El operador de la red eléctrica de California autorizó $89 millones en mejoras de confiabilidad en Sonoma y Napa

Oct 15, 2023

Los planificadores de la red eléctrica de California han previsto hasta $88,6 millones en actualizaciones necesarias para las líneas de transmisión y los equipos en los condados de Sonoma y Napa para evitar las sobrecargas previstas en ciertos segmentos en los próximos años.

La Junta de Gobernadores de Operadores Independientes del Sistema de California aprobó el jueves por unanimidad esos proyectos de North Bay en medio de una lista "histórica" ​​de actualizaciones del sistema de transmisión por un total de 45 proyectos y un costo estimado de $7,130 millones.

Los proyectos locales incluyen un estimado de $37 millones a $74 millones para reemplazar las líneas de 115,000 voltios entre las subestaciones de Fulton y Lakeville en el norte de Santa Rosa y el sur de Petaluma, y ​​$7.3 millones a $14.6 millones para cambiar las líneas de 60,000 voltios y ciertos equipos entre las Subestaciones de Tulucay y Basalt en el sur del Valle de Napa.

Si se aprueban, los proyectos se someterían a licitaciones de construcción competitivas y la Comisión de Servicios Públicos de California coordinaría los sitios y las rutas de las líneas, según el portavoz del operador de la red.

Esos proyectos se encuentran entre dos docenas de esfuerzos centrados en la confiabilidad en todo el estado en el plan de transmisión 2022-23 de la agencia, actualizado el 10 de mayo, a un costo estimado de $1.76 mil millones. El operador de la red analiza anualmente la idoneidad de la red de líneas de alta tensión que conectan a los proveedores, como las centrales eléctricas, con los puntos de reducción de energía para su distribución a usuarios comerciales y residenciales.

Pero el énfasis en la confiabilidad en el actual ciclo de planificación de transmisión fue aumentado en diciembre por la comisión de servicios públicos, que dijo que el enfoque debe estar en preparar la red para la electrificación del transporte y los edificios.

La evaluación de confiabilidad del plan de transmisión actual de las líneas North Coast y North Bay de Pacific Gas & Electric Co. encontró "contingencias" no reveladas que a partir del próximo año conducirían a sobrecargas entre las subestaciones Corona y Lakeville en las subestaciones de Petaluma, Santa Rosa y Corona. y las subestaciones Fulton y Santa Rosa. Los detalles sobre esos problemas se encuentran en una sección confidencial del plan.

El reemplazo de las líneas Santa Rosa-Petaluma, llamado reconductor, solucionaría el posible problema de sobrecargas en 2028, cuando se espera que las nuevas líneas estén en servicio, según el plan.

Para hacer frente a las sobrecargas locales, el operador de la red había considerado implementar lo que se denomina un esquema de acción correctiva, actualmente utilizado en el sur de California para equilibrar la producción y la demanda de energía en un área determinada. Pero la agencia dijo en el plan que "no era factible" porque la cantidad de sistemas a monitorear era más de lo que permiten sus estándares.

PG&E dijo que la capacidad de transmisión del condado de Sonoma no afectaría las interconexiones de nuevos hogares o negocios a la red.

"No se espera que los problemas identificados en el plan de transmisión de CAISO en este momento afecten las nuevas conexiones eléctricas de los clientes en Santa Rosa, Petaluma o las áreas circundantes", dijo la compañía en un comunicado. "PG&E continúa monitoreando el desarrollo real de la demanda en el área y desarrolla planes de mitigación provisionales según sea necesario hasta que los proyectos recientemente identificados entren en funcionamiento".

Eso está en línea con los "planes de acción operativos" no especificados que el borrador del plan de transmisión del operador de la red dijo que sería una medida provisional hasta 2028.

La capacidad de la red se ha convertido y se ha emitido a nivel local y estatal en los últimos meses.

Como informó Business Journal en diciembre y marzo, algunos proyectos de almacenes en el área industrial del aeropuerto del condado de Sonoma recibieron un aviso de PG&E de que la interconexión de los nuevos edificios a la red podría retrasarse hasta fines de 2025. La empresa de servicios públicos dijo que eso se debió a las actualizaciones necesarias. a las líneas de distribución desde la subestación Fulton.

Jesse, funcionario jefe de construcción de Santa Rosa, dijo que solo unos pocos proyectos en la ciudad se han visto afectados por retrasos en la interconexión de energía.

En cuanto al proyecto de la línea de transmisión de Napa Valley, se suma a un proyecto de $5 millones a $10 millones que el operador de la red aprobó en 2020 para hacer frente a las proyecciones en el momento de las sobrecargas a partir de 2024. Los nuevos interruptores y puentes, que entrarán en funcionamiento en a finales de 2025, se pronostica que retrasará el problema de la sobrecarga hasta 2032. Las nuevas líneas de transmisión, que se espera que entren en funcionamiento en 2028, están preparadas para hacer frente a las sobrecargas en esa fecha posterior.

Más adelante en el horizonte, la planificación para mover la energía en el estado necesitaba mejoras para manejar el proyecto eólico marino frente a la bahía de Humboldt y los proyectos de innovación previstos para el campo geotérmico The Geysers a lo largo de las fronteras de los condados de Sonoma, Mendocino y Lake.

Sonoma Clean Power, un proveedor de energía para los condados de Sonoma y Mendocino, está promoviendo una zona de oportunidad geotérmica, o GeoZone, para crear un 85 % más de energía en el área de The Geysers utilizando tecnologías de punta de bajo consumo de agua y calor.

La agencia de energía votó en marzo para seguir adelante con hasta 60 megavatios de proyectos geotérmicos de demostración de Cyrq Energy, Eavor y Chevron New Energies, escalando hasta 600 megavatios si las tecnologías resultan económicamente viables.

La agencia también solicitó el plan del operador de la red para la próxima energía geotérmica, y se incluyeron 79 megavatios en el plan de transmisión actual.

"Descubrimos que hay que poner recursos en la planificación a largo plazo con la fe de que estudiarán las necesidades de transmisión", dijo Geof Syphers, director ejecutivo de Sonoma Clean Power.

Dijo que es similar a cómo el operador de la red incluyó en el plan de transmisión 4.400 megavatios del proyecto eólico marino de Humboldt, después de que el análisis encontró más producción potencial que los 80 megavatios de producción de energía previstos originalmente.

Jeff Quackenbush cubre vino, construcción y bienes raíces. Comuníquese con él en [email protected] o 707-521-4256.

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Esta historia se actualizó para reflejar que el Operador Independiente del Sistema de California aprobó el 18 de mayo el plan de transmisión 2022-2023 con una votación de 5-0.