El futuro de la CSP en Sudáfrica depende de las políticas para la red eléctrica

Los promotores de CSP en Sudáfrica trabajarán estrechamente con el operador Eskom para desarrollar modelos de cofinanciación en las conexiones de red que impulsen el desarrollo de un mercado frenado por la debilidad de las finanzas públicas y la incertidumbre en los objetivos de capacidad

Sudáfrica ha registrado una rápida expansión de las energías renovables desde que puso en marcha el Programa de Contratación de Productores Independientes de Energías Renovables (REIPPPP, por sus siglas en inglés) en 2011.

Según el nuevo borrador del plan integrado de recursos (PIR) publicado por el ministerio de energía el 22 de noviembre, se retirarán las dotaciones para la CSP a partir de 2020, lo que ha generado gran preocupación en el sector.

Los promotores sostienen que la CSP puede proporcionar una capacidad de almacenamiento de energíacrucial y esperan que se puedan introducir cambios en el PIR durante la fase de consultas.

En la actualidad hay tres proyectos de 100 MW de CSP en fase de construcción en Sudáfrica, los cuales se espera que entren en funcionamiento entre 2017 y 2018. Las centrales Xina Solar One de Abengoa, Kathu de Engie e Ilanga 1 de Emvelo utilizarán tecnología de sistema cilíndrico-parabólico y han sido las tres adjudicatarias de la licitación de la tercera ronda del REIPPPP.

ACWA Power también está a la espera de la firma de un acuerdo de compra de electricidad (PPA, por sus siglas en inglés) para su central de 100 MW Redstone, la cual, una vez completada, sumará una capacidad instalada total de CSP de 600 MW.

 

 

Los proyectos de CSP adjudicados hasta la fecha se encuentran en ubicaciones privilegiadas con el mejor acceso posible a la capacidad de transporte. Todos los proyectos se han construido en la luminosa Provincia Septentrional del Cabo, la cual alberga el 65 % de los 2,9 GW de energía solar encargados hasta el momento en Sudáfrica.

Los promotores de las centrales asumen los riesgos asociados con las conexiones de las subestaciones. Los futuros proyectos dependerán de la inversión requerida para la red de transporte de Sudáfrica, lo que supone un nivel adicional de complejidad.

“El ámbito de competencia de los proyectos independientes de energía [productores independientes de energía] está relacionado exclusivamente con la conexión de la central CSP con la red de transporte. La mejora y el mantenimiento de la infraestructura de transporte la lleva a cabo Eskom”, explicó Mohamed Hoosen, director general de Engie en Sudáfrica, a CSP Today.

Habiendo tenido que enfrentarse a continuas dificultades financieras, Eskom no ha relacionado la expansión de la capacidad de generación con la necesidad de fortalecer la red eléctrica, especialmente en la luminosa Provincia Septentrional del Cabo, donde la capacidad de la fotovoltaica se ha disparado.

Los tres primeros períodos de subasta del REIPPP agotaron gran parte de la capacidad de la red de transporte disponible en las provincias Septentrional, Oriental y Occidental del Cabo, según un documento de análisis elaborado por los asesores de la oficina gubernamental de productores independientes de energía y por Eskom.

“Tenemos la necesidad urgente de generar una capacidad adicional en la red de transporte para el REIPPP”, explicaron los autores del documento de análisis, publicado originalmente por Energize en junio de 2015.

La demanda de proyectos ha seguido disparándose y las solicitudes de energía renovable quintuplicaron su límite para la ronda 4.5 de la licitación del REIPPPP celebrada en 2015, según afirmó en marzo Tina Joemat-Pettersson, ministra de Energía de Sudáfrica. Las ofertas presentadas sumaron 9,5 GW, y 6,5 GW de esta potencia estaba destinada a proyectos para la Provincia Septentrional del Cabo.

Todavía no se había presupuestado el fortalecimiento necesario de la red eléctrica de la Provincia Septentrional del Cabo cuando se produjo la actual determinación de precios multianual reglamentada (MYPD3) para las tarifas eléctricas de 2017/18, según aseguró Joemat-Pettersson.

“Hasta que se consigan más fondos para los proyectos de transporte y para sufragar los costes de desarrollo e inversión correspondientes para conectar a los productores independientes, la inversión privada en la red eléctrica sigue siendo una buena opción para abordar las restricciones de financiación e implantación experimentadas”, afirmó.

Trabajos en curso

El proyecto de CSP más avanzado de la ronda tres es Xina Solar One, el cual se espera que entre en funcionamiento en el segundo trimestre de 2017.

El proyecto entró en la fase de puesta en marcha en noviembre de 2016, según dijo Santiago Lopez Perez, director del proyecto Xina Solar One, a CSP Today.

“Xina Solar One está en estos momentos completa en más de un 95 %. Estamos muy cerca de finalizar las principales actividades de construcción (mecánica, electricidad, instrumentación y control) y hemos entrado ya en la fase de puesta en marcha”, explicó.

Xina Solar One alimentará de electricidad a la subestación adyacente Paulputs a través de una línea de transporte cuya construcción llevó tres meses. El promotor español construyó, financió y será propietario y operador de esta nueva línea de 220 kV y 5,4 millones de dólares, según un informe del proyecto elaborado por el Banco Africano de Desarrollo.

La central KaXu de 100 MW de Abengoa, que entró en fase de explotación en marzo de 2015, ya transporta electricidad a la subestación Paulputs. La central depende de una línea de transporte de 220/132 kV construida por Eskom para conectar la central a la subestación.

Se ha añadido también un segundo transformador a la subestación para incorporar la nueva potencia. El trabajo del trasformador lo ha llevado a cabo la contrata sudafricana Tyris Construction, cuyo coste registrado asciende a 17,6 millones de rands.

La central Ilanga 1 de Emvelo se conectará a la red eléctrica por medio de una línea de 400 kV que construirá Eskom, la cual se conectará posteriormente a la subestación Gordonia de 132 kV en el primer trimestre de 2017, según ha declarado Emvelo.

“La forma de mitigar los problemas de conexión de la red en el futuro es que el operador eléctrico, Eskom, ponga en marcha sus planes de trasporte lo antes posible mediante una asociación con los promotores, con objeto de construir la red y entregar la infraestructura construida al operador”, ha dicho Pancho Ndebele, jefe ejecutivo de Emvelo y presidente de la Asociación de Electricidad Solar Térmica de África Meridional.

Futuros desafíos

Las restricciones en la capacidad de la red eléctrica suponen un motivo de preocupación para cualquier proyecto de energías renovables, lo que ha suscitado propuestas de implantación de nuevos mecanismos tarifariospara mitigar las deficiencias de la red.

Podría introducirse una tarificación nodal para respaldar el desarrollo de la fotovoltaica en las zonas de producción inferior con menos limitaciones en la red eléctrica y optimizar el emplazamiento de las centrales eólicas y de CSP, según dijo Corne van der Westhuizen, director de desarrollo de proyectos en Juwi, a CSP Today el 8 de junio en la conferencia de Sudáfrica 2016.

“Tal y como se han sucedido las cosas a finales de 2015, existe al parecer una deficiencia en la capacidad del transformador en la región central de la Provincia Septentrional del Cabo”, dijo van der Westhuizen.

“Hay aproximadamente 1300 MW disponibles en la provincia actualmente; esta cifra no tiene en cuenta todavía las asignaciones urgentes [6500 MW] de la ronda [2015]. Si se retiran estas, habrá restricciones importantes en las líneas de transmisión de la región”, explicó.

Antes de las recientes ofertas del PIR, los promotores se habían visto enfrentados a una serie de riesgos relativos a los plazos de los proyectos. Estaba previsto que la ronda de licitación 4.5 asignara 450 MW de potencia de CSP, pero los resultados aún están por anunciar.

Además, el operador estatal Eskom se demoró en la firma del contrato de compra de energía (PPA) con Redstone, según informan debido a que el rand se debilitó respecto del dólar americano, lo que incrementó el coste del contrato.

Pese a las incertidumbres en materia de regulación, Sudáfrica ha registrado un alto grado de interés por parte de los promotores desde el lanzamiento del REIPPPP, y algunos siguen viendo un gran potencial.

Según Hoosen, para Engie Sudáfrica sigue siendo un mercado clave en lo referente a la nueva capacidad.

“Engie ha estado presente en Sudáfrica desde hace nueve años y tenemos intención de continuar desarrollando centrales eléctricas en el país”, aseguró.

 

Por Heba Hashem

Traducido por Vicente Abella

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