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El caso California: de ejemplo mundial en renovables a tener las tarifas más caras de EEUU

Su experiencia muestra los límites que tienen las renovables para crecer por encima de cierto punto. ¿Por qué se encarece el sistema y qué soluciones se están evaluando?
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California es tomada como un ejemplo global en energías renovables por la altísima penetración de la generación distribuida gracias a su potencial solar. Sin embargo, también es un caso testigo de las dificultades que acarrea todo sistema eléctrico fuertemente dependiente de estas nuevas tecnologías. Debido a su intermitencia y la incapacidad de poder almacenar la energía generada, el aprovechamiento del sol hoy se topa con el disgusto de distribuidoras y usuarios que tienen afrontar los costos y las tarifas más altas de Estados Unidos.

En cinco años, el estado de California pasó de una generación solar de 1.580 MW/h a 3.646 MW/h, en el pico que se alcanza durante el mes de julio. Al día de hoy, la Solar Energy Industries Asociation estima que el aporte de la solar provee de electricidad a más de 8.500.000 hogares y representa un 23,57% del total de la generación. Su capacidad instalada hoy es de 31.872 MW y se calcula que cerca de 4.000 MW corresponden a la generación distribuida. La brecha con el segundo estado con mayor capacidad fotovoltaica instalada (Texas) supera los 20.000 MW y refleja su liderazgo absoluto en esta carrera. Con cincuenta estados en el territorio estadounidense, California representa casi un tercio de la instalación solar de todo el país.

Lejos de conformarse con esas cifras, la gobernación pretende que el avance se acelere, con el fin último de alcanzar la meta de reducir en un 40% el nivel de emisiones de 1990 en 2030. En esa línea es que dispusieron que toda vivienda nueva que se construya dentro de California debe contar con la instalación de paneles solares.

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El lado oscuro de este éxito notable es el incremento del 39% en los costos de electricidad para usuarios residenciales a lo largo de la última década, un aumento siete veces mayor al promedio del país, según la organización Enviromental Progress.

Aun así, la necesidad de contar con un back up de energía firma provocó una mayor participación de las usinas termoeléctricas que ya alcanzan el 60% de la generación total luego del cierre de la central nuclear San Onofre Generating Station, en 2012. Eso provocó que entre 2011 y 2019, las emisiones de dióxido de carbono producto de la generación eléctrica pasaron de 31 millones de toneladas a 44 millones de toneladas.

¿Cómo se entiende entonces este escenario en el que el afán de acelerar el paso hacia la transición energética choca con la dinámica compleja de un sistema interconectado que tiene que lidiar con una baja en la demanda a partir de la generación distribuida durante el día, pero que se da vuelta cuando el sol ya no está?

“La energía renovable no regula frecuencia. Le mete inestabilidad al sistema, a la regulación de frecuencia”, dice el consultor energético Sergio Falzone, y advierte que, así como la generación distribuida tiene la virtud de disminuir lo que circula por la red y las pérdidas del sistema, “el costo de esa generación no es simplemente el costo del MW que se produce, sino que el impacto en el sistema tiene un costo que hay que considerar”.

Falzone amplía este punto y explica que, como es sabido, la eólica y solar generan en función de lo que el clima le aporta. Al ser absolutamente variables en virtud de lo que disponga el clima, “no tienen posibilidad de fluctuar con la demanda. Vos en tu casa no estás pensando si una máquina tiene que entrar en funcionamiento, simplemente la prendés. Las renovables, si bien se pueden predecir con algunas herramientas de simulación y análisis con bastante precisión, en ningún caso podés adaptarlas a la demanda. Entonces necesitas otra energía que module eso”. Y acá es cuando sale al rescate la generación de termoeléctrica, cuya variabilidad en el encendido y apagado, por decir de una manera, termina aumentando sus costos de operación.

La curva del pato

El momento en que más se acentúa esta diferencia es al anochecer, cuando no solamente deja de funcionar la energía fotovoltaica, sino que a su vez se produce el pico de consumo diario como en la mayoría de las ciudades del mundo. Eso hace que, de prácticamente no tener demanda de energía ya que los usuarios se autogeneran la necesaria, en pocos minutos el sistema deba gestionar el ingreso de cientos de usinas para cubrir el hueco que dejan las renovables.

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“El hecho de tener esa rampa ascendente de demanda cuando cae el sol, aumenta muchísimo los costos porque se necesitan máquinas que tomen potencia muy rápidamente, por el tipo de máquinas que se necesitan -muy modernas- y porque el rendimiento de una máquina varía en una rampa hasta que se estabiliza”, señala Oscar Medina, consultor energético y ex miembro de Cammesa y el Enre.

“Es lo que nosotros los ingenieros llamamos la curva del pato. Durante la franja horaria que va de 6 de la mañana a 6 de la tarde, justamente cuando hay luz solar y se produce más generación, te obliga a apagar enormes centrales eléctricas, tanto de gas, nucleares como algunas de carbón que aún le quedan, para permitir el ingreso de la solar distribuida. Y ese prendido y apagado genera un costo que termina siendo antieconómico”, agrega.

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Frente a este problema, entiende Medina, ellos supieron que la solución técnica está clara y en eso están trabajando: “buscar una forma de almacenar esa energía solar producida durante el día sin necesidad de tener que apagar las centrales”.

La necesidad del almacenamiento

Son varias las tecnologías que se están estudiando con este propósito. Las baterías de litio son las que mayor reconocimiento tienen al día de hoy, que ya resulta una alternativa económica en el rubro automotriz. Lo que ocurre, explica Medina, es que “para grandes centrales el costo todavía no es económico, son USD 400 por MW/h, cuando la generación está alrededor de los USD 90. El tema es quién paga esos 400 dólares”.  

Con la certeza de que el almacenamiento es la única alternativa viable en última instancia para lidiar con esta fluctuación en el sistema interconectado, hoy la cuestión pasa por quién debe absorber esos costos aún elevados que hacen que la ecuación no resulte conveniente en los hogares ni en las centrales.

“No se instrumentaron las renovables porque eran las más baratas, sino por una necesidad climática”, dice Falzone. En vínculo con esta idea, agrega que “si a un sistema le sacas un montón de demanda, todo lo que queda va a ser mucho más variable. El precio marginal puede tender a cero o a infinito. Le da más volatilidad al marginalismo, porque al sistema le resto una demanda que es variable, visto desde el lado de la generación”.

Falzone explica que, como todos los sistemas funcionan en corriente alterna, se generan con máquinas rotativas. Entonces, “como la energía eléctrica no se puede almacenar, la frecuencia (la velocidad a la que rotan las maquinas) se tiene que mantener constante. Cuando hay una pequeña variación respecto a la potencia en el sistema, las máquinas generadoras se empiezan a frenar y disminuyen su frecuencia. Esa variación de frecuencia se produce porque las maquinas rotantes tienen energía cinética acumulada. Entonces la primera energía para hacer esa compensación no sale de la máquina, sino de esa diferencia de velocidad que se ve en la variación de frecuencia”.