El eléctrico sueño de un modelo 100% renovable 

El eléctrico sueño de un modelo 100% renovable

05 / MAR / 2018
Electricidad

Las renovables contribuyen a un sector eléctrico más limpio y diversificado, pero también tienen limitaciones muy importantes.

Edgar Ocampo Téllez*

El eléctrico sueño de un modelo 100% renovable

La clave del éxito de un modelo energético 100% renovable sería la electrificación de todos los procesos en todos los sectores económicos debido a que la aportación de la eólica, solar, hidráulica y geotermia es electricidad. La factura de un mundo renovable tendría que considerar no sólo el costo de construcción del nuevo parque de generación, sino también el monto de la reconversión “eléctrica” de todas las actividades económicas de cada país.

Esta condicionante, ignorada a veces por los entusiastas de las renovables, implicaría una obra faraónica de reconfiguración de todos los procesos económicos para hacerlos eléctricos, por lo que habría que cambiar todos calentadores de agua de gas de los hogares, las estufas de gas de restaurantes y hoteles, los motores de combustóleo de los barcos, los reactores de turbosina de los aviones, los motores de gasolina de autos, autobuses de pasajeros o camiones de mercancías y las máquinas diésel de las segadoras y tractores agrícolas. ¿Es viable esta meta?

El estudio de la Universidad de Stanford tulado “100% Clean and Renewable Wind, Water, and Sunlight All-Sector Energy Road-maps for 139 Countries of the World” afirma que sí es posible lograr un modelo energético 100% renovable en 139 naciones.

El responsable de este trabajo es el investigador Mark Z. Jacobson del Programa de Energía y la Atmosfera del Departamento de Ingeniería Ambiental de esa universidad, quien ya imaginó un mundo sin combustibles fósiles y sin residuos nucleares, en donde el 58% del abasto de energía provenga de la solar, el 37% de la eólica, el 5% de la hidráulica y el 1% de la geotermia.

Sin embargo, el eléctrico sueño 100% renovable de Jacobson duró poco, pues fue severamente contestado por un grupo de investigadores de diferentes universidades del mundo, a través del estudio “Evaluation of a proposal for reliable low-cost grid power with 100% wind, water and solar”, en el que evidencian el exagerado optimismo de Jacobson a la hora de realizar sus cálculos y modelos. La iracunda respuesta de Jacob -son no se hizo esperar, pero esta vez, no através del debate académico, sino del litigio judicial, a través de una demanda por 10 millones de dólares. Este acalorado debate en el que ni la ciencia se pone de acuerdo, evidencia que no va a ser fácil descarbonizar la economía mundial.

El mayor desafío de un modelo 100% renovable es que la demanda de electricidad de cualquier país debe multiplicarse por un factor de 3 ó 5 y la potencia del parque de generación debe multiplicarse por un factor de entre 5 y 7, debido a que el rendimiento promedio anual de las fuentes limpias es mucho más bajo que el contaminante parque existente. Las tecnologías convencionales, fósiles y nuclear, pueden producir entre 6 y 8 GWh anuales por cada megawatt instalado, en cambio las renovables sólo producen alrededor de 2 GWh en promedio al año por cada MW instalado. Dependiendo del tipo de tecnología, el despliegue de las renovables requiere entre 50 y 100 veces más de superficie que el parque eléctrico convencional actual por unidad de potencia instalada. Esos datos también suelen ser ignorados por la propaganda renovable.

 

El eléctrico sueño de un modelo 100% renovable

Por ejemplo, en el caso de México, el consumo de electricidad podría aumentar de unos 280 TWh anuales a cerca de 1,000 TWh por año hacia el 2050 y el parque eléctrico instalado tendría que crecer de 73 GW hasta unos 500 GW de capacidad. El costo de construcción y montaje de esa potencia podría superar fácilmente los 700 mil millones de dólares, sin considerar los costos de reconversión del resto de las actividades económicas tendrían que sufragar. Los alemanes ya han invertido alrededor de 200 mil millones de dólares en montar apenas 100 GW de eólica y solar que producen unos 188 TWh al año. Su parque eléctrico convencional tiene 94 GW de potencia y genera más del doble, 432 TWh al año.

Si se lograra esta primera condición del “todo eléctrico”, aún existen enormes problemas técnicos sin solución para integrar a las fuentes renovables en las redes de transmisión y distribución debido a que su operación no puede planearse con anticipación. No podemos controlar cuando debería soplar el viento, ni cuando no debería hacerlo.

La gestión de una red eléctrica es un delicado trabajo de precisión en la planeación anticipada del consumo. La demanda de electricidad no es constante, fluctúa entre la noche y el día y los fines de semana, sube y baja dependiendo del apetito de las ciudades. Sincronizar la generación eléctrica a los vaivenes de la demanda con las tecnologías actuales que permiten un preciso control, es en sí un reto, pero si se agrega a esta ecuación la intermitencia y la súbita variación de potencia de las fuentes renovables, la administración de una red se vuelve una pesadilla.

Las fases críticas que enfrentan las naciones “verdes” en la gestión de su parque eléctrico renovable ocurren cuando hay demasiada generación renovable en el momento en que la demanda eléctrica del país es baja (por las noches y fines de semana del verano) y cuando la generación renovable es nula en el momento en que ocurren extraordinarios picos de demanda (en las gélidas noches de invierno). Para contrarrestar el pernicioso problema de la intermitencia de la energía eólica y solar, en lo que el almacenamiento masivo en baterías se vuelve una realidad, los países verdes están implementando todo tipo de “ingeniosas” soluciones, que en ocasiones se revelan muy ingratas.

Cuando el viento y el sol generan en abundancia y simultáneamente la demanda de electricidad es muy baja, hay que desahogar de urgencia el excedente a otros países para no perder la estabilidad nacional, en algunas ocasiones se vende a precio muy bajo y en otras, a precio negativo, es decir, hay que pagar porque alguien reciba el excedente.

Curiosamente los defensores de las renovables destacan esta realidad como una fortaleza de estas fuentes; el diario “The New York Times” se ha atrevido a afirmar que el precio negativo de la electricidad es algo muy bueno para los usuarios de energía. Sin embargo, la electricidad más cara del mundo la están pagando las regiones que más han invertido en renovables como California en Estados Unidos, Dinamarca, Alemania y Australia. No todos los medios de comunicación comparten este ingenuo fervor verde; los diarios alemanes “Handelsblatt” y “Der Spiegel” han contestado duramente la política renovable del Energiewende señalando que Alemania está pagando constantemente a sus países vecinos para que reciban el exceso de electricidad de la eólica que poco ha contribuido a la reducción de las emisiones de CO2 .

Dinamarca padece una situación muy particular: dado que es una nación pequeña y con frecuencia no puede absorber la electricidad producida por sus parques eólicos, se ve obligada a exportarla a sus países vecinos, por el sur hacia Alemania y por el norte hacia Noruega.

Cuando exporta el exceso hacia el norte, los noruegos fijan el precio a partir del costo marginal de la generación hidráulica que, para desgracia de los daneses, es muy bajo. Y por el contrario, cuando es a Dinamarca que le urge la electricidad porque no sopla el viento, los noruegos se la venden a un precio alto si ocurre en las horas pico de demanda.

 

El eléctrico sueño de un modelo 100% renovable

Sin pretenderlo, los daneses han subvencionado una industria eólica que regularmente exporta buena parte de la producción de electricidad a precio marginal, beneficiando a los noruegos debido a que permite no utilizar la reserva de sus embalses hidroeléctricos durante buena parte del año y vender a un precio preferencial cuando el viento no sopla.

En el caso inverso, cuando no hay ni viento ni sol, justo en el momento en que la demanda de electricidad es muy alta, también aparecen efectos graves, pues hay que poner en funcionamiento todas las tecnologías de generación eléctrica convencionales disponibles (carbón, gas y nuclear) para evitar el colapso de la red. En Alemania esto se resuelve con centrales de carbón, dado que están cerrando las centrales nucleares, en España con centrales de ciclo combinado a gas y en Dinamarca como ya vimos, se compra la electricidad a precio fuerte a Noruega, por mencionar algunos ejemplos. Es común que las centrales convencionales de carbón o gas que sirven de respaldo estén operando a “régimen bajo”, una especie de modo “calentando motores”, para estar preparadas a una respuesta rápida y entrar en funcionamiento con oportunidad cuando se desplome la generación renovable. A estas centrales se les paga una compensación por hacer guardia sin vender electricidad, que se refleja en la factura de los consumidores domésticos.

En España se ha implementado también una insólita solución para prevenir la caída del sistema eléctrico cuando no hay suficiente generación de las fuentes renovables, bautizado con el nombre de mecanismo de Interrumpibilidad. En pocas palabras quiere decir que si no hay suficiente generación eléctrica simplemente se desconectan a los grandes consumidores que se prestan voluntarios a ser cortados de la red. Este grupo lo conforman una serie de grandes consumidores de electricidad (industrias metalúrgicas y cementeras) que están dispuestos a detener sus máquinas, si así lo requiere la Red Eléctrica de España (REE).

Según el portal oficial de la REE, “la interrumpibilidad es una herramienta de gestión de la demanda que aporta flexibilidad y respuesta rápida para la operación del sistema ante situaciones de desequilibrio entre generación y demanda”.

La REE agrega que “Aunque no es algo habitual, en ocasiones el sistema eléctrico tiene situaciones en las que no hay suficiente generación para abastecer toda la demanda. Esto puede deberse a un pico de consumo extraordinario o a una pérdida súbita de generación renovable. Por ejemplo, un cambio brusco de las condiciones meteorológicas puede afectar a la generación renovable”.

Este mecanismo otorga una retribución económica a las grandes industrias que estén dispuestas a parar su proceso productivo, para compensar su esfuerzo. Sin embargo, el servicio de interrumpibilidad es visto como una opaca subvención destinada a determinados grupos industriales, para dotarlos de una mayor competitividad e impedir su partida a otros países.

Algunos actores del sector eléctrico español señalan que el parque de generación tiene sobrecapacidad instalada y que no es necesario el mecanismo de interrumpibilidad. En los últimos años en España se ha evidenciado una política de subvenciones a las centrales de ciclo combinado que funcionan a gas. Los pagos a compañías como Arcelor o Alcoa aparentemente no están plenamente fundamentados y son considerados como una subvención encubierta. Una parte importante de la carga financiera del mecanismo de interrumpibilidad recae en los consumidores domésticos ocasionando que España tenga uno de los más altos precios de la electricidad en Europa.

La sobrecapacidad creada por las centrales de ciclo combinado se debe en buena parte a que están acompañando el despliegue de la eólica y la solar para servir como respaldo cuando no hay viento ni sol.

España tiene instalados 22 GW de potencia eólica y 7 GW de solar que cuando no hay viento o no hay sol tienen que ser reemplazados por ciclos combinados. El año 2017 se caracterizó por una baja productividad de las fuentes renovables, incluida la hidráulica que se vio afectada por la sequía. Durante 2017 las emisiones de CO 2 de España remontaron considerablemente por la excesiva utilización de centrales a gas y carbón por la falta de viento y agua.

 

El eléctrico sueño de un modelo 100% renovable

Teresa Rasero, presidenta de Air Liquide España y presidenta de la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía, advirtió que el mecanismo de interrumpibilidad existirá mientras la red eléctrica española sea una isla. A España le vendría bien lograr una mayor interconexión con Francia para hacerse más competitiva, pero eso no les interesa a los franceses debido a que no quieren que la inestabilidad creada por la intermitencia de las renovables pase la frontera de los Pirineos.

Algunos estudios afirman que a partir de un 10 % de penetración de fuentes renovables en el mix de generación de un país comienzan a evidenciarse las distorsiones en el sistema eléctrico. Ésa es una de las causas por las que el Energiewende de Alemania tuvo que moderar recientemente sus objetivos de energía limpia. Durante los primeros años del arranque del programa alemán, la inestabilidad de las renovables se estuvo exportando a países vecinos, que a la larga comenzaron a responder con la instalación de sistemas de desconexión para que Alemania se guarde su inestabilidad. ¿Por qué tendrían que interconectarse los franceses con España, después de observar esta realidad?

El sector industrial de cualquier país es el más sensible al precio elevado de la electricidad y es el sector que más fácilmente puede migrar sus instalaciones a un país que ofrezca mejores condiciones.

En España ya hablan de un fenómeno de deslocalización industrial silenciosa, según la revista Expansión, como resultado de las distorsiones del mercado eléctrico.

México le ha dado la bienvenida a las renovables a través de sus subastas eléctricas. Con implementación moderada y bien planeada, ello ofrece oportunidades de expansión y precio. Pero no debería embarcarse con ingenuidad y exagerado entusiasmo en el montaje masivo de renovables sin antes analizar los riesgos asociados a los desequilibrios que se observan en países que apostaron por modelos energéticos verdes.

Las fuentes renovables más estables en nuestro país son la hidráulica y la geotermia, pero tienen poca posibilidad de crecimiento, cuando mucho un 10% más, debido a que ya fueron utilizadas la mayoría de las cuencas hidráulicas con mayor potencial y productividad. Ambas fuentes aportan unos 35 TWh al año en promedio y su crecimiento podría llegar a lo sumo a unos 50 Twh anuales. El país, en un escenario del “todo eléctrico”, va a demandar alrededor de 1,000 TWh al año. Se antoja difícil resolver este reto energético con la expansión de la eólica, cuyo potencial es de unos 87 TWh al año y la solar cuyo potencial es de unos 250 TWh al año. ¿De dónde saldría el resto de las necesidades eléctricas del país?

Indudablemente, tarde o temprano, el esfuerzo por descarbonizar la economíanacional deberá estar acompañado de medidas orientadas a reducir el consumo y el despilfarro energético. No tiene sentido cambiar de vehículos de combustible a eléctricos, si una camioneta pick up continuará pesando 3 toneladas y seguirá teniendo un motor de 320 kilowatts de potencia, con los cuales se puede dar electricidad a 50 hogares. En el futuro los vehículos tendrán que parecerse más al modesto modelo March de la Nissan que a la monstruosa pick up Denali de la GMC.

• Arquitecto egresado de la UNAM. Analista de la Asociación para el Estudio de los Recursos Energéticos. Profesor del ITAM en el Diplomado de Inversiones en Energía. (ocampo@inergy.lat ).


 

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