Las condiciones del mercado han mejorado, pero el motivo principal por el que la planta pudo volver ponerse en marcha fue una nueva tecnología basada en la nube que ayuda a que opere de forma más eficiente, según el vicepresidente de generación energética y comercialización de A2A, Massimiliano Masi.
El hardware y software de General Electric (GE) instalados en la planta, según Masi, la habilitan para pasar de un estado latente al nivel máximo de operación en dos horas o menos, frente a las tres horas de antes. La planta mejora así su capacidad de responder a la fluctuante demanda generada por el aumento de energías renovables e intermitentes que alimentan la red eléctrica. Para Masi representa un enorme ventaja "porque los operadores de transmisión prefieren plantas capaces de alcanzar el nivel máximo de operación en un tiempo menor".
Foto: La planta energética de EDF en Bouchain, Francia, emplea tecnología digital de General Electric para producir electricidad de forma más eficiente que cualquier otra planta a gas natural del mundo. Crédito: General Electric.
GE lanzó su sistema digital para plantas energéticas a gas natural el pasado otoño, y para plantas de carbón en junio. Para las de carbón ya existentes, la tecnología puede aumentar la eficiencia (en términos de energía disponible en el combustible) un 33% de media y hasta un 49%, y reducir emisiones de gases de efecto inve adero en un 3%, según la empresa. Para ello optimiza la combustión del combustible modificando planta en función de las propiedades del carbón que queme, Ajusta el flujo de oxígeno en la caldera y reduce el tiempo de inactividad a causa de averías en los equipos. GE es una de varias grandes empresas, junto a IBM, Siemens y Schneider Electric, que ahora ofrecen algún tipo de digitalización para grandes plantas energéticas, tanto de energías renovables como las que queman combustibles fósiles.
Las energéticas han estado estudiando la posibilidad de aprovecharse de inte et de las cosas desde hace una década, señala el vicepresidente de servicios de ingeniería de American Electric Power, Tim Riorda. Pero no ha sido hasta hace poco cuando la tecnología ha avanzado lo suficiente como para justificar la inversión. "El potencial es enorme", afirma Riordan, cuya empresa está desplegando tanto la plataforma de gestión de activos Maximo de IBM como el sistema Prism de Siemens para monitorizar el rendimiento de su planta de quema de combustibles fósiles. Pero advierte que "integrar todo esto, para llevarlo a gran escala, no será tarea fácil".
Al igual que sucede en Chivasso, tales tecnologías podrían ayudar a determinar cuánto tiempo podrán ser operadas las envejecidas plantas de ombustibles fósiles. La decisión para retirarlas definitivamente "llegará hasta la cima de dirección", apunta el director general de programas técnicos para operaciones de combustibles fósiles e hidráulicos de Duke Energy, Michael Reid. Duke Energy ha retirado o convertido a gas natural 16 plantas a carbón desde 2011 y tiene planes de cerrar otras nueve para 2020. Las tecnologías digitales pueden mejorar la eficiencia, flexibilidad y el perfil de emisiones de las plantas envejecidas, añade Reid, pero "se requerirán importantes modificaciones de diseño para lograr importantes mejoras en estas áreas".
Digitalizar las plantas energéticas puede ayudar a integrar la energía renovable en la red eléctrica al hacer que las plantas de combustibles fósiles sean más flexibles y al aumentar su capacidad de responder a fluctuaciones en la energía procedente de fuentes intermitentes como la energía eólica y la solar. Lograr que las plantas operen de forma más limpia y eficiente puede reducir las emisiones de gases de efecto inve adero. Pero mejorar el rendimiento de envejecidas plantas de carbón podría tener el efecto contrario si las energéticas deciden perpetuar su operación en lugar de retirarlas. De hecho, uno de los beneficios que señala GE es "extender la vida de las plantas con una inversión mínima de capital".
Eso no le vendría nada bien al planeta. Según la campaña Beyond Coal (Más allá del carbón) de Sierra Club, 236 plantas a carbón de 104,672 megavatios de capacidad han sido paralizadas o han anunciado fechas definitivas de cierre durante el último par de años. Retrasar los cierres simplemente supondrá más gases de efecto inve adero para la atmósfera. Una planta a carbón media de 500 megavatios libera alrededor de 3,7 millones de toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera cada año. Alargar la vida de la planta en cinco años añadiría 18,5 millones de toneladas a sus emisiones durante la vida del sistema; reducir las emisiones anuales en un 3%, como promete hacer el sistema de GE, reduciría ese total en medio millón de toneladas.
Esos pequeños beneficios, según ejecutivos de GE, merecen el coste y los esfuerzos que conllevan dada la realidad del uso continuado de combustibles fósiles. Según las últimas proyecciones de la Administración de Información Energética de Estados Unidos, los combustibles fósiles seguirán representando más del 75% del consumo energético total de Estados Unidos al menos hasta 2040. En países en desarrollo hambrientos de energía, esa proporción podría ser incluso más alta.
"En sitios como China e India, ya han asegurado sus planes para construir nuevas plantas de carbón, y que formarán parte de la red durante entre 30 y 40 años", explica el director de estrategia de software y gestión de producto de GE, Scott Bolick, y conclue: "Nosotros consideramos que es nuestra responsabilidad asegurar que esas plantas sean lo más sostenibles posible".