Chile a la cabeza del Hidrógeno Verde en América Latina

Chile a la cabeza del Hidrógeno Verde en América Latina

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This article was originally published in PV Magazine

Cecilia Aguillón, directora de la Iniciativa Transición Energética, del Instituto de las Américas: “El sector eléctrico de América Latina está bien posicionado para ser el principal impulsor del hidrógeno limpio, ya que el ritmo de los proyectos de energía solar y eólica sigue acelerándose. ”

Pv magazine México, presenta hoy un texto de Cecilia Aguillón, directora de la Iniciativa Transición Energética, en el cual establece que América Latina está lista para la economía del hidrógeno verde.

Justifica que el momento por el cual está atravesando la región y el mundo, los mercados de hidrógeno limpio pueden ser clave en la recuperación económica de la pandemia de la Covid-19. El hidrógeno verde, reafirma Cecilia, acelerar la descarbonización de los sectores de la electricidad y el transporte de América Latina, atraer inversiones y crear fuentes de trabajo.

Aquí el texto integro de la directora de la Iniciativa Transición Energética del Instituto de las Américas.

“América Latina cuenta con algunos de los recursos de energía renovable más abundantes y competitivos del mundo, incluyendo la energía hidroeléctrica, la energía solar y la eólica. Los elementos que hacen de la región un líder mundial en energías renovables pueden facilitar un ascenso similar para la producción de hidrógeno limpio en esta década. Pero es importante señalar que, para estimular la inversión, las economías deben ser apoyadas y mejoradas a través de políticas y programas de incentivos de mercado.

Tomemos como ejemplo la industria fotovoltaica. La energía fotovoltaica ha demostrado que con el marco político adecuado y aplicado con éxito, el mercado no solo se estimula, sino que además ha llevado a una gran reducción de los costos. Los precios medios de la energía fotovoltaica en los Estados Unidos cayeron un 89 por ciento, de 359 dólares por MWh en 2009 a 40 dólares por MWh en 2019. La importante subasta de energía llevada a cabo en México en 2017 entregó precios de 20 dólares por MWh.

Las políticas de energía limpia con objetivos y marcos claros aplicadas en los países de América Latina en los últimos años dieron lugar a subastas de energías renovables que fueron sobre suscritas. Las políticas también generaron precios de electricidad entre los más bajos del mundo, al tiempo que inyectaban miles de millones de dólares de inversión directa en sus economías.

El sector eléctrico de América Latina está bien posicionado para ser el principal impulsor de un auge del hidrógeno limpio, ya que el ritmo de los proyectos de energía solar y eólica sigue acelerándose. Sin embargo, en algunos casos, su carácter intermitente crea desajustes entre la oferta y la demanda de electricidad en el sistema, lo que lleva a los operadores de la red a interrumpir temporalmente la generación cuando ésta supera la demanda. Esto reduce el rendimiento de las inversiones. Se necesitan baterías fiables y rentables para hacer frente al problema. El almacenamiento basado en el hidrógeno se está perfilando como una solución técnicamente viable y eficaz, pero hay que hacer más para fomentar una industria competitiva.

Según el último informe de la IRENA sobre el hidrógeno y las energías renovables, el costo medio más bajo de la producción de hidrógeno a partir de la energía eólica es de 23 dólares por MWh. Hay consenso en que la reducción del costo de almacenamiento ayudará a maximizar el uso de la generación de energía renovable, reducirá las importaciones de energía y contribuirá a la prosperidad económica. Hay aliados naturales en este esfuerzo. Los responsables de la formulación de políticas y los reguladores, junto con las empresas eléctricas y los inversores en energía renovable, están cada vez más alineados con objetivos y metas similares. América Latina no tiene que empezar de cero; hay importantes lecciones que se pueden aprender de todo el mundo. Los proyectos de hidrógeno limpio que se están desarrollando en Asia, Europa y Estados Unidos podrían conducir a políticas, programas e industrias robustas. Las lecciones aprendidas y las mejores prácticas de los primeros adoptadores pueden ser cosechadas y adaptadas para desarrollar mercados exitosos de hidrógeno.

En América Latina, Chile podría surgir como líder del mercado del hidrógeno limpio, ya que el país tiene un excedente de producción de electricidad solar y eólica que podría aprovecharse para producir hidrógeno. El Gobierno ya está elaborando su conjunto de medidas de estímulo para la etapa posterior a la pandemia, centrándose especialmente en la descarbonización de la energía para 2040, con el respaldo de políticas agresivas orientadas al crecimiento y al ulterior despliegue de la energía renovable y la movilidad eléctrica. El Ministerio de Energía incluso está trabajando en un plan específico para desarrollar un mercado del hidrógeno. Además, el Gobierno de Chile está recabando la participación de sus sectores energético y de la energía para que se sumen a este esfuerzo. El éxito de Chile en el despliegue de la energía solar y eólica, junto con su nueva estrategia de descarbonización, puede ser un sólido ejemplo para el desarrollo de mercados de hidrógeno sostenibles y sólidos en toda la región.

Para muchos países de América Latina, uno de los desafíos más espinosos para reducir las emisiones de su sector de transporte. Incluso mercados de energía renovable muy promocionados, como el de Costa Rica, han luchado por reducir el consumo de combustibles fósiles para el transporte. El hidrógeno muestra que hay una solución posible. De hecho, el hidrógeno puede ayudar a descarbonizar el sector de los combustibles, muy probablemente como fuente para el transporte pesado, como los autobuses y camiones de larga distancia, los trenes, los barcos y los aviones.

El entorno actual de bajos precios del petróleo está proporcionando a muchos países un alivio de los onerosos subsidios a los combustibles. De hecho, en algunos mercados como el de Ecuador los están eliminando por completo. Podría ser prudente considerar la aplicación de algunos de estos ahorros para promover la modernización de su infraestructura de transporte público para dar cabida al uso de combustibles limpios y, por extensión, apoyar el desarrollo económico y la reducción de las emisiones de CO2.

Las compañías petroleras nacionales han tenido que cerrar las refinerías debido a la reciente caída de la demanda de combustible causada por los cierres en la lucha contra la pandemia de Covid-19. Este cierre forzoso podría brindar la oportunidad de utilizar el tiempo para modernizar el equipo y capacitar a los trabajadores en la producción de combustible de hidrógeno. La adopción de esas medidas a corto plazo permitiría dar un paso importante hacia la diversificación al tiempo que se hace la transición a los combustibles no contaminantes. En algunos casos, las empresas petroleras y de gas pueden obtener financiación a bajo costo, además de contar con la infraestructura, los canales de distribución y los conocimientos técnicos necesarios para producir combustibles. A medida que los países salen de la pandemia y examinan las políticas y los planes de estímulo para reactivar sus economías, los gobiernos deberían seguir considerando la posibilidad de elaborar hojas de ruta que incluyan la promoción del hidrógeno no contaminante para descarbonizar sus sectores de la energía y el transporte.

Uruguay es un claro ejemplo de que las asociaciones entre el sector público y el privado pueden trabajar para desarrollar un mercado local del hidrógeno y uno que pueda informar a los países vecinos. La compañía petrolera nacional ANCAP junto con el gobierno, la compañía nacional de electricidad UTE, el Banco Internacional para el Desarrollo (BID) e inversores privados están desarrollando un proyecto piloto para producir hidrógeno utilizando energía renovable para alimentar camiones y autobuses, y para apoyar la electricidad verde a través del almacenamiento. Esto se alinea con el objetivo del gobierno de alcanzar el 100 por ciento de renovables para 2030. Se elaboró una hoja de ruta integral promulgada en 2010 con objetivos claros e hitos específicos que incluye la colaboración activa de los diversos organismos públicos con funciones específicas para alcanzar la meta. La política también exige reglamentos y normas que promuevan el uso de las energías renovables en todos los sectores de la economía, lo que convierte a Uruguay en un líder en materia de energía renovable en el Cono Sur. La inclusión de los sectores energéticos tradicionales en el proyecto piloto de hidrógeno podría ayudar al país a alcanzar su objetivo de descarbonización antes de lo previsto.

Como subraya el ejemplo del Uruguay, las políticas bien elaboradas y la aplicación satisfactoria de los reglamentos son esenciales para atraer inversiones extranjeras y nacionales. Se dispone de la tecnología y los recursos necesarios para producir hidrógeno limpio. La fabricación a escala para lograr la rentabilidad ya se está llevando a cabo gracias a los programas de promoción del hidrógeno en todo el mundo. El perfil de inversión actual y las cantidades en alza para la energía renovable han mostrado a los numeroso actores y protagonistas –desde Wall Street hasta agencias multilaterales y bancos locales e internacionales– dispuestos a invertir en tecnologías renovables, como lo demuestra en particular la escala de los niveles de despliegue de la energía eólica y solar. Además, la capacidad potencial de las empresas de petróleo y gas para producir y suministrar hidrógeno debería facilitar y acelerar su adopción en América Latina.

Los gobiernos de toda la región también deberían considerar la posibilidad de participar directamente en el mercado del hidrógeno limpio. Al servir como clientes, los gobiernos pueden seguir apoyando y desarrollando una masa crítica para una rápida adopción mediante la inversión y la modernización de la infraestructura de transporte del Estado. Además, los gobiernos deberían considerar la posibilidad de ofrecer incentivos fiscales a la industria pesada y a los proveedores tradicionales de combustible para que adopten la tecnología. Las lecciones aprendidas del desarrollo de programas exitosos de energía renovable deberían inspirar la voluntad política de hacer del hidrógeno limpio el siguiente eslabón de la cadena para lograr economías de cero carbono para esta generación en toda América Latina.

La crisis originada por la pandemia de Covid-19, junto con la persistente amenaza del cambio climático, hacen que el hidrógeno limpio se perfile como una posible solución para la recuperación energética y económica de la región.

Latin American Electric Utilities COVID-accelerated Evolution

Latin American Electric Utilities COVID-accelerated Evolution

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This article was first published by Inter Press Service (IPS)

By Andrés Chambouleyron
Andrés Chambouleyron is Non-Resident Fellow at the Institute of the Americas and Managing Director at Berkeley Research Group

BUENOS AIRES, Dec 17 2020 (IPS) – The COVID-19 pandemic has accelerated an evolution across Latin American electric utilities. The need for utilities to manage structural issues derived from increased deployment of Renewable Sources of Energy (RSE) such as wind and solar and Distributed Energy Resources (DER) has rapidly increased. Technology is unleashing major disruptions and challenges. In many ways, Latin America’s traditional electric utilities are in crisis. 

Electric sector reforms throughout Latin America in the 1990s led to widespread adoption of liberalization measures and a paradigm of unbundling of generation, transmission and distribution in the sector. But now, there is a pronounced paradigm shift for the region’s utilities.

By allowing countries with temporary deficits (surpluses) to import (export) clean power (from or to) countries with low renewable density thus helping move faster towards decarbonization

Intermittent RSE, and more importantly, photovoltaic (PV) distributed generation (DG) and electric mobility (EV) have upended the decades-old system. In the aftermath of the COVID pandemic, there are clear directions companies and regulators should take to address the 3 Ds: decarbonization, decentralization and digitalization.

Indeed, unlike traditional thermal or hydro generation, intermittent RSE and DER require increasing network and operational (System Operator or ISO) flexibility from both supply and demand.

Most notable is the critical need to accommodate steeper and steeper (up and down) ramps resulting from more and more intermittent RSE coming off and on line as they take on larger shares of electricity supply.

The increasing adoption of intermittent RSE in Latin American countries will permanently alter the electrical landscape requiring modifications in every step of the sector’s vertical structure. The first challenge, by definition, is how to deal with intermittency.

Intermittency requires back-up traditional generation to come off (on)-line whenever the sun starts (stops) shining and the wind starts (stops) blowing.

The larger the share of intermittent RSE over total generation the steeper the slope of both down and up ramps during sunup and sundown (i.e. the duck’s “belly” becomes larger, see below) requiring faster and faster back-up generation to allow/replace PV solar panels or wind mills that go on/off line.

Alternatively, back-up generation can be (and it is already being) replaced by storage. Batteries charged during peak hours can later replace solar panels whenever the sun comes down (or wind stops) injecting energy into the grid hence shaving the evening peak (See below) thus replacing alternative traditional (and more expensive) thermal or hydro generation as the next graph shows.

 

Once the intermittency problem has been dealt with and solved, RSE have enormous advantages vis à vis traditional generation, namely: they are (becoming) more economical, they have zero marginal costs as natural resources (i.e. sun and wind) are of unlimited supply, they do not pollute the environment and, combined with storage, they can contribute to reduce network congestion and losses during peak hours. They may require, however, additional investment in transmission and/or storage to fully exploit their potential.

Intermittent RSEs in Latin America are normally located in low densely populated areas sometimes thousands of miles away from energy consumption centers.

The combination of faraway locations, more geographically scattered and smaller installed capacities generate more capillarity in transmission networks that in turn requires more investment in transmission lines, each of them of smaller capacity. But, it is important to note that storage can help overcome some of these problems.

To a certain degree, the intermittency problem inherent to RSE has been solved by (thermal and hydro) back-up generation and increasingly by storage. The increased investment in RSE will require additional investment in transmission capacity because of their more remote and more scattered location.

This additional investment need may, however, be mitigated by additional investment in storage that will help stabilize power flows thus reducing congestion and losses.

There is also rapidly emerging technology and what many see as an opportunity for Distribution Companies (DistCos) to island sections of the network with microgrid technology and to promote smaller projects close to loads when possible. In this manner, the microgrid would be more manageable.

A slightly different technological challenge to electric utilities will be posed by Distributed Energy Resources (DER) and electromobility (EV).

Among DER, DG adds to the intermittency problem but it is now faced directly by the(DistCos). As hundreds or even thousands of PV rooftop panels come on and off-line injecting power into the distribution grid (or charging batteries or an EV) DistCos have now to manage intermittency

in their own grids probably resorting to a Distribution System Operator or DSO and eventually also to a Transmission System Operator of TSO as the number of real time transactions multiplies by hundreds or even thousands.

The former duck chart at the generation level now also appears at the distribution level forcing DistCos to deal with their own duck belly and to run their own dispatch with a DSO and eventually also a TSO.

EV poses the challenge to DistCos of multiplicity of real-time transactions as does storage but with an additional problem: EV requires a different distribution network design as users charge EV batteries all around the distribution network, switching places all the time thus altering load factors and requiring additional investment in distributions lines and transformation substations to cope with this additional moving demand.

But, here again, emerging technology being implemented in some areas such as California have begun to seek to use EVs as storage for home usage during outages.

A sustainable electricity network The traditional vertically separated electricity utility is clearly in crisis. New renewable sources of generation coupled with DG plus storage and EV are driving needed evolution of the traditional vertically disintegrated paradigm in the region’s electric sector.

Finally, to increase access to electricity through lower prices and cleaner energy matrices it is imperative that the region embark on an energy integration program. By allowing countries with temporary deficits (surpluses) to import (export) clean power (from or to) countries with low renewable density thus helping move faster towards decarbonization.

What is crystal clear is that the COVID pandemic and its aftermath should be embraced as a catalyst for the long-needed reform in Latin America’s power sector by addressing these key technological challenges.

Out of crisis, opportunity.