Se proponen nuevas tarifas en Sudáfrica para mitigar los déficits de la red nacional

Imagen cortesía de: Phoenix0013

Según Corne van der Westhuizen, Sudáfrica podría aliviar los déficits en la capacidad de transmisión con una tarificación nodal que fomentara la fotovoltaica en zonas de menor producción con menos restricciones en la red y optimizando los emplazamientos de las centrales eólicas y de CSP.

Sudáfrica ha sido testigo de 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.

Habiéndose enfrentado a continuas dificultades financieras, el operador eléctrico Eskom no ha vinculado el aumento en la capacidad de generación con la necesidad de fortalecer la red eléctrica, particularmente en la soleada Provincia Septentrional del Cabo, donde la electricidad proveniente de energía fotovoltaica se ha disparado.

Hasta la fecha, el REIPPPP ha contratado 3,4 GW de potencia eólica, 2,4 GW de fotovoltaica y 400 MW de CSP. La Provincia Septentrional del Cabo alberga el 65 % de la electricidad fotovoltaica contratada en los períodos de subasta acontecidos hasta el momento y el 100 % de las centrales de CSP.

La introducción de la tarificación nodal para el fomento de las energías eólica y solar podría llevarse a cabo utilizando las pérdidas de transmisión, costes de infraestructura, centros de carga de datos y otras consideraciones socioeconómicas reales con el objeto de facilitar un uso más eficiente de las infraestructuras de transmisión, según explicó Van der Westhuizen en la conferencia CSP Today Sudáfrica 2016 celebrada el 8 de junio.

Las restricciones en la red eléctrica a nivel de subestación pueden salvarse mediante inversiones relativamente moderadas de los productores independientes de energía (IPP, por sus siglas en inglés), pero la supresión de las restricciones en los límites de transferencia por área, tales como las previstas para los próximos años en la Provincia Septentrional del Cabo, exigirán que Eskom, en la actualidad falto de efectivos, realice inversiones notables en la red eléctrica, dijo Van der Westhuizen.

“Esto supone al menos cuatro líneas de 400 kV construidas desde la Provincia Septentrional del Cabo, bien hasta Ciudad del Cabo o hasta Johannesburgo, los principales centros de carga. La pregunta es... ¿merece la pena o hay otra alternativa?”, agregó.

Las zonas cercanas a la Provincia Septentrional del Cabo aún disponen actualmente de grandes volúmenes de potencia de red en la subestación, además de que el nivel de límite de trasferencia por área y la tarificación nodal podrían fomentar el desarrollo de centrales fotovoltaicas en estas áreas con objeto de disminuir los costes de red, dijo Van der Westhuizen.

Limitar la necesidad de desarrollo de infraestructuras de transmisión podría acelerar la implantación de energías renovables y reducir la cuenta de gastos de Eskom.

Ubicación de la fotovoltaica

La Provincia Septentrional del Cabo posee los niveles de rendimiento de radiación solar más altos de Sudáfrica. La diferencia entre los rendimientos más altos en el oeste de la Provincia Septentrional del Cabo y los más altos en las zonas costeras occidentales es de alrededor del 20 % para la tecnología de seguimiento de eje único, y para sistemas de ángulo fijo es superior al 50 %.

Según los cálculos iniciales establecidos en función de múltiples hipótesis y datos de alto nivel, los rendimientos menores en las zonas colindantes con la Provincia Septentrional del Cabo podrían compensarse con ahorros en las pérdidas de transmisión y en los costes de las infraestructuras de transmisión, aseguró Van der Westhuizen.

Gran parte del país posee rendimientos de fotovoltaica de alrededor del 10 % menores que los mayores de la Provincia Septentrional del Cabo, y estas zonas podrían desarrollarse al mismo coste global o menor para el consumidor, aseguró.

“La diferencia entre la zona donde se está produciendo la mayor parte del desarrollo y las zonas colindantes que disponen de potencia eléctrica es probablemente del 5 %”, destacó.

Los cálculos se han efectuado siguiendo el principio de que las pérdidas medias para toda la red sudafricana son del 3,2 % y estas pueden variar entre el 3 % y el 10 % según la longitud y la carga de la línea de transmisión.

“Partiendo de la hipótesis de que la energía debe evacuarse a entre 500 y 1000 km de las áreas de mayor rendimiento, se puede asumir una pérdida por transmisión de aproximadamente el 5 %. Si nos acercamos a los centros de carga, probablemente podremos ahorrar un 2,5 %, es decir, la mitad de las pérdidas de la red”, explicó Van der Westhuizen.

Las restricciones previstas en la Provincia Septentrional del Cabo podrían suponer pérdidas por transmisión en los valores más altos del intervalo de 3 % a 10 %, señaló.

Mediante una factorización de las inversiones necesarias para la red, el estudio mostró que los costes de transmisión para una generación remota de fotovoltaica de alto rendimiento en la Provincia Septentrional del Cabo podrían suponer unos 315 millones de rand (21,3 millones de dólares americanos) por cada 75 MW de capacidad de generación. Asumiendo una amortización a 20 años sobre las líneas de transmisión, los costes de infraestructura de una central de seguidor único podrían ascender a unos 18 cts. de rand/kWh (1,2 cts. de dólar/kWh), lo que representa un incremento del 25 % sobre la tarifa de 70 cts. de rand/kWh para una central de seguidor único en las zonas de mayor rendimiento, explicó Van der Westhuizen.

Esto implica que el efecto de la tarificación nodal debería ser al menos de 10 cts. de rand/kWh para permitir el desarrollo de centrales de seguimiento de eje único en las zonas colindantes con mayor disponibilidad de conexión a la red eléctrica.

Híbrido de solar y eólica

Van der Westhuizen explicó que, aunque todas las tecnologías deberían competir sobre los precios de la electricidad, la tarificación nodal establecida en la fotovoltaica tendría un efecto distinto en los emplazamientos de energía eólica, puesto que las pequeñas diferencias en los recursos eólicos tienen un impacto mayor en el rendimiento y estos no pueden compensarse con ahorros en las pérdidas y en los costes de infraestructuras.

“Si se hicieran los mismos cálculos no hallaríamos desplazamiento en la eólica con una señal de tarificación nodal de entre el 5 y el 10 %”, dijo.

Además, los emplazamientos de las centrales de CSP dependen más de otros factores como la disponibilidad de agua en la localidad, destacó.

Para lograr una generación híbrida equilibrada y optimizada, debería diseñarse el mecanismo de tarificación nodal de forma que priorizara los proyectos eólicos y de CSP en determinadas zonas, dijo.

“Si la señal de tarificación es adecuada para la tarificación nodal, establecerá automáticamente dicha prioridad en determinadas áreas para las tecnologías que no pueden desplazarse, al tiempo que desplazará otras tecnologías”, explicó Van der Westhuizen.

El siguiente paso debería ser un estudio integral por parte de Eskom, de forma que las fórmulas finales se “apliquen al procedimiento de contratación pública y estén presentes en los criterios de evaluación”, dijo.

Van der Westhuizen señaló también que se prevé que aumente la influencia de los costes de transmisión sobre los precios al consumidor, en relación con los costes de las energías renovables.

“Conforme los precios [de las renovables] disminuyan, esta influencia será cada vez más importante y se prestará mayor atención a costes externos tales como las pérdidas en la red eléctrica y los costes de infraestructura”.

CSP Today

Traducido por Vicente Abella

 

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