Un error de planificación energética podría quintuplicar los apagones para 2050, alerta el MIT

Una investigación del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT) determinó que la ubicación de los nuevos proyectos de energía será clave para reducir el riesgo de apagones en redes eléctricas sometidas a temperaturas más altas y cambios meteorológicos en el mediano plazo, y que diseñar sistemas con criterios climáticos puede mejorar la resiliencia —la capacidad del sistema de mantener el suministro ante condiciones adversas— con costos nulos o muy bajos, según difundió MIT News, el portal del instituto.

El trabajo, publicado en la revista Nature Energy, advirtió que los sistemas planificados con base en condiciones climáticas históricas podrían sufrir aumentos de hasta 500 % en faltantes de energía para 2050 en regiones como Nueva Inglaterra y Texas. Esos déficits podrían derivar en cortes de suministro en un contexto de mayor demanda eléctrica y de expansión de fuentes renovables variables.

El estudio propone una herramienta que combina meteorología de alta resolución con simulaciones detalladas de infraestructura energética. Ese cruce permite evaluar, al mismo tiempo, generación renovable, almacenamiento, líneas de transmisión, pronósticos de demanda y fallas de suministro provocadas por el clima.

Michael Howland, profesor de desarrollo de carrera Jeffrey Cheah del MIT y autor principal del estudio, sostuvo que la adaptación climática del sistema eléctrico no necesariamente exige obras costosas. “A medida que mitigamos el cambio climático con renovables, también podemos adaptarnos al cambio climático usando proyecciones meteorológicas futuras en la planificación de nuestro sistema eléctrico, y los costos adicionales de esa adaptación son, al menos en este estudio, escasos”, dijo.

Diseñar con clima futuro cambia dónde conviene construir

Los investigadores eligieron Texas y Nueva Inglaterra porque representan dos tipos de clima y dos sistemas energéticos diferentes. El análisis se proyectó hasta 2050 porque esa es, según el estudio, la vida útil típica de los parques eólicos y solares que se construyen hoy.

El trabajo estableció que los sitios más adecuados para aportar energía eólica y solar al sistema no son los mismos bajo un clima futuro que bajo el clima histórico. La diferencia no es marginal: influye de forma directa en la capacidad de entregar electricidad cuando la red más la necesita.

Liying Qiu, primera autora del trabajo y exinvestigadora posdoctoral del instituto, advirtió que “importa mucho dónde se ubican la energía eólica y solar para poder suministrar energía cuando se necesita”, y añadió: “Necesitamos pensar más en el cuándo y el dónde al agregar renovables, en lugar de enfocarnos solo en sumar capacidad total”.

El estudio atribuye gran parte del riesgo al cruce entre varios días seguidos de baja producción renovable y decisiones estructurales del sistema, como la localización de granjas solares y líneas de transmisión. Howland comparó ese fenómeno con los eventos compuestos que estudia la ciencia del clima: un episodio meteorológico extremo puede afectar al mismo tiempo la generación eólica, la solar y la demanda eléctrica.

En Nueva Inglaterra, las interrupciones del suministro asociadas a cambios meteorológicos vinculados al clima obligarían a invertir en capacidad solar y en líneas de transmisión cerca de grandes centros de demanda, como las ciudades. En Texas, el principal factor de riesgo identificado fueron las restricciones de transmisión, es decir, la capacidad limitada de las líneas para transportar electricidad entre zonas.

La resiliencia puede mejorar sin grandes costos adicionales

Para Texas, el diseño informado por proyecciones climáticas priorizaría la incorporación de parques eólicos en el oeste del estado. Según el estudio, esa decisión alinearía mejor la oferta futura con los patrones de demanda y permitiría reforzar la resiliencia de la red con un costo adicional cercano a cero, bajo el supuesto de que ambas regiones seguirán ampliando su capacidad renovable.

Qiu planteó que el aumento de la resiliencia no depende solo de gastar más. “Estamos mostrando que aumentar la resiliencia energética requiere más que simplemente gastar más dinero. Principalmente requiere una planificación mejor y más inteligente”, afirmó.

El trabajo también se inscribe en un cambio más amplio del sistema energético. Del lado de la demanda, menciona el crecimiento del consumo asociado a la inteligencia artificial y la electrificación de sectores como el transporte. Del lado de la oferta, señala la caída de costos de tecnologías como la solar y la eólica.

Howland explicó que esa baja de costos impulsó el despliegue masivo de renovables porque en muchos lugares son la forma más barata de generar electricidad. Al mismo tiempo, indicó que la demanda de electricidad en Estados Unidos vuelve a crecer por primera vez en más de una década.

El mayor riesgo aparece cuando se analiza el sistema completo

Una de las críticas implícitas del estudio apunta al modo en que se venía evaluando la relación entre clima y energía. Investigaciones anteriores solían concentrarse en tecnologías aisladas, como cambios globales en el viento o la radiación solar, o bien en escalas geográficas amplias que dejaban de lado el detalle de los sistemas regionales. Otras, más recientes, trabajaban a escala regional, pero con modelos climáticos globales de baja resolución.

Para Howland, ese enfoque limita la planificación y la evaluación de riesgos. “Eso es para lo que son buenos los modelos climáticos: dar una imagen global con resolución gruesa. Eso limita la comprensión para la planificación de sistemas regionales y la evaluación de riesgos”, dijo.

El investigador agregó que el mayor impacto del cambio climático no aparece necesariamente en una central individual, sino en la forma en que se relacionan entre sí todos los componentes del sistema y la demanda. Allí, sostuvo, es donde se concentra el riesgo más importante de apagones y otros problemas de suministro.

El modelo utilizado en el estudio requiere herramientas costosas y de alta resolución, por lo que hoy no sería práctico para el trabajo diario de los operadores de red. El equipo espera desarrollar versiones más rápidas y fáciles de usar para acercar esas proyecciones a la planificación operativa.

Según Howland, el desafío inmediato es cerrar la brecha de datos y de traducción entre la meteorología y la planificación y gestión de sistemas energéticos. El trabajo fue financiado por MIT Climate Grand Challenges, MIT Climate and Sustainability Consortium y MIT Energy Initiative Future Energy Systems Center.