El almacenamiento solar está mejorando las cifras de la generación con carbón según la organización IEEFA
Redacción.- Según un análisis de la organización estadounidense Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero (IEEFA), las cosas se le están complicando al sector eléctrico de Estados Unidos que utiliza carbón. La generación más limpia, por medio de la energía solar a gran escala respaldada con almacenamiento, es una opción cada vez más barata para las compañías eléctricas que continuar operando plantas de carbón en proceso de envejecimiento.
El ejemplo más reciente, y quizás el más detallado, de este nuevo paradigma puede verse en la planificación de recursos a largo plazo por parte de PacifiCorp, una filial de Berkshire Hathaway Energy que proporciona electricidad a aproximadamente 1,8 millones de clientes en 6 estados del oeste (California, Idaho, Oregón, Utah, Washington y Wyoming). Un análisis revelador publicado por la compañía a finales de abril apunta a una conclusión ineludible: cerrar las plantas de carbón existentes y reemplazarlas con capacidad renovable tiene sentido porque ahorraría cientos de millones de dólares.
La planificación muestra los efectos de retirar varias plantas temprano, en 2023, ya sea individualmente o combinando cierres. Las plantas evaluadas fueron: las Unidades Naughton 1 y 2 (Wyoming), que tienen una capacidad neta de 156 y 201 megavatios (MW); Jim Bridger Unidades 1 y 2 (Wyoming), con 531 MW y 527 MW; Unidades Hayden 1 y 2 (Wyoming), con 179 MW y 262 MW: Craig Units 1 y 2 (Colorado), ambos con 428 MW; y Dave Johnston Unidad 3 (Wyoming), con 220 MW. La eléctrica no incluyó en su análisis la Unidad 3 de Naughton (280 MW) en Wyoming o la Unidad 4 de Cholla (387 MW) en Arizona porque su cierre ya está programado para los próximos meses.
Una conclusión del análisis es que las 10 combinaciones estudiadas demostraron que sería positivo económicamente para PacifiCorp cerrar la generación de carbón existente y reemplazar esa capacidad con otros recursos, que incluyen nuevas energías renovables, soluciones de demanda, almacenamiento de baterías, dispositivos de carga de gas y compras en el mercado abierto. En total, tres de las opciones estaban cerca del punto de equilibrio entre el beneficio y el gasto, mientras que 7 indicaron beneficios significativos con los cierres anticipados.
Una segunda conclusión del análisis de PacifiCorp es que las plantas de Naughton y Bridger, desde un punto de vista económico, claramente deben retirarse tan pronto como sea posible, pero ciertamente no más allá de 2023. Las 3 opciones económicamente más beneficiosas que estudió PacifiCorp incluyen cerrar las dos unidades ubicadas en Naughton y Jim Bridger 1; Jim Bridger 2 se cerraría en dos casos.
La opción más interesante desde un punto de vista económico que encontró Pacificorp sería cerrar las dos unidades de las plantas de Bridger y de Naughton. Esta medida generaría un beneficio neto actual de 248 millones de dólares, señaló la compañía. El coste de generación actual en las cuatro unidades es de poco más de 85 dólares/megavatio-hora (MWh). En contraste, la nueva generación costaría alrededor de 69 dólares/MWh si la compañía eléctrica la construyera y fuera de su propiedad. Al incluir otros costes, incluida una tarifa futura por emisiones de dióxido de carbono, la compañía eléctrica ve el coste operativo total en las cuatro unidades superando los 98 dólares/MWh, en comparación con los 84,38 dólares/MWh de los recursos de reemplazo.
Para PacifiCorp y el sector de generación de carbón, los datos en torno a Naughton y Bridger subrayan especialmente una tendencia preocupante. En los últimos 5 años, las dos unidades de Naughton han publicado un factor de capacidad promedio de más del 87% y las unidades de Bridger han estado por encima del 64%. El problema, y es importante, es que incluso en esos niveles de rendimiento, las unidades no pueden competir con alternativas más baratas y limpias. Las caídas de precios para la generación eólica y solar han sido significativas. Y más recientemente se han producido fuertes reducciones similares en el almacenamiento con batería, lo que hace que sea cada vez más económico que la generación existente con carbón.
PacifiCorp no es la única eléctrica que reconoce esta nueva realidad y sus consecuencias para el carbón. En Nevada, NV Energy sigue adelante con sus planes para cerrar la planta de carbón North Valmy 1, de 254 MW, en 2021 al contratar 401 MW de nueva capacidad solar y 100/400 MWh de almacenamiento. Los proyectos, construidos por NextEra Energy y Cypress Creek, vienen con acuerdos de compra de energía a 25 años en un rango medio de 30 dólares/MWh. En contraste, de acuerdo con los datos de S&P, los costes de operación y mantenimiento en la planta de dos unidades de Valmy en 2017 fueron de menos de 66 dólares/MWh.
Del mismo modo, en su innovadora licitación de 2017 en Colorado, Xcel Energy recibió propuestas para 66 proyectos de almacenamiento de energía solar e incluso de energía eólica. En total, las propuestas sumaron más de 14.000 MW de nueva capacidad a un precio promedio de entre 30 y 36 dólares/MWh. Esas respuestas impulsaron el plan de cierre temprano de Xcel para las Unidades 1 y 2 de su planta de carbón Comanche, que tienen una capacidad combinada de 660 MW. En cambio, se construirán en Colorado 1.800 MW de nueva capacidad eólica y solar más 275 MW de almacenamiento con baterías y se ahorrarán al menos 211 millones de dólares.
Colorado y Nevada son solo la punta de lanza del desarrollo de esta tecnología en cada estado ya que proyectos de almacenamiento con energía solar ya están conectados o se están construyendo ahora en Arizona, California, Hawai, Indiana, Florida y otros lugares. Todos y cada uno de estos proyectos es un recordatorio de un cambio fundamental que se ha arraigado en el sector de la generación eléctrica: las renovables con almacenamiento, que ya se ha demostrado que son más limpios, ahora son cada vez más baratos. Es una combinación que será difícil, si no imposible, de batir para el carbón.
