En EE. UU., California necesita 10 GW solares en cinco años, 57,5 GW de nueva energía solar añadida para 2045

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La Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) ha fijado el objetivo de reducir las emisiones a 25 millones de toneladas métricas equivalentes de dióxido de carbono (MMT) para 2035, tal y como se recoge en el reciente documento de la CPUC sobre el Plan del Sistema Preferido 2023 y asuntos relacionados.

Este objetivo guiará a las empresas eléctricas en la elección de fuentes de electricidad, con proyecciones de capacidad de energía solar que alcanzarán un potencial de 76,9 GW en un escenario de “bajo gas” para 2035.

La proyección futura por defecto, conocida como el caso central de 25 MMT, prevé una necesidad de 3 GWac de energía solar a escala de servicio público desplegada en 2024, que crecerá hasta casi 10 GW en 2028, antes de casi duplicarse hasta 17,9 GW en 2033 y, finalmente, alcanzar los 57,5 GW en 2045.

Esta decisión marca la culminación de los debates que comenzaron en 2020, cuando se sugirió que los modelos de contratación anteriores no eran lo suficientemente agresivos como para cumplir los objetivos de emisiones negativas de California.

La CPUC también estudió modelos adicionales, incluido un “caso básico de 0 MMT” para 2045 y un modelo de “bajo consumo de gas” a petición de las partes interesadas. El modelo “Low Gas” propone acelerar el cierre de las centrales de gas más allá de las proyecciones del caso básico de 25 MMT, que exigen una reducción del 70% en la utilización de las centrales de gas para 2035 y una reducción del 90% para 2039, en comparación con los niveles del año base 2024.

Además, la CPUC instó al Estado a seguir impulsando la energía eólica marina. Sostuvo que las mejoras en la transmisión son inevitables, afirmando que “no era cuestión de si se necesitarían mejoras en la transmisión, sino más bien de cuándo se necesitarían” y que estos retos no deberían impedir el trabajo de los miembros del personal de la CPUC que cartografían los 1,6 GW de capacidad potencial en aguas cercanas a la zona de la costa norte/Humboldt.

El estado también redujo en gran medida el volumen previsto de energía eólica procedente de fuera del Estado a 52,82 GW de capacidad potencial.

Se ordenó a las empresas eléctricas que siguieran adquiriendo nueva capacidad como si la central nuclear de Diablo Canyon fuera a cerrar, a pesar de la incertidumbre sobre las fechas exactas de cierre dentro del año natural 2024-2025. El amplio intervalo de fechas de cierre potencial se identificó como un posible evento desestabilizador de la red, ya que la nueva capacidad todavía se estaba desplegando y poniendo en servicio. La CPUC reiteró el requisito de 2,5 GW de recursos limpios “diseñados específicamente para mitigar la pérdida de la central de Diablo Canyon”.

Esta capacidad no se refiere necesariamente a centrales eléctricas de escala comercial, sino a cualquier capacidad contratada por las empresas eléctricas locales. Por ejemplo, PG&E ha firmado un contrato con el especialista en energía solar residencial Sunrun para el programa “Peak Power Rewards”. Este programa compensa a los clientes por despachar energía durante las horas de máxima demanda de la red. Durante 90 días consecutivos, 8.500 activos residenciales de energía solar más almacenamiento suministraron una media de 27 MW de energía durante las horas punta.

El modelo incluía 2 GW de capacidad geotérmica. Es posible que este valor cambie en el futuro a medida que Fervos Energy siga evolucionando.

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