Một số chuyên gia đã chia sẻ dữ liệu để chứng minh cho lời khen ngợi của họ đối với phương pháp "kết nối và quản lý" được nhà điều hành lưới điện ERCOT của Texas sử dụng, trong khi những người khác phát biểu tại một hội thảo chuyên ngành đã giải thích về những nghi ngại của họ.
Nhà máy điện mặt trời Texas Solar Nova của Clearway.
Mario Hayden, giám đốc truyền tải tại Enel North America, cho biết tại Hội nghị thượng đỉnh về truyền tải và kết nối được tổ chức bên ngoài Washington, DC, các mục tiêu quốc gia về kết nối quy mô tiện ích cho phần còn lại của đất nước đã đạt được tại khu vực lưới điện ERCOT ở Texas, nơi sử dụng phương pháp "kết nối và quản lý".
Hayden cho biết, chỉ mất một năm để một nhà phát triển năng lượng mặt trời hoặc lưu trữ đã nộp yêu cầu kết nối với ERCOT tiến hành toàn bộ quá trình nghiên cứu kết nối và đạt được thỏa thuận kết nối.
Lưu ý đến nhược điểm chính của phương pháp "kết nối và quản lý", cụ thể là rủi ro cắt giảm nếu năng lực truyền tải không đủ, Mike Tabrizi, người sáng lập kiêm chủ tịch của Zero Emission Grid, cho biết mặc dù một nhà phát triển dự án trong khu vực ERCOT có thể kết nối với đường truyền với rủi ro của riêng họ và không chịu trách nhiệm về chi phí truyền tải ngay từ đầu, nhưng khi dự án đi vào hoạt động, "thì bạn sẽ hoàn toàn biết được điều gì sẽ xảy ra với đường truyền".
ERCOT cho biết phải mất từ ba đến sáu năm để cấp điện cho các đường dây truyền tải ở Texas, người điều phối hội thảo Tom Kleckner cho biết trong tuyên bố mở đầu của mình. Kleckner, phóng viên ERCOT/SPP của RTO Insider, kể rằng ERCOT cho biết việc cấp điện cho đường dây truyền tải ở những nơi khác tại Hoa Kỳ phải mất từ bảy đến 13 năm. Là một thực thể của một tiểu bang, ERCOT không phải tuân theo các quy tắc của Ủy ban quản lý năng lượng liên bang, Kleckner cho biết, "do đó, nó tiết kiệm được khoảng bốn năm tuân thủ liên bang và hai năm ký kết và xây dựng".
Regan Fink, giám đốc chính sách truyền tải và kết nối của Pine Gate Renewables, đã mô tả hai vấn đề liên quan đến việc quản lý nhu cầu truyền tải nhiều hơn, mà bà gọi là khía cạnh "quản lý" của "kết nối và quản lý". Đầu tiên, ERCOT thiếu kế hoạch truyền tải chủ động, bà cho biết, đồng thời nói thêm rằng mặc dù "thực sự khó" để thực hiện, "một số việc cần phải được thực hiện".
Thứ hai, bà cho biết với tư cách là một nhà phát điện, “không có quy trình chính thức nào để tài trợ cho các nâng cấp của riêng bạn. Nếu bạn đang phải đối mặt với nhiều sự cắt giảm và tắc nghẽn, nhưng vẫn chưa đủ” để ERCOT với tư cách là một hệ thống quyết định có nên xây dựng các nâng cấp hay không, “thì chúng tôi có thể bị mắc kẹt với điều đó. Mặc dù ERCOT đã nói với chúng tôi rằng chúng tôi có thể phối hợp với các nhà cung cấp dịch vụ truyền tải” trong khu vực lưới điện về việc tài trợ cho các nâng cấp, “chúng tôi muốn thấy một quy trình chính thức hơn”.
Pranay Reminisetty, trưởng nhóm tích hợp tài nguyên tại công ty tư vấn DNV, cho biết do "tồn đọng lớn trong truyền tải" của ERCOT, việc kết nối một dự án với lưới điện của ERCOT mà không biết sản lượng sẽ bị cắt giảm bao nhiêu sẽ gây ra rủi ro tài chính cho các nhà phát triển. "Vì vậy, chúng tôi cần nhiều truyền tải hơn để chuyển sang các nguồn năng lượng chỉ", ông nói.
Tuy nhiên, tại các khu vực lưới điện khác của quốc gia, ông cho biết rủi ro tài chính xuất phát từ sự không chắc chắn về cả chi phí nâng cấp mạng lưới sẽ được phân bổ cho một dự án kết nối và chi phí nghiên cứu hệ thống bị ảnh hưởng của nhà điều hành lưới điện cho một dự án, mà ông gọi là "chi phí bất ngờ" đối với nhà phát triển.
Tyler Norris, cựu giám đốc điều hành của Cypress Creek Renewables và hiện là ứng viên tiến sĩ, cho biết "không có gì bí mật" khi các nhân viên của Ủy ban quản lý năng lượng liên bang (FERC) "khá quan tâm đến chủ đề về các lựa chọn kết nối linh hoạt", chẳng hạn như cách tiếp cận của ERCOT.
Ông cho biết, "Kết nối linh hoạt thực sự là trọng tâm trong lộ trình kết nối của Bộ Năng lượng Hoa Kỳ" và "tôi nghĩ điều đó thực sự đã thu hút sự chú ý của nhân viên FERC". Ông lưu ý rằng FERC sẽ tổ chức một hội thảo về các cải tiến và hiệu quả trong kết nối máy phát điện vào ngày 10 và 11 tháng 9.
Với dự báo tải điện sẽ tăng, tạo ra "áp lực lớn hơn để đưa thêm điện vào hệ thống", Norris dự đoán rằng "chúng ta sẽ chứng kiến nhu cầu về các tùy chọn kết nối linh hoạt hơn tăng đáng kể trong những năm tới, bao gồm kết nối chỉ dành cho năng lượng", chẳng hạn như cách tiếp cận của ERCOT, cũng như "dịch vụ tạm thời và các tùy chọn theo dõi nhanh khác".
Norris cho biết nhóm của ông đang tiến hành phân tích 3500 nghiên cứu kết nối cho các dự án năng lượng mặt trời cho thấy chi phí nâng cấp cho kết nối chỉ năng lượng gần như tương đương với chi phí nâng cấp cho kết nối tài nguyên mạng. Ông cho rằng việc thiếu tiết kiệm chi phí cho kết nối chỉ năng lượng cho thấy kết nối chỉ năng lượng "không đáp ứng được mục đích ban đầu của (FERC)", khi FERC tạo ra tùy chọn dịch vụ đó trong Lệnh 2003 của mình, như một "giải pháp thay thế đáng tin cậy cho dịch vụ kết nối tài nguyên mạng sẽ nhanh hơn và rẻ hơn".
Ông cho biết: “Chúng ta có thể làm rất nhiều để cải thiện dịch vụ kết nối năng lượng và dịch vụ tạm thời”.
Trong phiên chất vấn, Regan cho biết "chúng tôi không mong đợi một đơn đặt hàng lớn" từ FERC sau hội thảo vào tháng 9.
Chuyên gia tư vấn chính của DNV Morgan Putnam cho biết trong một bình luận được đăng trên ứng dụng xếp hạng câu hỏi rằng “Mong muốn chung của chúng tôi về việc cắt giảm 0% đã gây hiểu lầm rất lớn cho ngành”.
Chủ đề thảo luận của hội thảo là “Liệu phương pháp 'kết nối và quản lý' của ERCOT có thể dẫn đến kết nối lưới điện nhanh hơn và rẻ hơn trên toàn quốc không?”
Hội nghị được tổ chức bởi Infocast và được 15 nhà tài trợ hỗ trợ.
Mời các đối tác xem hoạt động của Công ty TNHH Pacific Group.
FanPage: https://www.facebook.com/Pacific-Group
YouTube: https://www.youtube.com/@PacificGroupCoLt
