José Luis Aburto
Ingeniero Mecánico Electricista (UIA) y Doctor en Ingeniería Industrial y Economía (Universidad de Stanford)
Dinamarca destaca en múltiples comparaciones internacionales incluyendo las que se refieren a gobierno eficaz, estado de derecho preponderante y mínima corrupción (Índice de Transparencia Internacional). La frase “Getting to Denmark” se ha convertido en una metáfora para referirse al proceso de cómo transformar estados débiles en sociedades que funcionan bien. No es el país más avanzado en el uso de energías limpias, pero si es el que ha alcanzado la mayor integración de energías variables en su sistema eléctrico. En 2019 la energía eólica y solar equivalió al 60% de la generación y al 50% del consumo de electricidad. El análisis de cómo lo logró es el propósito de este artículo.
Dinamarca es un país pequeño, excluyendo a Groenlandia su superficie, casi 43 mil km2, es similar a la de Quintana Roo, cuenta con 5.8 millones de habitantes, el PIB per cápita es 61,350 usd, el consumo bruto de electricidad 34.3 TWh (millones de MWh, en 2019), la densidad del uso de electricidad es 800 MWh-anuales/km2. Poniendo estos datos en perspectiva, el territorio de México es 45 veces el de Dinamarca, hay 22 mexicanos por cada danés y la generación es 8 veces la de Dinamarca. En contraste, el PIB per cápita de Dinamarca es 6.3 veces el de México y la densidad del consumo de electricidad es 5.7 veces mayor[1].
El marco institucional.
La crisis del petróleo de 1973 fue el parteaguas a partir del cual muchos países institucionalizaron funciones en materia de energía. En 1976 se fundó la Danish Energy Agency (DEA), encargada de la implantación de políticas para la producción, transmisión y uso de energía, y de examinar sus impactos en el cambio climático. El precursor del Ministerio de Clima, Energía y Servicios Públicos fue creado en 1979, administra la legislación en materia de energía y delega responsabilidades en la DEA, incluyendo la eficiencia y ahorro de energía, y los estudios sobre la evolución del sector.
En julio de 2018 fue emitida la nueva ley del regulador de energía, Danish Utility Regulator (DUR), autoridad independiente, cuyo objeto es regular los servicios no competitivos de electricidad, gas natural y calor central, y promover eficiencia en las empresas de servicios públicos, oferta estable y segura, desarrollo tecnológico con costos eficientes e iniciativas ambientalmente sostenibles. DUR determina los precios regulados[2].
En Europa los Operadores de Sistemas de Transmisión (Transmission System Operator o TSO[3]) tienen la función dual de operar los sistemas eléctricos y gestionar las redes de transmisión. En 2005 las tres empresas eléctricas de transmisión existentes fueron fusionadas para crear Energinet, el TSO danés, propiedad del estado, responsable de la seguridad del suministro de electricidad e, indirectamente, del mercado eléctrico, y de comprar reservas de capacidad y de energía para mantener la estabilidad en el sistema eléctrico. Tiene además algunas funciones análogas sobre gas natural y calor[4]. Energinet elabora los planes de inversión para la red de transmisión (132 a 400 kV) y los somete a la autorización del Ministerio y del regulador, quien supervisa el cumplimiento del plan de desarrollo de las redes eléctricas europeas, incluyendo los proyectos transfronterizos y otros de relevancia internacional. La DEA es responsable de la regulación relacionada con la seguridad del suministro en la red de transmisión.
En Dinamarca hay 49 operadores de redes de Distribución (DSOs) y 74 suministradores de ventas al menudeo, que atienden a más de 3 millones de clientes.
Debido a las interdependencias crecientes en los países escandinavos, en 2017 fue establecido el Coordinador de Seguridad Regional Nórdico (RSC) que agrupa a cuatro TSOs (Dinamarca, Noruega, Suecia y Finlandia). Aplica un modelo de red común, hace proyecciones de suficiencia de recursos de generación y transmisión, calcula las capacidades de transmisión óptimas, y coordina los mantenimientos de las redes y las interrupciones del servicio.
Generación
Dinamarca tiene una larga tradición de debatir y definir políticas públicas con consenso amplio y aplicarlas con dirección precisa y sostenida. La energía no es excepción, hasta 1970 más del 90% de la electricidad era generada con combustóleo. Como resultado de las crisis mundiales de petróleo de 1973 y 1979, los precios pasaron primero de 3 a 12 y luego a 40 usd por barril. El tema del cambio climático apenas entraba a la agenda mundial, los criterios fundamentales para definir la política pública de energía eran economía y seguridad de suministro. Dinamarca fue el primer país en adaptar las calderas de las termoeléctricas para remplazar el petróleo por carbón importado, cuya oferta es accesible, segura y económica. En 1975 el 35% de la energía era generada mediante carbón, para 1990 la generación a combustibles fósiles representaba el 96.5% del total, casi toda con carbón.
En 1990 la generación fue 24.3 TWh, alcanzó el máximo de 51 TWh en 1996 y desde entonces ha disminuido hasta 28.5 TWh en 2019. El consumo neto de energía alcanzó su valor máximo en 2006 con 35.7 TWh, bajó un poco debido a la crisis financiera y, con medidas de eficiencia, ha permanecido prácticamente constante con 33.2 TWh en 2019[5]. Desde 2011 el país ha sido importador creciente de electricidad, en 2019 importó 5.8 TWh netos, el 18% del consumo.
El diagrama muestra la transformación profunda de la mezcla de generación a partir de 1990, en la última década se observa un descenso más pronunciado de la generación con combustibles fósiles, el aumento acelerado de la energía eólica y la bioenergía, y el inicio de la generación solar. En 2019[6], las energías variables alcanzaron 60% de la generación total (57% eólica y 3% solar), este es, por mucho, el mayor nivel de penetración de energías variables en el mundo. El resto fue carbón, bioenergía y un poco de gas natural. La energía total que circula en la red de transmisión es igual al consumo más las pérdidas en transmisión y distribución, 34.3 TWh en 2019. La generación con energías variables representó el 50% de esta cantidad.
J L Aburto, elaborado con información de EIA, International Energy Data, Monthly Update
Las centrales térmicas operan con mezclas de combustibles sólidos, líquidos y/o gaseosos. Muchas de estas centrales cogeneran vapor y electricidad con el fin de atender las grandes demandas de calefacción y agua caliente de usuarios residenciales y comerciales. Otra vertiente de la transición verde ha sido la sustitución gradual de combustibles fósiles por distintos tipos de biocombustibles: biomasa, biogás, desechos biodegradables y basura municipal. La mayoría de estas centrales se han modernizado para operar con flexibilidad, reduciendo sus niveles mínimos de operación y aumentando la velocidad de sus rampas, para neutralizar la variabilidad de las eólicas y solares, y para almacenar energía térmica cuando la demanda de electricidad es baja y hay exceso de viento. No obstante, la generación neta de las centrales térmicas ha bajado de 30 TWh en 2000 a 11.3 TWh en 2019, debido principalmente a su falta de competitividad en los mercados eléctricos en que participan. Algunas centrales antiguas se han retirado del servicio. Sin embargo, mientras no mejoren las tecnologías de almacenamiento de energía de larga duración, las centrales térmicas pueden ser vitales en años con pocos recursos hidráulicos en Noruega y Suecia y con poco viento en Dinamarca. Por ejemplo, en 2015 las energías variables aportaron el 51% de la generación, pero solo 44% en 2016 por los vientos menos favorables. La diferencia fue compensada con generación térmica.
Con visión de largo plazo, a principio de los 80 Dinamarca incursionó en energía eólica y, a diferencia de EUA y otros países, mantuvo la política de estado, subsidió y apoyo la investigación, los fabricantes daneses perseveraron en el desarrollo de la tecnología. Para 1990 la energía eólica representaba el 2.5% del total, a partir de 1997 su crecimiento fue acelerado. En 2013 se instalaron 657 MW debido a subsidios especiales que terminaron en ese año[7]. Hoy día Dinamarca es líder en tecnología eólica.
Dinamarca tiene buenos recursos de viento y en las costas abundan aguas someras, propicias para la instalación de parques eólicos marinos, en los que fue pionera. Los vientos suelen ser intensos ente diciembre y marzo, y menores en el verano, estacionalmente tienen buena correlación con la demanda de electricidad. Las tecnologías para almacenamiento duradero de energía podrían llegar a ser un buen complemento de la energía eólica. Hay momentos con buenos vientos que coinciden con demandas internas bajas, durante los cuales Dinamarca exporta la energía eólica excedente a los países vecinos al precio del mercado, o incluso forma precios negativos. En contraste, el potencial solar es limitado por los bajos niveles de radiación solar y su patrón estacional es invertido; sin embargo, su comportamiento diario es compatible con la demanda, y se puede complementar con las tecnologías para almacenamiento de energía de corto plazo.
Sistema eléctrico
Para seguir avanzando en la incorporación de las energías variables, en los últimos 10 años Dinamarca ha dependido cada vez más de los intercambios de energía con Noruega, Alemania, Suecia y, a partir de julio de 2019, con los Países Bajos[8]. En promedio los precios del sistema Nórdico son menores, los de Dinamarca intermedios y los de Europa continental más elevados. Por economía predominan flujos de potencia de Noruega y Suecia a Dinamarca y, de esta, a Alemania. Sin embargo, los intercambios son permanentes y variables, ya que los precios relativos cambian con los de los combustibles y el valor del agua en Noruega[9], y con las relaciones entre demanda y oferta disponible en cada país, en las que influyen las variaciones en el viento en Dinamarca y Alemania. Además, hay acuerdos y protocolos para ayudas en emergencias. La hidroelectricidad con buena regulación hidrológica es la energía más barata y la que más fácilmente neutraliza la variabilidad eólica y solar por su rapidez en arranques, rampas y paros. En 2017 Noruega generó el 97% de su energía con centrales hidroeléctricas y Suecia el 40%[10]. La región, especialmente Dinamarca, se beneficia de estos recursos. Durante 2019 Dinamarca importó 5.8 TWh netos, de los cuales 3.5 TWh provinieron de Alemania, 2.2 de Suecia y solo 0.08 de Noruega. Fue un año atípico, los flujos netos promedio de los últimos 9 años fueron: importaciones de Noruega 2.7, de Suecia 2 y exportaciones a Alemania 0.5 TWh anuales[11].
Danish Ministry of Energy, Utilities and Climate, Denmark: Energy and Climate Pioneer. Status of the Green Transition, April, 2018, p.16
Dinamarca consta de dos regiones con sistemas eléctricos diferenciados, en el oeste la península de Jutlandia unida a Alemania, y que incluye la isla de Junen, y en el este la isla de Selandia, donde se ubica Copenhague; además cuenta con un archipiélago. A partir de 2005 las capacidades de las interconexiones con países vecinos se han ampliado considerablemente. El oeste (DK1) está interconectado con Noruega mediante 4 cables en corriente directa (con capacidad de importación 1,700 MW), un cable en CD con Suecia (680 MW) y al sur dos enlaces síncronos con Alemania (1,500 MW). El este (DK2) está interconectado síncronamente con Suecia (1,300 MW) – y el sistema eléctrico Nórdico que comprende a Noruega, Suecia y Finlandia – y en corriente directa con Alemania (600 MW). En conjunto, estos enlaces significan capacidad para importar hasta 5,780 MW. Adicionalmente, en julio de 2019 entró en operación el cable submarino COBRA con capacidad de 700 MW que interconecta DK1 con los Países Bajos, de tecnología avanzada de corriente directa Convertidor de Fuente de Voltaje. Esta tecnología tiene beneficios tangibles para la red de corriente alterna de Dinamarca, incluyendo arranque negro y control de potencia reactiva, que contribuye a la regulación y estabilidad del voltaje[12]. Los dos sistemas daneses están interconectados entre si asíncronamente por el cable Great Belt Power Link, de 500 MW en 400 kV y 58 km, que va de Funen a Selandia.
En años recientes el sistema danés ha enfrentado limitaciones en transmisión y en capacidad de intercambio transfronterizo con Suecia y Alemania, debido a congestiones en las áreas de influencia de los respectivos enlaces binacionales, pero se toman acciones para corregirlas[13]. En un arrecife del mar Báltico está en construcción el parque eólico danés de Kriegers Flank con doble enlace desde DK2, que a su vez conecta a dos parques eólicos alemanes en el Báltico y al continente europeo. Este proyecto le dará a Dinamarca capacidad para importar 400 MW adicionales.
La electricidad que genera Dinamarca representa el 0.9% de la electricidad producida en la Unión Europea[14]. Sin embargo, la influencia de Dinamarca en la evolución de los sistemas eléctricos de la UE es de gran proporción. Su experiencia en la integración de las energías variables le ha enfrentado a problemas técnicos novedosos y a la búsqueda de soluciones. Las iniciativas de Dinamarca han incidido en países vecinos y en organizaciones paneuropeas, en la adopción de políticas públicas de energía y ambientales, la armonización de criterios y prácticas regulatorias, la interconexión de sistemas eléctricos regionales, la adopción de prácticas operativas para sistemas de transmisión con flujos de potencia variables y el uso de códigos de red que incluyen servicios conexos asociados a la incorporación de las energías variables.
La Confiabilidad del suministro de electricidad
Tradicionalmente a la capacidad instalada se le compara con la demanda máxima y el margen de reserva resultante es la medida general más simple de la confiabilidad del sistema eléctrico. Otra metodología más refinada toma en cuenta la probabilidad de falla de cada tecnología de generación para calcular la probabilidad de pérdida de carga. A menudo, estas variables aleatorias se representan por sus valores esperados con carácter determinista. Sin embargo, conforme avanza la penetración de las energías variables, sus fluctuaciones hacen nugatorios los procedimientos tradicionales. La medición de la confiabilidad es ahora un proceso complejo, dinámico y específico para cada sistema eléctrico.
En la Unión Europea se utilizan distintas definiciones de capacidad. Por ejemplo, la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E) que elabora planes de expansión generales para las redes eléctricas de Europa[15] considera que en Dinamarca la capacidad disponible fue 9.9 GW en 2019[16], en lugar de los 14 GW de capacidad instalada. En 2018 ENTSO-E ajustó los valores de capacidad de cada tecnología en Dinamarca, posiblemente debido a que muchas centrales térmicas permanecen en reserva fría.
Seguridad
Disturbio es una anomalía que causa la desconexión de, al menos, un elemento del sistema eléctrico. La seguridad del suministro se refiere a la capacidad del sistema para soportar disturbios sin sufrir afectaciones. Cuando ocurre un disturbio – por ejemplo, la pérdida de una línea de transmisión – el sistema redistribuye el flujo entre rutas alternas y/o modifica los niveles de operación de unidades generadoras. Lo relevante es que el sistema cuente con opciones para realizar la transición estable a la nueva configuración[17]. En Dinamarca la seguridad se subdivide en dos etapas, en la primera se confirma que las unidades generadoras y las redes disponibles son suficientes para satisfacer la demanda y suministrarla a los usuarios. En la segunda se analizan la fortaleza del sistema eléctrico para gestionar disturbios y la solidez del sistema de comunicación y control para operar correctamente los relevadores de protección. Si se cumplen estas condiciones el sistema eléctrico puede realizar transiciones estables sin dificultad[18].
Gracias a la inversión dedicada a fortalecer su sistema eléctrico y a los convenios internacionales Dinamarca mantiene uno de los más altos niveles de seguridad en el suministro de electricidad en la Unión Europea, en 2014 ocupó el segundo lugar en energía no suministrada, solo detrás de Luxemburgo[19]. La meta de Energinet es que las interrupciones del servicio derivadas de fallas en la red de transmisión no rebasen 60 segundos al año por cliente.
En 2019 la capacidad instalada térmica fue aproximadamente 7 GW, y otro tanto la capacidad instalada con energías variables. Además, las interconexiones internacionales tuvieron capacidad para importar hasta 5.8 GW, lo que equivale a casi 20 GW de recursos de generación totales, con diversos grados de disponibilidad. La demanda máxima fue cercana a 7 GW. En la gráfica se aprecia que para 2025 y 2030 Energinet prevé incrementar la capacidad de las energías variables y las interconexiones en mayor proporción que los retiros previstos de capacidad térmica. La generación y la transmisión son recursos complementarios, la planificación integral busca la combinación óptima de ellos. La gráfica pone de manifiesto que a mayor penetración de las energías variables Energinet propone márgenes de maniobra de generación más amplios.
Energinet, Security of Electricity Supply Report 2018, p.20
En distribución las fallas se reducen conforme se remplazan líneas aéreas por cables subterráneos. El mayor apagón de 2017 se debió a una maniobra manual en una barra de subestación que provocó falla de la subestación completa, esto dio lugar al disparo automático de una línea afectando a 92 mil usuarios, la restauración del servicio tardó 25 minutos[20]. En 2018, en las redes de distribución, el consumidor promedio tuvo 22 minutos de interrupción[21].
Al ampliar las interconexiones transfronterizas, la seguridad de suministro se vuelve un problema internacional más que nacional. En años recientes ha disminuido la estabilidad de la frecuencia en el área síncrona de Europa Continental. El límite de desviación aceptable es 75 mHz (0.075 Hertz), el 85% de las desviaciones que rebasan este umbral coinciden con los cambios de hora, cuando diversas unidades generadoras modifican su régimen de carga simultáneamente, de acuerdo con el despacho que resulta del mercado eléctrico[22]. Estas son las Desviaciones de Frecuencias Deterministas (DFD). Entre el 9 y el 11 de enero de 2019 el sistema eléctrico europeo sufrió una desviación severa de la frecuencia debido a la conjunción de dos hechos: la DFD durante la hora de punta de la noche y una baja prolongada en la frecuencia (30 mHz en promedio) causada por el frio extremo y la lectura errónea en cuatro líneas que interconectan Alemania con Austria. La frecuencia de estado estable alcanzó 49.808 Hz, lo que implicó un estado de alerta de frecuencia que se prolongó por 9 segundos. La baja frecuencia provocó que el TSO de Francia, Réseau de Transport d’Électricité, ejecutara el disparo automático de 1,700 MW de carga industrial interrumpible; adicionalmente se activaron reservas de frecuencia (capacidad) en todas las áreas de control de Europa, las cuales rápidamente restauraron la frecuencia a 50 Hz, sin mayores consecuencias. Esta fue la mayor caída de frecuencia en el sistema eléctrico europeo en 13 años[23]. Las causas simultáneas fueron una peculiaridad del diseño del mercado eléctrico, previsible, y la temperatura extrema que provocó la falla en un equipo de medición. Este episodio pone de manifiesto la importancia de contar con buena coordinación entre los países, y con una red robusta y recursos suficientes para hacer frente a situaciones críticas. También advierte la necesidad de adecuar las reglas de los mercados a la gestión de sistemas eléctricos más complejos.
Operación
Energinet evalúa las solicitudes de mantenimientos programados; cuando es necesario las solicitudes se ajustan, y algunas no son aprobadas[24]. Energinet considera 3 estados operativos: normal, alerta y emergencia; cuando un incidente conlleva el riesgo de interrupciones se declara alerta; en esta situación Energinet puede suspender la operación del mercado eléctrico y usar todas las opciones a su disposición para mantener el suministro de energía. Si la operación es inestable y se presentan apagones, pasan al estado de emergencia y hacen preparativos para manejar disturbios sistémicos prolongados. Los fenómenos naturales inciden fuertemente en la confiabilidad del suministro, los últimos años con apagones grandes fueron 2009 y 2015, provocados por un huracán y una tormenta, respectivamente.
En la red de transmisión las instalaciones de 132 y 150 kV están llegando al final de su vida útil y deberán ser modernizadas o remplazadas. En el área de Copenhague, las redes requieren mayores tiempos fuera de servicio por mantenimiento normal. Para resolver esta situación Energinet decidió alimentar el área de Copenhague mediante un cable de 132 kV. Mientras dura la construcción, instruyó a una unidad termoeléctrica cercana a mantenerse en reserva rodante continuamente. Como segunda opción, Energinet puede desconectar carga para evitar sobrecargas en las líneas existentes. Además, ha instalado Compensadores Síncronos Estáticos (Statcom) para mejorar la estabilidad de la red, con mayor regulación y estabilidad de voltaje. También ha modernizado la automatización permitiendo operar la red más cerca de los límites de capacidad de líneas y subestaciones. Por otra parte, el sistema eléctrico actual es más robusto gracias a que los aerogeneradores modernos están equipados con elementos de electrónica de potencia que ayudan a estabilizar el sistema. Este es nuevo requisito para todas las unidades generadoras[25].
Los párrafos anteriores describen mejoras en diversos componentes del sistema eléctrico que aumentan su confiabilidad a cambio de inversiones significativas de los distintos participantes.
Mercados eléctricos
A fines del siglo XX Dinamarca, Noruega, Suecia y Finlandia establecieron el mercado eléctrico nórdico (Nord Pool). Desde 2015 Nord Pool opera los mercados de día en adelante e intradía de las dos áreas eléctricas de Dinamarca. La occidental participa en el mercado Europeo Continental y la oriental en el Nórdico[26].
Los acuerdos entre países son supervisados por el regulador de la Unión Europea, ACER[27], quien armoniza las reglas del comercio internacional y establece lineamientos para asignaciones de capacidad de los enlaces transfronterizos y para administrar la congestión. Cada generador es responsable de equilibrar la electricidad que producen sus propias centrales, aunque puede asignar esta responsabilidad a un tercero. Los costos de mantener el equilibrio los asumen los participantes que causan el desequilibrio ya sean generadores o consumidores.
Precios
Entre 2008 y 2016 el precio promedio del componente de energía al menudeo cayó de 7.33 a 3.9 ȼ€/kWh, en parte por el desplazamiento de los combustibles fósiles. En contraste, el pago por transmisión y distribución aumentó de 4.6 a 5.8 ȼ€/kWh en el mismo período[28], debido a las inversiones en redes para modernizarlas y fortalecerlas.
En 2018 el precio medio de la tarifa doméstica fue 31.01 ȼ€/kWh (35.8 ȼ usd), compuesto por 18% de energía, 17% de redes, 23% de IVA y 42% de otros impuestos que incluyen el subsidio a las energías renovables, llamado Public Service Obligation[29]. En conclusión, el costo del servicio es el 35% del total que pagan los usuarios domésticos y se divide aproximadamente en partes iguales entre energía y redes. Los impuestos comprenden el 65%, lo que hace el servicio eléctrico residencial en Dinamarca el más caro de los 36 países de la OCDE[30]. En cambio, la tarifa industrial promedio es la 9a más baja en la OCDE debido a que la tasa de impuestos es relativamente baja. Cabe destacar que en esta lista las tarifas promedio de EUA ocupan los lugares 5° la residencial y 2° la industrial entre las más bajas y las de México, 1° y 7°, respectivamente.
Los impuestos y subsidios pueden provocar distorsiones en las inversiones y en los patrones de consumo. Por ejemplo, el calor no paga impuestos mientras que los de la electricidad son elevados, entonces algunos equipos eléctricos, como las bombas de calor, han tenido un despliegue modesto, al mismo tiempo, se ha impulsado el autoabastecimiento de electricidad en proyectos ineficientes.
Las centrales que producen energía con fuentes renovables, incluyendo desechos orgánicos, y las de cogeneración municipales tienen acceso prioritario a la red. Los aerogeneradores ubicados en tierra reciben un subsidio para cubrir sus costos de equilibrio. Los aerogeneradores en el mar no reciben este subsidio en forma directa, pero lo incorporan en sus ofertas en las subastas[31]. La mayor parte de los apoyos a las energías renovables se financian con el impuesto Public Service Obligation, ya mencionado. Por décadas, empresas y consumidores finales han contribuido a la transición verde por medio del PSO en sus recibos de energía. El PSO empezó a disminuir en 2017 y será cancelado en enero de 2022, cuando los apoyos a las energías limpias saldrán del presupuesto nacional. Con esto se busca recuperar la competitividad de las empresas danesas, eliminar distorsiones en patrones de consumo y ciertos patrones de inversión, y atraer inversión a las energías limpias[32].
En materia de impuestos, subsidios, incentivos y regulaciones, Dinamarca ha variado el rumbo y hecho ajustes que reflejan tanto cambios de circunstancias como experimentos fallidos. Se impuso un impuesto a las emisiones de CO2 que fue muy criticado y eventualmente se eliminó; recientemente volvió a establecerse. Ha habido cambios en los objetivos de los impuestos y casos cuestionados porque los costos son apropiables mientras los beneficios son compartidos con terceros. El uso de instrumentos económicos es complicado por sus ramificaciones sobre la distribución de costos y beneficios en la sociedad y entre los países.
Políticas públicas
Desde 1984 la DEA aplica un modelo de proyecciones y análisis de impactos en energía y clima, y realiza análisis de sensibilidad relacionados con hipótesis inciertas. Hace varias décadas Dinamarca tomó la decisión estratégica de alcanzar y mantener el liderazgo en el desarrollo tecnológico asociado a las energías limpias. En 2016 el 57% de las exportaciones de tecnología en energía fue de energías verdes. El país tiene programas de colaboración bilateral con 12 países, incluido México, para apoyar la estrategia y la planificación en energía, con el fin de promover soluciones efectivas y sostenibles[33].
El Acuerdo de Energía de junio de 2018 es el más reciente, asegura el financiamiento de tres proyectos eólicos en el mar, adopta subastas neutras a las tecnologías, relaja impuestos a las tarifas e incorpora medidas para el ahorro de energía. Por otra parte, nuevas regulaciones de la UE imponen normas de emisiones más estrictas para vehículos en general[34].
Conclusiones
La historia democrática y cultural de Dinamarca se origina en siglo XVII y se consolida y fortalece durante más de 350 años. Hoy día es uno de los países más avanzados en la eficacia de su gobierno, la mayoría de su gente tiene niveles elevados de bienestar, educación y rectitud. El gobierno cambia cada 4 años o menos, pero la alternancia no afecta a las instituciones ni modifica los elementos sustanciales de las políticas públicas o los programas de largo plazo. Esto se debe a que los procesos políticos de toma de decisiones trascendentales son prolongados y transparentes, y en ellos intervienen todas las partes interesadas de la sociedad. Las decisiones mismas quedan plasmadas en acuerdos políticos amplios que representan el consenso mayoritario y, por lo tanto, son compromisos para los gobiernos sucesivos. Los pactos políticos se respetan y la población tiene confianza en el gobierno. Esto no significa que no haya discrepancias, las oposiciones minoritarias expresan libremente sus opiniones y, eventualmente, consiguen incorporarlas en los acuerdos.
Esta es la base sobre la cual, durante 40 años, el país ha edificado una industria eléctrica que va a la vanguardia en la integración de las energías variables. Con 36 años de tradición, la planificación sistemática es el aparato fundamental para el diseño integral y coherente de la industria eléctrica y el establecimiento de políticas públicas de energía y ambiente. Las instituciones con responsabilidades técnicas especializadas: DEA (planificación integral y aplicación de políticas públicas), DUR (regulación) y Energinet (seguridad de suministro) son acervo esencial del país para conducir la transformación del sistema eléctrico. Durante los años 90 hubo amplias discusiones sobre la liberalización de la industria, a principios del siglo XXI se realizó la reforma eléctrica y se sentaron las bases para acelerar los cambios. La estabilidad de las decisiones es la base para ejecutar y consolidar programas de inversión de largo plazo. Esto no significa inmovilidad. Avances tecnológicos, cambios en las curvas de demanda, expansiones y remplazos en generación y en redes eléctricas y, en el plano internacional, interdependencias con otros países de la Unión Europea, conducen a la modificación y actualización de planes e instrumentos regulatorios y económicos. En síntesis, las políticas públicas y las grandes metas de largo plazo son el marco de referencia estable, mientras que a cada gobierno le corresponde adecuar e iniciar acciones para alcanzar las metas de corto plazo.
El fenómeno del cambio climático condujo a la decisión de transformar la generación de electricidad de combustibles fósiles a energías limpias. El único recurso renovable abundante en Dinamarca es el viento, que es la base de la generación actual, complementada por las bioenergías y, recientemente, el sol. Desde el principio el gobierno apoyó decididamente el desarrollo de la tecnología eólica en todas sus dimensiones, incluyendo a tecnólogos, fabricantes, instaladores y operadores. Los apoyos han incluido subsidios, tarifas especiales para financiar la industria eólica, órdenes a los municipios para designar terrenos donde desarrollar proyectos en tierra y a las empresas para construir parques eólicos, y subastas para el desarrollo de proyectos eólicos marinos[35].
La segunda gran decisión fue el fortalecimiento y la preparación de las redes eléctricas con tecnologías avanzadas de electrónica de potencia y telecomunicaciones para incorporar una proporción creciente de energías variables, manteniendo altos niveles de seguridad en el suministro.
Tercero, con visión de largo plazo resultó evidente la necesidad de apoyarse en los países vecinos para dar viabilidad a las metas. La influencia de Dinamarca en las políticas de energía de la Unión Europea ha sido sustancial. Ir adelante de otros países en la ejecución de su estrategia le ha permitido exportar tecnología e impulsar la implantación de planes, regulaciones y prácticas operativas y de mercado progresistas, compatibles con sus metas internas, primero en el sistema eléctrico Nórdico y después en el conjunto de la UE.
Cuarto. El Acuerdo de Energía de junio de 2018 compromete la meta de alcanzar emisiones netas nulas de gases con efecto invernadero en 2050, así como la de reducirlas significativamente para el año 2030. El análisis de este Acuerdo y sus implicaciones será el tema del próximo artículo
Sugiero que “Alcanzando a Dinamarca” también es metáfora aplicable a países interesados en lograr que sus sistemas de energía sean ambientalmente sostenibles.
[1] https://knoema.com/atlas/Denmark/datasets, https://knoema.com/atlas/Mexico/datasets datos de 2018, (acceso, 2 junio 2020)
[2] DUR, National Report 2019 for Denmark, p.3
[3] El TSO es el equivalente a Cenace y CFE-Transmisión en conjunto
[4] DUR, National Report 2019 for Denmark, p.7
[5] https://ens.dk/en/our-services/statistics-data-key-figures-and-energy-maps/annual-and-monthly-statistics (acceso, 19 junio 2020)
[6] Cálculos propios a partir de: https://ens.dk/en/our-services/statistics-data-key-figures-and-energy-maps/annual-and-monthly-statistics(acceso, 22 Junio 2020)
[7] UN Statistics Division: Energy Statistics Database (acceso, 12 junio 2020)
[8] https://ens.dk/en/our-services/statistics-data-key-figures-and-energy-maps/annual-and-monthly-stat2017istics (acceso, 22 junio 2020)
[9] Cuando los embalses de Noruega no están llenos, ofrecen su energía al precio marginal del norte de Europa Continental, generalmente determinado por alguna carboeléctrica.
[10] 2018 EUROSTAT, European Union, Renewable Energy share in electricity generation
[11] https://ens.dk/en/our-services/statistics-data-key-figures-and-energy-maps/annual-and-monthly-statistics (acceso, 22 junio 2020)
[12] https://en.energinet.dk/Infrastructure-Projects/Projektliste/COBRAcable (acceso, 24 junio 2020)
[13] DUR, National Report 2019 for Denmark, p.5
[14] Cálculos propios para 2018 a partir de http://knoema.com/ECGHGEST2018/eu-country-factsheets
[15] ENTSO E, Ten Year Network Development Plan, https://tyndp.entsoe.eu/ (acceso, 18 junio 2020)
[16]https://transparency.entsoe.eu/generation/r2/installedGenerationCapacityAggregation (acceso, 11 junio 2020)
[17] IEEE, Electric Power Systems. A Conceptual Introduction, von Meier Alexandra, 2006, p.233
[18] Energinet, Security of Electricity Supply Report 2018, p.9
[19] Danish Ministry of Energy, Utilities and Climate, Denmark: Energy and Climate Pioneer. Status of the Green Transition, April, 2018, p.15
[20] Energinet, Security of Electricity Supply Report 2018, pp.13-14
[21] DUR, National Report 2019 for Denmark, p.31
[22] ENTSO E, Power Facts Europe, noviembre 2018, p.50
[23] ENTSO-E Continental Europe Significant Frequency Deviations –2019
[24] Energinet, Security of Electricity Supply Report 2018, p.19
[25] Energinet, Security of Electricity Supply Report 2018, p.7,12 y 14
[26] DUR, National Report 2019 for Denmark, p.19
[27] DUR, National Report 2019 for Denmark, pp.20 y 27
[28] DERA, National Report Denmark 2017, p.30
[29] DUR, National Report 2019 for Denmark, p.10
[30] IEA, Key World Energy Statistics, 2019, p.53
[31] DUR, National Report 2019 for Denmark, p.22
[32] Danish Ministry of Energy, Utilities and Climate, Denmark: Energy and Climate Pioneer. Status of the Green Transition, Abril, 2018, pp.29-30
[33] Danish Ministry of Energy, Utilities and Climate, Denmark: Energy and Climate Pioneer. Status of the Green Transition, Abril, 2018, pp.24-25
[34] Danish Energy Agency, 2019 Denmark’s Energy and Climate Outlook, p.12
[35] Law Business Research, The Energy Regulation and Markets, 8th edition, 2019
