IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - January/February 2021 - 30

de decisiones en inversión ahora es significativamente mayor
que en periodo en que comenzaron los procesos de liberalización.
Como se mencionó inicialmente en la enumeración de
factores, también existen otros factores menos relevantes
que están convirtiendo la liberalización en algo más complejo. Cuando anticipábamos principalmente las centrales de
gas, no se consideraba que la planificación de transmisiones
fuera un problema importante para permitir la competencia.
En principio, las centrales de gas podían depender del desarrollo de la red de transmisión de gas, pero el emplazamiento
no era fundamental. Como consecuencia, la planificación de
transmisiones desarrollada por operadores de sistemas independientes o de transmisión no necesariamente tenía que ser
un factor condicionante clave para los inversores que compitieran. Pero las energías renovables cambian todo. Consideremos, como ejemplos, las fuentes de energía eólica en tierra
en el medio oeste de los EE. UU., de energía eólica marítima
en el Mar del Norte, y la disponibilidad de energía solar fotovoltaica (FV) en el norte de África. Estos lugares tienen un
potencial excepcional de energías renovables, pero están alejados de los principales centros de carga. Todas estas fuentes
necesitan una decisión previa de los planificadores de transmisiones, quienes deben decidir qué lugares tienen más sentido económico y, por lo tanto, condicionan la competencia
por el acceso. Además, los enlaces necesariamente nuevos
de transmisión suelen implicar a diferentes administraciones
estatales, complicando el proceso de emplazamiento y generando demoras inesperadas que escapan del control de los
inversores en generación.
Planificación de expansión, garantía de suministro a
largo plazo y objetivos de orden superior

El objetivo principal de la planificación de expansión de
capacidad ha experimentado un cambio radical. Originalmente, se buscaba suplir el crecimiento de la demanda
garantizando al mismo tiempo ciertos niveles de confiabi-

160

2019

2018

2017

2016

2015

2014

20
2013

2012

25
2011

100

2010

(TWh)

35
120

(GW)

140

Año
Capacidad instalada de CCGT (GW)
Producción de CCGT (TWh)

figura 3. Capacidad y producción de CCGT en Italia.
30

ieee power & energy magazine

lidad. Dado que diversas tecnologías podrían lograr este
objetivo, la principal consideración era la rentabilidad.
Nuevamente, las CCGT estaban en la mejor posición. En la
actualidad, los objetivos son más ambiciosos desde que la
descarbonización es una prioridad clave. El desafío no es
solo que las tecnologías necesarias son más costosas y complejas que las originales. En esta etapa, no existen tecnologías disponibles para superar aproximadamente el 80 % de
descarbonización. Se necesita innovación tecnológica con
incentivos de mercado adecuados. La promoción de la energía eólica y solar al menos ha sido en cierto modo efectiva,
ya que se han reducido los costos a niveles muy razonables.
Ahora se necesita más desarrollo para el almacenamiento de
energía o la captura y almacenamiento de carbono, y estas
tecnologías parecen estar incluso menos consolidadas que
las de energía eólica y solar FV hace una década. Podemos
esperar reducciones de costos en las baterías de ion de litio
de 4 horas, pero para superar el 80 % de descarbonización
necesitamos baterías asequibles de gran capacidad o alguna
nueva tecnología que aún no esté prevista. Tampoco en este
caso es realista esperar que los precios de mercado a corto
plazo ofrezcan suficiente incentivo para estos desarrollos
tecnológicos.
Cuando se desarrolló la liberalización de los sistemas
eléctricos europeos durante la década de 1990 y la primera
mitad de la década de 2000, constituyó un incentivo para las
empresas eléctricas, que, percibiendo la existencia de nuevos competidores, se lanzaron con determinación a realizar
nuevas inversiones. En el caso de España, entre 2002 y 2008
se pusieron en línea cerca de 22 GW de centrales de ciclo
combinado de gas, que representaron el 32 % de la capacidad
total instalada actual.
Sin embargo, como muestran las figuras 1 y 2, las cosas
no salieron como se esperaba. Una cantidad considerable
de las nuevas inversiones en generación se hizo al principio
de la primera década de este siglo, cuando el crecimiento
de la demanda era muy significativo. A mediados de la
década, este crecimiento comenzó a disiparse. Posteriormente, la grave crisis económica que afectó a la economía
de la UE produjo una corrección radical del aumento esperado en la demanda que, de hecho, no solo dejó de crecer
como se esperaba, sino que disminuyó de manera importante. Desde 1995 hasta 2005, el consumo de electricidad
en la UE aumentó más de un 20 %, lo que, según lo proyectado, habría generado un consumo en 2015 de cerca de
4,000 TWh. Entre 2005 y 2011, disminuyó en cerca de un
3 %, menos de 1,000 TWh de los 4,000 TWh que habían
esperado los pronósticos más optimistas. Este factor en sí
fue más que suficiente para afectar al sector, aumentando
la aversión al riesgo a futuro a la hora de enfrentar nuevas
inversiones.
Además de la disminución mencionada en la demanda,
los avances en tecnología y el estímulo normativo han
impulsado la penetración de fuentes de energía renovable
(véase la figura 2). Esta situación ha afectado la rentabilidad
enero/febrero 2021

IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - January/February 2021

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - January/February 2021