En febrero, cuando NRG Energy cerró su última unidad de carbón en la planta de energía del Río Indian en el sur de Delaware, marcó solo la primera de 23 unidades de carbón en 15 centrales eléctricas que se esperaba que dejaran de quemar carbón en 2025. Estos cierres, anunciados por las compañías que las poseen en un total de 9,356 MW de capacidad e incluyen 17 unidades en ninos retirados, e seis unidades en cuatro unidades en los estados de cuatro% de los estados de la capacidad. Las compañías eléctricas que realizan estos cambios los han estado planeando durante años; tener aprobación o en espera de la aprobación de los reguladores estatales; han invertido millones de dólares en instalaciones de generación de reemplazo; y han trabajado para garantizar que la confiabilidad y el nivel de energía que necesitan sus clientes sigan siendo ininterrumpidos. Ahora, sin embargo, la administración, en apoyo de la industria del carbón, busca anular este proceso de toma de decisiones estatales y de la empresa para evitar estos cierres. Este esfuerzo legalmente cuestionable, si tiene éxito, costaría mucho a los contribuyentes sin mejorar la confiabilidad del sistema.
El final del uso del carbón en estas unidades continuaría la tendencia de un cambio notablemente estable y consistente del combustible en los Estados Unidos, la última nueva planta de carbón entró en línea en 2013, a medida que fuentes de poder más competitivas económicas y más limpias se volvieron más fáciles y rápidas de construir, y la era del cierre de plantas de carbón más antiguas, menos eficientes y más caras comenzaron. Esta era de jubilaciones, junto con un número mucho menor de conversiones para funcionar con gas, habrá reducido la capacidad de generación a carbón de su pico de 317.6 Gigawatts (GW) en 2011 a 164.6 GW a fines de este año. Esa es una disminución del 48%, la mitad arrebaria, en solo 13 años. IEEFA espera que se alcance el hito a mitad de camino en 2026.
Incluso con estos cierres de plantas de carbón, la generación de electricidad en los EE. UU. Se elevó a su nivel más alto en 2024, conducido por una transición radical a la viento, la energía solar y el gas, y más recientemente, el almacenamiento de la batería. Al mismo tiempo, la generación a carbón cayó a su nivel más bajo en décadas, produciendo solo el 15.6% de la energía del país, menos que la energía solar y el viento a escala de servicios públicos, que produjeron el 16.2%. De hecho, en una clara señal de que las plantas de carbón restantes no han podido producir electricidad a precios competitivos la mayor parte del tiempo, la generación de carbón ha estado cayendo a un ritmo aún más rápido que la capacidad de carbón se ha retirado.
Las unidades de carbón que se retiran o se convierten en gas este año representan una sección transversal de estados y servicios públicos, pero todas comparten un factor clave: la edad. La edad promedio de las 17 unidades que se espera cerrar este año es de 50; Los más jóvenes entre ellos se pusieron en línea en 1987 (la enorme Unidad Intermountain 2 de 900MW en Utah); El más antiguo en 1962 (la Unidad de 260MW JH Campbell 1 en Michigan). A medida que las plantas de carbón envejecen, tienden a ser más caras de mantener y operar, lo que agravan su desventaja competitiva. Las seis unidades que se convierten para funcionar con gas no son mucho más jóvenes, cuatro de principios de la década de 1980 y dos son de la década de 1960, y generalmente se espera que sean fuentes de poder de respaldo en momentos de temporada de alta demanda.
En todos estos casos, los propietarios de la planta de energía han sido plenamente conscientes durante años de la necesidad de reemplazar estos activos envejecidos, y ya han construido, o están terminando, otras fuentes de generación de energía para garantizar la entrega de electricidad confiable continúan con sus clientes. Este proceso de planificación a largo plazo, junto con el atento ojo de los reguladores estatales en los servicios públicos, es una razón clave por la cual la transición del carbón continuará.
Una mirada más cercana a algunos de los cierres que tienen lugar este año resalta la durabilidad del cambio del carbón, así como los desafíos que enfrentan cualquier esfuerzo para revertir esos cierres.
La Unidad Indian River 4, por ejemplo, ya ha dejado de funcionar, y PJM, el operador de la red, desactivó como un recurso de cuadrícula, el operador de la red, el 24 de febrero. NRG originalmente había querido retirar la unidad en 2022, pero PJM requirió mantener la unidad disponible hasta que se completaron algunas actualizaciones del sistema de transmisión regional. Sin embargo, la planta apenas corrió hasta las últimas semanas antes de que se cerrara, cuando corrió simplemente para usar su pila de carbón restante. Esta unidad fue la última unidad de carbón restante en Delaware.
Otras dos unidades, Cholla 1 (116 MW) y 3 (271 MW), propiedad del Servicio Público de Arizona (APS), también han dejado de funcionar. Como Reportado por la República de Arizona el 9 de abrilLa compañía dijo: «APS dejó de generar electricidad en Cholla el mes pasado, de acuerdo con las regulaciones federales y debido al aumento de los costos que han hecho que la planta no opere … en este momento, APS ya ha adquirido una generación confiable y rentable que reemplazará la energía previamente generada por la planta de energía de Cholla «. Si bien la planta se mencionó específicamente en una conferencia de prensa presidencial el 8 de abril como una que se mantendría abierta, no está claro cómo podría suceder eso o quién lo pagaría.
En el estado de Washington, la jubilación planificada de la Unidad 2 de Centralia (670 MW) a finales de este año no solo marcará el final de la energía a carbón en el estado, sino que también significaría el final del uso de carbón en la compañía eléctrica Transalta, que opera plantas eléctricas en nueve estados estadounidenses y múltiples provincias canadienses.
Se espera que otras compañías eléctricas también salgan de carbón este año. En mayo, CMS Energy, que proporciona energía a gran parte de la península inferior de Michigan bajo el banner de energía de los consumidores, cerrará sus finales tres unidades de carbón cuando retira a JH Campbell, una planta de 1,435MW cerca de Grand Rapids en las orillas del lago Michigan.
WEC Energy, que ofrece energía a 1.9 millones de clientes eléctricos en Wisconsin, Minnesota y Michigan, reiteró a los inversores en marzo que eliminará el uso de carbón para 2032, y lo usará solo como una copia de seguridad de emergencia para fines de 2030. WEC cerrará South Oak Creek Units 7 y 8 (616 MW), entre Milwaukee y Racine, Wisconsin.
Xcel Energy, que atiende a 3,9 millones de clientes eléctricos en ocho estados centrales de los Estados Unidos, dará un paso importante hacia su propio objetivo de salir del carbón para 2030 cuando cierra Comanche 2 (335 MW) en Pueblo, Colorado, y deja de usar carbón en Pawnee, una unidad de 505MW en el este de Colorado que la compañía se está convirtiendo solo con gas para quemar. Xcel también tiene una pequeña participación en otra unidad de carbón que cierre en Colorado este año, Craig Unit 1 (427 MW), que es propiedad mayoritaria por la generación y transmisión de tri-estatal. Tri-State planea cerrar otras dos unidades en Craig, la Unidad 2 de 410MW en 2028 y la Unidad 3 de 448MW en 2029, ya que trabaja para terminar su uso de carbón en Colorado y Nuevo México para 2030.
Xcel también tiene un acuerdo con Colorado para comenzar a reducir las operaciones en su unidad de 750MW Comanche 3 de 750MW en 2025. Esta unidad se puso en línea solo en 2010, pero sufrió un tiempo de inactividad frecuente y largo, y ahora está programada para estar completamente cerca para 2030.
Otro gran cierre de plantas de carbón que aún se espera que ocurra es en el oeste de Utah, donde la Agencia de Power de Intermountain planea retirar dos unidades de carbón de 900MW este verano, aunque el estado ha sido disputado por el estado. La planta de Intermountain proporciona gran parte de su electricidad a California, incluido el Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles, pero sus contratos de energía terminarán en julio. En un ambicioso proyecto, Intermountain ha reemplazado la instalación de carbón con una nueva planta de gas de ciclo combinado de 840MW diseñada para funcionar inicialmente con 30% de hidrógeno, que será producido cerca de la planta por Mitsubishi, el fabricante de las turbinas de la planta, y almacenada en cavernas de sal inferrarias propiedad de un chevrón. Estaría entre las primeras plantas del mundo en usar un nivel tan alto de hidrógeno para producir energía.
Pero son las unidades las que se están convirtiendo para quemar gas en lugar del carbón las que pueden estar haciendo que la industria del carbón sea más nerviosa. Seis de las 23 unidades están en este grupo, incluidos Naughton 1 (156 MW) y Naughton 2 (202 MW) en Western Wyoming, el estado productor de carbón más grande del país. En noviembre de 2024, Rocky Mountain Power (RMP), la subsidiaria de Pacificorp que posee la planta de Naughton, solicitó la aprobación para convertir estas dos unidades a gas. Una vez aprobado, RMP espera detener el uso del carbón a fines de diciembre de 2025, y devolver las unidades al servicio de uso de gas para mayo de 2026. Este breve cambio de seis meses, y los bajos costos citados por RMP, destacan la rapidez con que muchas plantas de carbón existentes podrían cambiar de combustible.
En Virginia Occidental, el segundo estado productor de carbón más grande y un gran productor de gas, American Electric Power (AEP) ha aumentado la posibilidad de convertir dos grandes plantas de carbón, Amos y Mountaineer, y el CEO de FirstEnergy dijo en febrero que planea reemplazar su generación de carbón en el estado con nuevas plantas de gas durante la próxima década. Ambas compañías están lidiando con una cartera de carbón de envejecimiento y uneconómico. En 2024, West Virginia produjo el 87% de su poder con el carbón, y la creciente amenaza de gas ha inestable la poderosa industria del carbón.
A pesar de los esfuerzos para impedir la transición del carbón, los cierres anunciados de este año destacan cuán difícil sería eso. El aumento de los costos en el envejecimiento de las instalaciones de carbón, las inversiones a largo plazo de las compañías eléctricas y la planificación en los recursos de la nueva generación, y la profunda participación por parte de los reguladores estatales para garantizar una potencia confiable y mantener una tapa sobre las tasas de electricidad están proporcionando impulso para este cambio. Además, los tiempos de construcción cortos, la escala flexible y la mayor certeza de los costos de combustible continúan acelerando la construcción de instalaciones solares y almacenamiento de baterías despachables. Junto con el viento y el gas, todos estos factores indican el futuro limitado del carbón.
