y 7, conectándose a la red de 500 kV. [18] Vistra Energy esperaba que el sistema de almacenamiento de energía comenzara a operar comercialmente a fines de 2020, pendiente de recibir la aprobación de la Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC). Este sería el sistema de almacenamiento de energía de batería de iones de litio más grande del mundo. [19] El proyecto comenzó a construirse en diciembre de 2019, [20] y la Fase 1 comenzó a operar a fines de 2020. [21] Está hecho de celdas LG JH4 en racks TR1300 en dos pisos en la antigua sala de turbinas. [22] La Fase 2, que añadió otros 100 MW/400 MWh, se completó en agosto de 2021, lo que elevó la capacidad total a 400 MW/1.600 MWh. [23] [24] En septiembre de 2021, la Fase 1 se cerró después de un evento de alta temperatura causado por una fuga en una manguera de refrigeración líquida, mientras que la Fase 2 siguió funcionando. [25] En febrero de 2022, la Fase 1 permaneció fuera de línea, mientras que la Fase 2 también se desconectó después de un evento de rociadores. [26] La mayor parte de la instalación volvió a estar en funcionamiento en julio de 2022. [27] En 2023, la construcción de la Fase 3 con otros 350 MW/1.400 MWh estaba en marcha para llevar la capacidad total a 750 MW/3.000 MWh, [28] y se puso en servicio en agosto de 2023. [29]
En agosto de 2020 se aprobó una ampliación a 1.500 MW/6.000 MWh (con conexión también a la red de 500 kV), pero no se ha decidido. [30] [31]
Las empresas de servicios públicos de California están obligadas por una ley de 2013 a proporcionar una importante capacidad de almacenamiento en baterías para 2024. [16] Pacific Gas & Electric (PG&E) solicitó a la CPUC que aprobara cuatro proyectos de almacenamiento de energía ubicados en Moss Landing, incluido otro gran sistema de almacenamiento en baterías de iones de litio de 182,5 MW/730 MWh ("Elkhorn") que será proporcionado por Tesla y propiedad de PG&E y operado por ella, conectándose a la red regional de 115 kV. [32] [33] [34]
El proyecto está diseñado para mejorar la confiabilidad energética y permitir que se utilicen más fuentes de energía renovable en el sitio de Moss Landing [35] al aumentar el almacenamiento de electricidad disponible en California. [36] El proyecto también apunta a ahorrar costos al reducir la dependencia de PG&E en plantas de energía de pico que entran en funcionamiento durante períodos de mayor demanda. [35]
El 3 de julio de 2019, de conformidad con la Ley de Calidad Ambiental de California , la Agencia de Gestión de Recursos del Condado de Monterey publicó una Declaración Negativa Mitigada, detallando las acciones que se deben tomar para mitigar los posibles impactos ambientales del proyecto. [37] El informe concluyó que el proyecto tendría un "Impacto Menos que Significativo" en el medio ambiente, suponiendo que se tomaran las acciones de mitigación correctas. [37] Específicamente, se encontró que se requerían acciones de mitigación [ aclaración necesaria ] para minimizar el impacto ambiental del proyecto en los "recursos biológicos" como el hábitat de la vida silvestre y en los "recursos culturales", especialmente los sitios arqueológicos culturalmente significativos en la ubicación propuesta para el despliegue de Megapack. [37]
Posteriormente, el proyecto se abrió a la opinión pública sobre su impacto ambiental. Los sindicatos de California para la Energía Fiable argumentaron que el condado de Monterey no había cumplido con los estándares de la Ley de Calidad Ambiental de California al realizar su evaluación ambiental. [38] Este mismo grupo sindical, con la misma representación legal, utilizó argumentos similares contra el proyecto solar California Flats para que los trabajadores organizados obtuvieran concesiones del desarrollador. [38]
En febrero de 2020, la Comisión de Planificación del Condado de Monterey aprobó por unanimidad el proyecto, cuya construcción estaba prevista inicialmente para iniciarse a finales de marzo [39] y completarse en 2021. [40] Sin embargo, la pandemia de COVID-19 en California y la consiguiente orden de quedarse en casa obligaron a retrasar el proyecto. [39] La construcción comenzó en julio de 2020, [41] se puso en servicio en abril de 2022, [42] y se inauguró en junio de 2022. [43]
cuatro proyectos, con un total de 567,5 megavatios/2270 megavatios-hora... incluye... un sistema Tesla de 182,5 megavatios/730 megavatios-hora que
PG&E
poseería en una subestación cercana.
Según una investigación del diario Los Angeles Times, California tiene un excedente de energía importante y en aumento. Las centrales eléctricas del estado están en vías de producir al menos un 21% más de electricidad de la que necesita para 2020, según estimaciones oficiales. Y eso sin contar la creciente producción de electricidad mediante paneles solares en los tejados, que ha contribuido al excedente.
Por lo general, a las empresas de servicios públicos se les garantiza una tasa de retorno de aproximadamente el 10,5% del costo de cada nueva planta, independientemente de la necesidad. Esto crea un incentivo importante para seguir adelante con la construcción: las empresas de servicios públicos pueden ganar más dinero construyendo nuevas plantas que comprando y revendiendo electricidad disponible de plantas existentes operadas por competidores.
La ISO de California tiene alrededor de 7000 megavatios de capacidad excedente [en 2018]. .. alrededor de 7000 megavatios de plantas más antiguas ya están programadas para retirarse en 2021 debido a una regulación sobre las plantas que utilizan agua del océano para refrigeración.
"Es enorme para el área y como ustedes saben la planta de energía ha estado cerrando gradualmente y está produciendo aproximadamente una décima parte de la energía que solía producir en el pasado y eso nos perjudica desde el punto de vista fiscal", dijo el supervisor del condado de Monterey, John Phillips.
transformar el voltaje entre los sistemas de conversión de energía de 34,5 kV y los sistemas de transmisión de 500 kV. Las subestaciones contendrían la caseta de control del transformador de 500 kV y los disyuntores, interruptores y equipos diversos asociados necesarios para aprovechar la línea existente de 500 kV.
El proyecto BESS tendrá la capacidad de enviar hasta 730 megavatios hora (MWh) de energía a la red eléctrica a una tasa máxima de 182,5 MW durante hasta 4 horas durante períodos de alta demanda. El propósito del Proyecto del Sistema de Almacenamiento de Energía de Baterías (BESS) de Elkhorn (proyecto) es permitir que PG&E proporcione energía confiable y flexible al sistema eléctrico en la subestación Moss Landing de PG&E y sus alrededores, que sirve a la subzona local de South Bay-Moss Landing, que abarca desde Silicon Valley hasta la costa central.
El mismo grupo sindical, representado por el mismo bufete de abogados, ofreció una crítica similar hace unos años cuando el condado estaba considerando el proyecto solar California Flats en el sur del condado. La amenaza de una demanda permitió que los sindicatos obtuvieran concesiones del desarrollador.
El proyecto de almacenamiento de energía en baterías Tesla Moss Landing (Elkhorn) de 182,5 MW de Pacific Gas and Electric Co., por ejemplo, un proyecto emblemático planificado cerca de las costas de la bahía de Monterey en California, estaba previsto que comenzara a construirse a fines de marzo. Eso no sucederá ahora, ya que Pacific Gas and Electric, o PG&E, ha pospuesto la inauguración "hasta que se levante la orden de quedarse en casa", según Paul Doherty, portavoz de la empresa de servicios públicos.
y que las actividades de cierre continúen hasta el verano de 2021.