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15/02/2018 | Análisis: Retrospectiva de las fuentes de generación y el factor climático

De Nuestra Redacción

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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