La producción de electricidad a partir de carbón en EE.UU. en el primer trimestre de 2023 descendió más de un 25%, lo que situó la cuota de este combustible en el mercado eléctrico por debajo del 17%, frente a más del 22% en el mismo trimestre del año anterior.
La generación de electricidad a partir de este combustible ascendió a 162,3 millones de megavatios-hora (MWh) en enero, febrero y marzo, lo que supone un descenso de más del 25%, o 56,7 millones de MWh, respecto al mismo periodo de 2022, según datos de la Administración de Información Energética (EIA). El descenso es un mínimo histórico para el periodo invernal de tres meses, y sitúa la cuota del carbón en el mercado eléctrico por debajo del 17%, frente a más del 22% en el mismo trimestre del año pasado, según un reciente análisis de IEEFA.
En cambio, la generación renovable (eólica, solar a escala comercial e hidroeléctrica) acaparó el 22,5% del mercado eléctrico global, lo que pone de relieve las diferentes trayectorias de ambos recursos energéticos.
Acontecimiento nacional
Este desplome de la generación de carbón fue un acontecimiento nacional. En el mercado eléctrico PJM, que suministra electricidad desde Nueva Jersey hasta Illinois, la generación de carbón se desplomó un 40%, con una caída de más de 20 millones de MWh, y la cuota de mercado del combustible cayó a sólo el 15%. Hace diez años, la cuota de mercado del carbón superaba ampliamente el 40% en la región.
El duro trimestre influyó sin duda en la decisión de cerrar la central de carbón de Homer City, en Pensilvania. Esta central de tres unidades y 1.915 megavatios (MW) lleva años bajo presión financiera. En la década de 2010 se declaró en quiebra en dos ocasiones, a medida que los generadores de electricidad de gas, más baratos, iban reduciendo su cuota de mercado.
El factor de capacidad medio de la central (la cantidad de energía producida en comparación con la máxima posible) cayó del 64% entre 2012 y 2014 al 21% entre 2020 y 2022. Sus propietarios de capital privado habían advertido el año pasado que la planta podría verse obligada a cerrar, y luego anunciaron el 3 de abril que habían presentado un aviso de desactivación ante PJM para cerrar la planta el 1 de julio.
Los problemas del carbón también se hicieron patentes en el Consejo de Fiabilidad Eléctrica de Texas (ERCOT), operador de la red que suministra el 90% de la electricidad en Texas. Allí, el aumento masivo y continuo de la generación eólica y solar ha reducido drásticamente la demanda de energía de carbón, a pesar de que la demanda en todo el sistema ha crecido.
En el primer trimestre de 2014 -hace solo nueve años-, el carbón seguía siendo el principal recurso de generación del sistema, con un 39,2% de la demanda total. La eólica, en cambio, suministraba el 12% de las necesidades eléctricas del sistema y la solar era tan pequeña que su generación no se identificaba de forma independiente.
En el primer trimestre de 2023, la eólica y la solar fueron las principales fuentes de energía, suministrando juntas el 39,3% de la demanda eléctrica total y arrebatando el primer puesto a la generación con gas. En el trimestre, la generación de carbón cayó un 37%, más de 6,5 millones de MWh, y su cuota de mercado descendió a menos del 12%.
Generación de carbón en EEUU
El fuerte crecimiento de las energías renovables impulsó a ERCOT a otro hito en el primer trimestre: con la adición de las dos instalaciones nucleares del sistema, más del 50% de su electricidad procedía de recursos libres de carbono, un logro impresionante para el mayor mercado eléctrico de EE.UU. y el de más rápido crecimiento.
La generación de carbón también cayó en picado en las regiones del Southwest Power Pool (SPP) y del Midcontinent Independent System Operator (MISO), zonas tradicionalmente muy carboníferas del centro del país. En MISO, que es la mayor fuente de generación de carbón de EE.UU., la caída de la demanda regional y el abaratamiento del gas provocaron un descenso de la producción de carbón de más de 15 millones de MWh, un 27% menos. En la SPP, donde la energía eólica es uno de los principales recursos, el abaratamiento del gas redujo aún más la producción de carbón, que cayó más de un 21%, algo menos de 5 millones de MWh, y situó su cuota de mercado por debajo del 27%.
Lo mismo ocurrió en el sudeste de EE.UU., donde aún operan empresas integradas verticalmente como Southern y Duke. En la zona de equilibrio de Southern Company, que incluye la mayor parte de Georgia y Alabama, la generación de carbón cayó un 40%, unos cinco millones de MWh, lo que redujo su cuota de mercado al 13,7%, a pesar de que tres de las mayores centrales de carbón del país están situadas en la región.
La generación de la mayor central de carbón -la central Bowen, de cuatro unidades y 3.232 MW- fue sólo el 30% de su potencial para todo 2022, y sólo el 21,5% de su potencial en enero, según los últimos datos específicos de la central disponibles en la EIA. Sin embargo, es probable que incluso ese bajo consumo siga disminuyendo, ya que dos nuevas unidades nucleares de la central Vogtle de Southern, con un total de 2.234 MW, están a punto de terminarse.
La Unidad 3 empezó a enviar electricidad a la red el 1 de abril y la Unidad 4 podría estar en línea a principios de 2024. Funcionarán tanto como sea posible, lo que permitirá a Southern y a los demás propietarios de la central obtener créditos fiscales a la producción e ingresos por la producción de electricidad. Es casi seguro que las centrales de carbón de la región verán reducida su generación como consecuencia de ello.
El continuo aumento de la generación solar es otra amenaza para el carbón existente. La producción solar nacional se ha duplicado desde 2019 y se prevé que crezca aún más rápido en los próximos años a medida que los proyectos ya planificados se construyan y se añadan a la red. Ahora, la extensión a largo plazo de los créditos fiscales a la producción y la inversión incluidos en la Ley de Reducción de la Inflación de 2022 están preparados para impulsar un crecimiento aún más rápido.
Con la llegada de la ventosa primavera y el alargamiento de los días, la generación renovable debería aumentar significativamente en el que es su trimestre más fuerte. Y con el número de nuevos proyectos renovables que están entrando en funcionamiento, es probable que siga registrando aumentos interanuales en un futuro previsible. Junto con las previsiones de que los precios del gas sigan bajos y unas perspectivas inciertas de crecimiento de la electricidad, se perfila un año realmente difícil para los generadores de carbón.
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