Os consumidores — e o meio ambiente — vão pagar pelos problemas com a maior região de rede elétrica do país

Os preços dispararam na semana passada em um leilão conduzido pela PJM Interconnection, refletindo um acúmulo de aprovações para projetos de energia renovável.

Um processo projetado para garantir que uma parte do país tenha eletricidade confiável se tornou um exemplo de como não gerenciar um sistema complexo em um momento de mudanças rápidas.

A PJM Interconnection, organização que supervisiona a maior região de rede elétrica do país, realizou seu leilão anual de “capacidade” na semana passada para garantir os recursos necessários para atender à demanda projetada de eletricidade em 2025-26.

Isso resultou em um aumento de preço, com um custo projetado de US$ 14 bilhões, em comparação com US$ 2,2 bilhões do leilão anterior, para 2024-25.

O leilão existe para que a PJM possa ter certeza de que haverá eletricidade suficiente disponível para atender à demanda de pico. As usinas de energia oferecem os preços que desejam receber em troca de concordar em estar disponíveis quando necessário. Quando os recursos são escassos em relação à demanda, os preços sobem, como aconteceu na semana passada.

Os vencedores incluem qualquer um que opere uma usina de carvão, gás natural ou nuclear que possa estar lutando para se manter financeiramente à tona. Esses recursos compõem a grande maioria das fontes de energia que serão pagas, enquanto eólica e solar compõem cada uma um único por cento das fontes.

“Isso só mostra o quão ruim é o planejamento”, disse Ric O’Connell, diretor executivo da GridLab, uma organização sem fins lucrativos que faz análises técnicas para reguladores e defensores da energia renovável. Ele disse que “é deprimente” que a energia eólica e solar sejam uma parte tão pequena da mistura.

Os consumidores em todo o território da PJM, que vai de Chicago à Carolina do Norte, que pagam indiretamente esses custos por meio de suas contas de eletricidade, perdem quando os preços sobem.

Outros perdedores incluem o clima, o meio ambiente e a transição energética, que parecem estar perto do fim da lista de prioridades da PJM.

Entendo que a principal responsabilidade de uma operadora de rede regional é manter as luzes acesas, e que a PJM quer ser vista como uma parte neutra em um mercado complexo. Mas é difícil olhar para os resultados da semana passada e acreditar que a PJM está equipada para ser uma líder na mudança para a rede do futuro.

A PJM está sendo afetada por fatores concorrentes:

• A demanda por eletricidade deverá aumentar devido ao crescimento geral e à construção de data centers e fábricas.
• Muitas usinas de energia a carvão no território da PJM foram fechadas devido a preocupações com poluição e altos custos de operação, e não há usinas novas suficientes para substituir a energia perdida.
• A PJM tem um processo lento e trabalhoso para aprovar conexões de rede para novas usinas de energia, o que significa que milhares de projetos — a maioria deles fazendas solares ou armazenamento de baterias — ficam esperando no equivalente a um engarrafamento antes de poderem entrar em operação.
• Tempestades de inverno recentes mostraram que alguns recursos — principalmente usinas de energia a gás natural — não funcionam no nível anteriormente assumido. Como resultado, a PJM ajustou suas expectativas para uma variedade de fontes de energia e precisa adicionar recursos para compensar a diferença.

Os clientes vão pagar mais, mas é difícil dizer quanto. Para efeito de comparação, os pagamentos feitos como resultado do leilão de capacidade foram cerca de 8% do preço médio de atacado da eletricidade no território da PJM no ano passado. A Exelon, uma empresa de serviços públicos com clientes em toda a área de atuação da PJM, disse que o leilão provavelmente levará a aumentos de tarifas de pelo menos 10%.

Aqui vai uma matemática de bolso: uma hipotética usina de carvão de 1.000 megawatts no território da PJM ganharia mais de US$ 80 milhões no período coberto pelo leilão, o que é parte dos US$ 14,4 bilhões em custos projetados. Essa renda é cerca de 10 vezes maior do que teria sido a preços do leilão anterior.

Uma usina elétrica geralmente ganha a maior parte do seu dinheiro vendendo eletricidade para a rede, mas os pagamentos do leilão PJM podem ser uma importante fonte secundária de renda. Para uma usina prestes a fechar diante da concorrência, um aumento nos pagamentos PJM pode ser uma tábua de salvação.

Idealmente, o processo de leilão daria um sinal de mercado de que a região precisa de mais usinas de energia e os desenvolvedores começariam a construir. Mas não funciona assim, e não tem funcionado assim na década e tanto em que venho escrevendo sobre energia na região PJM.

Um pico de pagamentos em um ano não fará muita diferença para alguém decidir se deve investir bilhões de dólares em ativos que operarão por décadas.

Os principais beneficiários são os donos das usinas que já estão construídas. Os principais participantes são as concessionárias, junto com alguns produtores independentes de energia.

“A governança e a contribuição das partes interessadas em torno das regras de mercado são, em grande parte, ainda bastante dominadas pelos participantes do mercado e pelos titulares”, disse Brendan Pierpont, diretor de modelagem de eletricidade do think tank Energy Innovation.

O resultado, disse ele, é “inércia institucional”.

Embora as usinas elétricas existentes sejam pagas pelo funcionamento, os desenvolvedores propuseram milhares de projetos no território do PJM que não estarão online até 2025-26 porque a operadora da rede está processando solicitações de interconexão em um ritmo lento.

No final do ano passado, a PJM tinha 3.309 projetos esperando em sua fila, de acordo com o Lawrence Berkeley National Laboratory. A grande maioria desses projetos são fazendas solares ou sistemas de armazenamento de bateria. (Nenhuma outra região de rede chega perto da PJM em termos de número de projetos esperando por conexões, o que não é surpreendente, já que a PJM é a maior em termos de número de clientes atendidos.)

Um projeto na fila ainda não foi construído, e muitos deles são especulativos por natureza, sem licenças ou financiamento. Mas um grande número de projetos é viável e o principal motivo que atrasa sua construção é que a PJM não está se movendo rápido o suficiente.

Se mais desses projetos de energia solar e armazenamento estivessem prontos para entrar em operação até 2025, o leilão provavelmente teria gerado preços mais baixos para os consumidores.

Entrei em contato com a PJM para ter uma ideia de como eles veem os resultados e como respondem às críticas.

O porta-voz Daniel Lockwood explicou os altos preços listando fatores semelhantes aos que tenho nos meus marcadores acima. Ele disse que a PJM continua a implementar um plano para reformar e acelerar sua aprovação de solicitações de interconexão, com expectativas de que 72.000 megawatts de novas usinas de energia serão processados ​​em 2024 e 2025.

Ele observou que alguns dos problemas com a implantação de novas usinas de energia estão fora do controle da PJM, incluindo cerca de 38.000 megawatts de recursos que receberam aprovação para interconexão, mas estão enfrentando atrasos devido a financiamento, licenças ou outros problemas.

“A PJM continua preocupada com esse ritmo lento de construção de nova geração e está considerando maneiras de acelerar aqueles que podem superar esses desafios e construir com sucesso”, disse ele.

Vamos ver o que acontece. Por enquanto, o relógio está correndo, e o ímpeto para a transição energética está sendo minado por um processo caro e ineficiente.

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Outras histórias sobre a transição energética para você observar esta semana:

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