Tecnología un tema fundamental

Producción flexible de energía (no más carga de base)

Ya es claro que las energías solar y eólica periódicas terminarán por incidir definitivamente en la energía de carga de base. Expertos en energía han estado conscientes que la energía de carga de base no es compatible con las energías renovables periódicas en el largo plazo. Para complementar las energías renovables, necesitamos plantas de suministro que puedan incrementar o reducir su producción con relativa rapidez. Este tipo de plantas semejan más a las actuales de carga media y carga pico (como las turbinas que operan con gas) que a las de carga de base (como las centrales nucleares, que no pueden incrementar su producción tan fácilmente). Sin embargo, para pagar ese tipo de capacidad de generación de reserva es necesario rediseñar el mercado energético, ésta es la razón por la cual en Alemania se habla crecientemente del mercado de capacidad y una reserva de energía estratégica. Para 2017 no había planes finalizados. En su lugar se creó una "reserva de invierno" con una capacidad diferente para cada año (2017/2018: 10.4 gigawatts). En esencia, esta reserva es un mercado de capacidad.

Se espera que la "reserva de invierno" se amplíe de 2,5 a 4 gigavatios. La reserva de invierno cubre las plantas energéticas que no son necesarios, excepto en casos de emergencia; por lo general, cuando se producen picos de demanda de energía durante la temporada en que se pone la calefacción. Estas plantas reciben compensación por sus servicios de reserva, pero se les prohíbe la venta de energía de otra manera.

¿Qué hacer si el sol no sale y no hay viento soplando? Fuera de Alemania se afirma con frecuencia que se necesitarán plantas de energía convencional como tecnologías puente mientras se hace el cambio a las energías renovables en este siglo. En particular, se habla de la necesidad de una energía de carga de base que las turbinas eólicas fluctuantes y los paneles solares no pueden proporcionar. Debido a que Alemania ya satisface su abasto con energía eólica y solar piensa de otra manera. Para sorpresa de muchos observadores, los alemanes se percatan de que la demanda de energía de carga de base muy pronto será cosa del pasado. Lo que se requiere es un suministro de energía que se pueda suministrar rápidamente y con flexibilidad, y no energía de carga de base. Resulta fácil entender la diferencia si consideramos las estaciones centrales de energía, como las plantas termoeléctricas o las nucleares. Idealmente, estas plantas se encienden y operan casi a plena capacidad hasta que requieren de mantenimiento. Las plantas nucleares en particular no fácilmente pueden incrementar o reducir su producción en cuestión de horas y tratar de hacerlo resulta perjudicial para la línea base en dos sentidos: primero, se mantienen los costos fijos, sólo los costos del combustible se reducen ligeramente, de manera que los costos de energía de la planta se incrementan; segundo, las plantas mismas sufren fatiga térmica, lo que puede reducir su vida útil en general.

Para las cuatro principales empresas de energía alemanas esta situación representa un serio dilema, ya que establecen su capacidad generadora base suponiendo que venderán energía con un gran margen de utilidad en los momentos de máximo consumo. Ahora, el consumo de energía permanece estable aunque todavía se incrementa a cerca de 70 megawatt en ciertos días, sin embargo, la energía solar y la eólica hacen retroceder la producción de energía convencional hacia el rango de los 40 megawatt; esto es, más o menos el nivel base de energía que la capacidad instalada de las grandes corporaciones cubre. Hasta hace un decenio, estas corporaciones desestimaban la energía solar y eólica como tecnologías de nicho que nunca podrían suministrar cantidades importantes de energía; ahora la energía solar y eólica están haciendo que dichas corporaciones dejen de ser cada vez menos rentables.

En 2015, la compañía eléctrica alemana E.On se dividió en dos empresas: una para energías renovables y nuevos servicios, y otra para energía convencional. De propiedad íntegra del Estado sueco, la compañía eléctrica Vattenfall también ha anunciado planes para abandonar sus activos de carbón en Alemania, pero la motivación es política y no económica: el gobierno sueco elegido en 2014 quiere que la empresa sea igual de limpia en el extranjero que en casa. El gobierno del estado de Baden-Württemberg es propietario de la compañía eléctrica EnBW, que ahora persigue una estrategia "más verde". La compañía eléctrica RWE también se dividió en dos empresas. RWE tiene demasiado lignito (más de un tercio de su generación de energía), que sigue siendo relativamente rentable en el mercado eléctrico alemán. Por el contrario, E.On tiene sólo 6 % de lignito; un tercio de su generación de energía provenía de petróleo y gas en 2015. E.On es la empresa más afectada por la eliminación gradual de las energía nuclear y RWE la más afectada por la eliminación gradual del carbón. La mayoría de estas empresas eléctricas invierten sobre todo en energías renovables en el extranjero: RWE en el Reino Unido y E.On en el Reino Unido y Estados Unidos, donde estas inversiones no entran en conflicto con sus activos existentes.

Un resultado no intencionado: las energías renovables hacen retroceder al gas natural

Este resultado es en parte intencionado y en parte inintencionado. La parte no intencionada es que las energías renovables están provocando que la inversión en turbinas para gas natural deje de ser atractiva, debido a que aquellas energías están reemplazando la carga media, lo cual significa que las turbinas que operan con gas dejan de hacerlo por varias horas al año. Básicamente, Alemania necesita capacidad instalada suministrable al nivel de su demanda máxima anual, que a la fecha es de cerca de 80 gigawatt que ocurre durante las tardes-noches invernales, cuando no hay mucho sol. Una gran parte de los 80 gigawatt hay que generarlos como energía suministrable mediante turbinas que operan con gas. Generalmente se considera que ésta es la mejor opción técnicamente hablando, ya que no requiere infraestructura adicional y permitiría almacenar electricidad por temporadas. Los investigadores alemanes han estimado que la capacidad de almacenamiento del país en las líneas de gas natural existentes puede contener suficiente gas para responder a las necesidades de demanda de energía del país por cuatro meses.

Aun cuando esta opción parecería la mejor en términos de tecnología, enfrenta un desafío financiero: los precios mayoristas de la energía en este momento son tan bajos en la bolsa de la energía que las inversiones en capacidad de generación adicional no serían rentables. No solamente las grandes empresas energética alemanas están abandonando sus planes de establecer nuevas turbinas de gas, también ha habido rumores de que algunas de las turbinas existentes van a quedar fuera de servicio debido que están dejando de operar durante suficientes horas al año. Sin embargo, en 2016 la rentabilidad de las turbinas de gas mejoró algo, por lo que podríamos ver un renacimiento de la energía eléctrica generada con turbinas de gas natural.

Si bien este resultado era previsible, la situación ha llegado a un ritmo mucho más rápido que las expectativas de la mayoría de los defensores de las energías renovables, especialmente a la luz del rápido crecimiento de la industria fotovoltaica de 2010 a 2012, cuando se instalaron 7,5 gigavatios anualmente. Si el mercado de energía fotovoltaica en Alemania hubiera seguido creciendo con el mismo ritmo de esos tres años (en 2014, sólo se instalaron 1,9 gigavatios, y en 2015 sólo 1,4 gigavatios), el país podría haber tenido más de 150 % de la demanda máxima en el verano, cuando la demanda máxima alcanza entre 60 y 70 gigavatios durante la semana, y tan bajo como 50 gigavatios en el fin de semana. El gráfico “de cimas y valles” que elaboró un investigador alemán muestra cuál podría ser el efecto si “únicamente” quedaran instalados 70 gigavatios de energía fotovoltaica en 2020 (téngase en mente que la meta oficial del gobierno es de 52 gigavatios para 2020).

Las energías renovables necesitan respaldo flexible, no carga de base

En esta gráfica no aparece una energía de carga de base; la zona gris representa en este momento cargas medias y pico. Claramente, Alemania va a requerir un enjambre de generadores de energía suministrable muy flexibles que todos los días puedan incrementar su producción a 50 gigavatios o más en cuestión de horas. A la fecha, el país no cuenta con esta capacidad generadora tan flexible y todos los planes existentes para nuevas plantas de energía están en entredicho, dadas las nuevas condiciones del mercado con precios bajos para la venta al por mayor. De 2010 a 2015, los precios de la electricidad al por mayor en la bolsa de la energía de Alemania cayeron casi a la mitad. Un motivo importante es el aumento de la energía solar en particular: como la mayor parte de ella se genera alrededor del mediodía, la demanda de potencia máxima al mediodía se ha visto compensada en gran medida.

En esta gráfica no aparece una energía de carga de base; la zona gris representa en este momento cargas medias y pico. Claramente, Alemania va a requerir un enjambre de generadores de energía suministrable muy flexibles que todos los días puedan incrementar su producción a 50 gigavatios o más en cuestión de horas. A la fecha, el país no cuenta con esta capacidad generadora tan flexible y todos los planes existentes para nuevas plantas de energía están en entredicho, dadas las nuevas condiciones del mercado con precios bajos para la venta al por mayor. De 2010 a 2016, los precios de la electricidad al por mayor en la bolsa de la energía de Alemania cayeron aproximadamene a la mitad. Un motivo importante es el aumento de la energía solar en particular: como la mayor parte de ella se genera alrededor del mediodía, la demanda de potencia máxima al mediodía se ha visto compensada en gran medida.

Una posible solución que se discute en este momento es pagos por capacidad. En este caso, los propietarios de generadores capaces de un suministro rápido no sólo recibirían pago por la hora/kilowatt generado, sino por el kilowatt que mantenga en espera. En 2015, el gobierno alemán decidió mantener los pagos de capacidad en un nivel bajo, aumentando la "reserva de invierno" de 2,5 a 4,0 gigavatios, sin embargo ese volumen se incrementó a 10,4 gigawatts para el invierno de 2017-2018. Alemania cuenta con más de 100 gigavatios de capacidad de generación distribuible.