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Con 116.000 MW ligados a nuevas plantas a gas en los Estados Unidos, comparación de costos expone por qué solar, eólica y baterías han comenzado a presionar a las concesionarias que antes cambiaron carbón por gas en busca de eficiencia, transporte más barato y menor mantenimiento
Con 116.000 MW asociados a nuevas plantas a gas en los Estados Unidos, la tecnología que sustituyó al carbón por eficiencia y menor costo ahora enfrenta presión de solar, eólica y baterías, más baratas en la generación.
La disputa importa porque involucra decisiones multimillonarias de concesionarias, expansión de la oferta eléctrica y riesgo de que los activos pierdan competitividad. Gana quien produce al menor costo.
Tecnología a gas ganó espacio al reducir pérdidas del carbón
El cambio del carbón por el gas no surgió solo de una preferencia ambiental o regulatoria. Para las empresas de energía, el gas presentó ventajas operativas. La principal está en la tasa de calor, indicador de la energía térmica necesaria para producir 1 kWh.
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Una caldera a carbón requiere cerca de 10.000 BTUs por kWh. En cambio, una planta a gas de ciclo combinado necesita aproximadamente 7.500 BTUs por kWh. Esta diferencia hace que el gas sea más eficiente en la conversión de combustible en electricidad.
El transporte también influyó. El gas puede seguir por gasoductos, mientras que el carbón depende del ferrocarril. En algunas situaciones, el costo ferroviario llega a representar la mitad del precio de una tonelada entregada.
Hay aún residuos y mantenimiento. Las plantas a carbón generan cenizas tóxicas que requieren tratamiento. La flota envejecida también demanda paradas más frecuentes, mientras que las instalaciones a gas operan con cronogramas menos pesados.
El carbón pierde nuevos proyectos, pero no ha salido del sistema
La transición no eliminó inmediatamente el carbón. La EIA de EE.UU. registra una edad media de 45 años para la planta a carbón actual en el país, frente a una vida útil esperada cercana a los 50 años.
Con el rápido aumento de la demanda eléctrica, las jubilaciones fueron pospuestas. En 2022, se anunciaron más de 12 GW de desconexiones. El año pasado, ese volumen cayó a 2,6 GW.
Aun así, la señal para nuevas construcciones es clara: no se ha anunciado ninguna central eléctrica a carbón en los Estados Unidos. El carbón permanece en operación, pero no aparece como apuesta para ampliar la generación.
En el gas, el movimiento es opuesto. Hay cerca de 18.000 MW de nuevas centrales en construcción y aproximadamente 98.000 MW en las etapas de selección de ubicación y planificación. Sumados, los proyectos llegan a los 116.000 MW.
Este número muestra por qué la discusión no es solo técnica. El sistema eléctrico necesita capacidad adicional, y las concesionarias siguen eligiendo el gas como sustituto del carbón.
Renovables repiten contra el gas la lógica que derribó el carbón
El punto central de la disputa es que solar, eólica y baterías pueden hacer con el gas lo que el gas hizo con el carbón: ofrecer electricidad por un costo menor. La ventaja de estas fuentes está en el combustible cero.
La comparación por LCOE, costo nivelado de energía, permite observar tecnologías diferentes considerando inversión, operación y costos a lo largo de la vida útil. Los números citados colocan el carbón en US$ 73 por MWh, valor atribuido a Lazard.
Para gas de ciclo combinado, el costo informado es de US$ 64,55 por MWh. La solar fotovoltaica con baterías aparece en US$ 53,44 por MWh, mientras que la eólica terrestre llega a US$ 29,58 por MWh.
La eólica offshore surge en US$ 88,16 por MWh, nivel cercano al de nuevas plantas nucleares en los datos citados de la EIA. El material no presenta números para pequeños reactores modulares.
Esos valores no significan que todas las regiones, proyectos y horarios tendrán el mismo resultado. Indican, sin embargo, que parte de las renovables ya aparece competitiva frente al gas por el costo nivelado.
El riesgo es construir hoy activos caros para el mercado de mañana
El riesgo para las concesionarias está en el tiempo. Plantas a gas pueden ser planificadas para atender la demanda, pero enfrentar una competencia creciente de fuentes renovables y baterías.
Este riesgo de activos prematuramente retenidos ya no es cero. Esto ocurre cuando una infraestructura funcional pierde valor económico porque otra tecnología entrega el mismo servicio por un costo inferior.
California aparece como ejemplo de cambio práctico. Baterías descargadas en períodos de pico están siendo implantadas en lugar de unidades de pico movidas a gas. Serían cerca de un 10% más baratas por el LCOE.
La transición no tiende a ocurrir de una vez. Tecnologías antiguas y más caras pueden operar por años junto a las nuevas soluciones. Fue así con el carbón, que aún permanece activo.
La conclusión práctica es que la tecnología elegida hoy influye en costos, inversiones y confiabilidad del sistema eléctrico por décadas. El gas venció al carbón por la cuenta económica; ahora, renovables y baterías intentan vencer al gas también por el mismo camino.
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