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25/09/2017 | Análisis: ¿El hidrogeno modificará el mercado de almacenamiento de energía?

De Nuestra Redacción

El secreto para cambiar completamente el sistema energético global a las energías renovables puede estar en la sustancia más abundante del universo. El hidrogeno ha atraído el apoyo de grandes empresas de energía de Royal Dutch Shell a Uniper, además de los fabricantes de automóviles BMW AG y Audi AG están apoyando la investigación sobre cómo el elemento se puede utilizar para almacenar energía durante semanas o incluso meses más allá de lo que las baterías de iones de litio pueden manejar.

 

Si bien la inversión de la industria en hidrógeno es pequeña en sólo 2.5 billones de dólares en la última década, el trabajo ofrece una respuesta a la difícil cuestión de cómo la electricidad podría ser mantenida para su uso en el futuro. Las baterías cada vez más están cambiando de energía del día a la noche, pero tienden a pincharse después de unas semanas.

El hidrógeno puede mantenerse indefinidamente en tanques. Esto permitirá, por ejemplo, que la tensión recolectada de los paneles solares en el verano se utilice en inverno. "Los años 2020-2030 serán para el hidrógeno lo que los años 90 fueron para la energía solar y eólica", dijo Pierre-Etienne Franc, vice-presidente del fabricante de gas industrial francés Air Liquide y presidente de Hydrogen Council, un trade group que promueve el uso. "Este es un cambio estratégico real".

La tecnología para usar el hidrógeno como almacenamiento de energía es bien conocida, aunque aún no se ha demostrado en un entorno comercial. El exceso de energía del viento o de la energía fotovoltaica conduciría la electrólisis, separando el agua en sus elementos componentes de hidrógeno y oxígeno. El hidrógeno capturado por ese proceso podría, cuando sea necesario, alimentar una planta de gas natural o celdas de combustible para producir electricidad. Las plantas industriales como las refinerías de petróleo también pueden utilizar el hidrógeno para los procesos químicos.

Hasta la fecha, la industria energética se ha centrado principalmente en el potencial del hidrógeno en las pilas de combustible, que utilizan el elemento en una reacción química para generar electricidad. En el almacenamiento de energía, la mayor parte del dinero se va en las baterías como las células de iones de litio, ampliamente utilizados en los teléfonos móviles y laptop. Pero aquellos tienden a perder la carga si no se rellena y se descarga con frecuencia.

El almacenamiento de hidrógeno es atractivo porque conserva la energía durante períodos más largos. La única alternativa real en el momento es el bombeo de aguas en un embalse de la cumbre, donde se puede represar hasta que los administradores de la red están dispuestos a dejar que fluya a través de las turbinas de energía hidroeléctrica. Eso llamado pumped storage requiere la geografía adecuada.

Si se pudiera hacer el hidrógeno para almacenar la energía a un precio bastante bajo, permitiría a las empresas utilities reducir las plantas de combustibles fósiles al facilitar la manipulación de los flujos de energía intermitentes de las granjas eólicas y solares. Por ejemplo, alrededor de 3.4 billones de dólares de ingresos se perdieron en China el año pasado porque los parques eólicos se vieron obligados a permanecer inactivos debido a las líneas eléctricas congestionadas. "Si quieres llegar al 100% de energías renovables, el hidrógeno podría desempeñar un papel clave", dijo Claire Curry, analista de Bloomberg New Energy Finance. "Usted podría tener plantas de gas natural, pero eso, por supuesto, no sería 100% limpio".

El trabajo sobre el hidrógeno está en su infancia, pero el apoyo con los grandes negocios está creciendo. El Hydrogen Council se formó en el último World Economic Forum en Davos, con 17 grandes empresas que buscan formas de integrar el gas en sistemas de energía más limpia. Sus miembros incluyen Shell, Total, Engie SA, Toyota Motor Corp, Bayerische Motoren Werke AG, Audi y el proveedor japonés de gas industrial Iwatani Corp. General Motors está en el proceso de unirse.

El consejo está considerando un fondo para proyectos de demostración tecnológica y se reunirá nuevamente en noviembre en las próximas conversaciones climáticas de las Naciones Unidas en Bonn. Un puñado de proyectos están en funcionamiento, con el apoyo de la empresa alemana Uniper, la Unión Europea y una diversa colección de empresas industriales y energéticas.

La investigación de Curry en BNEF sugiere que un sistema de almacenamiento de hidrógeno podría funcionar en un área como el oeste de Texas, donde hay abundantes redes de energía existentes y clientes para apoyar la transformación de la energía solar en el gas. Ella evaluó una granja solar teórica de 1 gigawatts alimentando una unidad que produce hidrógeno y encontró que las circunstancias adecuadas una unidad de almacenamiento de hidrógeno podría ser rentable. El hidrógeno tiene inconvenientes. Se requieren incentivos gubernamentales para crear un mercado para la capacidad de almacenamiento, dijo Curry. Y por ahora, las baterías son la alternativa para muchas de las funciones que el hidrógeno cumpliría.

Toda la idea de convertir la energía en un gas y luego volver a la energía se torna enrevesado. Erik Fairbairn, director ejecutivo de Pod Point Ltd, una red de carga de automóviles eléctricos en el Reino Unido, cree que el papel del hidrógeno debe limitarse a permitir que florezcan tecnologías más simples, especialmente cuando una batería puede hacer el trabajo. "En términos generales, cuando cambia la energía de una forma a otra, pierde eficiencia", dijo Fairbairn. "Creas hidrógeno principalmente electrolizando agua, usando electricidad para dividir el hidrógeno del oxígeno e inmediatamente usted pierde un cuarto de su energía en esto". Sin embargo, las empresas involucradas son optimistas acerca de la tecnología y están instando a los gobiernos a respaldarlo.

Uniper comenzó su planta Falkenhagen en agosto de 2013 para convertir el exceso de energía eólica en hidrógeno, que se alimenta en una planta que lo combina con dióxido de carbono para hacer metano- gas natural. Ese gas es transportado y almacenado en las tuberías existentes. "La energía para el gas es una tecnología clave", dijo Eckhardt Ruemmler, miembro del consejo de Uniper responsable de la innovación. "El uso en una gran escala técnica está actualmente obstaculizado por un marco político insuficiente".

Los fabricantes de aerogeneradores están inmersos en los proyectos de almacenamientos de energía

 

La empresa danesa Vestas Wind Systems es una de las mayores fabricantes de aerogeneradores del mundo, superando recientemente la cuota de mercado de GE en Estados Unidos. Pero a medida que la industria eólica se vuelve más competitiva, Vestas parece estar buscando maneras de solidificar su liderazgo ofreciendo algo diferente. Ahora, la compañía dice que está buscando en la construcción de turbinas eólicas con el almacenamiento de la batería en el lugar.

Según un informe de Bloomberg, Vestas está trabajando en 10 proyectos que agregarán almacenamiento a instalaciones eólicas, y Tesla está colaborando en al menos uno de esos proyectos. Vestas dice que la cooperación entre las dos compañías no es una asociación formal, y Tesla no ha comentado sobre la naturaleza de su trabajo con Vestas. Pero los esfuerzos para combinar las turbinas eólicas con el almacenamiento de la batería ofrecen una visión de cómo la industria eólica podría cambiar en el futuro.

Las noticias sobre Vestas son sólo un punto de datos en un verano de noticias sobre los proyectos eólicos y el almacenamiento. En agosto, el desarrollador de energía eólica offshore Deepwater Wind anunció que emparejaría un parque eólico marino de 144 MW para la costa de New Bedford, Massachusetts, con un sistema de almacenamiento de batería de 40 MWh de Tesla.

La construcción de ese proyecto está programada para terminar en 2022. Según el sitio GreenTechMedia, la compañía española de energía eólica Acciona conectó recientemente dos baterías de iones de litio de Samsung a una turbina de 3 mega watts en España, Dong instaló una batería en las costas británica en junio para almacenar energía eólica offshore y Statoil incluirá unas baterías de iones de litio de 1MWh en sus diseños para un parque eólico flotante en alta mar que se completará a finales de 2018.

La idea de las baterías en el sitio no es nueva -el brazo renovable de GE introdujo baterías a corto plazo integradas con turbinas eólicas en 2013, y Vestas experimentó con el almacenamiento para turbinas eólicas en 2012. Pero los fabricantes de turbinas parecen estar más dispuestos a expandirse de su timonera últimamente y contactaron a los especialistas de batería en vez de construir las baterías por sí mismos.

El atractivo de las baterías parece evidente a primera vista: el costo de la electricidad generada por el viento está disminuyendo rápidamente, lo que lleva a las empresas de energía a instalar capacidad eólica a tasas récord tanto en Estados Unidos como en China y la UE. Aunque los subsidios gubernamentales para las energías renovables han jugado un papel en el boom eólico, los desarrolladores están comenzando a presentar propuestas para proyectos eólicos que no necesitan subsidios para ser rentables. Pero para que la eólica se vuelva más competitiva, tiene que compensar un inconveniente evidente: las turbinas eólicas no pueden generar electricidad bajo demanda.

Ahí es donde las baterías entran en juego. Las instalaciones de AES Energy Storage y Tesla ya han golpeado las redes en California, pero estos sistemas no están vinculados a un recurso específico renovable: almacenan electricidad de centrales a carbón y paneles solares por igual. Pero proponer un parque eólico con almacenamiento en sitio puede hacer que un operador de red considere esa propuesta como una fuente de energía más confiable.

Sin embargo, el factor limitante es el precio del almacenamiento. Un post del American Wind Energy Association (AWEA) explica por qué el almacenamiento no ha sido una parte importante de la ecuación históricamente. La realidad es que, aunque se han llevado a cabo varios proyectos de demostración de almacenamiento de energía en pequeña escala, Estados Unidos ha podido sumar más de 60.000 MW de energía eólica a la red sin agregar almacenamiento de energía a escala comercial. Del mismo modo, países europeos como Dinamarca, España, Irlanda y Alemania han integrado con éxito grandes cantidades de energía eólica sin tener que instalar nuevos recursos de almacenamiento de energía. En Estados Unidos, numerosos estudios revisados han concluido que la energía eólica puede proporcionar 20% o más de la electricidad sin necesidad de almacenamiento de energía.

Eso se debe a que, según la AWEA, ya existe flexibilidad en la forma de las plantas de gas fast-ramping o hidroelectricidad en la mayoría de las grandes redes y "es casi siempre mucho más barato usar esta flexibilidad que construir nuevas fuentes de flexibilidad como las instalaciones de almacenamiento de energía". Pero la economía del almacenamiento puede estar cambiando, o por lo menos, las empresas prevean un cambio suficiente en los próximos cinco años para justificar acostumbrarse a una nueva situación en proyectos especiales como éstos.

Según el informe 2016 Levelized Cost of Storage de Lazard, los pronósticos muestran que los costos de capital para construcción de baterías químicas son mucho más baratos hasta 2020, mientras que los métodos más tradicionales de almacenamiento, como el aire comprimido y el almacenamiento bombeado, se mantienen prácticamente planos.

 

El gran experimento de la batería gigante en California: ¿un punto de inflexión para el almacenamiento de energía?

En una extensión pavimentada junto a una subestación eléctrica en Escondido, 30 millas al norte del centro de San Diego, se sienta una hilera de enormes cajas de plata. El sitio se asemeja a un cuartel, pero en lugar de soldados, los 24 contenedores de la casa tienen paquetes de baterías.

Esta es la batería de iones de litio más grande del mundo, de acuerdo con sus desarrolladores. Cuando la red local necesita más potencia, estas baterías la entregan, casi instantáneamente. Pueden soportar hasta 30 megawatts completamente cargados -aproximadamente el equivalente a alimentar a 20.000 hogares -y pueden sostener ese nivel por hasta cuatro horas.

AES Energy Storage construyó el sistema en menos de seis meses para la utility San Diego Gas & Electric (SDG&E) en respuesta a un estallido de cuatro meses en las instalaciones de almacenamiento de gas natural de Aliso Canyon, en el sur de California. La ruptura en octubre de 2015 filtró más gas a la atmósfera que cualquier otro derrame en la historia de Estados Unidos.

Después de que la fuga finalmente se conectara en febrero de 2016, las utilites necesitaban una fuente de energía de respuesta rápida para desplegarse en las áreas densamente pobladas alrededor de Los Ángeles y San Diego. Ellos querían evitar apagones durante los períodos de alta demanda, especialmente cuando los clientes ponen en marcha el aire acondicionado en los días calurosos de verano.

Las soluciones de red tradicionales no tenían sentido. Las centrales peaker de gas -que puede activarse rápidamente para satisfacer la demanda- puede tomar años para obtener permiso y ser construido, y queman combustibles fósiles. No se puede dejar caer una represa hidroeléctrica en media de una ciudad. La energía solar no ayuda mucho en la noche, cuando la demanda de verano es más alta.

En cambio, las utilities Southern California Edison y SDG&E eligieron algo relativamente nuevo: baterías a escala de red. Lo que siguió fue la batería Escondido más varias otras totalizando alrededor de 100MW. El proyecto se convirtió en un importante caso de prueba para la capacidad de la industria de almacenamiento en red para hacer la red más eficiente y limpia. "Pasar de algo que pensamos como una especie de tecnología futura, de repente, viene al rescate tan rápido -sí, creo que es una gran historia de éxito", dijo John Zahurancik, presidente de AES Energy Storage.

Una batería puede absorber cualquier energía disponible, si es de carbón, solar o nuclear. La capacidad de almacenar y descargar energía, sin embargo, tienen un valor particular para las regiones que persiguen altos niveles de energía renovable. "A medida que más de nuestra electricidad comienza a venir del viento y solar, el almacenamiento de la red puede recoger electricidad extra y luego devolverlo durante las noches tranquilas cuando lo necesitamos para alimentar los hogares y los negocios", afirma Sonia Aggarwal, vice-presidente de la consultora Energy Innovation con sede en San Francisco.                                            

California ya obtiene cerca del 8% de su energía solar y el 9% del viento. Al cierre de este informe, la legislatura estaba votando sobre un objetivo de 100% renovable; si pasa, la oportunidad de almacenamiento para mover esa energía alrededor crecerá. Las baterías de la red ofrecen una aplicación tentadora a más largo plazo, desplazando las centrales a gas necesarias para satisfacer rápidamente la demanda máxima de electricidad.

Baterías como ésas en Escondido entregan energía instantáneamente, pero a diferencia de las plantas de gas no emiten gases de efecto invernadero o contaminan el aire en el lugar. Eso los hace fáciles de desplegar en las áreas urbanas pobladas, donde los usuarios de la electricidad se agrupan. Esa facilidad para obtener permiso y de construcción hizo posible que California tratara con el déficit de Aliso Canyon en meses en lugar de los años necesarios para la construcción tradicional de plantas de gas. "Esta es una velocidad sin precedentes para la infraestructura de energía -esto no es previamente conocido".

El almacenamiento ha tomado tiempo. La caída de los precios de las baterías ayudó, pero las empresas tuvieron que construir un historial para ganar la confianza de los clientes. En septiembre de 2016, Tesla ganó una oferta competitiva para un proyecto de 20MW cerca de Los Angeles para Southern California Edison (SCE); que se entregó a finales de año. El desarrollador Greensmith lanzó uno de la misma capacidad en Pomona, parte del proyecto Aliso, también en menos de cuatro meses.

La comercialización de la nueva tecnología de baterías es difícil y requiere mucho capital. Pero las empresas que instalan proyectos de batería han ganado el suficiente éxito para atraer la atención de las corporaciones con bolsillos profundos. Apenas meses después de terminar su proyecto de Aliso Canyon, Greensmith fue comprado por Wartsila, una empresa global de equipos de energía. AES anunció en julio que convertiría su unidad de almacenamiento en una empresa conjunta con Siemens.

La participación de Tesla en el almacenamiento estacionario siguió a su innovación en vehículos eléctricos. Varios fabricantes de autos competidores están siguiendo el juego, incluyendo a Mercedes-Benz y BMW. También ha surgido un ecosistema de proveedores de almacenamiento en el hogar, aunque este mercado se ve obstaculizado por la falta de rentabilidad económica para los propietarios de viviendas. A escala de la red, las utilities pueden medir los beneficios del almacenamiento y pagar por ello.

En cuanto al proyecto Aliso, el primer verano desde que la instalación está llegando a su fin y los potenciales blackouts no han sido un problema, dice Dede Subakti, que dirige servicios de ingeniería de operaciones en California Independent System Operator, una organización sin fines de lucro que supervisa el flujo de electricidad a través de la red de California. "El almacenamiento de energía nos permite la flexibilidad para poder manejar lo que necesitamos", dijo Subakti. "[Las baterías] se convirtieron en una parte de la vida normal para nosotros que es como cualquier otro recurso".

 

 

 

Algunos datos de coyuntura renovable

El crecimiento mundial de la energía ha ido históricamente de la mano con el crecimiento de la población y de la economía. No sólo la energía se desvinculará del carbono en las próximas décadas, sino que, el suministro mundial de energía alcanzará su punto máximo y disminuirá lentamente en el contexto de la continuación (pero desaceleración) del crecimiento demográfico y económico. Esto está vinculado a la aceleración de la eficiencia energética a escala mundial, impulsada principalmente por la creciente participación de la electricidad en el mix energético, con pérdidas reducidas a través de la adopción constante de fuentes renovables eficientes.

La eficiencia energética mejorará más rápido que el crecimiento económico mundial debido a la rápida electrificación del sistema energético mundial, lo que conducirá a una meseta en la demanda de energía a partir de 2030.

Esa es una las principales conclusiones del inaugural Energy Transition Outlook de la empresa de gestión de riesgos y garantía de calidad de DNV GL. Otras conclusiones clave del informe son que las energías renovables seguirán aumentando, representando casi la mitad del suministro mundial de energía para el año 2050, reduciendo a la mitad las emisiones de CO2 relacionadas con la energía para ese momento; El suministro de gas alcanzará su punto máximo en 2035, pero seguirá siendo la mayor fuente de energía a mediados de siglo; y el mundo gestionará el cambio hacia un futuro renovable sin aumentar el gasto energético anual global, lo que significa que el futuro del sistema energético requerirá una participación menor en el PBI.

DNV GL dijo que el mundo "está acercándose a un momento decisivo, ya que la demanda de energía se estabilizará a partir de 2030, impulsada por una mayor eficiencia con la aplicación más amplia de la electricidad". DNV GL prevé que las energías renovables y los combustibles fósiles tendrán una proporción casi igual del mix de energía para 2050. La energía eólica y solar fotovoltaica impulsará la expansión continua de la energía renovable, mientras que el gas está en curso para superar el petróleo en 2034 como la mayor fuente de energía.

El petróleo está perdiendo terreno como una fuente de calor y de energía, y está fijado para aplanarse a partir de 2020 a 2028 y caer significativamente desde ese punto como la penetración de los vehículos eléctricos gana impulso. El uso del carbón ya ha alcanzado su pico. El estudio dice que la transición energética mundial se producirá "sin un aumento significativo en el gasto energético anual global y en una comparación directa, la energía mundial costará menos del 3% del PBI mundial en comparación con el actual nivel del 5%".

Se prevé que los costos de la energía fotovoltaica y eólica disminuirán un 18 y 16%, respectivamente, debido a la duplicación de la capacidad. "Aunque la industria del petróleo y el gas ha respondido de manera impresionante al actual entorno de precios más bajos, las renovables mejorarán el rendimiento de los costos a un ritmo mucho más rápido, beneficiándose del efecto learning curve”, dijo DNV GL. Se prevé que los vehículos eléctricos alcanzarán la paridad de costos con los vehículos de combustión interna en 2022 y, para 2033, la mitad de las nuevas ventas de vehículos ligeros a nivel mundial serán eléctricas.

A pesar de una mayor eficiencia y una menor dependencia de los combustibles fósiles, el Energy Transition Outlook indica que el planeta se calentará 2.5˚C, fallando en alcanzar el objetivo del 2015 Paris Agreement.

El CO2 seguirá siendo emitido a la atmósfera mucho después de 2050. Una simple extrapolación sugiere que el primer año libre de emisiones sólo ocurrirá en 2090. Esto produce un rebasamiento, más allá del llamado presupuesto de carbono 2 °C, unos 500 Gt CO2. Inevitablemente, con un rebasamiento de tal magnitud, surge la pregunta ¿qué nivel de calentamiento global está asociado con el pronóstico?

Las centrales de energía fósil convierten sólo una parte de su input de energía en electricidad, ya que gran parte del input de energía se pierde como calor. Aunque las centrales combinadas de calor y electricidad (CHP) capturan parte de este calor para propósitos útiles, globalmente tales pérdidas de calor son enormes. En el caso de la generación de energía renovable, la electricidad se genera directamente a partir del viento, la irradiación solar y del agua corriente o elevada. Aunque el 100% del input no se convierte en electricidad, la electricidad generada se considera energía primaria según el método de contenido energético físico, y el viento, el sol o el agua no capturada nunca se cuenta como parte del sistema de energía. Por lo tanto, con una proporción creciente de generación de energía renovable en el mix de energía, las pérdidas de calor en la producción de energía se reducirán. Esta es una de las principales razones por las que el suministro energético mundial alcanzará su punto máximo antes de 2030.

Un segundo factor clave que determinan el uso de la energía global es la productividad, expresada en el PBI por persona. La productividad es la producción logradas por trabajador y se mide en el PBI per cápita. Como la fracción de empleo no cambia rápidamente, la producción per cápita es un proxy muy cercano a la productividad, como se ha verificado a través de un análisis inicial.

El crecimiento de la productividad de una economía avanzada se desacelera a medida que mejora su nivel de vida (PBI/habitante). La razón principal de esta relación desigual es que el aumento del nivel de vida en los países más pobres proviene principalmente de las mejoras de productividad en los sectores primarios y luego de las mejoras de la productividad en el sector secundario, cuando un aumento de la participación o el PBI se destina a la industrialización.

En ambos sectores, el paso de los procesos manuales a los industriales conlleva un gran potencial para mejorar la productividad. Sin embargo, las economías maduras utilizan partes cada vez mayores de su PBI para los servicios (el sector terciario). Aunque los servicios como los servicios financieros y la asistencia sanitaria se benefician económicamente de la adopción de la tecnología, las mejoras de la productividad tienden a aumentar la calidad en lugar de la cantidad de producción. Esto implica que, comenzando por las regiones más ricas, el crecimiento de la productividad se ralentizará a medida que las economías se aproximen a la madurez.

La tecnología es fundamental para permitirnos satisfacer las necesidades energéticas y de desarrollo del mundo e incluye tanto el suministro como la demanda de energía. A pesar de que las nuevas tecnologías tienen un potencial para disminuir el uso de la energía, lo contrario también es posible. La premisa detrás de la noción de la "curva de aprendizaje" es que el costo de una tecnología disminuye en una fracción constante con cada duplicación de la capacidad instalada, debido al crecimiento en la experiencia, la expertise y las eficiencias industriales asociadas con el despliegue del mercado y el I+D.

La eólica y la energía solar fotovoltaica han mostrado significativas reducciones de costos y crecimiento del mercado en los últimos años, con los costos unitarios de inversión disminuyendo rápidamente y mostrando pequeños signos de desaceleración.

Alemania, Dinamarca y España como los primeros movers en eólica, y Alemania, Estados Unidos y Japón en solar, llevó una carga considerable de la dinámica de la curva de aprendizaje temprano. Sus avances han ayudado a madurar la tecnología y la industria, y esos países han ganado a su vez, a través del despliegue de tecnologías renovables, una importante fuente de energía limpia y empleo.

Las tecnologías de los vehículos eléctricos (EV) y de las baterías también son áreas que tienen un considerable potencial de costos a la baja, con esta última también ayudando a la proliferación de la energía renovable. En los últimos años, la exploración y la perforación en la industria del petróleo y el gas también han experimentado tendencias rápidas a la baja, especialmente en las tecnologías shale. Mientras que la caída del precio del petróleo en sí misma es parte de la razón de esto, los avances tecnológicos también han tenido un impacto considerable. Parte de tales tecnologías también puede propagarse a procesos de producción relacionados, lo que influye positivamente en la dinámica de costos de la producción de petróleo y gas offshore.

Las tecnologías necesitan una exposición en el mercado para demostrar y desarrollar su potencial comercial: el dilema clásico de chicken-and-egg. Las tecnologías participantes suelen necesitar un impulso inicial, y esa es una justificación para las medidas de política encaminadas a desencadenar los mínimos de inversión y, por lo tanto, la dinámica de las curvas de aprendizaje. Sin embargo, la necesidad de medidas políticas para apoyar el desarrollo y despliegue de estas tecnologías cambiará y disminuirá con el tiempo y se ajustará dinámicamente para reflejar la madurez y los niveles de competitividad de costos alcanzados. Otras áreas tecnológicas, como la captura y el almacenamiento de carbono (CCS), requerirán un aprendizaje tecnológico masivo y una ampliación de la escala. CCS requiere coordinación, señales políticas y esquemas de apoyo para estimular las inversiones, lanzar proyectos y apoyar la evolución de la learning curve.

El mercado de tecnologías eólica es global y, por lo tanto, las tasas de aprendizaje de costos son idénticas entre regiones, mientras que el recurso dependerá de la ubicación real. La tasa histórica de aprendizaje de costos para la eólica onshore es de alrededor del 18%. En línea con las opiniones de varios expertos en eólica, esperamos que la tasa de aprendizaje futuro sea del 16% por duplicación de la capacidad global instalada de GW hasta 2050 como un factor común que se aplica tanto a la mayor parte de la inversión unitaria de costos y el costo unitario de O&M. Además del efecto de la curva de aprendizaje, también se tienen en cuenta las importantes subvenciones del sector público que reducen los costos de instalación o uso de las nuevas instalaciones eólicas. 

La eólica offshore experimentará continuas reducciones dramáticas de costos y las instalaciones son atractivas también por otras razones. Al igual que el petróleo y el gas offshore se ha expandido en un mundo con una producción onshore más barata, entre los pronósticos se dice que la eólica offshore tomará una parte considerable del creciente mercado eólico. En primer lugar, el factor de capacidad promedio es mucho más alto en la offshore, por lo que la diferencia es mucho menor en términos de levelized cost (LCOE) de la electricidad que en el costo instalado. Segundo, gran pate de los costos eólicos marinos en los últimos años están relacionados con las conexiones de la red. Sin embargo, los costos de conexión de la eólica offshore son típicamente subsidiados por el resto del sistema de energía y/o por otros regímenes que favorecen el offshore.

 

Impactante reducción de costos de la energía eólica offshore en el Reino Unido

A mediados de septiembre, el caso económico para la energía renovable en el Reino Unido recibió un fuerte impulso, ya que una licitación para proveer electricidad de parques eólicos offshore mostró fuertes caídas en los costos de subsidios. El costo de los subsidios a los parques eólicos offshore en las islas en contratos adjudicados en las licitaciones se redujo en más del 50% y ahora está muy por debajo del precio que el gobierno ha garantizado para la energía de la central nuclear de Hinkley Point.

Tres proyectos eólicos offshore han obtenido contratos del gobierno en la última subasta de "tecnologías menos establecidas", que también estaba abierta a esquemas tales como la mareomotriz, pero excluyó la energía solar y la eólica onshore. El precio de la electricidad garantizada a los desarrolladores eólicos marinos se ha reducido a 57.50 libras por mega watt-hora, por debajo incluso de las previsiones más optimistas de los analistas y una caída significativa desde el promedio de £117.14/MWh adjudicado a los regímenes offshore en la última subasta comparables en 2015.

Los analistas esperaban que los desarrolladores hicieran una oferta por subsidios en un rango de £60-£75/MWh, lo que refleja una caída en los costos de construcción a medida que la industria eólica offshore ha madurado.

Desarrolladores como Dong Energy de Dinamarca, que está detrás de uno de los tres planes exitosos, también están instalando turbinas más grandes y más potentes. Los resultados de la última licitación de "contratos por diferencia" fueron bien recibidos por los partidarios de las energías renovables, quienes sostienen que la eólica offshore y tecnologías similares pueden convertirse en el fundamento de la política energética del Reino Unido, ya que el gobierno se esfuerza por alcanzar los objetivos de reducción de carbono.

Hugh McNeal, director ejecutivo de RenewableUK, un organismo comercial, dijo: "sabíamos que los resultados de hoy sería impresionantes, pero estos son asombrosos". El costo de las subvenciones es sólo un factor en los precios de la electricidad al por menor y el resultado de la licitación no puede conducir directamente a una reducción de las facturas de los consumidores.

El último “strike price” para el eólico offshore, que está garantizado durante 15 años y sube con la inflación, es también sustancialmente inferior que los £92.50/MWh controversialmente prometido por el gobierno a los desarrolladores franceses y chinos de la nueva central eléctrica nuclear Hinkley Point C. El precio de Hinkley, que también sube con la inflación y ya vale más cerca de £100/MWh, se ha asegurado para los primeros 35 años de funcionamiento de la planta. Fue fijado en 2012.

Doug Parr, científico en jefe de Greenpeace, twitteó que la decisión del gobierno británico de proceder con Hinkley Point C "ahora parece uno de los peores en memoria viva". Pero los desarrolladores nucleares insistieron que su tecnología no debería ser comparada con los renovables intermitentes, que sólo se pueden confiar cuando el viento está soplando o el sol está brillando. El Reino Unido necesita un mix de tecnologías para mantener encendidas las luces, argumentaron.

"Los nuevos reactores nucleares siguen siendo competitivos para los consumidores que se enfrentan a costos adicionales al proporcionar energía back-up. También hay costos de lidiar con el exceso de electricidad cuando hay mucho viento o sol", dijeron desde EDF, el desarrollador francés detrás de la planta Hinkley, antes de los resultados de la licitación. "El Reino Unido necesita un mix diverso y equilibrado de generación de baja emisión de carbono y soluciones de almacenamiento".

Un total de 11 proyectos de energía por valor de hasta 176 millones de libras al año se adjudicaron contratos en la licitación. De los tres sistemas eólicos offshore, dos se garantizaron un precio de £57.50/MWh y un tercero un precio más alto £74.75/MWh. Los desarrolladores pujarían al precio al que creían que podían entregar sus planes. El primer parque eólico offshore tiene que ser construido antes de 2021-22. Otros proyectos exitosos incluyeron "tecnologías avanzadas de conversión", un método de tratamiento de residuos. No hay proyectos tidal que recibieran contratos, que ya ha provocado una advertencia de un desarrollador, Atlantis Resources, con sede en Edimburgo, que podría cambiar su enfoque a otros países que son más solidarios de la tecnología, a menos que sea capaz de negociar un acuerdo a medida con el gobierno.

Los once proyectos generarán colectivamente tres gigawats de electricidad suficientes para alimentar 3.6 millones de hogares, dijo el gobierno. Sin embargo, los críticos de la política energética del Reino Unido sostienen que el sistema depende ahora totalmente de los subsidios, que se transmiten a los consumidores a través de sus factures de energía.

La pérdida de subsidios del gobierno para el esquema de energía de las mareas está poniendo en duda el futuro de un proyecto destinada a mostrar la viabilidad de la energía renovable marina y establecer la producción de turbinas submarinas en Escocia.

Los desarrolladores del programa MeyGen en Pentland Firth dicen que pueden cambiar su enfoque a Francia y en otros lugares si, como esperan, su propuesta de 200 millones de libras de expansión pierde con los proyectos eólicos. Con cuatro turbinas submarinas instaladas desde el año pasado, el esquema MeyGen se ha convertido en una prueba clave de la comercialización de la generación de electricidad a partir de corrientes de marea y el mes pasado reclamó una producción récord a nivel mundial de más de 700MWh.

Atlantis Resources, dice que sus planes están amenazados por la decisión del gobierno del Reino Unido en noviembre de obligar a los planes de marea a competir directamente con proyectos eólicos offshore más grandes y tecnológicamente más maduros. El gobierno escocés ha acusado al gobierno británico de renunciar a la promesa de otorgar subsidios para las tecnologías relacionadas con las mareas y el oleaje, diciendo que esa medida socava la "posición dominante" que las empresas locales han establecido en el sector.

Tim Cornelius, director ejecutivo de Atlantis, dijo que, sin esa decisión, habría esperado anunciar que la compañía seguiría adelante con la expansión de 200 millones de libras, con la instalación de 51 turbinas capaces de generar un total de 76MW de electricidad. Cornelius dijo que planeaba apelar al gobierno del Reino Unido para negociar un acuerdo de subsidio a medida para MeyGen o para comprometerse a cambiar las reglas para la próxima licitación de "contrato por diferencia".

De lo contrario, Atlantis cambiará sus enfoques de la corriente de las mareas desde el Reino Unido hacia países que apoyen más, dijo. "Estamos siendo activamente cortejados y ahora estaremos desarrollando en países como Francia". "Podrías tener todo este maravilloso éxito y luego tener que trasladarte al continente para desarrollar las próximas etapas".

El sistema de subsidios a la energía en el Reino Unido tiene por objeto promover la adopción de tecnologías renovables, al tiempo que fomenta la reducción de costos, que eventualmente los hará competitivos con las centrales eléctricas convencionales. Cornelius dijo que Atlantis había sido capaz de reducir los costos de la energía de las mareas en un "espectacular" del 65% de las 300 libras por megawatt hora establecidos para la primera fase de MeyGen. Pero el esquema de las mareas está todavía por encima de los £100/MWh “strike price” garantizado a las empresas francesas y chinas detrás de Hinkley Point.

"Las tecnologías de oleaje y corriente de marea pueden participar en la última licitación, pero no anunciamos un presupuesto para ellos a expensas de otras tecnologías potencialmente menos costosas", dijo el Department for Business, Energy and Industrial Strategy.

El fracaso del desarrollo del programa Pentland Firth sería un duro golpe para el gobierno escocés, que apoya firmemente la energía renovable y espera que la zona se haga líder en el ensamblaje y pruebas de turbinas tidal. En un discurso pronunciado ante el CBI, Nicola Sturgeon, primer ministro de Escocia, citó a Atlantis como "una forma de resaltar la increíble capacidad que ya tienen las empresas en Escocia en algunas tecnologías claves del futuro".

Cornelius dijo que "en teoría" una expansión intermedia más pequeña de cuatro turbinas de 1.5 MW podría continuar en MeyGen sin el apoyo del Reino Unido, ya que había obtenido financiación europea.

 

 

¡Es la eficiencia energética, incrédulo!

El uso más eficiente de la energía del Reino Unido ahorraría tanta energía como podría ser generada por seis nuevos reactores nucleares y cortaría 7.5 billones de libras de los costos de energía, según fue calculado. Pero para lograr ese ahorro se requerirían cambios sustanciales en la política gubernamental porque hay pocos incentivos para que los hogares lleven a cabo las medidas necesarias, como el aislamiento, que puede tardar 20 años en pagarse a través de ahorros en las facturas.

Aproximadamente una cuarta parte del consumo actual de energía en calefacción y electricidad podría reducirse de manera "cost-effective", produciendo ahorros en términos de facturas, según el UK Energy Research Centre. Los hogares ahorrarían cerca de 270 libras por año en las cuentas, y más a través de mejoras menos tangibles tales como estilos de vida más sanos de hogares calientes y mejor calidad del aire.

Un cuarto más del uso de la energía doméstica también podría reducirse: reduciendo el consumo de energía nacional del Reino Unido a la mitad, o lo que podrían generar 12 nuevos reactores nucleares del tamaño de Hinckley Point C, pero esto requeriría inversiones, por ejemplo, en el aislamiento de paredes sólidas, bombas de calor y tecnología de gestión de la demanda, que tendría menos probabilidades de ser reembolsado en ahorros de facturación en 20 años.

Reducir el consumo de energía también reduciría las emisiones de dióxido de carbono -que tienen un efecto sobre el cambio climático- y mejorará la calidad de vida de muchos calentando hogares y reduciendo la contaminación atmosférica relacionada con la generación de energía. Los márgenes de ganancia de los seis mayores proveedores de energía, que controlan la mayor parte del mercado del Reino Unido, han subido a niveles récord, dijo el regulador Ofgem en agosto pasado. Bristish Gas anunció que subía sus precios en más del 12% en algunas tarifas durante el verano (en el hemisferio norte).

La actual política gubernamental ofrece pocos incentivos a los hogares para invertir en medidas de ahorro energético, ya que la política de Green Deal, que otorga préstamos para tales mejoras, fue derrumbada por el último gobierno. Sin embargo, muchos hogares han seguido adoptando medida facilitadas por una tecnología mejorada, como calderas más eficientes y bombillas de bajo consumo y otros aparatos. En 2015, según el informe, la factura anual promedio de energía para un hogar de doble combustible era de 490 libras menos de lo que habría sido sin tales eficiencias.

El uso de gas, principalmente para calefacción, ha caído un 27% desde 2004, y el uso de electricidad por los hogares cayó un 13% en el mismo período, según el informe titulado Unlocking Britain’s First Fuel. Jan Rosenow, investigador senior de la Universidad de Sussex, dijo que muchas de las posibles mejoras en el futuro "no es probable que sucedan" sin cambios en las políticas.

Sin embargo, las facturas de energía han seguido aumentando en términos reales a alrededor de 1.110 libras al año, según el estudio, en parte debido a los mayores costos de combustible. Si se hicieran todas las mejoras posibles esbozadas en el informe, las facturas podrían caer a 560 libras al año.

Fabrice Leveque, especialista en energía para el environmental charity WWF, dijo: "Esto es aún más evidencia de que un futuro sin carbono está a nuestro alcance. Sin embargo, a la tasa actual nos tomará más de 100 años asegurar que nuestros hogares sean neutros en carbono. Esto claramente no es lo suficientemente bueno, y el gobierno debe dejar de arrastrar los pies y asegurarse de que más casa se renueven cada año. Nuestras casas frías y con fugas acumulan cientos de libras en las facturas de combustible de las personas, pueden dañar la salud y están aumentando el cambio climático".

El estudio de UKERC se produjo en medio de advertencias de que millones de clientes podrían terminar pagando sustancialmente más por su energía, ya que algunas tarifas especiales son eliminadas a fines de septiembre. Los hogares podrían terminar pagando más de 400 libras extra si no cambian cuando se mueven automáticamente de estas ofertas especiales y sobre las tarifas standard. Mark Todd, fundador de Energyhelpline, dijo que su compañía había identificado 42 tarifas de 14 proveedores que debían terminar en octubre. Por otra parte, Uswitch.com encontró que unos de cada cinco hogares no presentan las lecturas regulares del medidor, lo que significa que muchos de ellos podrían estar pagando más de lo necesario.

Como ya mencioné más arriba, unas amplias gamas de beneficios se asocian con mejoras en la eficiencia energética en edificios residenciales, muchos de los cuales son difíciles de cuantificar y valor. El informe estima los costos actuales de las medidas desplegadas en el escenario "cost-effective" (rentable), junto con el valor actual de los beneficios asociados en forma de ahorro de energía, reducción de emisiones, mejora de la calidad del aire y mejora de la comodidad.

La figura que se ve abajo incluye estimaciones de algunos beneficios más amplios (que se muestran en verde) que no forma parte de la evaluación formal de las políticas, aunque a veces se incluyen beneficios más amplios en los anexos de las evaluaciones de impacto de las políticas gubernamentales. Estos beneficios incluyen la mejora de la salud, los beneficios para el sistema eléctrico (por ejemplo, evitar inversiones en las redes y reducir las pérdidas de líneas) y el valor agregado bruto de las capital works. Aunque estos beneficios más amplios son bastante inciertos y sólo pueden ser parcialmente adicionales o compensados con otros beneficios en la economía y el sistema energético, su valor podría ser de hasta 47 billones de libras.

El informe presenta dos alternativas a su escenario "cost-effective". El escenario "limited ambition" sólo incluye medidas que cuestan menos que la energía que ahorran, descontada a lo largo de su vida útil. El Committee on Climate Change considera que el 85% de los ahorros de carbono en edificios de las proyecciones del gobierno están "en riesgo" (es decir, potencialmente no se materializan) debido a la baja adopción de medidas, menos que la plena aplicación de las políticas o la aplicación deficiente de las normas. Cabe señalar que este escenario es actualmente incierto. Rosenow dijo al sitio Carbon Brief: "No creo que lograría el escenario de ambición limitada simplemente siguiendo con las políticas actuales...mi impresión sería que es altamente improbable".

Mientras tanto, el escenario de "potencial técnico actual" incluye todas las medidas actuales que podría mejorar la eficiencia energética en los hogares, sin tener en cuenta su costo. Como muestra el siguiente gráfico, gran parte de este potencial técnico no es actualmente rentable, en particular para las bombas de calor eléctricas y las redes de calor centralizadas.

 

Algo más sobre desastres naturales y cambio climático

 

Al igual que el debate sobre el control de armas de fuego, la discusión pública en Estados Unidos acerca de si tomar medidas en el clima se ha caracterizado a menudo como una lucha entre los lobbies poderosos y la realidad violenta. Después de cada tiroteo en el campus o desastre de huracán, hay un breve aumento de la preocupación seguido por un regreso gradual a posiciones arraigadas como la National Rifle Association o la industria petrolera reafirma su influencia, inevitablemente planteando la pregunta: ¿qué tan mal las cosas tienen que llegar a estar para ver un punto de inflexión?

Afortunadamente, tales paralelos van lejos. Las semanas recientes han demostrado no sólo que la escala de la catástrofe está empeorando, sino que el precio es una solución cada vez más barata. La devastación apocalíptica causada por los huracanes Irma y Harvey está claramente en línea con las predicciones científicas de que un mundo cálido vendrá con un inmenso daño humanitario y financiero.

Sólo en Estados Unidos, el costo de los daños causados por los dos huracanes se estima en 290.000 millones de dólares, es decir, el 1.5% del PBI. El daño en las islas caribeñas más afectadas aún no se ha calculado, pero será mucho mayor en relación con el tamaño de las maltrechas economías. Pero mientras que el problema nunca ha parecido más sombrío, la solución más probable -un cambio de los combustibles fósiles a la energía renovable -rara vez se veía como deseable o financieramente viable como lo hace ahora.

La velocidad de esta transformación ha sorprendido a los observadores de la industria y ha encantado a los activistas climáticos, que lo ven como parte de una adopción mundial más rápida y más barata de energía eólica y solar que la prevista.

La tecnología necesita avanzar aún más para que esta revolución mantenga el impulso. Si el gobierno y el sector empresarial hacen más para desarrollar y promover la tecnología de baterías para que la energía solar y la eólica pueda ser almacenada y distribuida por la noche y entre brisas. Ya hay pasos prometedores hacia adelante. Elon Musk, director ejecutivo de Tesla, ha capturado la mayoría de los titulares con su intento de construir la batería de litio más grande del mundo para apoyar la red en Australia, ampliando la gama de coches eléctricos y permitiendo que los hogares con solar generen el día durante el día. Pero tiene muchos rivales. China y Alemania están invirtiendo miles de millones de dólares en este campo game-changing. En España, la empresa Acciona ya está combinando baterías con turbinas para extender la duración del suministro eólico. En los desiertos de Chile, una planta solar gigante utiliza una mina de sal para almacenar la energía térmica. En otras partes, las compañías eléctricas están experimentando con silicio y grafito, lo que puede proporcionar algún día alternativas abundantes a la escasez de litio.

Incluso el gobierno británico -que ha recortado los subsidios para las energías renovables- ha comprado el argumento de mejores baterías y smart-meters para suavizar los picos y valles en la oferta y demanda de electricidad. En julio, anunció plantas para crear un instituto nacional de baterías como parte de una promesa de fondos por de 264 millones de libras esterlinas para la investigación en el campo -todo lo cual erosionará la necesidad de combustibles fósiles ya que los devastadores costos a largo plazo del petróleo, el gas y el carbón se hacen más evidentes y se desafían públicamente. Las demandas ya se han presentado contra ExxonMobil, Chevron y BP para el aumento del nivel del mar, con algunos científicos afirmando que estas tres empresas son las únicas responsable por un 6% del aumento del nivel del mar.

Los huracanes y los incendios forestales en Estados Unidos -como las inundaciones, las sequías y las temperaturas extremas que han afectado a la India, Bangladesh, Chile, Perú y muchos otros países durante el año pasado -son un recordatorio de que la transformación no puede llegar lo suficientemente rápido. Donald Trump puede estar tratando de frenar o revertir este proceso, pero los acontecimientos de los últimos días han subrayado que hay un enorme impulso positivo, un fuerte business case y aumentando los riesgos de inacción.

Una cosa clave será la opinión pública en Estados Unidos. El poderoso lobby petrolero rara vez tuvo una presencia tan fuerte en la Casa Blanca. Pero las últimas semanas deberían hacer la diferencia. El debate científico ha terminado desde hace mucho tiempo, el business case ya está calro, y las consecuencias humanitarias nunca han sido más evidentes. Pero sin cambio político, el punto de inflexión es más probable que sea hacia desastres costosos que la energía barata.

Offnews.info (Argentina)

 


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