Emma Romack, Transmission Analytics Manager, Rodica Donaldson, Sr Director, Transmission Analytics, EDF Renewables North America
Emma Romack, Transmission Analytics Manager, Rodica Donaldson, Sr Director, Transmission Analytics, EDF Renewables North America
USA’s installationer af vedvarende energi er steget i et konstant tempo, drevet af staters mål for ren energi (dvs. Renewable Portfolio Standards eller RPS) og virksomhedernes bæredygtighedsmål. Satsen for opbygning af ren energi har været højere end udvidelsen af transmissionsnettet under regionale transmissionsorganisationers (RTO) planlægnings- og sammenkoblingsprocesser. Resultatet af vedvarende vækst med begrænset netkapacitet har ført til ekstrem overbelastning i mange områder af landet. Selvom vedvarende energiprojekter skal gennemføre sammenkoblingsundersøgelser for at identificere potentielle netværksopgraderinger, der er nødvendige for pålidelig sammenkobling til nettet, sikrer disse undersøgelser ikke, at disse produktionsprojekter ikke vil blive unødigt påvirket af overbelastning under hele deres drift.
Overbelastning af transmissionen kan resultere i to hovedtyper af omkostningseksponering for projekter om ren energi – indskrænkning og/eller grundlag – afhængigt af et projekts kontraktmæssige arrangementer. Nedskæring repræsenterer en reduktion i et projekts energiproduktion, som ikke kan leveres til nettet på grund af transmissionsbegrænsninger eller simpelthen fordi markedet ikke kan absorbere hele den tilgængelige forsyning af lavprisenergi i et markedsinterval. Fremkomsten af Commercial & Industrials (C&I’er) i ren energikundebasen i løbet af de sidste par år har ført til flere Corporate Power Purchase Agreements (PPA’er), som er virtuelle kontrakt-for-difference-arrangementer, der kræver prisafregning i et markedshub. Under sådanne ordninger bærer producenten typisk risikoen for enhver prisforskel mellem sit sammenkoblingspunkt og markedshubben. Denne prisforskel eller “grundlag” er typisk og i vid udstrækning drevet af transmissionsbegrænsninger mellem områder med vedvarende energiressourcer og det knudepunkt, hvor belastningen er koncentreret.
Både nedskæringen af ren energiproduktion og omkostningerne til overbelastning af markedet er steget væsentligt på tværs af mange RTO’er i løbet af de sidste tre år. For eksempel bemærkede SPP’s Market Monitoring Unit i deres State of the Market 2021-rapport, hvordan den månedlige gennemsnitlige nedskæring steg fra 136 megawatt-timer (MWh) i 2019 til 725 MWh i 2021, en stigning på over 400 % i ubrugt tilgængelig ren energi. SPP-overbelastningsomkostninger blev også rapporteret at være steget fra $450 millioner i 2020 til $1,2 milliarder i 2021.
I denne sammenhæng med stigende, og til tider ekstreme overbelastningsniveauer i mange regioner, opstår der tre hovedproblemer med hensyn til basisrisiko: (1) evnen til at forudsige basisrisikoen korrekt; (2) de tilgængelige afbødningsstrategier for at reducere basisrisikoeksponeringen og (3) de kontraktlige vilkår, der er rimelige i betragtning af 1 og 2.
(1) Forecasting af basisrisiko
Sofistikerede produktionsomkostningssimuleringsmodeller, der efterligner nodale engrosmarkeder, bruges typisk til at fremskrive fremtidig basisrisiko. Detaljerede antagelser på kort til mellemlang sigt er modelleret for at simulere markedsudsendelse under fremtidige forhold. Dette er en standardtilgang til at fremskrive basisrisiko og har givet en vis sikkerhed for sikrede parter, at grundlaget er passende vurderet og forudset. Virkeligheden er imidlertid, at mange drivere for basisrisiko er uden for en generators kontrol – fremtidig placering og udvikling af yderligere ren energiprojekter, netudfald, naturgaspriser, fremtidige belastnings- og belastningsmønstre osv. Usikkerheden omkring disse antagelser stiger meget ud over et 5-årigt prognosevindue. Herefter bliver det meget vanskeligt at forudsige den nøjagtige placering og størrelse af fremtidige projekter, samt hvor, hvornår og hvor længe transmissionsudfald vil forekomme. Selv naturgaspriserne, som har været relativt stabile i mange år indtil hidtil usete begivenheder som COVID-19-pandemien og invasionen af Ukraine, har resulteret i ekstrem prisvolatilitet, der kan vare ved i flere år.
Som et eksempel på, hvor uforudsigelig og ekstrem basisrisiko pludselig kan blive, præsenterer vi nedenfor et diagram over årligt gennemsnitligt system vindvægtet grundlag fra MISO West generatorer til Minnesota Hub versus årlig gennemsnitlig vindindtrængning i MISO. Nedenstående diagram viser, at MISO West-nettet nåede et “tipping point” i 2020, da det vindvægtede grundlag begyndte at stige dramatisk, da vindindtrængningsniveauerne også steg. Mens MISO for nylig godkendte en langdistancetransmissionsplan bestående af $10 milliarder nye 345kv-linjer, der vil øge transmissionskapaciteten i MISO West markant, forventes disse opgraderinger ikke at blive afsluttet før omkring 2030.
Sopfistikerede produktionsomkostningssimuleringsmodeller, der efterligner nodale engrosmarkeder, bruges typisk til at fremskrive fremtidig basisrisiko 
Gennemsnitligt vindvægtet grundlag for alle MISO West generatorknudepunkter til Minnesota Hub vs vindpenetration over tid (MISO West-zoner er defineret som ALTW, DPC, GRE, MDU, MEC, MP, MPW, NSP, OTM, SMP)
Et lignende vendepunkt observeres i SPP, hvor den årlige gennemsnitlige systemvindvægtede basis fra SPP-generatorer til SPP South Hub er fortsat med at trende negativt fra og med 2020.
Gennemsnitligt vindvægtet grundlag for alle generatornoder til SPP South Hub vs vindpenetration over tid (2022 er år-til-dato til 8/9/22)
For yderligere at illustrere, hvor hurtigt basisforventningerne kan forringes i et marked, viser en sammenligning af projektspecifikke basisfremskrivninger fra 2017-2018 med faktiske basisniveauer i dag en generel undervurdering af basisrisikoen med flere dollars pr. MWh for mange regioner.
• For eksempel en 2017 tredjepartsundersøgelse for en prognose for et Minnesota-vindprojekt ($2,00-4,50)/MWh i basis til Minnesota Hub gennem 2021. I 2019 var tredjeparts Minnesota Hub-grundlagsfremskrivninger for et Iowa-vindprojekt steget til (6,00-9,00 USD)/MWh. Mens 2019-undersøgelsen fangede mere trængsel end 2017-undersøgelsen med mere vind på systemet, har begge estimater vist sig at være langt under det ($20,00-30,00)/MWh realiserede grundlag, der ses af mange vindprojekter i MISO West i dag.
• ERCOT er et andet marked, hvor basisforventningerne til mange eksisterende projekter generelt var lave uden for kendte overbygningslommer (f.eks. Texas Panhandle). For mange ERCOT-vindprojekter var omkostningsfremskrivninger på industribasis for 2018-2020 i området ($1,00-4,00)/MWh. Stabilitetsdrevne generiske transmissionsbegrænsninger (GTC’er) resulterer nu i realiserede basisniveauer over ($10,00)/MWh årligt for mange ERCOT-vindprojekter, hvor nogle af disse GTC’er blev implementeret med lidt eller ingen varsel til markedsdeltagerne.
Selvom disse observationer peger på specifikke generatoreksempler, er det nuværende realiserede grundlag adskillige gange højere end hvad der med rimelighed var forventet for kun få år siden på tværs af store områder. Dette kan være særligt skadeligt for et projekt, når disse basisomkostninger er højere end den faste pris, et projekt modtager i sin afdragskontrakt. På tværs af mange regioner med høj overbelastning i dag viste sammenligning af faktiske versus forventede forhold generelt, at nøglevariabler, der drev det højere end forudsagte grundlag, var: (i) forsinket transmissionssystemudvidelse sammenlignet med regionalt eller lokalt vedvarende byggeri i området, (ii) netudfald , som yderligere kan begrænse netkapaciteten og holde i mange måneder, og (iii) nye begrænsninger eller til tider pludselige nedsættelser af netfaciliteterne, hvilket yderligere sænker nettets kapacitet. Ingen af disse variabler kan forudsiges med en høj grad af tillid på lang sigt.
(2) Afbødning af overbelastningsdrevet basisrisiko
Der er nogle muligheder for begrænsning af trængsel, men hver enkelt giver kun en delvis løsning. Et par eksempler diskuteres nedenfor:
• Financial Transmission Rights (FTR’er) er finansielle instrumenter til faste omkostninger, med clearingpriser, der typisk følger overbelastningstendenser og afregner på basis af day-ahead overbelastningskomponenten i månedlige, sæsonbestemte og/og årlige auktioner. Som sådan kan FTR-dækning af overbelastning kun tilbyde en delvis afhjælpning af overbelastning, hvilket kun giver en nettofordel, hvis de realiserede overbelastningsomkostninger er højere end omkostningerne ved instrumentet.
• Sponsorerede opgraderinger er transmissionsopgraderinger betalt af en markedsdeltager, som frivilligt indvilliger i at finansiere omkostningerne ved en opgradering for at opnå en vis lindring af forventet overbelastning. Selvom sådanne opgraderinger kan hjælpe med at løse en specifik begrænsning, kan de være meget dyre, og der er ingen garanti for, at lettelsen vil være permanent. Andre generatorer kan mætte den ekstra netkapacitet med ny generation, eller andre begrænsninger kan blive bindende (også kaldet “Whac-A-Mole” begrænsningsspillet) – hvilket ville opveje basisforbedringen fra den sponsorerede opgradering.
• Grid Enhancing Technologies (GETs) såsom topologioptimering, dynamisk linjeklassificering og avancerede strømstrømscontrollere kan implementeres for at maksimere kapaciteten af det eksisterende net til relativt lave omkostninger. Selvom GET’er kan implementeres – inden for korte leveringstider – som midlertidige, bro- eller permanente løsninger på mange transmissionsbegrænsninger, skal de endnu betragtes på et bredt grundlag uden bedre processer og incitamenter til at øge deres implementering.
• Forbedrede transmissionsplanlægningsprocesser, herunder via en mere omfattende vurdering af langsigtede transmissionsbehov, kan fundamentalt mindske basisrisikoen. Federal Energy Regulatory Commission (FERC) har påbegyndt reformer på dette område, som er afgørende for overgangen til ren energi, især i betragtning af den lange gennemløbstid, der kræves til transmissionsopgraderinger. En ny 345kv backbone line kan nemt tage 7-10 år at blive tilladt og bygget. Identifikationen af behov skal således ske tidligere end materialiseringen af ekstrem overbelastning, som det ofte ses i historien til dato.
Selvom ovenstående faktorer kan bidrage til en reduktion af grundlaget, garanterer de ikke tilstrækkelig beskyttelse mod høj og vedvarende overbelastning. Der er fortsat en risiko for alvorlig overbelastning drevet af netudfald eller uoverensstemmelser mellem produktion og transmissionsudvidelse.
(3) Kontraktlige aftaler om basisrisiko
De nuværende ekstreme overbelastningsniveauer på tværs af flere områder af nettet viser, at på trods af sofistikerede modelleringsværktøjer og nogle muligheder for afbødning, står ren energigeneratorer over for høje basisrisici, hvis omkostninger kan være meget værre end oprindeligt forventet. Stillet over for denne virkelighed bør både købere og sælgere af ren energi være opmærksomme på en iboende høj basisrisiko og finde måder til mere retfærdig risikodeling i aftagsstrukturer. En kontraktlig standard, der sætter uafgrænset basiseksponering for generatorer, er ineffektiv og urimelig, da producenterne ikke har kontrol over nøglefaktorerne bag basisrisiko. Kompleksiteten og størrelsen af basisrisiko er blevet dårligt forstået i branchen, men dette kan ikke fortsætte. Fremadrettet skal negativt skæv basisrisiko anerkendes i transaktioner og deles i overensstemmelse hermed. Når risici bæres af parter, der ikke har evnen til at reagere og optimere, er det suboptimalt for systemet. Ikke kun det, men overbelastningsdrevet basisrisiko kan i sidste ende vise sig at være en af de største forhindringer for en vellykket omstilling af ren energi.
Kort sagt fremhæver øgede transmissionsoverbelastningsniveauer observeret på tværs af mange RTO’er den hidtil usete basisrisiko i det, der er blevet en typisk aftagsstruktur for ren energiprojekter. Kompleksiteten og usikkerheden ved uafgrænset basiseksponering samt den hidtil usete udfordring med at udvide transmissionssystemet for at holde trit med storskala udrulning af rene energiprojekter kræver en mere realistisk og retfærdig deling af basisrisikoen i kontraktlige ordninger med markedsknudepunktsafvikling . Med en fokuseret indsats på FERC- og RTO-niveauer for mere robust og omfattende planlægning af fremtidens net, vil transmissionssystemet være mere i stand til at integrere vedvarende energi i stor skala, hvilket reducerer basisrisikoen, hvilket igen vil gøre deling af denne risiko mindre af en industriens modvind i kampen mod klimaændringer.
