En la última década, el carbón ha sido reemplazado cada vez más por fuentes de energía más baratas y más limpias en Estados Unidos . La producción de energía basada en carbón en Estados Unidos ha disminuido en un 44% (866 terawatt-hours [TWh]). Ha sido reemplazada por el gas natural (hasta un 45%, o 400 TWh), renovables (más de 260%, o 200 TWh), y mayor eficiencia (Estados Unidos usa el 9%, o 371 TWh menos de electricidad que hace una década). En otras palabras, de los 866 TWh de producción de energía de carbón perdida, 46% fue recogido por el gas natural, el 43% por el aumento de la eficiencia y el 23% por las energías renovables.
Si bien el
alejamiento del carbón es un avance positivo en la desaceleración del
calentamiento global mediante la reducción de la contaminación del carbono,
como Joe Romm ha detallado para Climate Progress[1], la investigación indica
que el cambio al gas natural despilfarra la mayoría de esas ganancias. Por
ejemplo, un estudio de 2014 publicado en Environmental Research Letters[2] encontró que cuando la
producción de gas natural es abundante, desplaza tanto al carbón como a las
energías renovables, lo que resulta en poco o ningún beneficio climático. Parte
del problema es la significativa fuga de metano de la perforación de gas natural.
...el gas abundante
resulta consistentemente en menos uso de carbón y energía renovable [...] la
cantidad de metano que se filtra puede determinar si el efecto general es
reducir levemente o aumentar las emisiones acumuladas [...] solo las políticas
climáticas provocan una reducción significativa en las futuras emisiones de la
generación de electricidad estadounidense. Concluimos que el aumento en el uso
del gas natural para la electricidad no reducirá sustancialmente las emisiones
de efecto invernadero de Estados Unidos y al retrasar el despliegue de
tecnología de energía renovables puede agravar el problema del cambio climático
a largo plazo.
De manera similar,
otro estudio de 2014 descubrió que, con base en las últimas estimaciones de las
tasas de fugas de metano provenientes de la perforación de gas natural,
reemplazar el carbón con gas natural proporciona muy pocos beneficios
climáticos[3]. Aunque se ha promocionado
como un "bridge fuel" para cubrir la brecha entre el carbón y
las energías renovables, esta investigación sugiere que el gas natural no es
significativamente mejor que el carbón en términos de efectos del calentamiento
global, y por lo tanto puede no ser adecuado para ese propósito. El "puente"
no parece lograr su objetivo de reducir constantemente nuestras emisiones de
gases de efecto invernadero.
California ha sido
un líder nacional en energía limpia. El estado genera muy poco de su
electricidad a partir del carbón[4],
pero el gas natural suministra más de un tercio de la energía del estado. Un
cuarto es generado por fuentes renovables como la eólica, solar y plantas
geotérmicas, y otro 10% proviene de represas hidroeléctricas, en promedio. En
2017, la participación de las energías renovables aumentó en aproximadamente un
10%, desplazando al gas natural en el proceso.[5] De hecho, California tiene
un exceso de capacidades de generación de energía de gas natural.[6] Algunas plantas de gas
natural siguen siendo esenciales para garantizar la confiabilidad de la red
local, pero en muchos casos, el recurso de energía limpia como una combinación
de energía solar y el almacenamiento pueden cumplir con las necesidades de
confiabilidad.
En un ejemplo
reciente, la California Public Utilities Commission (CPUC) ordenó a Pacific Gas
& Electric (PG&E) [7]adquirir
almacenamiento de energía (baterías) o “preferred resources”[8] (renovable o mayor
eficiencia y conservación) para satisfacer una necesidad local de confiabilidad
en el norte de California. La orden
surgió de un problema con una planta de gas natural "peaker"[9] (llamado así porque se
conectan para satisfacer la alta demanda de electricidad pico) operada en el
norte de California. Al operador (Calpine) le preocupaba que la planta ya no
fuera económica, porque se usa con poca frecuencia debido en gran parte a la
abundancia de energía renovable. El contrato que podrían recibir para
proporcionar capacidad de generación para garantizar la confiabilidad de la red
no sería lo suficientemente alto como para cubrir los costos de mantenimiento
de la planta.
En lugar de ofertar
su planta en el programa supervisado por la CPUC para garantizar la
confiabilidad local, Calpine fue directamente al California Independent System
Operator (CAISO) y solicitó un contrato "reliability must-run resource",
que es un pago mucho más alto de lo que hubieran recibido a través del programa
CPUC. En cambio, CPUC decidió exigir PG&E que cubriera la necesidad de
confiabilidad local con alternativas más limpias. Los costos de la energía
renovable y el almacenamiento de la batería han caído tan rápido que las
alternativas limpias ahora podrían ser más baratas que el gas[10].
En otro ejemplo,
una planta peaker de gas natural propuesta en Oxnard, California fue rechazada
cuando se demostró que el CAISO estaba usando costos obsoletos de
almacenamiento de batería a partir de 2014[11]. Dada la rapidez con que
esos precios han caído, ahora podrían ser potencialmente competitivos con los
costos de gas natural peaker.
La redundancia y el
posible reemplazo del gas natural con alternativas más limpias se extiende
mucho más allá de estos ejemplos. La mayoría de los proveedores de servicios
eléctricos en California ahora están obligados a desarrollar planes de recursos
integrados[12]. Estos son documentos de
planificación de redes eléctricas que describen cómo las empresas cumplirán
varios objetivos de California, incluida una reducción del 40% en la
contaminación de carbono por debajo de los niveles de 1990 y 50% de producción
de electricidad a partir de fuentes renovables para 2030. Cumplir estos
objeticos requerirá reemplazar plantas de gas natural no críticas con energía
renovable.
Y California ya
está instalando sistemas de almacenamiento de batería a un ritmo récord. Tesla,
AES Energy Storage y Greensmith Energy Partners han instalado grandes
facilities de almacenamiento de baterías en California el año pasado. Dentro de
4 años, se proyecta que las baterías serán tan baratas como los "peakers"
de gas natural[13], y consistentemente más
económicas con 10 años.
"No veo razón
alguna por la que debamos construir gas peaker nuevamente en Estados Unidos
despues de 2025", dijo Shayle Kann, asesor senior de GTM
Research y Wood Mackenzie, hablando en el Energy Storage Summit de Greentech
Media a fines de 2017.
Es importante tener
en cuenta que las plantas de energía construidas hoy pueden continuar operando
en las próximas décadas. Las decisiones que tomamos hoy para las redes son
duraderas. Es por eso por lo que hay esfuerzos similares de grupos en Michigan,
Oregón, Connecticut, Carolina del Norte y Carolina del Sur para que los
servicios eliminen los planes de nuevas plantas de gas natural y, en su lugar,
consideren alternativas renovables más limpias y potencialmente más baratas.
Las energías renovables tampoco enfrentan la incertidumbre asociada con los
precios fluctuantes del gas natural.
Por supuesto, si
hubiera un precio local sobre la contaminación de carbono, las energías
renovables y el almacenamiento de baterías ganarían en el mercado incluso
antes. Tal como están las cosas, los precios del gas natural no reflejan los
costos en los que incurrimos debido al cambio climático causado por sus
emisiones de gases de efecto invernadero. Sin embargo, como expresó Laure Wisland,
analista senior de Union of Concerned Scientists[14],
Afortunadamente,
las rápidas caídas de los costos están haciendo ya que las energías renovables
y el almacenamiento de la batería sean competitivos con los costos del gas
natural, y más baratos que el carbón. Si vamos a tener éxito en evitar las
consecuencias peligrosas del cambio climático, esa transición de alejarse de
todos los combustibles fósiles y hacia la energía limpia no puede suceder lo
suficientemente pronto.
Las energías renovables baratas
siguen sacando de la foto a los combustibles fósiles
Las rápidas
disminuciones de costos convirtieron a la energía renovable en la fuente más
barata de nueva electricidad disponible en Estados Unidos, sin subsidios en
2017[15]. En muchas partes de
Estados Unidos, construir nueva eólica es más barato que utilizar carbón
existente, mientras que la energía nuclear y el gas natural no se quedan atrás.[16] A medida que los costos
de la energía renovable continúan su descenso implacable, siguen empujando a
los combustibles fósiles más lejos de la rentabilidad, y ninguna de las
tendencias se está desacelerando.
Esta dinámica es
evidente en la década 2008-2017, donde casi todas las plantas de energía
retiradas de Estados Unidos fueron generación de combustibles fósiles[17], y fue cancelada por las
empresas anunciando 27 cierres de plantas de carbón que suman 22 gigawatts (GW)
de capacidad en 2017. La U.S. Energy Information Administration (EIA) pronostica
que los cierres de carbón continuarán hasta 2020, y posiblemente establezcan un
récord anual de todos los tiempos en 2018[18].
A pesar de las
acciones de la administración Trump para mejorar la economía de los
combustibles fósiles y reducir la competitividad de las energías renovables,
los datos actualizados del levelized cost of energy (LCOE) y
nuevos proyectos de energía renovable muestran que las energías limpias
continúan superando a los combustibles fósiles en la economía, a un ritmo más
rápido y en más ubicaciones que nunca. Entonces, ¿qué tan bajo pueden llegar
los precios de los renovables?
La edición 2017 del
estudio anual de Levelized Cost of Electricity (LCOE) de Lazard, publicado en
diciembre, muestra que la energía renovable continúa disminuyendo
(dramáticamente, en el caso de la energía solar fotovoltaica) en el costo[19]. El LCOE compara con
precisión la economía de diferentes tecnologías de generación midiendo el costo
total de la primera construcción de una planta de energía, y luego la operar
durante su vida supuesta. Piense eso como una comparación entre manzanas y
peras.
La energía eólica
onshore no subsidiada y la solar a escala utility son más baratas que el carbón
nuevo en muchas partes de Estados Unidos y son competitivas en costos que el
ciclo combinado de gas natural sobre la base de costo nivelado. En palabras de
Tom Sanzillo, director de finanzas en el Institute for Energy Economics and
Financial Analysis, "la energía limpia es ahora energía
barata".[20]
Lazard informa que
el promedio subsidiado LCOE para energía solar, escala utility, cayó 72% de 178
dólares por megawatt-hora (MWh) en 2009 a 50 dólares/MHw en 2017, mientras que
el LCOE para la energía eólica cayó 47% de 85 dólares/MWh a 45 dólares/MWh
durante el mismo lapso. Estas disminuciones superaron las tendencias de costos
para el ciclo combinado de gas natural (un 27%), el carbón (un 8%) y nuclear
(hasta un 20%) de 2009 a 2017. La cambiante dinámica de costos entre las
energías renovables y los combustibles fósiles está impulsando el cierre del
carbón junto con nuevas instalaciones eólicas y solares. A medida que el LCOE
ponderado para la energía solar a escala comercial bajó de más de 350
dólares/MWh en 2009 a menos de 50 dólares/MWh en 2017, las instalaciones
acumuladas aumentaron de 1 GW en 2009 a más de 30 GW de capacidad instalada
acumulada en el tercer trimestre de 2017.
La eólica onshore
es incluso más barata y más extendida que la energía solar a escala utility,
disminuyendo de alrededor de 135 dólares por MWh y alrededor de 35GW de
capacidad instalada en 2009 a menos de 45 dólares por MWh y más de 85GW de
capacidad instalada en 2017.
Estas cifras se
traducen en precios récord para la nueva generación de energía renovable. En
diciembre de 2017, Colon Smith de GTM Research [21]marcó un acuerdo de compra
de energía (PPA, por sus siglas en inglés) por 15 años firmado por Austin,
Texas, entre $23.50-$27.25/MWh por un proyecto solar de 150-megawatt (MW), como
el acuerdo de solar fotovoltaico utility estadounidense más bajo. A principios
de enero, Xcel Energy[22]
anunció que los desarrolladores respondieron a su RFP para la capacidad de
nueva generación (para ayudar a reemplazar dos centrales eléctricas a carbón)
con ofertas medias eólicas nuevas a $18.10/MWh, eólica y solar a $19.90/MWh, y
eólica y solar con almacenamiento de baterías a $30.60/MWh. Y aunque no se
encuentra en Estados Unidos, la provincia canadiense de Alberta otorgó 600 MW
de nuevos contratos eólicos no subsidiados en diciembre de 2017 a un precio
promedio de $29.60/MWh.
Lazard enfatiza que
los LCOE eólicos y solares varían mucho según la región -esas tecnologías son
más baratas en los lugares más ventosos y soleados- pero los resultados netos
de los costos de la caída rápida ya están apareciendo a través de la cambiante
combinación energética de Estados Unidos: El Monthly Energy Review de la EIA[23] en diciembre de 2017
informó que las energías renovables reemplazaron al carbón y el gas en 2017[24].
La generación
eléctrica total de Estados Unidos cayó 2,6% y el uso eléctrico total disminuyó
un 3% en 2017 en comparación con 2016, mientras que la generación de carbón y
nuclear disminuyó un 1.5% y la generación a gas natural cayó un 11%. En
comparación, la generación solar a escala utility aumentó un 51% y la generación
eólica aumentó un 11% en 2017 en comparación con 2016. ¿Ven la tendencia?
Desafortunadamente
para los defensores de los combustibles fósiles, se espera que las energías
renovables se vuelvan más baratas y agreguen más capacidad, mientras que los
costos del carbón, la energía nuclear y el gas natural se mantendrán estancados
y perderán terreno en el mix de energía total. El Annual Technology Baseline
2017 del National Renewable Energy Laboratory’s (NREL)[25] considera que los
proyectos a corto plazo recientemente instalados y anticipados pronosticarán
que el LCOE más probable de rango medio de la eólica offshore caerá $39/MWh en
2020 a $28/MWh en 2050. De manera similar, el NREL pronostica que el LCOE de
rango medio más probable de la escala utility disminuirá de $51/MWh en 2020 a
$37/MWh en 2050.
En comparación, el
NREL pronostica que el LCOE de la generación de combustibles fósiles se
mantendrá estable o incluso aumentará. ATB 2017 predijo que el LCOE de gama
media más probable para las centrales de ciclo combinado de gas natural
aumentará de $43/MWh en 2020 a $51/MWh en 2050, el LCOE de rango medio más
probable del carbón se mantendrá estable desde $71/MWh en 2020 $68/MWh en 2050,
y el LCOE de mediano rango para nuclear se estancará entre $79/MWh en 2020 a
$78/MWh en 2050.
Como resultado, la
generación de energía renovable instalada en Estados Unidos podría duplicarse
entre la actualidad y 2020, según el reciente Energy Infrastructure Update del
Federal Energy Regulatory Commission’s (FERC). 116 GW de adiciones solares y
eólicas propuestas a escala utility podrían entrar en funcionamiento para
diciembre de 2020, aproximadamente el doble de la capacidad de generación
instalada total actual de 115.5 GW. La eólica agregaría 72.5 GW (con solo 68 MW
retirados) mientras que la escala de energía solar agregaría 43.5 GW de nueva
capacidad (con solo 2 MW en retirada).
Mientras tanto, el
carbón podría experimentar una disminución neta de 18.7 GW (6.6% de la
capacidad actual) y la generación nuclear podría experimentar 2.3 GW menos de
generación (2.2% de la capacidad actual). El gas natural se mantendría al ritmo
de las energías renovables, con 92.5 GW de aumento de la capacidad potencial y
10.8 GW de retiros potenciales, para una ganancia neta de 81.7 GW.
Cuando se agreguen
otras fuentes de energía renovable como la hidroeléctrica y la geotérmica, la
energía renovable podría representar el 26.5% de la capacidad de generación
total de Estados Unidos. En 2020, frente al 19.9% de la actualidad; la solar y
la eólica representan el 16.7% de la capacidad total. El FERC no cuenta la
generación solar distribuida (es decir, la solar de azotea) en este recuento,
lo que significa que la generación total de energía podría ser mucho mayor.
Incluso el nuevo
arancel de importación del 30% impuesto por la Administración Trump a los
paneles solares no reducirá significativamente esta transición. Según GTM
Research[26], las tarifas solo
aumentarán los precios de la solar entre 10-12 centavos por watt,
aproximadamente un 10% de aumento. Dado que los paneles representan menos de un
tercio de los costos de instalación solar a escala utility y las tarifas
disminuyen con el tiempo, GTM Research predice que el mercado estadounidense
podría desacelerarse alrededor del 11% hasta 2022[27]. Una compañía solar china
incluso predijo que los precios de los módulos solares en Estados Unidos
seguirían siendo más bajos a fines de 2018 que en 2017[28].
Los operadores de
redes de Estados Unidos ya están integrando penetraciones de energía eólica y
solar más altas sin arriesgas la confiabilidad[29], pero capitalizar
completamente en energías renovables más baratas se basa en regulaciones y
empresas utilities que colaboran en tres acciones políticas importantes[30]. En primer lugar,
garantizar que el diseño del mercado mayorista valore adecuadamente la
flexibilidad de la red y respalde la transición a las energías renovables al
valorar con precisión la generación distribuida. En segundo lugar, amplíe las
estrategias para ayudar a las utilities a retirar la generación anterior que no
sea rentable, a la vez que se dedican fondos para capacitar a los trabajadores
y ayudar a las comunidades afectadas por los cierres. Tercero, alinear los
incentivos financieros de las utilities con los resultados que desean los consumidores,
para generar valor a través de una regulación basada en el desempeño.
Al enfocarse en
políticas que funcionan con la cambiante economía energética de Estados Unidos,
las empresas utilities pueden mejorar sus resultados y evitar inversiones riesgosas,
mientras que los reguladores reducen los costos al consumidor y aceleran la
transición de energía limpia.
Los efectos no deseados del arancel
del 30% a los paneles solares
Es uno de los actos
de proteccionismo más extraños y más contraproducentes en la historia moderna
de Estados Unidos. A fines de enero, el presidente Donald Trump impuso un
arancel del 30% a los paneles solares importador de China y Taiwán. Trump
afirmó que la fuerte tarifa protegería la fabricación estadounidense de paneles
solares, pero la decisión se enfrentó a una gran reacción negativa por parte de
la industria solar de Estados Unidos. Y por una buena razón: la medida no
cumplirá los objetivos proteccionistas reclamados por Trump. De hecho,
realmente sofocará a toda la industria. Las estimaciones iniciales predicen que
las tarifas reducirán las instalaciones solares proyectadas en un 11% hasta
2022[31].
La idea de proteger
a la industria solar de los rivales en el extranjero con ventajas injustas no
es nueva. En 2012 y 2014, el gobierno de Estados Unidos bajo el presidente
Barack Obama golpeó a la industria solar china con aranceles aún más altos que
el anunciado por Trump. La Unión Europea recientemente hizo lo mismo[32]. La única diferencia es
que, si bien los aranceles de Obama se centraron específicamente en China,
Trump lo aplica a todos los productores extranjeros.
Las tarifas
costarán miles de empleos en Estados Unidos. Una de las mayores promesas de
campaña de Trump fue que traería buenos empleos, y afirma que las tarifas
ayudarán a lograr eso. Pero la mayoría de los trabajos de la industria solar se
originan en la instalación de sistemas solares, no en la fabricación de paneles
solares, que está muy automatizada.
Agregar tarifas a
la tecnología solar importada aumentará el precio de la energía solar. Se
espera que esto frene significativamente las instalaciones solares, impulsando
el desempleo en toda la industria. La Solar Energy Industries Association
(SEIA) estima que estas tarifas podrían amenazar a 23.000 empleos en Estados
Unidos este año solamente[33].No
provocarán un aumento nacional en la fabricación de paneles solares. Trump
quiere que estas tarifas estimulen el crecimiento en la fabricación de paneles
solares a nivel nacional. Pero, de hecho, se espera lo contrario.
Estos aranceles
reducirán la demanda de energía solar ya que el costo se eleva artificialmente
gravando las importaciones. Los proyectos solares más grandes a escala utility
se van a dejar de lado a medida que la inversión se agota ante costos mucho más
altos. Esto evitará que 1.2 millones de hogares sea alimentados por energía solar,
según SEIA. Una menor demanda también significará un mercado más pequeño para
la fabricación solar nacional de las mismas compañías que solicitaron las
tarifas. Al mismo tiempo, dada la enorme inversión necesaria para iniciar una
nueva empresa de fabricación, no ha habido predicciones confiables de que estas
tarifas estimulen la inversión nacional en manufactura.
Empeorarán las
relaciones comerciales y llevarán a Estados Unidos a reclamos de violaciones
legales internacionales. Por más que discuta que este movimiento no comience
una guerra comercial, los aranceles de Trump probablemente aumentarán las
tensiones con otros países, especialmente con China. Las medidas de represalia "tit-for-tat"
(el toma y daca) contra el comercio estadounidense podrían dañar aún más a las
industrias estadounidenses y a nuestras relaciones internacionales en general.
Además, aranceles como estos abren a Estados Unidos a desafíos comerciales en
la Organización Mundial del Comercio.
Desde una
perspectiva climática, tal conflicto es especialmente preocupante en un momento
en que los dos mayores contaminantes del mundo -los Estados Unidos y China-
deberían trabajar juntos para reducir las emisiones.
Las tarifas
interrumpirán uno de los esfuerzos más exitosos de Estados Unidos para frenar
la contaminación por carbono. La energía limpia es una de nuestras armas más
efectivas en la lucha contra el cambio climático. En la última década, la
industria solar de Estados Unidos ha experimentado un gran crecimiento, con una
tasa de crecimiento promedio del 68% anual. En marzo pasado, por primera vez,
la energía solar y eólica produjo más del 10% de la electricidad de Estados
Unidos.
Al aplicar
aranceles, Trump está aumentando el costo de la energía solar y ralentizando la
transición de la contaminación de combustibles fósiles a la energía limpia.
Todo esto golpeará duramente a los votantes de Trump. Como la mayoría de las
decisiones de Trump, estas tarifas se lanzaron como una forma de poner a
America first. Pero, en realidad, dañarán a muchos estadounidenses,
especialmente a los que votaron por Trump. Según la investigación, los estados
con mercados solares en pleno crecimiento, como Texas, Florida, Georgia y
Carolina del Sur, se verán perjudicados desproporcionalmente por las tarifas.
Como el mercado
solar más grande del país, California podría perder la mayor tarifa 30%, con
una disminución prevista de 1.079 megawatt en nueva capacidad solar entre 2018
y 2022. California es seguida por Texas y Florida, que se espera que pierdan
674 megawatts y 513 megawatts, respectivamente[34].Un análisis de GTM
Research sostiene que la energía solar a escala utility a nivel nacional será
la más afectada por las pérdidas, representando el 65% de la disminución
anticipada.
Los estados no
sentirán el impacto total de los aranceles hasta el próximo año, a medida que
los proyectos más antiguos terminen y las existencias de módulos comience a
disminuir. Actualmente, las empresas de Estados Unidos tienen al menos 2
gigawatts de módulos libres de aranceles reservados para los proyectos de 2018.
"No
sé de ningún proyecto, en este punto, que no se vaya a construir debido a las
tarifas", dijo Bernadette Del Chiaro, executive director de
California Solar Energy Industries Association. "Las personas
son descuidadas y pueden encontrar formas de hacer el trabajo".
SunPower,
fabricante con sede en San Jose, anunció en enero que suspendía 20 millones de
dólares en inversiones, lo que habría generado cientos de empleos en sus
instalaciones en California y Texas. SunPower fabrica sus módulos solares de
alta eficiencia en México y Malasia, los cuales están sujetos a los nuevos
aranceles de importación. La compañía es una de las muchas que le pide a la
administración Trump que excluya su producto de las nuevas medidas comerciales.
"Cualquier
aumento en los costos de la energía solar tendrá un impacto en la participación
en ERCOT, por lo que sin duda es un desafío", dijo Charlie
Hemmeline, director ejecutivo de la Texas Solar Power Association. ERCOT opera
la red eléctrica de Texas y administra el mercado desregulado para la mayor
parte del estado. Hemmeline dijo que aún no ha escuchado sobre ningún recorte
de empleos pendiente y continúa sintiéndose optimista a pesar de las nuevas
tarifas. "Tenemos todos los fundamentos que necesita aquí, con la tierra, el sol
y la economía que harán que esto funcione".
Los porcentajes
cuentan una historia diferente. Si bien se espera que las instalaciones caigan
alrededor de un 11% a nivel nacional, California, Delaware y Carolina del Norte
solo deberían ver bajas moderadas del 7%. Texas está solo ligeramente por
encima del promedio, con pérdidas que llegan al 13%. En el otro extremo del
espectro, se predice que el mercado solar de Montana se desplomará en casi un
50%. "Montana va a tener problemas porque Montana, como estado, no hace nada
para impulsar la energía renovable", dijo Del Chiaro.
La razón de las
diferencias dramáticas entre los estados se puede atribuir al tamaño del
mercado regional y las políticas locales de la energía renovable. Los mercados
solares estatales nuevos y emergentes se ven desproporcionalmente afectados por
las tarifas, y los estados del sur como Texas, Florida y Carolina del Sur se
encuentran entre los más afectados. Los estados con fuertes estándares de
cartera renovable se encuentran entre los menos sensibles a las medidas
comerciales. "No hay un impacto significativo en California",
dijo Morten Lund, un abogado de la industria solar de Stoel Rives. "Podrían
aplicar un arancel de 1.000% a la energía solar, y aún estaríamos haciendo
energía solar en California. La voluntad política para la energía solar aquí es
increíblemente fuerte y poderosa".
En todo el país, un
precio más alto de la energía solar costará empleos y probablemente reducirá la
oportunidad de reducir los costos del sistema de energía en general. Y lo más
importante, frenar la transición a un sistema de energía limpio y justo expone
a los estadounidenses a más amenazas y costos del cambio climático, incluidos
los 200 billones de dólares sin precedentes gastados en el trio de devastadores
huracanes que azotan Puerto Rico y el Sur este año.
¿Sigue siendo competitiva la energía
nuclear? El caso de Hinkley Point
A través de una
extensión de tierra con cicatrices del tamaño de 250 campos de fútbol junto al
canal de Bristol en el suroeste de Inglaterra, 3.000 trabajadores están
construyendo lo que, según algunos cálculos, será la estructura más cara del
planeta. Con un coso de 20 billones de dólares, la central eléctrica de Hinkley
Point C en Somerset es la primera central nuclear que se construirá en el Reino
Unido desde la década de 1990.
Grupos de grúas y
silos de cemento se ciernen sobre un laberinto de terraplenes repletos de
excavadoras y volquetes de 100 toneladas. En el centro del sitio, las
fundaciones están tomando forma para los dos reactores de 1.6 gigawatts
destinados a satisfacer el 7% de la demanda de electricidad del Reino Unido,
con un objetivo para finales de 2025. Hinkley es crucial para la seguridad
energética del Reino Unido ya que el país enfrenta el cierre de las antiguas
centrales nucleares y de carbón representaría alrededor del 40% de la capacidad
de generación de electricidad confiable del país para 2030.
Pero también tiene
una importancia más amplia como una prueba de la capacidad de las industrias
para competir en un panorama energético que cambia rápidamente. La energía
nuclear ha estado amenazada desde que la fusión en la planta de Fukushima en
Japón en 2011 revivió los temores de seguridad. Pero la mayor amenaza ahora es
económica, ya que la espiral de costos de la construcción de nuevos reactores
choca con un mundo de gas barato y abundante y de energía renovable.
Simone Rossi,
director ejecutivo de EDF para el Reino Unido, la empresa francesa construyendo
Hinkley Point C, admite que una industria que surgió de la carrera de armas
nucleares de la guerra fría enfrenta una batalla para convencer a los
políticos, inversores y al público de su papel en el siglo XXI.[35] "No decimos
que la energía nuclear debería seguir adelante a cualquier precio",
dijo. "Necesitamos
demostrar que también tiene sentido para el consumidor".
Durante 62 años,
desde que se inauguró el primer reactor comercial en Calder Hall en el noreste
de Inglaterra, la energía nuclear ha aumentado constantemente su capacidad de
generación global a un récord de 392GW el año pasado. Sin embargo, su
participación en el mercado de la electricidad ha disminuido de un pico de
17.6% en 1996 a alrededor del 11% a medida que la competencia del gas, la
eólica y la solar han aumentado. El Reino Unido es ahora uno de los pocos
países occidentales comprometidos con la renovación de sus reactores nucleares
envejecidos.
Más del 70% de los
448 reactores en todo el mundo pertenecen al club de las naciones ricas de la
OCDE, y más de la mitad de ellos tienen al menos 30 años. Muchos llegarán al
final de sus vidas operativas en las próximas dos décadas, pero las
perspectivas de reemplazarlos son inciertas, en el mejor de los casos, en
países como Estados Unidos, Japón y Francia, mientras que otros, incluidos
Alemania, Suiza y Corea del Sur, están planeando eliminar la energía nuclear
por completo. Cualquier crecimiento en la tecnología nuclear proviene de los
países en desarrollo, donde la demanda de energía está aumentando. De los 60
reactores que se están construyendo en todo el mundo, casi el 80% están fuera
de la OCDE y un tercio solo en China. La India y Medio Oriente son otras áreas
de crecimiento. Eso está debilitando el dominio de Estados Unidos, Europa,
Japón y Rusia sobre una industria estratégicamente importante, a medida que las
compañías chinas se afianzan en el mercado.
Los defensores
esperan que Hinkley Point C restaure la confianza occidental en la tecnología
como la única forma de generación de electricidad capaz de proporcionar energía
a gran escala y confiable sin las emisiones de carbono y la contaminación
causadas por la quema de carbón y gas. Se necesitarán hasta 400 turbinas
eólicas offshore para producir tanta energía como los dos reactores de Hinkley
C. Y las plantas nucleares suelen tener una tasa de utilización promedio
superior al 90%, en comparación con alrededor del 40% para los parques eólicos
offshore más grandes.
Sin embargo,
Hinkley hasta ahora ha demostrado ser una herramienta de propaganda más efectiva
para los opositores de la energía nuclear, quienes dicen que su alto costo y el
calendario de construcción de una década de duración convierten en una reliquia
de una industria moribunda. EDF hizo un acuerdo con el gobierno británico que
garantizaba un precio de £92.50/MWh por la electricidad de la planta,
aumentando con la inflación por 35 años. Eso es aproximadamente el doble de los
precios al por mayor actuales y más de £57.50/MWh prometidos a los últimos
parques eólicos offshore del Reino Unido con contratos más cortos a 15 años.
"Hinckley
fue concebido en una época en la que se suponía que los combustibles fósiles
serían escasos y las energías renovables serían caras", dice el
director de una compañía nuclear europea. "El mercado
de energía ha cambiado fundamentalmente desde entonces debido a la inundación
de gas shale de Estados Unidos. Y el costo decreciente de la energía eólica y
solar".
Para que la energía
nuclear sea más competitiva tendrá que revertir años de costos crecientes y
alargados cronogramas de construcción desde que el desastre de Fukushima llevó
a un endurecimiento de los requisitos de seguridad. Solo hay otras dos plantas
en construcción en Europa Occidental, en Olkiluoto en Finlandia y Flamanville
en Francia, y ambas involucran la tecnología europea de reactor presurizado
planificada para Hinkley C. Tienen una
demora de 10 y 6 años respectivamente, y son tres veces superiores en el
presupuesto. Es una historia similar para los primeros dos proyectos nucleares
en Estados Unidos por 30 años. Uno, en la planta VC Summer en Carolina del Sur,
fue suspendido el año pasado debido a los crecientes costos y el otro, Plant
Vogtle en Georgia, requirió miles de millones de dólares de inversión adicional
y garantías de préstamos federales para continuar.
Los excesos
presupuestarios han sumidos a varias empresas en crisis, incluido Toshiba, el
conglomerado japonés que poseía Westinghouse, el desarrollador de reactores
detrás de los proyectos de Estados Unidos, hasta que la unidad en dificultades
fue vendida al administrador de activos canadienses Brookfield el mes pasado. A
fines del año pasado, EDF completó su adquisición de una participación
mayoritaria en Areva, el desarrollador de reactores detrás de los proyectos
europeos retrasados, como parte de un rescate respaldado por el estado francés.
Mantener a Hinkley
dentro del cronograma y dentro del presupuesto es crucial si EDF quiere evitar
más problemas financieros. Rossi dice que el trabajo está "en
camino", ayudado por las lecciones de otros proyectos. "Si nos
fijamos en los problemas con estas plantas, a menudo no se trata de diseño o
ingeniería nuclear", dice Duncan Hawthorne, director ejecutivo
de Horizon, una filial de Hitachi, el desarrollador de reactores japonés que
planea una central nuclear en Wylfa en Gales. "La mayoría
de ellos se metió en dificultades desde el principio con el trabajo de
ingeniería civil, la limpieza del sitio y el vertido de hormigón".
Una decisión el año
pasado de reemplazar una sección de túneles de concreto defectuosos en Hinkley
generó temores de que el proyecto estaba cayendo en un patrón familiar de
contratiempos. EDF dice que afectó solo una pequeña fracción del trabajo
realizado, y que al arreglar los defectos temprano pueden evitar problemas
mayores más adelante. Rossi dice que la experiencia de los proyectos anteriores
permitirá a EDF construir otra central eléctrica, actualmente en etapa de
planificación en Sizewell en Suffolk, al este de Inglaterra, con un 20% menos
de costos de construcción que Hinkley[36].
Se podrían obtener
ahorros adicionales con un costo de capital reducido, que puede representar un
tercio del precio total de los proyectos nucleares. EDF, Horizon y otros
desarrolladores están en conversaciones con el gobierno del Reino Unido sobre
modelos alternativos de financiación, que posiblemente incluyan el acceso a la
deuda soberana de bajo costo, para ayudar a que la construcción sea más
asequible. Hawthorne ha advertido que se requiere progreso este año si Hitachi
quiere mantener su apoyo para el proyecto Wylfa, que es el siguiente en la
línea que se construirá después de Hinkley.[37]
"Existe un
gran interés por parte de los fondos de pensiones y otros inversores de infraestructura
una vez que la plantas están en funcionamiento debido a los retornos estables
en el largo plazo", dijo Hawthorne. "El problema
es cómo financiar la construcción". El objetivo es conseguir
que el "strike price" para los futuros reactores del Reino
Unido baje a £70/MWh o menos, haciéndolo competitivo con los últimos contratos
eólicos offshore si se permite una prima para la mayor fiabilidad.
Los críticos dicen
que ninguna cantidad de ahorro de costos e ingeniería financiera puede superar
los problemas más fundamentales que enfrenta la industria. Los días de las
redes dominadas por una pocas centrales eléctricas grandes y centralizadas
están llegando a su fin, de acuerdo con muchos analistas. En su lugar vendrán
fuentes más dispersas de generación renovable.
El almacenamiento
de la batería y la tecnología digital de "smart grid"
ayudarán a suavizar la oferta y la demanda, y aumentarán la eficiencia. Tom
Burke, presidente de E3G, un grupo de reflexión ambiental dice que no habrá
lugar en este nuevo mundo de generación flexible y descentralizada para
reactores nucleares grandes y rígidos. En períodos de clima ventoso y soleado,
países como el Reino Unido, Alemania y Dinamarca ya generan más energía
renovable de la que la red puede absorber. Esto está presionando a la baja los
precios de la electricidad al por mayor y haciendo que los £92.50/MWh
prometidos para la electricidad de Hinckley parezcan aún más caros.
Según las
proyecciones del gobierno, el premium superior a la del mercado que se pagará a
EDF, en forma de gravamen a los consumidores, probablemente le cueste a quienes
pagan las facturas en el Reino Unido alrededor de 30 billones de libras durante
la vigencia del contrato. Sin embargo, sin un flujo de ingresos garantizado a
largo plazo, sería imposible atraer inversiones en nuevos reactores. "Habrá
períodos cada vez más frecuentes cuando tengamos demasiada energía",
dijo Burke. "Pero si usted es el ministro de energía, ¿cómo le explica a la gente
por qué tiene que desconectar las energías renovables baratas para usar la
energía nuclear mucho más costosa que se ha comprometido a pagar en los
próximos 35 años?".
Los partidarios de
la energía nuclear dicen que las esperanzas de un futuro completamente
renovable dependen de suposición poco realistas sobre el ritmo con el que el
almacenamiento de batería aumentará en capacidad y disminuirá en el costo. "Si
un parque eólico se enfrenta a unos pocos días de condiciones inmóviles, el
costo de llenar el vacío con la energía de la batería podría superar los £1,000
por cada megawatt hora", dijo Rossi.
Alemania es
celebrada por activistas antinucleares por su decisión post-Fukushima de cerrar
todos sus reactores para 2022. Pero, hasta ahora, el principal impacto de su
eliminación nuclear ha sido afianzar el papel de los combustibles fósiles y
poner al país en el rumbo de perder sus objetivos de reducción de carbono.
Mientras que la generación a carbón cayó a menos del 7% del mix de electricidad
del Reino Unido el año pasado, en Alemania su participación sigue siendo
alrededor del 40%.
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