En el año 2011, Estados Unidos alcanzó su máximo de 318 gigavatios (GW) en la capacidad de generación eléctrica basado en carbón, luego de la desincorporación de varias centrales de carbón, esta capacidad disminuyó a 257 GW en 2017.
La Administración de Información Energética de los Estados Unidos (Energy Information Administration – EIA) emprendió un estudio con Sargent & Lundy, empresa de proyectos de generación y transmisión de energía; para mejorar el modelado de las Perspectivas Anuales de Energía (Annual Energy Outlook – AEO).
Los resultados muestran la relación entre las desincorporaciones de la planta y los costos de operación y mantenimiento de la misma. Según el informe, una mayor proporción de plantas con mayores costos de operación y mantenimiento se retiraron en 2018 que aquellas con costos de operación y mantenimiento relativamente bajos.
Figura 1. Cambios en la capacidad proyectada para plantas de generación basadas en carbón
Los precios del gas que se han mantenido bajos han permitido que los generadores de electricidad impulsados por gas natural se vuelvan más competitivos respecto a las unidades de carbón, lo que ha llevado a una disminución general en el uso de la capacidad con base en éste último.
Una disminución del uso conduce a una disminución de los ingresos en una planta, lo que generalmente se traduce en menores márgenes de operación, menos capacidad para cubrir los costos y, en muchos casos, retirar esa capacidad.
Figura 2. Costos del gas natural y carbón en plantas de generación, 1990 – 2018
El análisis de EIA no abarque toda la infraestructura de centrales de carbón en los Estados Unidos porque no todas las plantas informan sus costos variables de operación y mantenimiento a la Comisión Federal de Regulación de Energía (FERC).
La EIA clasificó estas plantas de carbón en tres grupos en función de sus costos medios de operación y mantenimiento:
- El grupo de mayor costo operaba a costos que oscilaban entre US$ 28 por megavatio/hora (MWh) y US$ 40 /MWh.
- El grupo medio operó cerca del promedio, que oscilaba entre US$ 26 /MWh y US$ 28 /MWh desde 2008 hasta 2017.
- El grupo de menor costo operó entre US$ 20 /MWh y US$ 26 /MWh.
Los costos del gas natural ha sido determinante en la desincorporación del carbón
En general, el grupo con los costos de operación y mantenimiento variables más bajos tendía a funcionar con más frecuencia, lo que dio lugar a factores de capacidad más altos.
Los factores de capacidad reflejan la producción de electricidad de una central eléctrica como porcentaje de su capacidad de generación. A medida que los precios del gas natural han caído y el consumo de carbón disminuyó, los factores de capacidad de las centrales eléctricas de carbón cayeron del 75% en 2008 al 54% en 2017.
El número de plantas de carbón operativas en el grupo de mayor costo de explotación disminuyó más que el promedio de la infraestructura instalada, del 75% en 2008 al 47% en 2017.
Debido a los precios más competitivos del gas natural, los generadores de ciclo combinado de gas natural más avanzados y la creciente eficiencia de la flota de generadores de gas natural, la EIA espera que más generadores de carbón se desincorporen, especialmente en la próxima década.
Según las proyecciones del caso de referencia del Annual Energy Outlook, casi 90 GW de capacidad de carbón se retirarán entre 2019 y 2030.
Figura 3. Factores de rendimiento en plantas a carbón basado en costos de mantenimiento y operación
Las unidades de carbón con mayores costos de operación y mantenimiento son más propensas a ser desincorporadas: el 66% de las unidades del grupo de mayor costo operativo se retirarán entre 2019 y 2030, en comparación con el 36% en el grupo de menor costo.
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