La cantidad de energía eléctrica producida a partir del carbón ha disminuido constantemente en Estados Unidos durante los últimos 10 años, cayendo a un mínimo de 46 años de 773.393 gigavatios hora (GWh) en 2020. Aunque la generación con carbón en Estados Unidos aumentó un 16%, hasta los 898.679 GWh en 2021, la EIA prevé un continuo alejamiento del carbón. Para ser más competitivos en el mercado de la energía eléctrica, algunas centrales de carbón están añadiendo generación a base de gas natural a su capacidad de carbón (una planta con flexibilidad de combustible).
El declive de la producción de carbón en EE.UU. se debe sobre todo a que las centrales de carbón han dejado de ser rentables en comparación con otras fuentes de energía eléctrica. Esta pérdida de competitividad ha provocado que casi un tercio del parque de centrales de carbón de EE.UU. se haya retirado desde 2008, dejando unos 205.000 megavatios (MW) en funcionamiento en junio de 2022.
Algunos propietarios de centrales eléctricas de carbón han tomado medidas para hacer más competitivas sus plantas en lugar de cerrarlas definitivamente, incluyendo la flexibilización de su combustible. Esta flexibilidad ha permitido a las centrales responder mejor a las condiciones del mercado quemando el combustible más económico en ese momento.
La EIA ha identificado 13 centrales térmicas estadounidenses que se han convertido en plantas de combustible flexible en los últimos cinco años.
Ocho centrales están situadas en el sureste de Estados Unidos, sobre todo en Florida y las Carolinas. Arizona, Luisiana, Pensilvania, Missouri y Oklahoma tienen una central cada una. Las 13 centrales tienen una capacidad total de generación de 16.522 MW.
Las 13 centrales con flexibilidad de combustible han diversificado colectivamente su combinación de combustibles, consumiendo cantidades crecientes de gas natural. La cuota de uso de gas natural frente al uso de carbón en estas plantas aumentó del 10% de gas natural en 2018 al 30% de gas natural a finales de 2019, antes de alcanzar el 38% de gas natural en 2020, según los datos de nuestro Informe de Operaciones de Centrales Eléctricas. El aumento de la cuota de gas natural alcanzó su punto máximo cuando los precios del gas natural se hundieron a niveles muy bajos en 2020.
La ventaja de la flexibilidad de los combustibles se hizo evidente después de 2020, cuando muchas de las 13 centrales que utilizaban grandes cantidades de gas natural cuando los precios del gas natural eran bajos pudieron volver a utilizar carbón cuando los precios del gas natural subieron. La cuota de generación del carbón en estas plantas se elevó por encima del 80% durante el invierno de 2021, cuando los precios del gas natural comenzaron a subir.
Curiosamente, el porcentaje de uso de gas natural de estas centrales volvió a aumentar en el otoño de 2021 y en 2022, a pesar de un gran salto en el precio medio del gas natural.
Una explicación es que muchas centrales de carbón no pudieron reponer adecuadamente sus reservas de carbón durante los meses de otoño e invierno de 2021 y 2022. Según los datos de nuestro Informe de Operaciones de Centrales Eléctricas, los inventarios de carbón de las centrales eléctricas estadounidenses disminuyeron un 24% durante 2021 y no se habían repuesto a principios de 2022. Esta falta de inventario se debió principalmente a la escasa producción de carbón a principios de 2022, combinada con informes de retrasos en las entregas de carbón a las centrales eléctricas.
Aunque la flexibilidad para utilizar tanto carbón como gas natural puede ayudar a estas centrales a prolongar sus operaciones, las presiones competitivas en el mercado se mantienen porque el coste de ser flexible en cuanto al combustible sigue siendo considerable.
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