- Los datos muestran que 68 proyectos de plantas de gas fueron cancelados o suspendidos
- Es mucho más difícil evaluar los argumentos económicos para nuevos proyectos
- Los vehículos eléctricos también podrían reducir la necesidad de generación de gas de reserva
LONDRES, 21 nov (Reuters) – Las baterías gigantes que garantizan un suministro de energía estable compensando los suministros renovables intermitentes se están volviendo lo suficientemente baratas como para hacer que los desarrolladores abandonen decenas de proyectos de generación a gas en todo el mundo.
La economía a largo plazo de las plantas alimentadas con gas, utilizadas en Europa y algunas partes de Estados Unidos principalmente para compensar la naturaleza intermitente de la energía eólica y solar, está cambiando rápidamente, según entrevistas de Reuters con más de una docena de plantas de energía. desarrolladores, banqueros de financiación de proyectos, analistas y consultores.
Dijeron que algunos operadores de baterías ya están suministrando energía de respaldo a las redes a un precio competitivo con las plantas de energía de gas, lo que significa que el gas se utilizará menos.
El cambio desafía las suposiciones sobre la demanda de gas a largo plazo y podría significar que el gas natural tenga un papel menor en la transición energética que el planteado por las grandes empresas energéticas que cotizan en bolsa.
En la primera mitad del año, 68 proyectos de centrales eléctricas de gas fueron suspendidos o cancelados en todo el mundo, según datos proporcionados exclusivamente a Reuters por la organización sin fines de lucro Global Energy Monitor, con sede en Estados Unidos.
Las cancelaciones recientes incluyen la decisión del desarrollador de plantas eléctricas Competitive Power Ventures, anunciada en octubre, de abandonar un proyecto de planta de gas en Nueva Jersey, Estados Unidos. Citó los bajos precios de la energía y la ausencia de subsidios gubernamentales sin dar detalles financieros.
La independiente británica Carlton Power abandonó en 2016 sus planes para una central eléctrica de gas de 800 millones de libras (997 millones de dólares) en Manchester, al norte de Inglaterra. Como reflejo del cambio de la economía a favor del almacenamiento, este año lanzó planes para construir una de las baterías más grandes del mundo. en el sitio.
“A principios de la década de 1990, estábamos operando plantas de gas con carga base, ahora están cambiando probablemente el 40% del tiempo y eso va a caer al 11%-15% en los próximos ocho a 10 años”, Keith Clarke, director ejecutivo. en Carlton Power, dijo a Reuters.
Sin proporcionar detalles sobre los precios, que según las compañías es comercialmente sensible, Clarke dijo que Carlton había tenido dificultades para financiar la planta de gas planificada en parte debido a la incertidumbre sobre los ingresos que generaría y la cantidad de horas que funcionaría.
MODELOS BAJO ESCRUTINIO
Los analistas dijeron que los desarrolladores ya no pueden utilizar modelos financieros que asumen que las plantas de energía de gas se utilizan constantemente durante más de 20 años de vida útil.
En cambio, los modeladores necesitan predecir cuánta generación de gas se necesita durante los momentos de máxima demanda y compensar la intermitencia de las fuentes renovables que son difíciles de anticipar.
“Se vuelve más complejo”, dijo Nigel Scott, jefe de comercio estructurado y financiamiento de materias primas de Sumitomo Mitsui Banking Corporation.
Los inversores están poniendo un mayor escrutinio en el modelo, añadió.
Los bancos se centran en financiar plantas que tienen ingresos garantizados, dijeron tres banqueros involucrados en la financiación de proyectos energéticos, que pidieron no ser identificados porque no estaban autorizados a hablar con la prensa.
Muchos países de todo el mundo, pero especialmente en Europa, ofrecen pagos por centrales eléctricas de reserva a través de mercados de capacidad. En estos mercados, los productores de energía apuestan por ser proveedores de respaldo.
El sistema ha sido criticado durante mucho tiempo por activistas medioambientales con el argumento de que puede equivaler a un subsidio a los combustibles fósiles. Sus defensores dicen que es necesario garantizar la integración fluida de las energías renovables y que los pagos también pueden recompensar a las baterías.
A los seleccionados para proporcionar generación de respaldo se les paga para mantener las plantas listas para entrar en funcionamiento con poca antelación para satisfacer la demanda máxima, o para cubrir cortes en otras plantas, o para compensar la variación en la generación de energía eólica o solar.
Estos pagos pueden mejorar la economía de las plantas alimentadas con gas, pero son insuficientes para garantizar ganancias a largo plazo.
Carlton Power consiguió un contrato de subasta de capacidad para su planificada planta de gas en el Reino Unido, pero tuvo que renunciar a él debido a retrasos en la obtención de inversiones debido a la incertidumbre sobre los ingresos futuros del proyecto.
El Reino Unido introdujo por primera vez un mercado de capacidad en 2014, y más de una docena de países lo siguieron con esquemas similares.
Los operadores de baterías e interconectores también participan en estas subastas y han comenzado a ganar contratos.
Según BloombergNEF, el costo de las baterías de iones de litio ha aumentado con creces lo estimado de 2016 a 2022 a 151 dólares por kilovatio hora de almacenamiento de la batería.
Al mismo tiempo, la generación renovable ha alcanzado niveles récord. La energía eólica y solar generaron el 22% de la electricidad de la UE el año pasado, casi duplicando su participación con respecto a 2016 y superando la participación de la generación de gas por primera vez, según el European Electricity Review del grupo de expertos Ember.
“En los primeros años, los mercados de capacidad estaban dominados por las centrales eléctricas de combustibles fósiles que proporcionaban un suministro de electricidad flexible”, dijo Simon Virley, director de energía de KPMG. Ahora las baterías, los interconectores y los consumidores que cambian su uso de electricidad también están brindando esa flexibilidad, añadió Virley.
RIESGOS CRECIENTES
La puesta en marcha en marzo de Keadby 2 de la compañía energética británica SSE, una central eléctrica de gas en el este de Inglaterra, estuvo respaldada por un contrato gubernamental de 15 años firmado en 2020 para proporcionar servicios eléctricos de reserva a la red a partir de 2023/24. La planta fue financiada por la empresa antes de que obtuviera el contrato de reserva y su construcción tardó cuatro años y medio.
La economía de una planta de este tipo sería diferente ahora, dijo Helen Sanders, directora de asuntos corporativos y sostenibilidad de SSE Thermal.
“No creo que ahora tomemos una decisión de inversión sin seguridad de ingresos a través de algún tipo de mecanismo debido al riesgo inherente asociado con la seguridad de ingresos”, dijo Sanders.
“Si estás invirtiendo en algo basado únicamente en la exposición al mercado comercial, realmente tendrás que ver precios de energía muy, muy altos, si solo estás funcionando durante un menor número de horas”.
Los esfuerzos para reducir las emisiones de carbono pueden agregar otro costo a las plantas de combustibles fósiles: países como el Reino Unido y Estados Unidos están considerando exigir a los operadores que modernicen las plantas con infraestructura de captura de carbono.
Las normas de la Unión Europea introducidas en enero exigen que las plantas de gas que quieran acceder a financiación verde se construyan con captura de carbono o puedan pasar al uso de gases con bajas emisiones de carbono, como el hidrógeno, a partir de 2035.
INTERRUPTORES DE APAGADO, VE
A medida que la transición energética se acelera, otros avances pueden reducir la necesidad de plantas de respaldo.
El año pasado, el minorista de energía británico Octopus Energy realizó pruebas que ofrecían pagar a los hogares una pequeña tarifa para que dejaran de usar electricidad durante una hora seguida durante períodos de fuerte demanda.
Las pruebas cubrieron la cantidad equivalente de demanda de energía que cubriría una pequeña planta de gas, o lo que podría ahorrarse apagando más de la mitad de Londres durante una hora.
Los vehículos eléctricos son otro disruptor, ya que pueden cargarse cuando la demanda es débil y luego alimentar a los hogares o enviar energía a la red durante los períodos de máxima demanda.
Un vehículo eléctrico típico permanece estacionado el 90% del tiempo con una batería capaz de almacenar suficiente energía para alimentar un hogar moderno promedio durante dos días, dijo la plataforma de software de energía Kaluza en un informe publicado en diciembre.
En Europa se esperan 40 millones de vehículos eléctricos de aquí a 2030, capaces de desplazar alrededor de un tercio de la capacidad de generación de gas de la región, según Kaluza.
“Hay muchas cosas que la red puede considerar cuando comienza a apartarse de la generación convencional”, dijo Clarke de Carlton.
($1 = 0,8025 libras)
Informe de Sarah McFarlane y Susanna Twidale Editado por Simon Webb y Barbara Lewis
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